ЩМК120СП Счетчик коммерческого учета с функциями контроля качества электроэнергии

ЩМК120СП предназначен для коммерческого учета электрической энергии в соответствии с ГОСТ 31819.22-2012 (класс 0,2S),
ГОСТ 31819.23-2012 (класс 1), измерения параметров качества электроэнергии по классу А в соответствии с ГОСТ 30804.4.30-2013,
ГОСТ 32144-2013, параметров тока, напряжения, мощности, активной и реактивной энергии в трехфазных электрических сетях и системах переменного тока, а также в точках установки средств измерений с сохранением результатов измерений и отображением значений учтенной электроэнергии, показателей качества электроэнергии и последующей передачей данных через коммуникационные интерфейсы. Приборы соответствуют всем требованиям, предъявляемым к счетчикам коммерческого учета.

Поддержка протоколов цифровой подстанции МЭК 61850-8-1, МЭК 61850-9-2!
Реализация протокола МЭК 61850-8-1 подтверждена международным сертификатом DNV GL (КЕМА).

Полное соответствие установленным стандартам России:

Коммерческий учет

электроэнергии

Контроль качества электроэнергии

Измерение параметров однофазной/трехфазной сети до 50-й гармоники, измерение активной и реактивной энергии

ГОСТ 31819.22-2012 (класс 0,2S),
ГОСТ 31819.23-2012 (класс 1),
ГОСТ 31819-21-2012,
ГОСТ 31819.11-2012,
ГОСТ 31818.11-2012 (импульсный (испытательный) выход),
ГОСТ IEC 61107-2011 (оптический порт связи)
– Активная энергия принятая/отданная/суммарная по 8 тарифам
– Реактивная энергия принятая/отданная/суммарная/по r-ому квадранту (r = 1, 2, 3, 4) по 8 тарифам
– Время усреднения при измерении приращения энергии (интервал учета), мин: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 10, 12, 15, 20, 30, 60
– Стартовый ток (чувствительность) при учете активной энергии, А: 0,001∙Iном
– Стартовый ток (чувствительность) при учете реактивной энергии, А: 0,002∙Iном
– Количество числоимпульсных измерительных интерфейсов (выходов): 4 конфигурируемых выхода 		ГОСТ 30804.4.30-2013 (класс А),
ГОСТ 32144-2013,
ГОСТ 30804.4.7-2013
(класс I, в части гармонических составляющих напряжения),
ГОСТ Р 51317.4.15-2012
(в части измерений фликера),
ГОСТ Р 8.655-2009,
ГОСТ 33073-2014
– С.к.з. напряжения (γ=±0,1%)*
– Положительное/отрицательное отклонение напряжения (Δ=±0,1)*
– Частота; отклонение частоты (Δ=±0,01)*
– Кратковременная/длительная доза фликера (δ=±5%)*
– Коэффициент n-ой** гармонической составляющей напряжения до 50 порядка (Δ=±0,05)*
– Суммарный коэффициент гармонических составляющих напряжения (коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения) (Δ=±0,05)*
– Коэффициент несимметрии напряжений по обратной/нулевой последовательности (Δ=±0,15)*
– Длительность провала напряжения (Δ=±0,02)*
– Глубина провала напряжения (Δ=±0,2)*
– Длительность прерывания напряжения (Δ=±0,02)*
– Длительность временного перенапряжения (Δ=±0,02)*
– Коэффициент временного перенапряжения (Δ=±0,002)* 		ГОСТ 22261-94, ГОСТ Р 52931-2008
Ток (I)
– С.к.з. силы тока (γ=±0,1%)*
– С.к.з. силы тока: с учетом гармонических составляющих от 1 до 50 порядка; основной частоты (γ=±0,1%)*
– Коэффициент несимметрии тока по обратной/нулевой последовательности (Δ=±0,15)*
– С.к.з. n-ой** гармонической подгруппы тока, m-ой*** интергармонической подгруппы тока (до 50 порядка) (γ=±0,15%)*
– Угол фазового сдвига между 1-ой и n-ой** гармонической составляющей фазного тока (Δ=±1-10)*
– Угол фазового сдвига между фазными токами основной частоты  (Δ=±0,5)*
– Суммарный коэффициент гармонических подгрупп тока
– Коэффициент искажения синусоидальности кривой тока (Δ=±0,15)*
– Коэффициент n-ой** гармонической составляющей тока до 50 порядка (Δ=±0,15)*
– С.к.з. силы тока прямой/обратной/нулевой последовательности (γ=±0,15%)*
– Угол фазового сдвига между n-ми** гармоническими составляющими напряжения и тока (до 50 порядка) (Δ=±3-5)*
– Угол фазового сдвига между напряжением и током основной частоты (прямой/обратной/нулевой последовательности) (Δ=±0,5-5)*
Напряжение (U)
– Установившееся отклонение напряжения (Δ=±0,1)*
– Напряжение, меньшее номинала/большее номинала (γ=±0,1%)*
– С.к.з. напряжения: основной частоты; с учетом гармонических составляющих от 1 до 50 порядка (γ=±0,1%)*
– Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения с учетом влияния всех гармоник до 50 порядка (Δ=±0,05)*
– С.к.з. n-ой** гармонической подгруппы напряжения, m-ой*** интергармонической центрированной подгруппы напряжения (до 50 порядка) (γ=±0,05%)*
– Суммарный коэффициент гармонических подгрупп напряжения (Δ=±0,0005)*
– Фазовый угол  между 1-ой (составляющей основной частоты) и n-ой** гармонической составляющей напряжения  (до 50 порядка) (Δ=±1-10)*
– Угол фазового сдвига между напряжениями (фазными/линейными) основной частоты (Δ=±0,1)*
– Значение напряжения прямой/обратной/нулевой последовательности (γ=±0,15 %)*
Мощность (P, Q, S)
– Активная мощность (δ = ±0,2-0,5%)*
– Активная мощность: с учетом гармонических составляющих от 1 до 50 порядка, основной частоты (δ=±0,2-0,5%)*
– Активная мощность n-й** гармонической составляющей (до 50 порядка) (δ=±10%)*
– Активная мощность прямой/обратной/нулевой последовательности (δ=±0,5%)*
– Реактивная мощность (δ=±1,0-1,5%)*
– Реактивная мощность: с учетом гармонических составляющих от 1 до 50 порядка; основной частоты  (δ=±1,0-1,5%)*
– Реактивная мощность n-ой** гармонической составляющей (δ=±10%)*
– Реактивная мощность прямой/обратной/нулевой последовательности (δ=±5%)*
– Полная мощность (δ=±0,5%)*
– Полная мощность: с учетом гармонических составляющих от 1 до 50 порядка; основной частоты (δ=±0,5%)*
– Полная мощность n-й гармонической составляющей (δ=±10%)*
– Полная мощность прямой/обратной/нулевой последовательности (δ=±5%)*
– Коэффициент мощности (Δ = ±0,01)*
Электрическая энергия (WP, WQ)
– Активная энергия, кВт∙ч (δ=±0,2-0,5%)*
– Активная энергия первой гармоники, кВт∙ч (δ=±0,2-0,5%)*
– Активная энергия прямой последовательности, кВт∙ч (δ=5%)*
– Реактивная энергия, квар∙ч (δ=±1,0-1,5%)*
– Реактивная энергия первой гармоники, квар∙ч (δ=±1,0-1,5%)*
– Реактивная энергия прямой последовательности, квар∙ч (δ=±5%)*
– Полная энергия; полная энергия первой гармоники, кВ∙А∙ч (δ=±0,5%)*
– Полная энергия прямой последовательности, кВ∙А∙ч (δ=±5%)*
                                                                                                                                          
* обозначение погрешностей: Δ – абсолютная; δ, % – относительная; γ, % – приведенная
** номер гармонической подгруппы n от 2 до 50 порядка в соответствии с ГОСТ 30804.4.7
*** номер интергармонической подруппы m от 1 до 49 в соответствии с ГОСТ 30804.4.7-2013

Применение:
1. Многофункциональный измеритель:
- измерение параметров сети и передача их в системы ТИ, системы сбора и передачи данных, телемеханики и АСУ ТП.
2. Анализатор качества электроэнергии:
- мониторинг показателей качества электроэнергии в системах распределения электроэнергии;
- контроль показателей качества электроэнергии в системах АИИС КУЭ, на производстве и ЖКХ;
- аттестация объектов, измерительных лабораторий.
3. Коммерческий учет электроэнергии:
- восьмитарифный коммерческий учет электроэнергии;
- измерение потерь электроэнергии в линии электроснабжения.
4. Регистрация аварийных случаев.

ЩМК120СП внесены в Госреестр СИ РФ № 68977-17, срок действия до 23 октября 2027г.
Межповерочный интервал - 12 лет.

Технические характеристики
Документация
Габаритные чертежи
FAQ

Тип прибора

Габаритные размеры, мм

Высота знака, мм

Масса, кг, не более

ЩМК120СП

173×290×88

14

2,0

Параметры учета электроэнергии

Погрешность измерений

Активная энергия принятая (A+) по n-ому тарифу
(n = 1, 2, ..., 8, 0 - суммарно по тарифам)

В соотв. с классом точности 0,2S

по ГОСТ 31819.22

Активная энергия отданная (A–) по n-ому тарифу
(n = 1, 2, ..., 8, 0 - суммарно по тарифам)

В соотв. с классом точности 0,2S

по ГОСТ 31819.22

Активная энергия суммарная ((A+)+(A–)) по n-ому тарифу (n = 1, 2, ..., 8, 0 - суммарно по тарифам)

В соотв. с классом точности 0,2S

по ГОСТ 31819.22

Реактивная энергия по r-ому квадранту (Qr)
(r = 1, 2, 3 или 4) по n-ому тарифу (n = 1, 2, ..., 8, 0 - суммарно по тарифам)

В соотв. с классом точности 1

по ГОСТ 31819.23

Реактивная энергия принятая (R+ = Q1+Q2) по n-ому тарифу (n = 1, 2, ..., 8, 0 - суммарно по тарифам)

В соотв. с классом точности 1

по ГОСТ 31819.23

Реактивная энергия отданная (R– = Q3+Q4) по n-ому тарифу (n = 1, 2, ..., 8, 0 - суммарно по тарифам)

В соотв. с классом точности 1

по ГОСТ 31819.23

Реактивная энергия суммарная ((R+)+(R–)) по n-ому тарифу (n = 1, 2, ..., 8, 0 - суммарно по тарифам)

В соотв. с классом точности 1

по ГОСТ 31819.23

Время усреднения при измерении приращения энергии (интервал учета), мин

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

Стартовый ток (чувствительность) при учете активной энергии, А

0,001∙Iном

Стартовый ток (чувствительность) при учете реактивной энергии, А

0,002∙Iном

Количество числоимпульсных измерительных интерфейсов (выходов)

4 конфигурируемых выхода

Параметры качества электроэнергии

Диапазон

измерений

Предел погрешности измерений*

С.к.з. напряжения (U), В

(0… 200) % Uном

γ = ±0,1 %

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

(0…100) %

Δ = ±0,1

Отрицательное отклонение напряжения (δU(–)), %**

(0…90) %

Δ = ±0,1

Частота (f), Гц

(42,5…57,5) Гц

Δ = ±0,01

Отклонение частоты (Δf), Гц

(-7,5…7,5) Гц

Δ = ±0,01

Кратковременная доза фликера (Pst), отн. ед.

(0,2…10)

δ = ±5 %

Длительная доза фликера (Plt), отн. ед.

(0,2…10)

δ = ±5 %

Коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения до 50 порядка (KU(n)), %***

(0,05…30)

Δ = ±0,05

(KU(n) < 1 %)

δ = ±5,0 %

(1 % ≤ KU(n)<30 %)

Суммарный коэффициент гармонических составляющих напряжения (коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения) (KU), %

(0,1…30)

Δ = ±0,05

(0,1 % ≤ KU <1 %)

δ = ±5,0 %

(1 % ≤ KU <30 %)

Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности (K2U), %

(0…20)

Δ = ±0,15

Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности (K0U), %

(0…20)

Δ = ±0,15

Длительность провала напряжения (Δtп), с

(0,02…60) с

Δ = ±0,02

Глубина провала напряжения (δUп), %

(10…99) %

Δ = ±0,2

Длительность прерывания напряжения (Δtпрер), с

(0,02…60) с

Δ = ±0,02

Длительность временного перенапряжения (Δtпер.), с

(0,02…60) с

Δ = ±0,02

Коэффициент временного перенапряжения (Kпер), отн. ед.

(1,1…2,0)

Δ = ±0,002

* обозначение погрешностей: Δ – абсолютная; δ, % – относительная; γ, % – приведенная

** относительно Uн равного номинальному Uн или согласованному Uсогл значению напряжения по ГОСТ 32144

*** номер гармонической подгруппы n от 2 до 50 порядка в соответствии с ГОСТ 30804.4.7

Отображение информации

Светодиодная индикация

(единичные и семисегментные

индикаторы)

- 1 ряд семисегментных индикаторов (8 индикаторов, высота знака: 14 мм);

- одиночный семисегментный индикатор – для отображения номера выбранного тарифа;

- единичные светодиодные индикаторы для отображения различных текущих параметров

Телеизмерение

Входной сигнал

Номинальное значение аналогового входного сигнала:

А: 1, 5, I/1, I/5 (от 0 до 1,5∙Iном)

В (фазное/линейное): 57,73/100; 230/400; U/100 (от 0 до 2,0∙Uф.ном)

Частота входного сигнала, Гц:от 42,5 до 57,5

Примечание:
Возможно подключение через трансформатор напряжения 100 В или трансформатор тока 1 А, 5 А (коэффициенты трансформации перепрограммируются через программу «Конфигуратор»)

Цифровой входной сигнал МЭК 61850-9-2 (SV256)

Время измерения

0,2 сек. (ток и напряжение), 1 сек. (частота)

Гальваническая развязка входных и выходных цепей, цепей питания

Есть

Входное сопротивление

по токовым цепям, не более:

по цепям напряжения, не менее:

0,02 Ом (1 А, 5 А)

0,4 MOм (100 В), 1,6 MOм (400 В)

Интерфейсы связи

RS485

Количество: 2; протоколы: Modbus RTU, МЭК 60870-5-101

Скорость обмена по интерфейсу: 200, 300, 600, 1200, 2400, 4800, 9600, 19200, 38400, 57600, 115200 бит/сек.

Ethernet

Ethernet 10/100BASE-TX (разъем RJ45) или Ethernet 100BASE-FX (разъем ST)

Количество: 2; протоколы: МЭК 60870-5-104, МЭК 61850-8-1 (MMS)*, МЭК 61850-9-2 (SV) (измерения ТТ и ТН)

Удаленный человеко-машинный

интерфейс

HTTP (встроенный web-интерфейс)

Интеграция в систему контроля показателей качества электроэнергии

HTTP (интеграция в программный пакет визуализации и контроля показателей качества электроэнергии, поставляемый в комплекте с устройством)

Интеграция в системы

RS485 (Modbus RTU, МЭК 60870-5-101), Ethernet (МЭК 60870-5-104, МЭК 61850-8-1 (MMS)),

оптический локальный интерфейс типа «оптопорт» (МЭК 61107), испытательный импульсный выходной интерфейс

Часы реального времени

Синхронизация времени

NTP (RFC 5905)/PTP (IEEE `1588); погрешность хода часов не более ±1 сек. в сутки;

при отсутствии внешнего питания обеспечивается возможность функционирования часов в течение не менее 15 суток

Журнал событий / хранение результатов измерений

Журналы событий

– журнал системных событий – до 1000 событий с автоматической перезаписью более ранних событий при достижении максимума;

– журнал событий качества электроэнергии – до 100 тыс. событий с автоматической перезаписью более ранних событий при достижении максимума

Хранение результатов измерений

Во внутренней энергонезависимой памяти измеренных значений ПКЭ;

циклический буфер хранения профилей всех величин с глубиной хранения - не менее 90 суток (2160 часов) с автоматической перезаписью более ранних записей после исчерпания свободного места;

интервалы времени: 10 с (частота и отклонение частоты), 2 часа (длительная доза фликера), 10 мин (напряжение, ток, мощность, активная/реактивная энергия и прочие показатели КЭ);

запись в формате табличных файлов

Качество и коммерческий учет электроэнергии  
Протокол испытаний электрической энергии
 В соответствии с ГОСТ 32144-2013 за любой временной интервал не менее 90 суток (формат pdf)
Многотарифный учет
 8 тарифов в 12 сезонах по 9 типам дней (7 стандартных дней и 2 особых типа дня) для каждого из сезонов с использованием списка перенесенных дней;
дискрет тарифной зоны – 1 мин.; допускаемое количество переключений действующего тарифа в пределах одних суток ограничено дискретностью тарифной зоны (верхний предел количества переключений равен количеству 1-мин. интервалов в пределах суток – 1440)
Профили мощности
 4 независимых профиля мощности;
Сохранение профилей во внутренней памяти;
Скачивание профилей мощности на ПК в лог-файл с расширением .csv;
Программируемое время интегрирования от 1 до 60 минут;
Фиксация значений усредненных и максимальных на интервале величин активной мощности с учетом направления и реактивной мощности по квадрантам;
Глубина хранения для каждого профиля – не менее 420 суток при длительности интервала времени усреднения 60 минут (при длительности интервала времени усреднения от 1 до 60 минут глубина хранения профиля в пропорциональное число раз меньше)

Питание

Напряжение питания

- основное: 220ВУ (от 90 до 264 В переменного тока частотой (50 ± 0,5) Гц или от 130 до 370 В постоянного тока);

- резервное: «РЕЗЕРВ» (от 90 до 264 В переменного тока частотой (50 ± 0,5) Гц или от 130 до 370 В постоянного тока)

Мощность потребления от цепи питания, не более

10 В∙А (полная мощность) при питании от источника однофазного переменного тока 50 Гц,

10 Вт при питании от источника постоянного тока

Перепрограммирование прибора (настройка)

Перепрограммирование

- через программу «Конфигуратор» (интерфейс RS485, Ethernet),

- с помощью кнопок управления на передней панели,

- через web-интерфейс

Параметры перепрограммирования описаны в Руководстве по эксплуатации приборов.

Условия эксплуатации

Рабочий диапазон температур

От -40 до +55 °С (относительная влажность 90 % при +30 °С)

Пыле/влагозащита

IP51

Устойчивость к механическим воздействиям

Группа 4 по ГОСТ 22261

Электромагнитная совместимость

Помехоустойчивость: ГОСТ Р 51317.6.5, помехоэмиссия: СИСПР 22 для класса А

Уровень индустриальных помех

ГОСТ 30805.22-2013 для класса А

Монтаж

На панель

Сечение провода

до 4 мм²

Надежность и гарантия

Межповерочный интервал

12 лет

Гарантийный срок эксплуатации

36 мес.

Средний срок службы, не менее

25 лет

Средняя наработка на отказ

250000 ч

* реализация протокола МЭК 61850-8-1 подтверждена международным сертификатом DNV GL (КЕМА)

Форма заказа
ЩМК120СП – а – b – с – d

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:
- МЭК 61850-9-2 – поддержка счетчиком функций приема и выдачи данных измерений тока и напряжения по протоколу МЭК 61850-9-2;
- при отсутствии параметр не заполняется.

Таблица исполнений

Исполнение

счетчика

 

Параметр кода полного условного обозначения

Номинальное значение

или коэффициент

трансформа­ции

Цвет

индикации

Специальное исполнение

a

b

с

d

ЩМК120СП

U;

U/100

I;

I/1; I/5

+

-

МЭК 61850-9-2

Примечания:

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

2 Неиспользуемый параметр d не указывают.

Пример оформления заказа
Для счетчика ЩМК120СП, имеющего следующие характеристики: номинальное напряжение 400 В, номинальный ток 5 А, красный цвет индикаторов:
ЩМК120СП – 400 В – 5 А – К  ТУ 26.51.43-233-05763903-2017

Для счетчика ЩМК120СП, имеющего следующие характеристики: номинальное напряжение 100 В, номинальный ток 1 А, красный цвет индикаторов:
ЩМК120СП – 100 В – 1 А – К  ТУ 26.51.43-233-05763903-2017

Для счетчика ЩМК120СП, имеющего следующие характеристики: номинальное напряжение 400 В; номинальный ток 5 А; красный цвет индикаторов; функция приема и выдачи данных измерений тока и напряжения по протоколу МЭК 61850-9-2
ЩМК120СП – 400 В – 5 А – К – МЭК 61850-9-2  ТУ 26.51.43-233-05763903-2017

Свидетельство об утверждении типа СИ (, 199.7 Кб )   Просмотреть   Скачать
Декларация о соответствии ТР ТС (pdf, 328.3 Кб )   Просмотреть   Скачать
Сертификат соответствия стандарту IEC 61850 (DNV GL (КЕМА)) (pdf, 165.4 Кб )   Просмотреть   Скачать
Руководство по эксплуатации (pdf, 1.7 Мб )   Просмотреть   Скачать
Руководство пользователя "Программное обеспечение "Конфигуратор устройств измерений ПКЭ (ЩМК96)" (pdf, 1.4 Мб )   Просмотреть   Скачать

ЩМК120СП.jpg


Как подключиться к прибору для настройки?
Узнать IP-адрес с лицевой панели прибора, подключиться напрямую к прибору через разъем Eth1. Установить IP-адрес и той же подсети (например, IP-адрес прибора 192.168.0.100, то IP-адрес сетевого адаптера ПК можно назначить 192.168.0.1), адаптера, подключенного к прибору ЩМК. В веб-браузере настроенного ПК ввести адрес прибора.

Как обновить программу (прошивку)?
Для обновления встраиваемого ПО прибора ЩМК необходимо зайти на веб-интерфейс по адресу http://IP-адрес/page/setup/upgrade или http://IP-адрес/page/setup/SysUpgrade (например, http://192.168.0.100/page/setup/upgrade или http://192.168.0.100/page/setup/SysUpgrade).
1. Нажать кнопку "Загрузка встраиваемого ПО";
2. В всплывающем окне нажать кнопку "Обзор";
3. Выбрать файл с обновленным ВПО "pqi-base.ufw";
4. Нажать кнопку "Отправить";
5. Ожидать 10-30 сек.;
6. В появившемся окне согласиться с перезагрузкой прибора.
Перезагрузка займет несколько больше времени, чем обычно (около 1-й минуты). В это время нельзя выключать/перезагружать прибор. После перезагрузки конфигурация прибора будет сброшена в значения по умолчанию (в том числе IP-адрес прибора будет 192.168.0.100);
7. После перезагрузки проконтролировать в веб-интерфейсе на закладке "Информация" версию ВПО.
Загружаемые таким образом обновления способны изменить только коммуникационные параметры прибора. Метрологически значимая часть ВПО и калибровочные коэффициенты находятся в иной области внутренней памяти, выполняются на отдельном процессорном ядре DSP и могут изменяться только в условиях предприятия-изготовителя.

Почему после перезагрузки прибора не сохраняются изменения настроек через веб-интерфейс?
После внесения изменений настроек, нажав на кнопку "Применить", для того, чтобы настройки сохранились, необходимо нажать кнопку "Сохранить настройки" в меню "Сохранение настроек".
Вернуться к списку