Принцип действия счетчиков электрической энергии многофункциональных- измерителей ПКЭ ТЕ3000 основан на цифровой обработке входных аналоговых сигналов с применением алгоритма быстрого преобразования Фурье. Измерительная часть счетчиков выполнена на основе многоканального аналого-цифрового преобразователя (АЦП).

АЦП осуществляет выборки мгновенных значений величин напряжения и тока параллельно по шести каналам измерения, преобразование их в цифровой код и передачу по скоростному 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), вычисляется комплексный спектр входных сигналов по каналам напряжения и тока (формулы (1), (2))

U = БПФ(и),                                      (1)

& = БПФ(1),                                           (2)

где и, 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 реактивной энергии. Так же на одном периоде сигнала измеряются мгновенные значения параметров трехфазной сети с программируемым временем усреднения.

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 сигналов в измерительном окне, равном десяти периодам основной частоты. При этом расстояние между спектральными составляющими составляет 1/10 частоты основной гармоники. По спектру сигналов рассчитываются:

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

• -    среднеквадратические значения напряжений n-ой гармонической и m-ой интергармонической составляющей (n=2-40, m=1-39) по формулам (8), (9);

• -   коэффициенты гармонических и интергармонических составляющих напряжений по формулам (10), (11);

• -   суммарные коэффициенты гармонических составляющих напряжений по формуле (12);

• -    коэффициенты несимметрии по обратной и нулевой последовательностям по формулам (13), (14).

  U

  скз

  400

  .1 U2.

  V i=i

  ^I скз

  4oo

  У i² д ZL ⁱ > V i=1

  ^U(n)

  = /л²   ₊ U²  ₊ U²

  "V *“п/10-1 ' °n/10 ' °n/10+1 >

  isg(m)

  = /л²    + ₊ л²

  "V    m/10+2    •••       m/10+8 >

  (6)

  (7)

  (8)

  (9)

  ^KU(n) =

  ^U(n)

  ^U(1)

  _K

  ^JXUisg(n)

  U. ₍₎ ^isg⁽ⁿ⁾

  ^л(1)

  У U2n)

  n=2

  2

  (1)

  K2U =

  U2

  U1

  Kou

  uo

  U1 ’

  (10)

  (11)

  (12)

  (13)

  (14)

где i - 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 напряжения;

m - номер интергармонической составляющей;

U(1)  - среднеквадратическое значение напряжения основной частоты;

Ku - суммарный коэффициент гармонических составляющих напряжения;

Ul, U2, U0 - среднеквадратическое значение напряжений прямой, обратной и нулевой последовательностей соответственно.

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

где I          - среднеквадратическое значение тока;

U          - среднеквадратическое значение фазного напряжения;

Р_п._л._ном     - номинальная активная мощность потерь в линии электропередачи;

Р_п._н._ном     - номинальная активная мощность нагрузочных потерь в силовом транс

форматоре;

Р_п._хх._ном     - номинальная активная мощность потерь холостого хода в силовом

трансформаторе;

Р_пл.ном     - номинальная реактивная мощность потерь в линии электропередачи;

р_п.н.ном     - номинальная реактивная мощность нагрузочных потерь в силовом

трансформаторе;

Q^hom    - 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 номинальном 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 1го 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 мощности 3-го квадранта (индуктивная нагрузка) или 4-го квадранта (емкостная нагрузка).

  

  Рисунок 1 - Круг мощностей

Кроме того, счетчик ведет учет реактивной энергии в каждом квадранте, образуя еще четыре 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:

-   сумма R1+R2 соответствует реактивной энергии прямого направления R+;

-   сумма R3+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 схемам, 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, индуктивная 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, 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 мощностей трехфазной системы производится суммированием соответствующих 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

Таблица 2 - Знаки мощностей однофазных и трехфазных измерений в однонаправленном режиме

Таблица 3 - Знаки мощностей однофазных и трехфазных измерений в реверсном двунаправленном режиме

Таблица 4 - Знаки мощностей однофазных и трехфазных измерений в реверсном однонаправленном режиме

По полученным значениям активной и реактивной мощности трехфазной системы формируются 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 массивы профиля мощности. При этом, в качестве события выступает время окончания текущего 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_S=P±P_n, Q_S=Q±Q_n, подсчитываются контроллером и отдельно сохраняются 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.

Счетчики выпускаются в различных модификациях , которые отличаются классом точности, номинальными напряжениями, номинальными токами, наличием интерфейса Ethernet и типом установленного сменного дополнительного интерфейсного модуля. Варианты исполнения счетчиков приведены в таблице 5. Варианты исполнения сменных дополнительных интерфейсных модулей приведены в таблице 6.

Таблица 5 - Варианты исполнения счетчиков

Таблица 6 - Типы устанавливаемых сменных дополнительных интерфейсных модулей

Продолжение таблицы 6

Условное обозна

чение модуля

Примечания

• 1 ZZ - вариант исполнения интерфейсного модуля

• 2 В счетчики могут устанавливаться дополнительные интерфейсные модули, не приведенные 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 интерфейса RS-485 модуля от цепей электропитания должна быть 4000 В (среднеквадратическое значение в течение 1 минуты).

Счетчики, независимо от варианта исполнения, имеют два интерфейса RS-485, оптический 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 счётчика -  «Счётчик электрической энергии многофункциональный - измеритель ПКЭ

TE3000.XX.YY ФРДС.411152.005ТУ». Где ХХ - вариант исполнения счетчика в соответствии с таблицей 5. YY - условное обозначение дополнительного интерфейсного модуля в соответствии 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 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 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 обратного 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 праздничных дней и список перенесенных дней. Список перенесенных дней позволяет изменить тарификацию по типу дня, не изменяя тарифного расписания (например, рабочая суббота, которая должна тарифицироваться как вторник). Кроме активного тарифного расписания в счетчик может быть введено пассивное тарифное расписание, которое вступает в силу (становится активным) или по интерфейсной команде или по заданному времени.

Счетчик ведет нетарифицированный раздельный учет энергии (активной в двух направлениях 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 устройств по цифровым входам. При этом формируются следующие архивы ученной энергии, доступные через интерфейсы связи:

• -   всего от сброса (нарастающий итог);

• -   за текущий год и 9 предыдущих лет;

-   на начало текущего года и 10 предыдущих лет;

-   за текущий месяц и 35 предыдущих месяцев;

-   на начало текущего месяца и 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 мощности 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 время 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 независимых 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 расширенного массива профиля может программироваться в диапазоне от 1 до 48, а типы профилируемых 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 базовых массивах без ограничений по времени интегрирования для структур данных 02, 04 - 06.

Таблица 7 - Типы профилируемых параметров для расширенного массива профиля

Регистрация максимумов мощности нагрузки

Счетчики могут использоваться как регистраторы максимумов мощности (активной, реактивной, прямого и обратного направления) по каждому массиву профиля мощности с использованием двенадцатисезонного 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 , соответствующее 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 могут использоваться как измерители или датчики параметров, приведенных в таблице 8, с нормированными метрологическими характеристиками. Все измеряемые параметры сети доступны через интерфейсы связи и могут отображаться на индикаторе счетчика в режиме вспомогательных параметров с разрешающей способностью, приведенной в таблице 8.

Таблица 8 - Измеряемые параметры

Счетчики ведут измерение параметров показателей качества электроэнергии в соответствии с ГОСТ 30804.4.30-2013 для класса измерений S и ГОСТ 30804.4.7-2013 класса II. Измеряемые 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 напряжений и токов порядка n (n=1-39);

• -   характеристики провалов, прерываний напряжения и перенапряжений.

Счетчики ведут профиль ПКЭ по 40 параметрам, приведенным в таблице 5, объединенным 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) напряжений 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 испытаний по ГОСТ 33073-2014 для каждых календарных суток, глубиной 40 суток.

Испытательные выходы и цифровые входы.

В счетчиках функционируют два изолированных испытательных выхода основного передающего 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 мощности (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).

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 управления 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 энергии, журналы провалов и перенапряжений, журналы превышения порога мощности и статусный 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.

Таблица 9 - Журналы событий

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

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 перенапряжения для каждой фазы сети и трехфазной системы. Кроме журналов ведется статистическая таблица параметров провалов, прерываний напряжений и перенапряжений для каждой фазы 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

В журналах превышения порога мощности фиксируется время выхода/возврата за установленную 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.

В статусном журнале фиксируются ошибки в работе счетчика, выявленные системой непрерывной 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 состояния снимается флаг ошибки и измененное слово состояния записывается в статусный журнал

Устройство индикации .

Счетчики имеют жидкокристаллический индикатор с подсветкой (ЖКИ) для отображения 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 каждому тарифу 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 отображаются значения и время фиксации утренних и вечерних максимумов мощности по первому, 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 изолированных 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 соответствии 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, образуя локальную сеть объекта, с возможностью удаленного доступа к каждому счетчику объекта.

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 программного 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 обслуживающей организации.

Кроме механического пломбирования в счетчиках предусмотрено электронное пломбирование корпуса счетчика и крышки зажимов. При этом факт и время вскрытия крышек фиксируется в соответствующих журналах событий счетчика.

Счетчики содержат измеритель магнитного поля на основе датчика с заявленными метрологическими характеристиками для фиксации факта, величины и времени воздействия на счетчик переменного или постоянного магнитного поля повышенной индукции внешнего происхождения, превышающей установленное пороговое значение. Время начала и окончания воздействия фиксируется в журнале событий счетчика, а факт воздействия индицируется на ЖКИ.

Общий вид счетчика, схема пломбирования от несанкционированного доступа и обозначение места нанесения знака поверки представлены на рисунке 1.

Пломба со знаком поверки

Рисунок 1 - Общий вид счетчика, схема пломбирования от несанкционированного доступа и обозначение места нанесения знака поверки

Таблица 15 -

Таблица 13 - Метрологические характеристики

Таблица 14 - Основные технические характеристики

Продолжение таблицы 12