Принцип действия счетчиков основан на цифровой обработке аналоговых входных сигналов тока и напряжения при помощи специализированных микросхем с встроенным АЦП. Цифровой сигнал, пропорциональный мгновенной мощности, обрабатывается микроконтроллером. По полученным значениям мгновенной активной мощности формируются накопленные значения количества активной электрической энергии (импорт и экспорт, импорт   - потарифно, экспорт - без тарификации), и реактивной энергии

(импорт/экспорт, без тарификации). Расположение квадрантов соответствует геометрическому представлению С.1 ГОСТ 31819.23-2012.

Счетчики оснащены интерфейсами RF (радиоканал), PLC (по силовой сети) для подключения к информационным сетям автоматизированных систем учета электроэнергии и предназначены для эксплуатации как автономно, так и в составе автоматизированных систем контроля и учета энергопотребления (далее - АС).

Счетчики (в зависимости от варианта исполнения) оснащены устройством коммутации нагрузки (далее - УКН) и позволяют выполнять отключение/подключение абонента автоматически (в случае превышения установленного порога мощности коммутации нагрузки - УПМк, при превышении тока нагрузки максимального тока счетчика, при превышении напряжения, а также при наличии фазного тока при отсутствии фазного напряжения) или дистанционно при помощи устройств АС по интерфейсам PLC или RF.

Счетчики (в зависимости от варианта исполнения) оснащены дополнительным датчиком тока (ДДТ) и измеряют среднеквадратическое значение тока в нулевом проводе.

Счетчики реализуют дополнительную функцию - отдельный учет потребленной активной электрической энергии при превышении установленного порога активной мощности (далее - УПМт).

Счетчики размещаются непосредственно на отводе воздушной линии к абоненту, в месте, недоступном для абонента, что исключает возможность скрытого подключения нагрузки.

Показания счетчиков считываются дистанционно по интерфейсам RF и PLC.

Интерфейс PLC предназначен для обмена данными по силовой сети. Интерфейс RF предназначен для обмена данными по радиоканалу. Интерфейсы RF и PLC обеспечивают резервирование обмена данными при работе счетчиков в составе АС. В качестве устройств АС могут использоваться устройства разработки ЗАО «Радио и Микроэлектроника», использующие для обмена информацией протоколы обмена ВНКЛ.411152.029 ИС и ВНКЛ.411711.004 ИС, например маршрутизатор каналов связи РиМ 099.02.

При работе счетчиков в автономном режиме для считывания информации и конфигурирования счетчиков по интерфейсам (с учетом функциональных возможностей интерфейсов, таблица 1) предназначен терминал мобильный РиМ 099.01 (далее - МТ), представляющий собой персональный компьютер (ноутбук) с комплектом аппаратных средств для подключения интерфейсов счетчиков и соответствующих программных продуктов. Информация, считанная со счетчиков (значения измеряемых величин, заводские номера, параметры адресации и другие служебные параметры), отображается на мониторе МТ в рабочем окне соответствующей программы. Информация отображается на русском языке.

Считывание информации по интерфейсу RF выполняется при помощи дистанционного дисплея РиМ 040.03 (далее - ДД). ДД используется непосредственно абонентом и выполняет функцию визуализации измерительной информации, считанной со счетчика. Информация отображается на дисплее ДД на русском языке. ДД считывает информацию только с того счетчика, номер которого занесен в ДД в процессе его конфигурирования. Питание ДД (в зависимости от варианта исполнения) осуществляется от двух элементов питания типа АА 1,5 В или сетевого напряжения. Считанная информация в ДД недоступна корректировке.

ДД (в зависимости от варианта исполнения) оснащены оптопортом по ГОСТ IEC 61107-2011, интерфейсом RS-485, а также подсветкой дисплея.

Интерфейсы PLC, RF предназначены как для считывания информации со счетчиков (измерительной информации - данных о потреблении электроэнергии, в том числе потарифно, других измеряемых и служебных параметров), так и для конфигурирования счетчика

(т. е. синхронизации ЧРВ, задания тарифного расписания, активирования функции отдельного учета при превышении УПМт, регистрации номера счетчика в ДД, задания параметров адресации по PLC и RF и других служебных параметров).

Считывание информации и конфигурирование счетчиков по интерфейсам PLC и RF выполняются с использованием программы Crowd_Pk.exe.

Примечание - Регистрация номера счетчика в ДД выполняется также вручную при помощи кнопки управления ДД.

Измерительная информация недоступна для корректировки при помощи внешних программ, в том числе при помощи программ конфигурирования счетчиков, и сохраняется в энергонезависимой памяти не менее 40 лет при отсутствии напряжения питания счетчика.

Счетчики выполняют фиксацию показаний на заданный произвольный момент времени (режим Стоп-кадр, СК). Эти данные доступны для считывания по интерфейсам счетчика.

Счетчики, оснащенные УКН, выполняют ограничение потребления мощности путем коммутации нагрузки абонента (отключение/подключение). Отключение абонента от сети выполняется автоматически (в случае превышения УПМк, при превышении максимального тока счетчика более чем на 5 %, превышении номинального напряжения на 15 %, а также при обрыве нулевого провода (наличие тока при отсутствии фазного напряжения)  или

дистанционно при помощи устройств АС по интерфейсам PLC или RF. Подключение абонента к сети выполняется дистанционно при помощи устройств АС по интерфейсам PLC или RF, или при помощи ДД. Если отключение абонента произошло автоматически по превышению УПМк, разрешение на подключение не требуется, включение возможно после снижения мощности нагрузки ниже УПМк и не ранее, чем через 1 минуту после отключения.

Основные характеристики исполнений счетчиков РиМ 189.1Х приведены в таблице 1. Таблица 1

Значение числа Х в обозначении счетчика определяется как десятичное число, отображающее код оснащенности счетчика, исходя из таблицы 2 Таблица 2

Количество тарифов и тарифное расписание счетчиков задаются встроенным тарификатором, имеющим встроенные энегонезависимые часы реального времени (далее -ЧРВ), обеспечивающими ведение даты и времени, допускающими ручную и автоматическую коррекцию, а также поддерживающими функцию автоматического переключения на летнее/зимнее время. Количество тарифов и тарифное расписание, а также перечень значений измеряемых и служебных величин, выводимых на дисплей МТ или ДД, доступны для установки и корректировки дистанционно или непосредственно на месте эксплуатации счетчиков по интерфейсам RF или PLC (см. таблицу 3).

Счетчики ведут журналы, в которых накапливается измерительная и служебная информация (результаты автоматической самодиагностики счетчика с формированием обобщенного сигнала-статуса, результаты тестирования памяти, дата и время включения и выключения сети, корректировки (перепрограммирования) служебных параметров, время фиксации максимальной средней активной мощности, значений измеряемых величин на расчетный день и час (РДЧ) и др.). В журнале событий выделены отдельные разделы для фиксации групп событий. Счетчики формируют профили параметров, в том числе активной

Лист № 4 Всего листов 16 мощности, напряжения и др, с программируемым временем интегрирования. Подробное описание журналов счетчиков приведено в руководстве по эксплуатации.

Измерительная информация сохраняется в энергонезависимой памяти и недоступна корректировке. Служебная информация счетчиков защищена системой паролей, в том числе при считывании.

Перечень величин, измеряемых счетчиками приведен в таблице 3. Таблица 3

Активная и реактивная мощность с периодом интегрирования 1 с (далее - текущая мощность, активная Ртек или реактивная Qтек соответственно), определяются как активная (реактивная ) энергия, потребленная за 1 с.

Полная мощность с периодом интегрирования 1 с (далее - полная мощность) определяется по формуле

S = sqrt (P ² + Q ²),                                    (1)

где Р - текущее значение активной мощности, Вт;

Q - текущее значение реактивной мощности, вар;

S - текущее значение полной мощности, ВА;

sqrt - функция, возвращающая квадратный корень числа.

Средняя активная мощность на программируемом интервале (активная интервальная мощность) определяется методом «скользящего окна» по формуле

Т

Ринт= 1/Т • J Ртек dt,                                (2)

0

где Ринт - расчетное значение средней активной мощности;

Ртек - измеренное значение текущей активной мощности, Вт;

Т - длительность программируемого интервала.

Максимальное значение средней активной мощности на программируемом интервале в текущем отчетном периоде (текущая максимальная интервальная - Ринт макс) определяется как максимальное значение из зафиксированных значений Ринт за текущий месяц.

Максимальное значение средней активной мощности за прошедщий отчетный период (максимальная интервальная мощность на РДЧ - Ррдч) определяется как максимальное значение из зафиксированных значений Ринт за прошедший месяц.

Установившееся отклонение напряжения основной частоты определяют по 5.13 ГОСТ 30804.4.30-2013 относительно номинального (230 В) или заданного (согласованного) напряжения (задается программно в диапазоне от 200 до 240 В ).

Отклонение частоты определяют по 4.2.1 ГОСТ 32144-2013.

Коэффициент мощности сч« ф определяется по формуле

eus ф= Р / S,                                  (3)

где Р - текущее значение активной мощности, Вт;

S - текущее значение полной мощности, ВА.

Функциональные возможности счетчиков:

а)   измерение активной энергии

• • импорт:            - текущей потарифно;

-суммарно по тарифам;

• - на РДЧ (потарифно и суммарно по тарифам);

• • экспорт:           - текущей без тарификации;

• - на РДЧ;

б)   измерение реактивной энергии (импорт/экспорт):

• - текущей;

• - на РДЧ;

в)   измерение активной, реактивной и полной * мощности с периодом интегрирования 1 с (текущей мощности);

г) измерение средней активной мощности на программируемом интервале

(Р инт ), с длительностью интервала от 1 до 60 минут;

д) измерение максимальной средней активной мощности на программируемом интервале в текущем отчетном периоде (Ринт макс ) с фиксацией даты/времени максимума;

е) измерение максимальной средней активной мощности на программируемом интервале в прошедшем отчетном периоде Р рдч с фиксацией даты/времени максимума;

ж) измерение среднеквадратического (действующего) значения напряжения (фазного) с усреднением по ГОСТ 30804.4.30-2013 на интервале 10 периодов сетевого напряжения;

з) определение количества минутных значений напряжения, лежащих за пределами нормальных (предельных) норм качества электричества в течение суток;

и) измерение среднего значения частоты сети на интервале 10 с по ГОСТ 30804.4.30-2013;

к) определение количества 10-секундных отсчетов частоты, лежащих за пределами нормальных (предельных) норм показателей качества электроэнергии в течение суток;

л) фиксация показаний счетчиков по активной энергии в режиме «Стоп-кадр» в установленный момент времени относительно времени посылки запроса;

м) обмен данными с устройствами АС

- по интерфейсу PLC (скорость обмена не менее 1200 бит/с);

- по интерфейсу RF (скорость обмена не менее 4800 бит/с).

Подробное описание параметров обмена данными с устройствами АС приведено в Руководстве по эксплуатации.

н) ретрансляция данных и команд. Счетчики могут использоваться как независимые ретрансляторы по PLC и RF;

о) автоматическое отключение абонента от сети (только для счетчиков, оснащенных УКН).

- по превышению УПМк ;

- при превышении тока нагрузки максимального тока счетчика на 5 %;

- при превышении 1,15 номинального напряжения;

- при наличии фазного тока при отсутствии фазного напряжения;

п)   дистанционное управление отключением/подключением абонента (только для

счетчиков, оснащенных УКН):

- при помощи устройств АС по интерфейсам RF - PLC;

- при помощи ДД по интерфейсу RF (только включение при наличии разрешения от устройств АС).

р)     сохранение показаний счетчиков в журналах ежесуточно и на РДЧ;

с) ведение Профилей нагрузки и напряжения с программируемым интервалом из ряда 1, 2, 3, 4, 5, 6, 10, 12, 15, 20, 30, 60 мин;

т) ведение журнала Событий, в котором отражены события, связанные с отсутствием напряжения, коммутацией нагрузки, перепрограммированием служебных параметров, а также аварийной ситуации - обрывом нулевого провода и воздействием магнитного поля.

Все события в журналах привязаны ко времени. Журналы недоступны корректировке при помощи внешних программ. Подробное описание журналов и профилей счетчиков приведено в Руководстве по эксплуатации.

Счетчики оснащены оптическими испытательными выходами ТМА и ТМР для активной и реактивной энергии соответственно, характеристики оптических испытательных выходов соответствуют ГОСТ 31818.11-2012. Испытательные выходы ТМА и ТМР являются индикаторами работоспособного состояния счетчика.

Счетчики оснащены дополнительными электрическими испытательными выходами. Электрические испытательные выходы реализованы в виде устройства «Электрический испытательный выход» ВНКЛ.426476.022 и предназначены для проведения поверки счетчиков при измерении активной и реактивной энергии. Электрические испытательные выходы соответствуют требованиям ГОСТ 31818.11-2012, МЭК 62053-31 (1998).

Счетчики (в том числе ДДТ) выполнены в пластмассовом герметичном корпусе, степень защиты оболочек IP 65 по ГОСТ 14254-96. Внутренняя полость счетчика (в том числе ДДТ) полностью залита компаундом.

Счетчики, оснащенные ДДТ, выпускаются в двух исполнениях корпуса: в корпусах типа 1 и типа 2, различающихся способом соединения основного блока счетчика и блока ДДТ.

Межблочное соединение для счетчиков в корпусе типа 1 выполнено кабелем в антивандальном исполнении, у счетчиков в корпусе типа 2 основной блок счетчика и ДДТ соединены вплотную при помощи пластмассовой стяжки, обеспечивающей механическую прочность соединения.

Счетчики выдерживают воздействие солнечной радиации.

Пломбирование счетчиков пломбой поверителя осуществляется навесной пломбой на выступах основания и крышки корпуса счетчика. Корпус ДДТ пломбируется отдельной пломбой поверителя.

Общий вид счетчиков с указанием мест установки пломб поверителя приведен на рисунках 1, 2, 3, 4, 5, 6.

Место установки пломбы поверителя

Рисунок 1 - Фотография общего вида и место установки пломбы поверителя счетчиков РиМ 189.11

Место установки пломбы поверителя

Рисунок 2 - Фотография общего вида и место установки пломбы поверителя счетчиков РиМ

Рисунок 3 - Фотография общего вида и места установки пломбы поверителя счетчиков РиМ 189.15 в корпусе типа 1

Места установки пломб поверителя

Рисунок 4 - Фотография общего вида и места установки пломбы поверителя счетчиков РиМ 189.16 в корпусе типа 1

Рисунок 5 - Фотография общего вида и места установки пломбы поверителя счетчиков РиМ 189.15 в корпусе типа 2

Рисунок 6 - Фотография общего вида и место установки пломбы поверителя счетчиков РиМ

189.16 в корпусе типа 2

Пример записи при заказе счетчика РиМ 189.12 без комплекта монтажных частей и ДД: «Счетчик электрической энергии однофазный статический РиМ 189.12 ТУ 4228-062-11821941-2013».

Пример записи при заказе счетчика РиМ 189.15 с дистанционным дисплеем и комплектом монтажных частей в корпусе типа 1. «Счетчик электрической энергии однофазный статический РиМ 189.15 ТУ 4228-062-11821941-2013, с комплектом монтажных частей в корпусе типа 1».

Пример записи при заказе счетчика РиМ 189.16 с дистанционным дисплеем и комплектом монтажных частей в корпусе типа 2 «Счетчик электрической энергии однофазный статический РиМ 189.16 ТУ 4228-062-11821941-2013, с комплектом монтажных частей в корпусе типа 2».

Комплект поставки счетчиков приведен в таблице 10 Таблица 10

Максимальный ток, А таблицу 1

Номинальное напряжение, В

Установленный рабочий диапазон напряжения, В 253

Расширенный рабочий диапазон напряжения, В 280

Предельный рабочий диапазон напряжения, В 400

Таблица 6

Показатели точности

• 1  При измерении энергии (активной и реактивной)

Счетчики соответствуют требованиям точности раздела 8 ГОСТ 31819.21-2012 при измерении активной энергии, и раздела 8 ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной энергии.

• 2  При измерении мощности (активной и реактивной) с периодом интегрирования 1 с

  • 2.1 Допускаемая основная погрешность 6р при измерении Ртек не превышает пределов допускаемой основной погрешности измерения активной энергии в соответствии с 8.1 ГОСТ 31819.21-2012 для счетчиков класса точности 1,0.

  • 2.2 Допускаемая основная погрешность 6q при измерении Qтек не превышает пределов допускаемой основной погрешности измерения реактивной энергии в соответствии с 8.1 ГОСТ 31819.23-2012 для счетчиков класса точности 2,0.

  • 2.3 Дополнительные погрешности, вызываемые изменением влияющих величин по отношению к нормальным условиям, приведенным в 8.5 ГОСТ 31819.21-2012 и 8.5 ГОСТ 31819.23-2012, не превышают пределов дополнительных погрешностей для счетчиков соответствующего класса точности в соответствии с таблицей 8 ГОСТ 31819.21-2012 при измерении Ртек и таблицей 8 ГОСТ 31819.23-2012 при измерении QTek.

• 3 При измерении максимальной средней активной мощности на программируемом интервале (Р инт макс ), максимальной средней активной мощности на РДЧ (Р рдч)

  • 3.1 Допускаемая основная погрешность при измерении Ринт макс и Р рдч не превышает пределов допускаемой основной погрешности измерения активной энергиии в с

• 8.1

ГОСТ 31819.21-2012 для счетчиков класса точности 1,0.

• 3.2 Дополнительные погрешности, вызываемые изменением влияющих величин по отношению к нормальным условиям, приведенным в 8.5 ГОСТ 31819.21-2012 не превышают пределов дополнительных погрешностей для счетчиков соответствующего класса точности в соответствии с таблицей 8 ГОСТ 31819.21-2012.

• 4  При измерении среднеквадратических значений тока

  • 4.1 Допускаемая относительная погрешность при измерении среднеквадратических значений фазного тока 61ф не превышает значений, приведенных в таблице 7

Таблица 7

4.2 Допускаемая основная относительная погрешность при измерении среднеквадратических значений тока нулевого провода 61н не превышает значений, приведенных в таблице 8

Таблица 8

5 При измерении среднеквадратических значений напряжения

• 5.1 Допускаемая основная относительная погрешность      при измерении

среднеквадратических значений фазного напряжения не превышает пределов, приведенных в таблице 9.

Таблица 9

• 6  При измерении частоты напряжения сети

  • 6.1 Абсолютная погрешность при измерении частоты сети не превышает ±0,03 Гц.

  • 6.2 Диапазон измеряемых частот от 42,5 до 57,5 Гц по классу S ГОСТ 30804.4.30-2013.

• 7  При измерении показателей качества электроэнергии

  • 7.1 Допускаемая относительная погрешность при измерении установившегося отклонения напряжения основной частоты не превышает пределов, приведенных в таблице 10.

Таблица 10

7.2 Абсолютная погрешность при измерении отклонения частоты не превышает ±0,03 Гц.

• 7.3 Влияющие величины в соответствиис требованиями 6.1 ГОСТ 30804.4.3-2013, класс S.