Sibprompost.ru

Стройка и ремонт
8 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Счетчик рим инструкция по применению

РиМ 189.1x

  • Описание
  • Характеристики
  • Видео
  • Отзывы

ТУ 4228-062-11821941-2013

Счетчики электрической энергии однофазные статические РиМ 189.11, РиМ 189.12, РиМ 189.13, РиМ 189.14, РиМ 189.15, РиМ 189.16, РиМ 189.17, РиМ 189.18 многофункциональные приборы, предназначены для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности (активной, реактивной, полной) в однофазных двухпроводных электрических цепях переменного тока промышленной частоты. Счетчики имеют встроенный тарификатор со встроенными часами реального времени (ЧРВ) и реализуют многотарифный учет активной электрической энергии.

Нормативно-правовое обеспечение

  • Соответствие ГОСТ 31818.11-2012, ГОСТ 31819.21-2012, ГОСТ 31819.23-2012, ГОСТ Р 54149-2010;
  • Сертифицированы в России;
  • Внесены в Государственный реестр средств измерений России.

Технические особенности

  • Размещение непосредственно на отводе ЛЭП к абоненту (защита от хищения);
  • Снятие показаний пультом РиМ 040.03;
  • Работа как автономно, так и в составе АИИС КУЭ;
  • Отключение потребителя дистанционно либо автоматически (опционально) при:
    • превышении установленного порога мощности;
    • превышении максимального тока счетчика более чем на 5%;
    • превышении 1,15 номинального (согласованного) напряжения;
    • обрыве нулевого провода;
    • срабатывании датчика магнитного поля;
  • Работа в качестве ретранслятора при помощи встроенных интерфейсов RF, PLC;
  • Высокая устойчивость к механическим, климатическим, а также электромагнитным воздействиям;

Счетчик обеспечивает

  • Учет активной, реактивной и полной электроэнергии по восьми тарифам;
  • Учет реактивной индуктивной и реактивной емкостной энергии;
  • Отдельный учет потребленной активной электрической энергии при превышении установленного порога мощности (если предусмотрено);
  • Измерение:
    • действующего напряжения, частоты сети;
    • среднее значение действующей активной мощности;
    • среднеквадратического значения фазного напряжения;
    • среднеквадратического значения тока нагрузки;
    • среднеквадратического значения тока в нулевом проводе;
    • реактивной индуктиной и реактивной емкостной мощности;
    • максимальное значение активной мощности на месячном интервале (РДЧ);
    • температура внутри корпуса;
    • коэффициент мощности cosφ.
  • Ведение месячного журнала. Состав журнала:
    • активная электроэнергия по каждому из используемых тарифов на РДЧ;
    • активная электроэнергия суммарно по тарифам на РДЧ;
    • активная энергия без тарификации на РДЧ;
    • реактивная энергия на РДЧ;
    • максимальное значение средней активной мощности на программируемом интервале на Ррдч;
    • дата и время фиксации Ррдч;
    • продолжительность времени включенного состояния счетчика в секундах на РДЧ.
  • Ведение суточного журнала. Состав журнала:
    • активная электроэнергия по каждому из используемых тарифов на РДЧ;
    • активной энергии суммарно по тарифам;
    • активной энергии суммарно без тарификации;
    • реактивной энергии;
    • флаги выхода за пороги ± 10% напряжения сети и частоты за пределы ± 0,4 Гц;
    • количество десятисекундных интервалов выхода частоты за пределы и ± 0,2 Гц;
    • продолжительность времени включенного состояния счетчика в секундах на прошедшие сутки.
  • Ведение журнала включений/выключений;
  • Ведение журнала корекций;
  • Ведение журнала параметров качества электроэнергии;
  • Ведение журнала профилей нагрузки. Состав журнала:
    • активная энергия;
    • реактивная прямая/обратная энергия.
  • Передачу результатов измерений по радиоканалу и по силовой сети.

Счетчик рим инструкция по применению

Сообщение kavhud » 12 ноя 2018, 14:36

1 http://zao-rim.ru/
2 Счетчики электрической энергии Трехфазный, активно/реактивный, многотарифный РиМ 489.18, -19x http://zao-rim.ru/cat_cnt_rim489_18_19
3 Есть на странице
4 Для получения протокола возможна связь с техподдержкой ЗАО «РИМ»
Начальник отдела технической поддержки АО «РиМ Торговый Дом»
Пейсов Николай Сергеевич
т/ф.: +7 (383) 367-05-47
т/с.: +7 (905) 936-1969
WhatsApp: 8-906-994-28-06
mailto:tech@rimtd.com
5 Удаленный доступ к прибору по GSM через УСПД РиМ 099.02 http://zao-rim.ru/cat_ascue_cmp_mksrim09902
6 Заводской софт http://zao-rim.ru/pr_o

С уважением,
Кузнецов Андрей Владимирович
Руководитель проектов
АО «Облкоммунэнерго»
AKuznetsov@okenergo.com
✍8(343)286-05-81 доб. 1071
✍+79049887086
Skype andrey_kuznetsov2

Re: Добавление электросчетчика РиМ 489.18

Re: Добавление поддержки электросчетчика РиМ 489.18

Сообщение Kvashnin » 27 дек 2018, 12:59

Дальше по добавлению счетчиков диалог буду вести я.
Тема должна называться «Добавление поддержки электросчетчиков РиМ 489.14, РиМ 489.15, РиМ 489.17 РиМ 489.18 через УСПД РиМ 099.02».

1. Счетчики отличаются только величиной максимального измеряемого тока и конструктивными особенностями. В УСПД они выглядят одинаково, имеют в УСПД общее название (параметр «тип») — РиМ 489.12. Конкретная модель указывается в параметре «электронный тип», виден только в УСПД. Согласно описанию на сайте производителя все эти счетчики с реле: Трехфазный, активно/реактивный, многотарифный РиМ 489.13, -14, -15, -16, -17 и со страницы Трехфазный, активно/реактивный, многотарифный РиМ 489.18, -19

Читайте так же:
Что такое счетчик p50

3. Протокол обмена с УСПД во вложении: Протокол PM09902 v6_11.04.14.doc

4. Софт для обмена также выкладываю в тему. Искать его на сайте лень, мне его прислали от производителя единым файлом — FirstStep.zip. Связь проверил по CSD соединяется.

Реквизиты для связи с УСПД выслал на support@lers.ru

Re: Добавление поддержки электросчетчика РиМ 489.18

Re: Добавление поддержки электросчетчика РиМ 489.18

Сообщение Kvashnin » 28 дек 2018, 15:38

Эта тема создана автором с целью получать данные со счетчика РиМ 489.18 в ЛЭРС Учет. Получать их нужно через РиМ 099.02. Я продолжаю переписку по просьбе автора темы.

Электросчетчик РиМ 489.18 в РиМ 099.02 не отличается от РиМ 489.14, РиМ 489.16 и РиМ 489.17, у них даже единый внутренний тип «РиМ 489.12»

В моей версии названии темы нет РиМ 489.12. Посмотрите внимательно.

Путанно, но это право производителей, называть приборы как хотят

Re: Добавление поддержки электросчетчика РиМ 489.18

Сообщение Kvashnin » 28 дек 2018, 15:41

Re: Добавление поддержки электросчетчика РиМ 489.18

Судя по описанию из документации, для того что бы опросить электросчетчики РиМ 189.1Х и РиМ 489.1Х через УСПД РиМ 099.02, необходимо сформировать запрос к электросчетчику и передать его по протоколу УСПД, после чего УСПД отправит запрос самому прибору.
У электросчетчиков РиМ 189.1Х и РиМ 489.1Х свой протокол обмена, а у УСПД РиМ 099.02, поэтому нам потребуется написать драйвер как для РиМ 189.1Х и РиМ 489.1Х (вероятнее всего у прибор будет общий драйвер), так и для УСПД РиМ 099.02.
По факту потребуется добавление поддержки несколько приборов.
У нас на форуме действует правил «Один вопрос, одна тема», поэтому создайте отдельную тему «Добавление поддержки УСПД РиМ 099.02».

Мы проверим доступ после создания отдельной темы для УСПД РиМ 099.02.

Re: Добавление поддержки электросчетчика РиМ 489.18

Сообщение Kvashnin » 29 дек 2018, 09:02

Re: Добавление поддержки электросчетчика РиМ 489.18

Сообщение Kvashnin » 09 янв 2019, 10:26

Ваш вывод о процедуре опроса счетчиков через УСПД неверен. Ниже привожу ответ от специалиста с завода-производителя. УСПД в ответе называется «МКС» — согласно документации, РиМ 099.02 в первом посте назвали УСПД

» Не верно. Я предоставил протокол обмена с МКС, соответственно там описано где, какая информация и по какому оборудованию находится в МКС.

Для того чтобы опросить счетчики через МКС, т.е. забрать по ним накопленную информацию необходимо чтобы данные приборы учета были описаны в МКС, были сформированы по ним соответствующие задания и настроена политика опроса. По умолчанию, если политикой опроса все запрещено для МКС для сбора со счетчиков, то будут вычитываться текущие показания и показания на расчетный день.«

Если необходимо, задавать вопросы Вы можете и сами. Это Пейсов Николай Сергеевич, его контакты указаны в 1-ом посте.

57003-14: Счетчики электрической энергии трехфазные статические РиМ 489.13, РиМ 489.14, РиМ 489.15, РиМ 489.16, РиМ 489.17

Счетчики электрической энергии трехфазные статические РиМ 489.13, РиМ 489.14, РиМ 489.15, РиМ 489.16, РиМ 489.17 (далее — счетчики) являются многофункциональными приборами и предназначены для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности (активной, реактивной, полной) в трехфазных четырехпроводных электрических цепях переменного тока промышленной частоты, а также для дистанционного отключения / подключения абонента (в зависимости от исполнения).

Читайте так же:
Сброс счетчика страниц samsung ml 1640
Основные данные
Госреестр №57003-14
НаименованиеСчетчики электрической энергии трехфазные статические
МодельРиМ 489.13, РиМ 489.14, РиМ 489.15, РиМ 489.16, РиМ 489.17
Класс СИ34.01.03
Год регистрации2014
Методика поверкиВНКЛ.411152.053 ДИ
Межповерочный интервал16. лет
Страна-производительРоссия
Информация о сертификате
Срок действия сертификата03.04.2019
Тип сертификата (На серию или на партию)C
Дата протоколаПриказ 416 п. 30 от 03.04.2014
Производитель / Заявитель

ЗАО «Радио и Микроэлектроника» (РиМ), г.Новосибирск

Скачать

Применение

Счетчики электрической энергии трехфазные статические РиМ 489.13, РиМ 489.14, РиМ 489.15, РиМ 489.16, РиМ 489.17 (далее — счетчики) являются многофункциональными приборами и предназначены для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности (активной, реактивной, полной) в трехфазных четырехпроводных электрических цепях переменного тока промышленной частоты, а также для дистанционного отключения / подключения абонента (в зависимости от исполнения).

Счетчики РиМ 489.13, РиМ 489.15, РиМ 489.17 — трансформаторные универсальные счетчики, счетчики РиМ 489.14, РиМ 489.16 — счетчики непосредственного включения.

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

Счетчики измеряют среднеквадратические значения фазных токов, фазных и линейных напряжений, частоту, удельную энергию потерь в цепях тока, коэффициент реактивной мощности цепи (tg ф), коэффициент мощности (cos ф), напряжение прямой последовательности и коэффициенты несимметрии напряжения по обратной и нулевой последовательностям.

Счетчики измеряют параметры показателей качества электрической энергии: установившееся отклонение напряжения 5^ и отклонение частоты Af по ГОСТ Р 54149-2010, ГОСТ Р 51317.4.302008, класс S.

Счетчики измеряют параметры показателей качества электрической энергии по ГОСТ Р 54149-2010 и ГОСТ 51317.4.30-2008, класс S;

— длительность провала напряжения Ata;

— длительность перенапряжения АШер;

— глубина провала напряжения 5Uп;

— величина перенапряжения AU.

Подробное описание

Принцип действия счетчиков основан на цифровой обработке аналоговых входных сигналов тока и напряжения при помощи специализированных микросхем с встроенным АЦП. Остальные параметры, измеряемые счетчиком, определяются расчетным путем по измеренным значениям тока и напряжения.

Цифровой сигнал, пропорциональный мгновенной мощности (активной и реактивной), обрабатывается микроконтроллером пофазно. По полученным значениям мгновенной мощности формируются накопленные значения количества активной и реактивной электрической энергии:

— активной импорт (прием) по 1 и 4 квадрантам потарифно;

— активной экспорт (отдача) по 2 и 3 квадрантам без тарификации;

— реактивной импорт (прием) по 1 и 2 квадрантам без тарификации;

— реактивной экспорт (отдача) по 3 и 4 квадрантам без тарификации.

Расположение квадрантов соответствует геометрическому представлению С.1 ГОСТ 31819.23-2012.

Счетчики оснащены гальванически развязанными интерфейсами (в зависимости от варианта исполнения, см. таблицу 1): RF (радиоканал), RS-485 (два независимых интерфейса), PLC (по силовой сети) и оптопортом для подключения к информационным сетям автоматизированных систем учета электроэнергии и предназначены для эксплуатации как автономно, так и в составе автоматизированных систем контроля и учета энергопотребления (далее — АС).

Счетчики реализуют дополнительную функцию — отдельный учет потребленной активной электрической энергии (импорт ) при превышении установленного порога активной мощности (далее

Показания счетчиков считываются дистанционно по интерфейсам RS-485, RF, PLC, а также по оптопорту (в зависимости от варианта исполнения).

Интерфейсы RF и PLC работают в тандеме, что обеспечивает резервирование обмена данными при работе счетчиков в составе АС. В качестве устройств АС могут использоваться устройства разработки ЗАО «Радио и Микроэлектроника», использующие для обмена информацией протоколы обмена ВНКЛ.411152.029 ИС и ВНКЛ.411711.004 ИС, например, маршрутизатор каналов связи РиМ 099.02.

При работе счетчиков в автономном режиме для считывания информации и конфигурирования счетчиков предназначен терминал мобильный РиМ 099.01 (далее — МТ), представляющий собой персональный компьютер (ноутбук) с комплектом аппаратных средств для подключения интерфейсов счетчиков и соответствующих программных продуктов. Информация, считанная со счетчиков (значения измеряемых величин, заводские номера, параметры адресации и другие служебные параметры), отображается на мониторе МТ в рабочем окне соответствующей программы.

Интерфейсы RS-485, RF, PLC предназначены как для считывания информации со счетчиков (измерительной информации — данных о потреблении электроэнергии, в том числе потарифно, других измеряемых и служебных параметров), так и для конфигурирования счетчика (т.е. задания тарифного расписания, активирования функции отдельного учета при превышении УПМт, задания параметров адресации по интерфейсам PLC, RS-485, RF и других служебных параметров).

Перечень измеряемых и служебных величин, выводимых для считывания по интерфейсам, доступен для установки и корректировки дистанционно или непосредственно на месте эксплуатации счетчиков по интерфейсам RF, RS-485, PLC.

Подробное описание функциональных возможностей интерфейсов счетчиков приведено в руководстве по эксплуатации.

Считывание информации и конфигурирование счетчиков по интерфейсам PLC и RF выполняются с использованием программы Crowd_Pk.exe.

Считывание информации и конфигурирование счетчиков по интерфейсам RS-485 и оптопорту выполняется с использованием программы Setting_Rm_489.exe.

Оптический интерфейс счетчиков соответствует ГОСТ IEC 61107-2011 в части конструкции, магнитных и оптических характеристик.

Счетчики оснащены, дискретными входами/выходами с целью введения функции телемеханики и телесигнализации (2 изолированных входа и два выхода с внутренним питанием 24 В), и клеммами для подключения резервногом источника питания.

Измерительная информация в счетчике недоступна для корректировки при помощи внешних программ, в том числе при помощи программ конфигурирования счетчиков, и сохраняется в энергонезависимой памяти не менее 40 лет при отсутствии сетевого напряжения.

Счетчики выполняют фиксацию показаний на заданный произвольный момент времени (режим Стоп-кадр, СК). Эти данные доступны для считывания по интерфейсам счетчика.

Счетчики, в зависимости от варианта исполнения оснащены устройством коммутации нагрузки (далее — УКН) или реле управления коммутацией нагрузки (далее — РУ). УКН счетчиков выполняет коммутацию нагрузки (отключение/подключение абонента), РУ счетчиков предназначено для управления внешним устройством, выполняющим коммутацию нагрузки (отключение/подключение абонента).

Отключение абонента от сети выполняется автоматически в случае превышения установленного порога мощности для коммутации нагрузки (далее — УПМк), если эта функция задана при конфигурировании счетчика, или дистанционно при помощи устройств АС по интерфейсам PLC, RF, или RS-485.

Подключение абонента к сети выполняется дистанционно при помощи устройств АС по интерфейсам PLC, RS-485, или RF.

Подключение абонента возможно также при помощи кнопок управления (далее — КнУ), расположенных на лицевой поверхности счетчика при наличии разрешения, полученного от устройств АС. Если отключение абонента произошло автоматически по превышению УПМк, разрешение на подключение от устройств АС не требуется, включение возможно при помощи КнУ после снижения мощности нагрузки ниже УПМ и не ранее, чем через 1 минуту после отключения.

Дисплей счетчиков выполнен на многофункциональном жидкокристаллическом индикаторе, который отображает все измеряемые величины и позволяет идентифицировать каждый применяемый тариф. Вывод данных на электронный дисплей выполняется в автоматическом режиме и ручном режиме с использованием КнУ, в том числе при отсутствии сетевого напряжения. Дисплей счетчиков снабжен подсветкой. Подсветка включается при помощи кнопки КнУ, отключается автоматически.. Перечень измеряемых параметров и служебных величин, выводимых на дисплей счетчика, доступен для установки и корректировки дистанционно или непосредственно на месте эксплуатации счетчиков по интерфейсам RF, RS-485, PLC.

Информация на дисплее счетчиков отображается на языке, определяемом в договоре на поставку. По умолчанию — на русском языке.

Основные характеристики счетчиков приведены в таблице 1.

Установка электросчетчиков Южные электрические сети

Стоимость работ выполняемых ОАО «ИЭСК»

№ п/п

Содержание работы

Стоимость работы с НДС, руб.

Монтаж электросчетчика РиМ 189.12 ВК3 с монтажем ответвления (с материалами)

Монтаж электросчетчика РиМ 489.18 с монтажем ответвления (с материалами)

Монтаж электросчетчика РиМ 189.12 ВК3 с монтажем ответвления (материалы Заказчика)

Монтаж электросчетчика РиМ 489.18 с монтажем ответвления (материалы Заказчика)

Монтаж электросчетчика РиМ 189.12 ВК3 (1-фазный)

Монтаж электросчетчика РиМ 489.18 (3-фазный)

Стоимость приборов учета предлагаемых ОАО «ИЭСК»

(типовые приборы, уточненный тип выбирается в соответствии с условиями потребителя)

Стоимость с НДС, рублей

Информация для приобретения приборов учета

Телефон диспетчера по продаже счетчиков и услуг по установке приборов учета

Адрес и время, по которому потребитель может обратиться в филиал за услугой

Иркутская область, г. Иркутск, ул. Безбокова, 38а, 1 этаж, каб 11

Время работы: пн-пт: с 8-00 до 12-00, (последний день месяца – учет)

На территории Южных электрических сетей установлена и введена в эксплуатацию автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

Технические требования с средствам учета электроэнергии устанавливаемым в филиале
ОАО «ИЭСК» «Южные электрические сети» для осуществления расчетов на розничном
рынке электроэнергии.

1.1.Приборы учета, по которым осуществляются расчеты на розничном рынке должны соответствовать требованиям законодательства РФ об единстве измерений, должны быть допущены в эксплуатацию в РФ (внесены в Госреестр средств измерений РФ), иметь неповрежденные контрольные пломбы и (или) знаки визуального контроля.

1.2.Каждый установленный расчетный счетчик должен иметь на винтах, крепящих кожух счетчика, пломбы с клеймом госповерителя, а на зажимной крышке- пломбу энергоснабжающей организации. На вновь устанавливаемых трехфазных счетчиках должны быть пломбы государственной поверки с давностью не более 12 мес, а на однофазных счетчиках- с давностью не более 2-х лет на момент установки.

1.3.При определении количества электроэнергии по показаниям счетчиков учитываются только коэффициенты трансформации измерительных трансформаторов. Введение других поправочных коэффициентов не допускается.

Требования к местам установки приборов учета:

2.1.Приборы учета подлежат установке на границах балансовой принадлежности обьектов (субьектов) розничного рынка-потребителей, сетевых организаций, имеющих общую границу балансовой принадлежности (смежные субьекты розничного рынка).

2.2.При отсутствии технической возможности установки прибора учета на границе балансовой принадлежности, прибор учета подлежит установке в месте, максимально приближенном к границе балансовой принадлежности, в котором имеется техническая возможность его установки. При этом по соглашению между смежными субъектами розничного рынка прибор учета, подлежащий использованию для определения объемов потребления (передачи) электроэнергии одного субъекта может быть установлен в границах объектов электроэнергетики другого смежного субъекта.

Схемы подключения приборов учета:

3.1.Схема подключения приборов учета должна обеспечивать учет количества и качества переданной (полученной) электрической энергии и мощности, а также определение потерь при ее передаче.

3.2.В точках коммерческого учета в трехфазных сетях должны применяться трехфазные трехэлементные счетчики электроэнергии, которые должны включаться в каждую фазу присоединения, в однофазных сетях–однофазные.

3.3.При подключении приборов учета через измерительные трансформаторы тока и трансформаторы напряжения подключение счетчика необходимо производить к отдельным обмоткам измерительных трансформаторов тока и напряжения соответствующих классов точности.

3.4.Коэффициент трансформации трансформаторов тока должен удовлетворять условию, что при максимальной нагрузке присоединения ток во вторичной обмотке трансформатора тока будет составлять не менее 40% от его номинального тока, а при максимальной рабочей нагрузке- не менее 5%. В случае невозможности по условиям защиты выбора трансформаторов тока удовлетворяющих вышеуказанным условиям, необходима установка одноамперных трехфазных счетчиков электрической энергии, при этом величина максимального вторичного тока в точке учета не должна превышать максимальный допустимый ток счетчика, а длительность воздействия максимального вторичного тока – допустимую длительность воздействия для данного типа счетчика.

3.5.Вторичные цепи измерительных трансформаторов тока и напряжения должны быть нагружены в соответствиями с требованиями ГОСТ 7746-2001 и ГОСТ 198-2001. В случае, если вторичные цепи измерительных трансформаторов тока и напряжения нагружены менее допустимых значений – должны быть установлены соответствующие догрузочные резисторы.

3.6.Подключение прибора учета к трансформаторам тока и трансформаторам напряжения необходимо производить отдельным кабелем, при этом подсоединение измерительных цепей к электросчетчику должно быть проведено через испытательную коробку (специализированный клеммник), расположенную непосредственно под счетчиком.

3.7.Сечение и длина проводов и кабелей в цепях напряжения приборов учета должны быть такими, чтобы потери напряжения в этих цепях составляли не более 0,25% номинального напряжения.

3.8.Класс точности измерительных трансформаторов, используемых в измерительных комплексах для установки (подключения) приборов учета должен быть не ниже 0,5.

Метрологические характеристики приборов учета:

4.1.Метрологические характеристики приборов учета должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22-2003) «Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S», ГОСТ Р 52322-2005 (МЭК 62053-21-2003) «Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2», ГОСТ Р 52425-2005 «Статические счетчики реактивной энергии».

4.2.Для учета электроэнергии, потребляемой гражданами, а также на границе раздела обьектов электросетевого хозяйства подлежат установке приборы учета класса точности 1,0 и выше.

4.3.Для потребителей и смежных сетевых организаций с максимальной мощностью менее 670 кВт подлежат установке приборы учета класса точности: до 35 кВ – кл. 1,0 и выше; свыше 110 кВ – кл. 0,5S и выше.

4.4.Для потребителей и смежных сетевых организаций с максимальной мощностью более 670 кВт подлежат установке приборы учета класса точности 0,5S и выше, позволяющие измерять почасовые объемы потребления электроэнергии, обеспечивающие хранение данных о почасовых объемах потребления электроэнергии за последние 120 дней и более.

4.5.Для учета реактивной мощности потребляемой (производимой) потребителями с максимальной мощностью более 670 кВт, в случае если в договоре оказания услуг по передаче электроэнергии имеется условие о соблюдении соотношения потребляемой активной и реактивной мощности, подлежат установке приборы учета позволяющие учитывать реактивную мощность или совмещающие учет активной и реактивной мощности и измеряющие почасовые объемы потребления (производства) реактивной мощности. При этом указанные приборы учета должны иметь класс точности не ниже 2,0, но не более чем на одну ступень ниже класса точности приборов учета активной мощности.

4.6.Межповерочный интервал для трансформаторов тока и напряжения должен составлять не менее 8 лет, для электросчетчиков – не менее 10 лет.

Общие технические требования к приборам учета:

5.1.Информация, выводимая на дисплее счетчика электрической энергии, должна отображаться на русском языке и включать в себя текущее показание счетчика, текущий тариф, индикацию работоспособного состояния счетчика.

5.2.Счетчики электрической энергии должны нормально функционировать не позднее чем через 5 секунд после приложения номинального напряжения к зажимам счетчика. В счетчике электрической энергии должен быть предусмотрен контроль правильности подключения измерительных цепей. Защита от несанкционированного доступа должна быть выполнена на техническом (аппаратном) и программном уровне.

5.3.Счетчики электрической энергии должны иметь один или несколько цифровых интерфейсов связи (RS-485, GSM, CAN, PLC, RF. RS-232, Ethernet или другие), и интерфейс для поверки счетчика. Скорость передачи данных должна быть не менее 1200 бит/с. Счетчики электрической энергии должны функционировать в соответствии с заявленными техническими характеристиками при любом значении температуры находящемся в интервале от -40 до +60 0 С.

5.4.Электросчетчики должны быть запрограммированы на местное время (Иркутск), без перехода на летнее/зимнее время.

Основные термины и определения употребляемые в тексте:

6.1.«потребитель»- потребитель электрической энергии, приобретающий электрическую энергию (мощность) для бытовых и (или) производственных нужд;

6.2.«класс точности» приборов учета и измерительных трансформаторов — характеристика средства измерений, определяемая пределами допускаемых погрешностей, значения которых устанавливаются в стандартах на отдельные виды средств измерений.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector