Счётчики электрической энергии многофункциональные ЩМК120СП. Руководство по эксплуатации 0ПЧ.140.339 РЭ

СОДЕРЖАНИЕ

Лист

Оглавление

1 ОПИСАНИЕ

1.1 Назначение

1.2 Технические характеристики

1.3 Устройство и принцип работы

1.4 Маркировка

2 СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ, ИНСТРУМЕНТЫ И ПРИНАДЛЕЖНОСТИ ... 40

3 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПО НАЗНАЧЕНИЮ

3.1 Меры безопасности

3.2 Подготовка к работе

3.3 Режимы работ

3.4 Порядок работы

3.5 Работа с лицевой панелью счетчика

3.6 Сведения о техническом обслуживании и ремонте

3.7 Калибровка

4 ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ И ПРАВИЛА ХРАНЕНИЯ

4.1 Транспортирование счетчика

4.2 Правила хранения счетчика

5 ГАРАНТИИ ИЗГОТОВИТЕЛЯ

6 СВЕДЕНИЯ О РЕКЛАМАЦИЯХ

7 УТИЛИЗАЦИЯ

Приложение А (справочное) Перечень параметров, измеряемых счетчиком 84

Приложение Б (обязательное) Общий вид и габаритные размеры счетчика.. 90

Приложение В (обязательное) Схемы внешних подключения счетчиков

Приложение Г (обязательное) Структурная схема счетчиков

Приложение Д (обязательное) Описание WEB-интерфейса счетчика

Д.1 Общие сведения

Д.2 Описание вкладки «ИЗМЕРЕНИЯ»……………………………………98

Д.3 Описание вкладки «НАСТРОЙКИ»

102

Д.4 Описание вкладки «ЖУРНАЛ»

103

Д.5 Описание вкладки «ИНФОРМАЦИЯ»

104

Приложение Е (обязательное) Протокол совместимости

ГОСТ Р МЭК 60870-5-104…

106

Приложение Ж (обязательное) Декларации соответствия

МЭК 61850 (PICS & MICS) …………………………….122

Приложение И (обязательное) Значения входных сигналов и

допускаемые значения измеряемых параметров в

контрольных точках при поверке ……………………

133

Данное руководство предназначено для ознакомления с техническими

характеристиками, устройством и принципом работы счетчика в объеме,

необходимом для эксплуатации (включая монтаж, подключение счетчика на

месте

предполагаемой

эксплуатации,

программную

настройку

(конфигурировании) счетчика на месте эксплуатации).

Настоящее руководство по эксплуатации может изменяться или

дополняться в установленном порядке, принятом на предприятии-изготовителе.

1 ОПИСАНИЕ

1.1 Назначение

1.1.1 Счетчик

электрической

энергии

многофункциональный

ЩМК120СП (далее - счетчик) предназначен для:

- измерения напряжения и силы переменного тока;

- измерения, контроля и регистрации основных параметров

электрической энергии в однофазных двухпроводных, трехфазных

трехпроводных и четырехпроводных электрических сетях и системах

электроснабжения переменного тока с номинальной частотой

50 Гц с

отображением результатов измерений на экране счетчика и предоставления их в

цифровой форме;

- измерения, регистрации и учета активной и реактивной электрической

энергии за установленные интервалы времени в однофазных и трехфазных сетях

переменного тока (технический и коммерческий учет активной и реактивной

электроэнергии) в соответствии с требованиями ГОСТ

31818.11-2012,

ГОСТ 31819.22-2012 (класс 0,2S), ГОСТ 31819.23-2012 (класс 1);

- измерения показателей качества электроэнергии (ПКЭ) в соответствии

с ГОСТ Р 8.655-2009, ГОСТ 30804.4.30-2013 (класс А), ГОСТ 30804.4.7-2013

(класс I), ГОСТ Р

51317.4.15-2012, оценки соответствия нормам

по

ГОСТ 32144-2013, контроля и мониторинга по ГОСТ

33073-2014

статистической обработки с отображением результатов на экране счетчика и

предоставления их в цифровой форме;

- регистрации мгновенных значений измеряемых сигналов напряжения

и силы переменного тока.

1.1.2 Счетчик обеспечивает выполнение измерений ПКЭ в соответствии с

ГОСТ 30804.4.30-2013 (измерения по классу А), ГОСТ 30804.4.7-2013 (по классу

I, в части гармонических составляющих напряжения), ГОСТ Р 51317.4.15-2012 (в

части измерений фликера), ГОСТ Р 8.655-2009, ГОСТ

32144-2013 и

многотарифный учет активной электрической энергии в двух направлениях в

соответствии с классом точности 0,2S по ГОСТ 31819.22-2012 и реактивной

электроэнергии в соответствии с классом точности 1,0 по ГОСТ 31819.23-2012.

1.1.3

Счетчик является изделием непрерывного действия,

выполняющими функции СИ ПКЭ, измерения параметров тока и напряжения в

основном и шести дополнительных конфигурируемых режимах, включая

коммерческий/технический учет электроэнергии, и предназначен для

проведения длительных измерений в сетях и системах электроснабжения общего

назначения, в том числе при диагностических и исследовательских работах.

1.1.4 На основании данных выполненных счетчиком измерений ПКЭ

обеспечивается проведение контроля соответствия качества электроэнергии

(КЭ) установленным нормам, в том числе нормам ГОСТ 32144-2013.

1.1.5 Счетчик обеспечивает визуализацию текущих измеряемых

значений электрических параметров, а также измеряемых ПКЭ посредством

цифровых LED-индикаторов, размещенных на лицевой панели счетчика.

1.1.6 Счетчик с функцией коммерческого учета электроэнергии имеет

два интерфейса Ethernet, два интерфейса RS485, оптический локальный

интерфейс типа

«оптопорт» и испытательный импульсный выходной

интерфейс.

Счетчик обеспечивает выдачу измеренных значений электрических

параметров и ПКЭ через информационный интерфейс Ethernet (дополнительно

через интерфейсы RS485 и «оптопорт») во внешние системы телеизмерений,

контроля и мониторинга качества электроэнергии. Передача данных в системы

телеизмерений через интерфейсы Ethernet обеспечивается по протоколу

ГОСТ Р МЭК 60870-5-104 (через интерфейс RS485 и «оптопорт» - по протоколу

ГОСТ Р МЭК 60870-5-101). Также обеспечивается возможность передачи данных

измерений через интерфейсы Ethernet счетчика в системы телеизмерений по

протоколу IEC 61850-8-1.

1.1.7 Счетчик предназначен для применения в энергетике и может

использоваться в других отраслях промышленности для контроля значений

электрических параметров и показателей качества электроэнергии и учета

электрической энергии.

В рамках распределительных электросетей счетчик допускает

возможность использования как на стороне сетевой компании, контролируя

качество и количество отпускаемой потребителям энергии, так и на стороне

потребителя для учета и контроля качества закупаемой энергии.

1.1.8 Счетчик изготавливается для эксплуатации в условиях умеренно-

холодного климата (климатическое исполнение УХЛ3.1 по ГОСТ 15150-69), по

устойчивости к воздействию климатических факторов счетчик относится к

группе 4 по ГОСТ 22261-94 и предназначен для работы при температуре от

минус 40 до плюс 55 °С и относительной влажности воздуха не более 90 % при

температуре плюс 30 °С.

1.1.9 Счетчик является устойчивым к воздействию атмосферного

давления от

84 до

106,7 кПа

(630

795 мм рт. ст.), группа Р1 по

ГОСТ Р 52931-2008.

1.1.10 По устойчивости к механическим воздействиям счетчик

относится к виброустойчивым и вибропрочным, группа М7 по ГОСТ 30631-99

(группа 4 по ГОСТ 22261-94).

1.1.11 Счетчик выполнен в корпусе со степенью защиты IP51

(со

стороны передней панели) по ГОСТ 14254-2015.

1.1.12 По степени защиты от поражения электрическим током счетчик

соответствует классу защиты II по ГОСТ 12.2.007.0-75.

1.1.13 Счетчик предназначен к применению совместно с внешними

измерительными трансформаторами тока, обеспечивающими гальваническую

развязку подключенных к счетчику токовых цепей от первичной измеряемой

сети с преобразованием величины измеряемого тока первичной сети во

вторичный ток номиналом 1 А (для исполнений счетчика с с = 1A) или 5 А (для

исполнений счетчика с с

5A)

(в качестве указанных измерительных

трансформаторов могут использоваться трансформаторы тока по

ГОСТ 7746-2001 с соответствующей величиной номинального вторичного тока).

Подключение счетчика к измеряемым напряжениям может

осуществляться как напрямую

(без измерительных трансформаторов

напряжения) в электрических сетях напряжением 230/400 В (для исполнений

счетчика с b = 400В), так и через измерительные трансформаторы напряжения

(например, через трансформаторы напряжения по ГОСТ

1983-2015

- для

исполнений счетчика с b = 100В).

1.1.14 Счетчик допускает различные исполнения по диапазону

измерения входных сигналов тока/напряжения, по типу цифрового интерфейса

передачи данных, по цвету индикаторов лицевой панели.

1.1.15 Информация об исполнении счетчика содержится в коде полного

условного обозначения:

ЩМК120СП - а - b - с - d,

где a - номинальное напряжение:

- линейное напряжение - 100 В, 400 В;

- U/100 - коэффициент трансформации по напряжению

(номинальное напряжение вторичной обмотки 100 В);

b - номинальный ток:

- фазный ток - 1,0 А; 5,0 А;

- I/1; I/5 - коэффициент трансформации по току

(номинальный ток вторичной обмотки 1 А и 5 А);

c - цвет или вид индикации

- К - красный цвет,

- З - зеленый цвет,

- Ж - желтый цвет,

d - специальное исполнение

- при отсутствии параметр не заполняется.

Варианты исполнений счетчиков ЩМК

Параметр кода полного условного обозначения

Исполнение

Номинальное значение

Цвет

счетчика

или коэффициент

индикации

трансформации

ЩМК120СП

U/100

I/1; I/5

Примечания:

1 Знак «+» означает наличие всех возможных вариантов параметра в формуле заказа.

2 Неиспользуемый параметр d не указывают.

Пример записи обозначения счетчиков при их заказе:

- для счетчика ЩМК120СП, имеющего следующие характеристики:

номинальное напряжение

400 В, номинальный ток

5,0 А, красный цвет

индикаторов

ЩМК120СП - 400В - 5А - К

ТУ 26.51.43-233-05763903-2017.

- для счетчика ЩМК120СП, имеющего следующие характеристики:

номинальное напряжение

100 В, номинальный ток

1,0 А, красный цвет

индикаторов

ЩМК120СП - 100В - 1А - К

ТУ 26.51.43-233-05763903-2017.

1.2 Технические характеристики

1.2.1 Счетчик

обеспечивает

измерение параметров режима

трехпроводных и четырехпроводных электрических сетей переменного тока,

отображение на цифровых индикаторах и передачу по интерфейсам Ethernet,

RS485 результата измерения во внешние системы (в том числе, по протоколу

ГОСТ Р МЭК 60870-5-101/104, IEC 61850-8-1) в соответствии с таблицей 1.

Таблица 1

Выдача по

Выдача во

№

Время

Выдача на

протоколу

внешний

Параметр

п/п

измерения

дисплей

МЭК 60870-

модуль (ПО)

-5-101/104

контроля ¹

Параметры напряжения

С.к.з. фазного напряжения

0,2 с ²

основной частоты

(U_A(1), U_B(1), U_C(1))

С.к.з. линейного

То же

(междуфазного) напряжения

основной частоты (U_AB(1), U_BC(1),

U_CA(1))

Отклонение с.к.з. напряжения

-“-

(δU) (пофазно)

С.к.з. напряжения прямой

-“-

последовательности (U₁)

С.к.з. напряжения обратной

-“-

+ ³

последовательности (U₂)

С.к.з. напряжения нулевой

-“-

+ ³

последовательности (U₀)

Угол фазового сдвига между

-“-

+ ³

фазными/линейными

напряжениями основной

частоты (φ_U)

Угол фазового сдвига между 1-

-“-

ой (составляющей основной

частоты) и n-ой гармонической

составляющей напряжения

(φ_U(n)) (пофазно)

Частота (f)

1 с

Параметры тока

С.к.з. фазного тока (I_A, I_B, I_C)

0,2 с

+ ³

С.к.з. фазного тока основной

То же

частоты (I_A(1), I_B(1), I_C(1))

С.к.з. тока прямой

-“-

последовательности (I1)

С.к.з. тока обратной

-“-

последовательности (I2)

Продолжение таблицы 1

Выдача по

Выдача во

№

Время

Выдача на

протоколу

внешний

Параметр

п/п

измерения

дисплей

МЭК 60870-

модуль (ПО)

-5-101/104

контроля ¹

С.к.з. тока нулевой

-“-

последовательности (I₀)

Коэффициент искажения

-“-

синусоидальности кривой

фазного тока (пофазно) (K_I)

Коэффициент n-ой

-“-

гармонической составляющей

тока (K_I(n)) (пофазно)

Среднеквадратическое значение

-“-

n-ой гармонической подгруппы

тока (I_sg,n) (пофазно)

Суммарный коэффициент

-“-

гармонических подгрупп тока

(THDS_I) (пофазно)

Среднеквадратическое значение

-“-

n-ой интергармонической

центрированной подгруппы тока

(I_isg,n) (пофазно)

Коэффициент несимметрии тока

-“-

по обратной последовательности

(K_2I)

Коэффициент несимметрии тока

-“-

по нулевой последовательности

(K_20I)

Угол фазового сдвига между

-“-

фазными токами основной

частоты (φ_I)

Угол фазового сдвига между

-“-

фазным напряжением и

одноименным током (φ_UI)

(пофазно)

Угол фазового сдвига между

-“-

напряжением прямой

последовательности и

одноименным током (φ_U1I1(1))

Угол фазового сдвига между

-“-

напряжением обратной

последовательности и

одноименным током (φU2I2(1))

Угол фазового сдвига между

-“-

напряжением нулевой

последовательности и

одноименным током (φU0I0(1))

Продолжение таблицы 1

Выдача по

Выдача во

№

Время

Выдача на

протоколу

внешний

Параметр

п/п

измерения

дисплей

МЭК 60870-

модуль (ПО)

-5-101/104

контроля ¹

Угол фазового сдвига между n-

-“-

ми гармоническими

составляющими фазного

напряжения и одноименного

тока (φ_UI(n))

Угол фазового сдвига между 1-

-“-

ой (составляющей основной

частоты) и

n-ой гармонической

составляющей фазного тока

(φ_I(n)) (пофазно)

Параметры электрической мощности

Активная мощность по

0,2 с

+ ³

отдельным фазам (P_A, P_B, P_C)

Активная мощность трехфазная

То же

(P)

Активная мощность основной

-“-

частоты однофазная

(P_A(1), P_B(1), P_C(1))

Активная мощность основной

-“-

частоты трехфазная (P₍₁₎)

Активная однофазная мощность

-“-

n-ой гармоники (P_A(n), P_B(n), P_C(n))

Активная мощность n-ой

-“-

гармоники трехфазная (P_(n))

Активная однофазная мощность

-“-

в заданной полосе частот f

(мощность f-ой интергармоники)

(P_A(f), P_B(f), P_C(f))

Активная трехфазная мощность

-“-

в заданной полосе частот f

(мощность f-ой интергармоники)

(P_(f))

Активная мощность прямой

-“-

последовательности (P₁₍₁₎)

Активная мощность обратной

0,2 с

последовательности (P2(1))

Активная мощность нулевой

-“-

последовательности (P0(1))

Реактивная мощность по

-“-

+ 3

отдельным фазам (QA, QB, QC)

Реактивная мощность

-“-

трехфазная (Q)

Продолжение таблицы 1

Выдача по

Выдача во

№

Время

Выдача на

протоколу

внешний

Параметр

п/п

измерения

дисплей

МЭК 60870-

модуль (ПО)

-5-101/104

контроля ¹

Реактивная однофазная

-“-

мощность основной частоты

(Q_A(1), Q_B(1), Q_C(1))

Реактивная мощность основной

-“-

частоты трехфазная (Q₍₁₎)

Реактивная однофазная

-“-

мощность n-ой гармоники (Q_A(n),

Q_B(n), Q_C(n))

Реактивная мощность n-ой

-“-

гармоники трехфазная (Q_(n))

Реактивная однофазная

-“-

мощность в заданной полосе

частот f (мощность f-ой

интергармоники) (Q_A(f), Q_B(f),

Q_C(f))

Реактивная трехфазная

-“-

мощность в заданной полосе

частот f (мощность f-ой

интергармоники) (Q_(f))

Реактивная мощность прямой

-“-

последовательности (Q₁₍₁₎)

Реактивная мощность обратной

-“-

последовательности (Q₂₍₁₎)

Реактивная мощность нулевой

-“-

последовательности (Q₀₍₁₎)

Полная мощность по отдельным

-“-

фазам (S_A, S_B, S_C)

Полная мощность трехфазная

-“-

(S)

Полная однофазная мощность

-“-

основной частоты (S_A(1), S_B(1),

S_C(1))

Полная мощность основной

-“-

частоты трехфазная (S₍₁₎)

Полная однофазная мощность n-

0,2 с

ой гармоники (SA(n), SB(n),

SC(n))

Полная мощность n-ой

-“-

гармоники трехфазная (S(n))

Полная однофазная мощность в

-“-

заданной полосе частот f

(мощность f-ой интергармоники)

(SA(f), SB(f), SC(f))

Окончание таблицы 1

Выдача по

Выдача во

№

Время

Выдача на

протоколу

внешний

Параметр

п/п

измерения

дисплей

МЭК 60870-

модуль (ПО)

-5-101/104

контроля ¹

Полная трехфазная мощность в

-“-

заданной полосе частот f

(мощность f-ой интергармоники)

(S_(f))

Полная мощность прямой

-“-

последовательности (S₁₍₁₎)

Полная мощность обратной

-“-

последовательности (S₂₍₁₎)

Полная мощность нулевой

-“-

последовательности (S₀₍₁₎)

Коэффициент мощности (cos φ)

-“-

+ ³

(пофазно)

Параметры электрической энергии

Активная энергия (W_P)

+⁴

(суммарно по фазам и отдельно

по фазам A, B, C)

Активная энергия первой

+⁴

гармоники (W_P(1)) (суммарно по

фазам и отдельно по фазам A, B,

Реактивная энергия (W_Q)

(суммарно по фазам и отдельно

по фазам A, B, C)

Реактивная энергия первой

гармоники (W_Q(1)) (суммарно по

фазам и отдельно по фазам A, B,

Полная энергия (W_S) (суммарно

по фазам и отдельно по фазам A,

B, C)

Полная энергия первой

гармоники (WS(1)) (суммарно

по фазам и отдельно по фазам A,

B, C)

¹ Внешний программный модуль (ПО), предназначенный к применению совместно с

счетчиком ЩМК120СП. Выдача счетчиком измеренных значений параметров в указанный

модуль (ПО) контроля осуществляется через коммуникационные интерфейсы по

специализированному протоколу

² Указанное здесь и далее по таблице значение частоты измерений (0,2 с) является

номинальным. Фактически частота измерений равна 10 периодам основной частоты

первичной измеряемой сети

³ Частота обновления значения параметра на дисплее может быть меньше частоты

измерений параметра (0,2 с), но не реже 1 раза в секунду

⁴ Вывод на экран значений активной/реактивной энергии в обоих направлениях суммарно

по всем фазам по каждому из 8-ми тарифов и суммарно по всем тарифам средствами блока

из 9-ти семисегментных светодиодных индикаторов на передней панели

1.2.2 Счетчик имеет возможность шести дополнительных режимов для

измерения ПКЭ в соответствии с таблицей 2.

Таблица 2

Режим

Шины

Контролируемое

Измеряемые/рассчитываемые

измере

контроля,

Примечание

присоединение

параметры

ния

кВ

UАВ, UВС,UСА, U(1)АВ, U(1)ВС,

Один прибор на один узел

U(1)СА, U1, U(n)АВ, U(n)ВС, U(n)СА,

330-750 кВ - шины,

KUАВ, KUВС, KUСА, KU(n) АВ, KU(n)

работающие параллельно

ВС, KU(n) СА, KU(h) АВ, KU(h) ВС,

при нормальной схеме

330-750

сети

KU(h)СА, U2, U0, K2U, K0U, δUуАВ,

δU_уВС, δU_уСА, U₂, K_2U, t_прАВ,

δU_прАВ, t_прВС, δU_прВС, t_прСА,

δU_прСА

UАВ, UВС,UСА, U(1)АВ, U(1)ВС,

Один прибор на один узел

U(1)СА, U1, U(n)АВ, U(n)ВС, U(n)СА,

110-220 кВ - шины,

KUАВ, KUВС, KUСА, KU(n) АВ,

работающие параллельно

110-220

KU(n) ВС, KU(n) СА, KU(h) АВ, KU(h)

при нормальной схеме

ВС, KU(h) СА, U2,U0,K2U,K0U, tпрАВ,

сети

δU_прАВ, t_прВС, δU_прВС, t_прСА,

δU_прСА δU_уАВ, δU_уВС, δU_уСА

В каждом

I_А, I_В, I_С, I_(1)А, I_(1)В, I_(1)С, I₁,

Если потребитель с

радиальном

I_(n)А, I_(n)В, I_(n)С, I₂, I₀, ϕ_(n)А,

нелинейной и/или

присоединении*

ϕ_(n)В, ϕ_(n)С, ϕ₁, ϕ₂, ϕ₀, K_IА, K_IВ,

несимметричной нагрузкой

нелинейной и/или

K_IС, K_I(n)А, K_I(n)В, K_I(n)С, K_I(h)А,

получает питание от ЕНЭС

несимметричной

K_I(h)В, K_I(h)С, K_2I, K_0I , P₁, Q₁,

по нескольким радиальным

нагрузки при

P_(n), P₂, Q₂,P₀, Q₀

присоединениям,

соотношении

соотношение IКЗ/IН

IКЗ/IН ≤ 100

должно оцениваться для

110-500

суммарной мощности

потребителя по всем

присоединениям. При этом

контроль ПКЭ по

току/мощности необходимо

организовывать в каждом

присоединении, питающем

данного потребителя

Во вводах среднего

I_А, I_В, I_С, I_(1)А, I_(1)В, I_(1)С, I₁,

По одному прибору в

напряжения (авто-)

I_(n)А, I_(n)В, I_(n)С, I₂, I₀, ϕ_(n)А,

каждом присоединении

трансформаторов

ϕ_(n)В, ϕ_(n)С, ϕ₁, ϕ₂, ϕ₀, K_IА, K_IВ,

среднего напряжения

связи, если на

K_IС, K_I(n)А, K_I(n)В, K_I(n)С, K_I(h)А,

(авто) трансформаторов

любых шинах

K_I(h)В, K_I(h)С, K_2I, K_0I , P₁, Q₁,

связи. Если отсутствует

напряжением 110

P_(n), Q_(n), P₂, Q₂,P₀, Q₀

возможность подключения

кВ и выше данной

прибора во вводы среднего

ПС при

напряжения, то

110-500

инструментальном

подключение

обследовании

осуществляется во вводы

зафиксированы

высокого напряжения

регулярные

(авто-) трансформаторов

нарушения ГОСТ

связи

по KU(n) по

гармоникам

порядков 6k±1

Окончание таблицы 2

Режим

Шины

Контролируемое

Измеряемые/рассчитываемые

измере

контроля,

Примечание

присоединение

параметры

ния

кВ

В случае, если при

Один прибор измерительный

UАВ, UВС,UСА, U(1)АВ, U(1)ВС,

проведении

ПКЭ на один узел 6-35 кВ -

U(1)СА,U1, δUуАВ, δUуВС, δUуСА,

инструментального

U(n)АВ, U(n)ВС, U(n)СА, KUАВ, KUВС,

шины, работающие

обследования были

KUСА, KU(n) АВ, KU(n) ВС, KU(n) СА,

параллельно при нормальной

выявлены регулярные

6-35 кВ

схеме сети

KU(h)АВ, KU(h)ВС, KU(h)СА,

нарушения на шинах

U₂, K_2U, P_Lt, P_St, t_прАВ, δU_прАВ,

любого напряжения

данной ПС по любому

tпрВС, δUпрВС, tпрСА, δUпрСА

из следующих ПКЭ:

KU, KU(n), K2U

В каждом радиальном

Если потребитель с нелинейной

IА, IВ, IС, I(1)А, I(1)В, I(1)С, I1, I(n)А,

присоединении

и/или несимметричной

I(n)В, I(n)С, I2, ϕ (n)А, ϕ (n)В, ϕ (n)С, ϕ1,

нелинейной и/или

нагрузкой получает питание от

ϕ₂, K_IА, K_IВ, K_IС, K_I(n)А, K_I(n)В,

несимметричной

ЕНЭС по нескольким

KI(n)С, KI(n)С, KI(h)А, KI(h)В, KI(h)С,K2I,

нагрузки при

радиальным присоединениям,

P₁, Q₁, P_(n), Q_(n), P₂, Q₂

соотношении I_КЗ/I_Н ≤

соотношение I_КЗ/I_Н должно

100, в случае, если при

оцениваться для суммарной

проведении

мощности потребителя по всем

6-35 кВ

инструментального

присоединениям. При этом

обследования были

контроль характеристик КЭ по

выявлены регуляр-ные

току/мощности необходимо

нарушения на шинах

обеспечить в одном наиболее

6-35 кВ данной ПС по

нагруженном присоединении,

любому из следующих

питающем данного потребителя

ПКЭ: K_U, K_U(n), K_2U

от каждых отдельных шин ПС

ЕНЭС.

∆f.

Для всех шин, на которых

Наименьшее и наибольшее

обеспечивается контроль ПКЭ в

значения по всем контролируемым

соответствии с указанными

показателям за период измерения.

выше в данной таблице

Верхнее значение, определяющее

критериями, должны

верхнюю границу диапазона,

рассчитываться характеристики,

необходимые для оценки

включающего 95 % результатов

измерений ПКЭ по показателям: ∆f,

соответствия ПКЭ требованиям

ГОСТ

Uу, KU, KU(n), K2U.

Требования этой строки

Нижнее значение, определяющее

нижнюю границу диапазона,

относятся ко всем режимам

6 кВ и

включающего 95 % результатов

измерения этой таблицы и не

выше

являются самостоятельными.

измерений ПКЭ по показателям: ∆f,

Uу.

Относительное время выхода за

диапазон нормально и предельно

допустимых значений ПКЭ по

показателям: ∆f, U_у, K_U, K_U(n), K_2U.

Наименьшее, наибольшее и

среднее значения по всем

контролируемым показателям на

интервалах 1 минута и 30 минут за

период измерения

* под радиальным присоединением понимается присоединения с односторонним питанием в

нормальной и ремонтных схемах сети

1.2.3 Счетчик обеспечивает выполнение функции многотарифного учета

активной электрической энергии в двух направлениях в соответствии с классом

точности

0,2S по ГОСТ

31819.22-2012 и реактивной электроэнергии в

соответствии с классом точности 1,0 по ГОСТ 31819.23-2012 с последующей

передачей данных учета активной/реактивной энергии во внешние

автоматизированные системы учета электроэнергии

(АСКУЭ/АИИС

КУЭ/АСТУЭ) через цифровые интерфейсы счетчика Ethernet и RS485. При этом

обеспечивается двунаправленный учет активной и реактивной энергии, и

многотарифный учет активной/реактивной энергии

(до восьми тарифов).

Перечень измеряемых величин приведен в таблице 3.

Таблица 3

№

Параметр

Погрешность измерений

п/п

Активная энергия принятая (A+) по n-ому тарифу

В соотв. с классом точности

(n = 1, 2, ..., 8, 0 - суммарно по тарифам)

0,2S по ГОСТ 31819.22

Активная энергия отданная (A-) по n-ому тарифу

В соотв. с классом точности

(n = 1, 2, ..., 8, 0 - суммарно по тарифам)

0,2S по ГОСТ 31819.22

Активная энергия суммарная ((A+)+(A-)) по n-ому (n =

В соотв. с классом точности

1, 2, ..., 8, 0 - суммарно по тарифам)

0,2S по ГОСТ 31819.22

Реактивная энергия по r-ому квадранту (Qr)

В соотв. с классом точности 1

(r = 1, 2, 3 или 4) по n-ому тарифу (n = 1, 2, ..., 8, 0 -

по ГОСТ 31819.23

суммарно по тарифам)

Реактивная энергия принятая (R+ = Q1+Q2) по n-ому

В соотв. с классом точности 1

тарифу (n = 1, 2, ..., 8, 0 - суммарно по тарифам)

по ГОСТ 31819.23

Реактивная энергия отданная (R- = Q3+Q4) по n-ому

В соотв. с классом точности 1

тарифу (n = 1, 2, ..., 8, 0 - суммарно по тарифам)

по ГОСТ 31819.23

Реактивная энергия суммарная ((R+)+(R-)) по n-ому

В соотв. с классом точности 1

тарифу (n = 1, 2, ..., 8, 0 - суммарно по тарифам)

по ГОСТ 31819.23

Время усреднения при измерении приращения энергии

1,2,3,4,5,6,10,12,15,20,30,60

(интервал учета), мин

Стартовый ток (чувствительность) при учете активной

0,001·I_ном

энергии, А

Стартовый ток (чувствительность) при учете реактивной

0,002·I_ном

энергии, А

Количество числоимпульсных измерительных

4 конфигурируемых выхода

интерфейсов (выходов)

1.2.4 Номинальные значения и диапазоны измеряемых счетчиком

входных сигналов тока и напряжения, частоты, коэффициентов искажения

синусоидальности входных сигналов приведены в таблице 4.

Таблица 4

Параметр

Значение

Номинальное напряжение

100 В

U_ф.ном = 57,73 В

(действующее значение):

U_л.ном = 100 В

- фазное (U_ф.ном)

400 В

U_ф.ном = 230 В

- линейное (междуфазное) (U_л.ном)

U_л.ном = 400 В

Номинальный фазный ток

1 A

I_ном = 1 А

(действующее значение) (I_ном)

I_ном = 5 А

Диапазон измеряемых токов (действующего значения)

От 0 до 1,5·I_ном

Диапазон измеряемых напряжений (фазных/линейных)

От 0 до 2,0·U_ф/л.ном

(действующего значения)

Частота измерений входного сигнала тока/напряжения

От 42,5 до 57,5 Гц

1.2.5 Время установления рабочего режима не более 30 мин. Счетчик

рассчитан на непрерывную круглосуточную работу.

1.2.6 Время измерения параметров входных сигналов тока и

напряжения соответствует значению, указанному в таблице 1 для каждого

параметра.

1.2.7 Счетчик обеспечивает передачу измеренных и вычисляемых

параметров в соответствии с таблицей 1 по цифровым интерфейсам RS485 и

Ethernet.

1.2.8 Счетчик обеспечивает хранение во внутренней энергонезависимой

памяти измеренных значений ПКЭ (таблицы А.1, А.2 приложения А) - в части

показателей, измеряемых (усредняемых) на интервалах времени 10 с (частота и

отклонение частоты), 2 часа (для длительной дозы фликера) и 10 мин (для

прочих показателей КЭ) - и значений электрических параметров напряжения,

тока, электрической мощности и энергии (таблица 1), усредненных на 10-

минутных интервалах времени, с глубиной хранения не менее 90 полных суток

(2160 часов).

1.2.9 Счетчик обеспечивает учет величин электроэнергии в

соответствии с таблицей 3 по восьми различным тарифам, в двенадцати сезонах

по девяти типам дней (включая 7 стандартных дней недели и 2 особых типа дня)

для каждого из сезонов, с использованием списка перенесенных дней.

Дискрет тарифной зоны составляет 1 минута; допускаемое количество

переключений действующего тарифа в пределах одних суток ограничено

дискретностью тарифной зоны (верхний предел количества переключений равен

количеству 1-минутных интервалов в пределах суток, т.е. 1440).

1.2.9.1 Счетчик обеспечивает ведение профилей мощности

(в т.ч.

значений максимальной и усредненной активной/реактивной мощности) по

временным интервалам с сохранением профилей во внутренней памяти

счетчика.

Обеспечивается одновременное ведение четырех независимых

профилей мощности с программируемым временем интегрирования для каждого

из профилей от 1 до 60 минут. В профилях фиксируются, в том числе, значения

усредненных и максимальных на интервале величин активной мощности с

учетом направления и реактивной мощности по квадрантам. Наибольшая

глубина хранения для каждого из четырех фиксируемых счетчиком профилей

мощности

- не менее

420 суток при длительности интервала времени

усреднения 60 минут.

Примечание - при меньшей, заданной в пределах от 1 до 60 минут,

длительности интервала времени усреднения глубина хранения профиля будет в

пропорциональное число раз меньше, например, при длительности интервала

времени усреднения 30 минут глубина хранения профиля составит:

420 суток * (30 минут) / (60 минут) = 210 суток.

1.2.10 Счетчик может содержать в себе до четырех импульсных

выходных интерфейсов, каждый из которых выполняет функцию

электрического импульсного выходного устройства в соответствии с

ГОСТ 31819.22-2012,

ГОСТ 31819.23-2012.

Указанные

электрические

интерфейсы счетчика выполнены с общим «нулем» (единым для всех четырех

интерфейсов) и функционируют как четыре независимых друг от друга

электрических импульсных выходных устройства.

1.2.11 Счетчик имеет дополнительное выходное реле, обеспечивающее

дополнительную защиту от несанкционированного доступа или от воздействия

на счетчик с целью изменения показаний.

Выходное реле имеет три контакта: «NC», «NO», «CN». В штатном

режиме функционирования счетчика (в том числе, при наличии электропитания

и при успешно пройденной самодиагностике) контакты «NC» и «CN» реле

замкнуты, контакты

«NO» и

«CN»

- разомкнут. При отключении

электропитания счетчика и при обнаруженных ошибках самодиагностики

контакты реле переходят в состояние: контакты «NC» и «CN» реле разомкнуты,

контакты «NO» и «CN» - замкнуты.

Для подключения к цепям контактов «NC» и «NO» выходного реле

имеются клеммы

«NC»,

«NO» и «CN» («общий ноль») выходного реле,

располагаемые под клеммной крышкой счетчика (к указанным клеммам должны

подключаться внешние цепи контроля текущего состояния счетчика). При этом

контакт «NC» реле замыкает цепь, подключенную к клеммам «NC» и «CN»

(«общий ноль») выходного реле, а контакт «NO» - цепь, подключенную к

клеммам

«NO» и

«CN»

(«общий ноль») выходного реле. Общая схема

функционирования контактов выходного реле приведена на рисунке 1.

Рисунок 1 - Варианты состояний контактов выходного реле:

а - прибор в отключенном состоянии (электропитание отсутствует);

б - при штатном функционировании прибора

1.2.12 Счетчик имеет в себе функцию встроенных часов реального

времени с погрешностью хода часов не более ±1 секунды в сутки. Формат часов:

часы, минуты, секунды, сотые доли. Формат даты: день, месяц, год.

При отсутствии внешнего электропитания счетчик обеспечивает

возможность функционирования указанных часов реального времени в счетчике

в течение не менее чем 30 суток.

Счетчик имеет синхронизацию встроенных часов реального времени от

внешнего NTP-сервера/РТР-сервера

(через интерфейс Ethernet счетчика по

протоколу NTP или РТР (IEEE 1588)). Обеспечивается также возможность

синхронизации

встроенных

часов

реального

времени

счетчика,

функционирующего в режиме контролируемой станции (КП) телемеханики (в

соответствии со стандартом ГОСТ Р МЭК 60870) со временем контролирующей

станции (ПУ) телемеханики:

- по протоколу ГОСТ Р МЭК 60870-5-104 (через интерфейс Ethernet);

- по протоколу ГОСТ Р МЭК 60870-5-101 (через интерфейс RS485).

При этом обеспечиваемая с использованием вышеуказанных механизмов

синхронизации погрешность хода часов счетчика - не хуже ±20 мс.

1.2.13 Счетчик имеет возможность:

а) настройки диапазона показаний через цифровые интерфейсы RS485,

Ethernet,

«оптопорт»

(при наличии данного исполнения)

с помощью

программы-конфигуратора;

б) оперативного изменения яркости свечения цифровых индикаторов

через цифровые интерфейсы RS485, Ethernet, «оптопорт» (при наличии данного

исполнения) с помощью программы-конфигуратора и кнопок управления на

передней панели.

1.2.14 Счетчик имеет возможность выбора вида отображаемых на

индикаторах текущих параметров от кнопок управления на передней панели.

1.2.15 Пределы допускаемой основной погрешности измерений

счетчиком показателей КЭ соответствуют значениям, приведенным в таблице 5.

1.2.16 Пределы допускаемой основной погрешности измерений

счетчиком параметров режима и других электрических параметров, включая

учет величин активной и реактивной энергии, соответствуют значениям,

приведенным в таблице 6.

Таблица 5

Предел

Диапазон

Параметр

погрешности

измерений

измерений ¹⁾

С.к.з. напряжения (U), В

(0… 200) % U_.ном

γ = ±0,1 %

Положительное отклонение напряжения (δU₍₊₎), % ²⁾

(0…100) %

∆ = ±0,1

Отрицательное отклонение напряжения (δU_(-)), % ²⁾

(0…90) %

∆ = ±0,1

Частота (f), Гц

(42,5…57,5) Гц

∆ = ±0,01

Отклонение частоты (∆f), Гц

(-7,5…7,5) Гц

∆ = ±0,01

Кратковременная доза фликера (P_st), отн.ед.

(0,2…10)

δ = ±5 %

Длительная доза фликера (P_lt), отн.ед.

(0,2…10)

δ = ±5 %

∆ = ±0,05

Коэффициент n-ой гармонической составляющей

(0,05…30)

(K_U(n)< 1 %)

напряжения до 50 порядка (K_U(n)), % ³⁾

δ = ±5,0 %

(1%≤K_U(n)<30%)

∆ = ±0,05

Суммарный коэффициент гармонических

(0,1…30)

(0,1%≤ K_U <1%)

составляющих напряжения (коэффициент искажения

δ = ±5,0 %

синусоидальности кривой напряжения) (K_U), %

(1%≤ K_U <30%)

Коэффициент несимметрии напряжений по обратной

(0…20)

∆ = ±0,15

последовательности (K_2U), %

Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой

(0…20)

∆ = ±0,15

последовательности (K_0U), %

Длительность провала напряжения (∆t_п), с

(0,02…60) с

∆ = ±0,02

Глубина провала напряжения (δU_п), %

(10…99) %

∆ = ±0,2

Длительность прерывания напряжения (∆t_прер), с

(0,02…60) с

∆ = ±0,02

Длительность временного перенапряжения (∆t_пер.), с

(0,02…60) с

∆ = ±0,02

Коэффициент временного перенапряжения (K_пер), отн.ед.

(1,1…2,0)

∆ = ±0,002

¹⁾ Обозначение погрешностей: ∆ - абсолютная; δ, % - относительная; γ, % - приведенная

²⁾ Относительно U_н равного номинальному U_нили согласованному U_согл значению

напряжения по ГОСТ 32144

³⁾ Номер гармонической подгруппы n от 2 до 50 порядка в соответствии с ГОСТ 30804.4.7

Таблица 6

Предел

Диапазон

Дополнительные

Параметр

погрешности

измерений

условия

измерений ¹⁾

Установившееся отклонение

(-90…100)

∆ = ±0,1

напряжения, (δU_у), % 2)

Напряжение, меньшее номинала, U_m(-), В²⁾

(10…100)% U_ном

γ = ±0,1 %

Напряжение, большее номинала, U_m(+),В²⁾

(100…200)%U_ном

γ = ±0,1 %

С.к.з. напряжения основной частоты

(10…150) % U_ном

γ = ±0,1 %

(U₍₁₎), В

Продолжение таблицы 6

Предел

Диапазон

Дополнительные

Параметр

погрешности

измерений

условия

измерений ¹⁾

С.к.з. напряжения с учетом

(0,1…2,0) U_ном

γ = ±0,1 %

гармонических составляющих от 1 до n

(до 50 порядка) (U_(1-50)), В 3)

Коэффициент искажения

(0,1…30)

∆ = ±0,05

0,1 ≤ K_U(1-50) ≤ 1

синусоидальности кривой напряжения с

δ = ±5,0 %

1 ≤ K_U(1-50) ≤ 30

учетом влияния всех гармоник до 50

порядка (K_U(1-50)), %

С.к.з. n-ой гармонической подгруппы

(0…0,3) U_ном

U_sg,n˂0,01 U_ном

γ = ±0,05 %

напряжения (до 50 порядка) (U_sg,n), В ^{3) 5)}

U_sg,n≥0,01 U_ном

δ = ±5 %

Суммарный коэффициент

(0,001…0,3)

0,001≤ THDS_U<0,01

∆ = ±0,0005

гармонических подгрупп напряжения

0,01≤ THDS_U<0,3

(THDS_U), отн.ед.

δ = ±5 %

С.к.з. m-ой интергармонической

(0…0,3) U_ном

U_isg,n<0,01 U_ном

γ = ±0,05 %

центрированной подгруппы напряжения

U_isg,n≥0,01 U_ном

(до 50 порядка) (U_isg,n), В 4) 6)

δ = ±5

∆ = ±5

1 ≤ K_U(n) < 5

∆ = ±10

0,2 ≤ K_U(n) < 1

Фазовый угол между 1-ой

(-180°…180°)

∆ = ±1

KU(n) ≥ 5

(составляющей основной частоты) и n-

ой гармонической составляющей

напряжения (до 50 порядка) (φ_Usg.n), ° 3)

Угол фазового сдвига между

(-180°…180°)

∆ = ±0,1

0,8 U_ф/л.ном ≤ U_ф/л ≤

напряжениями (фазными/линейными)

≤ 1,2 U_ф/л.ном

основной частоты (φ_U), °

Значение напряжения прямой

(0,01…1,5) U_ном

γ = ±0,15 %

последовательности (U₁), В

Значение напряжения обратной

(0,01…1,5) U_ном

γ = ±0,15 %

последовательности (U₂), В

Значение напряжения нулевой

(0,01…1,5) U_ном

γ = ±0,15 %

последовательности (U₀), В

С.к.з. силы тока, (I), А

(0…1,5) I_ном

γ = ±0,1 %

С.к.з. силы тока с учетом

(0…1,5) I_ном

γ = ±0,1 %

гармонических составляющих от 1 до n

(до 50 порядка), (I_(1-50)), А 3)

С.к.з. силы тока основной частоты,

(0…1,5) I_ном

γ = ±0,1 %

(I₍₁), А

Коэффициент несимметрии тока по

(0…20)

∆ = ±0,15

обратной последовательности, (K_2I), %

Коэффициент несимметрии тока по

(0…20)

∆ = ±0,15

нулевой последовательности, (K_0I), %

С.к.з. n-ой гармонической подгруппы

(0…0,3) I_ном

I_sg,n˂0,03 I_ном

γ = ±0,15 %

тока (до 50 порядка) (I_sg,n), А ^{3) 8)}

I_sg,n≥0,03 I_ном

δ = ±5 %

Продолжение таблицы 6

Предел

Диапазон

Дополнительные

Параметр

погрешности

измерений

условия

измерений ¹⁾

С.к.з. m-ой интергармонической

(0…0,3) I_ном

I _isg,m˂0,03 I_ном

γ = ±0,15 %

подгруппы тока (до 50 порядка) (I_isg,m),

I _isg,m≥0,03 I_ном

А ^{4) 9)}

δ = ±5 %

Угол фазового сдвига между 1-ой

(-180°…180°)

∆ = ±1

KI(n) ≥ 5

(составляющей основной частоты) и n-

∆ = ±5

1 ≤ K_I(n) < 5

ой гармонической составляющей

фазного тока (φ_Isg.n), ° 3)

∆ = ±10

0,2 ≤ K_I(n) < 1

Угол фазового сдвига между фазными

(-180°…180°)

∆ = ±0,5

0,01 I_ном ≤ I ≤ 1,2 I_ном

токами основной частоты (φ_I), °

Суммарный коэффициент

(0,001…0,6)

0,001≤ THDS_I<0,03

гармонических подгрупп тока (THDS_I),

0,03≤ THDS_I<0,6

отн.ед.

Коэффициент искажения

(0,1…60)

0,1 ≤ K_I < 3

∆ = ±0,15

синусоидальности кривой тока, (K_I), %

3 ≤ K_I < 60

δ = ±5 %

Коэффициент n-ой гармонической

(0,05…30)

∆ = ±0,15

KI(n) < 3,0 %

составляющей тока до 50 порядка (K_I(n)),

2 ≤ n ≤ 10

% ³⁾

(0,05…20)

δ = ±5,0 %

KI(n) ≥ 3,0 %

10 < n ≤ 20

(0,05…10)

20 < n ≤ 30

(0,05…5)

30 < n ≤ 50

С.к.з. силы тока прямой

(0…1,5) I_ном

γ = ±0,15 %

последовательности (I₁), А

С.к.з. силы тока обратной

(0…1,5) I_ном

γ = ±0,15 %

последовательности (I₂), А

С.к.з. силы тока нулевой

(0…1,5) I_ном

γ = ±0,15 %

последовательности (I₀), А

Угол фазового сдвига между n-ми

(-180°…180°)

∆ = ±3

0,5 I_ном ≤ I ≤ 1,2 I_ном

гармоническими составляющими

KI(n) ≥ 5, KU(n) ≥ 5

напряжения и тока (до 50 порядка)

∆ = ±5

0,5 I_ном ≤ I ≤ 1,2 I_ном

(φ_UI(n)), ° 3)

1 ≤ K_I(n) < 5

1 ≤ K_U(n) < 5

∆ = ±5

0,1 I_ном ≤ I < 0,5 I_ном

KI(n) ≥ 5

KU(n) ≥ 5

Угол фазового сдвига между

(-180°…180°)

∆ = ±0,5

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

напряжением и током основной частоты

0,1 I_ном ≤ I≤ 1,2 I_ном

(φ_UI), °

∆ = ±5

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

0,01 I_ном ≤ I < 0,1 I_ном

Угол фазового сдвига между

(-180°…180°)

∆ = ±0,5

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

напряжением и током прямой

0,1 I_ном ≤ I≤ 1,2 I_ном

последовательности (φ_U1I1), °

∆ = ±5

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

0,01 I_ном ≤ I < 0,1 I_ном

Продолжение таблицы 6

Предел

Диапазон

Дополнительные

Параметр

погрешности

измерений

условия

измерений ¹⁾

Угол фазового сдвига между

(-180°…180°)

∆ = ±0,5

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

напряжением и током обратной

0,1 I_ном ≤ I≤ 1,2 I_ном

последовательности (φ_U2I2), °

∆ = ±5

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

0,01 I_ном ≤ I < 0,1 I_ном

Угол фазового сдвига между

(-180°…180°)

∆ = ±0,5

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

напряжением и током нулевой

0,1 I_ном ≤ I≤ 1,2 I_ном

последовательности (φ_U0I0), °

∆ = ±5

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

0,01 I_ном ≤ I < 0,1 I_ном

Активная мощность (P), Вт

(0,01…1,5) U_ном I_ном

δ = ±0,4 %

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

0,01 I_ном ≤ I < 0,05 I_ном

KР = 1,

где K_Р = P/S

δ = ±0,2 %

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

0,05 I_ном ≤ I < 1,5 I_ном

KР = 1

δ = ±0,5 %

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

0,02 I_ном ≤ I < 0,1 I_ном

KР = 0,5 (инд.)

К_Р =0,8 (емк.)

δ = ±0,3 %

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

0,1 I_ном ≤ I <1,5 I_ном

KР = 0,5 (инд.)

К_Р =0,8 (емк.)

δ = ±0,5 %

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

0,1 I_ном ≤ I <1,5 I_ном

KР = 0,25 (инд.)

К_Р =0,5 (емк.)

Активная мощность с учетом

(0,01…1,5) U_ном I_ном

δ = ±0,4 %

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

гармонических составляющих от 1 до n

0,01 I_ном ≤ I < 0,05 I_ном

(до 50 порядка), (P_(1-50)), Вт 3)

KР = 1, где KР = P/S

δ = ±0,2 %

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

0,05 I_ном ≤ I < 1,5 I_ном

KР = 1

δ = ±0,5 %

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

0,02 I_ном ≤ I < 0,1 I_ном

KР = 0,5 (инд.)

К_Р =0,8 (емк.)

δ = ±0,3 %

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

0,1 I_ном ≤ I <1,5 I_ном

KР = 0,5 (инд.)

К_Р =0,8 (емк.)

δ = ±0,5 %

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

0,1 I_ном ≤ I <1,5 I_ном

KР = 0,25 (инд.)

К_Р =0,5 (емк.)

Продолжение таблицы 6

Предел

Диапазон

Дополнительные

Параметр

погрешности

измерений

условия

измерений ¹⁾

Активная мощность основной частоты,

(0,01…1,5) U_ном I_ном

δ = ±0,4 %

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

(P₁), Вт

0,01 I_ном ≤ I < 0,05 I_ном

KР = 1, где KР = P/S

δ = ±0,2 %

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

0,05 I_ном ≤ I < 1,5 I_ном

KР = 1

δ = ±0,5 %

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

0,02 I_ном ≤ I < 0,1 I_ном

KР = 0,5 (инд.)

К_Р =0,8 (емк.)

Активная мощность основной частоты,

(0,01…1,5) U_ном I_ном

δ = ±0,3 %

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

(P₁), Вт

0,1 I_ном ≤ I <1,5 I_ном

KР = 0,5 (инд.)

К_Р =0,8 (емк.)

δ = ±0,5 %

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

0,1 I_ном ≤ I <1,5 I_ном

KР = 0,25 (инд.)

К_Р =0,5 (емк.)

Активная мощность n-й гармонической

(0,003…0,1)U_ном I_ном

δ = ±10 %

KI(n) ≥ 5

составляющей (до 50 порядка) (P_(n)), Вт3)

KU(n) ≥ 5

Активная мощность прямой

(0,01…1,5) U_ном I_ном

δ = ±0,5 %

последовательности, (Р ₁₍₁₎), Вт

Активная мощность обратной

(0,01…1,5) U_ном I_ном

δ = ±0,5 %

последовательности, (Р ₂₍₁₎), Вт

Активная мощность нулевой

(0,01…1,5) U_ном I_ном

δ = ±0,5 %

последовательности, (Р ₀₍₁₎), Вт

Реактивная мощность (Q), вар

(0,01…1,5)U_ном I_ном

δ = ±1,5 %

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

0,02I_ном ≤ I <0,05 I_ном

sin φ_UI = 1

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

δ = ±1,0 %

0,05I_ном ≤ I <1,5 I_ном

sin φ_UI = 1

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

δ = ±1,5 %

0,05I_ном ≤ I <0,1 I_ном

sin φ_UI = 0,5

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

δ = ±1,0 %

0,1I_ном ≤ I < 1,5 I_ном

sin φ_UI = 0,5

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

δ = ±1,5 %

0,1 I_ном ≤ I < 1,5 I_ном

sin φ_UI = 0,25

Продолжение таблицы 6

Предел

Диапазон

Дополнительные

Параметр

погрешности

измерений

условия

измерений ¹⁾

Реактивная мощность с учетом

(0,01…1,5)U_ном I_ном

δ = ±1,5 %

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

гармонических составляющих от 1 до n

0,02I_ном ≤ I <0,05 I_ном

(до 50 порядка) (Q _(1-50)), вар 3)

sin φ_UI = 1

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

δ = ±1,0 %

0,05I_ном ≤ I <1,5 I_ном

sin φ_UI = 1

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

δ = ±1,5 %

0,05I_ном ≤ I <0,1 I_ном

sin φ_UI = 0,5

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

δ = ±1,0 %

0,1I_ном ≤ I < 1,5 I_ном

sin φ_UI = 0,5

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

δ = ±1,5 %

0,1 I_ном ≤ I < 1,5 I_ном

sin φ_UI = 0,25

Реактивная мощность основной частоты

(0,01…1,5)U_ном I_ном

δ = ±1,5 %

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

(Q ₍₁₎), вар

0,02I_ном ≤ I <0,05 I_ном

sin φ_UI = 1

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

δ = ±1,0 %

0,05I_ном ≤ I <1,5 I_ном

sin φ_UI = 1

δ = ±1,5 %

0,8 Uном ≤ U≤ 1,2

Uном

0,05Iном ≤ I <0,1 Iном

sin φUI = 0,5

δ = ±1,0 %

0,8 Uном ≤ U≤ 1,2

Uном

0,1Iном ≤ I < 1,5 Iном

sin φUI = 0,5

δ = ±1,5 %

0,8 Uном ≤ U≤ 1,2

Uном

0,1 Iном ≤ I < 1,5 Iном

sin φUI = 0,25

Реактивная мощность n-ой

(0,003…0,1)U_ном I_ном

δ = ±10 %

KI(n) ≥ 5

гармонической составляющей, (Q _(n)),

KU(n) ≥ 5

вар ³⁾

Реактивная мощность прямой

(0,01…1,5)U_ном I_ном

δ = ±5 %

последовательности, (Q ₁₍₁₎), вар

Реактивная мощность обратной

(0,01…0,1)U_ном I_ном

δ = ±5 %

последовательности, (Q ₂₍₁₎), вар

Реактивная мощность нулевой

(0,01…0,1)U_ном I_ном

δ = ±5 %

последовательности, (Q ₀₍₁₎), вар

Полная мощность, S, В·А

(0,01…1,5)U_ном I_ном

δ = ±0,5 %

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

0,01 I_ном ≤ I < 1,5 I_ном

Полная мощность с учетом

(0,01…1,5)U_ном I_ном

δ = ±0,5 %

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

гармонических составляющих от 1 до n

0,01 I_ном ≤ I < 1,5 I_ном

(до 50 порядка), (S_(1-50)), В·А 3)

Полная мощность основной частоты,

(0,01…1,5)U_ном I_ном

δ = ±0,5 %

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

(S₍₁₎), В·А

0,01 I_ном ≤ I < 1,5 I_ном

Продолжение таблицы 6

Предел

Диапазон

Дополнительные

Параметр

погрешности

измерений

условия

измерений ¹⁾

Полная мощность n-й гармонической

(0,003…0,1)U_ном I_ном

δ = ±10 %

KI(n) ≥ 5

составляющей, (S_(n)), В·А

KU(n) ≥ 5

Полная мощность прямой

(0,01…1,5)U_ном I_ном

δ = ±5 %

последовательности, (S ₁₍₁₎), В·А

Полная мощность обратной

(0,01…0,1)U_ном I_ном

δ = ±5 %

последовательности, (S ₂₍₁₎), В·А

Полная мощность нулевой

(0,01…0,1)U_ном I_ном

δ = ±5 %

последовательности, (S ₀₍₁₎), В·А

Коэффициент мощности, К_м(cos φ), отн.

(-1…1)

∆ = ±0,01

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

ед.

0,01 I_ном ≤ I≤ 1,5 I_ном

Активная энергия, W_р, кВт·ч

δ = ±0,4 %

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

0,01 I_ном ≤ I < 0,05 I_ном

KР = 1,

где K_Р = P/S

δ = ±0,2 %

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

0,05 I_ном ≤ I < 1,5 I_ном

KР = 1

δ = ±0,5 %

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

0,02 I_ном ≤ I < 0,1 I_ном

KР = 0,5 (инд.)

К_Р =0,8 (емк.)

δ = ±0,3 %

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

0,1 I_ном ≤ I <1,5 I_ном

KР = 0,5 (инд.)

К_Р =0,8 (емк.)

δ = ±0,5 %

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

0,1 I_ном ≤ I <1,5 I_ном

KР = 0,25 (инд.)

К_Р =0,5 (емк.)

Активная энергия первой гармоники,

δ = ±0,4 %

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

WР(1), кВт·ч

0,01 I_ном ≤ I < 0,05 I_ном

KР = 1, где KР = P/S

δ = ±0,2 %

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

0,05 I_ном ≤ I < 1,5 I_ном

KР = 1

δ = ±0,5 %

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

0,02 I_ном ≤ I < 0,1 I_ном

KР = 0,5 (инд.)

К_Р =0,8 (емк.)

δ = ±0,3 %

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

0,1 I_ном ≤ I <1,5 I_ном

KР = 0,5 (инд.)

К_Р =0,8 (емк.)

δ = ±0,5 %

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

0,1 I_ном ≤ I <1,5 I_ном

KР = 0,25 (инд.)

К_Р =0,5 (емк.)

Активная энергия прямой

δ = 5 %

последовательности, W_Р1(1), кВт·ч

Окончание таблицы 6

Предел

Диапазон

Дополнительные

Параметр

погрешности

измерений

условия

измерений ¹

Реактивная энергия, W_Q, квар·ч

δ = ±1,5 %

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

0,02I_ном ≤ I <0,05 I_ном

sin φ_UI = 1

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

δ = ±1,0 %

0,05I_ном ≤ I <1,5 I_ном

sin φ_UI = 1

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

δ = ±1,5 %

0,05I_ном ≤ I <0,1 I_ном

sin φ_UI = 0,5

Реактивная энергия, W_Q, квар·ч

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

δ = ±1,0 %

0,1I_ном ≤ I < 1,5 I_ном

sin φ_UI = 0,5

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

δ = ±1,5 %

0,1 I_ном ≤ I < 1,5 I_ном

sin φ_UI = 0,25

Реактивная энергия первой гармоники,

δ = ±1,5 %

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

WQ(1), квар·ч

0,02I_ном ≤ I <0,05 I_ном

sin φ_UI = 1

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

δ = ±1,0 %

0,05I_ном ≤ I <1,5 I_ном

sin φ_UI = 1

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

δ = ±1,5 %

0,05I_ном ≤ I <0,1 I_ном

sin φ_UI = 0,5

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

δ = ±1,0 %

0,1I_ном ≤ I < 1,5 I_ном

sin φ_UI = 0,5

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

δ = ±1,5 %

0,1 I_ном ≤ I < 1,5 I_ном

sin φ_UI = 0,25

Реактивная энергия прямой

δ = ±5 %

последовательности, W_Q1(1), квар·ч

Полная энергия, W_S, кВ·А·ч

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

δ = ±0,5 %

0,01 I_ном ≤ I < 1,5 I_ном

Полная энергия первой гармоники, W_S(1),

0,8 U_ном ≤ U≤ 1,2 U_ном

δ = ±0,5 %

кВ·А·ч

0,01 I_ном ≤ I < 1,5 I_ном

Полная энергия прямой

δ = ±5 %

последовательности, W_S1(1), кВ·А·ч

¹⁾ Обозначение погрешностей: ∆ - абсолютная; δ, % - относительная; γ, % - приведенная

²⁾ Относительно U_н равного номинальному U_ном или согласованному U_соглзначению напряжения

по ГОСТ 32144

³⁾ Номер гармонической подгруппы n от 2 до 50 в соответствии с ГОСТ 30804.4.7

⁴⁾ Номер интергармонической подруппы m от 1 до 49 в соответствии с ГОСТ 30804.4.7

⁵⁾ Среднеквадратическое значение напряжения гармонических составляющих U_(n)

⁶⁾ Среднеквадратическое значение напряжения интергармонических составляющих U_(h)

⁷⁾ Пределы допускаемой приведенной погрешности в диапазоне измерения (0…1,5)·I_ном

⁸⁾ Среднеквадратическое значение n-й гармонической составляющей тока I_(n)

⁹⁾ Среднеквадратическое значение h-й интергармонической составляющей тока I_(h)

1.2.17 Счетчик обеспечивает задание требуемых диапазонов измерений

ПКЭ и электрических параметров с учетом коэффициентов трансформации по

напряжению и по току измерительных трансформаторов напряжения и тока (в

случае подключения счетчика к первичной измеряемой сети через указанные

измерительные трансформаторы).

1.2.18 Задание коэффициента трансформации по напряжению

к_ТН = U´_ном / U_ном (где U´_ном - номинальное первичное напряжение ТН; U_ном -

номинальное вторичное напряжение ТН, эквивалентное номинальному

напряжению измерительных входов напряжения счетчика) обеспечивается в

диапазоне величин U´_ном, в том числе в диапазоне величин U´_ном, требуемых по

ГОСТ 1983-2001 (от 0,38 кВ до 750 кВ).

1.2.19 Задание коэффициента трансформации по току к_ТТ = I´_ном / I_ном (где

I´_ном - номинальный первичный ток ТТ; I_ном - значение номинального вторичного

тока ТТ, эквивалентное номинальному току измерительных входов тока

счетчика) обеспечивается в диапазоне величин I´_ном, в том числе в диапазоне

величин I´_ном, требуемых по ГОСТ 7746-2015 (диапазон от 1 до 40000 А).

1.2.20 Напряжения питания счетчика соответствует значениям,

приведенным в таблице 7.

Счетчик имеет резервный вход питания, аналогичный по

характеристикам с основным входом питания (таблица 7).

Таблица 7

Условное обозначение

Напряжение питания

напряжения питания

основного

220ВУ

от 90 до 264 В переменного тока частотой (50 ± 0,5) Гц

или от 130 до 370 В постоянного тока

резервного

«РЕЗЕРВ»

1.2.21 Счетчик не превышает величины предела допускаемой основной

погрешности измерения соответствующего параметра

(таблицы

6) при

изменении частоты входного сигнала от 42,5 до 57,5 Гц.

1.2.22 Счетчик является тепло- и холодоустойчивым в диапазоне

температур от минус

40 до плюс

°С, при этом пределы допускаемой

дополнительной погрешности измерений ПКЭ и электрических параметров при

изменении температуры окружающей среды в интервале рабочих температур для

соответствующего показателя КЭ либо электрического параметра не превышают

0,5 предела допускаемой основной погрешности измерения соответствующего

параметра

(таблицы

5 и

6) на каждые

10 °С отклонения температуры

окружающей среды от температуры нормальных условий применения.

1.2.23 Счетчик является влагоустойчивым, т.е. пределы допускаемой

дополнительной погрешности измерений ПКЭ и электрических параметров при

изменении относительной влажности воздуха от нормальной (30-80) до 90 %

при температуре

30 °С для соответствующего показателя КЭ или

электрического параметра не превышают величины предела допускаемой

основной погрешности измерения соответствующего параметра (таблицы 5, 6).

1.2.24 Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений

ПКЭ и электрических параметров, обусловленной воздействием внешнего

однородного постоянного или переменного (синусоидального изменяющегося

во времени) магнитного поля напряженностью до

0,4 кА/м при самом

неблагоприятном направлении и фазе магнитного поля, для соответствующего

показателя КЭ или электрического параметра не превышают

0,5 предела

допускаемой основной погрешности измерения соответствующего параметра

(таблицы 5, 6).

1.2.25 Величины погрешностей измерений ПКЭ и электрических

параметров при изменении параметров напряжения внешнего электропитания

счетчика в нормальных условиях применения не должны превышать пределов

допускаемой основной погрешности для соответствующих параметров,

приведенных в таблицах 5 или 6.

1.2.26 Счетчик обеспечивает учет величин активной и реактивной

энергии (по таблице 3) с величинами основной погрешности, не превышающими

соответствующих пределов основной погрешности в соответствии с таблицами

8 и 9.

Таблица 8 - Пределы основной погрешности счетчика активной энергии

Пределы допускаемой

Значение тока

Коэффициент мощности

основной погрешности, %

0,01 I_ном ≤ I < 0,05 I_ном

1,00

±0,4

0,05 I_ном ≤ I ≤ 1,5 I_ном

±0,2

0,02 I_ном ≤ I < 0,1 I_ном

0,5 (при индуктивной нагрузке),

±0,5

0,1 I_ном ≤ I ≤ 1,5 I_ном

0,8 (при емкостной нагрузке)

±0,3

0,1 I_ном ≤ I ≤ 1,5 I_ном

0,25 (при индуктивной нагрузке),

±0,5

0,5 (при емкостной нагрузке)

Таблица 9 - Пределы основной погрешности счетчика реактивной энергии

Коэффициент sin φ (при

Пределы допускаемой

Значение тока

индуктивной или емкостной

основной погрешности, %

нагрузке)

0,02 I_ном ≤ I < 0,05 I_ном

1,00

±1,5

0,05 I_ном ≤ I ≤ 1,5 I_ном

±1,0

0,05 I_ном ≤ I < 0,1 I_ном

0,50

±1,5

0,1 I_ном ≤ I ≤ 1,5 I_ном

±1,0

0,1 I_ном ≤ I ≤ 1,5 I_ном

0,25

±1,5

1.2.27 Пределы дополнительной погрешности величин активной и

реактивной энергии, вызванной отклонением температуры окружающей среды

от нормальной (плюс 20 ± 2 °C), не превышают величин соответствующих

пределов, указанных в таблицах 10 и 11.

Таблица 10 - Пределы дополнительной погрешности счетчика активной энергии

Средний температурный

Значение тока

Коэффициент мощности

коэффициент ¹ , %/K, не более

0,05 I_ном ≤ I ≤ 1,5 I_ном

1,0

±0,01

0,1 I_ном ≤ I ≤ 1,5 I_ном

0,5 (при индуктивной нагрузке)

±0,02

¹ По ГОСТ 31819.22-2012

Таблица

- Пределы дополнительной погрешности счетчика реактивной

энергии

Коэффициент sin φ (при индуктивной

Средний температурный

Значение тока

или емкостной нагрузке)

коэффициент ¹ , %/K, не более

0,05 I_ном ≤ I ≤ 1,5 I_ном

1,0

±0,05

0,1 I_ном ≤ I ≤ 1,5 I_ном

0,5

±0,07

¹ По ГОСТ 31819.23-2012

1.2.28 Мощность, потребляемая счетчиком от источника внешнего

электропитания, во всех режимах функционирования счетчика не превышает:

− 10 В·А (полная мощность) при питании от источника однофазного

переменного тока 50 Гц;

− 10 Вт при питании от источника постоянного тока.

1.2.29 Входное сопротивление и мощность, потребляемая счетчиком по

каждой параллельной измерительной цепи

(цепи измерения фазного

напряжения) соответствуют таблице 12.

Таблица 12

Модификация

Входное сопротивление,

Мощность, потребляемая по

счетчика

не менее, МОм

измерительной цепи, не более *, В·А

b = 100В

0,05

(U_л.ном = 100 В)

0,4

b = 400В

0,20

1,6

(U_л.ном = 400 В)

* Для величин сигналов напряжения в соответствии с таблицей 4

1.2.30 Входное сопротивление и мощность, потребляемая счетчиком по

каждой последовательной измерительной цепи (цепи измерения тока фазы)

соответствует таблице 13.

Таблица 13

Модификация

Входное сопротивление,

Мощность, потребляемая по

счетчика

не более, Ом

измерительной цепи, не более *, В·А

c = 1А

0,02

0,05

(I _ф.ном = 1 А)

c = 5A

0,02

0,5

(I _ф.ном = 5 A)

* Для величин сигналов тока в соответствии с таблицей 4

1.2.31 Электрическое сопротивление изоляции счетчика между цепями,

указанными в таблице 14:

− в нормальных условиях применения счетчика - не менее 20 МОм;

− при температуре окружающего воздуха до плюс

55°C и

относительной влажности воздуха не более 80 % - не менее 7 МОм;

− при температуре окружающего воздуха (20 ± 5) °C и относительной

влажности воздуха до 90 % - не менее 7 МОм.

1.2.32 Электрическая изоляция цепей счетчика выдерживает при

нормальных условиях применения в течение 1 мин действие приложенного

между цепями испытательного напряжения переменного тока практически

синусоидальной формы с частотой (50 ± 2) Гц

с действующим значением

напряжения в соответствии с таблицей 14.

Таблица 14

Величина

Входной

Точки приложения испытательного напряжения

испытательного

сигнал, В

напряжения, кВ

Между измерительными цепями тока отдельных фаз

100

400

Между измерительными цепями тока (отдельных фаз) и

100

измерительными цепями напряжения

400

Между измерительными цепями тока (отдельных фаз) и

100

цепями информационных интерфейсов Ethernet

400

10BASE-TХ/100BASE-TX(FX) и/или RS485

Между измерительными цепями напряжения и цепями

100

информационных интерфейсов Ethernet

400

10BASE-TХ/100BASE-TX(FX) и/или RS485

Между цепями информационных интерфейсов Ethernet

100/400

10BASE-TХ/100BASE-TX(FX)и RS485

Между всеми цепями счетчика и корпусом

(при этом будет обеспечиваться испытание оптопорта и

оптического импульсного выхода)

1.2.33 Счетчики являются тепло-, холодо-, влагопрочными, т. е.

сохраняют свои характеристики после воздействия на них температуры от

минус 50 до плюс 55 °С и относительной влажности воздуха не более 90 % при

температуре плюс

30 °С, соответствующих предельным условиям

транспортирования.

1.2.34 По устойчивости к механическим воздействиям счетчик является

виброустойчивым и вибропрочным, группа N1 по ГОСТ Р 52931-2008, т.е

устойчив и прочен к воздействию синусоидальной вибрации в диапазоне частот

от 10 до 55 Гц, максимальное ускорение от 2 до 30 м/с².

1.2.35 Счетчик является ударопрочным, т.е. сохраняет свои

характеристики при воздействии:

- механических ударов одиночного действия: максимальное ускорение

300 м/с², длительность импульса 6 мс, число ударов по каждому направлению

воздействия 3;

- механических ударов многократного действия: число ударов в минуту

от 10 до 50, максимальное ускорение 100 м/с², длительность импульса 16 мс,

число ударов по каждому направлению воздействия - 1000.

1.2.36 Счетчик обладает прочностью при транспортировании, т.е.

выдерживает без повреждений в течение

1 часа транспортную тряску с

ускорением 30 м/с² , частотой от 80 до 120 ударов в минуту.

1.2.37 По защищенности от воздействия твердых тел со стороны

передней панели счетчик соответствует коду IP51 по ГОСТ 14254-2015.

1.2.38 Требования к электромагнитной совместимости

1.2.38.1 Счетчик удовлетворяет требованиям, предъявляемым по

электромагнитной совместимости в соответствии с ГОСТ Р 51317.6.5-2006 для

оборудования класса А. Помехоустойчивость счетчика удовлетворяет критерию

качества функционирования А по ГОСТ Р 51317.6.5-2006.

1.2.38.2 Уровень индустриальных помех, создаваемых счетчиками при

функционировании во всех режимах, не превышает значений, установленных в

ГОСТ 30805.22-2013 для оборудования класса А.

1.2.38.3 Счетчик

устойчив

воздействию

радиочастотного

электромагнитного поля по степени жесткости

3 по критерию качества

функционирования А в соответствии с ГОСТ 30804.4.3-2013.

1.2.39 Требования к конструкции

1.2.39.1 Габаритные размеры счетчика соответствуют требованиям

ГОСТ 5944-91.

Габаритные размеры (с установленной крышкой клеммного блока) и

масса счетчика соответствуют значениям, приведенным в таблице 15.

Таблица 15

Исполнение

Габаритные размеры,

Масса,

счетчика

мм, не более

кг, не более

ЩМК120СП

173×290×87*

2,0

* С установленной на заднюю панель прибора прозрачной защитной крышкой

(входящей в комплект поставки прибора)

1.2.39.2 Внешние подключения выполняются при помощи винтовых

клемм, обеспечивающих подключение медных или алюминиевых проводов

сечением до 4,0 мм^2.

1.2.404 Требования к надежности

1.2.40.1 Норма средней наработки на отказ счетчика не менее 250000 ч в

условиях эксплуатации.

1.2.40.2 Средний срок службы не менее 25 лет.

1.2.40.3 Счетчик относится к восстанавливаемым, ремонтируемым

изделиям. Ремонт выполняется предприятием-изготовителем либо может

выполняться на месте эксплуатации счетчика уполномоченными сотрудниками

предприятия-изготовителя.

Среднее время восстановления работоспособного состояния счетчика

не более 2 ч.

1.2.41 Защита информации

1.2.41.1 Счетчик обеспечивает программно-аппаратную защиту от

несанкционированного доступа к информации и управлению счетчиком.

1.2.41.2 Аппаратная защита обеспечивается установкой двух

независимых пломб на крышке с целью ограничения доступа ко всем

функциональным узлам счетчика.

1.3 Устройство и принцип работы

1.3.1 Конструктивно счетчики выполнены в корпусе для щитового

монтажа. Общий вид, габаритные и установочные размеры приведены в

приложении Б.

1.3.1.1 Корпус выполнен из пластмассы и состоит из основания и

лицевой

(передней) панели. Для защиты от случайных прикосновений к

доступным частям, счетчик укомплектован защитной крышкой, поставляемой в

комплекте.

В углубление передней части основания корпуса устанавливается

лицевая панель с прозрачным окном, через который видны семимегментные

цифровые индикаторы, предназначенные для отображения значений

измеряемых параметров электрической сети, и маленькими окошками, через

которые подсветкой единичными индикаторами отображается дополнительная

информация

(работа интерфейса, подсвечивается приставка к единице

измерения и т.д.). На панели указаны все необходимые технические данные и

обозначение кнопок управления режимами работы.

1.3.1.2 Все компоненты расположены на соединенных между собой

печатных платах: модуль полевой

(плата интерфейсов), модуль медный

(сетевой)/оптический, модуль вычислительный, платы индикации, модуль

упорный (соединительный), модуль задний, модуль АЦП.

На плате интерфейсов расположены разъемы для интерфейсов RS485.

Интерфейсы Ethernet расположены на модуле медном/оптическом

(в

зависимости от исполнения). Клеммы питания и входных сигналов расположены

на модуле заднем. Модуль АЦП содержит измерительную часть счетчика. На

платах индикации расположены единичные и цифровые семисегментные

индикаторы.

Платы крепятся между собой штыревыми разъемными соединениями.

Счетчик для установки на щите имеют комплект монтажных частей.

Размеры выреза в щите приведены в приложении Б.

1.3.1.3 На передней панели счетчика расположены:

- один ряд из восьми цифровых семисегментных индикаторов - для

отображения текущей величины накопительного итога счетчика электроэнергии

по выбранной электроэнергии и выбранному тарифу (или суммарно по всем

тарифам), а также иных измеренных и системных параметров

- одиночный семисегментный индикатор - для отображения номера

текущего выбранного для отображения тарифа;

- буквенные и графические символы, с подсветкой единичными

светодиодными индикаторами, для отображения типа и размерности

отображаемых на лицевой панели величин, флагов текущего состояния

первичной измеряемой сети и текущих характеристик нагрузки, единиц

измерения, отличительных индексов и знаков отображаемых параметров.

- кнопки - для регулировки яркости свечения индикаторов и/или

выбора отображаемых параметров и управления режимами учета.

- оптопорт.

1.3.1.4 На счетчике расположены разъемы для подключения к

измерительным цепям, к цепям питания и цепям интерфейсов.

1.3.1.5 Внешние соединения счетчика

Подключение к счетчику внешних устройств определяется назначением

контактов разъемов. Схемы подключения приведены в приложении В.

В счетчике клеммная крышка снабжена тампером открытия, в случае

снятия клеммной крышки со счетчика факт снятия крышки фиксируется в

журнале событий (при наличии электропитания счетчика). Также в журнале

событий (при наличии электропитания счетчика) фиксируется факт установки

клеммной крышки на счетчик

(включая отметку календарного времени

наступления указанного события).

Источники входных сигналов измеряемого напряжения подключаются к

контактам

10. Источники входных сигналов измеряемого тока

подключаются к соответствующим парам контактов «I₁», «I₂», «I₃» (приложение

В).

Счетчик имеет разъемы для подключения к раздельным источникам

электропитания

(основной и резервный/вспомогательный). Каждый из

указанных разъемов имеет пару контактов (21,22 и 23,24) для подключения к

источнику питания. При наличии подключения счетчика одновременно к двум

источникам питания, электропитание счетчика в каждый момент времени может

осуществляться только от одного из указанных источников (основного либо

резервного/вспомогательного), либо одновременно от двух источников. При

этом для нормального функционирования счетчика требуется, чтобы значения

параметров напряжения электропитания хотя бы по одному из входов

электропитания соответствовали приведенным в таблице 7.

Контакт «

» - контакт защитного заземления.

К контактам «Т» и «R» подключаются соответственно интерфейсные

линии связи Ethernet («optics», «оптика»). Интерфейсные линии связи медного

Ethernet («copper», «витая пара») подключаются к разъему 10/100BASE-T.

1.3.1.6 Счетчик обеспечивает проведение измерений при подключении

к трехфазным трехпроводным, трехфазным четырехпроводным и однофазным

двухпроводным сетям и системам электроснабжений. Соответствующие схемы

подключения приведены в приложении В.

Подключение однофазного двухпроводного счетчика выполняется

аналогично подключению по схеме трехфазного четырехпроводного счетчика

при подключении напряжения и тока только фазы А.

ВНИМАНИЕ! ПРИ

2-Х ЭЛЕМЕНТНОМ ПОДКЛЮЧЕНИИ

ТЕХНИЧЕСКИ НЕВОЗМОЖНО ПРОВЕДЕНИЕ ИЗМЕРЕНИЙ ФАЗНЫХ

ЗНАЧЕНИЙ ПАРАМЕТРОВ НАПРЯЖЕНИЯ И МОЩНОСТИ, ПРИ ЭТОМ

ЛИНЕЙНЫЕ (МЕЖФАЗНЫЕ) И СУММАРНЫЕ ТРЕХФАЗНЫЕ ПАРАМЕТРЫ

ВЫЧИСЛЯЮТСЯ И ПРЕДОСТАВЛЯЮТСЯ ЧЕРЕЗ КОММУНИКАЦИОННЫЕ

ИНТЕРФЕЙСЫ В ПОЛНОМ ОБЪЕМЕ И НА ЛИЦЕВОЙ ПАНЕЛИ

СЧЕТЧИКОВ.

1.3.2 Принцип работы

Функциональная структурная схема приведена на рисунке Г.1

приложения Г.

Принцип действия счетчика включает в себя аналого-цифровые

преобразования входных аналоговых сигналов тока и напряжения с

последующей математической и алгоритмической обработкой измеренных

величин. Полученные результаты, включая результаты измерений,

отображаются на экран счетчика (при его наличии), сохраняются во внутренней

памяти счетчика и передаются через коммуникационные интерфейсы счетчика.

1.4 Маркировка

1.4.1 На лицевой панели счетчика приведена маркировка, включающая в

себя:

− обозначение типа счетчика;

− товарный знак предприятия-изготовителя;

− знак утверждения типа согласно ПР 50.2.107-2009;

− единый знак обращения Таможенного союза.

1.4.2 На корпус счетчика также нанесены следующие данные:

− обозначение двойной (усиленной) изоляции;

− обозначение

испытательного

напряжения

изоляции

по

ГОСТ 23217-78;

- номинальные значения измеряемых входных сигналов тока и

напряжения

(частота; действующие значения тока и фазного/линейного

напряжения)

и/или

коэффициенты трансформации измерительных

трансформаторов тока/напряжения, используемых совместно со счетчиком;

- обозначение обеспечиваемых классов точности учета активной и

реактивной электроэнергии и передаточного числа по умолчанию

(установленного предприятием-изготовителем );

− обозначение поддерживаемого счетчиком класса измерений ПКЭ в

соответствии с ГОСТ 30804.4.30-2013 (класс А);

− знак соответствия при обязательной сертификации по

ГОСТ Р 50460-92;

- класс защиты прибора (IP) ??.

Примечание - Установленное по умолчанию передаточное число может

быть изменено в процессе переконфигурирования прибора (осуществляемым,

например, посредством подключения к прибору через Web-интерфейс).

1.4.3 Дата выпуска указывается на корпусе счетчика.

1.4.4 Счетчик, прошедший приемо-сдаточные испытания и первичную

поверку предприятия-изготовителя, имеют клеймо поверителя и клеймо отдела

технического контроля.

1.4.5 При переконфигурировании счетчика, связанного с изменением

диапазонов показаний, разрешается изменять значения соответствующих

коэффициентов трансформации путем корректировки этикетки на корпусе

счетчика, содержащей указанные значения, и внесения необходимых записей в

паспорт счетчика.

При изменении установленных значений необходимо на этикетке и в

паспорте производить отметку, содержащую дату изменения, должность и

подпись ответственного исполнителя.

2 СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ, ИНСТРУМЕНТЫ И ПРИНАДЛЕЖНОСТИ

2.1 Для контроля, регулирования (настройки), выполнения работ по

текущему ремонту должны применяться следующие технические средства:

− установка для проверки электрической прочности изоляции с испыта-

тельным напряжением до 3 кВ синусоидальной формы, частотой 50 Гц, мощно-

стью не менее 0,25 кВ⋅А, погрешностью испытательного напряжения не бо-

лее ± 10 %;

− мегомметр с верхним пределом измерения не менее 100 МОм,

номинальным напряжением 500 В, основной погрешностью не более ± 30 %;

- калибратор переменного тока «Ресурс-К2М»;

- установка поверочная универсальная «УППУ-МЭ 3.1 К-02»;

- преобразователь интерфейса ПИ-3 RS232/RS485;

- устройство сопряжения оптическое УСО-2 с USB-выходом;

- барометр-анероид метеорологический БАММ-1;

- гигрометр-психрометрический ВИТ-2;

- ПЭВМ с операционной системой Windows.

Примечания

1 Испытательное оборудование должно быть аттестовано, средства

измерений поверены и иметь документацию, подтверждающую ее готовность.

2 Допускается использовать другие средства измерений для задания

входных сигналов, если погрешность задания не превышает 1/5 предела

основной погрешности прибора.

3 Допускается использовать средства измерений с погрешностью зада-

ния сигналов, не превышающей 1/3 предела основной погрешности прибора, с

введением контрольного допуска, равного 0,8 от предела основной погрешности

прибора.

4 При эксплуатации счетчиков выполнение работ по техническому

обслуживанию не требуется.

3 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПО НАЗНАЧЕНИЮ

3.1 Меры безопасности

3.1.1 К работам по обслуживанию и эксплуатации счетчиков

допускаются специально подготовленные работники, прошедшие проверку

знаний в объеме, обязательном для данной работы, и имеющие группу по

электробезопасности, предусмотренную действующими правилами охраны

труда при эксплуатации электроустановок

(напряжением до

1000 В) и

изучившие настоящее руководство по эксплуатации.

3.1.2 При работе с счетчиками необходимо пользоваться только

исправным инструментом и оборудованием.

3.1.3 Запрещается:

- эксплуатировать счетчик в режимах, отличающихся от указанных в

настоящем руководстве;

- производить внешние соединения, не сняв все напряжения,

подаваемые на счетчики.

ВНИМАНИЕ! СВЕЧЕНИЕ ХОТЯ БЫ ОДНОГО ИНДИКАТОРА

(ЦИФРОВОГО СЕМИСЕГМЕНТНОГО ИЛИ ЕДИНИЧНОГО) МОЖЕТ

СВИДЕТЕЛЬСТВОВАТЬ О НЕОТКЛЮЧЕННОМ ЭЛЕКТРОПИТАНИИ.

3.1.4 При подключении питающего и резервного напряжений требуется

соблюдать полярность подводящих проводов. При этом в случае источника

электропитания постоянного

(выпрямленного) тока подключение провода

электропитания от «плюса» источника питания следует производить к клемме

«12» («28») разъема электропитания счетчика, а подключение провода питания

от «минуса» источника питания - к клемме «11» («27») разъема электропитания

счетчика.

3.1.5 Перед началом работы с счетчиком контакт защитного заземления

счетчика должен быть подключен к внешнему элементу заземления.

3.2 Подготовка к работе

3.2.1 Счетчик распаковать и убедиться в отсутствии механических

повреждений, целостности светодиодных индикаторов лицевой панели, пломбы

предприятия-изготовителя на счетчике. Ознакомиться с паспортом на счетчик и

проверить комплектность.

Перед началом работы необходимо выдержать счетчик в нормальных

условиях не менее 4 ч.

3.2.2 Приступая к работе с счетчиком необходимо внимательно изучить

все разделы настоящего руководства по эксплуатации.

3.2.3 Порядок установки (монтажа) счетчика

3.2.3.1 Установить счетчик на щит. Крепление счетчика производить в

соответствии с приложением Б. Крепление должно быть выполнено тщательно,

без перекосов. Счетчик фиксируется четырьмя элементами крепления

(входящими в комплект поставки).

Примечание - перед помещением счетчика на щит вышеуказанные

элементы крепления (в случае если они установлены на корпус счетчика)

должны быть предварительно демонтированы.

3.2.3.2 Подключить внешние измерительные и питающие цепи в

соответствии с назначением контактов соединительных разъемов. Схемы

расположения клеммных соединителей и их назначение приведены на рисунке

В.3 приложения В.

3.2.3.3 Для подключения к счетчику внешних измерительных цепей тока

и напряжения и цепей, обеспечивающих подключение счетчика к внешнему

источнику электропитания, используются клеммы барьерного типа,

защищающие от случайного прикосновения.

3.2.3.4 После подключения измерительных цепей напряжения и тока и

цепей электропитания к соответствующим клеммам выполняется подключение

информационных кабелей к разъемам коммуникационных интерфейсов.

3.2.3.5 Подсоединение проводов осуществляется при помощи винтовых

клемм. Сечение проводов, подключаемых непосредственно к клеммам, не

более 2,5 мм².

3.2.3.6 При подключении измерительных и питающих цепей

необходимо соблюдать меры безопасности, изложенные в подразделе

3.1

настоящего руководства.

3.2.3.7 Перед подключением счетчика с помощью фазоуказателя

необходимо проверить порядок чередования фаз напряжений измерительных

цепей.

3.2.3.8 При подключении к трехфазной трехпроводной сети

рекомендуется использовать трехпроводный кабель или три однопроводных

кабеля, подключение необходимо производить к трем клеммным зажимам с

маркировкой фаз А, В, С.

При подключении к трехфазной четырехпроводной сети рекомендуется

использовать четырехпроводный кабель или четыре однопроводных кабеля,

подключение необходимо производить к четырем клеммным зажимам с

маркировкой фаз А, В, С, N.

3.2.3.9 Обязательным требованием при подключении измерительных

цепей счетчика является соблюдение полярности токовых цепей и соответствие

их своему напряжению, а так же порядок чередования фаз напряжений АВС.

Изменение порядка чередования фаз вызывает погрешность вычисления

зависимых от фаз напряжений параметров. Изменение направления тока в

токовой цепи счетчика равноценно изменению угла фазового сдвига на 180°.

3.2.3.10 При прокладке измерительных линий следует выделять их в

самостоятельную трассу

(или несколько трасс) и располагать отдельно от

силовых и других кабелей, создающих высокочастотные и импульсные помехи.

3.2.3.11 Питание к счетчику рекомендуется подводить проводами

минимальной длины. При питании счетчиков от сети переменного тока

подключение цепей питания следует производить к линии, не связанной с

питанием мощного силового оборудования. Напряжение питания, измеренное на

контактах соединительного разъема счетчика, должно соответствовать

значению, указанному в таблице 6.

Рекомендуется устанавливать фильтры сетевых помех в линиях питания

счетчиков.

3.2.3.12 Включить напряжение на участке цепи передачи

электроэнергии, к которой произведено подключение счетчика. Проверить

правильность измерения параметров.

3.2.4 Порядок снятия/замены счетчика

3.2.4.1

Отключить напряжение на участке цепи передачи

электроэнергии, к которой подключен счетчик.

3.2.4.2 Отсоединить все подключенные провода от счетчика.

3.2.4.3 Снять счетчик со щита

(или панели) предварительно убрав

крепление счетчика. В случае замены установить новый счетчик согласно

указанной выше методике.

3.2.5 Подключение информационных кабелей

3.2.5.1 Подключение счетчиков к линиям интерфейса RS485

Подключить провода линий А, В интерфейса RS485 в соответствии с

назначением контактов в соответствии с назначением контактов разъема

интерфейса RS485

(4P4C) на корпусе счетчика согласно таблице

16. При

необходимости провести согласование линии связи подключением

согласующего резистора, руководствуясь рекомендациями по применению

интерфейса RS485.

Таблица 16 - Назначение контактов разъема интерфейса RS485 на корпусе

счетчика

№ контакта

Назначение контакта

1 *

R+ *

R-

T-

T+

* Положение контакта разъема интерфейса с номером 1 (рисунок 1а)

Рисунок 1а - Положение контакта с номером 1

в разъеме интерфейса RS485 на корпусе счетчика

Необходимые параметры интерфейса (сетевой адрес и скорость обмена)

должны быть настроены до установки счетчиков на щит. На щите может быть

проведен контроль установленных параметров или редактирование их с

помощью программы конфигурирования в случае, когда счетчик подключен к

соответствующей сети.

Примечание

- Для сигналов, полученных по интерфейсу, но не

отображаемых счетчиком, проконтролировать значения расчетным путем.

3.2.5.2 Подключение счетчиков по интерфейсу Ethernet

Подключить провода в соответствии с назначением контактов.

В случае интерфейса Ethernet

100BASE-FX («оптика») подключить

соответствующие жилы оптического кабеля Ethernet к разъемам «R» и «T»

интерфейса.

В случае интерфейса Ethernet

10/100BASE-T

(«медь») подключить

кабель витой пары Ethernet с установленным разъемом («вилкой») RJ45 (8P8C) к

разъему интерфейса. Назначение контактов разъема интерфейса

- в

соответствии со спецификацией Ethernet

100BASE-TX

(IEEE

802.3,

Сlause 25.4.3, Table 25-2).

Необходимые параметры интерфейса

(например: сетевой адрес,

скорость обмена) должны быть настроены до установки счетчиков на щит. На

щите может быть проведен контроль установленных параметров или

редактирование их с помощью программы конфигурирования в случае, когда

счетчик подключен к соответствующей сети.

Примечание

- Для сигналов, полученных по интерфейсу, но не

отображаемых счетчиком, проконтролировать значения расчетным путем.

3.3 Режимы работ

3.3.1 Счетчик может функционировать в режимах:

- измерения;

- конфигурирования.

3.3.2 Режим измерения является основным эксплуатационным режимом,

который установлен по умолчанию при включении питания.

В данном режиме счетчик:

- измеряет текущие значения входных величин, вычисляет параметры

трехфазной сети, зависящие от исходных входных величин (в том числе и

данные накопительных итогов электроэнергии), и отображает результат

преобразования на цифровых индикаторах;

- передает информацию о параметрах сети интерфейсным каналам по

запросам или в циклическом режиме.

Перечень отображаемых и передаваемых параметров приведен в

таблице 1.

3.3.3 Режим конфигурирование счетчика

3.3.3.1 При первоначальном внедрении счетчика на месте

предполагаемой эксплуатации (наряду с выполнением монтажа и подключения к

счетчику соответствующих кабелей) должна быть выполнена программная

настройка (конфигурирование) счетчика.

Конфигурирование включает в себя:

− настройку схемы подключения счетчика к первичной измеряемой

сети

(трех-/четырехпроводная схема) и коэффициентов трансформации

первичных измерительных преобразователей напряжения и тока;

− настройку параметров выполнения процесса измерений ПКЭ,

включая: настройку величины согласованного напряжения в соответствии с

ГОСТ 32144-2013, пороговых значений провалов напряжения и перенапряжений;

− настройку параметров подключения устройства к IP-сети (через

Ethernet-порты);

− настройку времени/даты (показаний внутренних часов реального

времени) и параметров синхронизации времени устройства по протоколу NTP;

− настройку коммуникационных сервисов, в частности, параметров

функционирования протокола МЭК 60870-5-104 в устройстве;

− настройку тарифного расписания и параметров профилирования

мощности для функции учета электроэнергии;

− настройку функционирования импульсных испытательных выходов

счетчика.

В процессе эксплуатации счетчика допускается, при необходимости,

выполнять изменение отдельных параметров настройки счетчика

(переконфигурирование). При выполнении данных операций рекомендуется

также руководствоваться приведенными в данном подразделе сведениями.

Выполнение операций конфигурирования счетчика осуществляется

через Web-интерфейс (дополнительные сведения по работе с Web-интерфейсом

счетчика приведены в Приложении Д).

3.3.3.2 Подключение к счетчику через Web-интерфейс (протокол

совместимости ГОСТ Р МЭК 60870-5-104 приведен в приложении Е)

3.3.3.2.1 Для подключения к счетчику через Web-интерфейс необходимо

на локальном или удаленном компьютере, связанным с счетчиком через IP-сеть,

запустить веб-браузер и в адресной строке браузера набрать

«http://xxx.xxx.xxx.xxx», где «xxx.xxx.xxx.xxx» - IP-адрес счетчика.

Примечания:

1 Связь между компьютером и счетчиком может обеспечиваться

прямым подключением компьютера к счетчику посредством одиночного

Ethernet-кабеля

100BASE-FX («оптика»)

(при наличии в устройстве порта

Ethernet 100BASE-FX) или 10BASE-T/100BASE-TX («медь») (при наличии в

устройстве порта Ethernet

10BASE-T/100BASE-TX). При этом в случае

подключения к порту Ethernet

10BASE-T/100BASE-TX не требуется

специального перекрестного

(«crossover») Ethernet-кабеля, т.к. Ethernet-порт

10BASE-T/100BASE-TX счетчика выполнен с поддержкой функции Auto-MDIX

(по IEEE 802.3).

2 Значение IP-адреса счетчика выводятся на лицевую панель счетчика в

соответствующем режиме отображения.

3.3.3.2.2 При вводе в адресной строке браузера корректного IP-адреса

счетчика (на локальном/удаленном компьютере) будет затребован ввод имени

пользователя и пароля. Необходимо в соответствующих полях ввести имя

пользователя

(«admin»,

«manager» или

«user») и пароль для данного

пользователя.

По умолчанию

(при выпуске с предприятия-изготовителя) строка

пароля для соответствующего пользователя совпадает с именем пользователя (в

частности, для пользователя «admin» пароль по умолчанию - «admin», для

пользователя «manager» пароль по умолчанию - «manager», для пользователя

«user» пароль по умолчанию - «user»).

3.3.3.2.3 После ввода корректных имени пользователя и пароля

откроется сеанс связи с счетчиком через Web-интерфейс; при этом экран примет

вид, примерно показанный на рис. Д.1 приложение Д.

После этого можно приступать непосредственно к выполнению

операций конфигурирования.

3.3.3.3 Настройка схемы подключения и коэффициентов

трансформации

Настройка схемы подключения счетчика к первичной измеряемой сети

и коэффициентов трансформации первичных измерительных преобразователей

напряжения и тока производится во вкладке Web-интерфейса «НАСТРОЙКИ»

выбором пункта меню «Настройки подключения». При этом на экран выводится

окно настроек, включающее в себя:

− кнопки выбора схемы подключения счетчика к первичной

измеряемой сети:

1) трехфазная четырехпроводная сеть;

2) трехфазная

трехпроводная сеть; 3) однофазная сеть;

− поля для ввода значений коэффициентов трансформации

измерительных трансформаторов тока и напряжения (в части ввода значений

первичного тока и напряжения).

После выбора необходимой схемы подключения и задания требуемых

значений коэффициентов трансформации необходимо нажать кнопку

«Применить» (расположенную в основной области отображения браузера). При

этом измененные значения настроек будут сохранены в оперативной памяти

счетчика.

Для вступления указанных измененных настроек в силу следует также

сохранить измененные значения настроек в энергонезависимой памяти счетчика

(находясь во вкладке

«НАСТРОЙКИ» Web-интерфейса, перейти в меню

«Сохранение настроек» и в открывшемся окне нажать кнопку «Сохранить

настройки») и перезагрузить устройство.

Для выполнения перезагрузки счетчика следует, находясь во вкладке

«НАСТРОЙКИ» Web-интерфейса, перейти в меню «Перезагрузка устройства» и

в открывшемся окне нажать кнопку «Начать перезагрузку».

Примечание - Процедуры сохранения настроек в энергонезависимой

памяти и перезагрузки счетчика могут быть выполнены после полного

выполнения всех необходимых операции конфигурирования устройства (в том

числе, операций конфигурирования, описанных в последующих пунктах).

3.3.3.4 Настройка параметров измерений ПКЭ

Настройка параметров выполнения процесса измерений ПКЭ

производится во вкладке Web-интерфейса «НАСТРОЙКИ» выбором пункта

меню «Вычисления». При этом на экран выводится окно настроек, включающее

в себя:

− поле для задания величины согласованного напряжения по

ГОСТ 32144-2013;

− поля для ввода пороговых значений провалов напряжения,

прерываний напряжения и перенапряжений.

После ввода требуемых значений величины согласованного напряжения

и пороговых значений провалов напряжения, прерываний напряжения и

перенапряжений необходимо нажать кнопку «Применить» (расположенную в

основной области отображения браузера). При этом измененные значения

настроек будут сохранены в оперативной памяти счетчика.

Для вступления указанных измененных настроек в силу следует также

сохранить измененные значения настроек в энергонезависимой памяти счетчика

и перезагрузить счетчик.

3.3.3.5 Настройка параметров профилирования мощности

Настройка параметров профилирования мощности производится во

вкладке Web-интерфейса

«НАСТРОЙКИ» выбором пункта меню

«Профилирование мощности». При этом на экран выводится окно настроек,

содержащее четыре поля для задания длительностей временных интервалов

профилирования

(усреднения) для каждого из

4-х профилей мощности в

счетчике.

Примечание - В случае задания одинаковых величин длительности

интервала усреднения для двух (или более) профилей мощности информация в

указанных профилях

(об измеренных величинах мощности: усредненной,

максимальной и т.п.) будет дублироваться. В связи с этим, рекомендуется

избегать задания одинаковых длительностей интервалов усреднения для двух

или более профилей.

После ввода необходимых значений длительностей временных

интервалов профилирования необходимо нажать кнопку

«Применить»

(расположенную в основной области отображения браузера). При этом

измененные значения настроек будут сохранены в оперативной памяти счетчика.

Для вступления измененных настроек в силу следует также сохранить

измененные настройки в энергонезависимой памяти счетчика и перезагрузить

счетчик.

3.3.3.6 Настройка параметров тарификации

Настройка параметров тарификации осуществляется во вкладке Web-

интерфейса «НАСТРОЙКИ» выбором пункта меню «Тарификация». При этом

на экран выводится окно настроек, содержащее двенадцать вкладок:

«Сезон 1», «Сезон 2», …, «Сезон 12», где каждая из указанных вкладок служит

для настройки тарифного расписания для соответствующего сезона в счетчике.

При указании на соответствующую вкладку сезона (щелчком мыши по строке

«Сезон <n>», где n = 1, 2, …, 12) на экране открывается текущее тарифное

расписание выбранного сезона.

Тарифное расписание сезона представляет собой совокупность

временных интервалов, на каждом из которых в пределах определенных суток

(один из стандартных дней недели: «Пн», «Вт», «Ср», «Чт», «Пт», «Сб» или

«Вс», или один из двух особых дней: «Особый 1» или «Особый 2») действует

определенный тариф (один из восьми возможных тарифов) счетчика. При этом

на экране Web-интерфейса тарифное расписание сезона показывается в виде

таблицы, где по столбцам указываются тарифы (с 1-ого по 8-ой), а по строкам -

дни соответствующих типов (7 стандартных дней недели + 2 особых дня).

Соответственно, в ячейках вышеуказанной таблицы приводятся временные

интервалы действия соответствующего тарифа в рамках соответствующего типа

дня в формате «HH(s):MM(s)-HH(f):MM(f)», где «HH(s):MM(s)» - значение

астрономического времени начала интервала (час, минута), а «HH(f):MM(f)» -

соответственно, значение астрономического времени окончания интервала (час,

минута) (при этом минута «HH(f):MM(f)» попадает в показываемый временной

интервал полностью, т.е. фактически моментом времени окончания интервала

является отметка времени «HH(f):MM(f)» плюс 1 минута).

В случае если в наименовании (заголовке) вкладки сезона присутствует

фраза «не используется» (напр., «Сезон <n> (не используется)»), указанный

сезон не активен и, соответственно, не используется в текущем тарифном

расписании. Для активации сезона с последующим его использованием в

тарифном расписании необходимо настроить сезон.

Настройка сезона включает в себя следующие операции:

а) задание даты начала сезона (число - месяц) в пределах календарного

года (требование I);

б) настройку тарифного расписания в пределах данного сезона

(требование II).

I. Для задания даты начала сезона необходимо выполнить следующие

действия:

1) Нажать кнопку «Правка» во вкладке соответствующего сезона на

экране; после этого рядом с нажатой кнопкой «Правка» будет выведено меню, в

котором необходимо выбрать пункт «Сезон» (рисунок 2).

Рисунок 2 - Выбор пункта меню «Сезон» в меню «Правка»

для настройки даты начала сезона

2) После выбора пункта меню

«Сезон» в открывшемся диалоге

«Правка сезона № <n>» в поле «Дата начала» следует ввести необходимую дату

в формате «DD.MM» (число месяца, номер месяца (01 - январь, 02 - февраль и

т.д.)). Также в данном диалоге опционально можно ввести наименование сезона

(напр. «Зима», «Лето», и т.п.) в поле «Название». После ввода требуемой даты

начала сезона, а также, при необходимости, наименования сезона, следует

нажать кнопку «OK». При этом дата окончания сезона будет установлена

автоматически по самой ранней дате начала другого активного сезона в

существующем тарифном расписании, либо датой «31.12» (31 декабря) в случае,

если в текущем тарифном расписании нет других активных сезонов.

II. Для настройки тарифного расписания в пределах выбранного сезона

следует:

1) Нажать кнопку «Правка» во вкладке соответствующего сезона на

экране; после этого рядом с нажатой кнопкой «Правка» будет выведено меню, в

котором необходимо выбрать пункт «Расписание»;

2) После выбора пункта меню «Расписание» в открывшемся диалоге

следует:

а) в поле «Типы дней» выбрать перечень типов дней, в которые в

заданном временном интервале будет действовать тариф с выбранным номером.

При этом:

- добавление типа дня в список осуществляется щелчком мыши по

области поля

«Типы дней», свободной от существующих в поле

прямоугольников типов дней (рисунок 3).

- исключение какого-либо типа дня из списка осуществляется нажатием

на кнопку в форме крестика на прямоугольнике типа дня в указанном поле

(рисунок 4);

Рисунок 3 - Иллюстрация к операциям исключения и добавления типа дня

в список типов дней при правке тарифного расписания

Рисунок 4 - Редактирование списка перенесенных дней для настраиваемого сезона

б) задать время начала действия тарифа в формате «HH:MM» (часы,

минуты) в поле «Время начала»;

в) задать время окончания действия тарифа в формате «HH:MM» (часы,

минуты) в поле «Время окончания» (примечание: указанная минута окончания

действия тарифа «HH:MM» будет целиком попадать во временной интервал

действия тарифа, т.е. фактически моментом времени окончания интервала будет

отметка времени «HH:MM» плюс 1 минута);

г) задать номер тарифа (от 1 до 8) в поле «Номер тарифа».

3) По окончанию ввода требуемых параметров следует нажать кнопку

«OK» в диалоге «Правка тарифного расписания сезона № <n>». При этом в

случае корректного ввода вышеуказанных параметров тарифного расписания в

соответствующую ячейку таблицы тарифного расписания настраиваемого

сезона будет добавлен новый временной интервал действия тарифа, а временные

интервалы действия других тарифов в пределах соответствующих типов дней

будут пересчитаны в соответствии с заданными параметрами временного

интервала.

4) Повторить шаги 1 - 3 необходимое число раз для осуществления

исчерпывающей настройки тарифного расписания выбранного сезона.

III. Дополнительно может быть настроен механизм тарификации

электроэнергии по перенесенным, а также особым дням (для нестандартных

дней в пределах года/сезонов, например, праздничных дней).

Для выполнения настройки тарификации электроэнергии в счетчике по

перенесенным дням в пределах выбранного сезона следует:

1) Нажать кнопку «Правка» во вкладке соответствующего сезона на

экране, после этого рядом с нажатой кнопкой «Правка» будет выведено меню, в

котором необходимо выбрать пункт «Перенесенные дни».

2) После выбора пункта меню «Перенесенные дни» будет открыто

диалоговое окно «Правка перенесённых дней сезона № <n>» (рисунок 4), в

котором следует:

а) в поле «Дата» ввести дату перенесенного дня (дата должна быть в

пределах текущего настраиваемого сезона) в формате «DD.MM»;

б) в поле «Тип дня» выбрать тип дня. Допускается выбор как одного из

семи стандартных дней недели («Пн» - «Вс»), так и выбор одного из двух

особых дней («Особый 1» или «Особый 2»). Последнее необходимо в случае,

если тарифный план перенесенного (например, праздничного) дня не совпадает

ни с одним тарифным планом семи стандартных типов дней недели;

в) после окончания ввода требуемых параметров перенесенного дня

следует нажать кнопку

«Добавить» в диалоге «Правка перенесённых дней

сезона № <n>», при этом вновь введенный перенесенный день будет добавлен в

список указанных дней (рисунок 4);

г) в диалоговом окне

«Правка перенесённых дней сезона № <n>»

выполнить операции а)

- в) необходимое число раз для добавления

необходимого количества перенесенных дней в текущий настраиваемый сезон;

д) после завершения добавления необходимого количества

перенесенных дней в сезон следует нажать кнопку «OK» в диалоге «Правка

перенесённых дней сезона № <n>».

Для просмотра списка перенесенных дней для какого-либо сезона

следует выполнить вышеуказанное действие 1), после которого на экран Web-

интерфейса будет выведено диалоговое окно «Правка перенесённых дней сезона

№ <n>», в нижней половине которого будет выведен список перенесенных дней

для указанного сезона.

Для редактирования текущего списка перенесенных дней для

определенного сезона, в частности, для добавления новых перенесенных дней в

список следует выполнить указанную выше последовательность действий по

пунктам 1), 2), 2а) - 2д).

Для удаления перенесенных дней из текущего списка перенесенных

дней необходимо выполнить вышеуказанное действие 1), после которого на

экран Web-интерфейса будет выведено диалоговое окно «Правка перенесённых

дней сезона

№ <n>», в нижней половине которого будет выведен список

перенесенных дней. Удаление перенесенного дня из списка осуществляется

нажатием на кнопку в форме крестика в строке списка, соответствующей

удаляемому дню (рисунок 4).

3.3.3.7 Настройка параметров подключения устройства по Ethernet

Настройка параметров подключения счетчика через Ethernet-порты

(«сетевой порт № 1», «сетевой порт № 2») производится во вкладке Web-

интерфейса «НАСТРОЙКИ» выбором пункта меню «Сетевые настройки». При

этом для каждого Ethernet-интерфейса на экран выводится окно настроек,

включающее в себя:

− кнопки выбора типа назначения счетчику IP-адреса для данного

Ethernet-интерфейса: автоматическое назначение IP-адреса

(по DHCP), либо

назначение адреса вручную пользователем;

− поля для задания вручную пользователем IP-адреса счетчика, маски

подсети и шлюза по умолчанию.

После ввода требуемых параметров подключения счетчика к IP-сети для

каждого Ethernet-интерфейса следует нажать кнопку

«Применить»

(расположенную в основной области отображения браузера). При этом

измененные значения настроек будут сохранены в оперативной памяти

счетчика.

Для вступления указанных измененных настроек в силу следует также

сохранить измененные значения настроек в энергонезависимой памяти счетчика

и перезагрузить счетчик.

3.3.3.8

Настройка текущего времени/даты и параметров

синхронизации счетчика от внешнего источника синхронизации

Настройка времени/даты

(показаний внутренних часов реального

времени) и параметров синхронизации времени счетчика от внешнего источника

производится во вкладке Web-интерфейса «НАСТРОЙКИ» выбором пункта меню

«Дата и время». При этом на экран выводится окно настроек, включающее в себя:

− область окна «Дата и время», включающее в себя поля для задания

новых значений текущего времени и даты, значения часового пояса;

− область окна

«Синхронизация», включающая в себя элементы

интерфейса для настройки типа источника синхронизации (например, NTP-

сервер, PTP-сервер;

«внешний источник синхронизации» - контролирующая

станция телемеханики в соответствии со стандартом ГОСТ Р МЭК 60870,

осуществляющая информационное взаимодействие с счетчиком по протоколу

ГОСТ Р МЭК 60870-5-101/104 и др.), параметров источника синхронизации,

максимально допустимой величины коррекции времени счетчика при

выполнении синхронизации времени счетчика от внешнего источника в

пределах одних суток.

3.3.3.8.1 В области экрана «Дата и время» обеспечивается настройка

показаний внутренних часов реального времени счетчика (показаний даты и

времени часов с точностью до секунд). Указанная настройка осуществляется в

полях «Локальное время (новое значение)» вводом в соответствующих полях

нового значения даты и времени. Для записи на счетчик измененного значения

текущего времени (с соответствующим изменением показаний внутренних часов

счетчика) необходимо нажать кнопку «Применить», расположенную ниже полей

для настройки показаний внутренних часов реального времени счетчика.

Соответственно, измененное значение показаний внутренних часов реального

времени будет отображено в полях «Локальное время (текущее значение)», где

отображается текущее время (показания внутренних часов) счетчика.

Нажатием на кнопку «Время компьютера» на экране Web-интерфейса

выполняется принудительная синхронизация текущих показаний внутренних

часов реального времени счетчика, отображаемых в полях «Локальное время

(текущее значение)», с часами локального компьютера, на котором запущен

данный сеанс связи со счетчиком по Web-интерфейсу

(синхронизация

выполняется с точностью до 1 секунды астрономического времени).

После изменения значений времени/даты счетчика необходимо нажать

кнопку

«Применить»

(расположенную под полями настройки показаний

внутренних часов реального времени счетчика в области экрана «Дата и время»,

т.е. выше области экрана «Синхронизация»). При этом измененные значения

времени/даты счетчика вступят в силу.

3.3.3.8.2 Настройка источника синхронизации времени включает в себя

задание типа источника синхронизации, осуществляемое радио-кнопками:

1) «NTP-клиент»;

2) «PTP-клиент»;

3) «Внешний источник синхронизации»;

4) «Локальные часы реального времени»;

для задания в качестве источника синхронизации, соответственно:

1) внешнего NTP-сервера;

2) внешнего PTP-сервера;

3) контролирующей станции (ПУ) телемеханики в соответствии со

стандартом ГОСТ Р МЭК 60870, при условии, что указанная станция

осуществляет информационное взаимодействия с данным счетчиком как с

контролируемой станцией

(КП) телемеханики через интерфейс Ethernet по

протоколу ГОСТ Р МЭК 60870-5-104 или через интерфейс RS485 (при наличии

указанного интерфейса) по протоколу ГОСТ Р МЭК 60870-5-101;

4) локальных часов реального времени счетчика (примечание: указание

данного типа источника синхронизации времени для счетчика рекомендуется

только в случае, если в сети Ethernet, в которой установлен счетчик, отсутствуют

или недоступны NTP- или PTP-серверы, или отсутствует связь счетчика через

интерфейс Ethernet и/или RS485 с контролирующей станции (ПУ) телемеханики

по протоколам ГОСТ Р МЭК 60870-5-104/101).

В случае задания типа источника синхронизации «NTP-клиент» или

«PTP-клиент» дополнительно требуется задание параметров соответствующего

источника синхронизации (указано ниже).

3.3.3.8.2.1 В случае выбранной NTP-синхронизации для выполнения

настройки источника NTP-синхронизации требуется задать IP-адрес источника

(в поле

«IP-адрес сервера») в формате

«xxx.xxx.xxx.xxx»

(где

«xxx»

соответствующий октет IP-адреса, задаваемый десятичным числом в диапазоне

от 0 до 255).

3.3.3.8.2.2 В случае выбранной PTP-синхронизации настройка

источника синхронизации для счетчика осуществляется в полях «Транспортный

протокол», «Механизм задержки» и «Домен».

Примечание - При включенном в счетчике механизме обеспечения

синхронизации внутреннего времени счетчика от внешнего PTP-источника (при

выбранной кнопке «PTP-клиент») счетчик обеспечивает функционирование в

качестве PTP-устройства типа «ordinary clock» (в соответствии с 6.5.2 стандарта

IEEE 1588-2008) и в режиме «slave clock» (вторичные часы).

3.3.3.8.2.2.1 В поле

«Транспортный протокол» задается тип

транспортного протокола, поверх которого настраиваемым счетчиком

осуществляется прием и передача сообщений по протоколу PTP. При этом для

счетчика допускается возможность выбора протокола UDP

(RFC

768)

(функционирующего поверх протокола IP), либо протокола Ethernet (IEEE 802.3).

3.3.3.8.2.2.2 В поле

«Механизм задержки» задается используемый

счетчиком механизм определения величины задержки при передаче сообщений

по протоколу PTP («peer-to-peer», либо «end-to-end»).

Примечание

- Механизм определения величины задержки согласно

стандарту IEEE 1588-2008 (требование 11.2 указанного стандарта) используется

для определения величины смещения показаний времени вторичных часов

относительно времени первичных часов (PTP-сервера) (на выявленную величину

указанного смещения, в свою очередь, осуществляется коррекция времени

вторичных часов относительно первичных). Выбор механизма

«peer-to-peer»

приводит к тому, что счетчик для определения величины задержки будет

использовать механизм

«peer delay»

(по

11.4 стандарта IEEE

1588-2008

(с

обменом информационными сообщениями Pdelay_Req, Pdelay_Resp протокола

PTP с соседним узлом в сети Ethernet (узлом, к которому счетчик подключен

прямым Ethernet-линком)). При выборе же механизма «end-to-end» счетчик для

определения величины задержки будет использовать механизм «delay request-

response»

(по

11.3 стандарта IEEE

1588-2008 в рамках обмена наборами

информационных сообщений Sync, Delay_Req, Delay_Resp с PTP-сервером).

ВНИМАНИЕ! При выборе механизма задержки следует учитывать

ограничения, предъявляемые стандартом IEEE

1588-2008 на возможность

применения механизма «peer-to-peer», связанные с используемой топологией

сети, поверх которой осуществляется передача информационных сообщений по

протоколу PTP между счетчиком и внешними устройствами

(6.5.1

вышеуказанного стандарта). В частности, для возможности применения

указанного механизма в счетчике требуется, чтобы устройство, находящееся на

другом конце подключенного к счетчику Ethernet-линка, функционировало как

«peer-to-peer

transparent

clock»

(например,

Ethernet-коммутатор

соответствующей функцией), либо как «boundary/ordinary clock» с включенной

поддержкой механизма

«peer delay» на соответствующем порту

(например,

специализированный сервер точного времени). В противном случае,

несоблюдение вышеназванного ограничения может привести к некорректной

работе функции PTP-синхронизации времени в счетчике, начиная от

невозможности обеспечения требуемой точности синхронизации времени

счетчика (в частности, в соответствии с требованиями точности по классу А по

ГОСТ 30804.4.30) вплоть до полной неработоспособности в счетчике функции

PTP-синхронизации времени.

При невозможности использования механизма «peer-to-peer» в счетчике,

в том числе, по вышеуказанным соображениям, взамен механизма «peer-to-peer»

может быть использован механизм «end-to-end».

3.3.3.8.2.2.3 В поле «Домен» в случае необходимости можно изменить

заданный по умолчанию номер домена («0»).

Примечание - Описание возможных для задания значений номера

домена

(«domainNumber») по стандарту IEEE

1588-2008 приведено в

7.1

указанного стандарта.

3.3.3.8.3 Имеется возможность ограничить суммарную величину

коррекции времени в пределах суток в счетчике при использовании механизмов

синхронизации времени.

Для этого соответствующая допустимая величина коррекции времени в

счетчике задается в поле «Предел коррекции за сутки». Значение указанного

поля по умолчанию (указанное значение также является рекомендуемым) -

120 секунд.

ВНИМАНИЕ! При наличии и использовании в счетчике функции

счетчика коммерческого/технического учета электроэнергии не рекомендуется

устанавливать величину поля

«Предел коррекции за сутки» больше, чем

120 секунд, т.к. в противном случае может существенно снижаться точность

функции учета электроэнергии счетчиком.

3.3.3.8.4 После ввода требуемых значений параметров синхронизации

времени счетчика

(в области экрана Web-интерфейса

«Синхронизация

времени») для сохранения изменений значений параметров следует нажать

кнопку «Применить» (расположенную в нижней части области «Синхронизация

времени»экрана Web-интерфейса). При этом измененные значения настроек

вступят в силу.

Примечание

- При нажатии на кнопку

«Применить» измененные

значения параметров сохраняются в оперативной памяти. Для сохранения

указанных настроек в энергонезависимой памяти счетчика (для исключения

пропадания вновь введенных настроек в случае перезагрузки устройства или

пропадании внешнего электропитания) следует, находясь во вкладке

«НАСТРОЙКИ» Web-интерфейса, перейти в меню «Сохранение настроек» и в

открывшемся окне нажать кнопку «Сохранить настройки».

3.3.3.9 Настройка параметров протокола МЭК 60870-5-104

Настройка параметров функционирования в счетчике протокола

МЭК 60870-5-104 производится во вкладке Web-интерфейса «НАСТРОЙКИ»

выбором пункта меню «МЭК 60870-5-104». При этом на экран выводится окно

настроек, включающее в себя:

− кнопку включения/отключения в устройстве функции выдачи

данных измерений внешнему клиенту по протоколу МЭК 60870-5-104 (через

Ethernet-порт счетчика);

− поля для задания параметров передачи данных измерений по

протоколу МЭК 60870-5-104: общий адрес ASDU, параметры таймаутов (t0, t1,

t2, t3), количество неподтвержденных пакетов

(k), количество пакетов

подтверждения (w), максимальная длина ASDU.

Перед выполнением ввода новых значений вышеуказанных параметров

передачи данных по протоколу МЭК 60870-5-104 следует временно отключить

(если это не было сделано ранее) функцию выдачи счетчиком данных по

протоколу МЭК 60870-5-104. Отключение указанной функции производится

нажатием в текущем окне радио-кнопки «Выкл» в строке «Статус». После этого

можно ввести требуемые новые значения параметров передачи счетчиком

данных по протоколу МЭК

60870-5-104. После ввода новых значений

параметров передачи следует нажать кнопку «Применить» (расположенную в

основной области отображения браузера). При этом измененные значения

параметров настройки выдачи данных по протоколу МЭК 60870-5-104 вступят в

силу после повторного включения функции выдачи данных по протоколу

(нажатием радио-кнопки «Вкл» в строке «Статус»).

Примечание

- При нажатии на кнопку

«Применить» измененные

значения параметров настройки функционирования в счетчике протокола

МЭК 60870-5-104 сохраняются в оперативной памяти. Для сохранения

указанных настроек в энергонезависимой памяти счетчика (для исключения

пропадания вновь введенных настроек в случае перезагрузки устройства или

пропадании внешнего электропитания) следует, находясь во вкладке

«НАСТРОЙКИ» Web-интерфейса, перейти в меню «Сохранение настроек» и в

открывшемся окне нажать кнопку «Сохранить настройки».

3.3.3.10 Параметры функционирования счетчика по протоколу

МЭК 61850-8-1

3.3.3.10.1 Общие сведения

Счетчик обеспечивает функционирование в качестве интеллектуального

электронного устройства

(IED) в системах автоматизации подстанций в

соответствии со стандартом МЭК

61850, при этом информационное

взаимодействие с счетчиком обеспечивается по протоколу МЭК 61850-8-1 через

цифровой информационный интерфейс Ethernet счетчика.

При осуществлении информационного взаимодействия с внешними

устройствами по протоколу МЭК 61850-8-1 счетчик функционирует в качестве

сервера. При этом поддерживаются следующие механизмы передачи данных:

чтение данных (polling).

Идентификация счетчика в коммуникационной сети Ethernet системы

автоматизации в соответствии со стандартом МЭК 61850 и информационное

взаимодействие по протоколу МЭК 61850-8-1 с внешними устройствами в системе

автоматизации подстанции обеспечивается через IP-адрес счетчика (настроенный

предварительно в соответствии с 3.3.3.5) и сконфигурированный TCP/IP-порт

(описание настройки номера TCP/IP-порта в соответствии с 3.3.3.8.2).

Более подробные сведения о функционале и коммуникационных

возможностях счетчика в части обеспечения поддержки стандарта МЭК 61850, в

т.ч. в части обеспечения информационного взаимодействия счетчика с

внешними устройствами по протоколу МЭК

61850-8-1, приведены в

приложении Ж.

3.3.3.10.2 Настройка параметров информационного взаимодействия по

протоколу МЭК 61850-8-1

Настройка параметров функционирования в устройстве сервера

МЭК 61850-8-1 производится во вкладке Web-интерфейса

«НАСТРОЙКИ»

выбором пункта меню «МЭК 61850-8-1». При этом на экран Web-интерфейса в

области экрана «Сервис МЭК 61850-8-1» выводится окно настроек параметров

функционирования в счетчике коммуникационного сервиса МЭК 61850-8-1,

включающее в себя:

− кнопку включения/отключения в устройстве функции сервера

МЭК 61850-8-1;

− текстовое поле для задания префикса логического устройства (в

соответствии со стандартом МЭК 61850);

− поле для настройки номера TCP-порта для информационного

взаимодействия по протоколу МЭК 61850-8-1 («Порт TCP/IP») (значение по

умолчанию - «102»).

После введения новых значений конфигурационных параметров сервера

IEC 61850-8-1 необходимо нажать клавишу «Применить» на соответствующей

вкладке WEB-интерфейса и сохранить настройки в энергонезависимую память

счетчика

(«НАСТРОЙКИ»->«СОХРАНЕНИЕ НАСТРОЕК»->«Сохранить

настройки»). Новые параметры применятся после перезагрузки устройства.

Примечание

- При нажатии на кнопку

«Применить» измененные

значения параметров настройки функционирования в устройстве протокола

МЭК 61850-8-1 сохраняются в оперативной памяти. Для сохранения указанных

настроек в энергонезависимой памяти счетчика (для исключения пропадания

вновь введенных настроек в случае перезагрузки устройства или пропадании

внешнего электропитания) следует, находясь во вкладке «НАСТРОЙКИ» Web-

интерфейса, перейти в меню «Сохранение настроек» и в открывшемся окне

нажать кнопку «Сохранить настройки».

3.3.3.11 Настройка импульсных (испытательных) выходов

Настройка в счетчике импульсных выходов производится во вкладке

Web-интерфейса «НАСТРОЙКИ» при выборе пункта меню «Испытательные

выходы». При этом на экран выводится окно для настройки испытательных

выходов № 1, № 2, № 3 и № 4 счетчика.

Для каждого из четырех импульсных выходов счетчика обеспечивается

возможность настройки:

− типа величины электрической энергии

(активная/реактивная

энергия, в прямом или обратном направлении, по основной гармонике или

суммарно по всему спектру с учетом гармоник);

− постоянной счетчика (для вышеуказанной величины измеряемой

электрической энергии для данного импульсного выхода).

Тип величины электрической энергии задается выбором из списка в

поле

«Параметр» в соответствующей области экрана WEB-интерфейса

(«Испытательный выход

№1»

… «Испытательный выход

№4») для

испытательного выхода с соответствующим номером. Обеспечивается

возможность выбора одной из восьми возможных величин электроэнергии (все

выбираемые величины электроэнергии полагаются трехфазными).

Постоянная счетчика для соответствующего импульсного выхода

задается в поле

«Постоянная счетчика» в соответствующей области экрана

WEB-интерфейса (в области «Испытательный выход №1», «Испытательный

выход №2», «Испытательный выход №3» или «Испытательный выход №4»).

При этом постоянная счетчика задается в единицах количества импульсов на

киловатт-час или количества импульсов на киловар-час энергии

(соответственно:

«имп./.кВт*ч» или

«имп./квар*ч»). Значение постоянной

счетчика по умолчанию для каждого из четырех испытательных выходов -

1 000 000 (10⁶)).

После ввода требуемых значений параметров настройки испытательных

выходов прибора следует нажать кнопку

«Применить»

(расположенную в

основной области отображения браузера). При этом измененные значения

настроек будут сохранены в оперативной памяти прибора.

Для вступления указанных измененных настроек в силу следует также

сохранить измененные значения настроек в энергонезависимой памяти прибора

и перезагрузить прибор.

3.4 Порядок работы

3.4.1 Подать питание на счетчик, на несколько секунд загораются

единичные светодиодные индикаторы, расположенные на лицевой панели

счетчика в верхнем правом углу, затем загораются остальные единичные и

цифровых индикаторы.

3.4.2 Выдержать счетчик в течение времени установления рабочего

режима (30 мин).

Выбрать необходимый режим вывода на цифровые индикаторы

отображаемых параметров.

3.4.3 Подать входные сигналы на счетчик.

3.4.4 На цифровых индикаторах должны отображаться значения,

соответствующие входным сигналам, текущему окну отображения и

сконфигурированному диапазону показаний.

3.5 Работа с лицевой панелью счетчика

3.5.1 Общие сведения

Лицевая панель счетчика предназначена для обеспечения визуального

отображения персоналу электроустановки текущих измеряемых значений

параметров режима электрической сети и параметров режима электрического

присоединения, на котором установлен счетчик, отображения текущих

измеряемых счетчиком значений ПКЭ, отображение текущих показаний

счетчиков активной/реактивной энергии (накопительных итогов) счетчика по

отдельным тарифам и др.

Отображение значений измеряемых параметров и ПКЭ (а также показаний

счетчиков активной/реактивной энергии) обеспечивается посредством LED-

индикаторов, размещенных на лицевой панели счетчика (в том числе, посредством

цифровых семисегментных и точечных LED-индикаторов).

3.5.2 Лицевая панель счетчиков

3.5.2.1 Человеко-машинный интерфейс (ЧМИ) лицевой панели счетчика

включает в себя:

1) Блок из восьми семисегментных цифровых LED-индикаторов,

предназначенный для отображения текущей величины накопительного итога

счетчика электроэнергии по выбранному виду электроэнергии и выбранному

тарифу (рисунок 5) (далее - основной блок индикаторов);

2) Одиночный цифровой семисегментный LED-индикатор

- для

отображения номера выбранного тарифа (рисунок 5);

3) Три кнопки, две из которых предназначены для выбора

режима/подрежима отображения информации на лицевой панели прибора

(рисунок 5), а третья (рисунок 6) - для включения режима ИБ-блокировки

прибора;

4) Набор одиночных светодиодных индикаторов (включая индикаторы:

«ПИТ₁», «ПИТ₂», «L₁», «L₂», «L₃», «ОК», «СВ», «ИБ», «E₁», «E₂», «S₁», «S₂»,

«k», «M», «СЧЕТ», «СБОЙ», «A₊», «A_-», «R₊», «R_-», «f», «U», «I», «PF», «P»,

«Q», «S», «N», «ДТ», «ВР», «IP₁», «IP₂»; индикаторы квадранта электроэнергии

«I»,

«II»,

«III»,

«IV»; индикаторы в области

«НАГРУЗКА» - три группы

индикаторов вида «<фаза> : 25%», «50%», «75%», «100%», «125%» для каждой

из трех фаз (<фаза> = «A», «B» или «С»); индикаторы «ABC», «A», «B», «C»).

3.5.2.2 Режимы отображения

Счетчик имеет 16 основных режимов отображения информации на

лицевой панели. Выбор режима отображения осуществляется двумя кнопками

переключения режима, расположенными на лицевой панели справа (далее -

«Кнопка 1» и «Кнопка 2»). Для сигнализации текущего выбранного режима

отображения используются точечные LED-индикаторы: «A₊», «A_-», «R₊», «R_-

», «f», «U», «I», «PF», «P», «Q», «S», «N», «ДТ», «ВР», «IP₁», «IP₂». В каждом из

указанных режимов в основном блоке индикаторов на лицевой панели

отображается соответствующая величина выбранного накопительного итога по

электроэнергии, либо величина другого измеряемого прибором электрического

параметра, либо другая справочная величина. Описание вышеуказанных

режимов отображения приведено в таблице 17.

Таблица 17

Сигнализи-

№

рующий

Возможность

режи-

индикатор

Описание режима отображения

перехода в

ма п/п

(на лиц.

подрежимы

панели)

Отображение накопительного итога активной

1) Выбор фазы:

отданной энергии (прямое направление).

фаза (A, B, C) или

суммарно по 3-м

Фаза и тариф отображаемой величины зависят,

фазам («ABC»).

соответственно, от фазы и тарифа, установленных в

подрежимах «выбор фазы» и «выбор тарифа». По

2) Выбор тарифа.

умолчанию - отображается накопительный итог

«A₊»

суммарно по 3-м фазам и суммарно по всем тарифам.

Примечание: Размерность («k»/«M») отображаемой

величины накопительного итога и кол-во знаков

после запятой конфигурируются в приборе (через

Web-интерфейс прибора либо посредством ПО

«Конфигуратор ЩМК»).

Отображение накопительного итога активной

1) Выбор фазы:

принятой энергии (обратное направление).

фаза (A, B, C) или

суммарно по 3-м

Фаза и тариф отображаемой величины зависят,

фазам («ABC»).

соответственно, от фазы и тарифа, установленных в

подрежимах «выбор фазы» и «выбор тарифа». По

2) Выбор тарифа.

умолчанию - отображается накопительный итог

«A_-»

суммарно по 3-м фазам и суммарно по всем тарифам.

Примечание: Размерность («k»/«M») отображаемой

величины накопительного итога и кол-во знаков

после запятой конфигурируются в приборе (через

Web-интерфейс прибора либо посредством ПО

«Конфигуратор ЩМК»).

Отображение накопительного итога реактивной

1) Выбор фазы:

отданной энергии (прямое направление).

фаза (A, B, C) или

суммарно по 3-м

Фаза и тариф отображаемой величины зависят,

фазам («ABC»).

соответственно, от фазы и тарифа, установленных в

подрежимах «выбор фазы» и «выбор тарифа». По

2) Выбор тарифа.

умолчанию - отображается накопительный итог

«R₊»

суммарно по 3-м фазам и суммарно по всем тарифам.

Примечание: Размерность («k»/«M») отображаемой

величины накопительного итога и кол-во знаков

после запятой конфигурируются в приборе (через

Web-интерфейс прибора либо посредством ПО

«Конфигуратор ЩМК»).

Продолжение таблицы 17

Сигнализи-

рующий

№

Возможность

индикатор

режи-

Описание режима отображения

перехода в

(на лиц.

ма п/п

подрежимы

панели)

Отображение накопительного итога реактивной

1) Выбор фазы:

принятой энергии (обратное направление).

фаза (A, B, C) или

суммарно по 3-м

Фаза и тариф отображаемой величины зависят,

фазам («ABC»).

соответственно, от фазы и тарифа, установленных в

подрежимах «выбор фазы» и «выбор тарифа». По

2) Выбор тарифа.

умолчанию - отображается накопительный итог

«R_-»

суммарно по 3-м фазам и суммарно по всем тарифам.

Примечание: Размерность («k»/«M») отображаемой

величины накопительного итога и кол-во знаков

после запятой конфигурируются в приборе (через

Web-интерфейс прибора либо посредством ПО

«Конфигуратор ЩМК»).

Отображение действующего значения частоты

(нет)

напряжения измеряемой сети в герцах.

«f»

Кол-во знаков после запятой отображаемой величины

- 2 (фиксированное).

Отображение действующего значения фазного

1) Выбор фазы:

напряжения.

фаза (A, B, C).

Фаза отображаемой величины зависит от фазы,

установленной ранее при переходе в подрежим

«выбор фазы». По умолчанию - отображается

величина по фазе A.

Кол-во знаков после запятой - 3 (фиксированное).

«U»

Размерность отображаемой величины («В»/«кВ» - см.

ниже примечание) динамически переключается с «В»

на «кВ» при превышении отображаемого значения

999.999. Переключение в обратную сторону (с «кВ»

на «В») происходит при снижении отображаемого

значения ниже 0.999^+0.0005.

Примечание: Размерность «кВ» (киловольты) - при

зажженном индикаторе «k» на лицевой панели.

Размерность «В» (единицы вольт) - если индикаторы

«k» и «M» не горят.

Продолжение таблицы 17

Сигнализи-

рующий

№

Возможность

индикатор

режи-

Описание режима отображения

перехода в

(на лиц.

ма п/п

подрежимы

панели)

Отображение действующего значения фазного тока.

1) Выбор фазы:

фаза (A, B, C).

Фаза отображаемой величины зависит от фазы,

установленной ранее при переходе в подрежим

«выбор фазы». По умолчанию - отображается

величина по фазе A.

Кол-во знаков после запятой - 3 (фиксированное).

Размерность отображаемой величины («А»/«кА» -

«I»

см. ниже примечание) динамически переключается с

«А» на «кА» при превышении отображаемого

значения 999.999. Переключение в обратную сторону

(с «кА» на «А») происходит при снижении

отображаемого значения ниже 0.999^+0.0005.

Примечание: Размерность «кА» (килоамперы) - при

зажженном индикаторе «k» на лицевой панели.

Размерность «А» (амперы) - если индикаторы «k» и

«M» не горят.

Отображение действующего значения коэффициента

1) Выбор фазы:

активной мощности.

фаза (A, B, C) или

Фаза отображаемой величины коэффициента

суммарно по 3-м

активной мощности зависит от фазы, установленной

фазам («ABC).

«PF»

ранее при переходе в подрежим «выбор фазы». По

умолчанию - отображается величина коэффициента

активной мощности суммарно по 3-м фазам.

Кол-во знаков после запятой - 3 (фиксированное).

Отображение действующего значения активной

1) Выбор фазы:

мощности.

фаза (A, B, C) или

Фаза отображаемой величины зависит от фазы,

суммарно по 3-м

установленной ранее при переходе в подрежим

фазам («ABC).

«выбор фазы». По умолчанию - отображается

величина суммарно по 3-м фазам.

Кол-во знаков после запятой - 3 (фиксированное).

Размерность отображаемой величины

(«Вт»/«кВт»/«МВт» - см. ниже примечание)

динамически переключается с «Вт» на «кВт» и с

«P»

«кВт» на «МВт» при превышении отображаемого

значения 999.999. Переключение в обратную сторону

(с «МВт» на «кВт» и с «кВт» на «Вт») происходит

при снижении отображаемого значения ниже

0.999^+0.0005.

Примечание: Размерность «МВт» - при зажженном

индикаторе «M» на лицевой панели. Размерность

«кВт» (киловатты) - при зажженном индикаторе «k»

на лицевой панели. Размерность «Вт» (единицы ватт)

- если индикаторы «k» и «M» не горят.

Продолжение таблицы 17

Сигнализи-

рующий

№

Возможность

индикатор

режи-

Описание режима отображения

перехода в

(на лиц.

ма п/п

подрежимы

панели)

Отображение действующего значения реактивной

1) Выбор фазы:

мощности.

фаза (A, B, C) или

суммарно по 3-м

Фаза отображаемой величины зависит от фазы,

фазам («ABC).

установленной ранее при переходе в подрежим

«выбор фазы». По умолчанию - отображается

величина суммарно по 3-м фазам.

Кол-во знаков после запятой - 3 (фиксированное).

Размерность отображаемой величины

(«вар»/«квар»/«Мвар» - см. ниже примечание)

динамически переключается с «вар» на «квар» и с

«Q»

«квар» на «Мвар» при превышении отображаемого

значения 999.999. Переключение в обратную сторону

(с «Мвар» на «квар» и с «квар» на «вар») происходит

при снижении отображаемого значения ниже

0.999^+0.0005.

Примечание: Размерность «Мвар» (мегавольтампер

реактивный) - при зажженном индикаторе «M» на

лицевой панели. Размерность «квар»

(киловольтамперы реактивные) - при зажженном

индикаторе «k» на лицевой панели. Размерность

«вар» (вольтамперы реактивные) - если индикаторы

«k» и «M» не горят.

Отображение действующего значения полной

1) Выбор фазы:

мощности.

фаза (A, B, C) или

суммарно по 3-м

Фаза отображаемой величины зависит от фазы,

фазам («ABC).

установленной ранее при переходе в подрежим

«выбор фазы». По умолчанию - отображается

величина суммарно по 3-м фазам.

Кол-во знаков после запятой - 3 (фиксированное).

Размерность отображаемой величины

(«ВА»/«кВА»/«МВА» - см. ниже примечание)

«S»

динамически переключается с «ВА» на «кВА» и с

«кВА» на «МВА» при превышении отображаемого

значения 999.999. Переключение в обратную сторону

(с «МВА» на «кВА» и с «кВА» на «ВА») происходит

при снижении отображаемого значения ниже

0.999^+0.0005.

Примечание: Размерность «МВА» (мегавольтампер)

- при зажженном индикаторе «M» на лицевой

панели. Размерность «кВА» (киловольтамперы) - при

зажженном индикаторе «k» на лицевой панели.

Размерность «ВА» (вольтамперы) - если индикаторы

«k» и «M» не горят.

Окончание таблицы 17

Сигнализи-

рующий

№

Возможность

индикатор

режи-

Описание режима отображения

перехода в

(на лиц.

ма п/п

подрежимы

панели)

Величина постоянной счетчика имп./кВт (имп./квар,

(нет)

«N»

имп./кВА) по 1-му испытательному выходу счетчика

«ДТ»

Дата в формате ГГГГ.ММ.ДД (время локальное)

(нет)

Локальное время в формате HH.MM.SS (по 24-х

(нет)

«ВР»

часовой шкале)

IP-адрес первого интерфейса Ethernet прибора в

(нет)

«IP₁»

формате HEX: XX.XX.XX.XX (например

С0.А8.00.64)

IP-адрес второго интерфейса Ethernet прибора в

(нет)

«IP₂»

формате HEX: XX.XX.XX.XX (например

С0.А8.00.64)

3.5.2.3 Подрежимы выбора фазы и тарифа

3.5.2.3.1 В отдельных режимах отображения из числа вышеуказанных

имеется возможность перехода в:

- подрежим выбора фазы; в указанном режиме устанавливается фаза

электрической сети (A, B, C), к которой относится величина, отображаемая на

основном блоке индикаторов (далее - подрежим «выбор фазы»);

- подрежим выбора тарифа, к которому относится отображаемая на

основном блоке индикаторов величина накопительного итога по электроэнергии

(далее - подрежим «выбор тарифа»).

Переход в подрежимы «выбор фазы» и/или «выбор тарифа» из текущего

режима отображения осуществляется одновременным нажатием кнопок

«Кнопка 1» и «Кнопка 2» на лицевой панели.

Возможность перехода в соответствующие подрежимы для каждого

отдельного режима отображения на лицевой панели описана в таблице 17.

3.5.2.3.2 В режимах отображения, обеспечивающих возможность

перехода как в подрежим «выбор фазы», так и в подрежим «выбор тарифа»

(режимы отображения «A₊», «A_-», «R₊» и «R_-») при первом одновременном

нажатии кнопок «Кнопка 1» и «Кнопка 2» сначала осуществляется переход из

текущего режима отображения в подрежим «выбор фазы» (при этом начинает

мигать один из точечных LED-индикаторов «ABC», «A», «B» или «C» на

лицевой панели). Последующее одновременное нажатие кнопок «Кнопка 1» и

«Кнопка 2» переводит прибор в подрежим «выбор тарифа» (при этом начинает

мигать одиночный цифровой семисегментный индикатор отображения

выбранного тарифа на лицевой панели). Третье последующее нажатие

одновременно кнопок

«Кнопка 1» и

«Кнопка 2» возвращает прибор из

подрежима «выбор тарифа» в текущий режим отображения.

В режимах отображения, обеспечивающих возможность перехода

только в подрежим «выбор фазы» (режимы отображения «U», «I», «PF», «P»,

«Q» и

«S») при первом одновременном нажатии кнопок

«Кнопка 1» и

«Кнопка 2» осуществляется переход из текущего режима отображения в

подрежим «выбор фазы» (при этом начинает мигать один из точечных LED-

индикаторов «ABC», «A», «B» или «C» на лицевой панели). Последующее

одновременное нажатие кнопок «Кнопка 1» и «Кнопка 2» возвращает прибор из

подрежима «выбор фазы» в текущий режим отображения.

Примечание - При нахождении в любом из подрежимов действует

таймер бездействия пользователя 60 сек. По истечению данного интервала

времени происходит автоматический возврат из подрежимов выбора в текущий

режим отображения лицевой панели.

3.5.2.3.3 В подрежиме «выбор фазы» выбор фазы электрической сети, к

которой относится величина, которая в последствии будет отображаться на

основном блоке индикаторов лицевой панели прибора, осуществляется

посредством последовательных одиночных нажатий

«Кнопки 1» или

«Кнопки 2» на лицевой панели. Текущая выбранная фаза при этом отображается

соответствующим мигающим точечным LED-индикатором («ABC», «A», «B»

или «C»)

(см. рисунок

10). Индикатор

«ABC» при этом сигнализирует о

выбранной для отображения величине «суммарно по фазам» (накопительного

итога по электроэнергии - «A₊», «A_-», «R₊», «R_-», коэффициента активной

мощности - «PF» или текущей измеряемой мощности - «P», «Q» или «S»).

Индикаторы «A», «B» или «C» сигнализируют о соответствующей выбранной

фазе электрической сети, по которой в последующем будут отображаться

измеряемые величины на основном блоке индикаторов.

По выходу из подрежима «выбор фазы» (одновременным нажатием

кнопок «Кнопка 1» и «Кнопка 2», либо по таймауту) текущая выбранная фаза

запоминается счетчиком и используется в последствии при отображении

измеряемых величин в соответствующих режимах отображения (в частности, в

режимах «A₊», «A_-», «R₊», «R_-» «U», «I», «PF», «P», «Q» и «S» - таблица 17).

Примечание - В случае, если в подрежиме «выбор фазы» было выбрано

отображение измеряемой величины

«суммарно по фазам»

(«ABC»), то в

последующем в режимах отображения «U» и «I» («отображение действующего

значения фазного тока») лицевой панели в основном блоке индикаторов лицевой

панели будет отображаться соответствующая величина по фазе A счетчика.

3.5.2.3.4 В подрежиме

«выбор тарифа» выбор тарифа, к которому

относится величина накопительного итога электроэнергии, которая в

последоствии будет отображаться на основном блоке индикаторов лицевой

панели счетчика, осуществляется посредством последовательных одиночных

нажатий «Кнопки 1» или «Кнопки 2» на лицевой панели. Текущий выбранный

тариф при этом отображается соответствующим одиночным цифровым

семисегментным LED-индикатором на лицевой панели. Отображаемое на

индикаторе значение

«0» соответствует отображению на основном блоке

индикаторов величины накопительного итога электроэнергии суммарно по всем

тарифам. Отображаемое на индикаторе значение от «1» до «8» соответствует

отображению на основном блоке индикаторов величины накопительного итога

электроэнергии по тарифу с соответствующим номером (от 1 до 8-ми).

По выходу из подрежима «выбор тарифа» (одновременным нажатием

кнопок «Кнопка 1» и «Кнопка 2», либо по таймауту) текущий выбранный тариф

запоминается счетчиком и используется при отображении величин

накопительных итогов электроэнергии в соответствующих режимах

отображения (в режимах «A₊», «A_-», «R₊» и «R_-» - таблица 17).

Счётчики электрической энергии многофункциональные ЩМК120СП. Руководство по эксплуатации 0ПЧ.140.339 РЭ - часть 1