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 (активной - по модулю, реактивной - с учетом направления), обрабатывается микроконтроллером. По полученным значениям модуля мгновенной активной мощности формируются накопленные значения количества потребленной активной электрической энергии, в том числе потарифно, учет реактивной энергии ведется с учетом направления - отдельно для 1 и 3 квадрантов (индуктивная энергия) и 2 и 4 квадрантов (емкостная энергия).

Счетчики оснащены гальванически развязанными интерфейсами RF (радиоканал) и 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 УПМ) или дистанционно при помощи устройств АС по интерфейсам PLC или RF.

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

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 работают в тандеме и 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,

см. таблицу 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.

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. 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) оснащен оптопортом по ГОСТ Р МЭК 61107-2001 (IEC 61107).

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. задания тарифного расписания, активирования функции отдельного учета при превышении УПМ, 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 коммутацию нагрузки (отключение/ подключение). Отключение абонента от сети выполняется автоматически (в случае превышения УПМ, а также при обрыве нулевого провода) или дистанционно при помощи устройств АС по интерфейсам PLC или RF. Подключение абонента к сети выполняется при помощи

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

Счетчики, не оснащенные УКН, при обрыве нулевого провода измеряют количество потребленных ампер-часов, которое может использоваться для расчета потребления энергии абонентом в случае преднамеренного или непреднамеренного нарушения работы счетчика. Основные характеристики счетчиков приведены в таблице 1.

Таблица 1

Количество тарифов и тарифное расписание счетчиков задаются встроенным тарификатором, имеющим часы реального времени (далее ЧРВ). 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 интерфейсу RF или PLC (см. таблицу 3).

Счетчики ведут журналы, в которых накапливается измерительная и служебная информация (результаты самодиагностики, 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 журналы для фиксации групп событий.

Измерительная информация недоступна корректировке, служебная информация счетчиков защищена системой паролей, в том числе при считывании.

Перечень величин, измеряемых счетчиками, соответствует приведенному в таблице 2. Таблица 2

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

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

S = sqrt (P ² + Q ²),                                   (1.0)

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 х J Ртек dt,                                (1.1)

0

где Ринт - расчетное значение средней активной мощности;

Ртек - измеренное значение текущей активной мощности, Вт;

Т - значение программируемого интервала.

Максимальная средняя активная мощность на месячном интервале (максимальная интервальная мощность на РДЧ - Ррдч) определяется как максимальное значение из зафиксированных значений Ринт за текущий месяц.

Количество ампер-часов при отсутствии напряжения определяется по формуле T

А= 10^-3/3600 х f I dt,                          (1.2)

0

где А- расчетное значение ампер-часов, А ч;

I-действующее (среднеквадратичное) значение тока;

Т - время работы счетчика с отключенным напряжением питания (с отключенным нулевым проводом), с.

Показатель качества электроэнергии ПКЭ U определяется по алгоритму:

а)   Установившееся значение напряжения определяется усреднением секундных значений среднеквадратических и_эфф в течение минуты по формуле

n-1

U_y=sqrt[(E иэфф²)/п]/п                              (1.3)

i=0

где иу - установившееся значение напряжения, В; иэфф - среднеквадратическое значение напряжения, В; n - количество секундных значений в течении минуты; sqrt - функция, возвращающая квадратный корень числа.

б)   Усредненные значения напряжения сравниваются с номинальным значением и вычисляются установившиеся отклонения напряжения в процентах по формуле

6U = 100*(Uy - ином)/Цном            (1.4)

где 6U - отклонение напряжения, %;

иу - усредненное значения напряжения, В; ином - номинальное значение напряжения по ГОСТ 21128-83 , В.

в)    Установившиеся отклонения напряжения сравниваются с порогами ±5% и ±10%. При единичном выходе отклонения напряжения за пределы ±10% фиксируется некачественное напряжение в течение текущих суток.

При установившемся отклонении напряжения, лежащем в диапазоне между 5% и 10% фиксируется количество минутных отсчетов с таким отклонением в отдельном счетчике.

При превышении содержимого этого счетчика значения «72» (5% от времени суток) фиксируется некачественное напряжение в течение текущих суток.

Показатель качества электроэнергии ПКЭ f определяется по алгоритму:

а)    Установившееся значение частоты определяется усреднением N отсчетов частоты

за 20 с по формуле

N

Fy =( S fi)/N ,

i=1

где Fy - установившееся значение частоты, Гц;

fi - отсчет частоты за 20 с;

N - количество отсчетов за 20 с.

б)    вычисляется отклонение частоты по формуле

Af = Fy - F... м ,                          (1.6)

где Fном - номинальное значение частоты - 50 Гц;

Fy - установившееся значение частоты, Гц;

Af - отклонение частоты.

в)  Отклонение частоты сравнивается с нормально допустимыми (± 0,2 Гц) и предельно допустимыми значениями (± 0,4 Гц).

Если в течение суток наблюдается выход частоты за предельно допустимые значения, то фиксируется некачественная частота в течение суток.

Если наблюдается выход частоты за нормально допустимые пределы (но в предельно допустимых значениях), то нарушение качества энергии по частоте фиксируется, если количество отклонений в течение суток более 216, т.е. более 5% времени подачи электроэнергии.

Коэффициент мощности ees ф определяется по формуле

сч« ф= P / S,                                   (1.7)

где Р - текущее значение активной мощности, Вт;

Q - текущее значение реактивной мощности, вар;

S - текущее значение полной мощности, ВА.

а)   измерение активной энергии (по модулю):

• (1)  - текущей потарифно;

• (2)  - на РДЧ (потарифно);

б)   измерение реактивной энергии (индуктивной, емкостной)):

• (1)   - текущей;

• (2)  - 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)   определение максимального значения Р инт на расчетный день и час с фиксацией времени максимума;

е)   измерение среднеквадратического (действующего) значения напряжения с усреднением по ГОСТ 13109 на минутном интервале;

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

з)   измерение среднего значения частоты сети на интервале 20 с по ГОСТ 13109-97;

и)   определение количества 20-секундных отсчетов частоты, лежащих за пределами нормальных (предельных) норм показателей качества электроэнергии в течение суток;

к)   определение ПКЭ за сутки;

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

м)   Учет амперчасов при наличии тока нагрузки в диапазоне от 1 до 80 А при обрыве нулевого провода (только для РиМ 189.01, РиМ 189.03);

н)     сохранение показаний на РДЧ в «Годовом журнале» за месяц, 36 записей:

• -    активной энергии по каждому из используемых тарифов на РДЧ;

• -    реактивной энергии на РДЧ (емкостная) *;

• -    реактивной энергия на РДЧ (индуктивная)*;

-    Максимальное значение средней активной мощности на программируемом интер

вале на РДЧ;

-    Дата и время фиксации максимума активной интервальной мощности;

-    Количество часов некачественной электроэнергии за учетный период ( ПКЭ);

-    Алгоритм расчета ПКЭ за учетный период;

-    Количество часов работы счетчика за учетный период .

о)     сохранение показаний в «Месячном журнале» за сутки, 186 записей:

-    активной энергии по каждому из используемых тарифов;

-    реактивной энергии (емкостная);

-    реактивной энергии (индуктивная);

• -    количества часов некачественного напряжения сети в диапазоне ± (5 - 10)%;

• -    количества часов некачественной частоты сети в диапазоне ± (0,2 - 0,4) Гц;

• -    количества часов некачественного напряжения и частоты сети в выше указанных диапазонах с перекрытием по времени;

• -    флаги выхода за пороги ± 10% напряжения сети и ± 0,4 Гц частоты сети;

• -    количества часов работы счетчика в сутки.

п)  ведение журнала «Профиль мощности» с изменяемым интервалом из ряда 1, 2, 3, 4, 5, 6, 10, 12, 15, 20, 30, 60 минут, 8928 записей.

В профиль включены:

• -    количество потребленной активной энергии на выбранном интервале (интервальная активная энергия) (по модулю);

• -    количество потребленной реактивной энергии на выбранном интервале, емкостной, (интервальная емкостная реактивная энергия);

• -    количество потребленной реактивной энергии на выбранном интервале, индуктивной (интервальная индуктивная реактивная энергия).

р) счетчики ведут журналы событий, в которых отражены события, связанные с отсутствием напряжения, коммутацией нагрузки, перепрограммирования служебных параметров, а также аварийной ситуации - обрывом нулевого провода - не менее 1024 записей, в т.ч.:

-     журнал «Коррекций» - 512 записей: наименование изменяемого параметра в счет

чике, новое значение параметра;

• -    журнал «Вкл/Выкл» - 256 записей: включение/отключение напряжения сети, вклю-чение/отключение нагрузки (только для РиМ 189.02 и РиМ 189.04);

• -    журнал «Качества сети» - 256 записей: отклонение от номинала напряжение сети в пределах ± (5 - 10)%, отклонение от номинала частоты сети в пределах ± (0,2 - 0,4) Гц.

Все события привязаны ко времени. Журналы недоступны корректировке при помощи внешних программ.

с)   обмен данными (см. таблицу 3)

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

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

т)    ретрансляция данных и команд (см. таблицу 3). Счетчики могут использоваться как независимые ретрансляторы по PLC и RF;

у)   автоматическое отключение абонента от сети по превышению УПМ (только для РиМ 189.02, РиМ 189.04).

ф)   дистанционное управление отключением/подключением абонента (только для РиМ 189.02 и РиМ 189.04):

-при помощи устройств АС по интерфейсам RF - PLC;

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

* Для РиМ 189.03, РиМ 189.04 - справочный параметр. Метрологические характеристики не гарантируются.

Таблица 3 - Функциональные возможности интерфейсов счетчиков

Счетчики оснащены оптическими испытательными выходами ТМА и ТМР для активной и реактивной энергии соответственно, характеристики оптических испытательных выходов соответствуют ГОСТ Р 52320-2005.

Счетчики выполнены в пластмассовом герметичном корпусе, степень защиты оболочек IP 65 по ГОСТ 14254-96. Внутренняя полость корпуса счетчиков заполнена герметиком. Корпус счетчиков пломбируется пломбой поверителя. Пломбирование счетчиков осуществляется навесной пломбой на выступах основания и крышки корпуса.

Общий вид счетчиков с указанием места установки пломбы поверителя приведен на рисунках 1, 2, 3.

Пример записи при заказе счетчика РиМ 189.01 без комплекта монтажных частей и ДД: «Счетчик электрической энергии трехфазный статический РиМ 189.01 ТУ 4228-055-118219412011».

Пример записи при заказе счетчика РиМ 189.02 с комплектом монтажных частей и ДД РиМ 040.03-ХХ: «Счетчик электрической энергии трехфазный статический РиМ 189.02 ТУ 4228-055-11821941-2011 с ДД РиМ 040.03-ХХ и комплектом монтажных частей».

Место установки плом

бы поверителя

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

РиМ 189.01, РиМ 189.03

Место установки пломбы поверителя

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

РиМ 189.02, РиМ 189.04

ДИСПЛЕЙ .

ДИСТАНЦИОННЫЙ

Рисунок 3 - Фотография общего вида и место установки пломбы изготовителя дисплея дистанционного РиМ 040.03 (одно из исполнений)

Комплект поставки счетчиков приведен в таблице 10 Таблица 10

Базовый ток, А                                                 5

Максимальный ток, А                                          см. таблицу 1

Номинальное напряжение, В                                      220;230

Установленный рабочий диапазон напряжения, В                    от 198 до 253

Расширенный рабочий диапазон напряжения, В                      от 140 до 280

Время, в течение которого счетчик выдерживает воздействие напряжения

1,7 U_H0M (400 В), без последующего ухудшения характеристик, ч, не менее

Номинальная частота, Гц

Класс точности при измерении активной/реактивной энергии *

Стартовый ток, при измерении активной энергии, мА

Стартовый ток, при измерении реактивной энергии, мА*

Постоянная счетчика, имп./(кВт^ч), имп./(квар^ч)

Мощность, потребляемая в цепи напряжения счетчика:

• - полная мощность, ВА, не более

• - активная мощность, Вт, не более

Полная мощность, потребляемая в цепи тока, ВА, не более

Мощность, дополнительно потребляемая встроенными

модулями связи, ВА, не более

Максимальная дальность обмена по интерфейсу PLC, м, не менее

Максимальная дальность действия интерфейса RF, м, не менее

Максимальное расстояние между счетчиком и ДД при считывании показаний и подключении нагрузки, м, не менее

Время сохранения данных, лет, не менее

Суточный ход ЧРВ, с/сут, не более

Время автономности ЧРВ при отсутствии напряжения сети, ч, не менее

Характеристики тарификатора

Количество тарифов

Количество тарифных зон

Таблица праздничных дней (для тарифного расписания)

Таблица переноса дней (для тарифного расписания)

Характеристики УКН счетчиков РиМ 189.02, РиМ 189.04 коммутируемый ток не более 80 А при напряжении не более 264 В

Погрешность измерения частоты, Гц, не более                        ± 0,03

Погрешность определения ПКЭ, мин., не более

Масса, кг, не более

Габаритные размеры, мм, не более                                 130 х 90 х 165

Установочные размеры: наружный диаметр фазного провода, мм от 7 до 12 Средняя наработка до отказа То, ч, не менее                          180000

Средний срок службы Тсл, лет, не менее

Примечания - * для счетчиков РиМ 189.03, РиМ 189.04 метрологические параметры при измерении реактивной энергии не нормируются;

**-метрологические параметры не нормируются.

Условия эксплуатации счетчиков: У1 по ГОСТ 15150 69 - на открытом воздухе при температуре окружающего воздуха от минус 40 до 70 °С , верхнем значении относительной влажности окружающего воздуха 100 % при температуре 25 °С.

Счетчики соответствуют требованиям безопасности и электромагнитной совместимости, установленным ГОСТ Р 52320-2005. Соответствие счетчиков требованиям безопасности и электромагнитной совместимости    подтверждено сертификатом соответствия

№ РОСС RU. АЯ79 В15527.

Основные единицы для измеряемых и расчетных значений величин и цена единицы

старшего и младшего разряда счетного механизма приведены в таблице 5. Таблица 5

Показатели точности

Счетчики соответствуют требованиям точности раздела ГОСТ Р 52322-2005 при измерении активной энергии, и ГОСТ Р 52425-2005 при измерении реактивной энергии.

• 2.1 Предел допускаемой основной относительной погрешности 6р при измерении Ртек не превышает значений, приведенных в таблице 6.

• 2.2 Предел допускаемой основной относительной погрешности 6q при измерении Qтек не превышает значений, приведенных в таблице 7.

• 2.3 Дополнительная погрешность, вызываемая изменением влияющих величин по отношению к нормальным условиям, приведенным в 8.5 ГОСТ Р 52322 и 8.5 ГОСТ Р 52425, не превышает пределов для счетчиков соответствующего класса точности в соответствии с таблицей 8 ГОСТ Р 52322 при измерении Ртек, и ГОСТ Р 52422 при измерении Qтек. Таблица 6

  Ток, от 1б	eos ф	Пределы допускаемой основной погрешности при измерении Ртек, %
  0,10	1	1,4
  1,00	1	1,0
  3,00	1	1,0
  I макс	1	1,0
  0,20	инд 0,5	1,4
  1,00	инд 0,5	1,0
  3,00	инд 0,5	1,0
  I макс	инд 0,5	1,0
  0,20	емк 0,8	1,2
  1,00	емк 0,8	1,0
  3,00	емк 0,8	1,0
  I макс	емк 0,8	1,0

Таблица 7

• 3.1 Предел допускаемой основной относительной погрешности при измерении Р инт и Р рдч не превышает значений, приведенных в таблице 6.

• 3.2 Дополнительная погрешность, вызываемая изменением влияющих величин по отношению к нормальным условиям, приведенным в 8.5 ГОСТ Р 52322-2005, не превышает пределов для счетчиков соответствующего класса точности в соответствии с таблицей 6 ГОСТ Р 52322-2005.

4.1 Предел допускаемой основной относительной погрешности при измерении среднеквадратических значений тока 6_I не превышает значений, приведенных в таблице 8

Таблица 8

5 При измерении среднеквадратических значений напряжения

5.1 Предел допускаемой относительной погрешности при измерении среднеквадратических значений напряжения не превышает значений, приведенных в таблице 9.

Таблица 9

6 При измерении частоты напряжения сети

6.1 Предел абсолютной погрешности при измерении частоты напряжения сети не

превышает ±0,03 Гц.

• 6.2 Диапазон измеряемых частот должен быть от 45 до 55 Гц.

• 6.3 Рабочий диапазон напряжений от 140 до 280 В.

Погрешность определения времени подачи некачественной электроэнергии (ПКЭ u и ПКЭ f ) не более ± 1 минуты .