Интеллектуальные приборы учета электроэнергии РиМ 184.01

Назначение

Интеллектуальные приборы учета электроэнергии РиМ 184.01 (далее - ИПУЭ) являются специальными многофункциональными измерительными приборами, предназначенными для измерения потребления активной и реактивной электрической энергии, мощности - активной, реактивной и полной, а также для измерения параметров электроэнергии и её качества. ИПУЭ предназначены для установки непосредственно на шинах трансформаторных подстанций на стороне 0,4 кВ. При учете потребления электрической энергии ИПУЭ заменяют собой информационно-измерительные комплексы точек учета электрической энергии (ИИК): измерительный трансформатор тока и подключенный к его вторичной обмотке счетчик электрической энергии.

ИПУЭ выполняют измерение следующих видов энергий:

- активной энергии по модулю (потарифно, суммарно);

- реактивной энергии прямого и обратного направления (экспортируемой и импортируемой) (не тарифицируется).

ИПУЭ выполняют измерение следующих параметров электроэнергии: среднеквадратических значений напряжения, частоты сети, а также измерение среднеквадратических значений силы тока, измерение коэффициента реактивной мощности цепи tgф, коэффициента мощности cos ф, удельной энергии потерь в цепях тока.

ИПУЭ оснащены интерфейсом RF (радиоканал) для подключения к информационным сетям автоматизированных систем учета электроэнергии (АС) и предназначены для эксплуатации как автономно, так и в составе АС.

Описание

Принцип действия ИПУЭ основан на цифровой обработке аналоговых входных сигналов тока и напряжения при помощи специализированных микросхем с встроенным АЦП. Цифровые сигналы, пропорциональные мощности (активной и реактивной), току и напряжению, обрабатывается микроконтроллером. По полученным значениям мгновенной мощности формируются накопленные значения количества потребленной электрической энергии, в том числе по каждому тарифу (активной - по модулю, реактивной - с учетом направления).

В качестве датчика тока в ИПУЭ использован шинный измерительный трансформатор тока в специальном режиме - в режиме короткозамкнутой вторичной обмотки.

Количество тарифов и тарифное расписание ИПУЭ задаются встроенным тарификатором, имеющим часы реального времени (далее ЧРВ). Количество тарифов, тарифное расписание, а также перечень измеряемых и служебных величин, выводимых на дисплей ИПУЭ, доступны для установки и корректировки дистанционно или непосредственно на месте эксплуатации ИПУЭ по интерфейсу RF (см. таблицу 3).

ИПУЭ ведут журналы, в которых накапливается измерительная и служебная информация (результаты самодиагностики, время включения и выключения, корректировки служебных параметров, время фиксации максимальной средней активной мощности, значений измеряемых величин на расчетный день и час (РДЧ) и др.).

Интерфейс RF предназначен как для считывания информации с ИПУЭ (измерительной информации - данных о потреблении электроэнергии, в том числе потарифно, других измеряемых величин и служебных параметров), так и для конфигурирования ИПУЭ (т.е. задания тарифного расписания, задания параметров адресации по RF и других служебных параметров).

Интерфейс RF ИПУЭ соответствует требованиям электромагнитной совместимости ГОСТ Р 52459.3 - 2009 для устройств группы 1, класс 1.

При работе ИПУЭ в автономном режиме для считывания информации и конфигурирования ИПУЭ по интерфейсу RF (с учетом функциональных возможностей интерфейса, см. таблицу 3) предназначен терминал мобильный РиМ 099.01 (далее - МТ), представляющий собой персональный компьютер (ноутбук) с комплектом аппаратных средств для подключения интерфейса RF ИПУЭ и соответствующих программных продуктов. Считывание информации и конфигурирование ИПУЭ по интерфейсу RF выполняются с использованием программы Crowd_Pk.exe. Информация, считанная с ИПУЭ (значения измеряемых величин, заводские номера, параметры адресации и другие служебные параметры), отображается на мониторе МТ в рабочем окне программы.

При работе ИПУЭ в составе АС считывание информации ИПУЭ и конфигурирование выполняются при помощи специализированных устройств АС, например, маршрутизатора каналов связи РиМ 099.02.

Измерительная информация ИПУЭ недоступна для корректировки при помощи внешних программ, в том числе при помощи программы конфигурирования, и сохраняется в энергонезависимой памяти не менее 30 лет при отсутствии напряжения питания.

ИПУЭ выполняют фиксацию показаний на заданный произвольный момент времени (режим Стоп-кадр, СК). Эти данные доступны для считывания по интерфейсу RF ИПУЭ.

Дисплей ИПУЭ выполнен на базе жидкокристаллического индикатора. На дисплей выводятся значения потребленной энергии, в том числе по каждому тарифу, текущей мощности, а также символы, позволяющие идентифицировать режим работы и показания ИПУЭ по каждому тарифу. Данные выводятся на дисплей в автоматическом режиме, перечень параметров для индикации задается программно при конфигурировании ИПУЭ.

Основные характеристики ИПУЭ приведены в таблице 1.

Таблица 1

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

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

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

S = SQRT (P 2 + Q 2),                               (1)

где Р - текущее значение активной мощности, Вт;

Q - текущее значение реактивной мощности, вар;

S - текущее значение полной мощности, ВА;

SQRT - функция, возвращающая квадратный корень числа.

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

Т

Ринт= 1/Т х I Ртек dt,                              (2)

0

где Ринт - расчетное значение средней активной мощности;

Ртек - измеренное значение текущей активной мощности, Вт;

Т - значение программируемого интервала.

Максимальное значение средней активной мощности на программируемом интервале в текущем отчетном периоде (текущая максимальная интервальная - Ринт макс) определяется как максимальное значение из зафиксированных значений Ринт за текущий месяц.

Максимальное значение средней активной мощности за прошедщий отчетный период (максимальная интервальная мощность на РДЧ - Ррдч) определяется как максимальное значение из зафиксированных значений Ринт за прошедший месяц.

Коэффициент реактивной мощности цепи tg ф определяется по формуле tg Ф = |Q| / |Р|,                                      (3)

где   tg ф расчетное значение коэффициента реактивной мощности цепи;

Q - измеренное значение текущей реактивной мощности, вар;

P - измеренное значение текущей активной мощности, Вт.

Коэффициент мощности cosф определяется по формуле

cos Ф = Р / SQRT (P2 + Q2),               (4)

где   cos Ф -расчетное значение коэффициента мощности;

Q - измеренное значение текущей реактивной мощности, вар;

P - измеренное значение текущей активной мощности, Вт.

Удельная энергия потерь в цепях тока определяется по формуле

T

Wyg= (10-3/3600) х J (I 2) dt ,               (5)

0

где   Wyg - расчетное значение удельной энергии потерь в цепях тока, кА 2 ч;

I - действующее (среднеквадратическое) значение тока с интервалом интегрирования

1 с;

T - время работы ИПУЭ, с.

Функциональные возможности ИПУЭ:

а) измерение активной энергии (без учета направления):      -суммарной;

-потарифно;

б) измерение реактивной энергии (с учетом направления);

в) измерение активной мощности с периодом интегрирования 1 с (текущей активной мощности, без учета направления (по модулю));

г) измерение реактивной мощности с периодом интегрирования 1 с (текущей реактивной мощности, с учетом направления);

д) измерение полной мощности;

е) измерение среднеквадратического (действующего) значения тока *;

ж) измерение среднеквадратического (действующего) значения напряжения*;

з) измерение удельной энергии потерь в цепи тока*;

и) измерение частоты сети;

Примечание * Время интегрирования значений (период измерения) напряжений, токов, мощностей составляет 1 секунду (50 периодов сетевого напряжения).

к) определение расчетных величин:

- коэффициента мощности cos ф;

- коэффициента реактивной мощности цепи tg ф;

- средней активной мощности с интервалом интегрирования от 1 до 60 минут (текущая пиковая мощность);

- максимальной средней активной мощности на месячном интервале, т.е. на РДЧ (максимальная пиковая мощность на РДЧ);

л) синхронизация ЧРВ и корректировка тарифного расписания по интерфейсу RF (см. таблицу 2);

м)   ведение журналов:

- ежемесячный - не менее 48 записей (по активной энергии суммарно и потарифно на РДЧ ,

по реактивной энергии (импорт и экспорт) на РДЧ, по удельной энергии потерь в цепи тока на РДЧ, Ррдч);

- ежедневный - не менее 183 записей (по активной энергии суммарно и потарифно, по

реактивной энергии (импорт и экспорт), по удельной энергии потерь в цепи тока на РДЧ, Ринт макс);

- профилей нагрузки - не менее 8192 записей. В профиль нагрузки включены: активная

э нергия суммарно по 8 тарифам, реактивная энергия (импорт, экспорт);

- журналов событий (не менее 1024 записей), в том числе:

- событий по tg ф - не менее 256 записей;

- качества сети - не менее 256 записей (отклонения напряжения от номинального

з начения по ± 5 %, ± 10 %, отклонения частоты ± 0,2 Гц, ± 0,4 Гц);

- коррекций - не менее 256 записей (изменение группы, адреса, синхронизация ЧРВ,

Р ДЧ, параметров тарифного расписания, праздничных дней и переносов);

- включения/выключения - не менее 256 записей.

События в журналах фиксируются с привязкой к дате/времени.

н)   выполнение самодиагностики - ИПУЭ формируют и передают код режима работы

(статус), отражающий наличие нарушения режима работы (неисправность или остановка ЧРВ и др). События, связанные с изменением статуса, регистрируются в журнале включе-ний/отключений с указанием времени события;

о)   сохранение данных:   - текущего суммарного потребления энергии;

- суммарного потребления энергии на РДЧ;

- текущего потребления энергии потарифно;

- потребления энергии потарифно на РДЧ;

- максимальной пиковой мощности на РДЧ;

- журналов;

п)   считывание данных по интерфейсу RF (см. таблицу 3):

р)   тарификатор ИПУЭ поддерживает:

- до 8 тарифов;

- до 256 тарифных зон;

- переключение по временным тарифным зонам;

- возможность отдельного учета при превышении установленного порога мощности;

- возможность автоперехода на летнее/зимнее время;

- календарь выходных и праздничных дней;

- перенос рабочих и выходных дней.

Таблица 3 - Функциональные возможности интерфейса RF ИПУЭ

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

ИПУЭ выполнены в пластмассовом герметичном корпусе, степень защиты оболочек IP 54 по ГОСТ 14254-96. Корпус ИПУЭ пломбируется пломбой поверителя. Пломбирование ИПУЭ осуществляется навесной пломбой на пломбировочном винте крышки корпуса с фиксацией герметичных вводов.

Общий вид ИПУЭ с указанием места установки пломбы поверителя приведен на рисунке 1.

Пример записи при заказе ИПУЭ РиМ 184.01: «Интеллектуальный прибор учета электроэнергии РиМ 184.01 ТУ 4228-041-11821941-2011».

Место установки пломбы поверителя

Рисунок 1 - Фотография общего вида и место установки пломбы поверителя ИПУЭ РиМ 184.01

Программное обеспечение

Интегрированное программное обеспечение (ПО) ИПУЭ сохраняется в постоянном запоминающем устройстве контроллера ИПУЭ. Считывание исполняемого кода из ИПУЭ с и его модификация с использованием интерфейса RF ИПУЭ невозможны, так как корпус опломбирован пломбой поверителя.

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 4.

Таблица 4

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

Технические характеристики

Базовый ток, А

Максимальный ток, А

Номинальное напряжение, В

Установленный рабочий диапазон напряжения, В                        от 198 до 253

Расширенный рабочий диапазон напряжения, В                         от 160 до 280

Номинальная частота, Гц

Условия эксплуатации - У3 по ГОСТ 15150 -69- в помещениях подстанций категории G по ГОСТ Р 51317.6.5-2006, при температуре окружающего воздуха от минус 40 до 50 °С, верхнем значении относительной влажности воздуха 98% при температуре окружающего воздуха 25 °С, атмосферном давлении 70-106,7 кПа (537-800 мм рт ст).

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

ИПУЭ соответствуют требованиям безопасности и электромагнитной совместимости, установленным ГОСТ Р 52320-2005, ГОСТ Р 51317.6.5-2006. Соответствие ИПУЭ требованиям безопасности и электромагнитной совместимости подтверждено сертификатом соответствия

№ РОСС RU. АЯ79 В15920.

Основные единицы для измеряемых и расчетных значений величин и цена единицы

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

Показатели точности1 При измерении энергии (активной и реактивной)

ИПУЭ соответствуют требованиям точности раздела 8 ГОСТ Р 52322-2005 при измерении активной энергии.

ИПУЭ соответствуют требованиям точности раздела 8 ГОСТ Р 52425-2005 при измерении реактивной энергии с уточнениями, приведенными в таблице 6.

Таблица 6

Требования к дополнительным погрешностям при воздействии постоянной составляющей и четных гармоник в цепи переменного тока не предъявляются.

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

2.1 Допускаемая основная относительная погрешность 5р при измерении Ртек не превышает пределов, приведенных в таблице 7.

2.2 Допускаемая основная относительная погрешности 5q при измерении Qтек не превышает пределов, приведенных в таблице 8.

2.3 Дополнительные погрешности, вызываемае изменением влияющих величин по отношению к нормальным условиям, приведенным в 8.5 ГОСТ Р 52322 и 8.5 ГОСТ Р 52425, не превышают пределов для счетчиков электрической энергии соответствующего класса точности в соответствии с таблицей 8 ГОСТ Р 52322 при измерении Ртек, и таблицей 8 ГОСТ Р 52422 при измерении QmeK.

Требования к дополнительным погрешностям при воздействии постоянной составляющей и четных гармоник в цепи переменного тока не предъявляются.

Таблица 7

Таблица 8

3 При измерении средней активной мощности на программируемом интервале Ринт, максимального значения средней активной мощности на программируемом интервале Ринт макс и средней активной мощности на РДЧ Ррдч

3.1 Допускаемая основная относительная погрешность при измерении Р инт, Р инт макс и Р рдч не превышает пределов, приведенных в таблице 7.

3.2 Дополнительные погрешности, вызываемые изменением влияющих величин по отношению к нормальным условиям, приведенным в 8.5 ГОСТ Р 52322, не превышают пределов для счетчиков электрической энергии соответствующего класса точности в соответствии с таблицей 8 ГОСТ Р 52322.

4 При измерении среднеквадратических значений тока

4.1 Допускаемая    основная    относительная    погрешность    при    измерении

среднеквадратических значений силы тока не превышает пределов указанных в таблице 8.

Таблица 8

5 При измерении удельной энергии потерь в цепях тока

5.1 Допускаемая относительная погрешность при измерении удельной энергии потерь в цепи тока не превышает пределов, приведенных в таблице 9.

Таблица 9

6 При измерении коэффициента реактивной мощности цепи tg ф

6.1 Допускаемая основная относительная погрешность при измерении tg ф не превышает пределов, приведенных в таблице 10.

Таблица 10

6.2 Пределы дополнительных погрешностей при измерении tg ф определяются по формуле

5 tgi = ±(5 р1 + 5 qi),                  (6)

где 5 tgi - расчетное значение предела допускаемой дополнительной погрешности при измерении tg ф, вызываемой i - влияющей величиной, %;

5 рi - предел допускаемой дополнительной погрешности при измерении активной энергии, вызываемой i - влияющей величиной в соответствии с 8.2 ГОСТ Р 52322-2005,%;

5 qi - предел допускаемой основной относительной погрешности при измерении реактивной энергии, вызываемой i - влияющей величиной, в соответствии с 8.2 ГОСТ Р 52425-2005, %.

7 При измерении частоты сети

Абсолютная погрешность при измерении частоты сети не более ± 0,03 Гц.

Диапазон измеряемых частот от 45 до 55 Гц.

8 При измерении среднеквадратических значений напряжения

8.1 Допускаемая основная       относительная погрешность при измерении

среднеквадратических значений напряжения не превышает пределов, указанных в таблице 11.

Таблица 11

Знак утверждения типа

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

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

Комплектность

Комплект поставки ИПУЭ приведен в таблице 12

Таблица 12

Поверка

осуществляется в соответствии с документом «Интеллектуальные приборы учета электроэнергии РиМ 184.01. Методика поверки ВНКЛ.411152.031 ДИ», утвержденному ГЦИ СИ СНИИМ 28 ноября 2012 года.

Перечень основных средств поверки приведен в таблице 13.

Таблица 13

Сведения о методах измерений

Метод измерений приведен в руководстве по эксплуатации ВНКЛ.411152.031 РЭ «Интеллектуальные приборы учета электроэнергии РиМ 184.01 Руководство по эксплуатации».

Нормативные документы

«Интеллектуальные приборы учета электроэнергии РиМ 184.01. Технические условия ТУ 4228-041-11821941-2011».

ГОСТ Р 52320-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической энергии.

ГОСТ Р 52322-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2.

ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

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

«Интеллектуальные приборы учета электроэнергии РиМ 184.01. Методика поверки. ВНКЛ.411152.031 ДИ».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.