Назначение
Счетчики электрической энергии трехфазные НЕВА СП3 (далее - счетчики), предназначены для измерения и учета активной и реактивной энергии в трехфазных трех- или четырехпроводных цепях переменного тока. Счетчики ведут измерение и учет активной энергии в двух направлениях, реактивной энергии в зависимости от направления активной энергии и по квадрантам.
Счетчики позволяют вести учет электрической энергии дифференцированно по зонам суток в соответствии с заданным тарифным расписанием.
Описание
Принцип действия счетчиков основан на измерении мгновенных значений сигналов токов и напряжений с последующим вычислением активной и реактивной энергии, активной, реактивной и полной мощности, коэффициента мощности суммарно и пофазно а так же действующих значений токов, напряжений и частоты сети переменного тока.
Счетчик состоит из следующих функциональных узлов:
- датчиков тока;
- датчиков напряжения;
- измерительной схемы;
- блока питания;
- счетного механизма с энергонезависимой памятью, часами реального времени и жидкокристаллическим индикатором (ЖКИ) в качестве устройства отображения информации;
- источника резервного питания;
- блока реле отключения нагрузки, опционально;
- оптического порта по ГОСТ IEC 61107 - 2011;
- беспроводных интерфейсных схем;
- оптического испытательного выхода.
В качестве датчиков тока, в счетчиках используются низкоомные шунты. Датчик напряжения представляет собой резистивный делитель. Электронный счётный механизм счётчика, содержит
- систему на кристалле, имеющую в своем составе микроконтроллер, измерительновычислительное ядро, часы реального времени, память программ, драйвер ЖКИ, последовательные порты ввода-вывода, дискретные входы выходы,
- энергонезависимую память данных;
- жидкокристаллический индикатор (в дальнейшем - счетчик с ЖКИ).
Принцип работы измерительно-вычислительного ядра основан на измерении и математической обработке мгновенных значений сигналов тока и напряжения с последующим вычислением параметров потребления электрической энергии. Результаты измерения сохраняются в энергонезависимой памяти счетчика и отображаются на ЖКИ. Часы реального времени ведут отсчет текущего времени. При отсутствии внешнего напряжения, питание часов осуществляется от резервного источника питания - литиевой батареи.
Счетчики ведут учет потребленной энергии по тарифам, в соответствии с заданным тарифным расписанием. Тарифные расписания задаются отдельно для каждого дня недели и праздничных дней. Счетчики измеряют энергию нарастающим итогом и сохраняют в энергонезависимой памяти измеренные значения энергии нарастающим итогом на 00:00 первого дня каждого из тридцати шести предыдущих месяцев, на 00:00 каждого дня на глубину 128 суток. Счетчики измеряют и сохраняют в памяти минимальные, максимальные, средние и усредненные на одном из двух временных интервалов значения измеряемых параметров, измеряют и сохраняют в памяти максимальные мощности, усреднённые на задаваемом пользователем временном интервале, за предыдущие тридцать шесть месяцев.
Счетчики отличаются следующими параметрами:
- базовым (максимальным током) 1(10); 5(60); 5(80); 5(100); 10(100);
- классом точности при измерении активной/реактивной энергии 1/2; 1/1; 0,5/1;
- абонентским дисплеем;
- встроенным реле управления нагрузкой;
- функцией автоматической коррекции времени;
- различными беспроводными интерфейсами связи для обмена информацией с АИИС КУЭ и передачи данных на абонентский дисплей или в иные устройства визуализации;
- с различными протоколами передачи данных в АИИС КУЭ.
Счетчики оснащены электронной пломбой корпуса и крышки клеммной колодки, датчиком магнитного поля, оптическим портом по ГОСТ IEC 61107-2011, подсветкой ЖК-индикатора опционально.
Конструктивно счетчики выполнены в виде электронного модуля, размещенного в корпусе с клеммной колодкой и крышкой клеммной колодки.
Счетчики имеют повышенную степень защиты от воздействий окружающей среды и могут устанавливаться на фасадах домов и опорах линий электропередач.
Структура условного обозначения модификаций счетчиков приведена на рисунке 1.
НЕВА СП3 ХХХ Х XX XX- XX/XX **
\_ Тип коммуникационного модуля:
WX* - WiFi BX* - Bluetooth PX*-PLC RX* - RF модем CX* -модем PLC/RF GX*- GSM/GPRS модем LX* - модем LP WAN NX* - модем NB IoT
_ Протокол обмена с ИВК:
5 - с протоколом СПОДЭС I - с протоколом ГОСТ IEC 61107 режим C
D - с протоколом DLMS Х - значение присваивается в соответствии с КД Дополнительные опции:
A - с автоматической коррекцией времени B - с подсветкой дисплея С - с расцепителем нагрузки
Ток базовый (максимальный):
0 - 10(100) A
1 - 1(10)A
6 - 5(60)A
8 - 5(80)A
9 - 5(100)A
_ Класс точности:
1 - кл. 1 акт., кл. 1 реакт.
2 - кл. 1 акт., кл. 2 реакт
3 - кл. 0,5 акт., кл. 1 реакт _ Вид измеряемой энергии:
2A - активная в прямом и обратном направлениях AR - активная и реактивная 2AR - активная в прямом, обратном направлениях и реактивная
Номер модели счетчика
- Способ крепления проводников:
1 - винтами в клемме;
2 - провода опрессованные наконечниками, винтом к пластине
_ Тип счетчика
Рисунок 1 - Структура условного обозначения счетчиков
* X - исполнение модема;
** X/XX - первые ХХ тип коммуникационного модуля для работы в составе системы АИИС КУЭ, вторые ХХ тип коммуникационного модуля для передачи данных в устройство визуализации.
При отсутствии опций, буквы и цифры в соответствующих полях не указываются.
Счетчики в зависимости от исполнения обеспечивают учет и хранение измеренных значений:
- активной положительной, активной отрицательной, реактивной положительной и реактивной отрицательной, реактивной энергии по квадрантам с I по IV нарастающим итогом суммарно и по тарифам, в соответствии с тарифным расписанием, энергии потерь в линии и в трансформаторе.
Счетчики формируют и сохраняют в памяти профили измеренных параметров с метками времени на начало месяца, на начало суток, на конец двух задаваемых временных интервалов 1 и 2. Времена интервалов устанавливаются пользователем из ряда 1, 3, 5, 10, 15, 30, 60 минут. В памяти счетчика сохраняются 16 профилей (по 8 профилей для временных интервалов 1 и 2) по 16384 значений
В профили, формируемые по окончанию задаваемых временных интервалов, могут сохраняться минимальные, максимальные и усредненные значения следующих параметров:
- активная, реактивная и полная мощности суммарно или пофазно;
- токи и напряжения пофазно;
- коэффициенты активной и реактивной tg9 (отношение реактивной и активной мощностей) мощностей суммарно или пофазно;
- частота сети;
- температура в корпусе счетчика.
В профили, формируемые на начало суток могут сохраняться значения следующих параметров:
- энергия активная, реактивная суммарно и по тарифам суммарно или пофазно;
- энергия потерь активная в ЛЭП, приведенная к сопротивлению линии RL;
- энергия потерь реактивная, приведенная к сопротивлению линии XL суммарно или пофазно;
- энергия потерь активная в трансформаторе, приведенная к активному сопротивлению трансформатора RT суммарно или пофазно;
- энергия потерь реактивная в трансформаторе, приведенная к реактивному сопротивлению трансформатора XT суммарно или пофазно;
- максимальная усредненная активная мощность;
- максимальная усредненная активная мощность в часы пиковых нагрузок;
- длительность отклонения tg9;
- максимальные значения tg9 пофазно;
- длительность отклонения напряжения ниже порогового значения;
- длительность отклонения напряжения выше порогового значения;
- длительность отклонения частоты ниже порогового значения 1;
- длительность отклонения частоты выше порогового значения 1;
- длительность отклонения частоты ниже порогового значения 2;
- длительность отклонения частоты выше порогового значения 2;
- счетчик провалов напряжения;
- счётчик превышений напряжения;
- время работы счетчика с момента выпуска.
В профили, формируемые на начало месяца могут сохраняться значения следующих параметров:
- энергия активная и реактивная суммарно и по тарифам;
- мощности активная и реактивная максимальные усреднённые;
- энергия потерь в ЛЭП активная, приведенная к сопротивлению линии RL суммарно или пофазно;
- энергия потерь в ЛЭП реактивная, приведенная к сопротивлению линии XL суммарно или пофазно;
- энергия потерь активная в трансформаторе, приведенная к активному сопротивлению трансформатора RT суммарно или пофазно;
- энергия потерь реактивная в трансформаторе, приведенная к реактивному сопротивлению трансформатора XT суммарно или пофазно;
- максимальная усредненная активная мощность в часы пиковых нагрузок;
- длительность отклонения tg9;
- максимальное значение tg9 пофазно;
- минимальное и максимальное значение усредненной полной мощности;
- минимальное и максимальное значение усредненной активной мощности за расчетный период;
- усредненное за месяц значение максимальной активной мощности;
- усредненное за месяц значение максимальной активной мощности в период пиковых нагрузок;
- время работы счетчика с момента выпуска.
Счетчики обеспечивают вывод на индикацию:
- информации об энергопотреблении и мощности;
- времени и даты, отсчитываемых встроенными часами.
Набор параметров и длительность вывода параметров на индикаторе программируется. Счетчики обеспечивают измерение мгновенных значений:
- мощности активной, реактивной и полной;
- среднеквадратических значений тока и напряжения;
- частоты сети;
- фактора активной и реактивной мощности tg9;
- параметров качества электроэнергии - установившихся отклонений напряжения и частоты сети в соответствии с классом S по ГОСТ 30804.4.30-2013.
Счетчики ведут журнал событий и сохраняют в памяти информацию:
- о пропадании и подаче напряжения питания;
- об отключении нагрузки по команде, при наличии магнитного поля, в случае превышения лимита мощности, лимита энергии, при отклонении напряжения, при небалансе токов, при вскрытии корпуса;
- о небалансе токов;
- о превышении максимального тока;
- о перепрограммировании данных счётчика;
- об изменении времени и даты с фиксацией изменяемого времени;
- о коррекции времени;
- о снятии и установке крышки клеммной колодки;
- о вскрытии корпуса счетчика;
- о воздействии сильного магнитного поля;
- о фактах установки и разрыве соединения по различным интерфейсам;
- о результатах самодиагностики;
- об отклонении напряжения от заданных порогов;
- о превышении заданного лимита мощности;
- о превышении заданного лимита энергии;
- о превышении коэффициентом реактивной мощности заданного порога;
Счетчики фиксируют информацию в журналах событий об отклонении напряжения и частоты сети в соответствии с ГОСТ 32144-2013.
Счетчики обеспечивают возможность задания следующих параметров:
- времени и даты;
- адреса для удаленного доступа;
- паролей полного доступа, для записи и чтения, только чтения данных;
- места установки счетчика;
- коэффициента автоматической коррекции точности хода часов;
- периода усреднения максимальной мощности от 1 до 60 минут с дискретностью 1 минута;
- двух периодов усреднения параметров длительностью 1, 3, 5, 10, 15, 30, 60 минут для ведения профилей;
- захватываемых в профили параметров;
- тарифных расписаний с количеством тарифов до 4, количеством тарифных зон суток до 48 отдельно для каждого дня недели, с разбивкой по 12 сезонам
- 32 исключительных дней с указанием тарифного расписания используемого в каждый из этих дней;
- набора параметров выводимых на ЖКИ в автоматическом режиме;
- лимита мощности, лимита энергии, порогов напряжения, частоты и коэффициента реактивной мощности;
- параметров для контроля качества электроэнергии.
Счетчики обеспечивают возможность обнуления профилей и журналов событий.
Фотография счетчика и места опломбирования представлены на рисунке 1.
Обмен информацией локально осуществляется через оптический порт с помощью программного обеспечения (ПО) «TPMeter», с устройствами визуализации по радиоканалу, Bluetooth или WiFi, с УСПД и АИИС КУЭ через беспроводные модемы с помощью программного обеспечения АИИС КУЭ. Программирование счетчиков осуществляется с помощью ПО «TPMeter».
Оптический порт на физическом уровне и протокол обмена по оптическому порту соответствует требованиям ГОСТ IEC 61107-2011 режим C программирование и/или протоколу СПОДЭС, по беспроводным каналам в соответствии с исполнением.
Протокол взаимодействия по интерфейсам удалённого доступа основан на базовой эталонной модели взаимосвязи открытых систем (ВОС) в соответствии с ГОСТ 28906-91.
Конструкция предусматривает возможность пломбирования корпуса счетчика после поверки пломбой с оттиском или изображением знака поверки, пломбирования кожуха счетчика навесной пломбой производителя, после выпуска из производства, крышки клеммной колодки - навесной пломбой энергосбытовой компании, для предотвращения несанкционированного вмешательства в схему включения прибора. Кроме того, защита счетчиков обеспечивается несколькими уровнями паролей для разделения доступа к параметрам и данным, хранящимся в счетчике.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) счетчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных НЕВА СП3 разработано специалистами ООО «Тайпит-ИП» и является собственностью компании.
Встраиваемое ПО записывается в память микроконтроллера, с установкой бита защиты от считывания, до его монтажа на печатную плату. После установки бита защиты чтение и копирование ПО невозможно.
Корректировка метрологических коэффициентов, отвечающих за точность измерений, возможна только в процессе производства при снятом кожухе и установленной аппаратной перемычке. После удаления аппаратной перемычки и опломбирования корпуса изменение метрологических коэффициентов невозможно.
Изменение параметров пользователя, таких как тарифные расписания, исключительные дни, даты начала сезонов, текущие время и дата, интервалы усреднения мощности, набор параметров выводимых на индикацию в автоматическом режиме, время фиксации энергии на конец месяца, а так же обнуление графиков нагрузки, значений энергетических параметров на конец месяца и конец суток возможно только после удаления пломбы энергоснабжающей организации, при наличии соответствующего ПО и знании паролей доступа к изменяемым параметрам.
ПО записываемое в память программ микроконтроллеров зависит от модификации счётчика
Характеристики программного обеспечения приведены в таблицах 1 - 9.
Таблица 1
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Встроенное ПО НЕВА СП3 11 |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 01 |
| Цифровой идентификатор ПО | E13DD6A59D15A31640651638FC8EA312 |
| Другие идентификационные данные | ТАСВ.411152.009-01 Д1 |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Встроенное ПО НЕВА СП3 12 |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 02 |
| Цифровой идентификатор ПО | B2F59B8E7C94C6393DA386C92F4A0213 |
| Другие идентификационные данные | ТАСВ.411152.009-02 Д1 |
Таблица 3
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Встроенное ПО НЕВА СП3 13 |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 03 |
| Цифровой идентификатор ПО | C6D55557F33213F4ACBC6B305D451A7A |
| Другие идентификационные данные | ТАСВ.411152.009-03 Д1 |
Таблица 4
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Встроенное ПО НЕВА СП3 21 |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 04 |
| Цифровой идентификатор ПО | F8F04473060CD4B9EB6C08FAB5E09B2F |
| Другие идентификационные данные | ТАСВ.411152.009-04 Д1 |
Таблица 5
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Встроенное ПО НЕВА СП3 22 |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 05 |
| Цифровой идентификатор ПО | 471BB2E183C92DD02F1E42999CBE935C |
| Другие идентификационные данные | ТАСВ.411152.009-05 Д1 |
Таблица 6
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Встроенное ПО НЕВА СП3 23 |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 06 |
| Цифровой идентификатор ПО | DE2AE822910234DD35B5C9D58B953FDE |
| Другие идентификационные данные | ТАСВ.411152.009-06 Д1 |
Таблица 7
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Встроенное ПО НЕВА СП3 31 |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 07 |
| Цифровой идентификатор ПО | 5FD355AF8C3209BEBC057696AB1F8DB1 |
| Другие идентификационные данные | ТАСВ.411152.009-07 Д1 |
Таблица 8
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Встроенное ПО НЕВА СП3 32 |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 08 |
| Цифровой идентификатор ПО | A4EE0F2182F76F034586AFF241BD1D1B |
| Другие идентификационные данные | ТАСВ.411152.009-08 Д1 |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Встроенное ПО НЕВА СП3 33 |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 09 |
| Цифровой идентификатор ПО | 78E9385F704A613 AE3 7FB5FE1B0DF710 |
| Другие идентификационные данные | ТАСВ.411152.009-09 Д1 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО - md5.
Уровень защиты программного обеспечения и основных данных измерения энергопотребления от непреднамеренных и преднамеренных изменений высокий в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
приведены в таблицах 9-11.
Таблица 9 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Модификация счетчика по классу точности при измерении активной/реактивной энергии |
| 1/2 | 1/1 | 0,5/1 |
| Класс точности для активной энергии по ГОСТ 31819.21-2012 для реактивной энергии по ГОСТ 31819.23-2012 | 1 2 | 1 1 | см. табл.10 1 |
| Номинальное напряжение Ином, В | 3x230/400 |
| Базовый (максимальный) ток 1б (1макс), А | 1(10); 5(60); 5(80); 5(100); 10(100) |
| Номинальное значение частоты сети, Гц | 50 |
| Рабочий диапазон частоты сети, Гц | от 47,5 до 52,5 |
| Рабочий диапазон напряжений, В | от 3x172/300 до 3x264/460 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерения активной мощности, % при токе от 0,2 1б до 1макс при токе от 0,05 1б до 0,2 1б | ±0,5/cos ф ±1/cos ф | ±0,3/cos ф ±0,7/cos ф |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной мощности, % при токе от 0,2 1б до 1макс при токе от 0,05 1б до 0,2 1б | ±1/sin ф ±2/sin ф | ±0,5/sin ф ±1/sin ф |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерения полной мощности, % при токе от 0,2 1б до 1макс при токе от 0,05 1б до 0,2 1б | ±2,0 ±3,0 | ±1,0 ±2,0 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерения тока при токе от 0,2 1б до 1макс, % при токе от 0,05 1б до 0,2 1б, % | ±0,5 ±1,0 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерения энергии потерь в линии при токе от 0,2 1б до 1макс, % при токе от 0,05 1б до 0,2 1б, % | ±1,0 ±2,0 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерения фазных напряжений в диапазоне от 0,2 Ином до 1,5 Ином, %, | ±0,5 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения частоты сети в диапазоне от 47,5 Гц до 52,5 Гц, Гц | ±0,05 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения коэффициента активной мощности в диапазоне от 1,0 до 0,5 | ±0,02 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения коэффициента реактивной мощности в диапазоне от 1,0 до 0,1 | ±0,02 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения углов между векторами фазных напряжений, градусов, не более | ±2 |
| Измерение установившихся отклонений напряжения по ГОСТ 30804.4.30-2013 | Класс S |
| Измерение установившихся отклонений частоты по ГОСТ 30804.4.30-2013 | Класс S |
| Фиксация отклонений напряжения по ГОСТ 30804.4.30-2013 | Класс S |
| Количество суточных профилей, не более | 48 |
| Количество месячных профилей, не более | 48 |
| Количество универсальных профилей, не более | 16 |
| Количество тарифов | 4 |
| Количество тарифных зон | 48 |
| Количество сезонных программ тарификации | 12 |
| Абсолютная основная погрешность точности хода часов, с/сут при наличии напряжения питания при отсутствии напряжения питания | ±0,5 ±1,0 |
| Температурный коэффициент точности хода часов в рабочем диапазоне, с°С2 в сут | ±0,002 |
Таблица 10 - Пределы допускаемых погрешностей измерения активной энергии, не попадающие под требования ГОСТ 31819.21-2012_
| Наименование характеристики | Значение |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерения активной энергии при симметричной нагрузке,% при 0,051б < I < 0,1 1б, cosф=1 | ±0,7 |
| при 0,11б < I < 1макс, COSф=1 | ±0,5 |
| при 0,1 1б < I < 0,2 1б, cosф=0,5 | ±0,7 |
| при 0,2 I6 < I < Iмакс, COSф =0,5 | ±0,5 |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерения активной энергии при симметрии напряжений и однофазной нагрузке, % при 0,Иб < I < Wc cosф =1 | ±1,0 |
| при 0,2 I6 < I < Iмакс, ^ф =0,5 | ±1,0 |
| Дополнительные погрешности измерения активной энергии, вызванные изменением напряжения от 0,75 Ином до 1,15Ином, % при 0,05I6 < I < Wc cosф =1 | 0,4 |
| при 0,1 ^ < I < Iмакс, ^ф =0,5 | 0,7 |
| Дополнительные погрешности измерения активной энергии, вызванные изменением частоты на ±5%, % при 0,05 I6 < I < Iмакс, COSф =1 | 0,3 |
| при 0,1 I6 < I < Iмакс, COSф =0,5 | 0,5 |
| Средний температурный коэффициент при измерении активной энергии, %/К при 0,1 I6 < I < Iмакс, COSф =1 | 0,03 |
| при 0,2 !б < I < Iмакс, COSф = 0,5 | 0,05 |
| Примечание: пределы допускаемых дополнительных погрешностей измерения активной |
| энергии не приведенных в таблице в соответствии с ГОСТ 31819.21-2012 для счётчиков кл.т.1 |
Таблица 11 - Технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Единицы разрядов счетного механизма, кВтч (кварч) младшего старшего | 0,01 100000 |
| Постоянная счетчика в зависимости от модификации, имп/кВтч (имп/кварч) | от 800 до 3200 |
| Начальный запуск счётчика, с, не более | 5 |
| Полная мощность, потребляемая каждой цепью тока, В • А , не более | 0,1 |
| Полная мощность, потребляемая каждой цепью напряжения, В • А, не более Для счетчиков с модемами PLC или PLCRF модемами, В А, не более | 2,0 10,0 |
| Активная мощность, потребляемая счетчиками по каждой цепи напряжения при симметричном напряжении, Вт, не более для счетчиков со встроенными PLC и GSM модемами, Вт, не более | 1,5 4,0 |
| Длительность хранения информации при отключении питания, лет, не менее | 16 |
| Диапазон рабочих температур, °С | от -40 до +70 |
| Диапазон температур транспортирования, °С | от -50 до +70 |
| Средняя наработка до отказа, ч, не менее | 280 000 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 30 |
| Габаритные размеры счетчиков (высотахширинахглубина), мм, не более | 190x195x70 |
| Масса счетчика, кг, не более | 1,4 |
Знак утверждения типа
наносится на лицевой панели счетчика и титульных листах эксплуатационной документации методом офсетной печати.
Комплектность
Комплектность счетчиков приведена в таблице 12.
Таблица 12 - Комплектность
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Счетчик электрической энергии трехфазный НЕВА СП3 (одна из модификаций) | | 1 |
| Руководство по эксплуатации | ТАСВ.411152.009 РЭ | 1 |
| Паспорт | ТАСВ.411152.009 ПС | 1 |
| Методика поверки (поставляется по требованию потребителя, на партию счетчиков) | ТАСВ.411152.009 ПМ | 1 |
| Индивидуальная упаковка | - | 1 |
| Комплект монтажный (в соответствии с договором поставки) | | 1 |
Поверка
осуществляется по документу ТАСВ.411152.009 ПМ «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные НЕВА СП3. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 26.03.2019 г.
Основные средства поверки:
установка автоматическая трехфазная для поверки счетчиков электрической энергии НЕВА-Тест 6303 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 52156-12);
вольтметр цифровой универсальный В7-78/1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 52147-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на навесную пломбу давлением пломбира. Знак поверки в виде оттиска наносится в паспорт и/или в свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы
ГОСТ 31818.11-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической энергии
ГОСТ 31819.21-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2
ГОСТ 31819.23-20012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии
ГОСТ 30804.4.30-2013 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Методы измерения показателей качества электрической энергии
ГОСТ 32144-2013 Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения
ГОСТ IEC 61038-2011 Учет электроэнергии. Тарификация и управление нагрузкой. Особые требования к переключателям по времени
ГОСТ IEC 61107-2011 Обмен данными при считывании показаний счетчиков, тарификации и управления нагрузкой. Прямой локальный обмен данными
ГОСТ 28906-91 Системы обработки информации. Взаимосвязь открытых систем. Базовая эталонная модель
ТУ 26.51.63-009-67505146-2019 Счетчики электрической энергии трёхфазные НЕВА СП3. Технические условия
75453-19: Методика поверки ТАСВ.411152.009 ПМСкачать7.7 Мб
