ГРСИ 83048-21: Счетчики электрической энергии многофункциональные ТЕ2000. Поверка

УТВЕРЖДЕНО

приказом Федерального агентства

по техническому регулированию

и метрологии

от «15» сентября 2021 г. № 2023

Лист № 1

Регистрационный № 83048-21Всего листов 27

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Счетчики электрической энергии многофункциональные ТЕ2000

Назначение средства измерений

Счетчики предназначены для измерения и многотарифного учета активной и реактив-

ной энергии (в том числе и с учетом потерь) прямого и обратного направления и четырехквад-

рантной реактивной энергии, измерения параметров сети и параметров качества электрической

энергии (отклонения частоты и напряжений, провалы напряжений и перенапряжения) в трех-

фазных сетях переменного тока.



Описание средства измерений

Принципдействиясчетчиковэлектрическойэнергиимногофункциональных

ТЕ2000 основан на цифровой обработке входных аналоговых сигналов. Управление процессом

измерения и всеми функциональными узлами счетчика осуществляется высокопроизводитель-

ным микроконтроллером (МК), который реализует измерительные и управляющие алгоритмы в

соответствии со специализированной программой, помещенной в его внутреннюю память про-

грамм. Управление узлами производится через аппаратно-программные интерфейсы, реализо-

ванные на портах ввода/вывода МК

Измерительная часть счетчиков выполнена на основе аналого-цифрового преобразова-

теля (АЦП), встроенного в микроконтроллер. АЦП осуществляет выборки мгновенных значе-

ний величин напряжения и тока. Микроконтроллер по выборкам мгновенных значений напряже-

ния и тока производит вычисление средних за период сети значений частоты, напряжения, тока,

активной и полной мощности, производит ихкоррекцию по амплитуде, фазе и температуре.

Вычисления средних за период сети значений мощностей и среднеквадратических зна-

чений напряжений и токов производится по следующим формулам:

n



1

Ui



Ii

для активной мощностиP



i



0

n

,(1)

для полной мощностиS



2



n



1

Ii

n



1

Ui



i



0

n

i



0

,(2)

для реактивной мощностиQ



S

2



P

2

,(3)



n



1

Ui

2

i



0

n

для напряженияU

скз



,

(4)

2



n



1

Ii

i



0

n

для токаI

скз



,

(5)

Лист № 2

Всего листов 27

гдеUi, Ii - выборки мгновенных значений напряжения и тока;

n- число выборок за период сети.

Вычисление активной и реактивной мощности потерь за период сети в каждой фазе про-

изводится по следующим формулам:

U

I

н

































U

II

























P

п





I



2



P

п.л.ном





I

н



2



P

п.н.ном





U

н



2



P

п.хх.ном

,

(6)

Q

п





I

н



2



Q

п.л.ном





I

н



2



Q

п.н.ном





U

н



4



Q

п.хх.ном

,

(7)

гдеI- среднеквадратическое значение тока за период сети (5);

U- среднеквадратическое значение фазного напряжения (4);

P

п.л.ном

- номинальная активная мощность потерь в линии электропередачи;

P

п.н.ном

- номинальная активная мощность нагрузочных потерь в силовом трансформато-

ре;

P

п.хх.ном

- номинальная активная мощность потерь холостого хода в силовом трансформа-

торе;

Q

п.л.ном

- номинальная реактивная мощность потерь в линии электропередачи;

Q

п.н.ном

- номинальная реактивная мощность нагрузочных потерь в силовом трансформа-

торе;

Q

п.хх.ном

- номинальная реактивная мощность потерь холостого хода в силовом трансфор-

маторе;

Номинальные мощности потерь вводятся в счетчик как конфигурационные параметры и

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

нальном токе и напряжении счетчика.

Счетчики являются двунаправленными измерителями и измеряют проекции вектора

полной мощности на активную и реактивную оси круга мощностей. При этом образуются че-

тыре канала измерения и учета активной и реактивной мощности прямого и обратного направ-

ления.

Знаки однофазных измерений активной и реактивной мощности всегда соответствуют

реальному направлению потока мощности в каждой фазе сети. При этом:

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

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

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

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

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

индуктивная 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 между током и напряжением в каждой фазе от 0° до 180° (импорт);

– обратному направлению (к генератору) реактивной энергии R- (мощности Q-) соот-

ветствует фазовый сдвиг между током и напряжением в каждой фазе от 180° до 360° (экспорт).

Вычисление средних за период сети мощностей трехфазной системы производится сум-

мированием соответствующих мощностей однофазных измерений. Знаки трехфазных измере-

ний мощности и знаки каналов учета трехфазной энергии формируются по-разному, в зависи-

мости от конфигурации счетчика. Различаются следующие режимы работы счетчика в зависи-

мости от конфигурации:

– двунаправленный режим измерения активной и реактивной энергии и мощности,

4 канала (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 (конфигурируемый);

Лист № 3

Всего листов 27

– однонаправленный реверсный режим измерения активной и реактивной энергии и

мощности (по модулю) 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.

Знаки мощностей однофазных и трехфазных измерений в двунаправленном

Таблица 1 -

режиме

Квадрант

вектора

полной

мощности S

Двунаправленный режим (4 канала)

Канал учетаЗнак мощностиЗнак мощностиКаналы

энергии трехфаз- трехфазных изме- однофазных изме- телеметрии

ных измеренийренийрений

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 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+

Лист № 4

Всего листов 27

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 за период сети значениям активной и реактивной мощности трехфаз-

ной системы формируются импульсы телеметрии на двух конфигурируемых испытательных

выходах счетчика. Сформированные импульсы подсчитываются контроллером и сохраняются в

регистрах текущих значений энергии и профиля мощности по каждому виду энергии (мощно-

сти) и направлению до свершения события. По свершению события, текущие значения энергии

или мощности добавляются в соответствующие энергонезависимые регистры учета энергии и

массивы профиля мощности. При этом в качестве события выступает время окончания текуще-

го тарифа или время окончания интервала интегрирования мощности для массива профиля,

определяемое по встроенным энергонезависимым часам реального времени.

При учете потерь импульсы телеметрии формируются с учетом мощности потерь

(P±P

п

формулы (1), (6), Q±Q

п

формулы (3), (7)), подсчитываются контроллером и отдельно со-

храняются в регистрах текущих значений энергии и профиля мощности с учетом потерь по

каждому виду энергии (мощности) и направлению до свершения события. Знак учета потерь

является конфигурационным параметром счетчика и зависит от расположения точки учета и

точки измерения.

Функциональные возможности

Счетчики обеспечивают:

‒ многотарифный учет активной и реактивной энергии прямого и обратного направле-

ния и четырехквадрантной реактивной энергии в трехфазной системе и не тарифицированный

пофазный учет;

‒ не тарифицированный учет активной и реактивной энергии с учетом потерь в линии

электропередачи и силовом трансформаторе;

‒ ведение двух четырехканальных массивов профиля мощности нагрузки с програм-

мируемым временем интегрирования;

‒ ведение многоканального профиля параметров с программируем временем интегри-

рования;

‒ измерение параметров трехфазной сети и параметров качества электрической энер-

гии;

‒ ведение журналов событий.

Счётчики позволяют управлять нагрузкой посредством встроенного реле управления

нагрузкой, с возможностью аппаратной блокирования срабатывания, и формировать сигнал

управления нагрузкой на конфигурируемом испытательном выходе по различным программи-

руемым критериям.

Счетчики имеют интерфейсы связи, поддерживают ModBus-подобный, СЭТ-4ТМ.02-

совместимый протокол обмена, и предназначены для работы, как автономно, так и в составе ав-

томатизированных систем контроля и учета электроэнергии (АИИС КУЭ) и в составе автомати-

зированных систем диспетчерского управления (АСДУ).

Счетчики внутреннейустановки, в том числе с установкой на DIN-рейку,

предназначены для работы в закрытых помещениях с диапазоном рабочих температур от минус

40 до плюс 70



С. Счетчики наружной установки имеют расщепленную архитектуру, предна-

Лист № 5

Всего листов 27

значены для работы в диапазоне температур от минус 40 до плюс 70



С, не чувствительны к

воздействию солнечной радиации, инея и росы.

Варианты исполнений

Счетчики выпускаются в различных модификациях, которые отличаются номинальным

(базовым) током, номинальным напряжением, способом подключения к электрической сети,

наличием реле управления нагрузкой, наличием радиомодема, способом установки (внутри или

снаружи помещений, на DIN-рейку), типом встроенного интерфейсного модуля и типом уста-

новленного дополнительного интерфейсного модуля. Счётчики всех вариантов исполнения

имеют оптический интерфейс. Варианты исполнения счетчиков приведены в таблице 5. Вари-

анты исполнения встроенного интерфейсного модуля приведены в таблице 6. Варианты испол-

нения дополнительных интерфейсных модулей приведены в таблице 7.

Наличие

RS-485

УсловноеНоминальное

(макси-ной/

Таблица 5 – Варианты исполнения счетчиков

Номи-Класс

нальный/точности из-

обозначение

базовый

напряжение,

мерения актив-

Реле

счетчика

мальн

ы

й)

В

ре

ак

тивной

ток, А энергии

Резерв- Радио-

ный блок модем

питания(RF2)

Счетчики внутренней установки

5(10)0,5S/1,0-

5

(

10) 3



(57,7-115)/ 0

,

5

S

/1

,

0

-1(2)

(100-200)

0,5S/1,0 -

1(2)0,5S/1,0-

230)/

5(10)0,5S/1,0-

5(10)

3



(120-

0,5S/1,0-

1(2)

(208-400)

0,5S/1,0 -

1(2) 0,5S/1,0 -

5(100)1/1+

5

(

100)

3



(120-230)/ 1/1

-5(100)

(208-400)

1/1 +

ТЕ2000.00

ТЕ2000.01

ТЕ2000.02

ТЕ2000.03

ТЕ2000.04

ТЕ2000.05

ТЕ2000.06

ТЕ2000.07

ТЕ2000.20

ТЕ2000.21

ТЕ2000.22

ТЕ2000.23

+

2

+

-

2

+

2

+

-

2

+

2

+

-

2

+

2

+

-

2

-

+

1

-

+

1

-

1

-

1

5(100)1/1-

Счетчики наружной установки

5(100)1/1+

5

(

100)

3



(120-230)/ 1/1

-5(100)

(208-400)

1/1 +

ТЕ2000.40

ТЕ2000.41

ТЕ2000.42

ТЕ2000.43

5(100)1/1-

-

+

-

+

-

ТЕ2000.60

ТЕ2000.61

ТЕ2000.62

ТЕ2000.63

Счетчики для установки на DIN рейку

5(10) 0,5S/1,0 -

+

2

5

(

10) 3



(57,7-115)/ 0

,5S

/1

,

0

-

+

-

2

1(2)

(100-200)

0,5S/1,0 -

+

2 1(2)

0,5S/1,0 -

+

-

2

Лист № 6

Всего листов 27

Продолжение таблицы 5

Номи-Класс

Условноенальный Номинальное точности изме-

обозначение(макси-напряжение, рения активной/ Реле

счетчика мальный) Вреактивной

ток, Аэнергии

Резервный

блок пи-

тания

модем

Радио-

Наличие

(

R

F2)

RS-485

ТЕ2000.645(10)0,5S/1,0-

ТЕ

2000

.

65

5(10)

3



(120-230)/ 0

,

5

S

/1

,

0

-ТЕ2000.66

1(2)

(208-400)

0,5S/1,0 -

ТЕ2000.671(2)0,5S/1,0-

ТЕ

2000

.

80

5(80)

3



(120-230)/ 1/1

-ТЕ2000.81

5(80)

(208-400)

1/1 -

+

-

+

2

-

2

+

2

-

2

+

1

-

1

модуля

Таблица 6 – Типы встраиваемых интерфейсных модулей

Условное обозначение

Н

а

и

м

ено

в

ание

00Отсутствие интерфейсного модуля

01Коммуникатор GSM ТЕ101.02.01А (сеть 2G)

02Модем PLC

04Коммуникатор 3G ТЕ101.03.01А (сеть 2G+3G)

08Модем ISM M-4.03Т.0.102А (ZigBee 2400 МГц)

10Коммуникатор Wi-Fi ТЕ102.01.01А

11Коммуникатор 4G ТЕ101.04.01А (сеть 2G+3G+4G)

13Коммуникатор NB-IoT ТЕ101.01.01А (сеть 2G+4G NB-IoT)

14Коммуникатор NB-IoT ТЕ101.01.01А/1 (сеть 4G только NB-IoT)

15Модем LoRaWAN M-6Т.ZZ.ZZ

16Модем Bluetooth M-7Т.ZZ.ZZ

17Модем PLC/ISM ТЕ103.01.01А

Примечание - ZZ – вариант исполнения интерфейсного модуля

модуля

Таблица 7 – Типы устанавливаемых дополнительных интерфейсных модулей для

счетчиков внутренней установки (ТЕ2000.01 - ТЕ2000.07, ТЕ2000.20 - ТЕ2000.23)

Ус

лов

н

ое обознач

е

ние

Наименование

00Отсутствие интерфейсного модуля

01Коммуникатор GSM ТЕ101.02.01 (сеть 2G)

02Модем PLC

M-2.01(Т).01 (однофазный)

03Модем PLC

M-2.01(Т).02 (трехфазный)

04Коммуникатор 3G ТЕ101.03.01 (сеть 2G+3G)

05Модем Ethernet М-3.01Т.01

06 Модем ISM М-4.01(Т).ZZ (430 МГц)

07 Модем ISM М-4.02(Т).ZZ (860 МГц)

Лист № 7

Всего листов 27

Продолжение таблицы 7

Условное обозначение Наименование

модуля

08Модем ISM М-4.03Т.0.112 (2400 МГц)

09Модем оптический М-5.01Т.ZZ

10Коммуникатор Wi-Fi ТЕ102.01.01

11Коммуникатор 4G ТЕ101.04.01 (сеть 2G+3G+4G)*

12Коммуникатор 4G ТЕ101.04.01/1 (сеть 2G+3G +4G)**

13Коммуникатор NB-IoT ТЕ101.01.01 (сеть 2G+4G (NB-IoT))

14Коммуникатор NB-IoT ТЕ101.01.01/1 (сеть 4G (только NB-IoT))

15Модем LoRaWAN M-6Т.ZZ.ZZ

16Модем Bluetooth M-7Т.ZZ.ZZ

17 Модем PLC/ISM ТЕ103.01.01 (однофазный)

18 Модем PLC/ISM ТЕ103.01.02 (трехфазный)

Примечания

1ZZ – вариант исполнения интерфейсного модуля

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

денные в таблице со следующими характеристиками:

– при питании от внутреннего источника счетчика с напряжением 12 В ток потребления

не должен превышать 200 мА;

– при питании от внешнего источника величина напряжения изоляции цепей

интерфейса RS-485 модуля от цепей электропитания должна быть 4000 В (среднеквадратиче-

ское значение в течение 1 минуты).

3 * Максимальная скорость

в сети 4G

150 Мбит/с.

4 ** Максимальная скорость

в сети 4G

10 Мбит/с.

Запись счетчика при его заказе и в конструкторской документации другой продукции

должна состоять из наименования счетчика, условного обозначения варианта исполнения в со-

ответствии с таблицей 5, условного обозначения типа встроенного интерфейсного модуля в со-

ответствии с таблицей 6 (может отсутствовать), условного обозначения типа устанавливаемого

дополнительного интерфейсного модуля в соответствии с таблицей 7 (может отсутствовать),

номера настоящих технических условий.

Пример записи счётчика: «Счётчик электрической энергии многофункциональный

ТЕ2000.XX.YY.ZZ ФРДС.411152.007ТУ», где

XX – условное обозначение варианта исполнения счетчика в соответствии с таблицей 5;

YY – условное обозначение встроенного интерфейсного модуля в соответствии с таблицей 6

(00 – нет встроенного интерфейсного модуля);

ZZ – условное обозначение устанавливаемого дополнительного интерфейсного модуля в соот-

ветствии с таблицей 7 (00 – нет устанавливаемого дополнительного интерфейсного модуля).

Счётчики наружной установки вариантов исполнения 40-41 (таблица 5) поставляются с

терминалами в двух вариантах исполнения, что в явном виде указывается при заказе:

–Т-1.02МТ с питанием от сети переменного тока и с резервным питанием от двух алка-

линовых батарей или двух аккумуляторов типоразмера ААА;

–Т-1.02МТ/1 без источника сетевого электропитания и с питанием только от двух алка-

линовых батарей или двух аккумуляторов типоразмера ААА;

Примеры записи счётчика

1«СчётчикэлектрическойэнергиимногофункциональныйТЕ2000.40.02.00

ФРДС.411152.007ТУ с терминалом Т-1.02МТ»;

2«СчётчикэлектрическойэнергиимногофункциональныйТЕ2000.41.00.00

ФРДС.411152.007ТУ с терминалом Т-1.02МТ/1»;

Лист № 8

Всего листов 27

3«СчётчикэлектрическойэнергиимногофункциональныйТЕ2000.41.10.00

ФРДС.411152.007ТУ без терминала».

Подключение счетчиков трансформаторного включения к сети производится через из-

мерительные трансформаторы напряжения и тока. Счетчики с номинальным напряжением

3×(57,7-115)/(100-200) В могут использоваться 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 использоваться

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

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

Счетчики могут конфигурироваться для подключения к трехфазным трехпроводным

сетям по схеме Арона, как двухэлементные.

Счетчики непосредственного включения не чувствительны к постоянной составляю-

щей в цепи переменного тока и предназначены для непосредственного подключения к сети с

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

Тарификация и архивы учтенной энергии

Счетчики ведут многотарифный учет энергии (без учета потерь) в четырех тарифных

зонах, по четырем типам дней в двенадцати сезонах. Дискрет тарифной зоны составляет

10 минут. Чередование тарифных зон в сутках ограничено числом десятиминутных интервалов

в сутках и составляет 144 интервала. Тарификатор счетчиков использует расписание празднич-

ных дней и список перенесенных дней.

Счетчики ведут не тарифицированный учет активной и реактивной энергии с учетом

потерь в линии электропередачи и силовом трансформаторе.

Счетчики, наряду с трехфазным учетом, ведут не тарифицированный пофазный учет

активной и реактивной энергии прямого и обратного направления.

Счетчики ведут архивы тарифицированной учтенной энергии, не тарифицированной

энергии с учетом потерь и не тарифицированный пофазный учет (активной, реактивной

прямого и обратного направления):

‒ всего от сброса (нарастающий итог);

‒ за текущие и предыдущие сутки;

‒ на начало текущих и предыдущих суток;

‒ за каждые предыдущие календарные сутки глубиной до 180 дней;

‒ на начало каждых предыдущих календарных суток глубиной до 180 дней;

‒ за текущий месяц и 36 предыдущих месяцев;

‒ на начало текущего месяца и 36 предыдущих месяцев;

‒ за текущий и 10 предыдущих лет;

‒ на начало текущего и 10 предыдущих лет.

В счетчиках может быть установлено начало расчетного периода отличное от первого

числа месяца. При этом в месячных архивах энергии будет фиксироваться энергия за расчетный

период и на начало расчетного периода, начинающиеся с установленного числа.

Профиль мощности нагрузки

Счетчики ведут два четырехканальных базовых массива профиля мощности нагрузки с

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

мощности прямого и обратного направления.

Примечание – Для счетчиков непосредственного включения и для счетчиков транс-

форматорноговключениянаподключенияхсноминальныминапряжениями

3×(100-115)/(173-200) В время интегрирования мощности может программироваться только в

диапазоне от 1 до 30 минут.

Каждый массив профиля мощности может конфигурироваться для ведения профиля

мощности нагрузки с учетом активных и реактивных потерь в линии электропередачи и сило-

вом трансформаторе со временем интегрирования от 1 до 30 минут.

Глубина хранения базового массива профиля мощности составляет 113 суток при вре-

мени интегрирования 30 минут и 170 суток при времени интегрирования 60 минут.

Профиль параметров

Лист № 9

Всего листов 27

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

висимых массива профиля параметров (расширенные массивы профиля или 3-й и 4-й массивы

профиля) с программируемым временем интегрирования от 1 до 60 минут. Расширенные мас-

сивы профиля могут конфигурироваться в части выбора количества и типа профилируемых па-

раметров, а так же формата хранения данных. Число каналов расширенного массива профиля

может программироваться в диапазоне от 1 до 48, а наименования профилируемых параметров

выбираться из таблиц 8 и 9. Кроме того, в расширенном массиве могут профилироваться все

четыре мощности, как и в базовом массиве.

Таблица 8 – Типы профилируемых параметров для расширенного массива профиля

Наименование параметраОбозна-

чение

1

Напряжение в фазе 1U

1

2

Напряжение в фазе 2 U

2

3

Напряжение в фазе 3 U

3

4

Напряжение прямой последовательностиU

1(1)

5

Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения в фазе 1Ku

1

6

Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения в фазе 2Ku

2

7

Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения в фазе 3Ku

3

8

Коэффициент несимметрии напряжения по нулевой последовательностиК

0U

9

Межфазное напряжение межу фазами 1 и 2U

12

10

Межфазное напряжение между фазами 2 и 3U

23

11

Межфазное напряжение между фазами 3 и 1U

31

12

Коэффициент несимметрии напряжения по обратной последовательностиК

2U

13

Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения между фаза- Ku

12

ми 1 и 2

14

Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения между фаза- Ku

23

ми 2 и 3

15

Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения между фаза- Ku

31

ми 3 и 1

16

Частота сетиF

17

Ток в фазе 1I

1

18

Ток в фазе 2I

2

19

Ток в фазе 3I

3

20

Ток нулевой последовательностиI0

(1)

21

Коэффициент искажения синусоидальности кривой тока в фазе 1K

I1

22

Коэффициент искажения синусоидальности кривой тока в фазе 2K

I2

23

Коэффициент искажения синусоидальности кривой тока в фазе 3K

I3

24

Коэффициент несимметрии тока по нулевой последовательностиК

0I

25

Коэффициент несимметрии тока по обратной последовательностиК

2I

Лист № 10

Всего листов 27

Продолжение таблицы 8

Наименование параметра

26

Температура внутри счетчика

Обозна-

чение

T

27

Положительное отклонение фазного напряжения по фазе 1

28

Положительное отклонение фазного напряжения по фазе 2

29

Положительное отклонение фазного напряжения по фазе 3

30

Положительное отклонение междуфазного напряжения фаз 12

31

Положительное отклонение междуфазного напряжения фаз 23

32

Положительное отклонение междуфазного напряжения фаз 31

33

Положительное отклонение частоты

34

Отрицательное отклонение частоты

35

Отрицательное отклонение фазного напряжения по фазе 1

36

Отрицательное отклонение фазного напряжения по фазе 2

37

Отрицательное отклонение фазного напряжения по фазе 3

38

Отрицательное отклонение междуфазного напряжения фаз 12

39

Отрицательное отклонение междуфазного напряжения фаз 23

40

Отрицательное отклонение междуфазного напряжения фаз 31

δU

1(+)

δU

2(+)

δU

3(+)

δU12(+)

δU23(+)

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,

реактивной, прямого и обратного направления) по каждому массиву профиля мощности с ис-

пользованием двенадцати сезонного расписания утренних и вечерних максимумов.

Максимумы мощности фиксируются в архивах счетчика:

– от сброса (ручной сброс или сброс по интерфейсному запросу):

– за текущий и каждый из двенадцати предыдущих месяцев.

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

ствующее окончанию интервала интегрирования мощности.

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 параметров, приведенных в таблице 9, или как датчики па-

раметров с нормированными метрологическими характеристиками.

Счетчики могут использоваться как измерители показателей качества электрической

энергии (ПКЭ) по параметрам установившегося отклонения частоты сети и установившегося

отклонениянапряжения,похарактеристикампроваловиперенапряженийсогласно

ГОСТ 32144-2013 для класса измерений S в соответствии с ГОСТ 30804.4.30-2013.

При выходе параметра за границу ПДЗ на индикаторе отображается сообщение о факте

нарушения. При этом счётчик ведет журналы ПКЭ, в которых фиксируется время выхо-

да/возврата за установленные верхние/нижние нормально/предельно допустимые границы

установившихся отклонений напряжения и частоты, и журналы провалов и перенапряжений,

где фиксируются остаточное напряжение или уровень перенапряжения и длительность. Доступ

к журналам ПКЭ и журналам провалов и перенапряжений возможен только через интерфейсы

связи.

Лист № 11

Всего листов 27

Примечание

По каждой фазе сети

и сумме фаз

Справочные данные

Таблица 9 – 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

Фазное напряжение, В

Междуфазное напряжение, В

По каждой фазе сети

По каждой паре фаз

По каждой фазе сети

Справочные данные

Цена единицы младше-

го разряда индикатора

0,01

--

0,01

--

0,01

-

0,01

Напряжение прямой последовательности, В

Ток, А

Ток нулевой последовательности, А

Частота сети, Гц

Коэффициент искажения синусоидальности

кривой токов, %

Коэффициент несимметрии тока по нулевой

и обратной последовательностям, %

Коэффициент искажения синусоидальности

кривой фазных напряжений, %

Коэффициент искажения синусоидальности

кривой междуфазных напряжений, %

Коэффициент несимметрии напряжения по

нулевой и обратной последовательностям, %

Температура внутри счетчика, °С

1

Текущее время, с

1

Текущая дата

Примечания

1 Цена единицы младшего разряда и размерности указаны для коэффициентов трансформа-

ции, равных 1.

2

Все параметры индицируются с учетом введенных коэффициентов трансформации напря-

жения и тока.

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 (актив-

ной, реактивной прямого и обратного направления, в том числе и с учетом потерь, и четырех-

квадрантной реактивной);

‒ для формирования сигнала индикации превышения программируемого порога мощ-

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

‒ для формирования сигнала телеуправления.

‒ для формирования сигнала управления нагрузкой по программируемым критериям.

‒ для формирования сигнала контроля точности хода встроенных часов.

В счетчиках трансформаторного включения функционируют два цифровых входа, в

счетчиках непосредственного включения – один ( отсутствует в счетчиках наружной установ-

ки), которые могут конфигурироваться:

‒ для управления режимом поверки (только первый цифровой вход).

Лист № 12

Всего листов 27

‒ для trial нарастающим итогом количества импульсов, поступающих от внешних

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

‒ как вход телесигнализации.

Управление нагрузкой

Счетчики позволяют управлять нагрузкой посредством встроенного реле управления

нагрузкой и формировать сигнал управления нагрузкой на конфигурируемом испытательном

выходе (канал 0) по различным программируемым критериям.

Встроенное реле имеет возможность аппаратной блокировки срабатывания.

Журналы

Счетчики ведут журналы событий, журналы показателей качества электрической энер-

гии, журналы превышения порога мощности, журналы провалов и перенапряжений, статусный

журнал.

В журналах событий фиксируются времена начала/окончания следующих событий, пе-

речисленных в таблице 10.

Название журнала событий

Таблица 10 – Журналы событий

Глубина хранения

событий записей

1Журнал вскрытия крышки зажимов10050

2Журнал перепрограммирования счетчика (фиксация факта связи со5050

счетчиком, приведший к изменению данных)

3Журнал вскрытия корпуса10050

4Журнал вскрытия крышки интерфейсных соединителей и батареи10050

5Дата и время последнего программирования 1 1

6Журнал инициализации счетчика100 100

7Журнал сброса показаний 1010

8Журнал выключения/включения счетчика10050

9Журнал выключения/включения фазы 110050

10 Журнал выключения/включения фазы 210050

11 Журнал выключения/включения фазы 310050

12 Журнал отклонения коэффициента мощности от нормированного10050

значения (tg



)

13 Журнал воздействия повышенной магнитной индукции10050

14 Журнал наличия тока при отсутствии напряжения в фазе 14020

15 Журнал наличия тока при отсутствии напряжения в фазе 24020

16 Журнал наличия тока при отсутствии напряжения в фазе 34020

17 Журнал коррекции времени 200 100

18 Журнал коррекции тарифного расписания1010

19 Журнал коррекции расписания праздничных дней1010

20 Журнал коррекции расписания управления нагрузкой1010

21 Журнал коррекции списка перенесенных дней1010

Лист № 13

Всего листов 27

Название журнала событий

Продолжение таблицы 10

Глубина хранения

событий записей

22 Журнал коррекции расписания утренних и вечерних максимумов1010

мощности

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

24 Журнал сброса максимумов по первому, второму и третьему массиву3030

профиля (3 журнала)

25 Журнал несанкционированного доступа к счетчику1010

26 Журнал управления нагрузкой100100

27 Журнал изменения состояний выхода телеуправления100100

28 Журнал изменений коэффициентов трансформации 10 10

29 Журнал изменений параметров измерителя качества 10 10

30 Журнал изменений параметров измерителя потерь 10 10

31 Журналпревышениямаксимальноготокавфазах1,2,312060

(3 журнала)

32 Журнал обновления метрологически не значимой части ПО2020

33 Журнал перепрограммирования параметров счетчика по протоколу100100

СЭТ

34 Журнал изменение знака направления активной мощности по фазе300150

1,2,3 (3 журнала)

35 Журнал времени калибровки счётчика1010

36 Журнал перепрограммирования параметров счетчика через протокол100100

СПОДЭС

37 Журнал HDLC коммуникаций100100

В журналах показателей качества электроэнергии фиксируются времена выхо-

да/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 11.

Перечень журналов провалов и перенапряжений и глубина хранения каждого журнала

приведены в таблице 12.

В журналах превышения порога мощности фиксируется время выхода/возврата за

установленную границу среднего значения активной и реактивной мощности из первого масси-

ва профиля мощности. Глубина хранения журнала по каждой мощности 50 записей с фиксаци-ей

100 событий.

В статусном журнале фиксируется время и значение измененного слова состояния

счетчика. Глубина хранения статусного журнала

50

записей.

Название журнала ПКЭ

Таблица 11 – Журналы ПКЭ

Глубина хранения

событий записей

1Журналы выхода/возврата за верхнюю и нижнюю границы ПДЗ*1200600

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

Положительные и отрицательные отклонения напряжений (12 журна-

лов)

Лист № 14

Всего листов 27

Название журнала ПКЭ

Продолжение таблицы 11

Глубина хранения

событий записей

2Журналы выхода/возврата за верхнюю и нижнюю границы НДЗ*1200600

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

журналов)

3Журналы выхода/возврата за верхнюю и нижнюю границы ПДЗ200100

напряжения прямой последовательности U1(1) (2 журнала)

4Журналы выхода/возврата за верхнюю и нижнюю границы НДЗ200100

напряжения прямой последовательности U1(1) (2 журнала)

5Журналы выхода/возврата за верхнюю и нижнюю границы ПДЗ200100

частоты сети. Отклонение частоты (2 журнала)

6Журнал выхода/возврата за верхнюю и нижнюю границы НДЗ ча-200100

стоты сети. Отклонение частоты (2 журнала)

7Время выхода/возврата за границу ПДЗ коэффициентов искаже-600300

ний синусоидальности кривой фазных (фазы 1,2,3) и междуфазных

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

8Время выхода/возврата за границу НДЗ коэффициентов искаже-600300

ний синусоидальности кривой фазных (фазы 1,2,3) и междуфазных

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

9Журнал выхода/возврата за границу ПДЗ коэффициента несим-10050

метрии напряжения по нулевой последовательности K0u

10 Журнал выхода/возврата за границу НДЗ коэффициента несим-10050

метрии напряжения по нулевой последовательности K0u

11 Журнал выхода/возврата за границу ПДЗ коэффициента несим-10050

метрии напряжения по обратной последовательности K2u

12 Журнал выхода/возврата за границу НДЗ коэффициента несим-10050

метрии напряжения по обратной последовательности K2u

13 Журнал положительного и отрицательного отклонения фазных5050

или междуфазных напряжений за расчетный период

* ПДЗ – предельно допустимое значение

НДЗ – нормально допустимое значение

Таблица 12 – Журналы провалов и перенапряжений

Название журнала ПКЭ

Глубина хранения

событий записей

50 50

150 150

1010

1Журнал провалов и перенапряжений в 3-х фазной системе

2Журналы провалов и перенапряжений в фазах 1,2,3 (3 жур-

нала)

3Журнал очистки статистической таблицы провалов и пере-

напряжений в 3-х фазной системе

4Журналы очистки статистических таблиц провалов и пере-

напряжений в фазах 1,2,3 (3 журнала)

3030

Устройство индикации

Счетчики внутренней установки и счетчики для установки на DIN-рейку (таблица 5),

имеют жидкокристаллический индикатор (ЖКИ) для отображения учтенной энергии и измеря-

емых параметров и одну кнопку управления режимами индикации. Счетчики наружной уста-

новки (таблица 5) не имеют собственного индикатора, и визуализация данных измерений счет-

чика производится через удаленный терминал Т-1.02МТ или Т-1.02МТ/1, подключаемый к

счетчику по радиоканалу через встроенный радиомодем. Терминал счетчика имеет жидкокри-

сталлический индикатор с подсветкой для отображения учтенной энергии и измеряемых пара-

метров и кнопку управления режимами индикации, как и счетчики внутренней установки.

Лист № 15

Всего листов 27

Счетчики в режиме индикации основных параметров позволяют отображать на индика-

торе:

– учтенную активную и реактивную энергию прямого и обратного направления по

каждому из четырех тарифов и по сумме тарифов;

– значение потребленной электрической энергии на начало текущего месяца суммарно

и по тарифным зонам.

Выбор требуемого режима индикации основных параметров осуществляется посред-

ством кнопки управления в ручном режиме управления или автоматически с программируемым

периодом в режиме динамической индикации.

В счетчиках предусмотрена конфигурируемая возможность возврата в заданный режим

индикации при не активности кнопок управления в течение заданного времени.

Счетчики в режиме индикации вспомогательных параметров позволяют отображать на

индикаторе данные вспомогательных режимов измерения, приведенных в таблице 9. Счетчики

в режиме индикации технологических параметров позволяют отображать на индикаторе:

– версию программного обеспечения (ПО) (21.00.ХХ);

– контрольную сумму метрологически значимой части ПО (30С4);

– загруженность процессора «EFF»;

– свободная память «FhP»;

– сетевой адрес «CA» короткий.

Интерфейсы связи

Счетчики, независимо от варианта исполнения, имеют оптический интерфейс (опто-

порт), физические и электрические параметры которого соответствуют ГОСТ IEC 61107-2011.

Наличие других интерфейсов связи определяется вариантом исполнения счетчика в соответ-

ствии с таблицами 5 - 7. В счетчик внутренней установки могут устанавливаться дополнитель-

ные интерфейсные модули в соответствии с таблицей 7 для обеспечения удаленного доступа к

интерфейсу RS-485 счетчика через соответствующие сети (GSM (2G), UMTS (2G+3G), LTE

(2G+3G+4G), LTE (2G+4G), LTE(2G+NBIoT), PLC, Ethernet, RF (ZigBee), Wi-Fi).

Счетчик через любой интерфейс связи (RS-485, оптопорт) поддерживает следующие

протоколы обмена:

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

‒ ModBus-RTU;

‒ ГОСТ Р 58940-2020 (СПОДЭС) с транспортным уровнем HDLC;

‒ Канальный пакетный протокол системы «Пирамида».

Счетчики по любому интерфейсу обеспечивают возможность считывания архивных

данных и измеряемых параметров, считывания, программирования и перепрограммирования

параметров.

Счетчики обеспечивают возможность передачи сообщений в интеллектуальную систе-

му учета при открытой сессии HDLC.

Работа со счетчиками через интерфейсы связи может производиться с применением

программного обеспечения предприятия-изготовителя «Конфигуратор СЭТ-4ТМ» или с приме-

нением программного обеспечения пользователей.

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

ние, программирование и управление нагрузкой (три уровня доступа). Метрологические коэффи-

циенты и заводские параметры защищены аппаратной перемычкой защиты записи (аппаратный

уровень доступа) и не доступны без снятия пломб завода-изготовителя и нарушения знака поверки.

Защита от несанкционированного доступа

Для защиты от несанкционированного доступа в счетчике предусмотрена установка

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

Послеустановкинаобъектсчетчикидолжныпломбироватьсяпломбами

обслуживающей организации. Схема пломбирования счетчиков приведена на рисунках 1, 2, 3.

Кроме механического пломбирования в счетчике предусмотрено электронное пломби-

рование крышки зажимов, крышки интерфейсных соединителей и батареи и крышки счетчика.

Электронные пломбы энергонезависимые, работают как во включенном, так и в вы-

ключенном состоянии счетчика. При этом факт и время вскрытия крышек фиксируется в соот-

Рисунок 1 – Общий вид счетчика внутренней установки, схема пломбировки от

несанкционированного доступа, обозначение места нанесения знака поверки

Общий вид счетчиков наружной установки (таблица 5) с удаленным терминалом, кото-

рый может входить в состав комплекта поставки счетчиков наружной установки, схема

пломбировки от несанкционированного доступа, место нанесения знака поверки представлены

на рисунке 2.

Лист № 16

Всего листов 27

ветствующих журналах событий без возможности инициализации журналов.

В счетчиках установлен измеритель магнитного поля, предназначенный для фиксации

факта, величины и времени воздействия на счетчик переменного или постоянного магнитного

поля повышенной индукции, превышающей установленное пороговое значение. Пороговое

значение магнитной индукции программируется в диапазоне (0-169) мТл и по умолчанию имеет

значение 3 мТл. Время начала и окончания воздействия магнитного поля повышенной индук-

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

включением курсора «» или светодиодного индикатора «».

Заводской десятизначный номер наносится на панель счетчика методом лазерной мар-

кировки.

Общий вид счетчиков внутренней установки (таблица 5), схема пломбировки от не-

санкционированного доступа, место нанесения знака поверки представлены на рисунке 1.

Место для навес-

ных пломб

обслуживающей

организации

Место для навес-

ной пломбы

со знаком поверки

Место для

навесной

пломбы со

знаком

ОТК

Лист № 17

Всего листов 27

Рисунок 2 – Общий вид счетчика наружной установки, схема пломбировки от

несанкционированного доступа, обозначение места нанесения знака поверки

Общий вид счетчиков установки на DIN-рейку (таблица 5), схема пломбировки от не-

санкционированного доступа, место нанесения знака поверки представлены на рисунке 3.

Место для навес-

ных пломб

обслуживающей

организации

Место для навесной

пломбы со знаком

поверки

Место для навес-

ной пломбы со

знаком ОТК

Лист № 18

Всего листов 27

Рисунок 3 – Общий вид счетчика для установки на DIN-рейку, схема пломбировки от

несанкционированного доступа, обозначение места нанесения знака поверки

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) счетчика 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 кон-

трольной суммой, которая непрерывно контролируется системой диагностики счетчика.

Метрологические характеристики счетчика напрямую зависят от калибровочных коэф-

фициентов, записанных в память счетчика на предприятии-изготовителе на стадии калибровки.

Калибровочныекоэффициенты защищаются циклической контрольной суммой, которая

непрерывно контролируется системой диагностики счетчика. Метрологически значимая часть

ПО и калибровочные коэффициенты защищены аппаратной перемычкой защиты записи и не

доступны для изменения без вскрытия счетчика.

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

ваются флаги ошибок в слове состояния счетчика с записью события в статусный журнал счет-

чика и отображением сообщения об ошибке на экране ЖКИ:

Е-09 - ошибка КС метрологически не значимой части ПО;

Е-15 - ошибка КС метрологически значимой части ПО;

Е-10 - ошибка КС массива калибровочных коэффициентов.

Идентификационные характеристики ПО счетчика приведены в таблице 13. Номер вер-

сии ПО состоит из трех полей. Каждое поле содержит два символа:

первой поле – код устройства (21 – ТЕ2000);

второе поле – номер версии метрологически значимой части ПО (00);

третье поле – номер версии метрологически незначимой части ПО.

Версия ПО счетчика и цифровой идентификатор ПО отображаются на табло ЖКИ в

кольце индикации вспомогательных параметров. Метрологические характеристики нормирова-

ны с учетом влияния программного обеспечения.

Конструкция счетчиков исключает возможность несанкционированного влияния на

ПО счетчика и измерительную информацию.

Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Место для навесной

пломбы со знаком

поверки

Место для

пломбы

со знаком

ОТК

Место для навес-

ных пломб

обслуживающей

организации

Лист № 19

Всего листов 27

Таблица 13 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)Значение

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритм вычисления цифрового ПО

TE_2000.tsk

21.00.ХХ

30С4

CRC 16 ModBus RTU

Метрологические и технические характеристики

Значение

от 0,8U

ном

до 1,2U

ном

3×(46-138)/(80-240);

3×(96-276)/(166-480)

0,5S

1

1(2) или 5(10)

5(80) или 5(100)

Таблица 14 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Класс точности при измерении в прямом и обратном направле-

нии:

активной энергии

по ГОСТ 31819.22-2012

по ГОСТ 31819.21-2012

реактивной энергии по ГОСТ 31819.23-2012

Номинальный (максимальный) ток, А

Базовый (максимальный) ток, А

Стартовый ток (чувствительность), мА:



трансформаторного включения



непосредственного включения

Номинальные напряжения, В

0,001I

ном

0,004I

б

3



(57,7-115)/(100-200) или

3×(120-230)/(208-400)

Максимальный ток, А, счетчиков:

- трансформаторного включения в течение 0,5 с

- непосредственного включения в течение 10 мс

20I

макс

30I

макс

от 0 до 440

50

от 47,5 до 52,5

Установленный рабочий диапазон напряжений, В, счетчиков с

U

ном

:



3



(57,7-115)/(100-200) В



3×(120-230)/(208-400) В

Предельный рабочий диапазон фазных напряжений (в любых

двух фазах), В

Номинальная частота сети, Гц

Диапазон рабочих частот, Гц

Пределы допускаемой основной относительной погрешности из-

мерения, %:

активной мощности (прямого и обратного направления при актив-

ной, индуктивной и емкостной нагрузках),



P, счетчиков:

1) трансформаторного включения класса точности 0,5S:

при 0,05I

ном



I



I

макс

, cos



=1

при 0,05I

ном



I



I

макс

, сos



=0,5

при 0,01I

ном



I



0,05I

ном

, сos



=1



0,5



0,6



1,0

Лист № 20

Всего листов 27

Значение



1,0



1,5



1,5



1,0



1,5



1,5



1,5



1,0



1,5



1,5



Q

(2



i + 2



u)

(2



i + 4



u)

реактивной энергии и мощности с учетом потерь (прямого и обрат-

ного направления),



Q±Qп

0,03

0,05

0,07

0,05

0,07



1,0



1,0

Продолжение таблицы 14

Наименованиехарактеристики

при 0,02I

ном



I



0,05I

ном

, сos



=0,5

при 0,05I

ном



I



I

макс

, сos



=0,25

2) непосредственного включения класса точности 1:

при 0,1I

б



I



I

макс

, cos



=1, сos



=0,5

при 0,05I

б



I



0,1I

б

, сos



=1

при 0,1I

б



I



I

макс

сos



=0,25



реактивной мощности (прямого и обратного направления при

активной, индуктивной и емкостной нагрузках),



Q

, счетчиков:

1) трансформаторного включения класса точности 1:

при 0,05I

ном



I



I

макс

, sin



=1, sin



=0,5

при 0,01I

ном



I



0,05I

ном

, sin



=1

при 0,02I

ном



I



0,05I

ном

, sin



=0,5

при 0,05I

ном



I



I

макс

, sin



=0,25

2) непосредственного включения класса точности 1:

при 0,1I

б



I



I

макс

, sin



=1, sin



=0,5

при 0,05I

б



I



0,1I

б

, sin



=1

при 0,1I

б



I



I

макс

, sin



=0,25

полной мощности,



S,

(аналогично реактивной мощности);

мощности активных потерь,



Pп

мощности реактивных потерь,



Qп

активной энергии и мощности с учетом потерь (прямого и обратно-

го направления),



P±Pп













п

Р









п

Q





Р



Р



Р

п



Рп



Р



Р

п







Q



Q



Q

п



Qп



Q



Q

п



Q

(δp+δs)

(



Q+δs)

(



Q+δp)

коэффициента активной мощности, δkp

коэффициента реактивной мощности, δkQ

коэффициента реактивной мощности, δktg

Средний температурный коэффициент в диапазоне температур от -

40 до +70



С, %/К, при измерении:

активной энергии и мощности

1)трансформаторного включения

при 0,05I

ном



I



I

макс

, cos



=1

при 0,05I

ном



I



I

макс

, cos



=0,5

2)непосредственного включения

при 0,1I

б



I



I

макс

, cos



=1

при 0,2I

б



I



I

макс

, cos



=0,5

реактивной энергии и мощности трансформаторного (непосред-

ственного) включения

при 0,05I

ном



I



I

макс

(

0,1I

б



I



I

макс

)

, sin



=1

при 0,05I

ном



I



I

макс

(

0,2I

б



I



I

макс

)

, sin



=0,5

Лист № 21

Всего листов 27

от 0,8U

ном н

до 1,2U

ном в

*

Продолжение таблицы 14

Наименованиехарактеристики

Диапазон измеряемых частот, Гц

Значение

от 42,5 до 57,5

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения ча-

trial, Гц

Диапазон измерения отклонения частоты от 50 Гц, Гц

±0,05

от -7,5 до +7,5

±0,05

±0,4 (±0,5)

от 0 до +20

от 0 до +20**

±0,4 (±0,5)

от -180 до +180

±1(±2)

от -180 до +180

±1(±2)

±5

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения от-

клонения частоты, Гц

Диапазон измерения среднеквадратического значениянапряжения, 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 среднеквадратического значения напряжения для

счетчиков трансформаторного (непосредственного) включения, %

Диапазон измерения положительного отклонениясреднеквадратиче-

ского значениянапряжения (δU

(+)

),%

Диапазон измерения отрицательного отклонения среднеквадрати-

ческого значения напряжения (δU

(-)

), %

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения по-

ложительного и отрицательного отклонений среднеквадратиче-

ского значения фазного и междуфазного напряжения для счетчи-

ков трансформаторного (непосредственного) включения, %

Диапазон измерения угла фазового сдвига между фазными

напряжениями основной частоты (φ

U

) в диапазоне напряжений от

0,8U

ном н

до 1,2U

ном в

,



Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения угла фа-

зового сдвига междуфазными напряжениями основной частоты для

счетчиков трансформаторного (непосредственного) включения,



Диапазон измерения угла фазового сдвига между фазным напря-

жением и током основной частоты (φ

UI

),



Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения угла

фазового сдвига между фазным напряжением и током основной

частоты для счетчиков трансформаторного (непосредственного)

включения,



- при 0,1I

ном

≤ I ≤ I

макс

(0,1I

б

≤ I ≤ I

макс

)

- при 0,01I

ном

≤ I ≤ 0,1I

ном

(0,05I

б

≤ I ≤ 0,1I

б

)

Диапазон измерения среднеквадратического значения фазных то-

ков трансформаторного (непосредственного) включения (I), А

от 0,01I

ном

до I

макс

(от 0,05I

б

до I

макс

)

Пределы допускаемой относительной погрешности измерения

среднеквадратического значения фазных токов для счетчиков

трансформаторного (непосредственного) включения, %:

- при 0,05I

ном

≤ I ≤ I

макс

(0,1I

б

≤ I ≤ I

макс

)

- при 0,01I

ном

≤ I < 0,05I

ном

(0,05I

б

≤ I ≤ 0,1I

б

)

Диапазон измерения длительности провала напряжения (∆tп), с

±0,4 (±0,9)

±(0,4+0,02·|0,05I

ном

/I

х

-1|)

(±(0,9+0,05·|0,1I

б

/I

х

-1|))

от 0,02 до 60

Лист № 22

Всего листов 27

Продолжение таблицы 14

НаименованиехарактеристикиЗначение

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения

длительности провала напряжения, с±0,02

Диапазон измерения глубины провала напряжения (δUп), %, от 10 до 20***

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения

глубины провала напряжения, %±1,0

Диапазон измерения длительности временного перенапряжения

(∆tпер u), сот 0,02 до 60

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения

длительности временного перенапряжения, с±0,02

Диапазон измерения значения перенапряжения, (δUпер), % опор-

ного напряженияот 110 до 120

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения зна-

чения перенапряжения, % опорного напряжения±1,0

Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерения

частоты, напряжения и тока в диапазоне температур

от -40 до +70



С, δtд, %0,05δ

Д

(t˗t

23

)****

Точность хода встроенных часов в нормальных условиях во

включенном и выключенном состоянии, c/сут



0,5

Изменение точности хода часов в диапазоне рабочих температур,

c/



С/сут:

во включенном состоянии в диапазоне температур от -40 до +70



С



0,1

в выключенном состоянии в диапазоне температур от -40 до +70



С



0,22

Постоянная счетчика, имп/(кВт



ч), имп/(квар



ч), для

счетчиков: режим испытательных выходов (А)

3



(57,7-115)/(100-200) В, 1(2) А

25000

3



(57,7-115)/(100-200) В, 5(10) А 5000

3×(120-230)/(208-400) В, 1(2) А 6250

3×(120-230)/(208-400) В, 5(10) А1250

3×(120-230)/(208-400) В, 5(80) А 250

3×(120-230)/(208-400) В, 5(100) А 200

режим испытательных выходов (В)

3



(57,7-115)/(100-200) В, 1(2) А800000

3



(57,7-115)/(100-200) В, 5(10) А160000

3×(120-230)/(208-400) В, 1(2) А200000

3×(120-230)/(208-400) В, 5(10) А 40000

3×(120-230)/(208-400) В, 5(80) А 8000

3×(120-230)/(208-400) В, 5(100) А 6400

Нормальные условия измерений:

температура окружающего воздуха, °С23±2

относительная влажность, % от 30 до 80

атмосферное давление, кПа от 84 до 106

*при резервном питании от 0,1U

ном н

до 1,2U

ном в

;

** при резервном питании от 0 до 90 %

*** при резервном питании диапазон измерения глубины провалов от 10 до 100 %;

**** где



д – пределы допускаемой основной погрешности измеряемой величины,

t – температура рабочих условий, t

23

– температура 23



С

Лист № 23

Всего листов 27

Значение

0,5 (0,8)

0,7 (1,1)

1,1 (1,9)

35 (80);

15 (30);

50 (90);

20 (40)

8

2

0,1

1,2 (1,7)

1,5 (2,5) [7]*

2,0 (3,0) [10]*

5

0,01

8

144

8

12

Таблица 15 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Полная мощность, потребляемая каждой последовательной

цепью, В·А, не более

Активная (полная) мощность, потребляемая каждой парал-

лельной цепью напряжения, для счетчиков без встроенного

модуля, Вт (В



А), не более:



при 57,7 В



при 115 В и 120 В



при 230 В

Активная (полная) мощность, потребляемая каждой парал-

лельной цепью напряжения, для счетчиков со встроенными

модемами, Вт (В



А), не более:

при 57,7 В

при 115 В и 120 В

при 230 В

Максимальный ток, потребляемый от резервного источника

питания переменного или постоянного тока, в диапазоне

напряжений от 80 В до 276 В, без учета (с учетом) потребле-

ниядополнительногоинтерфейсногомодуля(12В,

200 мА), мА:



при = 80 В



при = 276В



при



80 В



при



276 В

Начальный запуск счетчика, с, менее

Жидкокристаллический индикатор:

число индицируемых разрядов

цена единицы младшего разряда при отображении энергии

нарастающего итога, кВт



ч (квар



ч)

Тарификатор:

число тарифов

число тарифных зон в сутках с дискретом 10 минут

число типов дней

число сезонов

Характеристики интерфейсов связи:



скоростьобменапооптическомупорту(фиксированная),бит/с



скоростьобменапопортуRS-485,бит/с

9600

38400, 28800, 19200, 9600, 4800,

2400, 1200, 600, 300;

38400

2400

2

от 4 до 30

от 0 до 1,5



скоростьобменапорадиоканалу, бит/с

Скорость передачи данных в электрической сети, модуляция

DCSK, бит/с

Характеристики цифровых входов:



количество цифровых входов



напряжение присутствия сигнала, В



напряжение отсутствия сигнала, В

Характеристики испытательных выходов:

количество испытательных изолированных конфигурируемых

выходов

Лист № 24

Всего листов 27

Наименование характеристики

Значение

Защита информации

289

170

91

198

256

122

350

256

130

Продолжение таблицы 15

30

50

200

максимальное напряжение в состоянии «разомкнуто», В

максимальный ток в состоянии «замкнуто», мА

выходное сопротивление:



в состоянии«разомкнуто»,кОм,неменее



в состоянии«замкнуто»,Ом,неболее

Сохранность данных при прерываниях питания, лет:

информации, более

внутренних часов (питание от батареи), не менее

40

16

пароли двух уровней доступа,

отдельный пароль для управле-

ния нагрузкой и аппаратная за-

щита памяти метрологических

коэффициентов

циклическая, непрерывная

от -40 до +70

до 90

от 70 до 106,7 (от 537 до 800)

от -40 до +70

до 100

от 70 до 106,7 (от 537 до 800)

IР51

IP55

220000

30

2

Самодиагностика

Условия эксплуатации счетчиков внутренней установки:

температура окружающего воздуха, °С

относительная влажность при 30 °С, %

атмосферное давление, кПа (мм рт. ст.)

Условия эксплуатации счетчиков наружной установки:

температура окружающего воздуха, °С

относительная влажность при 25 °С, %

атмосферное давление, кПа (мм рт. ст.)

Степень защищенности корпуса от проникновения воды и

внешних твердых предметов ГОСТ 14254-2015

счетчиков внутренней установки и на DIN-рейку

счетчиков наружной установки

Средняя наработка до отказа, ч

Средний срок службы, лет

Время восстановления, ч

Габаритные размеры, мм, не более:

счетчиков внутренней установки

высота

длина

ширина

счетчиков наружной установки

высота

длина

ширина

счетчиков наружной установки со швеллером крепления на

опоре

высота

длина

ширина

счетчиков установки на DIN-рейку

высота

длина

ширина

150

198

70

Лист № 25

Всего листов 27

Наименование характеристики

Значение

Продолжение таблицы 15

1,8

2,0

1,1

Масса, кг, не более

‒ счетчика внутренней установки

‒ счетчика наружной установки

‒ счетчика для установки на DIN-рейку

* в квадратных скобках значения для счетчиков с PLC-модемом

Знак утверждения типа

наносится на панели счетчиков методом офсетной печати или лазерной маркировки и в эксплу-

атационной документации на титульных листах типографским способом.

Комплектность средства измерения

1

Кол.

Таблица 16 - Комплект счетчиков

Обозначение до-Наименование и условное обозначение

кумента

Счетчик электрической энергии многофункциональ-

ный ТЕ2000.___.___.___ (одно из исполнений)

ФРДС.411152.007ФОФормуляр. Часть 1

1

ФРДС.411152.007ФО1

1)

ФРДС.411152.007РЭ

1)

ФРДС.411152.007РЭ1

1)

ФРДС.411152.007РЭ2

1)

ФРДС.411152.007РЭ3

1)

ФРДС.00004-01

1)

ФРДС.411915.054

ФРДС.411915.052

Формуляр. Часть 2 1

Руководство по эксплуатации. Часть 1 1

Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика по-1

верки

Руководство по эксплуатации. Часть 3. Дистанцион-1

ный режим

Руководство по эксплуатации. Часть 4. Измерение и1

учет потерь

Программное обеспечение1

«Конфигуратор СЭТ-4ТМ», версия не ниже 18.05.21

Индивидуальная упаковка1

ТЕ2000.00 - ТЕ2000.07, ТЕ2000.20 - ТЕ2000.23

Индивидуальная упаковка1

ТЕ2000.60 - ТЕ2000.67, ТЕ2000.80, ТЕ2000.81

Индивидуальная упаковка ТЕ2000.40 - ТЕ2000.431

ФРДС.411915.050

2)

ФРДС.468369.006

2)

Терминал Т-1.02МТ (Т-1.02МТ/1) с комплектом экс-

плуатационных документов

Комплект монтажных частей:

ФРДС.411911.007

2)

ФРДС.745162.001

2)

ФРДС.754342.001

2)

ФРДС.746122.007

2)

ФРДС.745213.003-05

4)

Гермоввод1

Швеллер1

Уголок1

Шуруп саморез М4.2×13.32.ЛС59-1.139 DIN968

2)

2

Винт В2.М4-6q×10.32.ЛС59-1.136 ГОСТ 17473-80

2)

2

Шайба 4Л Бр.КМц3-1.136 ГОСТ 6402-70

2)

2

Шайба А 4.32.ЛС59-1.136 ГОСТ 10450-78

2)

2

Дюбель-гвоздь фасадный KAT N 10х100

3)

2

Рейка (ТЕ2000.60- ТЕ1000.67, ТЕ2000.80, ТЕ2000.81)1

Лист № 26

Всего листов 27

Продолжение таблицы 16

Обозначение до-Наименование и условное обозначениеКол.

кумента

Примечания

1

1)

Документы в электронном виде, включая сертификаты и ПО «Конфигуратор СЭТ-

4ТМ», доступны на сайте предприятия-изготовителя по адресу https://te-nn.ru/.

2 Для счетчиков с установленным дополнительным интерфейсным модулем в комплект

поставки входит формуляр из комплекта поставки модуля. Руководство по эксплуатации

модуля доступно на сайте предприятия-изготовителя по адресу https://te-nn.ru/.

3 Эксплуатационная документация на счетчик, терминал и дополнительный модуль на

бумажном носителе или флеш-накопителе поставляются по отдельному заказу.

4

2)

Поставляются со счетчиками наружной установки. Терминал поставляется со счёт-

чиками наружной установки ТЕ2000.40 и ТЕ2000.41 в двух вариантах исполнения, что в

явном виде указывается при заказе:

–Т-1.02МТ с питанием от сети переменного тока и с резервным питанием от

двух алкалиновых батарей или двух аккумуляторов типоразмера ААА;

Т-1.02МТ/1 без источника сетевого электропитания и с питанием только от двух алкали-

новых батарей или двух аккумуляторов типоразмера ААА;

Терминал может иметь другой тип или не входить в состав комплекта поставки по от-

дельному заказу.

5

3)

Поставляются со счетчиками ТЕ2000.40- ТЕ2000.43 по отдельному заказу.

6

4)

Поставляется со счетчиками ТЕ2000.60- ТЕ2000.67, ТЕ2000.80, ТЕ2000.81 по от-

дельному заказу.

7Ремонтная документация разрабатывается и поставляется по отдельному договору с

организациями, проводящими послегарантийный ремонт счетчиков

.

8

Инсталляционный пакет программы «Конфигуратор СЭТ-4ТМ» и обновления загру-

зочного модуля конфигуратора доступны на сайте по адресу https://www.te-nn.ru/

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в эксплуатационном документе ФРДС.411152.007РЭ «Счетчик электрической

энергии многофункциональный ТЕ2000. Руководство по эксплуатации. Часть 1». Раздел 2

Описание счетчика и принципа его работы.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к счетчикам

электрической энергии многофункциональным ТЕ2000

ГОСТ 8.551-2013 ГСИ Государственная поверочная схема для средств измерений

электрической мощности и электрической энергии в диапазоне частот от 1 до 2500 Гц.

ГОСТ 31818.11-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.

Общиетребования. Испытанияи условия испытаний.Часть 11. Счетчики электрической энергии.

ГОСТ 31819.21-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного то-

ка. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности

1 и 2.

ГОСТ 31819.22-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного то-

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

0,2S и 0,5S.

ГОСТ 31819.23-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного

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

ГОСТ 30804.4.30-2013 Электрическая энергия. Совместимость технических средств

электромагнитная. Методы измерений показателей качества электрической энергии.

ТР ТС 004/2011 Технический регламент Таможенного союза «О безопасности низко-

вольтного оборудования».

ТР ТС 020/2011 Технический регламент Таможенного союза «Электромагнитная совме-

стимость технических средств».

Лист № 27

Всего листов 27

энергиимногофункциональные

ФРДС.411152.007ТУ«Счетчикиэлектрической

ТЕ2000. Технические условия».

Изготовитель

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

ИНН 5261055814

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

Телефон (факс) (831) 218-04-50.

Web-сайт:

https://te-nn.ru/

Е-mail:

info@te-nn.ru.

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандар-

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

Адрес: 603950, Россия, 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 обеспече-

ния единства измерений Росаккредитации.

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
23443-13	Счетчики-расходомеры	КСР	ЗАО НПО "Промприбор", г.Калуга	4 года	Перейти
45672-10	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220/110/35 кВ "Звездная" - АИИС КУЭ ПС 220/110/35 кВ "Звездная"	Нет данных	ЗАО "Метростандарт", г.Москва	4 года	Перейти
23647-07	Счетчики горячей воды	ВСТ	ЗАО "Тепловодомер", г.Мытищи	6 лет	Перейти
22237-08	Калибраторы многофункциональные	MCх-R	Фирма "BEAMEX OY AB", Финляндия	1 год	Перейти
18158-99	Счетчики активной энергии однофазные	СО-ИБМ	ООО "Симбирское электротехническое общество - Контактор" (ООО "СЭТО-К"), г.Ульяновск	16 лет	Перейти

Заказать поверкуСчетчики электрической энергии многофункциональные ТЕ2000ГРСИ 83048-21

Заказать поверку
Счетчики электрической энергии многофункциональные ТЕ2000
ГРСИ 83048-21