Счетчики электрической энергии трехфазные статические РиМ 489.23, РиМ 489.24, РиМ 489.25, РиМ 489.30, РиМ 489.32, РиМ 489.34, РиМ 489.36, РиМ 489.38, 64195-16

Назначение

Счетчики электрической энергии трехфазные статические РиМ 489.23, РиМ 489.24, РиМ 489.25, РиМ 489.30, РиМ 489.32, РиМ 489.34, РиМ 489.36, РиМ 489.38 (далее - счетчики) являются многофункциональными приборами и предназначены для измерения активной и реактивной электрической энергии в трехфазных четырехпроводных (трехпроводных) электрических цепях переменного тока промышленной частоты, а также для дистанционного отключения / подключения абонента (в зависимости от исполнения).

Счетчики РиМ 489.30, РиМ 489.32, РиМ 489.34, РиМ 489.36, РиМ 489.38 -трансформаторные универсальные счетчики, счетчики РиМ 489.23, РиМ 489.24, РиМ 489.25 -счетчики непосредственного включения.

Счетчики имеют встроенный тарификатор и реализуют многотарифный учет активной электрической энергии.

Счетчики измеряют активную, реактивную и полную мощность, среднеквадратические значения фазных токов, фазных напряжений, частоту, удельную энергию потерь в цепях тока, удельную энергию потерь холостого хода в силовых трансформаторах, коэффициент реактивной мощности цепи tg ф, коэффициент мощности cos ф, напряжение прямой последовательности и коэффициенты несимметрии напряжения по обратной и нулевой последовательностям, а также ток нулевого провода.

Счетчики измеряют показатели качества электрической энергии по ГОСТ 32144-2013, ГОСТ 30804.4.30-2013, класс S:

-    установившееся отклонение напряжения 5^;

-    отклонение частоты 5f;

-    длительность провала напряжения Ato;

-    длительность перенапряжения АШер;

-    глубину провала напряжения 5Uп;

-    величину перенапряжения AU.

Описание

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 резидентными интерфейсами: двумя интерфейсами RS-485, оптопортом и служебным интерфейсом связи (далее - ИСК).

Резидентные интерфейсы счетчиков предназначены для подключения к информационным сетям автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (далее - АС) по интерфейсам GSM, Ethernet и др. Информационные протоколы обмена резидентных интерфейсов счетчиков соответствуют IEC 62056-46:2007 (DLMS COSEM, профиль HDLC).

При применении соответствующих внешних конверторов интерфейсов резидентные интерфейсы счетчиков могут быть совместимы с нестандартными протоколами обмена производителей устройств АС.

Счетчики всех исполнений оснащены отсеком для размещения встраиваемого коммуникатора, предназначенного для реализации обмена с внешними устройствами АС по интерфейсам PLC, RF, GSM и др. Обмен данными между счетчиком и встраиваемым коммуникатором осуществляется по интерфейсу ИСК.

Дисплей счетчиков выполнен на основе многофункционального жидкокристаллического индикатора, который отображает измеряемые величины и позволяет идентифицировать каждый применяемый тариф. Вывод данных на дисплей выполняется в автоматическом режиме или ручном режиме с использованием кнопок управления, в том числе при отсутствии сетевого напряжения и резервного питания. Дисплей счетчиков снабжен подсветкой. Перечень величин, выводимых на дисплей счетчика, доступен для установки и корректировки дистанционно или непосредственно на месте эксплуатации счетчиков. Информация на дисплее счетчиков отображается на языке, определяемом в договоре на поставку. По умолчанию - на русском языке.

Счетчики оснащены четырьмя выходами, программно конфигурируемыми как электрические испытательные (поверочные) выходы или сигналы телеуправления. Характеристики электрических испытательных выходов соответствуют ГОСТ 31818.11-2012.

Счетчики оснащены двумя изолированными дискретными входами с внутренним питанием 24 В, которые предназначены для обеспечения функций телесигнализации и подсчета количества импульсов, поступивших на входы от внешних устройств.

Счетчики оснащены клеммами для подключения источника резервного питания постоянного или переменного напряжения.

Счетчики оснащены электронными пломбами корпуса (далее - ЭПл) и клеммной крышки (далее - ЭПлК).

Интерфейсы счетчиков 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, синхронизации времени, задания параметров адресации по интерфейсам и других служебных параметров). Передача измерительной и служебной информации выполняется по запросу устройств верхнего уровня АС. Подробное описание функциональных возможностей интерфейсов счетчиков приведено в руководстве по эксплуатации.

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. Считывание информации и конфигурирование счетчиков выполняются с использованием программы Setting_dlms.exe.

Счетчики оснащены датчиками постоянного магнитного поля (ДПМП), обнаруживающим воздействие на счетчик магнитных полей более 2,5 мТл.

Исполнения счетчиков отличаются классом точности при измерении активной и реактивной энергии, значениями номинальных напряжений, номинальных (базовых) и максимальных токов, а также значениями постоянной счетчика (см. таблицу 1).

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). Управление коммутацией нагрузки абонентов выполняется удаленно (дистанционно) путем подачи команды по интерфейсам счетчиков при помощи устройств АС или локально (в автоматическом режиме или в ручном режиме при помощи кнопок управления, далее - КнУ, расположенных на лицевой поверхности счетчика). Подробное описание управления коммутацией нагрузки абонента, в том числе при реализации функции автоматического ограничения потребления мощности, приведено в руководстве по эксплуатации.

Основные характеристики счетчиков приведены в таблице 1.

Таблица 1

1) Напряжение резервного источника питания от 100 до 264 В, постоянного или переменного, с частотой 50 Гц.

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.

Счетчики ведут журналы, в которых накапливается измерительная и служебная информация (результаты самодиагностики, время включения и выключения, данные корректировки служебных параметров, 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.

Измерительная и служебная информация защищена системой паролей.

Перечень величин, измеряемых счетчиком, приведен в таблице 2.

Таблица 2

Время интегрирования значений (период измерения) токов, мощностей составляет 1 с

(50 периодов сетевого напряжения).

2)

2) Длительность интервала интегрирования программируется от 1 до 60 мин.

3)

Длительность интервала интегрирования при измерении частоты 10 с, в соответствии с требованиями класса S по ГОСТ 30804.4.30-2013. Время интегрирования значений (период измерения) среднеквадратического (действующего) значения напряжения 10 периодов напряжения в соответствии с требованиями класса S по ГОСТ 30804.4.30-2013.

4)    Для технического учета.

5)    Усреднение согласно с требованиями класса S по ГОСТ 30804.4.30-2013

6)    Импорт - прием, экспорт - отдача. Расположение квадрантов согласно геометрическому представлению С.1 ГОСТ 31819.23-2012._

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

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

S = UI    (1)

где U -среднеквадратическое значение напряжения , В;

I - среднеквадратическое значение тока, А;

S - текущее значение полной мощности, ВА.

Суммарная текущая полная мощность определяется как сумма соответствующих фазных значений мощности с учетом знака.

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

Т

Ринт= 1/Т • J Ртек dt,    (2)

0

где Ринт - расчетное значение средней активной мощности;

Pтек - 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

^s ф= P / 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| / P (4) где tg ф - расчетное значение коэффициента реактивной мощности цепи;

Q - измеренное значение текущей реактивной мощности, вар;

P - измеренное значение текущей активной мощности, Вт.

Суммарное значение tg ф определяется как среднее геометрическое фазных значений

Удельная энергия потерь в цепях тока определяется по формуле

T

Wуд 1= (10"3/3600 )• J (I2) dt,    (5)

0

где Wуд - расчетное значение удельной энергии потерь в цепях тока, кА • ч;

I-действующее (среднеквадратичное) значение тока, А;

Т - время работы счетчика, с.

Суммарная удельная энергия потерь в цепях тока определяется как сумма фазных значений удельной энергии потерь.

Удельная энергия потерь холостого хода в силовых трансформаторах определяется по формуле:

T

Wудх= (10-3/3600> J (U2) dt,    (6)

0

где Wудх - расчетное значение удельной энергии потерь холостого хода, кВ • ч;

U-действующее (среднеквадратичное) значение напряжения, В;

Т - время работы силового трансформатора, с.

Суммарная удельная энергия потерь определяется как сумма фазных значений удельной энергии потерь.

Среднее значение напряжения на программируемом интервале определяется по формуле

N

Шр инт = SQRT ( 1/N 2 U 2 )    (7)

1

где №р инт - расчетное значение коэффициента реактивной мощности цепи;

U - среднеквадратическое значение напряжения, текущее занчение на секундном интервале,

В;

N - количество секундных отсчетов на программируемом интервале.

Ток нулевого провода определяется как векторная сумма фазных токов.

Установившееся отклонение напряжения основной частоты 5Uy определяют по 5.13 ГОСТ 30804.4.30-2013 относительно номинального или заданного (согласованного) напряжения (задается программно).

Отклонение частоты 5f определяют по 4.2.1 ГОСТ 32144, 5.1 ГОСТ 30804.4.30-2013. Длительность провала напряжения Ato определяют по 5.4 ГОСТ 30804.4.30-2013. Длительность перенапряжения АШер определяют по 5.4 ГОСТ 30804.4.30-2013.

Глубину провала напряжения 5№ определяют по 5.4 ГОСТ 30804.4.30-2013.

Величину перенапряжения AU определяют по 5.4 ГОСТ 30804.4.30-2013.

Основные функциональные возможности счетчиков:

а)    сохранение в энергонезависимой памяти:

-    измерительной информации по всем измеряемым величинам;

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

б)    защита информации - 2 уровня паролей доступа и аппаратная защита памяти метрологических коэффициентов и данных;

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

г)    подсветка дисплея. Подсветка включается при помощи кнопки управления, отключается через 30 с после последнего нажатия;

д)    самодиагностика - счетчики формируют и передают код режима работы (статус), отражающий наличие фаз сети, характеристики тарифного расписания и отображения информации, исправности ЧРВ. События, связанные с изменением статуса, регистрируются в соответствующем журнале счетчика с привязкой ко времени;

е)    обмен данными с устройствами АС по интерфейсам RS-485 и оптопорту;

ж)    обмен данными с устройствами АС по интерфейсам GSM, RF, PLC и др. с использованием встраиваемого коммуникатора, подключаемого к служебному оптическому интерфейсу счетчика (интерфейс ИСК);

з)    синхронизация ЧРВ счетчиков по всем имеющимся интерфейсам с использованием устройств АС;

и)    конфигурирование счетчиков по всем имеющимся интерфейсам интерфейсам с использованием устройств АС;

к) автоматическое отключение абонента от сети по превышению потребляемой мощности, напряжения, тока и при воздействии магнитного поля (для счетчиков, оснащенных УКН или РУ),

л) удаленное (дистанционное) управление отключением/подключением абонента (для счетчиков, оснащенных УКН или РУ) по всем имеющимся интерфейсам;

м) тарификатор поддерживает:

-    до 8 тарифов;

-    до 256 тарифных зон;

-    переключение по временным тарифным зонам;

-    автопереход на летнее/зимнее время;

-    календарь выходных и праздничных дней;

-    перенос рабочих и выходных дней;

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

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

п) ведение журнала Событий, в котором отражены события, связанные с отсутствием напряжения, коммутацией нагрузки, перепрограммированием служебных параметров, внешних воздействий (постоянного магнитного поля, срабатывания электронных пломб), фактов связи со счетчиком, поступлением сигналов на дискретные входы и т.д. Журнал Событий разделен на отдельные журналы, в которых сгруппированы однотипные события (поджурнал коррекций, самодиагностики и инициализации и др). Все события в поджурналах привязаны ко времени. Подробное описание журналов и профилей счетчиков приведено в руководстве по эксплуатации.

р) При фиксации счетчиком событий (функция автоматического отслеживания событий -опция), к которым относятся:

•    срабатывание ЭПл, ЭПлК;

•    срабатывание ДПМП;

•    срабатывание УКН (РУ);

•    изменение состояния дискретных входов / выходов;

•    включение счетчика

счетчик выступает в качестве инициатора связи с устройствами АС. Сброс фиксации данного события в счетчике произойдёт после принятия данного события устройствами АС. Подробное описание функции автоматического отслеживания событий приведено в руководстве по эксплуатации.

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.

Место установки пломбы поверителя

Место установки пломбы поверителя

Место установки пломбы поверителя

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

РиМ 489.36, РиМ 489.38

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 3.

Уровень защиты встроенного программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений «Высокий» в соответствии с 4.5 Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Характеристики РУ

Время сохранения данных, лет, не менее Масса, кг, не более Габаритные размеры, мм, не более Установочные размеры, мм,

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 УКН

Средняя наработка до отказа, ч, не менее Средний срок службы Тсл, лет, не менее

0,5

10

8

256

коммутируемый ток не более 80 А при напряжении не более 253 В коммутируемый ток не более 2 А при напряжении не более 253 В

40

1,6

180; 290; 95 155;(205 - 214) 180 000 30

Условия эксплуатации счетчиков У3 по ГОСТ 15150-69 - в закрытых помещениях (объемах) с естественной вентиляцией без искусственно регулируемых климатических условий, где колебания температуры и влажности воздуха и воздействие пыли и песка существенно меньше, чем на открытом воздухе, например, в металлических с теплоизоляцией, каменных, бетонных, деревянных помещениях (отсутствие воздействия атмосферных осадков, прямого солнечного излучения; существенное уменьшение ветра; существенное уменьшение или отсутствие воздействия рассеянного солнечного излучения и конденсации влаги), при температуре окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °С, верхнем значении относительной влажности воздуха 95 % при температуре окружающего воздуха плюс 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 плюс 70 °С.

Кнопки управления счетчиков функционирует при температуре от минус 25 до плюс 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 C-RU.АЯ79.В.01097.

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

Показатели точности

1 При измерении энергии (активной и реактивной)

Счетчики соответствуют требованиям точности раздела 8 ГОСТ 31819.21-2012, раздела 8 ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной энергии и раздела 8 ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной энергии с учетом примечаний к таблице 1.

а) Значения стартового тока счетчиков при измерении активной и реактивной энергии (в зависимости от исполнения) приведены в таблице 5.

Таблица 5

б) Значения пределов допускаемой основной погрешности счетчиков (в зависимости от исполнения) при измерении активной энергии приведены в таблицах 6,7.

Таблица 6

Таблица 7

в) Значения пределов допускаемой основной погрешности счетчиков (в зависимости от исполнения) при измерении реактивной энергии приведены в таблицах 8, 9.

Таблица 8

Таблица 9

г) Допускаемая основная погрешность счетчиков с однофазной нагрузкой (в зависимости от исполнения) не превышает пределов в соответствии с 8.1 ГОСТ 31819.21-2012, 8.1 ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной энергии и 8.1 ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной энергии (с учетом примечаний 3, 4 к таблице 1).

Значения пределов допускаемой основной погрешности счетчиков с однофазной нагрузкой при измерении активной энергии (в зависимости от исполнения) приведены в таблицах 10, 11.

Таблица 10

Разность между значениями погрешности счетчика с однофазной нагрузкой и с симметричной многофазной нагрузкой при базовом токе 1б и при коэффициенте мощности, равном 1, не превышает 1,5 % и 0,8 % для счетчиков класса точности 1,0, и 0,5S соответственно.

Таблица 11

Разность между значением погрешности счетчика с однофазной нагрузкой и с симметричной многофазной нагрузкой при номинальном токе 1ном (Хб) и коэффициенте мощности, равном 1, не превышает 0,4 % и 1,0 % для счетчиков классов точности 0,2S и 0,5S соответственно.

Значения пределов допускаемой основной погрешности счетчиков с однофазной нагрузкой при измерении реактивной энергии (в зависимости от исполнения) приведены в таблицах 12, 13.

Таблица 12

Разность между значением погрешности счетчика с однофазной нагрузкой и с симметричной многофазной нагрузкой при базовом токе 1б и коэффициенте мощности sin ф, равном 1, не превышает 3,0 % и 1,5 % счетчиков класса точности 1,0, и 0,5S соответственно.

Разность между значением погрешности счетчика с однофазной нагрузкой и с симметричной многофазной нагрузкой при номинальном токе !ном и коэффициенте мощности sin ф, равном 1, не превышает 1,0 и 2,5 % для счетчиков классов точности 0,5S и 1,0 соответственно.

д) Дополнительная погрешность счетчиков, вызываемая изменением напряжения в установленном рабочем диапазоне напряжений, не превышает пределов по 8.2 ГОСТ 31819.21-2012, 8.2 ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной энергии и по 8.2 ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной энергии (с учетом примечаний 3, 4 к таблице 1).

Значения пределов дополнительной погрешности счетчиков при измерении активной энергии (в зависимости от исполнения) приведены в таблицах 14, 15

Таблица 14

Таблица 15

Значения пределов дополнительной погрешности при измерении реактивной энергии приведены в таблицах 16, 17

Таблица 16

е) Дополнительная погрешность, вызываемой изменением напряжения в расширенном рабочем диапазоне напряжений не превышает пределов по 8.2 ГОСТ 31819.21-2012, 8.2 ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной энергии и 8.2 ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной энергии (с учетом примечаний 3, 4 к таблице 1.1).

Значения пределов дополнительных погрешностей счетчиков при измерении активной энергии (в зависимости от исполнения) приведены в таблицах 18, 19.

Таблица 18

Таблица 19

Значения пределов дополнительных погрешностей счетчиков при измерении реактивной энергии (в зависимости от исполнения) приведены в таблицах 20, 21.

Таблица 20

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

а)    Допускаемая основная погрешность 5р при измерении Ртек не превышает пределов допускаемой основной погрешности измерения активной энергии счетчиков соответствующего класса точности (см. таблицы 6, 7) .

б)    Допускаемая основная погрешность 5q при измерении Qтек не превышает пределов допускаемой основной погрешности измерения реактивной энергии счетчиков соответствующего класса точности (см. таблицы 8, 9).

в)    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 (см. таблицы 10-21).

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)

а)    Допускаемая основная погрешность при измерении Ринт, Ринт макс и Ррдч не превышает пределов допускаемой основной погрешности измерения активной энергии для счетчиков соответствующего класса точности (см. таблицы 6, 7).

б)    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 (см. таблицы 10, 11, 14,15, 18, 19).

4    При измерении среднеквадратических значений тока

а) Допускаемая относительная погрешность счетчиков при измерении среднеквадратических значений тока 5I (в зависимости от исполнения) не превышает пределов, указанных в таблицах 22,23.

Таблица 22

б) Допускаемая относительная погрешность при измерении тока нулевого провода 5IN не превышает пределов ±5 % в диапазоне токов от 0,5 I6 (0,5!ном) до Ьмакс, ±15 % в диапазоне токов от 0,Пном до 0,5!ном.

5 При измерении среднеквадратических значений фазных (межфазных) напряжений Допускаемая относительная погрешность счетчиков при измерении среднеквадратических значений напряжений не превышает пределов, указанных в таблице 24.

Таблица 24

Допускаемая относительная погрешность при измерении средних значений фазных напряжений на программируемом интервале не превышает значений, приведенных в таблице 24.

6    При измерении частоты напряжения сети

а)    Абсолютная погрешность счетчиков при измерении частоты сети не превышает ±0,01 Гц.

б)    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

Параметры качества электроэнергии определяют относительно одного из значений фазного напряжения, задаваемых программно: от номинального фазного напряжения или согласованного фазного напряжения.

Требования к точности при измерении показателей качества электроэнергии соответствуют классу S по ГОСТ 30804.4.30-2008.

а)    Погрешность измерения установившегося отклонения напряжения основной частоты 5Uy не более ±0,5 % в диапазоне значений от минус 30 до минус 50 %;

б)    Погрешность измерения отклонения частоты 5f не более ±0,01 Гц в диапазоне значений от минус 7,5 до плюс 7,5 Гц;

в)    *Погрешность измерения длительности провала напряжения Ato не более ±1 периода сетевого напряжения в диапазоне значений от 0,04 до 60 с;

г)    *Погрешность измерения длительности временного перенапряжения АШер не более ±1 период сетевого в диапазоне значений от 0,04 до 60 с;

д)    *Погрешность измерения глубины провала перенапряжения 5Uп не более ±1 % в диапазоне значений от минус 10 до минус 70 %;

е)    *Погрешность измерения величины перенапряжения AU не более ±1 % в диапазоне значений от Uном до 1,5 Uном с неопределенностью ±1 %.

ж)    Допускаемая относительная погрешность при измерении напряжения прямой последовательности U 1(1) не превышает ±0,5 % в диапазоне значений фазного напряжения от 0,8 ином до 1,15 ином.

з)    Допускаемая абсолютная погрешность при измерении коэфиициентов несимметрии напряжения по обратной К2(и) и по нулевой последовательностям К0(и) не превышает ±0,3 % в диапазоне значений коэффициентов несимметрии напряжения от 0 до 10 %.

8 При измерении удельной энергии потерь в цепях тока

Допускаемая относительная погрешность счетчиков при измерении удельной энергии потерь в цепях тока (в зависимости от исполнения) не превышает пределов, приведенных в таблицах 25 и 26.

Таблица 25

Таблица 26

Допускаемая относительная погрешность счетчиков при измерении удельной энергии потерь холостого хода в силовых трансформаторах не превышает пределов, приведенных в таблице 27.

Таблица 27

10 При измерении коэффициента реактивной мощности цепи (tg ф)

а) Допускаемая основная погрешность счетчков при измерении tg ф (в зависимости от исполнения) не превышает пределов, приведенных в таблицах 28-30.

Таблица 29

Таблица 30

Пределы дополнительных погрешностей при измерении tg ф определяются по формуле:

5 tgi = ±SQRT(5 р1 2 + 5 qi 2),    (8)

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 для счетчика соответствующего класса точности по ГОСТ 31819.21-2012, ГОСТ 31819.22-2012, с учетом примечаний к таблице 1;

5 qi - пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении реактивной энергии, вызываемой i - влияющей величиной для счетчика соответствующего класса точности по ГОСТ 31819.23-2012, с учетом примечаний к таблице 1.

б) Диапазон измеряемых значений tg ф от 0,25 до 0,75.

Знак утверждения типа

наносится на корпус счетчика методом шелкографии.

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

Таблица 31

Пример записи при заказе счетчика: «Счетчик электрической энергии трехфазный статический РиМ 489.23 ТУ 4228-076-11821941-2015», комплект поставки ВКХ, где Х - условный номер комплекта поставки (см. Руководство по эксплуатации).

Поверка

осуществляется в соответствии с документом ВНКЛ.411152.077 ДИ «Счетчики электрической энергии трехфазные статические РиМ 489.23, РиМ 489.24, РиМ 489.25, РиМ 489.30, РиМ 489.32, РиМ 489.34, РиМ 489.36, РиМ 489.38. Методика поверки», утвержденным ФГУП «СНИИМ» 10 февраля 2016 года.

Перечень основных средств поверки приведен в таблице 32.

Таблица 32

Сведения о методах измерений

Метод измерений приведен в документе «Счетчики электрической энергии трехфазные статические РиМ 489.23, РиМ 489.24, РиМ 489.25, РиМ 489.30, РиМ 489.32, РиМ 489.34, РиМ 489.36, РиМ 489.38. Руководство по эксплуатации ВНКЛ.411152.077 РЭ».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к счетчикам электрической энергии трехфазным статическим РиМ 489.23, РиМ 489.24, РиМ 489.25, РиМ 489.30, РиМ 489.32, РиМ 489.34, РиМ 489.36, РиМ 489.38

«Счетчики электрической энергии трехфазные статические РиМ 489.23, РиМ 489.24, РиМ 489.25, РиМ 489.30, РиМ 489.32, РиМ 489.34, РиМ 489.36, РиМ 489.38. Технические условия ТУ 4228-076-11821941-2015».

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.

ГОСТ 31819.22-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,5S и 0,2S.

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

ГОСТ 8.551-2013 Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений электрической мощности и электрической энергии в диапазоне частот от 1 до 2500 Гц.