Счетчики электрической энергии однофазные статические РиМ 189.1Х: РиМ 189.11, РиМ 189.12, РиМ 189.13 РиМ 189.14, РиМ 189.15, РиМ 189.16, РиМ 189.17, РиМ 189.18, 56546-14

Назначение

Счетчики электрической энергии однофазные статические РиМ 189.1Х (далее - счетчики) являются многофункциональными приборами, и предназначены для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности (активной, реактивной, полной) в однофазных двухпроводных электрических цепях переменного тока промышленной частоты, а также для дистанционного отключения / подключения абонента (в зависимости от исполнения). Счетчики имеют встроенный тарификатор и реализуют многотарифный учет активной электрической энергии.

Счетчики измеряют среднеквадратические значения фазного напряжения, тока нагрузки (фазного тока), значения частоты сети, коэффициента мощности cos ф, а также (в зависимости от варианта исполнения) среднеквадратическое значение тока в нулевом проводе.

Счетчики измеряют параметры качества электрической энергии по ГОСТ Р 54149-2010, ГОСТ Р 51317.4.30-2008:

-установившееся отклонение напряжения основной частоты 5Uy;

-отклонение частоты Af.

Описание

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.

Лист № 2 Всего листов 14

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, 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. 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

Лист № 3 Всего листов 14

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.).

Лист № 4 Всего листов 14

В журнале событий выделены отдельные разделы для фиксации групп событий. Счетчики формируют профили параметров, в том числе активной 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

Лист № 5 Всего листов 14

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

Установившееся отклонение напряжения основной частоты определяют по 5.13 ГОСТ Р 51317.4.30-2008 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 Р 54149-2010.

Коэффициент мощности ^s ф определяется по формуле

ws 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 Р 51317.4.30 -2008 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 Р 51317.4.30-2008 ; 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 минут;

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

Лист № 7 Всего листов 14

защиты оболочек IP 65 по ГОСТ 14254-96. Внутренняя полость счетчика (в том числе ДДТ) полностью залита компаундом. 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.

Пример записи при заказе счетчика РиМ 189.12 без комплекта монтажных частей и ДД: «Счетчик электрической энергии однофазный статический РиМ 189.12 ТУ 4228-062-118219412013».

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

Программное обеспечение

Интегрированное программное обеспечение (ПО) счетчика сохраняется в постоянном запоминающем устройстве контроллера счетчика. Считывание исполняемого кода из счетчика и его модификация с использованием интерфейсов счетчика невозможны. Защита выполнена аппаратно, корпус счетчика опломбирован пломбой поверителя.

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 5.

Таблица 5

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - А по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Базовый ток, А    5

Максимальный ток, А    см. таблицу 1

Номинальное напряжение, В    230

Установленный рабочий диапазон напряжения, В    от 198 до 253

Расширенный рабочий диапазон напряжения, В    от 140 до 280

Предельный рабочий диапазон напряжения, В    от 0 до 400

Номинальная частота, Гц    50

Класс точности при измерении активной/реактивной энергии    см. таблицу 1

Стартовый ток, при измерении активной энергии, мА    20

Стартовый ток, при измерении реактивной энергии, мА    25

Постоянная счетчика, имп./(кВтч) [имп./(кварч)]    4000 Мощность, потребляемая в цепи напряжения счетчика:

-    полная мощность, ВА, не более    10,0

-    активная мощность, Вт, не более    1,5 Полная мощность, потребляемая в цепи тока, ВА, не более    0,1 Дальность обмена по интерфейсу PLC, м, не менее    100 Дальность действия интерфейса RF, м, не менее    100 Максимальное расстояние между счетчиком и ДД

при считывании показаний и подключении нагрузки, м, не менее    25

Время сохранения данных, лет, не менее    40

Суточный ход (точность хода) ЧРВ, с/сут, не более    ± 0,5

Время автономности ЧРВ при отсутствии напряжения сети, ч, не менее    60 Характеристики тарификатора

Количество тарифов    8

Количество тарифных зон    256

Таблица праздничных дней (для тарифного расписания)    16

Таблица переноса дней (для тарифного расписания)    16 Характеристики УКН счетчиков коммутируемый ток не более 80 А

при напряжении не более 264 В

Масса, кг, не более

Счетчика    0,65

ДДТ    0,30 Габаритные размеры, мм, не более

Счетчика    130 х 90 х165

ДДТ    130 х 90 х 165

Установочные размеры: наружный диаметр фазного/нулевого провода, мм от 7 до 12

Средняя наработка до отказа То, ч, не менее    180000

Средний срок службы Тсл, лет, не менее    30

Условия эксплуатации счетчиков: У1 по ГОСТ 15150-69 - на открытом воздухе при температуре окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °С (установленный рабочий диапазон), относительной влажности окружающего воздуха 95 % при температуре 35 °С, атмосферном давлении от 70 до 106,7 кПа (от 537 до 800 мм рт. ст.). Предельный рабочий диапазон температур от минус 45 до плюс 70 °С.

Лист № 11 Всего листов 14

Счетчики соответствуют требованиям безопасности и электромагнитной совместимости, установленным ГОСТ 31818.11-2012, ГОСТ Р 50514-93. Соответствие счетчиков требованиям безопасности и электромагнитной совместимости подтверждено сертификатом соответствия № ТС RU C-RU. АЯ79.В00383.

Основные единицы для измеряемых и расчетных значений величин и цена единицы старшего и младшего разряда счетного механизма приведены в таблице 6.

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 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.

2.2    Допускаемая основная погрешность 5q при измерении Ртек 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 Ртек.

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.

Лист № 12 Всего листов 14

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 5!ф не превышает значений, приведенных в таблице 7

Таблица 7

4.2 Допускаемая основная относительная погрешность при измерении среднеквадратических значений тока нулевого провода 5!н 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 Р 51317.4.30-2008.

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 Р 51317.4.30 -2008, класс S.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на корпус счетчиков методом шелкографии или другим способом, не ухудшающим качество.

В эксплуатационной документации на титульных листах изображение Знака наносится печатным способом.

Комплектность

Комплект поставки счетчиков приведен в таблице 10 Таблица 10

Поверка

Поверка осуществляется в соответствии с документом ВНКЛ.411152.051 ДИ «Счетчики электрической энергии однофазные статические РиМ 189.1Х. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ СНИИМ 19 декабря 2013 года.

Перечень основных средств поверки приведен в таблице 11. Таблица 11

Сведения о методах измерений

Метод измерений приведен в руководстве по эксплуатации ВНКЛ.411152.051 РЭ «Счетчики электрической энергии однофазные статические РиМ 189.1Х. Руководство по эксплуатации».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к счетчикам электрической энергии однофазным статическим РиМ 189.1Х

«Счетчики электрической энергии однофазные статические РиМ 189.1Х. Технические условия ТУ 4228-062-11821941-2013».

ГОСТ Р 51317.4.30-2008 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Методы измерений показателей качества электрической энергии.

ГОСТ 31818.11-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической энергии.

ГОСТ 31819.21-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2.

Лист № 14 Всего листов 14

ГОСТ 31819.23-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

ГОСТ 8.551-86 Государственная система обеспечения единства измерений. Государственный специальный эталон и государственная поверочная схема для средств измерений электрической мощности и коэффициента мощности в диапазоне частот 40-20000 Гц.

«Счетчики электрической энергии однофазные статические РиМ 189.1Х. Методика поверки. ВНКЛ.411152.051 ДИ».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.