ПРИЛОЖЕНИЕ

к приказу Федерального агентства по техническому регулированию

и метрологии

от «___»    мая______2026 Г. № 85_

Сведения

об утвержденных типах средств измерений, подлежащие изменению в части сведений об изготовителях (правообладателях)

№ п/п	Наименование типа	Обозначение типа	Регистрационный номер в ФИФ	Изготовитель		Правообладатель		Заявитель
				Отменяемые сведения	Устанавливаемые сведения	Отменяемые сведения	Устанавливаемые сведения
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1.	Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭБ-1ТМ.04Т	82236-21	Общество с ограниченной ответственностью «ТехноЭнерго» (ООО «ТЭ»). ИНН 5261055814 Адрес: 603152, Нижний Новгород, ул. Кемеровская, д. 3, офис 9. Телефон (факс) (831) 218-04-50. Web-сайт: te-nn.ru Е-mail: info@te- nn.ru.	Общество с ограниченной ответственностью «ТехноЭнерго» (ООО «ТЭ») ИНН 5261055814 Адрес: 603152, г. Нижний Новгород, ул. Кемеровская, д. 3 Телефон (факс) (831) 218-04-50 Web-сайт: https://te-nn.ru/ Е-mail: info@te-nn.ru	Общество с ограниченной ответственностью «Техно-Энерго» (ООО «ТЭ»), г. Нижний Новгород	Общество с ограниченной ответственностью «ТехноЭнерго» (ООО «ТЭ») ИНН 5261055814 Юридический адрес: 603152, г. Нижний Новгород, ул. Кемеровская, д. 3 Телефон (факс) (831) 218-04-50 Web-сайт: https://te-nn.ru/ Е-mail: info@te-nn.ru	Общество с ограниченной ответственностью «ТехноЭнерго» (ООО «ТЭ»), г. Нижний Новгород
2.	Счетчики электрической энергии многофункциональные	ТЕ1000	82562-21	Общество с ограниченной ответственностью «ТехноЭнерго» (ООО «ТЭ») ИНН 5261055814	Общество с ограниченной ответственностью «ТехноЭнерго» (ООО «ТЭ») ИНН 5261055814	Общество с ограниченной ответственностью «ТехноЭнерго» (ООО «ТЭ») ИНН 5261055814	Общество с ограниченной ответственностью «ТехноЭнерго» (ООО «ТЭ») ИНН 5261055814	Общество с ограниченной ответственностью «ТехноЭнерго» (ООО «ТЭ»), г. Нижний Новгород

				Адрес: 603152, Нижний Новгород, ул. Кемеровская, д. 3, офис 9 Телефон (факс) (831) 218-04-50 Web-сайт: https://te-nn.ru/ Е-mail: info@te-nn.ru	Адрес: 603152, г. Нижний Новгород, ул. Кемеровская, д. 3 Телефон (факс) (831) 218-04-50 Web-сайт: https://te-nn.ru/ Е-mail: info@te-nn.ru	Юридический адрес: 603152, Нижний Новгород, ул. Кемеровская, д. 3, офис 9 Телефон (факс) (831) 218-04-50 Web-сайт: https://te-nn.ru/ Е-mail: info@te-nn.ru	Юридический адрес: 603152, г. Нижний Новгород, ул. Кемеровская, д. 3 Телефон (факс) (831) 218-04-50 Web-сайт: https://te-nn.ru/ Е-mail: info@te-nn.ru
3.	Счетчики электрической энергии многофункциональные	ПСЧ- 4ТМ.06Т	82640-21	Общество с ограниченной ответственностью «ТехноЭнерго» (ООО «ТЭ»). ИНН 5261055814 Адрес: 603152, г. Нижний Новгород, ул. Кемеровская, д. 3, офис 9. Телефон (факс) (831) 218-04-50. Web-сайт: https://te-nn.ru/ Е-mail: info@te-nn.ru.	Общество с ограниченной ответственностью «ТехноЭнерго» (ООО «ТЭ») ИНН 5261055814 Адрес: 603152, г. Нижний Новгород, ул. Кемеровская, д. 3 Телефон (факс) (831) 218-04-50 Web-сайт: https://te-nn.ru/ Е-mail: info@te-nn.ru	Общество с ограниченной ответственностью «Техно-Энерго» (ООО «ТЭ»), г. Нижний Новгород	Общество с ограниченной ответственностью «ТехноЭнерго» (ООО «ТЭ») ИНН 5261055814 Юридический адрес: 603152, г. Нижний Новгород, ул. Кемеровская, д. 3 Телефон (факс) (831) 218-04-50 Web-сайт: https://te-nn.ru/ Е-mail: info@te-nn.ru	Общество с ограниченной ответственностью «ТехноЭнерго» (ООО «ТЭ»), г. Нижний Новгород
4.	Счетчики электрической энергии многофункциональные	ТЕ2000	83048-21	Общество с ограниченной ответственностью «ТехноЭнерго» (ООО «ТЭ») ИНН 5261055814 Адрес: 603152, Нижний Новгород, ул. Кемеровская, д. 3, офис 9 Телефон (факс) (831) 218-04-50	Общество с ограниченной ответственностью «ТехноЭнерго» (ООО «ТЭ») ИНН 5261055814 Адрес: 603152, г. Нижний Новгород, ул. Кемеровская, д. 3 Телефон (факс) (831) 218-04-50 Web-сайт: https://te-	Общество с ограниченной ответственностью «ТехноЭнерго» (ООО «ТЭ») ИНН 5261055814 Юридический адрес: 603152, Нижний Новгород, ул. Кемеровская, д. 3, офис 9 Телефон (факс)	Общество с ограниченной ответственностью «ТехноЭнерго» (ООО «ТЭ») ИНН 5261055814 Юридический адрес: 603152, г. Нижний Новгород, ул. Кемеровская, д. 3 Телефон (факс) (831) 218-04-50 Web-сайт: https://te-	Общество с ограниченной ответственностью «ТехноЭнерго» (ООО «ТЭ»), г. Нижний Новгород

Web-сайт: https://te-nn.ru/ Е-mail: info@te-nn.ru

nn.ru/ Е-mail: info@te- nn.ru

(831) 218-04-50 Web-сайт: https://te-nn.ru/ Е-mail: info@te- nn.ru

nn.ru/ E-mail: info@te-nn.ru

---

МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО

ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Росстандарт)

П Р И К А З

06 мая 2026 г.                                                                                   858

________ №_______

Москва

О внесении изменений в сведения об утвержденных типах средств измерений

В соответствии с Административным регламентом по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений, утвержденным приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 12 ноября 2018 г. № 2346, п р и к а з ы в а ю:

• 1. Внести изменения в сведения об утвержденных типах средств измерений в части сведений об изготовителях (правообладателях) утвержденных типов средств измерений, согласно приложению к настоящему приказу.

• 2. Утвердить измененные описания типов средств измерений, прилагаемые к настоящему приказу.

• 3. ФБУ «НИЦ ПМ - Ростест» внести сведения об утвержденных типах средств измерений согласно приложению к настоящему приказу в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений в соответствии с Порядком создания и ведения Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений, передачи сведений в него и внесения изменений в данные сведения, предоставления содержащихся в нем документов и сведений, утвержденным приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 28 августа 2020 г. № 2906.

• 4. Контроль за исполнением настоящего приказа оставляю за собой.

f                             \

Подлинник электронного документа, подписанного ЭП, хранится в системе электронного документооборота Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

СВЕДЕНИЯ О СЕРТИФИКАТЕ ЭП

Сертификат: 316B076EA979CDFD7618B7011C5621C3

Кому выдан: Лазаренко Евгений Русланович

Действителен: с 13.01.2026 до 08.04.2027

\__________________-__________________/

---

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию

и метрологии

от « ⁰⁶ »    ^мая     2026 г. № ⁸⁵⁸

Регистрационный № 82236-21

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭБ-1ТМ.04Т

Назначение средства измерений

Счетчики предназначены для измерения и многотарифного коммерческого или технического учета активной и реактивной энергии прямого и обратного направления в однофазных двухпроводных сетях переменного тока при непосредственном подключении к сети.

Описание средства измерений

Принцип действия счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭБ-1ТМ.04Т основан на цифровой обработке входных аналоговых сигналов. Управление процессом измерения и всеми функциональными узлами счетчика осуществляется высокопроизводительным микроконтроллером (МК), который реализует измерительные и управляющие алгоритмы в соответствии со специализированной программой, помещенной в его внутреннюю память программ. Управление узлами производится через аппаратно-программные интерфейсы, реализованные на портах ввода/вывода МК

Измерительная часть счетчиков выполнена на основе аналого-цифрового преобразователя (АЦП), встроенного в микроконтроллер. АЦП осуществляет выборки мгновенных значений величин напряжения и тока. Микроконтроллер по выборкам мгновенных значений напряжения и тока производит вычисление средних за период сети значений частоты, напряжения, тока, активной и полной мощности, производит их коррекцию по амплитуде, фазе

По измеренным за период сети значениям активной и реактивной мощности прямого и обратного направления формируются импульсы телеметрии на конфигурируемом испытательном выходе счётчика. Сформированные импульсы подсчитываются МК и сохраняются в регистрах текущих значений энергии и профиля мощности до свершения события. По свершению события, текущие значения энергии добавляются в соответствующие энергонезависимые регистры учета энергии и профиля мощности. При этом в качестве события выступает время окончания текущего тарифа или время окончания интервала интегрирования мощности для массива профиля.

Функциональные возможности

Счетчики обеспечивают:

• - многотарифный учет активной и реактивной энергии прямого и обратного

направления и четырехквадрантной реактивной энергии по датчику тока в фазном проводе

(а счетчиками с двумя датчиками тока в фазном или нулевом проводе);

• - ведение четырехканального массива профиля мощности нагрузки

с программируемым временем интегрирования;

• - ведение многоканального профиля параметров с программируем временем

интегрирования;

• - измерение параметров однофазной сети и параметров качества электрической

энергии;

• - ведение журналов событий.

Счётчики позволяют управлять нагрузкой посредством встроенного реле управления нагрузкой и формировать сигнал управления нагрузкой на конфигурируемом испытательном выходе по различным программируемым критериям.

Счетчики имеют интерфейсы связи, поддерживают ModBus-подобный, СЭТ-4ТМ.02-совместимый протокол обмена, и предназначены для работы, как автономно, так и в составе автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АИИС КУЭ) и в составе автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ).

Счетчики внутренней установки, в том числе с установкой на DIN-рейку, предназначены для работы в закрытых помещениях с диапазоном рабочих температур от минус 40 до плюс 70 °С. Счетчики наружной установки имеют расщепленную архитектуру, предназначены для работы в диапазоне температур от минус 40 до плюс 70 °С, не чувствительны к воздействию солнечной радиации, инея и росы.

Варианты исполнения

В модельный ряд счетчиков серии СЭБ-1ТМ.04Т входят счетчики, отличающиеся наличием реле управления нагрузкой, наличием второго датчика тока, наличием радиомодема, способом установки (внутри или снаружи помещений, на DIN-рейку), типом встраиваемого интерфейсного модуля (для счетчиков наружной установки) и типом установленного дополнительного интерфейсного модуля (для счетчиков внутренней установки). Варианты исполнения счетчиков приведены в таблице 1. Варианты исполнения встроенного интерфейсного модуля приведены в таблице 2. Варианты исполнения дополнительных интерфейсных модулей приведены в таблице 3. Счётчики всех вариантов исполнения имеют оптический интерфейс.

Запись счетчика при его заказе и в конструкторской документации другой продукции должна состоять: из наименования счетчика, условного обозначения варианта исполнения счетчика и номера технических условий.

Пример записи счётчика - «Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭБ- 1Т\1.С)4Т.ХХ. Y''Y''.ZZ ФРДС.411152.009ТУ»,

где XX - условное обозначение варианта исполнения счётчика в соответствии с таблицей 1.

YY - условное обозначение варианта исполнения встраиваемого интерфейсного модуля в счетчики наружной установки (таблица 2),

ZZ - условного обозначения дополнительного варианта исполнения интерфейсного модуля для счетчиков внутренней установки (таблица 3).

Пример записи счётчика - «Счётчик электрической энергии многофункциональный СЭБ-1ТМ.04Т.04.00.00 ФРДС.411152.009ТУ».

Таблица 1 - Варианты исполнения счетчиков________________________________________

Условное обозначение счетчика	Наличие реле	Второй датчик тока	Радиомодем	Внешнее питание RS-485
Счетчики для установки внутри помещения
СЭБ-1ТМ.04Т.00	Есть	Есть	Нет	Нет
СЭБ-1ТМ.04Т.01	Нет	Есть	Нет	Нет
СЭБ-1ТМ.04Т.02	Есть	Нет	Нет	Нет
СЭБ-1ТМ.04Т.03	Нет	Нет	Нет	Нет
СЭБ-1ТМ.04Т.04	Нет	Есть	Нет	Есть
СЭБ-1ТМ.04Т.05	Нет	Нет	Нет	Есть
Счетчики наружной установки
СЭБ-1ТМ.04Т.40	Есть	Есть	Есть	Нет
СЭБ-1ТМ.04Т.41	Нет	Есть	Есть	Нет
СЭБ-1ТМ.04Т.42	Есть	Нет	Есть	Нет
СЭБ-1ТМ.04Т.43	Нет	Нет	Есть	Нет
СЭБ-1ТМ.04Т.44	Есть	Есть	Нет	Нет
СЭБ-1ТМ.04Т.45	Нет	Есть	Нет	Нет
СЭБ-1ТМ.04Т.46	Есть	Нет	Нет	Нет
СЭБ-1ТМ.04Т.47	Нет	Нет	Нет	Нет
Счетчики для установки на DIN рейку
СЭБ-1ТМ.04Т.60	Есть	Есть	Нет	Нет
СЭБ-1ТМ.04Т.61	Нет	Есть	Нет	Нет
СЭБ-1ТМ.04Т.62	Есть	Нет	Нет	Нет
СЭБ-1ТМ.04Т.63	Нет	Нет	Нет	Нет
Примечания 1 Базовыми моделями при испытаниях на ЭМС являются счетчики вариантов исполнения СЭБ-1ТМ.04Т.00, СЭБ-1ТМ.04Т.40. 2 В счетчики СЭБ-1ТМ.04Т.04 и СЭБ-1ТМ.04Т.05 для внешнего питания интерфейса RS-485 и дополнительного установленного интерфейсного модуля используется источник питания постоянного тока от 6 до 12 В с обеспечением тока потребления не менее 500 мА.

Таблица 2 - Типы встраиваемых интерфейсных модулей

Условное обозначение модуля	Наименование
00	Отсутствие интерфейсного модуля
01	Коммуникатор GSM ТЕ101.02.01А, (сеть 2G)
02	Модем PLC
04	Коммуникатор 3G ТЕ101.03.01А, (сеть 2G+3G)
08	Модем ISM М-4.03Т.0.102А (ZigBee 2400 МГц)
10	Коммуникатор Wi-Fi ТЕ102.01.01А
11	Коммуникатор 4G ТЕ101.04.01А, (сеть 2G+3G+4G)
13	Коммуникатор NB-IoT ТЕ101.01.01А (сеть 2G+4G NB-IoT)
14	Коммуникатор NB-IoT ТЕ101.01.01А/1 (сеть 4G только NB-IoT)
15	Модем LoRaWAN M-6(T).ZZ.ZZ
16	Модем Bluetooth M-7(T).ZZ.ZZ
17	Модем PLC/ISM ТЕ103.01.01А
Примечание - ZZ - вариант исполнения интерфейсного модуля.

Таблица 3 - Типы устанавливаемых сменных дополнительных интерфейсных модулей для счетчиков внутренней установки (СЭБ-1ТМ.04Т.00 - СЭБ-1ТМ.04Т.03)

Условное обозначение модуля	Наименование
00	Отсутствие интерфейсного модуля
01	Коммуникатор GSM ТЕ101.02.01 (сеть 2G)
02	Модем PLC М-2.01(Т).01 (однофазный)
04	Коммуникатор 3G ТЕ101.03.01 (сеть 2G+3G)
05	Модем Ethernet М-3.01 Т.01
06	Модем ISM М-4.01(Т)^ (430 МГц)
07	Модем ISM М-4.02(Т)^ (860 МГц)
08	Модем ISM М-4.03Т.0.112 (2400 МГц)
09	Модем оптический М-5.01Т.ZZ
10	Коммуникатор Wi-Fi ТЕ102.01.01
11	Коммуникатор 4G ТЕ101.04.01 (сеть 2G+3G+4G)*
12	Коммуникатор 4G ТЕ101.04.01/1 (сеть 2G+3G +4G)**
13	Коммуникатор NB-IoT ТЕ101.01.01 (сеть 2G+4G (NB-IoT))
14	Коммуникатор NB-IoT ТЕ101.01.01/1 (сеть 4G (только NB-IoT))
15	Модем LoRaWAN M-6T.ZZ.ZZ
16	Модем Bluetooth M-7T.ZZ.ZZ
17	Модем PLC/ISM ТЕ103.01.01 (однофазный)
Примечания 1 ZZ - вариант исполнения интерфейсного модуля 2 В счетчики могут устанавливаться дополнительные интерфейсные модули, не приведенные в данной таблице со следующими характеристиками: - при питании от внутреннего источника счетчика с напряжением 12 В потребляемый ток не должен превышать 200 мА; - при питании от внешнего источника величина напряжения изоляции цепей интерфейса RS-485 модуля от цепей электропитания должна быть 4000 В (среднеквадратическое значение в течение 1 минуты). 3 * Максимальная скорость в сети 4G 150 Мбит/с. 4 ** Максимальная скорость в сети 4G 10 Мбит/с.

Счётчики наружной установки вариантов исполнения 40-43 (таблица 1) должны поставляться с терминалами в двух вариантах исполнения, что в явном виде указывается при заказе:

• - Т-1.01МТ с питанием от сети переменного тока и с резервным питанием от двух

алкалиновых батарей или двух аккумуляторов типоразмера ААА;

• - Т-1.01МТ/1 без источника сетевого электропитания и с питанием только от двух

алкалиновых батарей или двух аккумуляторов типоразмера ААА.

Примеры записи счётчика

• 1 «Счётчик электрической энергии многофункциональный СЭБ-1ТМ.04Т.40.01.00 ФРДС.411152.009ТУ с терминалом Т-1.01МТ»;

• 2 «Счётчик электрической энергии многофункциональный СЭБ-1ТМ.04Т.41.00.00 ФРДС.411152.009ТУ с терминалом Т-1.01МТ/1»;

• 3 «Счётчик электрической энергии многофункциональный СЭБ-1ТМ.04Т.42.10.00 ФРДС.411152.009ТУ без терминала».

Счетчики всех вариантов исполнения работают как 4-х квадрантные измерители (четыре канала учета) активной и реактивной энергии и мощности прямого и обратного направления, имеют идентичные метрологические характеристики и единое программное обеспечение. Счетчики могут конфигурироваться для работы в однонаправленном режиме (три канала учета) и учитывать:

• -  активную энергию прямого и обратного направления, как активную энергию прямого направления (учет по модулю);

• -  реактивную энергию первого и третьего квадранта, как реактивную энергию прямого направления (индуктивная нагрузка);

• -  реактивную энергию четвертого и второго квадранта, как реактивную энергию обратного направления (емкостная нагрузка).

Тарификация и архивы учтенной энергии

Счетчики ведут многотарифный учет активной энергии и реактивной энергии прямого и обратного направления (четыре канала учета) в четырех тарифных зонах, по четырем типам дней в двенадцати сезонах. Дискрет тарифной зоны составляет 10 минут. Чередование тарифных зон в сутках ограничено числом десятиминутных интервалов в сутках и составляет 144 интервала. Тарификатор счётчика использует тарифное расписание, расписание праздничных дней и список перенесенных дней. Список перенесенных дней позволяет изменить тарификацию по типу дня, не изменяя тарифного расписания.

Счетчики ведут архивы тарифицированной учтенной энергии. Следующие архивы доступны через интерфейсы связи:

• -  всего от сброса (нарастающий итог);

• - за текущие и предыдущие сутки;

• -  на начало текущих и предыдущих суток;

• - за каждые предыдущие календарные сутки глубиной до 124 дней;

• -  на начало каждых предыдущих календарных суток глубиной до 124 дней;

• - за текущий месяц и 36 предыдущих месяцев;

• -  на начало текущего месяца и 36 предыдущих месяцев;

• - за текущий и 10 предыдущих лет;

• -  на начало текущего и 10 предыдущих лет.

В счетчиках может быть установлено начало расчетного периода отличное от первого числа месяца. При этом в месячных архивах энергии будет фиксироваться энергия за расчетный период и на начало расчетного периода, начинающиеся с установленного числа.

Профиль мощности нагрузки

Счетчики ведут четырехканальный базовый массив профиля мощности нагрузки с программируемым временем интегрирования от 1 до 60 минут для активной и реактивной мощности прямого и обратного направления. Глубина хранения массива профиля мощности составляет 113 суток при времени интегрирования 30 минут и 170 суток при времени интегрирования 60 минут.

Профиль параметров

Счетчики, наряду с базовым массивом профиля мощности нагрузки, ведут независимый массив профиля параметров (расширенный массив профиля или 2-й массив профиля) с программируемым временем интегрирования от 1 до 60 минут. Расширенный массив профиля может конфигурироваться в части выбора количества и типа профилируемых параметров, а так же формата хранения данных. Число каналов расширенного массива профиля может программироваться в диапазоне от 1 до 24, а типы профилируемых параметров могут выбираться из таблицы 4 (кроме коэффициентов мощности и напряжения батареи). Кроме того, в расширенном массиве могут профилироваться все четыре мощности, как и в базовом массиве.

Измерение параметров сети и показателей качества электрической энергии

Счетчики измеряют мгновенные значения (время интегрирования 1 секунда) физических величин, характеризующих однофазную электрическую сеть, и могут использоваться как измерители параметров, приведенных в таблице 4, или как датчики параметров с нормированными метрологическими характеристиками.

Счетчики могут использоваться как измерители показателей качества электрической энергии (ПКЭ) по параметрам установившегося отклонения частоты сети и установившегося отклонения напряжения, по характеристикам провалов и перенапряжений согласно ГОСТ 32144-2013 для класса измерений S в соответствии с ГОСТ 30804.4.30-2013.

Таблица 4 - Измеряемые параметры

Наименование параметра	Цена единицы младшего разряда индикатора
Активная мощность, Вт	0,01
Реактивная мощность, вар	0,01
Полная мощность, В-А	0,01
Напряжение сети, В	0,01
Напряжение встроенной батареи, В*	0,01
Ток, А	0,001
Коэффициент активной мощности cos ф	0,01
Коэффициент реактивной мощности sin ф	0,01
Коэффициент реактивной мощности tg ф	0,01
Частота сети, Гц	0,01
Текущее время, с	1
Текущая дата
Температура внутри счетчика, °С*	1
* - параметры справочные с не нормированными метрологическими характеристиками

При выходе параметра за границу ПДЗ на индикаторе отображается сообщение о факте нарушения. При этом счётчик ведет журналы ПКЭ, в которых фиксируется время выхода/возврата за установленные верхние/нижние нормально/предельно допустимые границы установившихся отклонений напряжения и частоты, и журналы провалов и перенапряжений, где фиксируются остаточное напряжение или уровень перенапряжения и длительность. Доступ к журналам ПКЭ и журналам провалов и перенапряжений возможен только через интерфейсы связи.

Испытательный выход

В счетчиках функционирует один изолированный испытательный выход, который может конфигурироваться:

• -  для формирования импульсов телеметрии одного из каналов учета энергии (активной, реактивной прямого и обратного направления и четырехквадрантной реактивной);

• - для формирования сигнала индикации превышения программируемого порога мощности (активной, реактивной, прямого и обратного направления);

• -  для формирования сигнала телеуправления.

• - для формирования сигнала управления нагрузкой по программируемым критериям.

• -  для формирования сигнала контроля точности хода встроенных часов.

Управление нагрузкой

Счетчики позволяют управлять нагрузкой посредством встроенного реле управления нагрузкой и формировать сигнал управления нагрузкой на конфигурируемом испытательном выходе по различным программируемым критериям.

Встроенное реле имеет возможность блокировки срабатывания.

Журналы

Счетчики ведут журналы событий, журналы показателей качества электрической энергии, журналы превышения порога мощности, журналы провалов и перенапряжений, статусный журнал.

В журналах событий фиксируются времена начала/окончания следующих событий, перечисленных в таблице 5.

Таблица 5 - Журналы событий

Название журнала событий	Глубина хранения
	событий	записей
1 Журнал вскрытия крышки зажимов	100	50
2 Журнал перепрограммирования счетчика (фиксация факта связи со счетчиком, приведший к изменению данных)	50	50
3 Журнал вскрытия корпуса	100	50
4 Журнал вскрытия крышки батарейного отсека	100	50
5 Журнал последнего считывания показаний энергии	10	10
6 Дата и время последнего программирования	1	1
7 Журнал инициализации счетчика	100	100
8 Журнал сброса показаний	10	10
9 Журнал выключения/включения счетчика	100	50
10 Журнал отклонения коэффициента мощности от нормированного значения (tg ф)	100	50
11 Журнал воздействия повышенной магнитной индукции	100	50
12 Журнал коррекции времени	100	100
13 Журнал коррекции тарифного расписания	10	10
14 Журнал коррекции расписания праздничных дней	10	10
15 Журнал коррекции расписания управления нагрузкой	50	50
16 Журнал коррекции списка перенесенных дней	10	10
17 Журнал инициализации массива профиля 1,2 (2 журнала)	40	40

П Продолжение таблицы 5

Название журнала событий	Глубина хранения
	событий	записей
18 Журнал несанкционированного доступа к счетчику	10	10
19 Журнал управления нагрузкой	50	50
20 Журнал изменения состояний выхода телеуправления	100	100
21 Журнал изменений параметров измерителя качества электричества	10	10
22 Журнал превышения максимального тока	120	60
23 Журнал обновления метрологически не значимой части ПО	20	20
24 Журнал перепрограммирования параметров счетчика по протоколу СЭТ	100	100
25 Журнал изменение знака направления активной мощности	300	150
26 Журнал времени выхода/возврата разности токов фазного и нулевого за установленный порог вверх	100	50
27 Журнал времени выхода/возврата разности токов фазного и нулевого за установленный порог вниз	100	50
28 Журнал времени калибровки счётчика	10	10
29 Журнал перепрограммирования параметров счетчика через протокол СПОДЭС	100	100
30 Журнал HDLC коммуникаций	100	100

В журналах показателей качества электроэнергии фиксируются времена выхода/возврата за установленные границы параметров КЭ, усредненные в интервале времени (по умолчанию):

• -  10 секунд для частоты сети.

• -  10 минут для остальных параметров.

Перечень журналов ПКЭ и глубина хранения каждого журнала приведены в таблице 6.

Таблица 6 - Журналы ПКЭ

Название журнала ПКЭ	Глубина хранения
	событий	записей
1 Журналы выхода/возврата за верхнюю и нижнюю границы ПДЗ* напряжения. Положительные и отрицательные отклонения напряжения (2 журнала)	1200	600
2 Журналы выхода/возврата за верхнюю и нижнюю границы НДЗ* напряжения (2 журналов)	1200	600
3 Журналы выхода/возврата за верхнюю и нижнюю границы ПДЗ частоты сети. Отклонение частоты (2 журнала)	200	100
4 Журнал выхода/возврата за верхнюю и нижнюю границы НДЗ частоты сети. Отклонение частоты (2 журнала)	200	100
5 Журнал положительного и отрицательного отклонения напряжения за расчетный период	50	50
* ПДЗ - предельно допустимое значение НДЗ - нормально допустимое значение

Перечень журналов провалов и перенапряжений и глубина хранения каждого журнала приведены в таблице 7.

Таблица 7 - Журналы провалов и перенапряжений

Название журнала ПКЭ	Глубина хранения
	событий	записей
1 Журнал провалов и перенапряжений	50	50
2 Журнал очистки статистической таблицы	10	10

В журналах превышения порога мощности фиксируется время выхода/возврата за установленную границу среднего значения активной и реактивной мощности из первого массива профиля мощности. Глубина хранения журнала по каждой мощности 50 записей с фиксацией 100 событий.

В статусном журнале фиксируется время и значение измененного слова состояния счетчика. Глубина хранения статусного журнала 50 записей.

Устройство индикации

Счетчики внутренней установки (таблица 1), имеют жидкокристаллический индикатор (ЖКИ) для отображения учтенной энергии и измеряемых параметров и одну кнопку управления режимами индикации. Счетчики наружной установки (таблица 1) не имеют собственного индикатора, и визуализация данных измерений счетчика производится через удаленный терминал Т-1.01МТ или Т-1.01МТ/1 подключаемый к счетчику по радиоканалу через встроенный радиомодем. Терминал счетчика имеет жидкокристаллический индикатор с подсветкой для отображения учтенной энергии и измеряемых параметров и кнопку управления режимами индикации, как и счетчики внутренней установки.

Счетчики в режиме индикации основных параметров позволяют отображать на индикаторе:

• - учтенную активную и реактивную энергию прямого и обратного направления по каждому из четырех тарифов и по сумме тарифов;

• -  значение потребленной электрической энергии на начало текущего месяца суммарно и по тарифным зонам.

Выбор требуемого режима индикации основных параметров осуществляется посредством кнопки управления в ручном режиме управления или автоматически с программируемым периодом в режиме динамической индикации.

В счетчиках предусмотрена конфигурируемая возможность возврата в заданный режим индикации при не активности кнопок управления в течение заданного времени.

Счетчики в режиме индикации вспомогательных параметров позволяют отображать на индикаторе данные вспомогательных режимов измерения, приведенных в таблице 4. Счетчики в режиме индикации технологических параметров позволяют отображать на индикаторе:

• -  версию программного обеспечения (ПО) (1900.ХХ);

• -  контрольную сумму метрологически значимой части ПО (A56B);

• -  загруженность процессора «EFF»;

• -  свободная память «FhP»;

• -  сетевой адрес «CA» короткий.

Интерфейсы связи

Счетчики, независимо от варианта исполнения, имеют оптический интерфейс (оптопорт), физические и электрические параметры которого соответствуют ГОСТ IEC 61107-2011. Наличие других интерфейсов связи определяется вариантом исполнения счетчика в соответствии с таблицами 1 - 3. В счетчик внутренней установки могут устанавливаться дополнительные интерфейсные модули в соответствии с таблицей 3 для обеспечения удаленного доступа к интерфейсу RS-485 счетчика через соответствующие сети (GSM (2G), UMTS (2G+3G), LTE (2G+3G+4G), LTE (2G+4G), LTE(2G+NBIoT), PLC, Ethernet, RF (ZigBee), Wi-Fi).

Счетчик через любой интерфейс связи (RS-485, оптопорт) поддерживает следующие протоколы обмена:

• - ModBus-подобный, СЭТ-4ТМ.02 - совместимый протокол;

• - СПОДЭС (DLMS/COSEM) с транспортным уровнем HDLC;

• - Канальный пакетный протокол системы «Пирамида».

Счетчики по любому интерфейсу обеспечивают возможность считывания архивных данных и измеряемых параметров, считывания, программирования и перепрограммирования параметров.

• - Счетчики обеспечивают возможность передачи сообщений в интеллектуальную

систему учета при наступлении зарегистрированных событий и открытой сессии HDLC.

Работа со счетчиками через интерфейсы связи может производиться с применением программного обеспечения предприятия-изготовителя «Конфигуратор СЭТ-4ТМ» или с применением программного обеспечения пользователей.

Доступ к параметрам и данным со стороны интерфейсов связи защищен паролями на чтение, программирование и управление нагрузкой (три уровня доступа). Метрологические коэффициенты и заводские параметры защищены аппаратной перемычкой защиты записи (аппаратный уровень доступа) и не доступны без снятия пломб завода-изготовителя и нарушения знака поверки.

Защита от несанкционированного доступа

Для защиты от несанкционированного доступа в счетчике предусмотрена установка пломб ОТК завода-изготовителя и организации, осуществляющей поверку счетчика.

После установки на объект счетчики должны пломбироваться пломбами обслуживающей организации. Схема пломбирования счетчиков приведена на рисунках 1, 2, 3.

Кроме механического пломбирования в счетчике предусмотрено электронное пломбирование крышки зажимов, крышки батарейного отсека и крышки счетчика.

Электронные пломбы энергонезависимые, работают как во включенном, так и в выключенном состоянии счетчика. При этом факт и время вскрытия крышек фиксируется в соответствующих журналах событий без возможности инициализации журналов.

В счетчиках установлен датчик магнитного поля, фиксирующий воздействие на счетчик магнитного поля повышенной индукции (2±0,7) мТл (напряженность (1600±600) А/м) и выше. Факт и время воздействия на счетчик повышенной магнитной индукции фиксируется в журнале событий.

Общий вид счетчиков внутренней установки (таблица 1), схема пломбировки от несанкционированного доступа, место нанесения знака поверки представлены на рисунке 1.

Общий вид счетчиков наружной установки (таблица 1), схема пломбировки от несанкционированного доступа, место нанесения знака поверки представлены на рисунке 2.

На рисунке 2 приведен внешний вид удаленного терминала, который может входить в состав комплекта поставки счетчиков наружной установки.

Общий вид счетчиков установки на DIN рейку (таблица 1), схема пломбировки от несанкционированного доступа, место нанесения знака поверки представлены на рисунке 3.

Пломба обслуживающей организации

Рисунок 1 - Общий вид счетчика внутренней установки, схема пломбировки от несанкционированного доступа, обозначение места нанесения знака поверки

C11 А ГОСТ 3181921-2012 С> 1 R ГОСТ 31819 23-2012

^А = 500 imp.kW h в - 16000 impkWh Я 5(100) A 50 Hz

230 V

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) счетчика имеет структуру с разделением на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Каждая структурная часть исполняемого кода программы во внутренней памяти микроконтроллера защищается циклической контрольной суммой, которая непрерывно контролируется системой диагностики счетчика.

Метрологические характеристики счетчика напрямую зависят от калибровочных коэффициентов, записанных в память счетчика на предприятии-изготовителе на стадии калибровки. Калибровочные коэффициенты защищаются циклической контрольной суммой, которая непрерывно контролируется системой диагностики счетчика. Метрологически значимая часть ПО и калибровочные коэффициенты защищены аппаратной перемычкой защиты записи и не доступны для изменения без вскрытия счетчика.

При обнаружении ошибок контрольных сумм (КС) системой диагностики устанавливаются флаги ошибок в слове состояния счетчика с записью события в статусный журнал счетчика и отображением сообщения об ошибке на экране ЖКИ:

• - Е-09  - ошибка КС метрологически не значимой части ПО;

• - Е-42  - ошибка КС метрологически значимой части ПО;

• - Е-10  - ошибка КС массива калибровочных коэффициентов.

Идентификационные характеристики ПО счетчика приведены в таблице 8. Номер версии ПО состоит из трех полей. Каждое поле содержит два символа:

• - первой поле - код устройства (19 - СЭБ-1ТМ.04Т);

• - второе поле - номер версии метрологически значимой части ПО (00);

• - третье поле - номер версии метрологически незначимой части ПО.

Версия ПО счетчика и цифровой идентификатор ПО отображаются на табло ЖКИ в кольце индикации вспомогательных параметров. Метрологические характеристики нормированы с учетом влияния программного обеспечения.

Конструкция счетчиков исключает возможность несанкционированного влияния на ПО счетчика и измерительную информацию.

Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 8 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Варианты исполнений
Идентификационное наименование ПО	ТЕ seb1tm04.tsk
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1900.ХХ
Цифровой идентификатор ПО	А56В
Алгоритм вычисления цифрового ПО	CRC 16 ModBus RTU

Метрологические и технические характеристики

Таблица 9 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Класс точности при измерении в прямом и обратном направлении:
- активной энергии по ГОСТ 31819.21-2012	1;
- реактивной энергии по ГОСТ 31819.23-2012	1
Базовый (максимальный) ток, А	5(100)
Стартовый ток (чувствительность), мА	20 (0,004Ь)
Максимальный ток в течение 10 мс, А	3000 (30Ыакс)
Номинальные напряжения, В	230
Установленный рабочий диапазон напряжений, В	от 160 до 276
Предельный рабочий диапазон напряжений, В	от 0 до 440
Номинальная частота сети, Гц	50
Диапазон рабочих частот, Гц	от 47,5 до 52,5
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измере-
ния, %:
- активной мощности (прямого и обратного направления
при активной, индуктивной и емкостной нагрузках),
5P	±1,0;
при 0,11б < I < 1макс, coso=1
при 0,21б < I < 1макс, eoso=0,5	±1,0;
при 0,051б < I < 0,11б, с(шэ=1	±1,5;
при 0,11б< I < 0,21б, ^«0=0,5	±1,5;
при 0,21б < I < 1макс сosф=0,25	±3,5;
- реактивной мощности (прямого и обратного
направления при активной, индуктивной и емкостной
нагрузках), 5q	±1,0;
при 0,11б < I < 1макс, sino=1	±1,0;
при 0,2!б < I < !макс, sino=0,5	±1,5;
при 0,05Is < I < 0,1I6, sino=1	±1,5;
при 0,1k< I < 0,2Ie, sino=0,5	±1,5;
при 0,2Is < I < I макс sino=0,25
- полной мощности, 5s, (аналогично реактивной	5q;
мощности);
- коэффициента активной мощности, 6kp	(5p+6s);
- коэффициента реактивной мощности, 6kQ	(5Q+6s);
- коэффициента реактивной мощности, 6ktg	(5Q+6p);

Наименование характеристики	Значение
Средний температурный коэффициент в диапазоне температур от минус 40 до плюс 70°С, %/К при измерении активной и реактивной энергии и мощности: при 0,1!б < I < 1макс, cos9=1, sin9=1; при 0,21б < I < 1макс, cos9=0,5, sin9=0,5	0,05; 0,07;
- Диапазон измеряемых частот, Гц	от 47,5 до 52,5
- Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения частоты, Гц	±0,05
Диапазон измерения отклонения частоты от 50 Гц, Гц	от -2,5 до +2,5
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения отклонения частоты, Гц	±0,05
Диапазон измерения среднеквадратического значения напряжения, В	от 160 до 276
- Пределы допускаемой относительной погрешности измерения     среднеквадратического    значения напряжения, 5u,%	±0,5
Диапазон измерения положительного отклонения среднеквадратического значения напряжения (5U[+)), %	от 0 до +20
Диапазон измерения отрицательного отклонения среднеквадратического значения напряжения (5U[-)), %	от 0 до +30
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения положительного и отрицательного отклонений среднеквадратического значения напряжения, %	±0,5
Диапазон измерения угла фазового сдвига между напряжением и током основной частоты (фы), °	от -180 до +180
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения угла фазового сдвига между напряжением и током основной частоты, °: - при 0,11б < I < 1макс - при 0,051б < I < 0,11б	±2 ±5
Диапазон измерения среднеквадратического значения тока (I), А	от 0,051б до 1макс
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения среднеквадратического значения тока, %: при 0,11б < I < 1макс при 0,051б < I < 0,11б	±0,9; ± 0,9 + 0,05(-1^ ;
Диапазон измерения длительности провала напряжения (Atu), с	от 0,01 до 60
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения длительности провала напряжения, с	±0,02
Диапазон измерения глубины провала напряжения (5Uh), %,	от 10 до 30
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения глубины провала напряжения, %	±1,0
Диапазон измерения длительности временного перенапряжения (А^ер u), с	от 0,01 до 60
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения длительности временного перенапряжения, с	±0,02
Диапазон измерения значения перенапряжения, (бипер), % опорного напряжения	от 110 до 120
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения значения перенапряжения, % опорного напряжения	±1,0

Наименование характеристики	Значение
Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерения частоты, напряжения и тока в диапазоне температур от минус 40 до плюс 70 °С, 5tg, %	0,05 <5d(t -t23) *
Точность хода встроенных часов при температуре (23±2)°С во включенном и выключенном состоянии, с/сут	±0,5
Изменение точности хода часов в диапазоне рабочих температур, с/°С /сут: - - во включенном состоянии в диапазоне температур от минус 40 до плюс 70 °С	±0,1;
- - в выключенном состоянии в диапазоне температур от минус 40 до плюс 70 °С	±0,22
Постоянная счетчика, имп./(кВт-ч), имп./(квар-ч): - в основном режиме (А)	500;
- режиме поверки (В)	16000
Нормальные условия измерений: - - температура окружающего воздуха, °С	23±2;
- - относительная влажность, %	от 30 до 80;
- - атмосферное давление, кПа	от 84 до 106
* где 5д - пределы допускаемой основной погрешности	измеряемой величины,
t - температура рабочих условий, t23 - температура 23 °С

Таблица 10 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Полная мощность, потребляемая каждой последовательной цепью, В^А, не более	0,1
Активная (полная) мощность, потребляемая параллельной цепью напряжения, Вт (В-А), не более: - счетчиков с интерфейсом RS-485 - счетчиков со встроенными модемами	2(10); 3(15)
Начальный запуск счетчика, с, менее	5
Жидкокристаллический индикатор: - - число индицируемых разрядов - - цена единицы младшего разряда при отображении энергии нарастающего итога, кВт-ч (квар-ч)	о о ??
Тарификатор: - - число тарифов - - число тарифных зон в сутках с дискретом 10 минут - - число типов дней - - число сезонов	4; 144; 4; 12
Скорость обмена, бит/с - - по оптическому порту (фиксированная) - - по порту RS-485 - - по радиоканалу	9600, нечет; от 300 до 9600 с битом контроля нечетности и без него; 38400
- Скорость передачи данных в электрической сети, модуляция DCSK, бит/с	2400

Наименование характеристики	Значение
- Характеристики испытательных выходов: - - количество испытательных изолированных	1;
конфигурируемых выходов
- - максимальное напряжение в состоянии	30;
«разомкнуто», В
- - максимальный ток в состоянии «замкнуто»,	50;
мА
- - выходное сопротивление: - в состоянии «разомкнуто», кОм, не менее	50;
- в состоянии «замкнуто», Ом, не более	200
- Сохранность данных при прерываниях
питания, лет:	40;
- - информации, более - - внутренних часов (питание от батареи), не	16
менее
	пароли двух уровней доступа, отдельный пароль для управления
- Защита информации	нагрузкой и аппаратная защита памяти метрологических коэффи-
	циентов
- Самодиагностика	циклическая, непрерывная
- Масса, кг, не более:
- счетчиков внутренней установки	0,70;
- счетчиков наружной установки	0,85;
- счётчика установки на DIN-рейку	0,60
Габаритные размеры, мм, не более:
- счетчиков внутренней установки
- высота	202;
- длина	140;
- ширина	76;
- счетчиков наружной установки
- высота	239;
- длина	183;
- ширина	78;
- счетчиков установки на DIN-рейку
- - высота	150;
- - длина	126;
- - ширина - счетчиков наружной установки со швеллером	72;
крепления на опоре
- - высота	350;
- - длина	183;
- - ширина	98
- Условия эксплуатации счетчиков внутренней
установки:	от -40 до +70;
- - температура окружающего воздуха, °С - - относительная влажность при 30 °С, % - - атмосферное давление, кПа (мм рт. ст.)	до 90; от 70 до 106,7 (от 537 до 800)

Наименование характеристики	Значение
- Условия эксплуатации счетчиков наружной установки: - - температура окружающего воздуха, °С - - относительная влажность при 25 °С, % - - атмосферное давление, кПа (мм рт. ст.)	от -40 до +70; до 100; от 70 до 106,7 (от 537 до 800)
- Средняя наработка до отказа, ч	220000
- Средний срок службы, лет	30
- Время восстановления, ч	2
- Степень   защищенности   корпуса   от проникновения воды и внешних твердых предметов ГОСТ 14254-2015 - - счетчиков внутренней установки - - счетчиков наружной установки	IP51; IP55

Знак утверждения типа

наносится на панели счетчиков методом офсетной печати или лазерной маркировки и в эксплуатационной документации на титульных листах типографским способом.

Комплектность средства измерения

Таблица 11 - Комплект счетчиков

Наименование и условное обозначение	Обозначение документа	Количество
Счётчик электрической энергии многофункциональный СЭБ-1ТМ.04Т.  .  . (одно из исполнений)		1 шт.
Формуляр СЭБ-1ТМ.04Т. Часть 1	ФРДС.411152.009ФО	1 экз.
Формуляр СЭБ-1ТМ.04Т. Часть 2	ФРДС.411152.009ФО1*	1 экз.
Руководство по эксплуатации СЭБ-1ТМ.04Т. Часть 1	ФРДС.411152.009РЭ*	1 экз.
Руководство по эксплуатации СЭБ-1ТМ.04Т. Часть 2. Методика поверки	ФРДС.411152.009РЭ1*	1 экз.
Руководство по эксплуатации СЭБ-1ТМ.04Т. Часть 3. Дистанционный режим	ФРДС.411152.009РЭ2*	1 экз.
Программное обеспечение «Конфигуратор СЭТ-4ТМ» версии не ниже 18.01.21	ФРДС.00004-01*	1 шт.
Индивидуальная упаковка СЭБ-1ТМ.04Т.00- СЭБ-1ТМ.04Т.05	ФРДС.411915.036	1 шт.
Индивидуальная упаковка СЭБ-1ТМ.04Т.60- СЭБ-1ТМ.04Т.63)	ФРДС.411915.034	1 шт.
Индивидуальная упаковка СЭБ-1ТМ.04Т.40- СЭБ-1ТМ.04Т.47)	ФРДС.411915.032**	1 шт.
Терминал Т-1.01МТ (Т-1.01МТ/1) с комплектом ЭД	ФРДС.468369.009**	1 шт.
Комплект монтажных частей для терминала:
Рейка	ФРДС.745213.003-02**	1 шт.
Пластина переходная	ФРДС.745532.005**	1 шт.
Комплект монтажных частей:	ФРДС.411911.003**
Швеллер	ФРДС.745342.001**	1 шт.
Планка	ФРДС.745374.002**	1 шт.
Винт В2.М4-6дх10.32.ЛС59-1.136 ГОСТ 17473-80**		2 шт.

П Продолжение таблицы 11

Наименование и условное обозначение	Обозначение документа	Количество
Шайба 4Л 34.БрКМц3-1.136 ГОСТ 6402-70**		2 шт.
Дюбель-гвоздь фасадный KAT N 10х100 ***		2 шт.
Примечания 1 * Документы в электронном виде, включая сертификаты и ПО «Конфигуратор СЭТ-4ТМ», доступны на сайте предприятия-изготовителя по адресу https://te-nn.ru/. 2 Для счетчиков с установленным дополнительным интерфейсным модулем в комплект поставки входит формуляр из комплекта поставки модуля; руководство по эксплуатации модуля доступно на сайте предприятия-изготовителя по адресу https://te-nn.ru/. 3 Эксплуатационная документация на счетчик, терминал и дополнительный модуль на бумажном носителе или флеш-накопителе поставляются по отдельному заказу. 4 ** Поставляются со счетчиками наружной установки. Терминал поставляется со счётчиками наружной установки в двух вариантах исполнения, что в явном виде указывается при заказе: - Т-1.01МТ с питанием от сети переменного тока и с резервным питанием от двух алкалиновых батарей или двух аккумуляторов типоразмера ААА; - Т-1.01МТ/1 без источника сетевого электропитания и с питанием только от двух алкалиновых батарей или двух аккумуляторов типоразмера ААА; Терминал может иметь другой тип или не входить в состав комплекта поставки по отдельному заказу. 5 *** Поставляются по отдельному заказу 6 Ремонтная документация разрабатывается и поставляется по отдельному договору с организациями, проводящими послегарантийный ремонт счётчиков.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в эксплуатационном документе ФРДС.411152.009РЭ «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭБ-1ТМ.04Т. Руководство по эксплуатации. Часть 1». Раздел 2 Описание счетчика и принципа его работы.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к счетчикам электрической энергии многофункциональным СЭБ-1ТМ.04Т

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. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2

ГОСТ 31819.23-2005 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 измерений показателей качества электрической энергии

ГОСТ 8.551-2013 ГСИ Государственная поверочная схема для средств измерений электрической мощности и электрической энергии в диапазоне частот от 1 до 2500 Гц

ТР ТС 004/2011 Технический регламент Таможенного союза «О безопасности низковольтного оборудования»

ТР ТС 020/2011 Технический регламент Таможенного союза «Электромагнитная совместимость технических средств»

ФРДС.411152.009ТУ «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭБ-1ТМ.04Т. Технические условия»

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «ТехноЭнерго» (ООО «ТЭ»)

ИНН 5261055814 Юридический адрес: 603152, г. Нижний Новгород, ул. Кемеровская, д. 3 Телефон (факс) (831) 218-04-50

Web-сайт: https://te-nn.ru/

Е-mail: info@te-nn.ru

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «ТехноЭнерго» (ООО «ТЭ»)

ИНН 5261055814

Адрес: 603152, г. Нижний Новгород, ул. Кемеровская, д. 3 Телефон (факс) (831) 218-04-50

Web-сайт: https://te-nn.ru/

Е-mail: info@te-nn.ru

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Нижегородской области»

(ФБУ «Нижегородский ЦСМ»)

Адрес: 603950, Россия, г. Нижний Новгород, ул. Республиканская, д. 1 Телефон 8-800-200-22-14

Web-сайт: www.nncsm.ru

Е-mail: mail@nncsm.ru

Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц 30011-13

УТВЕРЖДЕНО

приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от « __ » _м    2026 г. №   ⁸_⁸

Регистрационный № 82562-21

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Счетчики электрической энергии многофункциональные ТЕ1000

Назначение средства измерений

Счетчики предназначены для измерения и многотарифного коммерческого или технического учета активной и реактивной энергии прямого и обратного направления, измерения параметров сети, измерения параметров качества электричества (отклонение частоты и напряжения, провалы напряжения и перенапряжения) в однофазных сетях переменного тока.

Описание средства измерений

Принцип действия счетчиков электрической энергии многофункциональных ТЕ1000 основан на цифровой обработке входных аналоговых сигналов. Управление процессом измерения и всеми функциональными узлами счетчика осуществляется высокопроизводительным микроконтроллером (МК), который реализует измерительные и управляющие алгоритмы в соответствии со специализированной программой, помещенной в его внутреннюю память программ. Управление узлами производится через аппаратно-программные интерфейсы, реализованные на портах ввода/вывода МК преобразователя (АЦП), встроенного в микроконтроллер. АЦП осуществляет выборки мгновенных значений величин напряжения и тока. Микроконтроллер по выборкам мгновенных значений напряжения и тока производит вычисление средних за период сети значений частоты, напряжения, тока, активной и полной мощности, производит их коррекцию по амплитуде, фазе и температуре.

Вычисления средних за период сети значений мощностей и среднеквадратических значений напряжений и токов производится по следующим формулам:

У ui • ii

где Ui, Ii - выборки мгновенных значений напряжения и тока;

n - число выборок за период сети.

По измеренным за период сети значениям активной и реактивной мощности прямого и обратного направления формируются импульсы телеметрии на конфигурируемом испытательном выходе счётчика. Сформированные импульсы подсчитываются МК и сохраняются в регистрах текущих значений энергии и профиля мощности до свершения события. По свершению события, текущие значения энергии добавляются в соответствующие энергонезависимые регистры учета энергии и профиля мощности. При этом в качестве события выступает время окончания текущего тарифа или время окончания интервала интегрирования мощности для массива профиля.

Функциональные возможности

Счетчики имеют второй датчик тока в нулевом проводе и обеспечивают:

• -  многотарифный учет активной и реактивной энергии прямого и обратного направления и четырехквадрантной реактивной энергии по датчику тока в фазном или нулевом проводах или по датчику тока, который, фиксирует большие показания активной мощности;

• -  ведение четырехканального массива профиля мощности нагрузки с программируемым временем интегрирования;

• -  ведение многоканального профиля параметров с программируем временем интегрирования;

• -  измерение параметров однофазной сети и параметров качества электрической энергии;

• -  ведение журналов событий.

Счётчики позволяют управлять нагрузкой посредством встроенного реле управления нагрузкой и формировать сигнал управления нагрузкой на конфигурируемом испытательном выходе по различным программируемым критериям.

Счетчики имеют интерфейсы связи, поддерживают ModBus-подобный, СЭТ-4ТМ.02-совместимый протокол обмена, и предназначены для работы, как автономно, так и в составе автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АИИС КУЭ) и в составе автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ).

Счетчики внутренней установки, в том числе с установкой на DIN-рейку, предназначены для работы в закрытых помещениях с диапазоном рабочих температур от минус 40 до плюс 70 °С. Счетчики наружной установки имеют расщепленную архитектуру, предназначены для работы в диапазоне температур от минус 40 до плюс 70 °С, не чувствительны к воздействию солнечной радиации, инея и росы.

Варианты исполнения

В модельный ряд счетчиков серии ТЕ1000 входят счетчики, отличающиеся наличием реле управления нагрузкой, наличием второго датчика тока, наличием радиомодема, способом установки (внутри или снаружи помещений, на DIN-рейку), типом встраиваемого интерфейсного модуля (для счетчиков наружной установки) и типом установленного дополнительного интерфейсного модуля (для счетчиков внутренней установки). Варианты исполнения счетчиков приведены в таблице 1. Варианты исполнения встроенного интерфейсного модуля приведены в таблице 2. Варианты исполнения дополнительных интерфейсных модулей приведены в таблице 3. Счётчики всех вариантов исполнения имеют оптический интерфейс.

Запись счетчика при его заказе и в конструкторской документации другой продукции

Лист № 3 Всего листов 21 должна состоять: из наименования счетчика, условного обозначения варианта исполнения счетчика и номера технических условий.

Пример записи счётчика - «Счётчик электрической энергии многофункциональный TE1000.XX.YY.ZZ ФРДС.411152.006ТУ»,

где XX - условное обозначение варианта исполнения счётчика в соответствии с таблицей 1, YY - условное обозначение варианта исполнения встраиваемого интерфейсного модуля в счетчики наружной установки (таблица 2),

ZZ - условного обозначения дополнительного варианта исполнения интерфейсного модуля для счетчиков внутренней установки (таблица 3).

Пример записи счётчика - «Счётчик электрической энергии многофункциональный ТЕ1000.03.00.00 ФРДС.411152.006ТУ».

Таблица 1 - Варианты исполнения счетчиков

Условное обозначение счетчика	Номинальный (мак-сималь-ный) ток, А	Номинальное напряжение, В	Класс точности измерения активной/ реактивной энергии	Реле	Радиомодем
Счетчики внутренней установки
ТЕ1000.00	5(100)	230	1/1	+	+
ТЕ1000.01	5(100)		1/1	-	+
ТЕ1000.02	5(100)		1/1	+	-
ТЕ1000.03	5(100)		1/1	-	-
Счетчики наружной установки (Split)
ТЕ1000.40	5(100)	230	1/1	+	+
ТЕ1000.41	5(100)		1/1	-	+
ТЕ1000.42	5(100)		1/1	+	-
ТЕ1000.43	5(100)		1/1	-	-
Счетчики для установки на DIN-рейку
ТЕ1000.60	5(80)	230	1/1	+	+
ТЕ1000.61	5(80)		1/1	-	+
ТЕ1000.62	5(80)		1/1	+	-
ТЕ1000.63	5(80)		1/1	-	-

Таблица 2 - Типы встраиваемых интерфейсных модулей

Условное обозначение модуля	Наименование
00	Отсутствие интерфейсных модулей
01	Коммуникатор GSM ТЕ101.02.01А, (сеть 2G)
02	Модем PLC
04	Коммуникатор 3G ТЕ101.03.01А, (сеть 2G+3G)
05	Модем Ethernet*
08	Модем ISM M-4.03T.0.102A (ZigBee 2400 МГц)
10	Коммуникатор Wi-Fi ТЕ102.01.01А
11	Коммуникатор 4G ТЕ101.04.01А, (сеть 2G+3G+4G) **
12	Коммуникатор 4G ТЕ101.04.01А/1 (сеть 2G+4G)***
13	Коммуникатор NBIoT ТЕ101.01.01А (сеть 2G+4G NBIoT)
14	Коммуникатор NBIoT ТЕ101.01.01А/1 (сеть 4G только NBIoT)
15	Модем LoRaWAN
16	Модем Bluetooth

таблицы 2

Условное обозначение модуля	Наименование
17	Модем PLC/ISM ТЕ103.01.01А
19	Коммуникатор 4G ТЕ101.04.01А/2 (сеть 2G+4G, нет CSD)***
20	Коммуникатор Wi-Fi ТЕ160.01.01А (Wi-Fi-Mesh)
21	Модем G3 PLC (однофазный)
*   - Только для счетчиков внутренней установки ** - Максимальная скорость в сети 4G 150 Мбит/с *** - Максимальная скорость в сети 4G 10 Мбит/с.
В счетчики	могут устанавливаться встраиваемые интерфейсные модули,
не приведенные в таблице, производства ООО «ТехноЭнерго».

Таблица 3 - Типы устанавливаемых сменных дополнительных интерфейсных модулей для счетчиков внутренней установки (ТЕ1000.00 - ТЕ1000.03)______________________________

Условное обозначение модуля	Наименование
00	Отсутствие интерфейсных модулей
01	Коммуникатор GSM ТЕ101.02.01 (сеть 2G)
02	Модем PLC М-2.01(Т).01 (однофазный)
04	Коммуникатор 3G ТЕ101.03.01 (сеть 2G+3G)
05	Модем Ethernet М-3.01 Т.01
06	Модем ISM М-4.01(Т)^ (430 МГц)
07	Модем ISM М-4.02(т)^ (860 МГц)
08	Модем ISM М-4.03Т.0.112 (2400 МГц)
09	Модем оптический
10	Коммуникатор Wi-Fi ТЕ102.01.01
11	Коммуникатор 4G ТЕ101.04.01 (сеть 2G+3G+4G)*
12	Коммуникатор 4G ТЕ101.04.01/1 (сеть 2G+4G)**
13	Коммуникатор NB-IoT ТЕ101.01.01 (сеть 2G+4G NB-IoT)
14	Коммуникатор NB-IoT ТЕ101.01.01/1 (сеть 4G только NB-IoT)
15	Модем LoRaWAN
16	Модем Bluetooth
17	Модем PLC/ISM ТЕ103.01.01 (однофазный)
19	Коммуникатор 4G ТЕ101.04.01/2 (сеть 2G+4G, нет CSD)**
20	Коммуникатор Wi-Fi ТЕ160.01.01 (Wi-Fi-Mesh)
21	Модем G3 PLC (однофазный)
Примечания 1 ZZ - вариант исполнения интерфейсного модуля 2 В счетчики могут устанавливаться дополнительные интерфейсные модули, не приведенные в данной таблице со следующими характеристиками: - при питании от внутреннего источника счетчика с напряжением 12 В потребляемый ток не должен превышать 200 мА; - при питании от внешнего источника величина напряжения изоляции цепей интерфейса RS-485 модуля от цепей электропитания должна быть 4000 В (среднеквадратическое значение в течение 1 минуты). 3 * Максимальная скорость в сети 4G 150 Мбит/с. 4 ** Максимальная скорость в сети 4G 10 Мбит/с.

Счётчики наружной установки вариантов исполнения 40-41 (таблица 1) должны

направления, имеют идентичные метрологические характеристики и единое программное обеспечение. Счетчики могут конфигурироваться для работы в однонаправленном режиме (три канала учета) и учитывать:

• - активную энергию прямого и обратного направления, как активную энергию

прямого направления (учет по модулю);

• - реактивную энергию первого и третьего квадранта, как реактивную энергию

прямого направления (индуктивная нагрузка);

• - реактивную энергию четвертого и второго квадранта, как реактивную энергию

обратного направления (емкостная нагрузка).

Тарификация и архивы учтенной энергии

Счетчики ведут многотарифный учет активной энергии и реактивной энергии прямого и обратного направления (четыре канала учета) в восьми тарифных зонах, по восьми типам дней в двенадцати сезонах. Дискрет тарифной зоны составляет 10 минут. Чередование тарифных зон в сутках ограничено числом десятиминутных интервалов в сутках и составляет 144 интервала. Тарификатор счётчика использует тарифное расписание, расписание праздничных дней и список перенесенных дней. Список перенесенных дней позволяет изменить тарификацию по типу дня, не изменяя тарифного расписания.

Счетчики ведут архивы тарифицированной учтенной энергии. Следующие архивы доступны через интерфейсы связи:

• - всего от сброса (нарастающий итог);

• - за текущие и предыдущие сутки;

• - на начало текущих и предыдущих суток;

• - за каждые предыдущие календарные сутки глубиной до 180 дней;

• - на начало каждых предыдущих календарных суток глубиной до 180 дней;

• - за текущий месяц и 36 предыдущих месяцев;

• - на начало текущего месяца и 36 предыдущих месяцев;

• - за текущий и 10 предыдущих лет;

• - на начало текущего и 10 предыдущих лет.

В счетчиках может быть установлено начало расчетного периода отличное от первого числа месяца. При этом в месячных архивах энергии будет фиксироваться энергия за расчетный период и на начало расчетного периода, начинающиеся с установленного числа.

Профиль мощности нагрузки

Счетчики ведут четырехканальный базовый массив профиля мощности нагрузки с программируемым временем интегрирования от 1 до 60 минут для активной и реактивной мощности прямого и обратного направления. Глубина хранения массива профиля мощности составляет 113 суток при времени интегрирования 30 минут и 170 суток при времени интегрирования 60 минут.

Профиль параметров

Счетчики, наряду с базовым массивом профиля мощности нагрузки, ведут независимый массив профиля параметров (расширенный массив профиля или 2-й массив профиля) с программируемым временем интегрирования от 1 до 60 минут. Расширенный массив профиля может конфигурироваться в части выбора количества и типа профилируемых параметров, а также формата хранения данных. Число каналов расширенного массива профиля может программироваться в диапазоне от 1 до 24, а типы профилируемых параметров могут выбираться из таблицы 4 (кроме коэффициентов мощности и напряжения батареи). Кроме того, в расширенном массиве могут профилироваться все четыре мощности, как и в базовом массиве.

Измерение параметров сети и показателей качества электрической энергии

Счетчики измеряют мгновенные значения (время интегрирования 1 секунда) физических величин, характеризующих однофазную электрическую сеть, и могут использоваться как измерители параметров, приведенных в таблице 4, или как датчики параметров с нормированными метрологическими характеристиками.

Счетчики могут использоваться как измерители показателей качества электрической энергии (ПКЭ) по параметрам установившегося отклонения частоты сети и установившегося отклонения напряжения, по характеристикам провалов и перенапряжений согласно ГОСТ 32144-2013 для класса измерений S в соответствии с ГОСТ 30804.4.30-2013.

При выходе параметра за границу ПДЗ на индикаторе отображается сообщение о факте нарушения. При этом счётчик ведет журналы ПКЭ, в которых фиксируется время выхода/возврата за установленные верхние/нижние нормально/предельно допустимые границы установившихся отклонений напряжения и частоты, и журналы провалов и перенапряжений, где фиксируются остаточное напряжение или уровень перенапряжения и длительность. Доступ к журналам ПКЭ и журналам провалов и перенапряжений возможен только через интерфейсы связи.

Таблица 4 - Измеряемые параметры

Наименование параметра	Цена единицы младшего разряда индикатора
Активная мощность, Вт	0,01
Реактивная мощность, вар	0,01
Полная мощность, В-А	0,01
Напряжение сети, В	0,01
Напряжение встроенной батареи, В*	0,01
Ток, А	0,001
Коэффициент активной мощности cos ф	0,01
Коэффициент реактивной мощности sin ф	0,01
Коэффициент реактивной мощности tg ф	0,01
Частота сети, Гц	0,01
Текущее время, с	1
Текущая дата
Температура внутри счетчика, °С*	1

Продолжение таблицы 4

Наименование параметра	Цена единицы младшего разряда индикатора
Магнитная индукция внешнего происхождения, Тл*	0,001
* - параметры справочные с не нормированными метрологическими характеристиками

Испытательный выход и цифровой вход

В счетчиках функционирует один изолированный испытательный выход, который может конфигурироваться:

• - для формирования импульсов телеметрии одного из каналов учета энергии

(активной, реактивной прямого и обратного направления и четырехквадрантной реактивной);

• - для формирования сигнала индикации превышения программируемого порога

мощности (активной, реактивной, прямого и обратного направления);

• - для формирования сигнала телеуправления.

• - для формирования сигнала управления нагрузкой по программируемым

критериям.

• - для формирования сигнала контроля точности хода встроенных часов.

В счетчиках внутренней установки функционирует один цифровой вход, который может конфигурироваться:

• - для управления режимом поверки;

• - для счета нарастающим итогом количества импульсов, поступающих от внешних устройств (по переднему, заднему фронту или обоим фронтам);

• - как вход телесигнализации.

Управление нагрузкой

Счетчики позволяют управлять нагрузкой посредством встроенного реле управления нагрузкой и формировать сигнал управления нагрузкой на конфигурируемом испытательном выходе по различным программируемым критериям.

Встроенное реле имеет возможность блокировки срабатывания.

Журналы

Счетчики ведут журналы событий, журналы показателей качества электрической энергии, журналы превышения порога мощности, журналы провалов и перенапряжений, статусный журнал.

В журналах событий фиксируются времена начала/окончания следующих событий, перечисленных в таблице 5.

Таблица 5 - Журналы событий

Название журнала событий	Глубина хранения
	событий	записей
1 Журнал выключения/включения счетчика	100	50
2 Журнал вскрытия крышки зажимов	100	50
3 Журнал вскрытия крышки интерфейсных соединителей и батареи	100	50
4 Журнал вскрытия корпуса счетчика	100	50
5 Журнал управления нагрузкой	100	100
6 Журнал коррекции времени и даты	200	100
7 Журнал коррекции активного тарифного расписания	10	10
8 Журнал коррекции пассивного тарифного расписания	10	10
9 Журнал коррекции расписания праздничных дней	10	10

П Продолжение таблицы 5

Название журнала событий	Глубина хранения
	событий	записей
10 Журнал коррекции списка перенесенных дней	10	10
11 Журнал коррекции расписания управления нагрузкой	10	10
12 Дата и время последнего программирования	1	1
13 Журнал перепрограммирования счетчика (фиксация факта связи со счетчиком, приведший к изменению данных)	100	50
14 Журнал изменения состояния входов телесигнализации	20	20
15 Журнал инициализации счетчика	100	100
16 Журнал сброса показаний	10	10
17 Журнал инициализации массива профиля мощности	10	10
18 Журнал инициализации массива профиля параметров	10	10
19 Журнал несанкционированного доступа к счетчику	10	10
20 Журнал изменений параметров измерителя качества	10	10
21 Журнал воздействия повышенной магнитной индукции	100	50
22 Журнал превышения максимального тока в фазном проводе	40	20
23 Журнал превышения максимального тока в нулевом проводе	40	20
24 Журнал   перепрограммирования   параметров   в   протоколе СЭТ-4ТМ с указанием запроса	100	100
25 Журнал   перепрограммирования   параметров   в   протоколе СПОДЭС с указанием OBIS-кода объекта и номера атрибута	100	100
26 Журнал обновления метрологически не значимой части ПО	20	20
27 Журнал HDLC коммуникаций	100	100
28 Журнал изменения состояний выходов телеуправления и входов телесигнализации	100	100
29 Журнал превышения тангенса (tg ф)	100	50
30 Журнал времени калибровки счетчика	10	10
31 Журнал изменения знака направления активной мощности в фазном проводе	100	100
32 Журнал изменения знака направления активной мощности в нулевом проводе	100	100
33 Журнал положительного и отрицательного отклонения напряжения за расчетный период	100	50
34 Журнал очистки статистических таблиц ПКЭ	10	10
35 Журнал воздействия магнитного поля по алгоритму ПАО «Россети»	100	50
36 Журнал изменения паролей	10	10
37 Журнал превышения дифференциального тока	100	100

В журналах показателей качества электроэнергии фиксируются времена выхода/возврата за установленные границы параметров КЭ, усредненные в интервале времени (по умолчанию):

• -  10 секунд для частоты сети.

• -  10 минут для остальных параметров.

Перечень журналов ПКЭ и глубина хранения каждого журнала приведены в таблице 6.

аблица 6 - Журналы ПКЭ

Название журнала ПКЭ	Глубина хранения
	событий	записей
1 Журналы выхода/возврата напряжения за верхнюю границу ПДЗ*. Положительное отклонение напряжения	100	50
2 Журналы выхода/возврата напряжения за нижнюю границу ПДЗ*. Отрицательное отклонение напряжения	100	50
3 Журналы выхода/возврата напряжения за верхнюю границу НДЗ*	100	50
4 Журналы выхода/возврата напряжения за нижнюю границу НДЗ*	100	50
5 Журналы выхода/возврата частоты за верхнюю границу ПДЗ*. Положительное отклонение частоты	100	50
6 Журналы выхода/возврата частоты за нижнюю границу ПДЗ*. Отрицательное отклонение частоты	100	50
7 Журналы выхода/возврата частоты за верхнюю границу НДЗ*	100	50
8 Журналы выхода/возврата частоты за нижнюю границу НДЗ*	100	50
* ПДЗ - предельно допустимое значение НДЗ - нормально допустимое значение

Перечень журналов провалов и перенапряжений и глубина хранения каждого журнала приведены в таблице 7.

аблица 7 - Журналы провалов и перенапряжений

Название журнала ПКЭ	Глубина хранения
	событий	записей
1 Журнал провалов и перенапряжений	50	50
2 Журнал очистки статистической таблицы	10	10

В журналах превышения порога мощности фиксируется время выхода/возврата за установленную границу среднего значения активной и реактивной мощности из первого массива профиля мощности. Глубина хранения журнала по каждой мощности 50 записей с фиксацией 100 событий.

В статусном журнале фиксируется время и значение измененного слова состояния счетчика. Глубина хранения статусного журнала 50 записей.

Устройство индикации

Счетчики внутренней установки (таблица 1), имеют жидкокристаллический индикатор (ЖКИ) для отображения учтенной энергии и измеряемых параметров и две кнопки управления режимами индикации. Счетчики наружной установки (таблица 1) не имеют собственного индикатора, и визуализация данных измерений счетчика производится через удаленный терминал ТЕ121.01 (ТЕ121.01/1, ТЕ121.03) подключаемый к счетчику по радиоканалу через встроенный радиомодем. Терминал счетчика имеет жидкокристаллический индикатор с подсветкой для отображения учтенной энергии и измеряемых параметров и кнопку управления режимами индикации.

Счетчики в режиме индикации основных параметров позволяют отображать на индикаторе:

• - учтенную активную и реактивную энергию прямого и обратного направления по каждому из восьми тарифов и по сумме тарифов;

• - число импульсов от внешних датчиков по цифровому входу.

Выбор требуемого режима индикации основных параметров осуществляется посредством кнопки управления в ручном режиме управления или автоматически с программируемым периодом в режиме динамической индикации.

В счетчиках предусмотрена конфигурируемая возможность возврата в заданный режим индикации при не активности кнопок управления в течение заданного времени.

Счетчики в режиме индикации вспомогательных параметров позволяют отображать на индикаторе данные вспомогательных режимов измерения, приведенных в таблице 4. Счетчики в режиме индикации технологических параметров позволяют отображать на индикаторе:

• -  версию программного обеспечения (ПО) (22.00.ХХ);

• -  контрольную сумму метрологически значимой части ПО (6818);

• -  загруженность процессора «EFF»;

• -  свободная память «FhP»;

• -  сетевой адрес «CA» короткий.

Интерфейсы связи

Счетчики, независимо от варианта исполнения, имеют оптический интерфейс (оптопорт), физические и электрические параметры которого соответствуют ГОСТ IEC 61107-2011. Наличие других интерфейсов связи определяется вариантом исполнения счетчика в соответствии с таблицами 1 - 3. В счетчик внутренней установки могут устанавливаться дополнительные интерфейсные модули в соответствии с таблицей 3 для обеспечения удаленного доступа к интерфейсу RS-485 счетчика через соответствующие сети (GSM (2G), UMTS (2G+3G), LTE (2G+3G+4G), LTE (2G+4G), LTE(2G+NBIoT), PLC, Ethernet, RF (ZigBee), Wi-Fi).

Счетчик через любой интерфейс связи (RS-485, оптопорт) поддерживает следующие протоколы обмена:

• - ModBus-подобный, СЭТ-4ТМ.02 - совместимый протокол;

• - СПОДЭС (DLMS/COSEM) с транспортным уровнем HDLC;

• - Канальный пакетный протокол системы «Пирамида».

Счетчики по любому интерфейсу обеспечивают возможность считывания архивных данных и измеряемых параметров, считывания, программирования и перепрограммирования параметров.

• - Счетчики обеспечивают возможность передачи сообщений в интеллектуальную

систему учета при наступлении зарегистрированных событий и открытой сессии HDLC.

Работа со счетчиками через интерфейсы связи может производиться с применением программного обеспечения предприятия-изготовителя «Конфигуратор СЭТ-4ТМ» или с применением программного обеспечения пользователей.

Доступ к параметрам и данным со стороны интерфейсов связи защищен паролями на чтение, программирование и управление нагрузкой (три уровня доступа). Метрологические коэффициенты и заводские параметры защищены аппаратной перемычкой защиты записи (аппаратный уровень доступа) и не доступны без снятия пломб завода-изготовителя и нарушения знака поверки.

Защита от несанкционированного доступа

Для защиты от несанкционированного доступа в счетчике предусмотрена установка пломб ОТК завода-изготовителя и организации, осуществляющей поверку счетчика.

После установки на объект счетчики должны пломбироваться пломбами обслуживающей организации. Схема пломбирования счетчиков приведена на рисунках 1, 3, 2.

Кроме механического пломбирования в счетчике предусмотрено электронное пломбирование крышки зажимов, крышки батарейного отсека и крышки счетчика.

Электронные пломбы энергонезависимые, работают как во включенном, так и в выключенном состоянии счетчика. При этом факт и время вскрытия крышек

Счетчики содержат измеритель магнитного поля на основе датчика с заявленными метрологическими характеристиками для фиксации факта, величины и времени воздействия на счетчик переменного или постоянного магнитного поля повышенной индукции внешнего происхождения, превышающей установленное пороговое значение. Время начала и окончания воздействия фиксируется в журнале событий счетчика, а факт воздействия индицируется на ЖКИ.

Общий вид счетчиков внутренней установки (таблица 1), схема пломбировки от несанкционированного доступа, места нанесения знака поверки, знака утверждения типа и заводского номера представлен на рисунке 1.

Общий вид счетчиков установки на DIN рейку (таблица 1), схема пломбировки от несанкционированного доступа, места нанесения знака поверки, знака утверждения типа и заводского номера представлены на рисунке 2.

Общий вид счетчиков наружной установки (таблица 1), схема пломбировки от несанкционированного доступа, места нанесения знака поверки, знака утверждения типа и заводского номера представлены на рисунке 3.

Заводской номер, обеспечивающий однозначную идентификацию каждого экземпляра счетчика, наносится на лицевую панель счетчика методом лазерной маркировки в виде десятизначного цифрового кода и штрих кода, как показано на рисунках 1, 3, 2.

Знак утверждения типа наносится на лицевую панель счетчика методом лазерной маркировки, как показано на рисунках 1, 3, 2.

Знак поверки наносится давлением на навесную пломбу, расположенную в местах, указанных на рисунках 1, 3, 2.

На рисунке 3 приведен внешний вид удаленного терминала, который может входить в состав комплекта поставки счетчиков наружной установки.

Место нанесения знака утверждения типа

Место пломбировки с нанесением знака поверки

Рисунок 1 - Общий вид счетчика внутренней установки с указанием мест пломбировки от несанкционированного доступа, мест нанесения знака утверждения типа, знака поверки, заводского номера

Место пломбировки с нанесением знака поверки

Место нанесения заводского номера

Пломба с оттиском клейма ОТК

Рисунок 2 - Общий вид счетчика для установки на DIN-рейку с указанием мест пломбировки от несанкционированного доступа, мест нанесения знака утверждения типа, знака поверки, заводского номера

Пломба с оттиском клейма ОТК

Рисунок 3 - Общий вид счетчика наружной установки с указанием мест пломбировки от несанкционированного доступа, мест нанесения знака утверждения типа, знака поверки, заводского номера

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) счетчика имеет структуру с разделением на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Каждая структурная часть исполняемого кода программы во внутренней памяти микроконтроллера защищается циклической контрольной суммой, которая непрерывно контролируется системой диагностики счетчика.

Метрологические характеристики счетчика напрямую зависят от калибровочных коэффициентов, записанных в память счетчика на предприятии-изготовителе на стадии калибровки. Калибровочные коэффициенты защищаются циклической контрольной суммой, которая непрерывно контролируется системой диагностики счетчика. Метрологически значимая часть ПО и калибровочные коэффициенты защищены аппаратной перемычкой защиты записи и не доступны для изменения без вскрытия счетчика.

При обнаружении ошибок контрольных сумм (КС) системой диагностики устанавливаются флаги ошибок в слове состояния счетчика с записью события в статусный журнал счетчика и отображением сообщения об ошибке на экране ЖКИ:

Е-09 - ошибка КС метрологически не значимой части ПО;

Е-15 - ошибка КС метрологически значимой части ПО;

Е-10 - ошибка КС массива калибровочных коэффициентов.

Идентификационные характеристики ПО счетчика приведены в таблице 8. Номер версии ПО состоит из трех полей. Каждое поле содержит два символа:

• - первой поле - код устройства (22 - ТЕ1000);

• - второе поле - номер версии метрологически значимой части ПО (00);

• - третье поле - номер версии метрологически незначимой части ПО.

Версия ПО счетчика и цифровой идентификатор ПО отображаются на табло ЖКИ в кольце индикации вспомогательных параметров. Метрологические характеристики нормированы с учетом влияния программного обеспечения.

Конструкция счетчиков исключает возможность несанкционированного влияния на ПО счетчика и измерительную информацию.

Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 8 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	ТЕ 1000.tsk
Номер версии (идентификационный номер) ПО	22.00.ХХ
Цифровой идентификатор ПО	6818
Алгоритм вычисления цифрового ПО	CRC 16 ModBus RTU

Метрологические и технические характеристики

Таблица 9 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Класс точности при измерении в прямом и обратном направлении: - активной энергии по ГОСТ 31819.21-2012	1;
- реактивной энергии по ГОСТ 31819.23-2012	1
Базовый (максимальный) ток, А	5(100), 5(80)
Стартовый ток (чувствительность), мА	20 (0,004I6)
Максимальный ток в течение 10 мс, А	301макс
Номинальные напряжения, В	230
Установленный рабочий диапазон напряжений, В	от 160 до 276
Предельный рабочий диапазон напряжений, В	от 0 до 440
Номинальная частота сети, Гц	50
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерения, %: - активной мощности (прямого и обратного направления при активной, индуктивной и емкостной нагрузках), 5P при 0,11б < I < 1макс, C0S9=1	±1,0;
при 0,21б < I < 1макс, сОБф=0,5	±1,0;
при 0,051б < I < 0,11б, eoso=l	±1,5;
при 0,11б< I < 0,21б, eoso=0,5	±1,5;
при 0,21б < I < 1макс, сО8ф=0,25	±3,5

Наименование характеристики	Значение
- реактивной мощности (прямого и обратного направления при активной, индуктивной и емкостной нагрузках), 5Q при 0,1Гб < I < 1макс, sino=l при 0,2Гб < I < 1макс, sin9=0,5 при 0,051б < I < 0,11б, sin9=1 при 0,11б< I < 0,21б, sin9=0,5 при 0,2Гб < I < ^акс, sin9=0,25 - - полной мощности, 5s, (аналогично реактивной мощности); - - коэффициента активной мощности, 6kp - - коэффициента реактивной мощности, 6kQ - - коэффициента реактивной мощности, 6ktg	±1,0; ±1,0; ±1,5; ±1,5; ±1,5; 5q; (5p+6s); (5Q+6s); (5Q+6p)
Диапазон рабочих частот, Гц	от 47,5 до 52,5
Средний температурный коэффициент в диапазоне температур от -40 до +70 °С, %/К при измерении активной и реактивной энергии и мощности: при 0,1I6 < I < !макс, cos9=1, sin9=1; при 0,2I6 < I < ^акс, COS9=0,5, sin9=0,5	0,05; 0,07
- Диапазон измеряемых частот, Гц	от 42,5 до 57,5
- Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения частоты, Гц	±0,05
Диапазон измерения отклонения частоты от 50 Гц, Гц	от -7,5 до +7,5
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения отклонения частоты, Гц	±0,05
Диапазон измерения среднеквадратического значения напряжения, В	от 160 до 276
- Пределы допускаемой относительной погрешности измерения     среднеквадратического    значения напряжения, 5и,%	±0,5
Диапазон измерения положительного отклонения среднеквадратического значения напряжения (5U[+)), %	от 0 до +20
Диапазон измерения отрицательного отклонения среднеквадратического значения напряжения (5U[-)), %	от 0 до +30
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения положительного и отрицательного отклонений среднеквадратического значения напряжения, %	±0,5
Диапазон измерения угла фазового сдвига между напряжением и током (фит), °	от -180 до +180
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения угла фазового сдвига между напряжением и током, °: при 0,Нб < I < Гмакс при 0,05Ь < I < 0,1Гб	±2 ±5
Диапазон измерения среднеквадратического значения тока (I), А	от 0,05Гб до Гмакс
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения среднеквадратического значения тока, %: при 0,1Ь < I < ^акс при 0,05Гб < I < 0,Пб	±0,9; ± 0,9 + 0,05( 0,Пб  1)

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерения длительности провала напряжения (Atn), с	от 0,02 до 60
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения длительности провала напряжения, с	±0,02
Диапазон измерения глубины провала напряжения (5Uh), %,	от 10 до 30
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения глубины провала напряжения, %	±1,0
Диапазон измерения длительности временного перенапряжения (А^ер и), с	от 0,02 до 60
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения длительности временного перенапряжения, с	±0,02
Диапазон измерения значения перенапряжения, (бипер), % опорного напряжения	от 110 до 120
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения значения перенапряжения, % опорного напряжения	±1,0
Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерения частоты, напряжения и тока в диапазоне температур от -40 до +70 °С, бtд, %	0,05 5д^ -123 )*
Точность хода встроенных часов при температуре (23±2)°С во включенном и выключенном состоянии, с/сут	±0,5
Изменение точности хода часов в диапазоне рабочих температур, с/°С /сут: - - во включенном состоянии в диапазоне температур от -40 до +70 °С - - в выключенном состоянии в диапазоне температур от -40 до +70 °С	±0,1; ±0,22
Постоянная счетчика, имп./(кВт-ч), имп./(квар-ч): - в основном режиме (А) - режиме поверки (В)	500; 16000
Нормальные условия измерений: - - температура окружающего воздуха, °С - - относительная влажность, % - - атмосферное давление, кПа	23±2; от 30 до 80; от 84 до 106
* где 5д - пределы допускаемой основной погрешности измеряемой величины, t - температура рабочих условий, t23 - температура +23 °С

Таблица 10 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Полная мощность, потребляемая каждой последовательной цепью, В^А, не более	0,1
Активная (полная) мощность, потребляемая параллельной цепью напряжения, Вт (В-А), не более: - счетчиков с интерфейсом RS-485 - счетчиков со встроенными модемами	2(10); 3(15)
Начальный запуск счетчика, с, менее	5

Наименование характеристики	Значение
Жидкокристаллический индикатор: - число индицируемых разрядов - цена единицы младшего разряда при отображении энергии нарастающего итога, кВт-ч (квар-ч)	о о ??
Тарификатор: - число тарифов - число тарифных зон в сутках с дискретом 10 минут	8; 144;
- число типов дней	8;
- число сезонов	12
Скорость обмена, бит/с
- по оптическому порту (фиксированная)	9600, нечет;
- по порту RS-485	от 300 до 9600 с битом контроля
	нечетности и без него;
- по радиоканалу	38400
- Скорость передачи данных в электрической
сети, модуляция DCSK, бит/с	2400
- Характеристики испытательных выходов:
- количество испытательных изолированных конфигурируемых выходов	1;
- максимальное напряжение в состоянии «разомкнуто», В	30;
- максимальный ток в состоянии «замкнуто», мА	50;
- выходное сопротивление: - в состоянии «разомкнуто», кОм, не менее	50;
- в состоянии «замкнуто», Ом, не более	200
- Сохранность данных при прерываниях
питания, лет:
- информации, более - внутренних часов (питание от батареи), не	40;
менее	16
	пароли двух уровней доступа, отдельный пароль для управле-
- Защита информации	ния нагрузкой и аппаратная защита памяти метрологических коэффициентов
- Самодиагностика	циклическая, непрерывная
- Масса, кг, не более:
- счетчиков внутренней установки	1,0;
- счетчиков наружной установки	1,0;
- счётчика установки на DIN-рейку	0,7
Габаритные размеры, мм, не более:
- счетчиков внутренней установки
- высота	202;
- длина	140;
- ширина	76;
- счетчиков наружной установки - - высота	239;
- - длина	183;
- - ширина	78;

Наименование характеристики	Значение
- счетчиков установки на DIN-рейку
- высота	150;
- длина	126;
- ширина - счетчиков наружной установки со швеллером	72;
крепления на опоре
- высота	350;
- длина	183;
- ширина	98
- Условия эксплуатации счетчиков внутренней установки: - температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность при +30 °С, % - атмосферное давление, кПа (мм рт. ст.)	от -40 до +70; до 90; от 70 до 106,7 (от 537 до 800)
- Условия эксплуатации счетчиков наружной
установки: - температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность при +25 °С, % - атмосферное давление, кПа (мм рт. ст.)	от -40 до +70; до 100; от 70 до 106,7 (от 537 до 800)
- Степень   защищенности   корпуса   от
проникновения воды и внешних твердых предметов ГОСТ 14254-2015
- счетчиков внутренней установки и установки на DIN-рейку	IP51;
- счетчиков наружной установки	IP55

Таблица 11 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Средняя наработка до отказа, ч	220000
Средний срок службы, лет	30
Время восстановления, ч	2

Знак утверждения типа

наносится на панели счетчиков методом офсетной печати или лазерной маркировки и в эксплуатационной документации на титульных листах типографским способом.

Комплектность средства измерения

Таблица 12 - Комплект счетчиков

Наименование и условное обозначение	Обозначение документа	Количество
Счётчик электрической энергии многофункциональный ТЕ1000...(одно из исполнений)		1 шт.
Формуляр ТЕ1000. Часть 1	ФРДС.411152.006ФО	1 экз.
Формуляр ТЕ1000. Часть 2	ФРДС.411152.006ФО11)	1 экз.
Руководство по эксплуатации ТЕ1000. Часть 1	ФРДС.411152.006РЭ1)	1 экз.
Руководство по эксплуатации ТЕ1000. Часть 2. Методика поверки	ФРДС.411152.006РЭ11)	1 экз.

Наименование и условное обозначение	Обозначение документа	Количество
Руководство по эксплуатации ТЕ1000. Часть 3. Дистанционный режим	ФРДС.411152.006РЭ21)	1 экз.
Программное обеспечение «Конфигуратор СЭТ-4ТМ» версии не ниже 18.05.21	ФРДС.00004-011)	1 шт.
Индивидуальная упаковка ТЕ1000.00- ТЕ1000.03	ФРДС.411915.048	1 шт.
Индивидуальная упаковка ТЕ1000.60- ТЕ1000.63	ФРДС.411915.046	1 шт.
Индивидуальная упаковка ТЕ1000.40- ТЕ1000.43	ФРДС.411915.044	1 шт.
Терминал ТЕ121.01 (ТЕ121.01/1, ТЕ121.03) с формуляром	ФРДС.468369.0112)	1 шт.
Комплект монтажных частей для терминала:
Рейка	ФРДС.745213.003-022)	1 шт.
Пластина переходная	ФРДС.745532.0052)	1 шт.
Комплект монтажных частей:	ФРДС.411911.0032)
Швеллер	ФРДС.745342.0012)	1 шт.
Планка	ФРДС.745374.0022)	1 шт.
Винт В2.М4-6дх10.32.ЛС59-1.136 ГОСТ 17473-802)		2 шт.
Шайба 4Л 34.БрКМц3-1.136 ГОСТ 6402-702)		2 шт.
Дюбель-гвоздь фасадный KAT N 10*1003)		2 шт.
Рейка (ТЕ1000.60 - ТЕ1000.63)	ФРДС.745213.003-044)	1 шт.
Этикетка	ФРДС.754463.1255)	1 шт.
Примечания 1  1) Документы в электронном виде, включая сертификаты и ПО «Конфигуратор СЭТ-4ТМ», доступны на сайте предприятия-изготовителя по адресу https://te-nn.ru/. 2    Для счетчиков с установленным дополнительным интерфейсным модулем в комплект поставки входит формуляр из комплекта поставки модуля. Руководство по эксплуатации модуля доступно на сайте предприятия-изготовителя по адресу https://te-nn.ru/. 3  Эксплуатационная документация на счетчик, терминал и дополнительный модуль на бумажном носителе или флеш-накопителе поставляются по отдельному заказу. 4   2) Поставляются со счетчиками наружной установки. Терминал поставляется со счётчиками наружной установки ТЕ1000.40 и ТЕ1000.41 в трех вариантах исполнения, что в явном виде указывается при заказе. Терминал может иметь другой тип или не входить в состав комплекта поставки по отдельному заказу. 5 3) Поставляются со счетчиками ТЕ1000.40- ТЕ1000.43 по отдельному заказу. 6 4) Поставляется со счетчиками ТЕ1000.60- ТЕ1000.63 по отдельному заказу. 7  Ремонтная документация разрабатывается и поставляется по отдельному договору с организациями, проводящими послегарантийный ремонт счетчиков. 8 5) Этикетка самоклеящаяся с нанесенным логотипом ПАО «Россети» и телефоном Единого контакт-центра 8-800-220-0-220 поставляется по отдельному заказу.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в эксплуатационном документе ФРДС.411152.006РЭ «Счетчик электрической энергии многофункциональный ТЕ1000. Руководство по эксплуатации. Часть 1». Раздел 2 Описание счетчика и принципа его работы.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2»

ГОСТ 31819.23-2005 «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 измерений показателей качества электрической энергии»

ФРДС.411152.006ТУ «Счетчики электрической энергии многофункциональные ТЕ1000. Технические условия»

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «ТехноЭнерго»

(ООО «ТЭ»)

ИНН 5261055814

Юридический адрес: 603152, г. Нижний Новгород, ул. Кемеровская, д. 3

Телефон (факс) (831) 218-04-50

Web-сайт: https://te-nn.ru/

Е-mail: info@te-nn.ru

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «ТехноЭнерго»

(ООО «ТЭ»)

ИНН 5261055814

Адрес: 603152, г. Нижний Новгород, ул. Кемеровская, д. 3

Телефон (факс) (831) 218-04-50

Web-сайт: https://te-nn.ru/

Е-mail: info@te-nn.ru

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Нижегородской области»

(ФБУ «Нижегородский ЦСМ»)

Адрес: 603950, Россия, г. Нижний Новгород, ул. Республиканская, д. 1

Телефон 8-800-200-22-14

Web-сайт: www.nncsm.ru

Е-mail: mail@nncsm.ru

Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц 30011-13

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию

и метрологии

от « _⁶ »    ^мая     2026 г. №   _⁵⁸

где I - cреднеквадратичеcкoе значение тока за период сети (5);

U - среднеквадратическое значение фазного напряжения (4);

Рп.л.ном - номинальная активная мощность потерь в линии электропередачи;

Рп.н.ном - номинальная активная мощность нагрузочных потерь в силовом трансформаторе;

Рп.хх.ном- номинальная активная мощность потерь холостого хода в силовом трансформаторе;

^^п.л.ном - номинальная реактивная мощность потерь в линии электропередачи;

^^п.н.ном - номинальная реактивная мощность нагрузочных потерь в силовом трансформаторе;

^^п.хх.ном- номинальная реактивная мощность потерь холостого хода в силовом трансформаторе;

Номинальные мощности потерь вводятся в счетчик как конфигурационные параметры и представляют собой мощность потерь в одной фазе, приведенную к входу счетчика при номинальном токе и напряжении счетчика.

Счетчики являются двунаправленными измерителями и измеряют проекции вектора полной мощности на активную и реактивную оси круга мощностей. При этом образуются четыре канала измерения и учета активной и реактивной мощности прямого и обратного направления.

Знаки однофазных измерений активной и реактивной мощности всегда соответствуют реальному направлению потока мощности в каждой фазе сети. При этом:

• -  прямому направлению (от генератора) активной энергии А+ (мощности P+) соответствует фазовый сдвиг между током и напряжением в каждой фазе от 0° до 90° (1-й квадрант, индуктивная нагрузка, импорт) и от 270° до 360° (4-й квадрант, емкостная нагрузка, импорт);

• -  обратному направлению (к генератору) активной энергии А- (мощности P-) соответствует фазовый сдвиг между током и напряжением в каждой фазе от 180° до 270° (3-й квадрант, индуктивная нагрузка, экспорт) и от 90° до 180° (2-й квадрант, емкостная нагрузка, экспорт);

• -  прямому направлению (от генератора) реактивной энергии R+ (мощности Q+) соответствует фазовый сдвиг между током и напряжением в каждой фазе от 0° до 180° (импорт);

• -  обратному направлению (к генератору) реактивной энергии R- (мощности Q-) соответствует фазовый сдвиг между током и напряжением в каждой фазе от 180° до 360° (экспорт).

Вычисление средних за период сети мощностей трехфазной системы производится суммированием соответствующих мощностей однофазных измерений. Знаки трехфазных измерений мощности и знаки каналов учета трехфазной энергии формируются по-разному, в зависимости от конфигурации счетчика. Различаются следующие режимы работы счетчика в зависимости от конфигурации:

• - двунаправленный режим измерения активной и реактивной энергии и мощности, 4 канала (режим по умолчанию);

• -  однонаправленный режим измерения активной и реактивной энергии и мощности (по модулю) 3 канала в прямом направлении (конфигурируемый);

• - двунаправленный реверсный режим измерения активной и реактивной энергии и мощности, 4 канала (конфигурируемый);

• -  однонаправленный реверсный режим измерения активной и реактивной энергии и мощности (по модулю) в обратном направлении (конфигурируемый).

В таблицах 1 - 4 приведены знаки направления активной и реактивной мощности однофазных и трехфазных измерений и каналы учета энергии в зависимости от положения вектора полной мощности и конфигурирования счетчика.

Таблица 1 - Знаки мощностей однофазных и трехфазных измерений в двунаправленном режиме

Двунаправленный режим (4 канала)
Квадрант вектора полной мощности S	Канал учета энергии трехфазных измерений		Знак мощности трехфазных измерений		Знак мощности однофазных измерений		Каналы телеметрии
	актив.	реактив.	актив.	реактив.	актив.	реактив.	актив.	реактив.
I	А+	R+	P+	Q+	P+	Q+	имп. А+	имп. R+
II	А-	R+	P-	Q+	P-	Q+	имп. А-	имп. R+
III	А-	R-	P-	Q-	P-	Q-	имп. А-	имп. R-
IV	А+	R-	P+	Q-	P+	Q-	имп. А+	имп. R-

Таблица 2 - Знаки мощностей однофазных и трехфазных измерений в однонаправленном режиме

Однонаправленный режим (3 канала учета по модулю в прямом направлении)
Квадрант вектора полной мощности S	Канал учета энергии трехфазных измерений		Знак мощности трехфазных измерений		Знак мощности однофазных измерений		Каналы телеметрии
	актив.	реактив.	актив.	реактив.	актив.	реактив.	актив.	реактив.
I	А+	R+	P+	Q+	P+	Q+	имп. А+	имп. R+
II	А+	R-	P+	Q-	P-	Q+	имп. А+	имп. R-
III	А+	R+	P+	Q+	P-	Q-	имп. А+	имп. R+
IV	А+	R-	P+	Q-	P+	Q-	имп. А+	имп. R-

Таблица 3 - Знаки мощностей однофазных и трехфазных измерений в реверсном двунаправленном режиме

Реверсный двунаправленный режим (4 канала учета с инверсией знака направления)
Квадрант вектора полной мощности S	Канал учета энергии трехфазных измерений		Знак мощности трехфазных измерений		Знак мощности однофазных измерений		Каналы телеметрии
	актив.	реактив.	актив.	реактив.	актив.	реактив.	актив.	реактив.
I	А-	R-	P-	Q-	P+	Q+	имп. А-	имп. R-
II	А+	R-	P+	Q-	P-	Q+	имп. А+	имп. R-
III	А+	R+	P+	Q+	P-	Q-	имп. А+	имп. R+
IV	А-	R+	P-	Q+	P+	Q-	имп. А-	имп. R+

Таблица 4 - Знаки мощностей однофазных и трехфазных измерений в реверсном однонаправленном режиме

Реверсный однонаправленный режим (3 канала учета по модулю в обратном направлении)
Квадрант вектора полной мощности S	Канал учета энергии трехфазных измерений		Знак мощности трехфазных измерений		Знак мощности однофазных измерений		Каналы телеметрии
	актив.	реактив.	актив.	реактив.	актив.	реактив.	актив.	реактив.
I	А-	R-	P-	Q-	P+	Q+	имп. А-	имп. R-
II	А-	R+	P-	Q+	P-	Q+	имп. А-	имп. R+
III	А-	R-	P-	Q-	P-	Q-	имп. А-	имп. R-
IV	А-	R+	P-	Q+	P+	Q-	имп. А-	имп. R+

По полученным за период сети значениям активной и реактивной мощности трехфазной системы формируются импульсы телеметрии на двух конфигурируемых испытательных выходах счетчика. Сформированные импульсы подсчитываются контроллером и сохраняются в регистрах текущих значений энергии и профиля мощности по каждому виду энергии (мощности) и направлению до свершения события. По свершению события, текущие значения энергии или мощности добавляются в соответствующие энергонезависимые регистры учета энергии и массивы профиля мощности. При этом в качестве события выступает время окончания текущего тарифа или время окончания интервала интегрирования мощности для массива профиля, определяемое по встроенным энергонезависимым часам реального времени.

При учете потерь импульсы телеметрии формируются с учетом мощности потерь (Р±Рп формулы (1), (6), Q±Qп формулы (3), (7)), подсчитываются контроллером и отдельно сохраняются в регистрах текущих значений энергии и профиля мощности с учетом потерь по каждому виду энергии (мощности) и направлению до свершения события. Знак учета потерь является конфигурационным параметром счетчика и зависит от расположения точки учета и точки измерения.

Функциональные возможности

Счетчики обеспечивают:

• - многотарифный учет активной и реактивной энергии прямого и обратного

направления и четырехквадрантной реактивной энергии в трехфазной системе и не тарифицированный пофазный учет;

• - не тарифицированный учет активной и реактивной энергии с учетом потерь в линии

электропередачи и силовом трансформаторе;

• - ведение двух четырехканальных массивов профиля мощности нагрузки

с программируемым временем интегрирования;

• - ведение многоканального профиля параметров с программируем временем

интегрирования;

• - измерение параметров трехфазной сети и параметров качества электрической

энергии;

• - ведение журналов событий.

Счётчики позволяют управлять нагрузкой посредством встроенного реле управления нагрузкой, с возможностью аппаратной блокирования срабатывания, и формировать сигнал управления нагрузкой на конфигурируемом испытательном выходе по различным программируемым критериям.

Счетчики имеют интерфейсы связи, поддерживают ModBus-подобный, СЭТ-4ТМ.02-совместимый протокол обмена, и предназначены для работы, как автономно, так и в составе автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АИИС КУЭ) и в составе автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ).

Счетчики внутренней установки, в том числе с установкой на DIN-рейку,

Лист № 5 Всего листов 25 предназначены для работы в закрытых помещениях с диапазоном рабочих температур от минус 40 °С до плюс 70 °С. Счетчики наружной установки имеют расщепленную архитектуру, предназначены для работы в диапазоне температур от минус 40 °С до плюс 70 °С, не чувствительны к воздействию солнечной радиации, инея и росы.

Варианты исполнений

Счетчики выпускаются в различных модификациях, которые отличаются номинальным (базовым) током, номинальным напряжением, способом подключения к электрической сети, наличием реле управления нагрузкой, наличием радиомодема, способом установки (внутри или снаружи помещений, на DIN-рейку), типом встроенного интерфейсного модуля и типом установленного дополнительного интерфейсного модуля. Счётчики всех вариантов исполнения имеют оптический интерфейс. Варианты исполнения счетчиков приведены в таблице 5. Варианты исполнения встроенного интерфейсного модуля приведены в таблице 6. Варианты исполнения дополнительных интерфейсных модулей приведены в таблице 7.

Таблица 5 - Варианты исполнения счетчиков

Условное обозначение счетчика	Номинальный, базовый (максимальный) ток, А	Номинальное напряжение, В	Класс точности по учету активной/ реактивной энергии	Наличие реле	Радиомодем	Наличие RS-485
Счетчики внутренней установки
ПСЧ-4ТМ.06Т.01	5(10)	3х(57,7-115)/		нет	нет	2
ПСЧ-4ТМ.06Т.03	1(2)	(100-200)	0,5S/1	нет	нет	2
ПСЧ-4ТМ.06Т.05	5(10)	3х(120-230)/		нет	нет	2
ПСЧ-4ТМ.06Т.07	1(2)	(208-400)		нет	нет	2
ПСЧ-4ТМ.06Т.20	5(100)	3х(120-230)/	1/1	есть	нет	1
ПСЧ-4ТМ.06Т.21	5(100)	(208-400)		нет	нет	1
Счетчики наружной установки
ПСЧ-4ТМ.06Т.40	5(100)	3х(120-230)/		есть	есть	нет
ПСЧ-4ТМ.06Т.41	5(100)	(208-400)	1/1	нет	есть	нет
ПСЧ-4ТМ.06Т.42	5(100)	3х(120-230)/		есть	нет	нет
ПСЧ-4ТМ.06Т.43	5(100)	(208-400)		нет	нет	нет
Счетчики для установки на DIN-рейку
ПСЧ-4ТМ.06Т.60	5(10)	3х(57,7-115)/		нет	нет	2
ПСЧ-4ТМ.06Т.61	1(2)	(100-200)	0,5S/1	нет	нет	2
ПСЧ-4ТМ.06Т.62	5(10)	3х(120-230)/		нет	нет	2
ПСЧ-4ТМ.06Т.63	1(2)	(208-400)		нет	нет	2
ПСЧ-4ТМ.06Т.64	5(100)	3х(120-230)/ (208-400)	1/1	нет	нет	1

Таблица 6 - Типы встраиваемых интерфейсных модулей для счетчиков наружной

установки (ПСЧ-4ТМ.06Т.40 - ПСЧ-4ТМ.06Т.43)
Условное обозначение модуля	Наименование
00	Отсутствие интерфейсного модуля
01	Коммуникатор GSM ТЕ101.02.01А (сеть 2G)
02	Модем PLC
04	Коммуникатор 3G ТЕ101.03.01А (сеть 2G+3G)

Продолжение таблицы 6

Условное обозначение модуля	Наименование
08	Модем ISM М-4.03Т.0.102А (ZigBee 2400 МГц)
10	Коммуникатор Wi-Fi ТЕ102.01.01А
11	Коммуникатор 4G ТЕ101.04.01А (сеть 2G+3G+4G)
13	Коммуникатор NB-IoT ТЕ101.01.01А (сеть 2G+4G NB-IoT)
14	Коммуникатор NB-IoT ТЕ101.01.01А/1 (сеть 4G только NB-IoT)
15	Модем LoRaWAN M-6T.ZZ.ZZ
16	Модем Bluetooth M-7T.ZZ.ZZ
17	Модем PLC/ISM ТЕ103.01.01А
Примечание - ZZ - вариант исполнения интерфейсного модуля

Таблица 7 - Типы устанавливаемых дополнительных интерфейсных модулей для счетчиков

внутренней установки    (ПСЧ-4ТМ.06Т.01,    ПСЧ-4ТМ.06Т.03,    ПСЧ-4ТМ.06Т.05,

ПСЧ-4ТМ.06Т.07, ПСЧ-4	ГМ.06Т.20, ПСЧ-4ТМ.06Т.21)
Условное обозначение модуля	Наименование
00	Отсутствие интерфейсного модуля
01	Коммуникатор GSM ТЕ101.02.01 (сеть 2G)
02	Модем PLC М-2.01(Т).01 (однофазный)
03	Модем PLC М-2.01(Т).02 (трехфазный)
04	Коммуникатор 3G ТЕ101.03.01 (сеть 2G+3G)
05	Модем Ethernet М-3.01 Т.01
06	Модем ISM М-4.01(Т)^ (430 МГц)
07	Модем ISM М-4.02(Т)^ (860 МГц)
08	Модем ISM М-4.03Т.0.112 (2400 МГц)
09	Модем оптический М-5.01T.ZZ
10	Коммуникатор Wi-Fi ТЕ102.01.01
11	Коммуникатор 4G ТЕ101.04.01 (сеть 2G+3G+4G)*
12	Коммуникатор 4G ТЕ101.04.01/1 (сеть 2G+3G +4G)**
13	Коммуникатор NB-IoT ТЕ101.01.01 (сеть 2G+4G (NB-IoT))
14	Коммуникатор NB-IoT ТЕ101.01.01/1 (сеть 4G (только NB-IoT))
15	Модем LoRaWAN M-6TZZ.ZZ
16	Модем Bluetooth M-7TZZ.ZZ
17	Модем PLC/ISM ТЕ103.01.01 (однофазный)
18	Модем PLC/ISM ТЕ103.02.01 (трехфазный)
Примечания 1 ZZ - вариант исполнения интерфейсного модуля 2 В счетчики могут устанавливаться дополнительные интерфейсные модули, не приведенные в таблице со следующими характеристиками: - при питании от внутреннего источника счетчика с напряжением 12 В ток потребления не должен превышать 200 мА; - при питании от внешнего источника величина напряжения изоляции цепей интерфейса RS-485 модуля от цепей электропитания должна быть 4000 В (среднеквадратическое значение в течение 1 минуты). 3 * Максимальная скорость в сети 4G 150 Мбит/с. 4 ** Максимальная скорость в сети 4G 10 Мбит/с.

Запись счетчика при его заказе и в конструкторской документации другой продукции должна состоять из наименования счетчика, условного обозначения варианта исполнения в соответствии с таблицей 5, условного обозначения типа встроенного интерфейсного модуля в соответствии с таблицей 6 (может отсутствовать), условного обозначения типа устанавливаемого дополнительного интерфейсного модуля в соответствии с таблицей 7 (может отсутствовать), номера настоящих технических условий.

• - Пример записи счётчика: «Счётчик электрической энергии многофункциональный

nC4-4TM.06T.XX.YY.ZZ ФРДС.411152.008ТУ», где

• - XX - условное обозначение варианта исполнения счетчика в соответствии

с таблицей 5;

• - YY - условное обозначение встроенного интерфейсного модуля в соответствии

с таблицей 6 (00 - нет встроенного интерфейсного модуля);

• - ZZ - условное обозначение устанавливаемого дополнительного интерфейсного

модуля в соответствии с таблицей 7 (00 - нет устанавливаемого дополнительного интерфейсного модуля).

Счётчики наружной установки вариантов исполнения 40-41 (таблица 5) должны поставляться с терминалами в двух вариантах исполнения, что в явном виде указывается при заказе:

• -  Т-1.02МТ с питанием от сети переменного тока и с резервным питанием от двух алкалиновых батарей или двух аккумуляторов типоразмера ААА;

• -  Т-1.02МТ/1 без источника сетевого электропитания и с питанием только от двух алкалиновых батарей или двух аккумуляторов типоразмера ААА.

Примеры записи счётчика

• 1 «Счётчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.06Т.40.02.00 ФРДС.411152.008ТУ с терминалом Т-1.02МТ».

• 2 «Счётчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.06Т.41.00.00 ФРДС.411152.008ТУ с терминалом Т-1.02МТ/1».

• 3 «Счётчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.06Т.41.10.00 ФРДС.411152.008ТУ без терминала».

Подключение счетчиков трансформаторного включения к сети производится через измерительные трансформаторы напряжения и тока. Счетчики с номинальным напряжением 3х(57,7-115)/(100-200) В могут использоваться на подключениях с номинальными фазными напряжениями из ряда: 57,7; 63,5; 100; 110; 115 В.

Счетчики с номинальным напряжением 3*(120-230)/(208-400) В могут использоваться как с измерительными трансформаторами напряжения, так и без них на подключениях с номинальными фазными напряжениями из ряда: 120, 127, 173, 190, 200, 220, 230 В.

Счетчики непосредственного включения не чувствительны к постоянной составляющей в цепи переменного тока и предназначены для непосредственного подключения к сети с номинальными напряжениями из ряда: 120, 127, 173, 190, 200, 220, 230 В.

Счетчики могут конфигурироваться для подключения к трехфазным трехпроводным сетям по схеме Арона, как двухэлементные.

Тарификация и архивы учтенной энергии

Счетчики ведут многотарифный учет энергии (без учета потерь) в четырех тарифных зонах, по четырем типам дней в двенадцати сезонах. Дискрет тарифной зоны составляет 10 минут. Чередование тарифных зон в сутках ограничено числом десятиминутных интервалов в сутках и составляет 144 интервала. Тарификатор счетчиков использует расписание праздничных дней и список перенесенных дней.

Счетчики ведут не тарифицированный учет активной и реактивной энергии с учетом потерь в линии электропередачи и силовом трансформаторе.

Счетчики, наряду с трехфазным учетом, ведут не тарифицированный пофазный учет активной и реактивной энергии прямого и обратного направления.

Счетчики ведут архивы тарифицированной учтенной энергии, не тарифицированной энергии с учетом потерь и не тарифицированный пофазный учет (активной, реактивной прямого и обратного направления):

• - всего от сброса (нарастающий итог);

• - за текущие и предыдущие сутки;

• - на начало текущих и предыдущих суток;

• - за каждые предыдущие календарные сутки глубиной до 124 дней;

• - на начало каждых предыдущих календарных суток глубиной до 124 дней;

• - за текущий месяц и 36 предыдущих месяцев;

• - на начало текущего месяца и 36 предыдущих месяцев;

• - за текущий и 10 предыдущих лет;

• - на начало текущего и 10 предыдущих лет.

В счетчиках может быть установлено начало расчетного периода отличное от первого числа месяца. При этом в месячных архивах энергии будет фиксироваться энергия за расчетный период и на начало расчетного периода, начинающиеся с установленного числа.

Профиль мощности нагрузки

Счетчики ведут два четырехканальных базовых массива профиля мощности нагрузки с программируемым временем интегрирования от 1 до 60 минут для активной и реактивной мощности прямого и обратного направления.

Примечание - Для счетчиков непосредственного включения и для счетчиков трансформаторного включения на подключениях с номинальными напряжениями 3х(100-115)/(173-200) В время интегрирования мощности может программироваться только в диапазоне от 1 до 30 минут.

Каждый массив профиля мощности может конфигурироваться для ведения профиля мощности нагрузки с учетом активных и реактивных потерь в линии электропередачи и силовом трансформаторе со временем интегрирования от 1 до 30 минут.

Глубина хранения базового массива профиля мощности составляет 113 суток при времени интегрирования 30 минут и 170 суток при времени интегрирования 60 минут.

Профиль параметров

Счетчики, наряду с базовыми массивами профиля мощности нагрузки, ведут независимый массив профиля параметров (расширенный массив профиля или 3-й массив профиля) с программируемым временем интегрирования от 1 до 60 минут. Расширенный массив профиля может конфигурироваться в части выбора количества и типа профилируемых параметров, а также формата хранения данных. Число каналов расширенного массива профиля может программироваться в диапазоне от 1 до 48, а наименования профилируемых параметров выбираться из таблицы 8. Кроме того, в расширенном массиве могут профилироваться все четыре мощности, как и в базовом массиве.

Регистрация максимумов мощности нагрузки

Счетчики могут использоваться как регистраторы максимумов мощности (активной, реактивной, прямого и обратного направления) по каждому массиву профиля мощности с использованием двенадцати сезонного расписания утренних и вечерних максимумов.

Максимумы мощности фиксируются в архивах счетчика:

• - от сброса (ручной сброс или сброс по интерфейсному запросу):

• - за текущий и каждый из двенадцати предыдущих месяцев.

В архивах максимумов фиксируется значение максимума мощности и время, соответствующее окончанию интервала интегрирования мощности.

Если массив профиля мощности сконфигурирован для мощности с учетом потерь, то в архивах максимумов фиксируется максимальная мощность с учетом потерь.

Измерение параметров сети и показателей качества электрической энергии

Счетчики измеряют мгновенные значения (время интегрирования от 0,2 до 5 секунд) физических величин, характеризующих трехфазную электрическую сеть, и могут использоваться как измерители параметров, приведенных в таблице 8, или как датчики параметров с нормированными метрологическими характеристиками.

Счетчики могут использоваться как измерители показателей качества электрической энергии (ПКЭ) по параметрам установившегося отклонения частоты сети и установившегося отклонения напряжения, по характеристикам провалов и перенапряжений согласно ГОСТ 32144-2013 для класса измерений S в соответствии с ГОСТ 30804.4.30-2013.

При выходе параметра за границу ПДЗ на индикаторе отображается сообщение о факте нарушения. При этом счётчик ведет журналы ПКЭ, в которых фиксируется время выхода/возврата за установленные верхние/нижние нормально/предельно допустимые границы установившихся отклонений напряжения и частоты, и журналы провалов и перенапряжений, где фиксируются остаточное напряжение или уровень перенапряжения и длительность. Доступ к журналам ПКЭ и журналам провалов и перенапряжений возможен только через интерфейсы связи.

Таблица 8 - Измеряемые параметры

Наименование параметра	Цена единицы младшего разряда индикатора	Примечание
Активная мощность, Вт	0,01	По каждой фазе сети и сумме фаз
Реактивная мощность, вар	0,01
Полная мощность, В-А	0,01
Активная мощность потерь, Вт	-
Реактивная мощность потерь, вар	-
Коэффициент активной мощности cos ф	0,01
Коэффициент реактивной мощности sin ф	0,01
Коэффициент реактивной мощности tg ф	0,01
Фазное напряжение, В	0,01	По каждой фазе сети
Междуфазное напряжение, В	-	По каждой паре фаз
Напряжение прямой последовательности, В	-
Ток, А	0,01	По каждой фазе сети
Ток нулевой последовательности, А	0,01	Справочные данные
Частота сети, Гц	0,01
Коэффициент искажения синусоидальности кривой токов, %	0,01	Справочные данные
Коэффициент несимметрии тока по нулевой и обратной последовательностям, %	0,01
Коэффициент искажения синусоидальности кривой фазных напряжений, %	0,01
Коэффициент искажения синусоидальности кривой междуфазных напряжений, %	-
Коэффициент несимметрии напряжения по нулевой и обратной последовательностям, %	0,01
Температура внутри счетчика, °С	1
Текущее время, с	1

Продолжение таблицы 8

Наименование параметра	Цена единицы младшего разряда индикатора	Примечание
Текущая дата
Примечания 1 Цена единицы младшего разряда и размерности указаны для коэффициентов трансформации, равных 1. 2 Все параметры индицируются с учетом введенных коэффициентов трансформации напряжения и тока.

Испытательные выходы

В счетчиках функционируют два изолированных испытательных выхода основного передающего устройства. Каждый испытательный выход может конфигурироваться:

• -  для формирования импульсов телеметрии одного из каналов учета энергии (активной, реактивной прямого и обратного направления, в том числе и с учетом потерь, и четырехквадрантной реактивной);

• - для формирования сигнала индикации превышения программируемого порога мощности (активной, реактивной, прямого и обратного направления);

• -  для формирования сигнала телеуправления.

• - для формирования сигнала управления нагрузкой по программируемым критериям.

• -  для формирования сигнала контроля точности хода встроенных часов. Управление нагрузкой

Счетчики позволяют управлять нагрузкой посредством встроенного реле управления нагрузкой и формировать сигнал управления нагрузкой на конфигурируемом испытательном выходе (канал 0) по различным программируемым критериям.

Встроенное реле имеет возможность аппаратной блокировки срабатывания.

Журналы

Счетчики ведут журналы событий, журналы показателей качества электрической энергии, журналы превышения порога мощности, журналы провалов и перенапряжений, статусный журнал.

В журналах событий фиксируются времена начала/окончания следующих событий, перечисленных в таблице 9.

Таблица 9 - Журналы событий

Название журнала событий	Глубина хранения
	событий	записей
1 Журнал вскрытия крышки зажимов	100	50
2 Журнал перепрограммирования счетчика (фиксация факта связи со счетчиком, приведший к изменению данных)	50	50
3 Журнал вскрытия корпуса	100	50
4 Журнал вскрытия крышки интерфейсных соединителей и батареи	100	50
5 Дата и время последнего программирования	1	1
6 Журнал инициализации счетчика	100	100
7 Журнал сброса показаний	10	10
8 Журнал выключения/включения счетчика	100	50
9 Журнал выключения/включения фазы 1	100	50
10 Журнал выключения/включения фазы 2	100	50

Продолжение таблицы 9

Название журнала событий	Глубина хранения
	событий	записей
11 Журнал выключения/включения фазы 3	100	50
12 Журнал отклонения коэффициента мощности от нормированного значения (tg ф)	100	50
13 Журнал воздействия повышенной магнитной индукции	100	50
14 Журнал наличия тока при отсутствии напряжения в фазе 1	40	20
15 Журнал наличия тока при отсутствии напряжения в фазе 2	40	20
16 Журнал наличия тока при отсутствии напряжения в фазе 3	40	20
17 Журнал коррекции времени	100	100
18 Журнал коррекции тарифного расписания	10	10
19 Журнал коррекции расписания праздничных дней	10	10
20 Журнал коррекции расписания управления нагрузкой	50	50
21 Журнал коррекции списка перенесенных дней	10	10
22 Журнал коррекции расписания утренних и вечерних максимумов мощности	10	10
23 Журнал инициализации массива профиля 1,2,3 (3 журнала)	40	40
24 Журнал сброса максимумов по первому, второму и третьему массиву профиля (3 журнала)	30	30
25 Журнал несанкционированного доступа к счетчику	10	10
26 Журнал управления нагрузкой	50	50
27 Журнал изменения состояний выхода телеуправления	100	100
28 Журнал изменений коэффициентов трансформации	10	10
29 Журнал изменений параметров измерителя качества	10	10
30 Журнал изменений параметров измерителя потерь	10	10
31 Журнал превышения максимального тока в фазах 1,2,3 (3 журнала)	120	60
32 Журнал обновления метрологически не значимой части ПО	20	20
33 Журнал перепрограммирования параметров счетчика по протоколу СЭТ	100	100
34 Журнал изменение знака направления активной мощности по фазе 1,2,3 (3 журнала)	300	150
35 Журнал времени калибровки счётчика	10	10
36 Журнал перепрограммирования параметров счетчика через протокол СПОДЭС	100	100
37 Журнал HDLC коммуникаций	100	100

В журналах показателей качества электроэнергии фиксируются времена выхода/возврата за установленные границы параметров КЭ, усредненные в интервале времени (по умолчанию):

• -  10 секунд для частоты сети.

• -  10 минут для остальных параметров.

Перечень журналов ПКЭ и глубина хранения каждого журнала приведены в таблице 10.

Перечень журналов провалов и перенапряжений и глубина хранения каждого журнала приведены в таблице 11.

В журналах превышения порога мощности фиксируется время выхода/возврата за установленную границу среднего значения активной и реактивной мощности из первого массива профиля мощности. Глубина хранения журнала по каждой мощности 50 записей с фиксацией 100 событий.

В статусном журнале фиксируется время и значение измененного слова состояния счетчика. Глубина хранения статусного журнала 50 записей.

Таблица 10 - Журналы ПКЭ

Название журнала ПКЭ	Глубина хранения
	событий	записей
1 Журналы выхода/возврата за верхнюю и нижнюю границы ПДЗ* фазных (фазы 1,2,3) и междуфазных (фазы 12, 23, 31) напряжений. Положительные и отрицательные отклонения напряжений (12 журналов)	1200	600
2 Журналы выхода/возврата за верхнюю и нижнюю границы НДЗ* фазных (фазы 1,2,3) и междуфазных (фазы 12, 23, 31) напряжений (12 журналов)	1200	600
3 Журналы выхода/возврата за верхнюю и нижнюю границы ПДЗ напряжения прямой последовательности U1(1) (2 журнала)	200	100
4 Журналы выхода/возврата за верхнюю и нижнюю границы НДЗ напряжения прямой последовательности U1(1) (2 журнала)	200	100
5 Журналы выхода/возврата за верхнюю и нижнюю границы ПДЗ частоты сети. Отклонение частоты (2 журнала)	200	100
6 Журнал выхода/возврата за верхнюю и нижнюю границы НДЗ частоты сети. Отклонение частоты (2 журнала)	200	100
7 Время выхода/возврата за границу ПДЗ коэффициентов искажений синусоидальности кривой фазных (фазы 1,2,3) и междуфазных (фазы 12, 23, 31) напряжений (6 журналов)	600	300
8 Время выхода/возврата за границу НДЗ коэффициентов искажений синусоидальности кривой фазных (фазы 1,2,3) и междуфазных (фазы 12, 23, 31) напряжений (6 журналов)	600	300
9 Журнал выхода/возврата за границу ПДЗ коэффициента несиммет-рии напряжения по нулевой последовательности K0u	100	50
10 Журнал выхода/возврата за границу НДЗ коэффициента несиммет-рии напряжения по нулевой последовательности K0u	100	50
11 Журнал выхода/возврата за границу ПДЗ коэффициента несиммет-рии напряжения по обратной последовательности K2u	100	50
12 Журнал выхода/возврата за границу НДЗ коэффициента несиммет-рии напряжения по обратной последовательности K2u	100	50
13 Журнал положительного и отрицательного отклонения фазных или междуфазных напряжений за расчетный период	50	50
* ПДЗ - предельно допустимое значение НДЗ - нормально допустимое значение

Таблица 11 - Журналы провалов и перенапряжений

Название журнала ПКЭ	Глубина хранения
	событий	записей
1 Журнал провалов и перенапряжений в 3-х фазной системе	50	50
2 Журналы провалов и перенапряжений в фазах 1,2,3 (3 журнала)	150	150
3 Журнал очистки статистической таблицы провалов и перенапряжений в 3-х фазной системе	10	10
4 Журналы очистки статистических таблиц провалов и перенапряжений в фазах 1,2,3 (3 журнала)	30	30

Устройство индикации

Счетчики внутренней установки и счетчики для установки на DIN-рейку (таблица 5), имеют жидкокристаллический индикатор (ЖКИ) один из двух типов для отображения учтенной энергии и измеряемых параметров. Индикатор первого типа без подсветки с минимальным набором индицируемых параметров. Индикатор второго типа с подсветкой и расширенным количеством индицируемой информации. В зависимости от типа индикатора меняется количество кнопок управления индикацией. С индикатором первого типа используется одна кнопка РЕЖИМ ИНД. С индикатором второго типа используются четыре кнопки. Счетчики наружной установки (таблица 5) не имеют собственного индикатора, и визуализация данных измерений счетчика производится через удаленный терминал Т-1.02МТ или Т-1.02МТ/1, подключаемый к счетчику по радиоканалу через встроенный радиомодем. Терминал счетчика имеет жидкокристаллический индикатор с подсветкой для отображения учтенной энергии и измеряемых параметров, и кнопки управления режимами индикации.

Счетчики в режиме индикации основных параметров позволяют отображать на индикаторе:

• - учтенную активную и реактивную энергию прямого и обратного направления по каждому из четырех тарифов и по сумме тарифов;

• -  значение потребленной электрической энергии на начало текущего месяца суммарно и по тарифным зонам.

Выбор требуемого режима индикации основных параметров осуществляется посредством кнопок управления в ручном режиме управления или автоматически с программируемым периодом в режиме динамической индикации.

В счетчиках предусмотрена конфигурируемая возможность возврата в заданный режим индикации при неактивности кнопок управления в течение заданного времени.

Счетчики в режиме индикации вспомогательных параметров позволяют отображать на индикаторе данные вспомогательных режимов измерения, приведенных в таблице 8. Счетчики в режиме индикации технологических параметров позволяют отображать на индикаторе:

• -  версию программного обеспечения (ПО) (18.00.ХХ);

• -  контрольную сумму метрологически значимой части ПО (884Е);

• -  загруженность процессора «EFF»;

• -  свободная память «FhP»;

• -  сетевой адрес «CA» короткий.

Интерфейсы связи

Счетчики, независимо от варианта исполнения, имеют оптический интерфейс (оптопорт), физические и электрические параметры которого соответствуют ГОСТ IEC 61107-2011. Наличие других интерфейсов связи определяется вариантом исполнения счетчика в соответствии с таблицами 5 - 7. В счетчик внутренней установки могут устанавливаться дополнительные интерфейсные модули в соответствии с таблицей 5 для обеспечения удаленного доступа к интерфейсу RS-485 счетчика через соответствующие сети (GSM (2G), UMTS (2G+3G), LTE (2G+3G+4G), LTE (2G+4G), LTE(2G+NBIoT), PLC, Ethernet, RF (ZigBee), Wi-Fi).

Счетчик через любой интерфейс связи (RS-485, оптопорт) поддерживает следующие протоколы обмена:

• - ModBus-подобный, СЭТ-4ТМ.02 - совместимый протокол;

• - СПОДЭС (DLMS/COSEM) с транспортным уровнем HDLC;

• - Канальный пакетный протокол системы «Пирамида».

Счетчики по любому интерфейсу обеспечивают возможность считывания архивных данных и измеряемых параметров, считывания, программирования и перепрограммирования параметров.

• - Счетчики обеспечивают возможность передачи сообщений в интеллектуальную

систему учета при открытой сессии HDLC.

Работа со счетчиками через интерфейсы связи может производиться с применением программного обеспечения предприятия-изготовителя «Конфигуратор СЭТ-4ТМ» или с применением программного обеспечения пользователей.

Доступ к параметрам и данным со стороны интерфейсов связи защищен паролями на чтение, программирование и управление нагрузкой (три уровня доступа). Метрологические коэффициенты и заводские параметры защищены аппаратной перемычкой защиты записи (аппаратный уровень доступа) и не доступны без снятия пломб завода-изготовителя и нарушения знака поверки.

Защита от несанкционированного доступа

Для защиты от несанкционированного доступа в счетчике предусмотрена установка пломб ОТК завода-изготовителя и организации, осуществляющей поверку счетчика.

После установки на объект счетчики должны пломбироваться пломбами обслуживающей организации. Схема пломбирования счетчиков приведена на рисунках 1, 2, 3.

Кроме механического пломбирования в счетчике предусмотрено электронное пломбирование крышки зажимов, крышки интерфейсных соединителей и батареи и крышки счетчика.

Электронные пломбы энергонезависимые, работают как во включенном, так и в выключенном состоянии счетчика. При этом факт и время вскрытия крышек фиксируется в соответствующих журналах событий без возможности инициализации журналов.

В счетчиках установлен датчик магнитного поля, фиксирующий воздействие на счетчик магнитного поля повышенной индукции (2±0,7) мТл (напряженность (1600±600) А/м) и выше. Факт и время воздействия на счетчик повышенной магнитной индукции фиксируется в журнале событий.

Общий вид счетчиков внутренней установки (таблица 5) с указанием мест пломбировки от несанкционированного доступа, мест нанесения знака утверждения типа, знака поверки, заводского номера представлены на рисунке 1.

Рисунок 1 - Общий вид счетчика внутренней установки с указанием мест пломбировки от несанкционированного доступа, мест нанесения знака утверждения типа, знака поверки, заводского номера

Заводской номер, обеспечивающий однозначную идентификацию каждого экземпляра счетчика, наносится на лицевую панель счетчика методом лазерной маркировки в виде десятизначного цифрового кода и штрих кода, как показано на рисунках 1, 2, 3.

Знак утверждения типа наносится на лицевую панель счетчика методом лазерной маркировки, как показано на рисунках 1, 2, 3.

Знак поверки наносится давлением на навесную пломбу, расположенную в местах, указанных на рисунках 1, 2, 3.

Общий вид счетчиков наружной установки (таблица 5) с удаленным терминалом, который может входить в состав комплекта поставки счетчиков наружной установки, схема пломбировки от несанкционированного доступа, места нанесения знака поверки, знака утверждения типа и заводского номера представлены на рисунке 2.

Общий вид счетчиков установки на DIN-рейку (таблица 5), схема пломбировки от несанкционированного доступа, место нанесения знака поверки, знака утверждения типа, заводского номера представлены на рисунке 3.

Рисунок 3 - Общий вид счетчика для установки на DIN-рейку с указанием мест пломбировки от несанкционированного доступа, мест нанесения знака утверждения типа, знака поверки, заводского номера

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) счетчика имеет структуру с разделением на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Каждая структурная часть исполняемого кода программы во внутренней памяти микроконтроллера защищается циклической контрольной суммой, которая непрерывно контролируется системой диагностики счетчика.

Метрологические характеристики счетчика напрямую зависят от калибровочных коэффициентов, записанных в память счетчика на предприятии-изготовителе на стадии калибровки. Калибровочные коэффициенты защищаются циклической контрольной суммой, которая непрерывно контролируется системой диагностики счетчика. Метрологически значимая часть ПО и калибровочные коэффициенты защищены аппаратной перемычкой защиты записи и не доступны для изменения без вскрытия счетчика.

При обнаружении ошибок контрольных сумм (КС) системой диагностики устанавливаются флаги ошибок в слове состояния счетчика с записью события в статусный журнал счетчика и отображением сообщения об ошибке на экране ЖКИ:

• - Е-09  - ошибка КС метрологически не значимой части ПО;

• - Е-42  - ошибка КС метрологически значимой части ПО;

• - Е-10  - ошибка КС массива калибровочных коэффициентов.

Идентификационные характеристики ПО счетчика приведены в таблице 12. Номер версии ПО состоит из трех полей. Каждое поле содержит два символа:

• - первой поле - код устройства (18 - ПСЧ-4ТМ.06Т);

• - второе поле - номер версии метрологически значимой части ПО (00);

• - третье поле - номер версии метрологически незначимой части ПО.

Версия ПО счетчика и цифровой идентификатор ПО отображаются на табло ЖКИ

Лист № 18 Всего листов 25 в кольце индикации вспомогательных параметров. Метрологические характеристики нормированы с учетом влияния программного обеспечения.

Конструкция счетчиков исключает возможность несанкционированного влияния на ПО счетчика и измерительную информацию.

Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 12 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Варианты исполнений
Идентификационное наименование ПО	P6T.a43
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1800.ХХ
Цифровой идентификатор ПО	884Е
Алгоритм вычисления цифрового ПО	CRC 16 ModBus RTU

Метрологические и технические характеристики

Таблица 13 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Класс точности при измерении в прямом и обратном направлении: - активной энергии по ГОСТ 31819.22-2012 по ГОСТ 31819.21-2012 - реактивной энергии по ГОСТ 31819.23-2012	0,5S 1 1
Номинальный (максимальный) ток, А Базовый (максимальный) ток, А	1(2) или 5(10) 5(100)
Стартовый ток (чувствительность), мА: - трансформаторного включения - непосредственного включения	0,00Ином 0,004I6
Номинальные напряжения, В	3х(57,7-115)/(100-200) или 3х(120-230)/(208-400)
Максимальный ток в течение 10 мс, А	3000 (30^акс)
Установленный     рабочий     диапазон     напряжений от 0,8ином до 1,2ином, В, счетчиков с ином: - 3х(57,7-115)/(100-200) В - 3*(l20-230)/(208-400) В	3х(46-138)/(80-240) 3х(96-276)/(166-480)
Предельный рабочий диапазон фазных напряжений (в любых двух фазах) для счетчиков с ином, В: - 3х(57,7-115)/(100-200) - 3*(l20-230)/(208-400)	от 0 до 230 от 0 до 440
Номинальная частота сети, Гц	50
Диапазон рабочих частот, Гц	от 47,5 до 52,5
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерения, %: - активной мощности (прямого и обратного направления при активной, индуктивной и емкостной нагрузках), 5P, счетчиков: 1) трансформаторного включения класса точности 0,5S: при 0,051ном < I < 1макс, C0S9=1 при 0,051ном < I < 1макс, сОБф=0,5 при 0,011ном < I < 0,051ном, сОБф=1 при 0,021ном < I < 0,051ном, соБф=0,5 при 0,051ном < I < !макс, сОБф=0,25	±0,5 ±0,6 ±1,0 ±1,0 ±1,0

Наименование характеристики	Значение
2) непосредственного включения класса точности 1: при 0,11б < I < 1макс, C0S9=1, COS9=0,5 при 0,05k < I < 0,11б, с<^ф=1 при 0,11б < I < 1макс сОБф=0,25 - реактивной мощности (прямого и обратного направления при активной, индуктивной и емкостной нагрузках), 5q, счетчиков: 1) трансформаторного включения класса точности 1: при 0,051ном < I < 1макс, sin9=1, sin9=0,5 при 0,0Ином < I < 0,05Ьом, sin9=1 при 0,02Ьом < I < 0,05Ьом, sin9=0,5 при 0,05Ьом < I < !макс, sin9=0,25 2) непосредственного включения класса точности 1: при 0,1Ь < I < Дакс, sin9=1, sin9=0,5 при 0,05I6 < I < 0,Иб, sin9=1 -при 0,1k < I < I макс, sin9=0,25 -полной мощности, 5s, (аналогично реактивной мощности); -мощности активных потерь, 5рп -мощности реактивных потерь, 5Qп -активной энергии и мощности с учетом потерь (прямого и обратного направления), 5р ±рп -реактивной энергии и мощности с учетом потерь (прямого и обратного направления), 5Q±Qп -коэффициента активной мощности, 6kp -коэффициента реактивной мощности, 6kQ -коэффициента реактивной мощности, 6ktg	±1,0 +1,5 ±1,5 ±1,0 ±1,5 ±1,5 ±1,5 ±1,0 ±1,5 ±1,5 5q (25i + 25u) (25i + 45u) (     Р          Р \ l. Р Р ± Рп Рп Р ± Рп ) --Q   +5Qh ■ Ql1 I Q Q ± Qn   Q  Q ± Qnz (6p+6s) (5Q+6s) (5Q+6p)	\ )
Средний температурный коэффициент в диапазоне температур от -40 до +70 °С, %/К, при измерении: -активной энергии и мощности 1)  трансформаторного включения при 0,05ком < I < !макс, C0S9=1 при 0,05ком < I < !макс, COS9=0,5 2)  непосредственного включения при 0,1 Тб < I < Дакс, C0S9=1 при 0,2Гб < I < !макс, COS9=0,5 -реактивной энергии и мощности 1) трансформаторного включения при 0,05ком < I < !макс, sin9=1 при 0,05ком < I < !макс, sin9=0,5 2) непосредственного включения при 0,1Тб < I < !макс, C0S9=1 при O,2I6 < I < Дакс, COS9=0,5	oo  oo   oo  о о о о  о о    о о  о о 'j 'л    'j 'л       'j 'л    uioj
Диапазон измеряемых частот, Гц	от 47,5 до 52,5
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения частоты, Гц	±0,05

Продолжение таблицы 13

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерения отклонения частоты от 50 Гц, Гц	от -2,5 до +2,5
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения отклонения частоты, Гц	±0,05
Диапазон измерения среднеквадратического значения напряжения, В: - фазного напряжения (UA, UB, UC) - фазного напряжения основной частоты (UA(1), UB(1), UC(1)) - междуфазного напряжения (UAB, UBC, UCA) - междуфазного напряжения основной частоты (UAB(1), UBC(1), UCA(1)) - напряжения прямой последовательности (U1)	от 0,8ином н до 1,2ином в
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения среднеквадратического значения напряжения для счетчиков трансформаторного (непосредственного) включения, %	±0,4 (±0,5)
Диапазон измерения положительного отклонения среднеквадратического значения напряжения (5Ц+)), %	от 0 до +20
Диапазон измерения отрицательного отклонения среднеквадратического значения напряжения (5U[-)), %	от 0 до +20
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения положительного и отрицательного отклонений среднеквадратического значения фазного и междуфазного напряжения для счетчиков трансформаторного (непосредственного) включения, %	±0,4 (±0,5)
Диапазон измерения угла фазового сдвига между фазными напряжениями основной частоты (фи) в диапазоне напряжений от 0,8ином н до 1,2ином в, °	от -180 до +180
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения угла фазового сдвига между фазным напряжением и током основной частоты, °: - при 0,11ном — I — 1макс (0,11б — I — 1макс) - при 0,011ном — I — 0,11ном (0,051б — I — 0,11б)	±1 ±5
Диапазон измерения среднеквадратического значения фазных токов трансформаторного (непосредственного) включения (I), А	от 0,0Нном до !макс (от 0,05I6 до (макс)
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения среднеквадратического значения фазных токов для счетчиков трансформаторного (непосредственного) включения, %: - при 0,051ном — I — !макс (0,11б — I — !макс) - при 0,011ном — I < 0,05Ьом (0,051б — I — 0,1Тб)	±0,4 (±0,9) ±(0,4+0,02-|0,05!ном/1х-1|) (±(0,9+0,05-|0,1I6/Ix-1|))
Диапазон измерения длительности провала напряжения (Ata), с	от 0,01 до 60,00
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения длительности провала напряжения, с	±0,02
Диапазон измерения глубины провала напряжения (бип), %,	от 10 до 20
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения глубины провала напряжения, %	±1,0
Диапазон измерения длительности временного перенапряжения (.Миер и), с	от 0,01 до 60,00

Наименование характеристики	Значение
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения длительности временного перенапряжения, с	±0,02
Диапазон измерения значения перенапряжения, (бипер), % опорного напряжения	от 110 до 120
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения значения перенапряжения, % опорного напряжения	±1,0
Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерения частоты, напряжения и тока в диапазоне температур от -40 до +70 °С, Sta, %	0,056д(1423)*
Точность хода встроенных часов в нормальных условиях во включенном и выключенном состоянии, с/сут	±0,5
Изменение точности хода часов в диапазоне рабочих температур, с/°С/сут: -во включенном состоянии в диапазоне температур от -40 до +70 °С	±0,1
-в выключенном состоянии в диапазоне температур от -40 до +70 °С	±0,22
Постоянная счетчика, имп/(кВт-ч), имп/(квар-ч), для счетчиков: режим испытательных выходов (А)
3х(57,7-115)/(100-200) В, 1(2) А	25000
3х(57,7-115)/(100-200) В, 5(10) А	5000
3x(120-230)/(208-400) В, 1(2) А	6250
3x(l20-230)/(208-400) В, 5(10) А	1250
3x(l20-230)/(208-400) В, 5(100) А	250
режим испытательных выходов (В)
3х(57,7-115)/(100-200) В, 1(2) А	800000
3х(57,7-115)/(100-200) В, 5(10) А	160000
3x(120-230)/(208-400) В, 1(2) А	200000
3x(120-230)/(208-400) В, 5(10) А	40000
3x(120-230)/(208-400) В, 5(100) А	8000
Нормальные условия измерений: -температура окружающего воздуха, °С	23±2
-относительная влажность, %	от 30 до 80
-атмосферное давление, кПа	от 84 до 106
* где 5д - пределы допускаемой основной погрешности измеряемой величины,
t - температура рабочих условий, t23 - температура плюс 23 °С

Таблица 14 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Полная мощность, потребляемая каждой последовательной цепью, В^А, не более	0,1
Активная (полная) мощность, потребляемая каждой параллельной цепью напряжения без встроенного модуля, Вт (В-А), не более: - при 57,7 В	0,20 (0,35)
- при 115 В и 120 В	0,28 (0,55)
- при 230 В	0,53 (1,27)
Начальный запуск счетчика, с, менее	5

Наименование характеристики	Значение
Жидкокристаллический индикатор: - число индицируемых разрядов	8
- цена единицы младшего разряда при отображении энергии нарастающего итога, кВт-ч (квар-ч)	0,01
Тарификатор: - число тарифов	4
- число тарифных зон в сутках с дискретом 10 минут	144
- число типов дней	4
- число сезонов	12
Характеристики интерфейсов связи: - скорость обмена по оптическому порту (фиксированная), бит/с	9600
- скорость обмена по порту RS-485, бит/с	9600, 4800, 2400, 1200, 600, 300
- скорость обмена по радиоканалу, бит/с	38400
Скорость передачи данных в электрической сети, модуляция DcSk, бит/с	2400
Характеристики испытательных выходов:
- количество       испытательных       изолированных конфигурируемых выходов	2
- максимальное напряжение в состоянии «разомкнуто», В	30
- максимальный ток в состоянии «замкнуто», мА - выходное сопротивление:	50
в состоянии «разомкнуто», кОм, не менее	50
в состоянии «замкнуто», Ом, не более	200
Сохранность данных при прерываниях питания, лет: - информации, более	40
- внутренних часов (питание от батареи), не менее	16
	пароли двух уровней доступа, отдельный пароль для управле-
Защита информации	ния нагрузкой и аппаратная защита памяти метрологических
	коэффициентов
Самодиагностика	циклическая, непрерывная
Условия эксплуатации счетчиков внутренней установки: - температура окружающего воздуха, °С	от -40 до +70
- относительная влажность при 30 °С, %	до 90
- атмосферное давление, кПа (мм рт. ст.)	от 70 до 106,7 (от 537 до 800)
Условия эксплуатации счетчиков наружной установки: - температура окружающего воздуха, °С	от -40 до +70
- относительная влажность при 25 °С, %	до 100
- атмосферное давление, кПа (мм рт. ст.)	от 70 до 106,7 (от 537 до 800)
Степень защищенности корпуса от проникновения воды и внешних твердых предметов ГОСТ 14254-2015 - счетчиков внутренней установки и на DIN-рейку	IP51
- счетчиков наружной установки	IP55
Средняя наработка до отказа, ч	220000
Средний срок службы, лет	30
Время восстановления, ч	2

Наименование характеристики	Значение
Габаритные размеры, мм, не более:
- счетчиков внутренней установки
высота	289
длина	170
ширина	91
- счетчиков наружной установки
высота	198
длина	256
ширина	122
- счетчиков наружной установки со швеллером крепления
на опоре
высота	350
длина	256
ширина	130
- счетчиков установки на DIN-рейку
высота	150
длина	198
ширина	70
Масса, кг, не более
- счетчика внутренней установки	1,8
- счетчика наружной установки	1,9
- счетчика для установки на DIN-рейку	1,0

Знак утверждения типа

наносится на панели счетчиков методом офсетной печати или лазерной маркировки, на титульные листы руководства по эксплуатации (части 1, 3, 4) и формуляра (части 1, 2) -типографским способом.

Комплектность средства измерения

Таблица 15 - Комплект счетчиков

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Счётчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.06Т.  .  . (одно из исполнений)		1
Формуляр. Часть 1	ФРДС.411152.008ФО	1
Формуляр. Часть 2	ФРДС.411152.008ФО1*	1
Руководство по эксплуатации. Часть 1	ФРДС.411152.008РЭ*	1
Методика поверки	-	1
Руководство по эксплуатации. Часть 3. Дистанционный режим	ФРДС.411152.008РЭ2*	1
Руководство по эксплуатации. Часть 4. Измерение и учет потерь	ФРДС.411152.008РЭ3*	1
Программное обеспечение «Конфигуратор СЭТ-4ТМ» версии не ниже 19.01.23	ФРДС.00004-01*	1
Индивидуальная упаковка ПСЧ-4ТМ.06Т.01(03,05,07, 20, 21)	ФРДС.411915.042	1

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Индивидуальная упаковка ПСЧ-4ТМ.06Т.60- ПСЧ-4ТМ.06Т.64)	ФРДС.411915.040	1
Индивидуальная упаковка ПСЧ-4ТМ.06Т.40- ПСЧ-4ТМ.06Т.43)	ФРДС.411915.038**	1
Терминал Т-1.02МТ (Т-1.02МТ/1)	ФРДС.468369.010**	1
Комплект монтажных частей:	ФРДС.411911.007**
Гермоввод	ФРДС.745162.001**	1
Швеллер	ФРДС.745342.001**	1
Уголок	ФРДС.746122.007**	1
Шуруп саморез М4.2х13.32.ЛС59-1.139 DIN968**		2
Винт В2.М4-6дх10.32.ЛС59-1.136 ГОСТ 17473-80**		2
Шайба 4Л 34.БрКМц3-1.136 ГОСТ 6402-70**		2
Шайба А 4.32.ЛС59-1.136 ГОСТ 10450-78**		2
Дюбель-гвоздь фасадный KAT N 10x100 ***		2
Примечания 1 * Документы в электронном виде, включая сертификаты и ПО «Конфигуратор СЭТ-4ТМ», доступны на сайте предприятия-изготовителя по адресу https://te-nn.ru/. 2 В комплект поставки счетчиков с установленным дополнительным интерфейсным модулем входит формуляр из комплекта поставки модуля; руководство по эксплуатации модуля доступно на сайте предприятия-изготовителя по адресу https://te-nn.ru/. 3 Эксплуатационная документация на счетчик, терминал и дополнительный модуль на бумажном носителе или флеш-накопителе поставляются по отдельному заказу. 4 ** Поставляются со счетчиками наружной установки. Терминал поставляется со счётчиками наружной установки ПСЧ-4ТМ.06Т.40, ПСЧ-4ТМ.06Т.41в двух вариантах исполнения, что в явном виде указывается при заказе: - Т-1.021МТ с питанием от сети переменного тока и с резервным питанием от двух алкалиновых батарей или двух аккумуляторов типоразмера ААА; - Т-1.02МТ/1 без источника сетевого электропитания и с питанием только от двух алкалиновых батарей или двух аккумуляторов типоразмера ААА; Терминал может иметь другой тип или не входить в состав комплекта поставки по отдельному заказу. 5 *** Поставляются по отдельному заказу 6 Ремонтная документация разрабатывается и поставляется по отдельному договору с организациями, проводящими послегарантийный ремонт счётчиков.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в эксплуатационном документе ФРДС.411152.008РЭ «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.06Т. Руководство по эксплуатации. Часть 1». Раздел 2. Описание счетчика и принципа его работы.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Росстандарта от 23 июля 2021 г. № 1436 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений электроэнергетических величин в диапазоне частот от 1 до 2500 Гц»

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. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2»

ГОСТ 31819.22-2012 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S»

ГОСТ 31819.23-2012 «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 измерений показателей качества электрической энергии»

ФРДС.411152.008ТУ «Счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.06Т. Технические условия»

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «ТехноЭнерго»

(ООО «ТЭ»)

ИНН 5261055814

Юридический адрес: 603152, г. Нижний Новгород, ул. Кемеровская, д. 3 Телефон (факс) (831) 218-04-50

Web-сайт: https://te-nn.ru/

Е-mail: info@te-nn.ru

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «ТехноЭнерго»

(ООО «ТЭ»)

ИНН 5261055814

Адрес: 603152, г. Нижний Новгород, ул. Кемеровская, д. 3

Телефон (факс) (831) 218-04-50

Web-сайт: https://te-nn.ru/

Е-mail: info@te-nn.ru

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Нижегородской области»

(ФБУ «Нижегородский ЦСМ»)

Адрес: 603950, Россия, г. Нижний Новгород, ул. Республиканская, д. 1

Телефон 8-800-200-22-14

Web-сайт: www.nncsm.ru

Е-mail: mail@nncsm.ru

Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц 30011-13

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию

и метрологии

от «__ »   мая_____2026 Г. № 858

Регистрационный № 83048-21

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Счетчики электрической энергии многофункциональные ТЕ2000

Назначение средства измерений

Счетчики предназначены для измерения и многотарифного учета активной и реактивной энергии (в том числе и с учетом потерь) прямого и обратного направления и четырехквадрантной реактивной энергии, измерения параметров сети и параметров качества электрической энергии (отклонения частоты и напряжений, провалы напряжений и перенапряжения) в трехфазных сетях переменного тока.

Описание средства измерений

Принцип действия счетчиков электрической энергии многофункциональных ТЕ2000 основан на цифровой обработке входных аналоговых сигналов. Управление процессом измерения и всеми функциональными узлами счетчика осуществляется высокопроизводительным микроконтроллером (МК), который реализует измерительные и управляющие алгоритмы в соответствии со специализированной программой, помещенной в его внутреннюю память программ. Управление узлами производится через аппаратно-программные интерфейсы, реализованные на портах ввода/вывода МК

Измерительная часть счетчиков выполнена на основе аналого-цифрового преобразователя (АЦП), встроенного в микроконтроллер. АЦП осуществляет выборки мгновенных значений величин напряжения и тока. Микроконтроллер по выборкам мгновенных значений напряжения и тока производит вычисление средних за период сети значений частоты, напряжения, тока, активной и полной мощности, производит их коррекцию по амплитуде, фазе и температуре.

Вычисления средних за период сети значений мощностей и среднеквадратических значений напряжений и токов производится по следующим формулам:

трансформаторе;

^^п.л.ном - номинальная реактивная мощность потерь в линии электропередачи;

^^п.н.ном - номинальная реактивная мощность нагрузочных потерь в трансформаторе;

^^п.хх.ном- номинальная реактивная мощность потерь холостого хода в трансформаторе;

Номинальные мощности потерь вводятся в счетчик как конфигурационные параметры и представляют собой мощность потерь в одной фазе, приведенную к входу счетчика при номинальном токе и напряжении счетчика.

Счетчики являются двунаправленными измерителями и измеряют проекции вектора полной мощности на активную и реактивную оси круга мощностей. При этом образуются четыре канала измерения и учета активной и реактивной мощности прямого и обратного направления.

Знаки однофазных измерений активной и реактивной мощности всегда соответствуют реальному направлению потока мощности в каждой фазе сети. При этом:

• - прямому направлению (от генератора) активной энергии А+ (мощности P+) соответствует фазовый сдвиг между током и напряжением в каждой фазе от 0° до 90° (1-й квадрант, индуктивная нагрузка, импорт) и от 270° до 360° (4-й квадрант, емкостная нагрузка, импорт);

• - обратному направлению (к генератору) активной энергии А- (мощности P-) соответствует фазовый сдвиг между током и напряжением в каждой фазе от 180° до 270° (3-й квадрант, индуктивная нагрузка, экспорт) и от 90° до 180° (2-й квадрант, емкостная нагрузка, экспорт);

• - прямому направлению (от генератора) реактивной энергии R+ (мощности Q+) соответствует фазовый сдвиг между током и напряжением в каждой фазе от 0° до 180° (импорт);

• - обратному направлению (к генератору) реактивной энергии R- (мощности Q-) соответствует фазовый сдвиг между током и напряжением в каждой фазе от 180° до 360° (экспорт).

Вычисление средних за период сети мощностей трехфазной системы производится суммированием соответствующих мощностей однофазных измерений. Знаки трехфазных измерений мощности и знаки каналов учета трехфазной энергии формируются по-разному, в зависимости от конфигурации счетчика. Различаются следующие режимы работы счетчика в зависимости от конфигурации:

• - двунаправленный режим измерения активной и реактивной энергии и мощности, 4 канала (режим по умолчанию);

• -  однонаправленный режим измерения активной и реактивной энергии и мощности (по модулю) 3 канала в прямом направлении (конфигурируемый);

• - двунаправленный реверсный режим измерения активной и реактивной энергии и мощности, 4 канала (конфигурируемый);

• -  однонаправленный реверсный режим измерения активной и реактивной энергии и мощности (по модулю) в обратном направлении (конфигурируемый).

В таблицах 1-4 приведены знаки направления активной и реактивной мощности однофазных и трехфазных измерений и каналы учета энергии в зависимости от положения вектора полной мощности и конфигурирования счетчика.

Таблица 1 - Знаки мощностей однофазных и трехфазных измерений в двунаправленном режиме

Двунаправленный режим (4 канала)
Квадрант вектора полной мощности S	Канал учета энергии трехфазных измерений		Знак мощности трехфазных измерений		Знак мощности однофазных измерений		Каналы телеметрии
	актив.	реактив.	актив.	реактив.	актив.	реактив.	актив.	реактив.
I	А+	R+	P+	Q+	P+	Q+	имп. А+	имп. R+
II	А-	R+	P-	Q+	P-	Q+	имп. А-	имп. R+
III	А-	R-	P-	Q-	P-	Q-	имп. А-	имп. R-
IV	А+	R-	P+	Q-	P+	Q-	имп. А+	имп. R-

Таблица 2 - Знаки мощностей однофазных и трехфазных измерений в однонаправленном режиме

Однонаправленный режим (3 канала учета по модулю в прямом направлении)
Квадрант вектора полной мощности S	Канал учета энергии трехфазных измерений		Знак мощности трехфазных измерений		Знак мощности однофазных измерений		Каналы телеметрии
	актив.	реактив.	актив.	реактив.	актив.	реактив.	актив.	реактив.
I	А+	R+	P+	Q+	P+	Q+	имп. А+	имп. R+
II	А+	R-	P+	Q-	P-	Q+	имп. А+	имп. R-
III	А+	R+	P+	Q+	P-	Q-	имп. А+	имп. R+
IV	А+	R-	P+	Q-	P+	Q-	имп. А+	имп. R-

Таблица 3 - Знаки мощностей однофазных и трехфазных измерений в реверсном двунаправленном режиме________________________________________________________

Реверсный двунаправленный			режим (4 канала учета с инверсией знака направления)
Квадрант вектора полной мощности S	Канал учета энергии трехфазных измерений		Знак мощности трехфазных измерений		Знак мощности однофазных измерений		Каналы телеметрии
	актив.	реактив.	актив.	реактив.	актив.	реактив.	актив.	реактив.
I	А-	R-	P-	Q-	P+	Q+	имп. А-	имп. R-
II	А+	R-	P+	Q-	P-	Q+	имп. А+	имп. R-
III	А+	R+	P+	Q+	P-	Q-	имп. А+	имп. R+
IV	А-	R+	P-	Q+	P+	Q-	имп. А-	имп. R+

Таблица 4 - Знаки мощностей однофазных и трехфазных измерений в реверсном однонаправленном режиме_______________________________________________________

Реверсный однонаправленный режим (3 канала учета по модулю в обратном направлении)
Квадрант вектора полной мощности S	Канал учета энергии трехфазных измерений		Знак мощности трехфазных измерений		Знак мощности однофазных измерений		Каналы телеметрии
	актив.	реактив.	актив.	реактив.	актив.	реактив.	актив.	реактив.
I	А-	R-	P-	Q-	P+	Q+	имп. А-	имп. R-
II	А-	R+	P-	Q+	P-	Q+	имп. А-	имп. R+
III	А-	R-	P-	Q-	P-	Q-	имп. А-	имп. R-
IV	А-	R+	P-	Q+	P+	Q-	имп. А-	имп. R+

По полученным за период сети значениям активной и реактивной мощности трехфазной системы формируются импульсы телеметрии на двух конфигурируемых испытательных выходах счетчика. Сформированные импульсы подсчитываются контроллером и сохраняются в регистрах текущих значений энергии и профиля мощности по каждому виду энергии (мощности) и направлению до свершения события. По свершению события, текущие значения энергии или мощности добавляются в соответствующие энергонезависимые регистры учета энергии и массивы профиля мощности. При этом в качестве события выступает время окончания текущего тарифа или время окончания интервала интегрирования мощности для массива профиля, определяемое по встроенным энергонезависимым часам реального времени.

При учете потерь импульсы телеметрии формируются с учетом мощности потерь (Р±Рп формулы (1), (6), Q±Qп формулы (3), (7)), подсчитываются контроллером и отдельно сохраняются в регистрах текущих значений энергии и профиля мощности с учетом потерь по каждому виду энергии (мощности) и направлению до свершения события. Знак учета потерь является конфигурационным параметром счетчика и зависит от расположения точки учета и точки измерения.

Функциональные возможности

Счетчики обеспечивают:

• -  многотарифный учет активной и реактивной энергии прямого и обратного направления и четырехквадрантной реактивной энергии в трехфазной системе и не тарифицированный пофазный учет;

• -  не тарифицированный учет активной и реактивной энергии с учетом потерь в линии электропередачи и силовом трансформаторе;

• -  ведение двух четырехканальных массивов профиля мощности нагрузки с программируемым временем интегрирования;

• -  ведение многоканального профиля параметров с программируем временем интегрирования;

• -  измерение параметров трехфазной сети и параметров качества электрической энергии;

• -  ведение журналов событий.

Счётчики позволяют управлять нагрузкой посредством встроенного реле управления нагрузкой, с возможностью аппаратной блокирования срабатывания, и формировать сигнал управления нагрузкой на конфигурируемом испытательном выходе по различным программируемым критериям.

Счетчики имеют интерфейсы связи, поддерживают ModBus-подобный, СЭТ-4ТМ.02-совместимый протокол обмена, и предназначены для работы, как автономно, так и в составе автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АИИС КУЭ) и в составе автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ).

Счетчики внутренней установки, в том числе с установкой на DIN-рейку, предназначены для работы в закрытых помещениях с диапазоном рабочих температур от минус 40 до плюс 70 °С. Счетчики наружной установки имеют расщепленную архитектуру, предназначены для работы в диапазоне температур от минус 40 до плюс 70 °С, не чувствительны к воздействию солнечной радиации, инея и росы.

Варианты исполнений

Счетчики выпускаются в различных модификациях, которые отличаются номинальным (базовым) током, номинальным напряжением, способом подключения к электрической сети, наличием реле управления нагрузкой, наличием радиомодема, способом установки (внутри или снаружи помещений, на DIN-рейку), типом встроенного интерфейсного модуля и типом установленного дополнительного интерфейсного модуля. Счётчики всех вариантов исполнения имеют оптический интерфейс. Варианты исполнения счетчиков приведены в таблице 5. Варианты исполнения встроенного интерфейсного модуля приведены в таблице 6. Варианты исполнения дополнительных интерфейсных модулей приведены в таблице 7.

Таблица 5 - Варианты исполнения счетчиков

Условное обозначение счетчика	Номинальный/ базовый (максимальный) ток, А	Номинальное напряжение, В	Класс точности измерения активной/ реактивной энергии	Реле	Резервный блок питания	Радиомодем (RF2)	Наличие RS-485
		Счетчики	внутренней установки
ТЕ2000.00	5(10)		0,5S/1,0	-	+	+	2
ТЕ2000.01	5(10)	3х(57,7-115)/	0,5S/1,0	-	+	-	2
ТЕ2000.02	1(2)	(100-200)	0,5S/1,0	-	+	+	2
ТЕ2000.03	1(2)		0,5S/1,0	-	+	-	2
ТЕ2000.04	5(10)	3х(120- 230)/	0,5S/1,0	-	+	+	2
ТЕ2000.05	5(10)		0,5S/1,0	-	+	-	2
ТЕ2000.06	1(2)		0,5S/1,0	-	+	+	2
		(208-400)
ТЕ2000.07	1(2)		0,5S/1,0	-	+	-	2
ТЕ2000.20	5(100)		1/1	+	-	+	1
ТЕ2000.21	5(100)	3х(120-230)/	1/1	-	-	+	1
ТЕ2000.22	5(100)	(208-400)	1/1	+	-	-	1
ТЕ2000.23	5(100)		1/1	-	-	-	1
Счетчики наружной установки
ТЕ2000.40	5(100)		1/1	+	-	+	-
ТЕ2000.41	5(100)	3х(120-230)/	1/1	-	-	+	-
ТЕ2000.42	5(100)	(208-400)	1/1	+	-	-	-
ТЕ2000.43	5(100)		1/1	-	-	-	-

Продолжение таблицы 5

Условное обозначение счетчика	Номинальный (максимальный) ток, А	Номинальное напряжение, В	Класс точности измерения активной/ реактивной энергии	Реле	Резервный блок питания	Радиомодем (RF2)	Наличие RS-485
Счетчики для установки на DIN рейку
ТЕ2000.60	5(10)		0,5S/1,0	-	+	+	2
ТЕ2000.61	5(10)	3х(57,7-115)/	0,5S/1,0	-	+	-	2
ТЕ2000.62	1(2)	(100-200)	0,5S/1,0	-	+	+	2
ТЕ2000.63	1(2)		0,5S/1,0	-	+	-	2
ТЕ2000.64	5(10)		0,5S/1,0	-	+	+	2
ТЕ2000.65	5(10)	3х(120-230)/	0,5S/1,0	-	+	-	2
ТЕ2000.66	1(2)	(208-400)	0,5S/1,0	-	+	+	2
ТЕ2000.67	1(2)		0,5S/1,0	-	+	-	2
ТЕ2000.80	5(80)	3х(120-230)/	1/1	-	-	+	1
ТЕ2000.81	5(80)	(208-400)	1/1	-	-	-	1

Таблица 6 - Типы встраиваемых интерфейсных модулей

Условное обозначение		Наименование
	модуля
00		Отсутствие интерфейсного модуля
01		Коммуникатор GSM ТЕ101.02.01А (сеть 2G)
02		Модем PLC
04		Коммуникатор 3G ТЕ101.03.01А (сеть 2G+3G)
05		Модем Ethernet*
08		Модем ISM M-4.03Т.0.102А (ZigBee 2400 МГц)
10		Коммуникатор Wi-Fi ТЕ102.01.01А
11		Коммуникатор 4G ТЕ101.04.01А (сеть 2G+3G+4G)**
12		Коммуникатор 4G ТЕ101.04.01А/1 (сеть 2G+4G)***
13		Коммуникатор NB-IoT ТЕ101.01.01А (сеть 2G+4G NB-IoT)
14		Коммуникатор NB-IoT ТЕ101.01.01А/1 (сеть 4G только NB-IoT)
15		Модем LoRaWAN
16		Модем Bluetooth
17		Модем PLC/ISM ТЕ103.01.01А
19		Коммуникатор 4G ТЕ101.04.01А/2 (сеть 2G+4G, нет CSD)***
20		Коммуникатор Wi-Fi ТЕ160.01.01А (Wi-Fi-Mesh)
21		Модем G3 PLC (однофазный)
Примечания 1    В счетчики могут устанавливаться встроенные интерфейсные модули, не приведенные в таблице. 2 *   - только для счетчиков с установкой на DIN рейку. 3 **  - Максимальная скорость в сети 4G 150 Мбит/с. 4 *** - Максимальная скорость в сети 4G 10 Мбит/с.

Таблица 7 - Типы устанавливаемых дополнительных интерфейсных модулей для счетчиков внутренней установки (ТЕ2000.01 - ТЕ2000.07, ТЕ2000.20 - ТЕ2000.23)

Условное обозначение модуля	Наименование
00	Отсутствие интерфейсного модуля
01	Коммуникатор GSM ТЕ101.02.01 (сеть 2G)
02	Модем PLC М-2.01(Т).01 (однофазный)
03	Модем PLC М-2.01(Т).02 (трехфазный)
04	Коммуникатор 3G ТЕ101.03.01 (сеть 2G+3G)
05	Модем Ethernet М-3.01 Т.01
06	Модем ISM М-4.01(Т)^ (430 МГц)
07	Модем ISM М-4.02(Т)^ (860 МГц)
08	Модем ISM М-4.03Т.0.112 (2400 МГц)
09	Модем оптический
10	Коммуникатор Wi-Fi ТЕ102.01.01
11	Коммуникатор 4G ТЕ101.04.01 (сеть 2G+3G+4G)*
12	Коммуникатор 4G ТЕ101.04.01/1 (сеть 2G+4G)**
13	Коммуникатор NB-IoT ТЕ101.01.01 (сеть 2G+4G (NB-IoT))
14	Коммуникатор NB-IoT ТЕ101.01.01/1 (сеть 4G (только NB-IoT))
15	Модем LoRaWAN
16	Модем Bluetooth
17	Модем PLC/ISM ТЕ103.01.01 (однофазный)
18	Модем PLC/ISM ТЕ103.01.02 (трехфазный)
19	Коммуникатор 4G ТЕ101.04.01/2 (сеть 2G+4G, нет CSD)**
20	Коммуникатор Wi-Fi ТЕ160.01.01 (Wi-Fi-Mesh)
21	Модем G3 PLC (однофазный)
22	Модем G3 PLC (трехфазный)
Примечания 1 ZZ - вариант исполнения интерфейсного модуля 2 В счетчики могут устанавливаться дополнительные интерфейсные модули, не приведенные в таблице со следующими характеристиками: - при питании от внутреннего источника счетчика с напряжением 12 В ток потребления не должен превышать 200 мА; - при питании от внешнего источника величина напряжения изоляции цепей интерфейса RS-485 модуля от цепей электропитания должна быть 4000 В (среднеквадратическое значение в течение 1 минуты). 3 * Максимальная скорость в сети 4G 150 Мбит/с. 4 ** Максимальная скорость в сети 4G 10 Мбит/с.

Запись счетчика при его заказе и в конструкторской документации другой продукции должна состоять из наименования счетчика, условного обозначения варианта исполнения в соответствии с таблицей 5, условного обозначения типа встроенного интерфейсного модуля в соответствии с таблицей 6 (может отсутствовать), условного обозначения типа устанавливаемого дополнительного интерфейсного модуля в соответствии с таблицей 7 (может отсутствовать), номера настоящих технических условий.

• - Пример записи счётчика: «Счётчик электрической энергии многофункциональный TE2000.XX.YY.ZZ ФРДС.411152.007ТУ», где

• - XX - условное обозначение варианта исполнения счетчика в соответствии с таблицей 5;

• - YY - условное обозначение встроенного интерфейсного модуля в соответствии с таблицей 6 (00 - нет встроенного интерфейсного модуля);

• - ZZ - условное обозначение устанавливаемого дополнительного интерфейсного модуля в соответствии с таблицей 7 (00 - нет устанавливаемого дополнительного интерфейсного модуля).

Счётчики наружной установки вариантов исполнения 40-41 (таблица 5) поставляются в цепи переменного тока и предназначены для непосредственного подключения к сети с номинальными напряжениями из ряда: 120, 127, 173, 190, 200, 220, 230 В.

Тарификация и архивы учтенной энергии

Счетчики ведут многотарифный учет энергии (без учета потерь) в четырех тарифных зонах, по четырем типам дней в двенадцати сезонах. Дискрет тарифной зоны составляет 10 минут. Чередование тарифных зон в сутках ограничено числом десятиминутных интервалов в сутках и составляет 144 интервала. Тарификатор счетчиков использует расписание праздничных дней и список перенесенных дней.

Счетчики ведут не тарифицированный учет активной и реактивной энергии с учетом потерь в линии электропередачи и силовом трансформаторе.

Счетчики, наряду с трехфазным учетом, ведут не тарифицированный пофазный учет активной и реактивной энергии прямого и обратного направления.

Счетчики ведут архивы тарифицированной учтенной энергии, не тарифицированной энергии с учетом потерь и не тарифицированный пофазный учет (активной, реактивной прямого и обратного направления):

• -  всего от сброса (нарастающий итог);

• - за текущие и предыдущие сутки;

• -  на начало текущих и предыдущих суток;

• - за каждые предыдущие календарные сутки глубиной до 180 дней;

• -  на начало каждых предыдущих календарных суток глубиной до 180 дней;

• - за текущий месяц и 36 предыдущих месяцев;

• -  на начало текущего месяца и 36 предыдущих месяцев;

• - за текущий и 10 предыдущих лет;

• -  на начало текущего и 10 предыдущих лет.

В счетчиках может быть установлено начало расчетного периода отличное от первого числа месяца. При этом в месячных архивах энергии будет фиксироваться энергия за расчетный период и на начало расчетного периода, начинающиеся с установленного числа.

Профиль мощности нагрузки

Счетчики ведут два четырехканальных базовых массива профиля мощности нагрузки с программируемым временем интегрирования от 1 до 60 минут для активной и реактивной мощности прямого и обратного направления.

Примечание - Для счетчиков непосредственного включения и для счетчиков трансформаторного включения на подключениях с номинальными напряжениями 3х(100-115)/(173-200) В время интегрирования мощности может программироваться только в диапазоне от 1 до 30 минут.

Каждый массив профиля мощности может конфигурироваться для ведения профиля мощности нагрузки с учетом активных и реактивных потерь в линии электропередачи и силовом трансформаторе со временем интегрирования от 1 до 30 минут.

Глубина хранения базового массива профиля мощности составляет 113 суток при времени интегрирования 30 минут и 170 суток при времени интегрирования 60 минут.

Профиль параметров

Счетчики, наряду с базовыми массивами профиля мощности нагрузки, ведут два независимых массива профиля параметров (расширенные массивы профиля или 3-й и 4-й массивы профиля) с программируемым временем интегрирования от 1 до 60 минут. Расширенные массивы профиля могут конфигурироваться в части выбора количества и типа профилируемых параметров, а также формата хранения данных. Число каналов расширенного массива профиля может программироваться в диапазоне от 1 до 48, а наименования профилируемых параметров выбираться из таблиц 8 и 9. Кроме того, в расширенном массиве могут профилироваться все четыре мощности, как и в базовом массиве.

Таблица 8 - Типы профилируемых параметров для расширенного массива профиля

Наименование параметра	Обозна чение
1 Напряжение в фазе 1	U1
2 Напряжение в фазе 2	U2
3 Напряжение в фазе 3	U3
4 Напряжение прямой последовательности	U1(1)
5 Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения в фазе 1	Ku1
6 Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения в фазе 2	KU2
7 Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения в фазе 3	KU3
8 Коэффициент несимметрии напряжения по нулевой последовательности	Кои
9 Межфазное напряжение межу фазами 1 и 2	U12
10 Межфазное напряжение между фазами 2 и 3	U23
11 Межфазное напряжение между фазами 3 и 1	U31
12 Коэффициент несимметрии напряжения по обратной последовательности	К2и
13 Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения между фазами 1 и 2	KU12
14 Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения между фазами 2 и 3	KU23
15 Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения между фазами 3 и 1	KU31

Продолжение таблицы 8

Наименование параметра	Обозна чение
16 Частота сети	F
17 Ток в фазе 1	I1
18 Ток в фазе 2	I2
19 Ток в фазе 3	I3
20 Ток нулевой последовательности	I0(1)
21 Коэффициент искажения синусоидальности кривой тока в фазе 1	K11
22 Коэффициент искажения синусоидальности кривой тока в фазе 2	KI2
23 Коэффициент искажения синусоидальности кривой тока в фазе 3	KI3
24 Коэффициент несимметрии тока по нулевой последовательности	К01
25 Коэффициент несимметрии тока по обратной последовательности	Ка
26 Температура внутри счетчика	T
27 Положительное отклонение фазного напряжения по фазе 1	5U1(+)
28 Положительное отклонение фазного напряжения по фазе 2	5U2(+)
29 Положительное отклонение фазного напряжения по фазе 3	5U3(+)
30 Положительное отклонение междуфазного напряжения фаз 12	5U12(+)
31 Положительное отклонение междуфазного напряжения фаз 23	6U23(+)
32 Положительное отклонение междуфазного напряжения фаз 31	5U31(+)
33 Положительное отклонение частоты	5f(+)
34 Отрицательное отклонение частоты	f(-)
35 Отрицательное отклонение фазного напряжения по фазе 1	5U1(.)
36 Отрицательное отклонение фазного напряжения по фазе 2	5Ui(-)
37 Отрицательное отклонение фазного напряжения по фазе 3	5U3(-)
38 Отрицательное отклонение междуфазного напряжения фаз 12	5U12(-)
39 Отрицательное отклонение междуфазного напряжения фаз 23	5U23(-)
40 Отрицательное отклонение междуфазного напряжения фаз 31	5U31(-)

Регистрация максимумов мощности нагрузки

Счетчики могут использоваться как регистраторы максимумов мощности (активной, реактивной, прямого и обратного направления) по каждому массиву профиля мощности с использованием двенадцати сезонного расписания утренних и вечерних максимумов.

Максимумы мощности фиксируются в архивах счетчика:

• - от сброса (ручной сброс или сброс по интерфейсному запросу):

• - за текущий и каждый из двенадцати предыдущих месяцев.

В архивах максимумов фиксируется значение максимума мощности и время, соответствующее окончанию интервала интегрирования мощности.

Если массив профиля мощности сконфигурирован для мощности с учетом потерь, то в архивах максимумов фиксируется максимальная мощность с учетом потерь.

Измерение параметров сети и показателей качества электрической энергии

Счетчики измеряют мгновенные значения (время интегрирования от 0,2 до 5 секунд с шагом 200 мс) физических величин, характеризующих трехфазную электрическую сеть, и могут использоваться как измерители параметров, приведенных в таблице 9, или как датчики параметров с нормированными метрологическими характеристиками.

Счетчики могут использоваться как измерители показателей качества электрической энергии (ПКЭ) по параметрам установившегося отклонения частоты сети и установившегося отклонения напряжения, по характеристикам провалов и перенапряжений согласно ГОСТ 32144-2013 для класса измерений S в соответствии с ГОСТ 30804.4.30-2013.

При выходе параметра за границу ПДЗ на индикаторе отображается сообщение о факте нарушения. При этом счётчик ведет журналы ПКЭ, в которых фиксируется время выхода/возврата за установленные верхние/нижние нормально/предельно допустимые границы установившихся отклонений напряжения и частоты, и журналы провалов и перенапряжений, где фиксируются остаточное напряжение или уровень перенапряжения и длительность. Доступ к журналам ПКЭ и журналам провалов и перенапряжений возможен только через интерфейсы связи.

Таблица 9 - Измеряемые параметры

Наименование параметра	Цена единицы младшего разряда индикатора	Примечание
Активная мощность, Вт	0,01	По каждой фазе сети и сумме фаз
Реактивная мощность, вар	0,01
Полная мощность, В-А	0,01
Активная мощность потерь, Вт	-
Реактивная мощность потерь, вар	-
Коэффициент активной мощности cos ф	0,01
Коэффициент реактивной мощности sin ф	0,01
Коэффициент реактивной мощности tg ф	0,01
Фазное напряжение, В	0,01	По каждой фазе сети
Междуфазное напряжение, В	-	По каждой паре фаз
Напряжение прямой последовательности, В	-
Ток, А	0,01	По каждой фазе сети
Ток нулевой последовательности, А	0,01	Справочные данные
Частота сети, Гц	0,01
Коэффициент искажения синусоидальности кривой токов, %	0,01	Справочные данные
Коэффициент несимметрии тока по нулевой и обратной последовательностям, %	0,01
Коэффициент искажения синусоидальности кривой фазных напряжений, %	0,01
Коэффициент искажения синусоидальности кривой междуфазных напряжений, %	-	Справочные данные
Коэффициент несимметрии напряжения по нулевой и обратной последовательностям, %	0,01
Температура внутри счетчика, °С	1
Текущее время, с	1
Текущая дата
Примечания 1 Цена единицы младшего разряда и размерности указаны для коэффициентов трансформации, равных 1. 2 Все параметры индицируются с учетом введенных коэффициентов трансформации напряжения и тока.

Испытательные выходы и цифровые входы

В счетчиках функционируют два изолированных испытательных выхода основного передающего устройства. Каждый испытательный выход может конфигурироваться:

• -  для формирования импульсов телеметрии одного из каналов учета энергии (активной, реактивной прямого и обратного направления, в том числе и с учетом потерь, и четырехквадрантной реактивной);

• - для формирования сигнала индикации превышения программируемого порога мощности (активной, реактивной, прямого и обратного направления);

• -  для формирования сигнала телеуправления.

• - для формирования сигнала управления нагрузкой по программируемым критериям.

• -  для формирования сигнала контроля точности хода встроенных часов.

В счетчиках трансформаторного включения функционируют два цифровых входа, в счетчиках непосредственного включения - один (отсутствует в счетчиках наружной установки), которые могут конфигурироваться:

• - для управления режимом поверки (только первый цифровой вход).

• - для счета нарастающим итогом количества импульсов, поступающих от внешних устройств (по переднему, заднему фронту или обоим фронтам);

• -  как вход телесигнализации.

Управление нагрузкой

Счетчики позволяют управлять нагрузкой посредством встроенного реле управления нагрузкой и формировать сигнал управления нагрузкой на конфигурируемом испытательном выходе (канал 0) по различным программируемым критериям.

Встроенное реле имеет возможность аппаратной блокировки срабатывания.

Журналы

Счетчики ведут журналы событий, журналы показателей качества электрической энергии, журналы превышения порога мощности, журналы провалов и перенапряжений, статусный журнал.

В журналах событий фиксируются времена начала/окончания следующих событий, перечисленных в таблице 10.

аблица 10 - Журналы событий

Название журнала событий	Глубина хранения
	событий	записей
1 Журнал вскрытия крышки зажимов	100	50
2 Журнал перепрограммирования счетчика (фиксация факта связи со счетчиком, приведший к изменению данных)	50	50
3 Журнал вскрытия корпуса	100	50
4 Журнал вскрытия крышки интерфейсных соединителей и батареи	100	50
5 Дата и время последнего программирования	1	1
6 Журнал инициализации счетчика	100	100
7 Журнал сброса показаний	10	10
8 Журнал выключения/включения счетчика	100	50
9 Журнал выключения/включения фазы 1	100	50
10 Журнал выключения/включения фазы 2	100	50
11 Журнал выключения/включения фазы 3	100	50
12 Журнал отклонения коэффициента мощности от нормированного значения (tg ф)	100	50
13 Журнал воздействия повышенной магнитной индукции	100	50
14 Журнал наличия тока при отсутствии напряжения в фазе 1	40	20
15 Журнал наличия тока при отсутствии напряжения в фазе 2	40	20

Продолжение таблицы 10

Название журнала событий	Глубина хранения
	событий	записей
16 Журнал наличия тока при отсутствии напряжения в фазе 3	40	20
17 Журнал коррекции времени	200	100
18 Журнал коррекции тарифного расписания	10	10
19 Журнал коррекции расписания праздничных дней	10	10
20 Журнал коррекции расписания управления нагрузкой	10	10
21 Журнал коррекции списка перенесенных дней	10	10
22 Журнал коррекции расписания утренних и вечерних максимумов мощности	10	10
23 Журнал инициализации массива профиля 1,2,3 (3 журнала)	40	40
24 Журнал сброса максимумов по первому, второму и третьему массиву профиля (3 журнала)	30	30
25 Журнал несанкционированного доступа к счетчику	10	10
26 Журнал управления нагрузкой	100	100
27 Журнал изменения состояний выхода телеуправления	100	100
28 Журнал изменений коэффициентов трансформации	10	10
29 Журнал изменений параметров измерителя качества	10	10
30 Журнал изменений параметров измерителя потерь	10	10
31 Журнал превышения максимального тока в фазах 1,2,3 (3 журнала)	120	60
32 Журнал обновления метрологически не значимой части ПО	20	20
33 Журнал перепрограммирования параметров счетчика по протоколу СЭТ	100	100
34 Журнал изменение знака направления активной мощности по фазе 1,2,3 (3 журнала)	300	150
35 Журнал времени калибровки счётчика	10	10
36 Журнал перепрограммирования параметров счетчика через протокол СПОДЭС	100	100
37 Журнал HDLC коммуникаций	100	100

В журналах показателей качества электроэнергии фиксируются времена выхода/возврата за установленные границы параметров КЭ, усредненные в интервале времени (по умолчанию):

• -  10 секунд для частоты сети.

• -  10 минут для остальных параметров.

Перечень журналов ПКЭ и глубина хранения каждого журнала приведены в таблице 11.

Перечень журналов провалов и перенапряжений и глубина хранения каждого журнала приведены в таблице 12.

В журналах превышения порога мощности фиксируется время выхода/возврата за установленную границу среднего значения активной и реактивной мощности из первого массива профиля мощности. Глубина хранения журнала по каждой мощности 50 записей с фиксацией 100 событий.

В статусном журнале фиксируется время и значение измененного слова состояния счетчика. Глубина хранения статусного журнала 50 записей.

Таблица 11 - Журналы ПКЭ

Название журнала ПКЭ	Глубина хранения
	событий	записей
1 Журналы выхода/возврата за верхнюю и нижнюю границы ПДЗ* фазных (фазы 1,2,3) и междуфазных (фазы 12, 23, 31) напряжений. Положительные и отрицательные отклонения напряжений (12 журналов)	1200	600
2 Журналы выхода/возврата за верхнюю и нижнюю границы НДЗ* фазных (фазы 1,2,3) и междуфазных (фазы 12, 23, 31) напряжений (12 журналов)	1200	600
3 Журналы выхода/возврата за верхнюю и нижнюю границы ПДЗ напряжения прямой последовательности U1(1) (2 журнала)	200	100
4 Журналы выхода/возврата за верхнюю и нижнюю границы НДЗ напряжения прямой последовательности U1(1) (2 журнала)	200	100
5 Журналы выхода/возврата за верхнюю и нижнюю границы ПДЗ частоты сети. Отклонение частоты (2 журнала)	200	100
6 Журнал выхода/возврата за верхнюю и нижнюю границы НДЗ частоты сети. Отклонение частоты (2 журнала)	200	100
7 Время выхода/возврата за границу ПДЗ коэффициентов искажений синусоидальности кривой фазных (фазы 1,2,3) и междуфазных (фазы 12, 23, 31) напряжений (6 журналов)	600	300
8 Время выхода/возврата за границу НДЗ коэффициентов искажений синусоидальности кривой фазных (фазы 1,2,3) и междуфазных (фазы 12, 23, 31) напряжений (6 журналов)	600	300
9 Журнал выхода/возврата за границу ПДЗ коэффициента несиммет-рии напряжения по нулевой последовательности K0u	100	50
10 Журнал выхода/возврата за границу НДЗ коэффициента несиммет-рии напряжения по нулевой последовательности K0u	100	50
11 Журнал выхода/возврата за границу ПДЗ коэффициента несиммет-рии напряжения по обратной последовательности K2u	100	50
12 Журнал выхода/возврата за границу НДЗ коэффициента несиммет-рии напряжения по обратной последовательности K2u	100	50
13 Журнал положительного и отрицательного отклонения фазных или междуфазных напряжений за расчетный период	50	50
* ПДЗ - предельно допустимое значение НДЗ - нормально допустимое значение

Таблица 12 - Журналы провалов и перенапряжений

Название журнала ПКЭ	Глубина хранения
	событий	записей
1 Журнал провалов и перенапряжений в 3-х фазной системе	50	50
2 Журналы провалов и перенапряжений в фазах 1,2,3 (3 журнала)	150	150
3 Журнал очистки статистической таблицы провалов и перенапряжений в 3-х фазной системе	10	10
4 Журналы очистки статистических таблиц провалов и перенапряжений в фазах 1,2,3 (3 журнала)	30	30

Устройство индикации

Счетчики внутренней установки и счетчики для установки на DIN-рейку (таблица 5), имеют жидкокристаллический индикатор (ЖКИ) для отображения учтенной энергии и измеряемых параметров и одну кнопку управления режимами индикации. Счетчики наружной установки (таблица 5) не имеют собственного индикатора, и визуализация данных измерений счетчика производится через удаленный терминал ТЕ121.02 или ТЕ121.02/1, подключаемый к счетчику по радиоканалу через встроенный радиомодем. Терминал счетчика имеет жидкокристаллический индикатор с подсветкой для отображения учтенной энергии и измеряемых параметров и кнопку управления режимами индикации, как и счетчики внутренней установки.

Счетчики в режиме индикации основных параметров позволяют отображать на индикаторе:

• - учтенную активную и реактивную энергию прямого и обратного направления по каждому из четырех тарифов и по сумме тарифов;

• -  значение потребленной электрической энергии на начало текущего месяца суммарно и по тарифным зонам.

Выбор требуемого режима индикации основных параметров осуществляется посредством кнопки управления в ручном режиме управления или автоматически с программируемым периодом в режиме динамической индикации.

В счетчиках предусмотрена конфигурируемая возможность возврата в заданный режим индикации при не активности кнопок управления в течение заданного времени.

Счетчики в режиме индикации вспомогательных параметров позволяют отображать на индикаторе данные вспомогательных режимов измерения, приведенных в таблице 9. Счетчики в режиме индикации технологических параметров позволяют отображать на индикаторе:

• -  версию программного обеспечения (ПО) (21.00.ХХ);

• -  контрольную сумму метрологически значимой части ПО (30С4);

• -  загруженность процессора «EFF»;

• -  свободная память «FhP»;

• -  сетевой адрес «CA» короткий.

Интерфейсы связи

Счетчики, независимо от варианта исполнения, имеют оптический интерфейс (оптопорт), физические и электрические параметры которого соответствуют ГОСТ IEC 61107-2011. Наличие других интерфейсов связи определяется вариантом исполнения счетчика в соответствии с таблицами 5 - 7. В счетчик внутренней установки могут устанавливаться дополнительные интерфейсные модули в соответствии с таблицей 7 для обеспечения удаленного доступа к интерфейсу RS-485 счетчика через соответствующие сети (GSM (2G), UMTS (2G+3G), LTE (2G+3G+4G), LTE (2G+4G), LTE(2G+NBIoT), PLC, Ethernet, RF (ZigBee), Wi-Fi).

Счетчик через любой интерфейс связи (RS-485, оптопорт) поддерживает следующие протоколы обмена:

• - ModBus-подобный, СЭТ-4ТМ.02 - совместимый протокол;

• - ModBus-RTU;

• - ГОСТ Р 58940-2020 (СПОДЭС) с транспортным уровнем HDLC;

• - Канальный пакетный протокол системы «Пирамида».

Счетчики по любому интерфейсу обеспечивают возможность считывания архивных данных и измеряемых параметров, считывания, программирования и перепрограммирования параметров.

- Счетчики обеспечивают возможность передачи сообщений в интеллектуальную систему учета при открытой сессии HDLC.

Работа со счетчиками через интерфейсы связи может производиться с применением программного обеспечения предприятия-изготовителя «Конфигуратор СЭТ-4ТМ» или с применением программного обеспечения пользователей.

Доступ к параметрам и данным со стороны интерфейсов связи защищен паролями

Лист № 16 Всего листов 28 на чтение, программирование и управление нагрузкой (три уровня доступа). Метрологические коэффициенты и заводские параметры защищены аппаратной перемычкой защиты записи (аппаратный уровень доступа) и не доступны без снятия пломб завода-изготовителя и нарушения знака поверки.

Защита от несанкционированного доступа

Для защиты от несанкционированного доступа в счетчике предусмотрена установка пломб ОТК завода-изготовителя и организации, осуществляющей поверку счетчика.

После установки на объект счетчики должны пломбироваться пломбами обслуживающей организации. Схема пломбирования счетчиков приведена на рисунках 1, 2, 3.

Кроме механического пломбирования в счетчике предусмотрено электронное пломбирование крышки зажимов, крышки интерфейсных соединителей и батареи и крышки счетчика.

Электронные пломбы энергонезависимые, работают как во включенном, так и в выключенном состоянии счетчика. При этом факт и время вскрытия крышек фиксируется в соответствующих журналах событий без возможности инициализации журналов.

В счетчиках установлен измеритель магнитного поля, предназначенный для фиксации факта, величины и времени воздействия на счетчик переменного или постоянного магнитного поля повышенной индукции, превышающей установленное пороговое значение. Пороговое значение магнитной индукции программируется в диапазоне (0-169) мТл и по умолчанию имеет значение 3 мТл. Время начала и окончания воздействия магнитного поля повышенной индукции фиксируется в журнале событий счетчика, а факт воздействия индицируется на ЖКИ включением курсора « Л » или светодиодного индикатора « Л».

Общий вид счетчиков внутренней установки (таблица 5) с указанием мест пломбировки от несанкционированного доступа, мест нанесения знака утверждения типа, знака поверки, заводского номера представлены на рисунке 1.

Заводской номер, обеспечивающий однозначную идентификацию каждого экземпляра счетчика, наносится на лицевую панель счетчика методом лазерной маркировки в виде десятизначного цифрового кода и штрих кода, как показано на рисунках 1, 2, 3.

Знак утверждения типа наносится на лицевую панель счетчика методом лазерной маркировки, как показано на рисунках 1, 2, 3.

Знак поверки наносится давлением на навесную пломбу, расположенную в местах, указанных на рисунках 1, 2, 3.

А>5000         hX>v* b) 3x (57J-115«100-200) V

В-180000 impZ(kWh)Ocverh) 5<10)A 50 Hz 2020 r

СД£ ПАНО В РОССИИ

• W2

Место для навесных пломб обслуживающей организации

Место пломбировки с нанесением знака поверки

Место для навесной пломбы со знаком ОТК

Место нанесения знака утверждения типа

Место нанесения заводского номера

73855. ТЕ2000.01.00.05 °Х°ФП©1Я1

• ИНД

• RS-U5-1

ф RS-U5-2

(-А-)   г*“1 А

о- —> .-с-

Рисунок 1 - Общий вид счетчика внутренней установки с указанием мест пломбировки от несанкционированного доступа, мест нанесения знака утверждения типа, знака поверки, заводского номера

Общий вид счетчиков наружной установки (таблица 5) с удаленным терминалом, который может входить в состав комплекта поставки счетчиков наружной установки, схема пломбировки от несанкционированного доступа, место нанесения знака поверки, знака утверждения типа и заводского номера представлены на рисунке 2.

Место пломбировки с нанесением знака поверки

Общий вид счетчиков установки на DIN-рейку (таблица 5), схема пломбировки от несанкционированного доступа, место нанесения знака поверки, знака утверждения типа и заводского номера представлены на рисунке 3.

игм

fiosaoooio

fOCTJUtt 21<о,1 _IH|I 'OCTjuian.jQQ 'U

>3 jSS. TE2000.80.01.00

СДЕЛАНО В РОССИИ 2020,      Г*“| _rR-j

Место нанесения знака утверждения типа

Место пломбировки с нанесением знака поверки

Место для навесных пломб обслуживающей организации

Место нанесения заводского номера

Место для пломбы со знаком отк

Рисунок 3 - Общий вид счетчика для установки на DIN-рейку с указанием мест пломбировки от несанкционированного доступа, мест нанесения знака утверждения типа, знака поверки, заводского номера

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) счетчика имеет структуру с разделением на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Каждая структурная часть исполняемого кода программы во внутренней памяти микроконтроллера защищается циклической контрольной суммой, которая непрерывно контролируется системой диагностики счетчика.

Метрологические характеристики счетчика напрямую зависят от калибровочных коэффициентов, записанных в память счетчика на предприятии-изготовителе на стадии калибровки. Калибровочные коэффициенты защищаются циклической контрольной суммой, которая непрерывно контролируется системой диагностики счетчика. Метрологически значимая часть ПО и калибровочные коэффициенты защищены аппаратной перемычкой защиты записи и не доступны для изменения без вскрытия счетчика.

При обнаружении ошибок контрольных сумм (КС) системой диагностики устанавливаются флаги ошибок в слове состояния счетчика с записью события в статусный журнал счетчика и отображением сообщения об ошибке на экране ЖКИ:

• - Е-09   - ошибка КС метрологически не значимой части ПО;

• - Е-15   - ошибка КС метрологически значимой части ПО;

• - Е-10   - ошибка КС массива калибровочных коэффициентов.

Идентификационные характеристики ПО счетчика приведены в таблице 13. Номер версии ПО состоит из трех полей. Каждое поле содержит два символа:

• - первой поле - код устройства (21 - ТЕ2000);

• - второе поле - номер версии метрологически значимой части ПО (00);

• - третье поле - номер версии метрологически незначимой части ПО.

Версия ПО счетчика и цифровой идентификатор ПО отображаются на табло ЖКИ в кольце индикации вспомогательных параметров. Метрологические характеристики нормированы с учетом влияния программного обеспечения.

Конструкция счетчиков исключает возможность несанкционированного влияния на ПО счетчика и измерительную информацию.

Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 13 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	TE 2000.tsk
Номер версии (идентификационный номер) ПО	21.00.ХХ
Цифровой идентификатор ПО	30С4
Алгоритм вычисления цифрового ПО	CRC 16 ModBus RTU

Метрологические и технические характеристики

Таблица 14 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Класс точности при измерении в прямом и обратном направлении: - активной энергии по ГОСТ 31819.22-2012 по ГОСТ 31819.21-2012 - реактивной энергии по ГОСТ 31819.23-2012	0,5S 1 1
Номинальный (максимальный) ток, А Базовый (максимальный) ток, А	1(2) или 5(10) 5(80) или 5(l00)
Стартовый ток (чувствительность), мА: - трансформаторного включения - непосредственного включения	0,0011ном 0,004Ie
Номинальные напряжения, В	3х(57,7-115)/(100-200) или 3х(120-230)/(208-400)
Максимальный ток, А, счетчиков: -  трансформаторного включения в течение 0,5 с -  непосредственного включения в течение 10 мс	2°!макс 3°!макс
Установленный рабочий диапазон напряжений, В, счетчиков с ином: - 3х(57,7-115)/(100-200) В - 3х(120-230)/(208-400) В	от 0,8ином до 1,2ином 3х(46-138)/(80-240); 3х(96-276)/(166-480)
Предельный рабочий диапазон фазных напряжений (в любых двух фазах), В	от 0 до 440
Номинальная частота сети, Гц	50
Диапазон рабочих частот, Гц	от 47,5 до 52,5
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерения, %: - активной мощности (прямого и обратного направления при активной, индуктивной и емкостной нагрузках), 5P,счетчиков: 1) трансформаторного включения класса точности 0,5S: при 0,051ном < I < 1макс, C0S9=1 при 0,051ном < I < 1макс, сО8ф=0,5 при 0,011ном < I < 0,051ном, соБф=1	±0,5 ±0,6 ±1,0

Наименование характеристики	Значение
при 0,021ном < I < 0,051ном, соБф=0,5 при 0,051ном < I < 1макс, соБф=0,25 2) непосредственного включения класса точности 1: при 0,11б < I < 1макс, C0S9=1, СОБф=0,5 при 0,051б < I < 0,11б, с<^ф=1 при 0,1I6 < I < !макс e'oso=0,25 - реактивной мощности (прямого и обратного направления при активной, индуктивной и емкостной нагрузках), 5q, счетчиков: 1) трансформаторного включения класса точности 1: при 0,05^ < I < ^акс, sin9=1, sin9=0,5 при 0,0Ином < I < 0,05^, sino=1 при 0,02^ < I < 0,05^, sino=0,5 при 0,05^ < I < !макс, sin9=0,25 2) непосредственного включения класса точности 1: при 0,1I6 < I < !макс, sin9=1, sino=0,5 при 0,05I6 < I < 0,Иб, sin9=1 - при 0,1I6 < I < I макс, sin9=0,25 - полной мощности, 5s, (аналогично реактивной мощности); - мощности активных потерь, 5рп - мощности реактивных потерь, 5Qп - активной энергии и мощности с учетом потерь (прямого и обратного направления), 5р ±рп - реактивной энергии и мощности с учетом потерь (прямого и обратного направления), 5Q±Qп - коэффициента активной мощности, 6kp - коэффициента реактивной мощности, 6kQ - коэффициента реактивной мощности, 6ktg	±1,0 ±1,0 ±1,0 ±1,5 ±1,5 ±1,0 ±1,5 ±1,5 ±1,5 ±1,0 ±1,5 ±1,5 5q (25i + 25u) (25i + 45u) (     Р          Р 1 l. Р Р ± Рп Рп Р ± Рп ) --+ 5Qh • Ql1 1 I Q Q ± Qп   Q" Q ± Qo ) (6p+6s) (5Q+6s) (5Q+6p)
- Средний температурный коэффициент в диапазоне температур от -40 до +70 °С, %/К, при измерении: - активной энергии и мощности 1)  трансформаторного включения - при 0,05!ном < I < !макс, C0S9=1 - при 0,05!ном < I < !макс, COS9=0,5 2)  непосредственного включения - при 0,1Гб < I < !макс, C0S9=1 - при 0,2I6 < I < !макс, COS9=0,5 - реактивной энергии и мощности трансформаторного (непосредственного) включения - при 0,0Яном < I < !макс (0,1I6 < I < 1макс)? 8Шф=1 - при 0,0Яном < I < !макс (0,2I6 < I < 1макс)? И-пф=0,5	о о    о о  о о о о    о о  о о ui          'л    ui w

Наименование характеристики	Значение
- Диапазон измеряемых частот, Гц	от 42,5 до 57,5
- Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения частоты, Гц	±0,05
Диапазон измерения отклонения частоты от 50 Гц, Гц	от -7,5 до +7,5
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения отклонения частоты, Гц	±0,05
Диапазон измерения среднеквадратического значения напряжения, В: - фазного напряжения (UA, UB, UC) - фазного напряжения основной частоты (UA(1), UB(1), UC(1)) - междуфазного напряжения (UAB, UBC, UCA) - междуфазного напряжения основной частоты (UAB(1), UBC(1), UCA(1)) - напряжения прямой последовательности (U1)	от 0,8ином н до 1,2ином в *
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения среднеквадратического значения напряжения для счетчиков трансформаторного (непосредственного) включения, %	±0,4 (±0,5)
Диапазон измерения положительного отклонения среднеквадратического значения напряжения (5Ц+)), %	от 0 до +20
Диапазон измерения отрицательного отклонения среднеквадратического значения напряжения (5U[-)), %	от 0 до +20**
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения положительного и отрицательного отклонений среднеквадратического значения фазного и междуфазного напряжения для счетчиков трансформаторного (непосредственного) включения, %	±0,4 (±0,5)
Диапазон измерения угла фазового сдвига между фазными напряжениями основной частоты (фи) в диапазоне напряжений от 0,8ином н до 1,2ином в, °	от -180 до +180
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения угла фазового сдвига между фазными напряжениями основной частоты для счетчиков трансформаторного (непосредственного) включения,°	±1(±2)
Диапазон измерения угла фазового сдвига между фазным напряжением и током основной частоты (фы), °	от -180 до +180
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения угла фазового сдвига между фазным напряжением и током основной частоты для счетчиков трансформаторного (непосредственного) включения, ° - при 0,11ном — I — 1макс (0,11б — I — 1макс) - при 0,011ном — I — 0,11ном (0,051б — I — 0,11б)	±1(±2) ±5
Диапазон измерения среднеквадратического значения фазных токов трансформаторного (непосредственного) включения (I), А	от 0,0Пном до 1макс (от 0,05Is до ^акс)
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения среднеквадратического значения фазных токов для счетчиков трансформаторного (непосредственного) включения, %: - при 0,051ном — I — 1макс (0,11б — I — ^акс) - при 0,011ном — I < О^^ом (0,051б — I — 0,1I6)	±0,4 (±0,9) ±(0,4+0,02-|0,05!ном/1х-1|) (±(0,9+0,05-|0,1I6/Ix-1|))
Диапазон измерения длительности провала напряжения (Ata), с	от 0,02 до 60

Наименование характеристики	Значение
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения длительности провала напряжения, с	±0,02
Диапазон измерения глубины провала напряжения (бип), %,	от 10 до 20***
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения глубины провала напряжения, %	±1,0
Диапазон измерения длительности временного перенапряжения (.Миер и), с	от 0,02 до 60
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения длительности временного перенапряжения, с	±0,02
Диапазон измерения значения перенапряжения, (бипер), % опорного напряжения	от 110 до 120
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения значения перенапряжения, % опорного напряжения	±1,0
Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерения частоты, напряжения и тока в диапазоне температур от -40 до +70 °С, 51д, %	0,05бд(Ш)****
Точность хода встроенных часов в нормальных условиях во включенном и выключенном состоянии, с/сут	±0,5
Изменение точности хода часов в диапазоне рабочих температур, с/°С/сут: - во включенном состоянии в диапазоне температур от -40 до +70 °С - в выключенном состоянии в диапазоне температур от -40 до +70 °С	±0,1 ±0,22
Постоянная счетчика, имп/(кВт-ч), имп/(квар-ч), для счетчиков: режим испытательных выходов (А)
3х(57,7-115)/(100-200) В, 1(2) А	25000
3х(57,7-115)/(100-200) В, 5(10) А	5000
3x(l20-230)/(208-400) В, 1(2) А	6250
3x(l20-230)/(208-400) В, 5(10) А	1250
3x(l20-230)/(208-400) В, 5(80) А	250
3x(l20-230)/(208-400) В, 5(100) А	200
режим испытательных выходов (В)
3х(57,7-115)/(100-200) В, 1(2) А	800000
3х(57,7-115)/(100-200) В, 5(10) А	160000
3x(120-230)/(208-400) В, 1(2) А	200000
3x(120-230)/(208-400) В, 5(10) А	40000
3x(120-230)/(208-400) В, 5(80) А	8000
3x(120-230)/(208-400) В, 5(100) А	6400
Нормальные условия измерений: - температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа	23±2 от 30 до 80 от 84 до 106
* при резервном питании от 0,Шном н до 1,2ином в; ** при резервном питании от 0 до 90 % *** при резервном питании диапазон измерения глубины провалов от 10 до 100 %; **** где §д - пределы допускаемой основной погрешности измеряемой величины, t - температура рабочих условий, t23 - температура 23 °С

Таблица 15 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Полная мощность, потребляемая каждой последовательной цепью, В^А, не более	0,1
Активная (полная) мощность, потребляемая каждой параллельной цепью напряжения, для счетчиков без встроенного модуля, Вт (В-А), не более: - при 57,7 В	0,5 (0,8)
- при 115 В и 120 В	0,7 (1,1)
- при 230 В	1,1 (1,9)
Активная (полная) мощность, потребляемая каждой параллельной цепью напряжения, для счетчиков со встроенными модемами, Вт (В- А), не более: при 57,7 В	1,2 (1,7)
при 115 В и 120 В	1,5 (2,5) [7]*
при 230 В	2,0 (3,0) [10]*
Максимальный ток, потребляемый от резервного источника питания переменного или постоянного тока, в диапазоне напряжений от 80 В до 276 В, без учета (с учетом) потребления дополнительного интерфейсного модуля (12В, 200 мА), мА: - при = 80 В	35 (80);
- при = 276В	15 (30);
- при ~80 В	50 (90);
- при ~276 В	20 (40)
Начальный запуск счетчика, с, менее	5
Жидкокристаллический индикатор: - число индицируемых разрядов	8
- цена единицы младшего разряда при отображении энергии нарастающего итога, кВт-ч (квар-ч)	0,01
Тарификатор: - число тарифов - число тарифных зон в сутках с дискретом 10	8
минут	144
- число типов дней	8
- число сезонов	12
Характеристики интерфейсов связи: - скорость обмена по оптическому порту (фиксированная), бит/с	9600
- скорость обмена по порту RS-485, бит/с	38400, 28800, 19200, 9600, 4800,
-	2400, 1200, 600, 300;
- скорость обмена по радиоканалу, бит/с	38400
Скорость передачи данных в электрической сети, модуляция DcSk, бит/с	2400
- Характеристики цифровых входов: - количество цифровых входов	2
- напряжение присутствия сигнала, В	от 4 до 30
- напряжение отсутствия сигнала, В	от 0 до 1,5
Характеристики испытательных выходов: - количество испытательных изолированных конфигурируемых выходов	2

Наименование характеристики	Значение
- максимальное    напряжение    в    состоянии	30
«разомкнуто», В
- максимальный ток в состоянии «замкнуто», мА - выходное сопротивление:	50
- в состоянии «разомкнуто», кОм, не менее	50
- в состоянии «замкнуто», Ом, не более	200
Сохранность данных при прерываниях питания, лет:
- информации, более	40
- внутренних часов (питание от батареи), не менее	16
	пароли двух уровней доступа, отдельный пароль для управ-
Защита информации	ления нагрузкой и аппаратная защита памяти метрологиче-
	ских коэффициентов
Самодиагностика	циклическая, непрерывная
Условия эксплуатации счетчиков внутренней установки:
- температура окружающего воздуха, °С	от -40 до +70
- относительная влажность при +30 °С, %	до 90
- атмосферное давление, кПа (мм рт. ст.)	от 70 до 106,7 (от 537 до 800)
Условия эксплуатации счетчиков наружной установки:
- температура окружающего воздуха, °С	от -40 до +70
- относительная влажность при +25 °С, %	до 100
- атмосферное давление, кПа (мм рт. ст.)	от 70 до 106,7 (от 537 до 800)
Степень защищенности корпуса от проникновения воды и внешних твердых предметов ГОСТ 14254-2015
- счетчиков внутренней установки и на DIN-рейку	IP51
- счетчиков наружной установки	IP55
Габаритные размеры, мм, не более:
- счетчиков внутренней установки
высота	289
длина	170
ширина	91
- счетчиков наружной установки
высота	198
длина	256
ширина	122
- счетчиков наружной установки со швеллером
крепления на опоре	350
высота	256
длина ширина	130
- счетчиков установки на DIN-рейку
высота	150
длина	198
ширина	70
- Масса, кг, не более
- счетчика внутренней установки	1,8
- счетчика наружной установки	2,0
- счетчика для установки на DIN-рейку	1,1
* в квадратных скобках значения для счетчиков с PLC-модемом

Таблица 16 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Средняя наработка до отказа, ч	220000
Средний срок службы, лет	30
Время восстановления, ч	2

Знак утверждения типа

наносится на панели счетчиков методом офсетной печати или лазерной маркировки и в эксплуатационной документации на титульных листах типографским способом.

Комплектность средства измерения

Таблица 17 - Комплект счетчиков

Обозначение документа	Наименование и условное обозначение	Кол.
	Счетчик электрической энергии многофункциональный ТЕ2000.   .   .    (одно из исполнений)	1
ФРДС.411152.007ФО	Формуляр. Часть 1	1
ФРДС.411152.007ФО11)	Формуляр. Часть 2	1
ФРДС.411152.007РЭ1)	Руководство по эксплуатации. Часть 1	1
ФРДС.411152.007РЭ11)	Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки	1
ФРДС.411152.007РЭ21)	Руководство по эксплуатации. Часть 3. Дистанционный режим	1
ФРДС.411152.007РЭ31)	Руководство по эксплуатации. Часть 4. Измерение и учет потерь	1
ФРДС.00004-011)	Программное обеспечение «Конфигуратор СЭТ-4ТМ», версия не ниже 18.05.21	1
ФРДС.411915.054	Индивидуальная упаковка ТЕ2000.00 - ТЕ2000.07, ТЕ2000.20 - ТЕ2000.23	1
ФРДС.411915.052	Индивидуальная упаковка ТЕ2000.60 - ТЕ2000.67, ТЕ2000.80, ТЕ2000.81	1
ФРДС.411915.0502)	Индивидуальная упаковка ТЕ2000.40 - ТЕ2000.43	1
ФРДС.468369.0112)	Терминал ТЕ121.02 (ТЕ121.02/1, ТЕ121.03) с формуляром	1
ФРДС.411911.0072)	Комплект монтажных частей:
ФРДС.745162.0012)	Гермоввод	1
ФРДС.754342.0012)	Швеллер	1
ФРДС.746122.0072)	Уголок	1
	Шуруп саморез М4.2х13.32.ЛС59-1.139 DIN9682)	2
	Винт В2.М4-6дх10.32.ЛС59-1.136 ГОСТ 17473-802)	2
	Шайба 4Л Бр.КМц3-1.136 ГОСТ 6402-702)	2
	Шайба А 4.32.ЛС59-1.136 ГОСТ 10450-782)	2
	Дюбель-гвоздь фасадный KAT N 10х1003)	2
ФРДС.745213.003-054)	Рейка (ТЕ2000.60- ТЕ1000.67, ТЕ2000.80, ТЕ2000.81)	1

Обозначение документа	Наименование и условное обозначение	Кол.
ФРДС.754463.1255)	Этикетка	1
Примечания 1 1) Документы в электронном виде, включая сертификаты и ПО «Конфигуратор СЭТ-4ТМ», доступны на сайте предприятия-изготовителя по адресу https://te-nn.ru/. 2 Для счетчиков с установленным дополнительным интерфейсным модулем в комплект поставки входит формуляр из комплекта поставки модуля. Руководство по эксплуатации модуля доступно на сайте предприятия-изготовителя по адресу https://te-nn.ru/. 3 Эксплуатационная документация на счетчик, терминал и дополнительный модуль на бумажном носителе или флеш-накопителе поставляются по отдельному заказу. 4 2) Поставляются со счетчиками наружной установки. Терминал поставляется со счётчиками наружной установки ТЕ2000.40 и ТЕ2000.41 в двух вариантах исполнения, что в явном виде указывается при заказе: - ТЕ121.02 с питанием от сети переменного тока и с резервным питанием от двух алкалиновых батарей или двух аккумуляторов типоразмера ААА; - ТЕ121.02/1 без источника сетевого электропитания и с питанием только от двух алкалиновых батарей или двух аккумуляторов типоразмера ААА; - ТЕ121.03 с питанием только от двух алкалиновых батарей или двух аккумуляторов типоразмера ААА или через разъем USB типа C. Терминал может иметь другой тип или не входить в состав комплекта поставки по отдельному заказу. 5 3) Поставляются со счетчиками ТЕ2000.40- ТЕ2000.43 по отдельному заказу. 6 4) Поставляется со счетчиками ТЕ2000.60- ТЕ2000.67, ТЕ2000.80, ТЕ2000.81 по отдельному заказу. 7 5) Этикетка самоклеящаяся с нанесенным логотипом ПАО «Россети» и телефоном Единого контакт-центра 8-800-220-0-220 поставляется по отдельному заказу. 8 Ремонтная документация разрабатывается и поставляется по отдельному договору с организациями, проводящими послегарантийный ремонт счетчиков. 9 Инсталляционный пакет программы «Конфигуратор СЭТ-4ТМ» и обновления загрузочного модуля конфигуратора доступны на сайте по адресу https://www.te-nn.ru/.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в эксплуатационном документе ФРДС.411152.007РЭ «Счетчик электрической энергии многофункциональный ТЕ2000. Руководство по эксплуатации. Часть 1». Раздел 2 Описание счетчика и принципа его работы.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2

ГОСТ 31819.22-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S

ГОСТ 31819.23-2005 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 измерений показателей качества электрической энергии

ФРДС.411152.007ТУ «Счетчики электрической энергии многофункциональные ТЕ2000. Технические условия»

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «ТехноЭнерго» (ООО «ТЭ»)

ИНН 5261055814 Юридический адрес: 603152, г. Нижний Новгород, ул. Кемеровская, д. 3 Телефон (факс) (831) 218-04-50

Web-сайт: https://te-nn.ru/

Е-mail: info@te-nn.ru

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «ТехноЭнерго» (ООО «ТЭ»)

ИНН 5261055814

Адрес: 603152, г. Нижний Новгород, ул. Кемеровская, д. 3 Телефон (факс) (831) 218-04-50

Web-сайт: https://te-nn.ru/

Е-mail: info@te-nn.ru

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Нижегородской области»

(ФБУ «Нижегородский ЦСМ»)

Адрес: 603950, Россия, г. Нижний Новгород, ул. Республиканская, д. 1

Телефон 8-800-200-22-14

Web-сайт: www.nncsm.ru

Е-mail: mail@nncsm.ru

Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц 30011-13

---