Принцип действия счетчиков основан на цифровой обработке аналоговых входных сигналов тока и напряжения при помощи специализированных микросхем с встроенным АЦП. Остальные параметры, измеряемые счетчиком, определяются расчетным путем по измеренным значениям тока и напряжения.

Цифровой сигнал, пропорциональный мгновенной мощности (активной и реактивной), обрабатывается микроконтроллером пофазно. По полученным значениям мгновенной мощности формируются накопленные значения количества активной и реактивной электрической энергии:

• - активной импорт (прием) по 1 и 4 квадрантам потарифно;

• - активной экспорт (отдача) по 2 и 3 квадрантам без тарификации;

• - реактивной импорт (прием) по 1 и 2 квадрантам без тарификации;

• - реактивной экспорт (отдача) по 3 и 4 квадрантам без тарификации.

Расположение   квадрантов    соответствует   геометрическому   представлению   С.1

ГОСТ 31819.23-2012.

Счетчики оснащены гальванически развязанными интерфейсами (в зависимости от варианта исполнения, см. таблицу 1): RF (радиоканал), RS-485 (два независимых интерфейса), PLC (по силовой сети) и оптопортом 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 реализуют дополнительную функцию - отдельный учет потребленной активной электрической энергии (импорт ) при превышении установленного порога активной мощности (далее - УПМт).

Показания счетчиков считываются дистанционно по интерфейсам RS-485, RF, PLC, а также по оптопорту (в зависимости от варианта исполнения).

Интерфейсы RF и PLC работают в тандеме, что обеспечивает 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 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.

Интерфейсы RS-485, RF, PLC 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 УПМт, задания параметров адресации по интерфейсам PLC, RS-485, RF и других служебных параметров).

Перечень измеряемых и служебных величин, выводимых для считывания по интерфейсам, доступен для установки и корректировки дистанционно или непосредственно на месте эксплуатации счетчиков по интерфейсам RF, RS-485, PLC.

Подробное описание функциональных возможностей интерфейсов счетчиков приведено в руководстве по эксплуатации.

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

Считывание информации и конфигурирование счетчиков по интерфейсам RS-485 и оптопорту выполняется с использованием программы Setting_Rm_489.exe.

Оптический интерфейс счетчиков соответствует ГОСТ IEC 61107-2011 в части конструкции, магнитных и оптических характеристик.

Счетчики оснащены, дискретными входами/выходами с целью введения функции телемеханики и телесигнализации (2 изолированных входа и два выхода с внутренним питанием 24 В), и клеммами для подключения резервногом источника питания.

Измерительная информация в счетчике 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 сетевого напряжения.

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

Счетчики, в зависимости от варианта исполнения оснащены устройством коммутации нагрузки (далее - УКН) или реле управления коммутацией нагрузки (далее - РУ). УКН счетчиков выполняет коммутацию нагрузки (отключение/подключение абонента), РУ счетчиков предназначено для управления внешним устройством, выполняющим коммутацию нагрузки (отключение/подключение абонента).

Отключение абонента от сети выполняется автоматически в случае превышения установленного порога мощности для коммутации нагрузки (далее - УПМк), если эта функция задана при конфигурировании счетчика, или дистанционно при помощи устройств АС по интерфейсам PLC, RF, или RS-485.

Подключение абонента к сети выполняется дистанционно при помощи устройств АС по интерфейсам PLC, RS-485, или RF.

Подключение абонента возможно также при помощи кнопок управления (далее - КнУ), расположенных на лицевой поверхности счетчика при наличии разрешения, полученного от устройств АС. Если отключение абонента произошло автоматически по превышению УПМк, разрешение на подключение от устройств АС не требуется, включение возможно при помощи КнУ после снижения мощности нагрузки ниже УПМ и не ранее, чем через 1 минуту после отключения.

Дисплей счетчиков выполнен на многофункциональном жидкокристаллическом индикаторе, который отображает все измеряемые величины и позволяет идентифицировать каждый применяемый тариф. Вывод данных на электронный дисплей выполняется в автоматическом режиме и ручном режиме с использованием КнУ, в том числе при отсутствии сетевого напряжения. Дисплей счетчиков снабжен подсветкой. Подсветка включается при помощи кнопки КнУ, отключается автоматически.. Перечень измеряемых параметров и служебных величин, выводимых на дисплей счетчика, доступен для установки и корректировки дистанционно или непосредственно на месте эксплуатации счетчиков по интерфейсам RF, RS-485, PLC.

Информация на дисплее счетчиков отображается на языке, определяемом в договоре на поставку. По умолчанию - на русском языке.

Основные характеристики счетчиков приведены в таблице 1. Таблица 1

Окончание таблицы 1

Количество тарифов и тарифное расписание счетчиков задаются встроенным тарификатором, имеющим энергонезависимые часы реального времени (далее ЧРВ). Количество тарифов и тарифное расписание доступны для установки и корректировки дистанционно или непосредственно на месте эксплуатации счетчиков по интерфейсам RF, RS-485, PLC.

Счетчики ведут журналы, в которых накапливается измерительная и служебная информация (результаты самодиагностики, время включения и выключения, корректировки служебных параметров, время фиксации максимальной средней активной мощности, значений измеряемых величин на расчетный день и час (далее - РДЧ) и др. Подробное описание журналов приведено в руководстве по эксплуатации).

Измерительная информация в счетчиках 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 сетевого напряжения.

Служебная информация защищена системой паролей.

Функциональные возможности счетчиков

Перечень величин, измеряемых счетчиком, приведен в таблице 2.

Таблица 2

Окончание таблицы 2

Активная и реактивная мощность с периоДом интегрирования 1 с (далее - текущая мощность, активная Ртек или реактивная QTek 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 х 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.

Коэффициент мощности ^s ф определяется по формуле

e()s ф= Р / S,                                   (3)

где Р - текущее значение активной мощности, Вт;

S - текущее значение полной мощности, ВА.

Коэффициент реактивной мощности цепи tg ф определяется по формуле

tg ф = |Q| / |Р|,                                       (4)

где tg ф - расчетное значение коэффициента реактивной мощности цепи;

Q - измеренное значение текущей реактивной мощности, вар;

Р - измеренное значение текущей активной мощности, Вт.

Суммарное значение tg ф определяется как среднее геометрическое фазных значений

Установившееся отклонение напряжения основной частоты dUy определяют по 5.13 ГОСТ Р 51317.4.30-2008 относительно номинального (230 В) или заданного (согласованного) напряжения (задается программно 220 В).

Отклонение частоты д/определяют по 4.2.1 ГОСТ Р 54149-2010.

Длительность провала напряжения Д1п определяют по 5.4 ГОСТ 51317.4.30-2018.

Длительность перенапряжения ДШер определяют по 5.4 51317.4.30-2018

Глубину провала напряжения дип определяют по 5.4 ГОСТ 51317.4.30-2008, Величину перенапряжения AU определяют по 5.4 ГОСТ 51317.4.30-2008.

а) сохранение в энергонезависимой памяти:

-измерительной информации (текущих значений) по всем измеряемым величинам (см таблицу 2);

-установленных служебных параметров (тарифного расписания, параметров маршрутизации и др);

б) -защита информации - пароль доступа и аппаратная защита памяти метрологических коэффициентов и настроек;

в) вывод данных на электронный дисплей в автоматическом режиме и ручном режиме при помощи КнУ;

г) подсветка дисплея. Управление подсветкой   в ручном режиме при помощи КнУ, автоматическое отключение подсветки по истечении заданного времени.

д) самодиагностика - счетчики формируют и передают код режима работы (статус), отражающий наличие фаз сети, характеристики тарифного расписания и отображения информации, исправности ЧРВ, тестирования и др. События, связанные с изменением статуса, регистрируются в соответствующем журнале счетчика с указанием времени наступления события (подробнее - см. Руководство по эксплуатации);

е) 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 );

- по интерфейсу RS-485

- по оптопорту

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

ж) ретрансляция данных и команд - счетчики могут использоваться как независимые ретрансляторы по PLC и RF;

з) синхронизация ЧРВ счетчиков по интерфейсам по интерфейсам RF, RS-485, PLC, оптопорту с использованием устройств АС;

и) конфигурирование счетчиков по интерфейсам RF, RS-485, PLC, оптопорту с использованием устройств АС;

к) автоматическое отключение абонента от сети по превышению УПМк (для счетчиков, оснащенных УКН или РУ);

л) дистанционное управление отключением/подключением абонента (для счетчиков, оснащенных УКН или РУ):

• - при помощи устройств АС по интерфейсу PLC;

• - при помощи устройств АС по интерфейсу RF;

• - при помощи устройств АС по интерфейсу RS-485;

• - при помощи КнУ (только включение при наличии разрешения от устройств АС);

м) тарификатор поддерживает:

-до 8 тарифов;

-до 256 тарифных зон;

-переключение по временным тарифным зонам;

-переключение тарифов по превышению лимита заявленной мощности;

-автопереход на летнее/зимнее время;

-календарь выходных и праздничных дней;

-перенос рабочих и выходных дней;

н) автоматическое отключение абонента от сети (только для счетчиков, оснащенных УКН или РУ) - по превышению УПМк;

о) запись и хранение результатов измерений с нарастающим итогом в двух направлениях в журналах ежесуточного и помесячного потребления, а также на получасовых интервалах;

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

р) ведение журнала Событий, в котором отражены события, связанные с отсутствием напряжения, коммутацией нагрузки, перепрограммированием служебных параметров, внешних воздествий типа (постоянного магнитного поля), фактов связи со счетчиком, нарушения электронных пломб, поступлением сигналов на дискретные входы и т.д.

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.

При фиксации счетчиком событий, к которым относятся:

• •  поступление сигнала на дискретные входы;

• •  воздействия постоянным магнитным полем;

• •  3-х кратная попытка обращения к счетчику по неправильному паролю

Лист № 8 Всего листов 17 счетчик выступает в качестве инициатора связи с устройствами АС, посылая по интерфейсу RF информацию о наступлении данного события. Сброс фиксации данного события в счетчике произойдёт после принятия данного события устройствами АС.

Счетчики оснащены электрическими испытательными выходами ТМА и TMR для активной и реактивной энергии соответственно, характеристики испытательных выходов соответствуют ГОСТ 31818.11-2012.

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

Корпус счетчика и крышка клеммной колодки снабжены электронными пломбами.

Фотография общего вида счетчиков с указанием   места установки пломбы поверителя

приведена на рисунках 1, 2, 3, 4, 5.

Рисунок 1 - Фотография общего вида и место установки пломбы поверителя счетчиков РиМ 489.13

Место установки пломбы поверителя

Рисунок 3 - Фотография общего вида и место установки пломбы поверителя счетчиков РиМ 489.15

Место установки пломбы

Рисунок 4 - Фотография общего вида и место установки пломбы поверителя счетчиков РиМ 489.16 Me ст о у ст ановки пл о лбы ■ noBepHTeasfl

Рисунок 5 - Фотография общего вида и место установки пломбы поверителя счетчиков РиМ 489.17

Комплект поставки счетчиков приведен в таблице 12 Таблица 12

Пример записи при заказе счетчика РиМ 489.13: «Счетчик электрической энергии трехфазный статический РиМ 489.03 ТУ 4228-064-11821941-2014.

Базовый (номинальный) ток, А, Максимальный ток, А

Номинальное напряжение, В

Установленный рабочий диапазон фазного напряжения, В

Для счетчиков РиМ 489.13, РиМ 489.14, РиМ 489.15, РиМ 489.16

Для счетчиков РиМ 489.17

Расширенный рабочий диапазон фазного напряжения, В

Для счетчиков РиМ 489.13, РиМ 489.14, РиМ 489.15, РиМ 489.16

Для счетчиков РиМ 489.17

Предельный рабочий диапазон напряжений

Для счетчиков РиМ 489.13, РиМ 489.14, РиМ 489.15, РиМ 489.16

Для счетчиков РиМ 489.17

Номинальная частота, Гц

Класс точности при измерении активной/реактивной энергии

Стартовый ток, актив/реактив, мА,

-счетчиков РиМ 489.13, РиМ 489.15, РиМ 489.17

-счетчиков РиМ 489.14, РиМ 489.16

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

Полная мощность, потребляемая каждой цепью тока, ВА, не более

Полная мощность, потребляемая каждой цепью напряжения, ВА, не более Активная мощность, потребляемая каждой цепью напряжения, Вт, не более Максимальная дальность обмена по интерфейсу PLC, м, не менее

Максимальная дальность действия интерфейса RF, м, не менее

Суточный ход ЧРВ , с/сутки, не более

Время автономности ЧРВ при отсутствии напряжения сети, лет, не менее Количество тарифов

Количество тарифных зон, не более

Характеристики РУ счетчиков РиМ 489.15, РиМ 489.17     коммутируемый

при напряжении Характеристики УКН счетчиков РиМ 489.14              коммутируемый

при напряжении Время сохранения данных, лет, не менее Масса, кг, не более Габаритные размеры, мм, не более Установочные размеры, мм, Средняя наработка до отказа, ч, не менее Средний срок службы Тсл, лет, не менее

Условия эксплуатации счетчиков У2 по ГОСТ 15150-69 - в палатках, металлических и иных помещениях без теплоизоляции, при отсутствии прямого воздействия солнечного излучения и атмосферных осадков, при температуре окружающего воздуха от минус 40 до 60 °С, верхнем значении относительной влажности воздуха 95 % при температуре окружающего воздуха 35 °С, атмосферном давлении от 70 до 106,7 кПа (от 537 до 800 мм рт. ст.).

Предельный рабочий диапазон температур от минус 40 до 70 °С.

КнУ счетчиков функционирует при температуре от минус 25 до 70 °С.

При температуре ниже минус 35 °С возможно резкое снижение или полная потеря контрастности дисплея счетчиков, при этом метрологические и функциональные характеристики счетчиков сохраняются.

Счетчики соответствуют требованиям безопасности и электромагнитной совместимости, установленным ГОСТ 31818.11-2012. Соответствие счетчиков требованиям безопасности и электромагнитной     совместимости     подтверждено     сертификатом     соответствия

ТС RU С-Ии.АЯ79.В00447.

Основные единицы для измеряемых и расчетных значений величин и цена единицы старшего и младшего разряда счетного механизма приведены в таблице 4.

Таблица 4

Окончание таблицы 4

*При считывании показаний при помощи программы Setting_Rm_489.exe. **При считывании показаний при помощи программы Crowd_Pk.exe.

*** Аналогично выводу информации на дисплей счетчика.

Показатели точности

• 1 При измерении энергии (активной и реактивной)

Счетчики соответствуют требованиям точности ГОСТ 31819.21-2012, ГОСТ 31819.22-2012 в зависимости от варианта исполнения) при измерении активной энергии, и 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 5р 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 и 8.1 ГОСТ 31819.22-2012 для счетчиков класса точности 0,5S.

  • 2.2 Допускаемая основная погрешность 5q 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 1,0 и 2,0.

  • 2.3 Дополнительные погрешности, вызываемые изменением влияющих величин по отношению к нормальным условиям, приведенным в 8.5 ГОСТ 31819.21-2012, 8.2 ГОСТ 31819.22-2012 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, таблицей 8 ГОСТ 31819.22-2012 при измерении Ртек для счетчиков соответствующего класса точности, и с таблицей 8 ГОСТ 31819.23-2012 при измерении QTek.

• 3 При измерении средней активной мощности на программируемом интервале (Р инт), 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 Р инт, 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, и 8.1 ГОСТ 31819.22-2012 для счетчиков класса точности 0,5S.

  • 3.2  Дополнительные погрешности, вызываемые изменением влияющих величин по

отношению  к  нормальным  условиям,  приведенным  в  8.5  ГОСТ  31819.21-2012,  8.5

ГОСТ 31819.22-2012 не превышают пределов дополнительных погрешностей для счетчиков соответствующего класса точности в соответствии с таблицей 8 ГОСТ 31819.21-2012, таблицей 8 ГОСТ 31819.22-2012.

• 4 При измерении среднеквадратических значений тока

  • 4.1 Пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении среднеквадратических значений тока 5_I приведены в таблицах 5.1, 5.2.

Таблица 5.1

Таблица 5.2

5 При измерении среднеквадратических значений напряжения, фазных и линейных (межфазных) Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении среднеквадратических значений напряжения приведены в таблице 6.

Таблица 6

6 При измерении частоты напряжения сети

• 6.1 Абсолютная погрешность при измерении частоты сети не превышает ±0,01 Гц.

• 6.2 Диапазон измеряемых частот от 42,5 до 57,5 Гц по классу S ГОСТ Р 51317.4.30-2008.

7 При измерении удельной энергии потерь в цепях тока

7.1 Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении удельной энергии потерь вцепи тока приведены в таблицах 7.1 и 7.2.

Таблица 7.1

Таблица 7.2

8 При измерении коэффициента реактивной мощности цепи (tg ф)

• 8.1 Пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении tg ф определяются по формуле

Stg = ± SQRT(5 р ² + 5 q ²),               (5)

где     5tg - расчетное значение пределов допускаемой относительной погрешности при

измерении tg ф, %;

5р - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении активной энергии, %;

5q - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении реактивной энергии, %.

• 8.2 Пределы дополнительных погрешностей при измерении tg ф определяются по формуле:

• 5 tgi = ±SQRT(5 р1 ² + 5 qi ²),                     (6)

где 5    tgi - расчетное значение пределов допускаемой дополнительной погрешности при

измерении tg ф, вызываемой i - влияющей величиной, %

5 рi - пределы допускаемой дополнительной погрешности при измерении активной энергии, вызываемой i - влияющей величиной в соответствии с 8.2 ГОСТ 31819.21-2012, 8.2 ГОСТ 31819.22-2012, %;

5 qi - пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении реактивной энергии, вызываемой i - влияющей величиной, в соответствии с 8.2 ГОСТ 31819.23-2012, %.

• 8.3 Диапазон измеряемых значений tg ф от 0,25 до 0,75.

9 При измерении показателей качества электроэнергии

• 9.1 Относительная погрешность при измерении установившегося отклонения напряжения основной частоты не превышает ±0,5 % в диапазоне от минус 30 до 50 % от номинального (или установленного) фазного напряжения.

• 9.2 Абсолютная погрешность при измерении отклонения частоты в диапазоне значений ±7,5 Гц не превышает ±0,01 Гц .

• 9.3 Абсолютная погрешность измерения длительности провала напряжения Ata в диапазоне значений от 0,04 до 60 с не превышает ± 1 периода сетевого напряжения;

• 9.4 Абсолютная погрешность измерения длительности перенапряжения At пер в диапазоне значений от 0,04 до 60 с не превышает ± 1 периода сетевого напряжения;

• 9.5 Абсолютная погрешность измерения глубины провала перенапряжения 5ип в диапазоне значений от минус 10 до минус 70 % не превышает ± 1% .

• 9.6 Абсолютная погрешность измерения величины перенапряжения в диапазоне значений от Шном до 1,5U ном не превышает ±1%.