Меркурий 150

Меркурий 150 РЭ 26.51.63.130-073-74537069-2023 вер.3 от 2024.11.25¶

Меркурий 150 РЭ 26.51.63.130-073-74537069-2023¶

Утвержден

РЭ 26.51.63.130-073-74537069-2023-ЛУ

СЧЕТЧИК

ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ СТАТИЧЕСКИЙ ОДНОФАЗНЫЙ

Меркурий 150

РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ

РЭ 26.51.63.130-073-74537069-2023

г. Москва

2023 г.

Настоящее руководство распространяется на счетчик электрической энергии статический однофазный Меркурий 150 (далее – счетчик).

Руководство содержит информацию о мерах безопасности, технических характеристиках, конструктивном исполнении, а также другие сведения, необходимые для надлежащей эксплуатации счетчика и его технического обслуживания.

Обратите особое внимание на инструкции, которые следуют за знаками:

В связи с постоянным совершенствованием счетчиков, в конструкцию и метрологически незначимое (прикладное) программное обеспечение могут быть внесены изменения, не влияющие на технические и метрологические характеристики.

Список сокращений и обозначений

Требования безопасности¶

По безопасности эксплуатации счетчик соответствует требованиям ГОСТ 12.2.091-2012. По способу защиты человека от поражения электрическим током счетчик соответствует классу защиты II по ГОСТ 12.2.007.0-75.

Монтаж, демонтаж, вскрытие, установку служебных параметров, техническое обслуживание счетчика должны проводить специально уполномоченные организации и лица согласно действующим правилам по монтажу и запуску электроустановок. Потребителю электрической энергии (абоненту) категорически запрещается проводить такие работы самостоятельно.

При проведении работ по монтажу и обслуживанию счетчиков должны соблюдаться:

«Правила устройства электроустановок»;

«Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей»;

«Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок».

Назначение и модификации

Назначение¶

Счетчик предназначен для многотарифного измерения активной и реактивной электрической энергии прямого и обратного направлений (таблица 2.1), активной, реактивной, полной электрической мощности, коэффициентов мощности, частоты, напряжения, силы переменного тока, параметров качества электроэнергии в однофазных двухпроводных электрических сетях переменного тока частотой 50 Гц.

Счетчик зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений Российской Федерации под № 89900-23. Сертификат об утверждении типа средств измерений № 89900-23.

Номера сертификатов соответствия для ООО «Инкотекс-СК»:

№ ЕАЭС RU C-RU.ЯД01.В.00306/23 на счетчики Меркурий 150, Меркурий 150М, срок действия с 09.08.2023 по 08.08.2026;

№ ЕАЭС RU C-RU.ЯД01.В.00307/23 на счетчик Меркурий 150U, срок действия с 09.08.2023 по 08.08.2026.

Сертификаты выданы органом по сертификации продукции ООО «Региональный центр тестирования и сертификации», 109125, Россия, г. Москва, ул. Саратовская, дом 18/10, этаж 1, пом. 13, ком. 3, 4, 2 (архив). Аттестат аккредитации № RA.RU.11ЯД01, дата регистрации 22.05.2017 г.

Счетчик соответствует требованиям Постановления Правительства Российской Федерации от 19.06.2020 № 890 «О порядке предоставления доступа к минимальному набору функций интеллектуальных систем учета электрической энергии (мощности)» и может использоваться как автономно, так и в составе автоматизированной системы сбора данных.

Встроенное ПО счетчика внесено в российский реестр программного обеспечения, запись № 24791.

Таблица 2.1 – Каналы учета счетчика

Счетчики Меркурий 150М, Меркурий 150 предназначены для эксплуатации внутри помещений, а также могут быть использованы в местах, имеющих дополнительную защиту от влияния окружающей среды (установлены в помещении, в шкафу, в щитке), степень защиты от проникновения пыли и воды IP51 или IP54 (по специальному заказу) по ГОСТ 14254-2015.

Счетчик Меркурий 150U предназначен для эксплуатации внутри и снаружи помещений, в том числе с установкой на опоры линий электропередач, степень защиты от проникновения пыли и воды IP54 по ГОСТ 14254-2015.

Счетчики по способу подключения к электросети являются счетчиками непосредственного включения по току. Схема включения счетчика – однофазная двухпроводная.

Счетчики имеют в своем составе два датчика тока (фаза и нейтраль).

Счетчики обеспечивают регистрацию и хранение значений потребляемой электроэнергии по четырем тарифам и по сумме тарифов с момента ввода счетчика в эксплуатацию. Переключение тарифов осуществляется с помощью внутреннего тарификатора.

В счетчиках Меркурий 150М, Меркурий 150 для отображения значений измеряемых параметров и дополнительной информации используется ЖКИ, который дает показания в киловатт-часах (кВт∙ч) при измерении активной энергии и в киловар-часах (квар∙ч) при измерении реактивной энергии.

Счетчик Меркурий 150U не имеет встроенного дисплея и может комплектоваться выносным дисплеем для отображения измеряемых параметров.

Счетчик оснащен, как минимум, двумя интерфейсами для обмена данными: оптопорт – для локального доступа и интерфейс, используемый для удаленного доступа. Оптопорт счетчиков имеет механические и оптические характеристики по ГОСТ IEC 61107-2011.

Модификации счетчиков¶

Счетчик имеет модификации, отличающиеся базовым и максимальным током, а также конструкцией и функциональными возможностями, связанными с метрологически незначимым (прикладным) программным обеспечением.

Структура кода модификаций счетчика приведена в таблице 2.2.

Таблица 2.2 – Структура кода модификаций счетчика

Коды, базового/максимального тока, номинального напряжения, класса точности приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 – Коды базового, максимального тока, номинального напряжения, постоянной счетчика, класса точности

Коды модификаций интерфейсов приведены в таблице 2.4.

Таблица 2.4 – Коды модификаций интерфейсов

Метрологические характеристики¶

Основные метрологические характеристики¶

Счетчики удовлетворяют требованиям технических условий ТУ 26.51.63.130-073-74537069-2023, ГОСТ 12.2.007.0-75, ГОСТ 12.2.091-2012 в части требований безопасности, ГОСТ 22261-94, ГОСТ 31818.11-2012, ГОСТ 31819.21-2012, ГОСТ 31819.23-2012 в части требований к счетчикам электрической энергии, ГОСТ 30804.4.30-2013 в части измерения ПКЭ, ГОСТ Р 58940-2020 в части требований к обмену информацией.

Пределы допускаемой основной погрешности измерений активной электрической энергии соответствуют классу точности 1 по ГОСТ 31819.21-2012.

Пределы допускаемой основной погрешности измерений реактивной электрической энергии соответствуют классу точности 2 по ГОСТ 31819.23-2012.

Диапазоны напряжения электропитания счетчиков соответствуют значениям, приведенным в таблице 3.1.

Таблица 3.1 – Диапазоны напряжения электропитания

Пределы допускаемой основной погрешности измерений токов фазы и нейтрали в нормальных условиях приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 – Пределы основной погрешности измерения токов фазы и нейтрали

Пределы допускаемой основной погрешности измерений разности токов между фазой и нейтралью (небаланс токов) в нормальных условиях приведены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 – Пределы основной погрешности измерений разности токов между фазой и нейтралью (небаланс токов)

Пределы допускаемой основной погрешности измерений среднеквадратичного значения фазного напряжения в рабочем диапазоне температур и в диапазоне измеряемых напряжений от 0,7 до 1,2U ном соответствуют ±0,5 %.

Пределы допускаемой основной погрешности измерений частоты питающей сети в диапазоне от 42,5 до 57,5 Гц соответствуют ±0,05 Гц.

Средний температурный коэффициент при измерении активной электрической энергии и мощности в рабочем диапазоне температур не превышает значений, приведенных в таблице 3.4.

Таблица 3.4 – Средний температурный коэффициент при измерении активной электрической энергии и мощности

Средний температурный коэффициент при измерении реактивной электрической энергии и мощности в рабочем диапазоне температур не превышает значений, приведенных в таблице 3.5.

Таблица 3.5 – Средний температурный коэффициент при измерении реактивной энергии и мощности

Средний температурный коэффициент при измерении полной мощности, напряжения, силы тока в рабочем диапазоне температур не должен превышать значений, указанных в таблице 3.6.

Таблица 3.6 – Средний температурный коэффициент при измерении полной электрической мощности, напряжения, силы переменного тока

Пределы допускаемой дополнительной погрешности при воздействии внешних факторов соответствуют требованиям ГОСТ 31818.11-2012, ГОСТ 31819.21-2012, ГОСТ 31819.23-2012.

Характеристики измерения ПКЭ¶

Счетчики обеспечивают измерение ПКЭ по ГОСТ 30804.4.30, класс S, с формированием событий и индикацией факта нарушения на ЖКИ для следующих параметров:

1. отклонение основной частоты напряжения электропитания от номинального значения;
2. длительность отклонения частоты от номинального значения;
3. положительное, отрицательное, установившееся отклонение напряжения;
4. глубина провала напряжения;
5. длительность провала напряжения;
6. максимальное значение напряжения при перенапряжении;
7. длительность перенапряжения;
8. длительность прерывания напряжения;
9. коэффициент искажения синусоидальности напряжения.

Неопределенность измерений отклонения основной частоты напряжения электропитания от номинального значения не превышает ±0,05 Гц в диапазоне измерений от 42,5 до 57,5 Гц.

Измерение среднеквадратических значений напряжения при измерении ПКЭ производится на одном периоде основной частоты.

Неопределенность измерений установившегося отклонения напряжения в диапазоне от 0,2 до 1,2U ном не превышает ±0,5 % от U ном.

Неопределенность измерений остаточного напряжения и максимального значения перенапряжения при измерении провала и перенапряжения не превышает ±1 % от U ном:

• пороговое значение провала напряжения от 0,1 до 0,9U ном;
• пороговое значение перенапряжения не менее 1,2U ном;
• пороговое значение прерывания напряжения не более 0,1U ном.

Неопределенность измерений напряжения при измерении глубины провала напряжения в диапазоне от 0,1 до 0,9Uном не превышает ±1 % от Uном.

Неопределенность измерений напряжения при измерении коэффициента перенапряжения в диапазоне от 1,1 до 1,5U ном не превышает ±1 % от U ном.

Неопределенность измерений длительности провала, прерывания, перенапряжения не превышает два периода сети.

Счетчики обеспечивают расчет суммарной продолжительности за расчетный период положительного или отрицательного отклонения уровня напряжения на величину более 10 % от U ном в интервале измерений 10 мин (параметр медленного изменения напряжения).

Счетчики обеспечивают расчет количества фактов положительного отклонения за расчетный период уровня напряжения на величину 20 % и более от U ном (параметр перенапряжения).

При измерении провала, прерывания, перенапряжения для каждого события в журнале событий фиксируются значение напряжения, дата и время перехода порогового значения.

При измерении отклонения частоты для каждого события в журнале событий фиксируются значение частоты, дата и время перехода порогового значения.

Характеристики ведения времени¶

Счетчики имеют встроенные часы реального времени с календарем.

Встроенные часы питаются как от электросети, так и от встроенной батареи и обеспечивают:

• функционирование как от напряжения питающей сети, так и от встроенной батареи при отсутствии питающей сети;

• ведение даты и времени независимо от наличия напряжения питающей сети;

• ручную (по внешней команде через интерфейсы связи) и автоматическую коррекцию (синхронизацию) времени;

• возможность автоматического переключения на зимнее/летнее время;

• непрерывный, без сбоев, отсчет текущего времени при пропадании основного питания и питание от дополнительного источника.

Точность хода часов при нормальной температуре (20 ±5) °С не хуже ±0,5 c/сут.

Точность хода часов в рабочем диапазоне температур не хуже ±5 с/сут.

Точность хода часов при отсутствии питающей сети не хуже ±5 с/сут.

Счетчики имеют возможность плавной коррекции времени встроенных часов в пределах ±4 мин для протокола «Меркурий» и ±15 мин для протокола «СПОДЭС» по команде от интерфейса связи без нарушения хронологии функционирования. Плавную коррекцию (сдвиг) времени рекомендуется выполнять в процессе эксплуатации счетчика.

Также в счетчиках имеется возможность прямой (принудительной) установки времени. Прямую установку времени рекомендуется выполнять перед началом ввода счетчика в эксплуатацию.

Технические характеристики¶

Измеряемые параметры¶

Счетчики обеспечивают измерение и расчет параметров:

1. учтенная активная, реактивная энергия прямого и обратного направлений, в том числе по тарифам (не менее чем по четырем тарифным зонам), нарастающим итогом и на начало отчетных периодов, включая энергию потерь;
2. мгновенные (за один период частоты сети) и усредненные значения фазного напряжения;
3. мгновенные (за один период частоты сети) и усредненные значения фазного тока и тока нейтрали;
4. расчет разности фазного тока и тока нейтрали (небаланс токов);
5. активная, реактивная, полная мощности;
6. коэффициент мощности;
7. соотношение реактивной и активной мощностей (коэффициент реактивной мощности tgφ);
8. максимумы мощности;
9. частота питающей сети;
10. температура внутри корпуса (контрольный, метрологически ненормированный параметр);
11. ПКЭ, перечень по п. Характеристики измерения ПКЭ;
12. текущее время и дата;
13. время работы (наработка) счетчика.

Алгоритмы вычисления мгновенных и усредненных значений параметров, включая интервалы расчета и усреднения, соответствуют классу S по ГОСТ 30804.4.30-2013. Все вспомогательные параметры энергии, напряжения, тока, мощности, частоты, времени (например, значение небаланса токов, значение максимума мощности и т. п.) измеряются в соответствии с классом точности и нормированными в п. Метрологические характеристики метрологическими характеристиками.

Основные технические характеристики¶

Счетчики устойчивы к климатическим условиям в соответствии с таблицей 4.1.

Таблица 4.1 – Климатические условия

Габаритные размеры счетчиков приведены в приложении Приложение АГабаритные чертежи.

Масса счетчиков без сменного модуля связи, не более:

• 0,55 кг – для счетчиков Меркурий 150М, Меркурий 150, Меркурий 150Х;
• 0,50 кг – для счетчика Меркурий 150U.

Счетчики Меркурий 150М и Меркурий 150 устойчивы к проникновению пыли и воды в соответствии с требованиями ГОСТ 14254-2015 для степеней защиты IP51 или IP54 (по спецзаказу на сайте предприятия-изготовителя).

Счетчики Меркурий 150U устойчивы к проникновению пыли и воды в соответствии с требованиями ГОСТ 14254-2015 для степени защиты IP54.

По спецзаказу доступны модификации счетчиков с повышенной степенью защиты корпуса.

Постоянная счетчика указана в таблице 2.3.

Счетчики начинают нормально функционировать не позднее чем через 5 с после того, как к зажимам счетчика будет приложено номинальное напряжение.

При измерении активной электрической энергии счетчики начинают и продолжают регистрировать показания при коэффициенте мощности, равном 1, при значении тока 0,004Iб.

При измерении реактивной электрической энергии счетчики начинают и продолжают регистрировать показания при коэффициенте sinϕ, равном 1, при значении тока 0,005Iб.

Активная и полная потребляемая мощность в цепи напряжения счетчика при номинальном напряжении, номинальной частоте и нормальной температуре не превышают 2 Вт и 10 В⋅А.

При наличии модема, в том числе в сменном модуле связи (наличие какого-либо из индексов «RLnGnEFnQn» в коде модификации счетчика), активная и полная мощность, потребляемая в цепи напряжения при номинальном напряжении, номинальной частоте и нормальной температуре не более 6 Вт и 30 В⋅А соответственно.

Счетчик имеет встроенный тарификатор. Тарификатор может использовать тарифное расписание «Меркурий» или «СПОДЭС». Характеристики тарификатора приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 – Характеристики тарификатора

Полная мощность, потребляемая цепью тока при базовом токе, номинальной частоте и нормальной температуре не более 0,1 B⋅A.

Счетчики имеют встроенный тарификатор. Максимальное число действующих тарифов – четыре, до 16 тарифных зон в сутки.

Счетчики имеют встроенную (основную) батарею. Срок службы батареи составляет не менее 16 лет.

Счетчики имеют оптический импульсный испытательный выход. Испытательный выход функционирует как основной (функция телеметрии) или как поверочный при измерении активной и реактивной энергии. Переключение режима выхода осуществляется по команде через интерфейс связи.

Характеристики оптического импульсного испытательного выхода соответствуют ГОСТ 31818.11-2012.

Характеристики встроенного силового реле отключения нагрузки:

• максимальный ток реле при выполнении операции отключения/включения (без приваривания контактов реле) при активной нагрузке не менее I макс;
• коммутационная износостойкость контактов реле при активной нагрузке током Iмакс (электрическая прочность) не менее 5000 циклов;
• механическая стойкость не менее 100 000 циклов включения/отключения.

Максимальные значения коэффициентов трансформации по напряжению и току 2200 и 120 соответственно.

Интерфейсы связи RS485 (индекс R в коде), GSM (Gn), радиоинтерфейс (Fn), Ethernet (Е) являются вспомогательными цепями по ГОСТ 31818.11-2012 с рабочим напряжением ниже 40 В. Значения рабочего напряжения приведены в соответствующих стандартах на интерфейсы связи.

Характеристики интерфейсов и протоколов обмена¶

Счетчики поддерживают протокол обмена данными в соответствии со спецификацией ГОСТ Р 58940-2020 «Требования к протоколам обмена информацией между компонентами интеллектуальной системы учета и приборами учета» (СПОДЭС).

Счетчики обеспечивают обмен информацией с оборудованием вышестоящего уровня управления через встроенные интерфейсы связи (модемы). Модули связи имеют автономное питание (резервный накопитель энергии), мощность которого позволяет отправлять сообщения в случае отключения основного питания.

Счетчики содержат несколько независимых интерфейсов связи в соответствии с модификацией по таблице 2.2.

Скорость обмена при связи со счетчиком по цифровым интерфейсам:

• оптопорт – 9600 бит/с;

• RS485 – выбирается из стандартного ряда скоростей в диапазоне от 9 600 до 115 200 бит/с;

• Ethernet – не менее 10 Мбит/с;

• GSM – в соответствии со спецификацией 3GPP на применяемую технологию и возможностями, предоставляемыми оператором связи;

• PLC – в соответствии со спецификацией PLC PRIME и G3PLC – не менее 33 400 бит/с;

• RF – не менее 2400 бит/с.

Счетчики с индексом «R» обеспечивают обмен данными по интерфейсу RS485. Технические характеристики интерфейса RS485 соответствуют спецификации EIA-485.

Счетчики с индексом «Ln» обеспечивают обмен данными по силовой сети (PLC), возможные модификации:

• L2, технология связи PLCII;

• L4, технология связи PLCPRIME;

• L5 – технология связи G3PLC.

Технология связи PLC II является собственной разработкой ООО «Инкотекс-СК» и обеспечивает обмен данными на скорости до 1000 бит/с. Технология использует несколько узкополосных каналов с временным разделением в разрешенном частотном диапазоне CENELEC A и обеспечивает лучшую помехоустойчивость по сравнению с другими технологиями за счет снижения скорости передачи данных.

Технология связи PLC PRIME стандартизована в рамках альянса PRIME Alliance. В счетчиках используется реализация стандарта версии v.1.3.6 и v.1.4. Диапазон частот CENELEC A от 0 до 95 кГц, тип модуляции OFDM. Счетчики имеют требуемые сертификаты, информация о которых размещена, в том числе, на сайте www.prime-alliance.org.

Счетчики с индексом «Gn» обеспечивают обмен данными по интерфейсу GSM. Описание возможных модификаций приведено в таблице 4.3.

Таблица 4.3 – Модификации GSM-интерфейсов

Счетчики с индексом «E» обеспечивают обмен данными по интерфейсу Ethernet. Для обмена данными по интерфейсу Ethernet могут использоваться протоколы обмена «Меркурий», «СПОДЭС», а также протокол в соответствии с ГОСТ Р МЭК 60870-5-104-2006.

Технические характеристики интерфейса Ethernet соответствуют стандарту IEEE802.3u, интерфейс поддерживает автоматическое определение скорости 10/100 Мбит/с. Среда передачи данных – витая пара UTP Cat.5 (5e). Физический интерфейс – Fast Ethernet 10/100 Base TХ.

Счетчики с индексом «Fn» обеспечивают обмен данными по радиоинтерфейсу. Возможные модификации, поддерживаемые инфраструктуры сетей связи и их основные характеристики приведены в таблице 4.4.

Таблица 4.4 – Модификации радиоинтерфейсов

Особенности счетчиков с индексом «Fn» в коде:

• выходная мощность не более максимально разрешенной на территории РФ для соответствующей частоты;

• спектральная плотность мощности соответствует требованиям для указанных диапазонов и условий эксплуатации;

• разъем для внешней антенны SMA-F (опционально);

• внутренняя антенна.

Характеристики надежности¶

Счетчики обеспечивают непрерывную работу в течение срока службы, средний срок службы счетчиков не менее 30 лет.

Средняя наработка счетчиков на отказ не менее 320 000 ч.

Срок хранения всех данных, параметров настройки и встроенного ПО в энергонезависимой памяти при отключенном питании – на весь срок службы счетчиков.

Техническая поддержка на встроенное ПО счетчика, узлов и ПО сменного модуля связи обеспечивается в течение всего срока службы.

Характеристики безопасности¶

По безопасности эксплуатации счетчики удовлетворяют требованиям ГОСТ 12.2.091-2012, ГОСТ 22261-94, ГОСТ 31818.11-2012, требованиям ТР ТС 004/2011 «Технический регламент Таможенного союза «О безопасности низковольтного оборудования», ТР ТС 020/2011 «Технический регламент Таможенного союза «Электромагнитная совместимость технических средств».

По способу защиты человека от поражения электрическим током счетчики соответствуют классу защиты II по ГОСТ 12.2.007.0-75.

Изоляция между всеми цепями тока и напряжения, а также вспомогательными цепями с номинальным напряжением более 40 В, соединенными вместе, с одной стороны и «землей», с подключенными к ней вспомогательными цепями с номинальным напряжением менее 40 В с другой стороны, при закрытом корпусе и крышке зажимов выдерживает в течение 1 мин воздействие напряжения 4 кВ (среднеквадратическое значение) переменного тока частотой 50 Гц. «Землей» является металлическая проводящая фольга, охватывающая счетчик.

Изоляция между цепями, которые не предполагается соединять вместе во время работы (цепями интерфейсов в любых комбинациях) в нормальных условиях выдерживает в течение 1 мин воздействие напряжения 2 кВ (среднеквадратическое значение) переменного тока частотой 50 Гц.

Пломбирование¶

Корпуса счетчиков опломбированы проволочными пломбами предприятия-изготовителя и организации, проводящей первичную поверку счетчиков. Знак поверки наносится давлением на навесную пломбу.

Корпус и крышка зажимов опломбированы таким образом, чтобы внутренние части счетчика стали доступными только после нарушения целостности пломб.

Конструкция счетчиков предусматривает установку пломб эксплуатирующей организацией.

Общий вид счетчиков с указанием мест пломбирования приведены на рисунках 4.1, 4.2.

Рисунок 4.1 – Вид счетчиков Меркурий 150М, Меркурий 150, Меркурий 150Х с указанием мест пломбирования

Рисунок 4.2 – Вид счетчика Меркурий 150U с указанием мест пломбирования

Комплектность¶

Комплектность счетчика приведена в таблице 4.6.

Таблица 4.6 – Комплектность

Маркировка¶

Маркировка счетчиков соответствует ГОСТ 12.2.091-2012, ГОСТ 22261-94, ГОСТ 31818.11-2012, ГОСТ 31819.21-2012, ГОСТ 31819.23-2012, и документации предприятия-изготовителя.

На лицевую часть счетчиков Меркурий 150М и Меркурий 150 и на торцевую часть счетчиков Меркурий 150U нанесена маркировка:

• товарный знак предприятия-изготовителя;
• обозначение типа средств измерений;
• модификация счетчика;
• серийный номер по системе нумерации предприятия-изготовителя;
• год изготовления;
• номинальное напряжение;
• базовый и максимальный ток;
• номинальная частота в герцах;
• постоянная счетчика;
• обозначения ГОСТ 31818.11, ГОСТ 31819.21, ГОСТ 31819.23;
• обозначение класса точности по ГОСТ 8.401;
• знак утверждения типа средств измерений согласно приказу Минпромторга № 2905 от 28.08.2020 г.;
• знак «Прибор II класса защиты» по ГОСТ 25372;
• знак «Испытательное напряжение изоляции» по ГОСТ 23217;
• знак подключения счетчиков к электросети по ГОСТ 25372;
• знак «Оптический порт» по ГОСТ 25372;
• знак обращения продукции на рынке государств таможенного союза;
• надпись «Сделано в России»;
• QR код по ГОСТ Р ИСО/МЭК 18004-2015 со следующей информацией:
  • тип счетчика в соответствии с описанием типа;
  • полный серийный номер счетчика;
  • дата поверки.

На лицевую часть счетчиков Меркурий 150U нанесены последние шесть цифр серийного номера для облегчения идентификации счетчика, высота цифр не менее 30 мм.

Упаковка¶

Упаковка счетчиков соответствует ГОСТ 22261-94, ГОСТ 23170-78, ОСТ 45.070.011 и документации предприятия-изготовителя.

Устройство и работа¶

Устройство счетчиков¶

Счетчики выполнены в пластиковом корпусе, не поддерживающем горение. Корпус счетчиков Меркурий 150М, Меркурий 150 предназначен для монтажа на DIN-рейку типа ТН35 по ГОСТ Р МЭК 60715-2003 или на панель (щит) с помощью переходного дополнительного крепления. Корпус счетчиков Меркурий 150U предназначен для монтажа на опору линии электропередач или иную поверхность с использованием скобы, входящей в комплект поставки.

Счетчики состоят из корпуса с крышками, колодки силовых зажимов и установленными внутри печатными платами с радиоэлементами. Клеммные крышки счетчиков выполнены из прозрачного пластика для контроля несанкционированного подключения к измерительным и интерфейсным цепям. Счетчики Меркурий 150М и Меркурий 150 имеют на лицевой панели две кнопки для управления режимами индикации.

В корпусе счетчиков с индексом «М» имеется отсек для размещения сменного модуля связи. Отсек закрывается крышкой с возможностью пломбировки. Для подключения внешней GSM антенны имеется разъем типа SMA-F.

Счетчики имеют светодиодный индикатор функционирования, являющийся одновременно индикатором импульсов учета электроэнергии.

Счетчики шкафного исполнения имеют с фронтальной стороны окно из прозрачного материала, через которое можно наблюдать за индикатором функционирования, считывать показания отсчетного устройства и иную информацию, отображаемую на ЖКИ. Окно ЖКИ обеспечивает невозможность его удаления без повреждения.

Счетчики сплит-исполнения могут быть укомплектованы выносным дисплеем для отображения информации.

Структура ПО счетчика разделена на метрологически значимую (измерительную) и метрологически незначимую (интерфейсную) части. Метрологически значимая часть встроенного ПО, калибровочные коэффициенты и измеренные данные защищены и недоступны для изменения без вскрытия корпуса. Измерительное ПО отделено от интерфейсного, располагается в отдельной области памяти и защищено от изменений контрольной суммой.

Счетчики обеспечивают возможность обновления метрологически незначимой (интерфейсной) части ПО без воздействия на метрологически значимую (измерительную) часть. Обновление ПО и составляющих его компонентов (встроенных интерфейсов связи, ПО сменного модуля GSM и т. д), происходит без потери накопленных данных (измеренных значений, журналов событий и т. п.) и без потери конфигурационных данных. В счетчиках обеспечена возможность дистанционного обновления ПО посредством удаленного доступа через цифровые интерфейсы связи в соответствии с действующей информационной моделью «СПОДЭС».

Перезагрузка микропрограммного обеспечения счетчиков обеспечивается в следующих случаях:

• в автоматическом режиме после его обновления;
• по заданным алгоритмам для защиты от случайного зависания включая зависание модулей связи.

Основным узлом счетчиков является микроконтроллер. На вход микроконтроллера поступают электрические сигналы от датчиков тока и напряжения. Микроконтроллер выполняет расчет мгновенных и усредненных значений параметров сети, производит подсчет количества активной и реактивной электроэнергии по текущему тарифу, вычисление ПКЭ, анализ и формирование событий, формирование профилей мощности и архивов показаний на начало периодов и сохранение всей информации в энергонезависимой памяти.

Энергонезависимая память центрального микроконтроллера защищена от неконтролируемого изменения. В счетчике выполняется самодиагностика, обеспечивающая ежесуточное тестирование его блоков (памяти, часов, системы тактирования и т. д.), а также запись ошибок и информации о сбоях в журнал самодиагностики.

Измеренные и накопленные данные и события могут быть просмотрены на ЖКИ, а также переданы на верхний уровень управления по интерфейсам связи.

Журналы событий¶

Счетчики выполняют запись событий в выделенные сегменты энергонезависимой памяти (с указанием даты и времени) в соответствии с информационной моделью «СПОДЭС» при работе по протоколу «СПОДЭС», а также при работе по протоколу «Меркурий».

Счетчики поддерживают ведение журналов, где фиксируются и сохраняются следующие события:

1. дата и время вскрытия клеммной крышки;
2. дата и время вскрытия корпуса;
3. дата, время и причина включения и отключения встроенного коммутационного аппарата;
4. дата и время последнего перепрограммирования;
5. дата, время, тип и параметры выполненной команды;
6. попытка доступа с неуспешной идентификацией и (или) аутентификацией;
7. попытка доступа с нарушением правил управления доступом;
8. попытка несанкционированного обновления или записи программного обеспечения;
9. попытка несанкционированного нарушения измеренных параметров;
10. изменение направления перетока мощности;
11. дата и время воздействия постоянного или переменного магнитного поля со значением модуля вектора магнитной индукции свыше 150 мТл (пиковое значение);
12. факт связи с прибором учета электрической энергии, приведшей к изменению параметров конфигурации, режимов функционирования (в том числе введение полного и (или) частичного ограничения (возобновления) режима потребления электрической энергии (управление нагрузкой);
13. дата и время отклонения напряжения в измерительных цепях от заданных пределов;
14. отсутствие напряжения либо значение напряжения ниже запрограммированного порога с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
15. превышение соотношения величин потребления активной и реактивной мощности в соответствии с информационной моделью «СПОДЭС»;
16. небаланс фазного тока и тока нейтрали с фиксацией превышения значения порога небаланса и продолжительности отклонения;
17. превышение заданного предела мощности;
18. включение (отключение) измерительных цепей;
19. достижение критически низкого уровня заряда батареи, %;
20. дата, время и продолжительность отклонения частоты ниже запрограммированного порога с фиксацией продолжительности отклонения;
21. при измерении провала, перенапряжения, прерывания напряжения для каждого события в журнале событий должны фиксироваться значение напряжения, дата и время перехода порогового значения;
22. в случае мгновенного отключения питания счетчика событие об аварийном режиме работы должно быть сформировано и записано в память, а также дата и время начала и окончания неисправности;
23. инициализация прибора учета, время последнего сброса, число сбросов нарастающим итогом;
24. выход за граничное значение температуры внутри корпуса с конфигурируемым порогом;
25. результаты непрерывной самодиагностики (тестирования блоков счетчика), перечень ошибок самодиагностики приведен в приложении Приложение ГПеречень кодов событий самодиагностики;
26. изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;
27. факт остановки часов при отсутствии питания и разряде батареи;
28. факт прерывания батарейного питания, а также разряда текущей эксплуатируемой батареи (возможно при следующем подключении к сети).

Хранение информации¶

Информация (измерительные данные, параметры настройки) в счетчике хранится в энергонезависимой памяти.

Срок хранения результатов измерений и журналов событий в энергонезависимой памяти – не менее 10 лет. Срок хранения параметров настройки и встроенного ПО – на весь срок службы счетчиков.

В счетчике реализован контроль целостности информации в энергонезависимой памяти.

Счетчики обеспечивают хранение в энергонезависимой памяти следующей информации:

1. профиль нагрузки (приращение активной и реактивной энергии) прямого и обратного направлений с программируемым интервалом времени интегрирования от 1 до 60 минут с дискретностью 1 минута с циклической перезаписью, начиная с самого раннего значения. Глубина хранения данных не менее 90 суток для 30-ти минутных и не менее 180 суток для 60-ти минутных интервалов;
2. значения учтенной активной и реактивной энергии нарастающим итогом суммарно и раздельно по тарифам, фиксированных на начало каждых суток (00 часов 00 минут 00 секунд) энергии прямого и обратного направлений с циклической перезаписью, начиная с самого раннего значения. Глубина хранения данных не менее 123 суток;
3. значения активной и реактивной энергии нарастающим итогом прямого и обратного направлений, а также запрограммированных параметров: на начало запрограммированного расчетного периода (на 00 часов 00 минут 00 секунд первых суток, следующих за последним расчетным периодом) и не менее 36 программируемых расчетных периодов (на 00 часов 00 минут 00 секунд первых суток, следующих за последним расчетным периодом) с циклической перезаписью начиная с самого раннего значения;
4. измерительные данные, параметры настройки, встроенное ПО;
5. журналы событий;
6. счетчики внешних воздействий нарастающим итогом:

• счетчик коррекций (конфигурирований);

• счетчик вскрытий корпуса;

• счетчик вскрытий клеммной крышки;

• счетчик срабатываний датчика магнитного поля;

• счетчик срабатываний реле на размыкание;

• счетчик сбросов.

7. иные параметры в соответствии с протоколом «СПОДЭС».

На заводе-изготовителе устанавливаются интервалы интегрирования основного и дополнительного профилей 60 минут.

Обмен информацией¶

Счетчики обеспечивают обмен информацией с оборудованием вышестоящего уровня управления через встроенные интерфейсы связи (модемы).

Счетчики содержат от 2 до 4 независимых интерфейсов связи в соответствии с модификацией по таблице 2.2.

Обмен данными по всем интерфейсам может производиться одновременно и независимо друг от друга, включая оптопорт.

Обмен данными по интерфейсам связи осуществляется по протоколу «СПОДЭС», а также по протоколу «Меркурий». Счетчики совместимы с ПО ИВК «Пирамида 2.0» и «Пирамида-сети».

Счетчики имеют идентификатор производителя «INC», зарегистрированный в ассоциации DLMS UA.

Счетчики обеспечивают разграничение уровней доступа на программном уровне с помощью системы паролей:

при работе по протоколу «СПОДЭС» – в соответствии со спецификацией протокола;

при работе по протоколу «Меркурий»:

• 1 уровень доступа – для считывания данных;
• 2 уровень доступа – для конфигурирования.

Счетчики обеспечивают при передаче команд по интерфейсам возможность программирования и изменения по интерфейсам параметров в соответствии со спецификацией, в том числе уровнем доступа, протокола «СПОДЭС»:

1. параметры фиксации ПКЭ;
2. состав и последовательность вывода отображаемой информации и измеряемых параметров на встроенный и (или) выносной дисплей;
3. дата начала расчетного периода;
4. параметры срабатывания встроенных коммутационных аппаратов;
5. пароли доступа к параметрам;
6. ПО счетчика (кроме метрологически значимой части);
7. ПО интерфейсов (модулей) связи, входящих в состав счетчика;
8. параметры управления встроенным коммутационным аппаратом (реле);
9. параметры обмена по интерфейсу;
10. индивидуальные параметры счетчика;
11. текущие время и дата;
12. тарифное расписание;
13. параметры перехода сезонного времени;
14. часовой пояс;
15. параметры ведения профилей мощности;
16. режимы индикации;
17. параметры контроля за превышением установленных лимитов активной мощности и энергии;
18. инициализация регистров накопленной энергии;
19. перезапуск счетчика («горячий» сброс) без выключения питания сети;
20. расписание контроля за утренними и вечерними максимумами мощности.

Счетчики имеют возможность программирования и изменения по интерфейсам следующих параметров по протоколу «Меркурий», в скобках указан уровень доступа:

1. параметры обмена по интерфейсу (1, 2);
2. смена паролей первого (потребителя энергии) и второго (продавца энергии) уровня доступа к данным (1, 2);
3. индивидуальные параметры счетчика (2);
4. текущее время и дата (2);
5. тарифное расписание (2);
6. параметры перехода сезонного времени (2);
7. параметры ведения профилей мощности (2);
8. режимы индикации (1, 2);
9. параметры контроля за превышением установленных лимитов активной мощности и энергии (2);
10. инициализация регистров накопленной энергии (2);
11. перезапуск счетчика («горячий» сброс) без выключения питания сети (2);
12. параметры фиксации ПКЭ (2);
13. расписание контроля за утренними и вечерними максимумами мощности (2).

Счетчики обеспечивают чтение по интерфейсам в соответствии с уровнем доступа:

Публичный клиент: чтение объекта «Часы», объекта «Логическое имя устройства» (в зависимости от категории счетчика);

Считыватель показаний: все объекты в соответствии с информационной моделью «СПОДЭС»;

Конфигуратор: все объекты в соответствии с информационной моделью «СПОДЭС».

Счетчики обеспечивают чтение по интерфейсам следующих параметров по протоколу «Меркурий» для всех уровней доступа:

1. учтенная активная и реактивная энергия потребления и отдачи, в том числе по тарифам, нарастающим итогом и на начало отчетных периодов;
2. мгновенные и усредненные значения измеряемых параметров;
3. текущее время и параметры встроенных часов счетчика;
4. параметры тарификатора;
5. параметры ведения профиля мощности;
6. индивидуальные параметры счетчика;
7. режимы индикации;
8. параметры контроля лимитов активной энергии и мощности;
9. журналы событий;
10. журнал перепрограммирования (включая изменение конфигурационных параметров);
11. журналы ПКЭ;
12. значения максимумов мощности, при поддержке функционала;
13. слово состояния и данные самодиагностики счетчика.

Счетчики могут быть запрограммированы на инициативную передачу служебной и технологической информации по последовательному интерфейсу.

Обязательное формирование и отправка инициативных сообщений выполняется при наличии доступа к каналу связи и наступлении следующих событий:

• отсутствие напряжения, либо значение напряжения ниже запрограммированного порога;

• срабатывание электронной пломбы корпуса.

В случае отключения питания (отсутствия напряжения) соответствующее событие записывается в память счетчика. Счетчик со сменным модулем связи передает push-сообщение в модуль связи с указанием даты и времени начала события в момент отключения питания (пропадания напряжения).

Фиксация мгновенных значений¶

В счетчиках предусмотрена фиксация следующих внутренних данных и параметров по адресному/широковещательному запросу (функция «стоп-кадр»):

1. время и дата фиксации;
2. активная энергия потребления и отдачи;
3. реактивная энергия потребления и отдачи;
4. активная мощность;
5. реактивная мощность;
6. полная мощность;
7. напряжение;
8. ток по фазе и нейтрали;
9. коэффициент мощности;
10. частота сети;
11. удельная энергия потерь в цепях тока;
12. удельная энергия потерь в силовых трансформаторах.

Также доступно считывание зафиксированных данных по интерфейсам.

Управление нагрузкой¶

Управление отключением и подключением абонента¶

Счетчики обеспечивают управление нагрузкой с помощью встроенного силового реле.

Управление нагрузкой осуществляется в соответствии с информационной моделью «СПОДЭС».

Отключение и подключение абонента может быть выполнено:

• дистанционно через коммутационный интерфейс (дистанционное отключение реле, включение реле только после разрешения оператора системы);
• вручную с помощью кнопок на передней панели счетчика или выносного дисплея;
• локально на уровне функций счетчика по заранее запрограммированным событиям или заранее запрограммированным ограничителям, предназначенным для отключения потребителя при превышении заданных пороговых значений.

Класс ограничителей поддерживается во всех счетчиках независимо от наличия встроенного реле.

Реле может находиться в следующих состояниях:

• Отключено (0), потребитель отключен;
• Подключено (1), потребитель подключен;
• Разрешено включение (2), потребитель отключен.

Отключенное состояние реле (0, 2) подтверждается оценкой значения напряжения на стороне нагрузки. Состояние реле отображается на ЖКИ счетчика (выносного дисплея) см. п. Индикация и управление. Количество циклов включения/отключения реле нарастающим итогом фиксируется в отдельном регистре памяти счетчика.

Для управления нагрузкой предусмотрено семь режимов, каждый из которых характеризуется определенными разрешениями/запрещениями выполнения переходов между состояниями реле. После выбора режима и записи номера режима в память счетчика управление нагрузкой осуществляется по правилам, установленным для выбранного режима.

Блокировка управления¶

Счетчики имеют переключатель блокировки управления нагрузкой. При выпуске из производства переключатель блокировки установлен в положение «Отключен», если в разделе «Особые отметки» формуляра не указано иное. Переключатель находится в опломбированной части счетчика под крышкой силовых зажимов (рисунок 5.1).

Рисунок 5.1 – Расположение переключателя блокировки управления нагрузкой счетчиков Меркурий 150М, Меркурий 150, Меркурий 150Х (слева) и Меркурий 150U (справа)

Для блокировки управления нагрузкой следует установить переключатель в положение «ON» и установить режим управления нагрузкой «0», при котором запрещены какие-либо переходы между состояниями реле, с помощью ПО «Конфигуратор СПОДЭС» в разделе управления нагрузкой

Для разрешения управления нагрузкой следует установить переключатель в положение «Отключен» и программно изменить режим управления «0» на требуемый.

Локальное управление нагрузкой¶

Установка параметров локального управления выполняется в разделе управления нагрузкой «Конфигуратора СПОДЭС» для параметров:

• контролируемая величина;
• нормальный и аварийный пороги;
• задержка перед автоматическим отключением реле (за исключением случая, когда в качестве контролируемой величины выбрано состояние электронных пломб);
• интервал времени до попытки автовключения;
• состояние реле после превышения порога контролируемой величиной и снижения ниже порога, что позволяет задействовать тот или иной вид ограничителя при управлении нагрузкой.

Конфигурирование автовключения осуществляется только в режимах управления нагрузкой «5» и «6».

Если превышены пороговые значения контролируемых величин, выполняется автоматическое отключение: реле переводится из состояния Подключено (1) в состояние Разрешено включение (2).

После локального отключения нагрузки счетчиком автоматически устанавливается значение количества попыток автовключения (по умолчанию 1). Повторное включение реле выполняется по истечении заданного времени после отключения (по умолчанию 1 минута).

При автовключении выполняется переход реле из состояния 2 в состояние 1. Автовключение может выполняться для следующих ограничителей:

• «Превышение лимита мощности»;
• «Превышение максимального тока»;
• «Превышение максимального напряжения»;
• «Превышение дифференциального тока»;
• «Превышение температуры».

Функция автовключения не предусмотрена для следующих ограничителей:

• «Воздействие магнитного поля»;
• «Вскрытие клеммной и приборной крышек»;
• «Превышение лимита энергии» по тарифам.

Счетчики с максимальным током 60 А автоматически отключают нагрузку при токе 63 А, счетчики с максимальным током 100 А – при токе 106 А. Повторное включение возможно как дистанционно подачей команды по любому из интерфейсов, так и кнопками на лицевой панели счетчика.

Если автовключение нагрузки не выполнено, для включения нагрузки необходимо:

1. Устранить все причины, запрещающие включение (например, снизить потребляемую мощность или увеличить лимиты мощности и/или энергии). (например, снизить потребляемую мощность или увеличить лимиты мощности и/или энергии).
2. Подать команду на включение нагрузки по интерфейсу связи.

Ручное управление нагрузкой¶

Если ручное включение/отключение реле разрешено для установленного режима управления нагрузкой, то для ручного включения/отключения реле следует одновременно нажать и удерживать обе кнопки счетчика (выносного дисплея) более 3 с.

Защита от несанкционированного доступа¶

Конструкция счетчиков предусматривает установку проволочных пломб визуального контроля вскрытия.

Корпус счетчиков, крышка силовых зажимов, крышки всех отсеков (для установки сменного модуля связи, дополнительного элемента питания, доступа к переключателю блокировки реле и т. п.) оборудованы датчиками несанкционированного доступа (электронными пломбами), срабатывающими, в том числе, при отсутствии сетевого питания. Принцип действия электронных пломб обеспечивает их гарантированное срабатывание и немедленную фиксацию событий с указанием времени.

Средства защиты информации счетчика реализовывают функции безопасности в рамках информационной модели «СПОДЭС».

Счетчики обеспечивают защиту от несанкционированного доступа к изменению:

• данных;
• параметров настройки;
• журналов событий;
• загруженных программ.

Счетчики оснащены энергонезависимыми электронными пломбами вскрытия/закрытия:

• корпуса;

• крышки силовых зажимов;

• крышки отсека для сменного модуля связи.

Срабатывание электронных пломб фиксируется в журнале событий и отображается на ЖКИ.

Счетчики имеют неразъемный корпус, попытки вскрытия корпуса приводят к визуальному нарушению целостности защитных элементов корпуса.

Защита счетчика от несанкционированного доступа на программном уровне осуществляется с помощью реализации:

• идентификации и аутентификации (в т. ч. установка паролей);
• контроля доступа;
• контроля целостности;
• регистрации событий безопасности (в т. ч. при отключенном питании сети) в нестираемом журнале событий в энергонезависимой памяти (с указанием даты и времени).

Счетчики обнаруживают воздействие постоянного и переменного магнитного поля со значением модуля вектора магнитной индукции 150 мТл и более. Начало и окончание воздействия фиксируется в журнале событий, факт воздействия отображается на ЖКИ. Дополнительно счетчики ведут учет суммарной длительности воздействия магнитным полем.

Работа счетчика с интерфейсом NB-IoT или GSM DUAL SIM¶

Счетчик со встроенным интерфейсом NB-IoT (индекс G5 в коде) или GSM DUAL SIM (индексы G1, G6 в коде) может работать в режиме контроллера АИИС КУЭ, выполняя задачи технического и коммерческого учета электроэнергии. Счетчики с интерфейсом NB-IoT или GSM DUAL SIM могут работать в двух режимах передачи данных:

режим инициативной передачи данных;

режим прямого канала.

В режиме инициативной передачи данных счетчик является инициатором передачи данных:

• архивов показаний на начало отчетного периода;

• текущих значений параметров электропитания;

• журналов событий;

• оперативных событий, при наступлении которых выполняется отправка данных.

Для счетчика с интерфейсом NB-IoT режим инициативной передачи данных, который оптимизирован для минимизации трафика, является основным режимом работы. Режим прямого канала является опциональным.

В целях минимизации трафика при настройке режима инициативной передачи данных можно выбрать расписание передачи данных и состав передаваемых данных и событий. Полный перечень параметров и событий, доступных для выбора, приведен в документе «LpWAN Конфигуратор. Руководство пользователя» https://www.incotexcom.ru/support/docs/manual. Выполняется оценка суточного трафика, кроме того, можно установить лимит суточного трафика. Если максимальный объем суточного трафика израсходован, счетчик прекращает передачу данных, что важно для ограничения количества передаваемых данных в нештатных ситуациях.

С вышестоящего уровня управления доступны функции конфигурирования счетчика и управления счетчиком.

Для снижения средних затрат на точку учета, к счетчику с интерфейсом NB-IoT можно подключить по интерфейсу RS485 ведомые счетчики для опроса через ведущий счетчик по NB-IoT. К ведущему счетчику можно подключить не более трех ведомых счетчиков. Для каждого из ведомых счетчиков доступна индивидуальная настройка режима инициативной передачи данных.

Схема работы счетчика с интерфейсом NB-IoT в составе системы АИИС КУЭ в режиме инициативной передачи данных приведена на рисунке 5.3.

Рисунок 5.3 – Схема работы счетчика NB-IoT в составе АИИС КУЭ

В режиме прямого канала счетчики передают данные по запросу из системы верхнего уровня независимо от используемого протокола обмена. Настройка объема запрашиваемых данных, времени запросов данных и прочих параметров обмена данными выполняется в системе верхнего уровня.

Для счетчика с интерфейсом GSM DUAL SIM основным режимом работы является режим прямого канала. Режим инициативной передачи данных является опциональным. Для работы в режиме прямого канала к счетчику с интерфейсом GSM DUAL SIM можно подключить по интерфейсу RS485 64 и более ведомых счетчиков. В режиме инициативной передачи данных к ведущему счетчику можно подключить не более трех ведомых счетчиков.

Счетчик с интерфейсом GSM DUAL SIM обеспечивает стабильный и надежный обмен данными, так как может работать по каналам разных операторов сотовой связи. При настройке назначается приоритетный оператор связи, а в процессе работы выполняется автоматический переход в сеть другого оператора, если невозможно передать данные из-за неудовлетворительного качества связи или низкого уровня сигнала. После определенного интервала времени, заданного при настройке, выполняется возврат в сеть приоритетного оператора.

Схема работы счетчика с интерфейсом GSM DUAL SIM в составе системы АИИС КУЭ приведена на рисунке 5.4.

Рисунок 5.4 – Схема работы счетчика DUAL SIM в составе АИИС КУЭ

При вводе в эксплуатацию в составе АС счетчик с интерфейсом NB-IoT или GSM DUAL SIM необходимо настроить для работы в составе системы (сконфигурировать).

Изменение параметров конфигурации выполняется в приложении «LpWAN Конфигуратор», сведения по конфигурированию приведены в документе «LpWAN Конфигуратор. Руководство пользователя».

Конфигурирование следует выполнить в соответствии с эксплуатационной документацией на АС и руководствуясь инструкциями, приведенными в документе «LpWAN Конфигуратор. Руководство пользователя».

Конфигурирование должно осуществляться подготовленным техническим персоналом, владеющим навыками работы с вычислительной техникой и знакомым с задачами АС.

Использование по назначению¶

Требования безопасности¶

К работам по монтажу, техническому обслуживанию и ремонту счетчика допускаются лица, прошедшие инструктаж по технике безопасности и имеющие квалификационную группу по электробезопасности не ниже III до 1000 В.

При проведении работ по монтажу и обслуживанию счетчика должны соблюдаться:

• «Правила устройства электроустановок»;

• «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей»;

• «Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок».

При монтаже счетчика на месте эксплуатации диаметр подключаемых к счетчику проводов должен выбираться в зависимости от величины максимального тока нагрузки в соответствии с «Правилами устройства электроустановок».

Эксплуатационные ограничения¶

Напряжение, подводимое к параллельным цепям счетчика, не должно превышать значения 1,2Uном в соответствии с модификацией по таблице 2.3.

Максимальный ток нагрузки не должен превышать максимальный ток счетчика в соответствии с модификацией по таблице 2.3.

Схемы подключения счетчиков¶

Схема подключения счетчиков приведена в приложении Приложение БСхема подключения к электропитанию иподключение интерфейса RS485.

Подготовка к работе¶

Общие сведения¶

Перед монтажом счетчика:

1. Извлечь счетчик из потребительской тары.
2. Проверить комплектность согласно формуляру.
3. Произвести внешний осмотр счетчика, убедиться в отсутствии механических повреждений корпуса и крышки силовых зажимов.
4. Проверить наличие пломбы поверителя и дату поверки.
5. Ознакомиться с настоящим руководством, назначением клемм силовой колодки и разъемов интерфейсов.
6. Подготовить крепежные детали, необходимые для монтажа.
7. Проверить соответствие прокалывающих зажимов сечению и типу проводов.

Рекомендуемый инструмент и принадлежности приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 – Рекомендуемый инструмент и принадлежности

Монтаж счетчика на опору линии электропередач¶

Порядок установки счетчиков Меркурий 150U на опору:

1. Закрепить скобу для монтажа счетчика на опоре (входит в комплект поставки) с помощью монтажной ленты. Монтажную ленту завести двумя обхватами через два ряда проушин скобы.
2. Совместить направляющие на задней стенке счетчика и скобы.
3. Надеть счетчик на скобу движением сверху вниз.
4. Открыть крышку силовых зажимов.
5. Снять изоляцию на длину 18 мм с провода, подключаемого к силовому зажиму счетчика.
6. Обжать конец провода с помощью кримпера наконечником НШВ, соответствующим сечению провода. Рекомендуемая форма обжатия – квадрат или прямоугольник (рисунок 6.1).

Рисунок 6.1 – Обжим провода СИП наконечником НШВ 16-18

7. Вставить провод в силовой зажим без перекосов. Не допускается попадание в зажим участка провода с изоляцией, а также выступ за пределы колодки оголенного участка.
8. Затянуть верхний винт силового зажима с рекомендуемым усилием 2,5–3,0 Н∙м с помощью динамометрической отвертки. Затягивание следует производить аккуратно, без рывков во избежание срыва резьбы. Убедиться, что провод зажат, слегка потянув за него.
9. Затянуть нижний винт силового зажима. Убедиться, что провод зажат, слегка потянув за него.
10. Подключить остальные провода, повторив пп. 5–9.
11. Через 5 мин повторно подтянуть винты силовых зажимов.
12. Закрыть крышку силовых зажимов.
13. Подключить входные провода СИП к магистральному проводу с помощью прокалывающих зажимов.
14. Убедиться в работоспособности счетчика: индикатор функционирования начнет светиться.
15. Опломбировать крышку зажимов.
16. Сделать отметку в формуляре о дате установки счетчика и ввода его в эксплуатацию.

Монтаж счетчика на плоскую поверхность¶

Порядок установки счетчиков Меркурий 150М, Меркурий 150:

1. Выдвинуть верхний крепежный элемент до упора вверх.
2. Установить два нижних крепежных элемента (в стандартный комплект поставки не входят, комплектуются по предварительному заказу) в пазы корпуса до щелчка.
3. Прислонить счетчик к плоской поверхности.

4. Зафиксировать счетчик с помощью саморезов через отверстия крепежных элементов (рисунок 6.2).

   

   Рисунок 6.2 – Крепеж счетчика на плоскую поверхность

5. Открыть крышку силовых зажимов.
6. Вставить провод в силовой зажим без перекосов. Не допускается попадание в зажим участка провода с изоляцией, а также выступ за пределы колодки оголенного участка.
7. Затянуть верхний винт силового зажима с рекомендуемым усилием 2,5–3,0 Н·м с помощью динамометрической отвертки. Затягивание следует производить аккуратно, без рывков во избежание срыва резьбы. Убедиться, что провод зажат, слегка потянув за него.
8. Затянуть нижний винт. Убедиться, что провод зажат, слегка потянув за него.
9. Подключить остальные провода, повторив пп. 6–8.
10. Через 5 мин повторно подтянуть винты силовых зажимов.
11. Закрыть крышку силовых зажимов.
12. Подать напряжение на счетчик и убедиться в его работоспособности: на ЖКИ начнет отображаться цикл автоматической индикации параметров.
13. Опломбировать крышку зажимов.
14. Сделать отметку в формуляре о дате установки счетчика и ввода его в эксплуатацию.

Монтаж антенны¶

При использовании счетчиков с радиоинтерфейсами GSM, NB-IoT, LoRaWAN, XNB в случае применения внешних антенн рекомендуется использовать антенны с магнитным или клейким креплением. Антенна должна устанавливаться в месте, не экранированном металлом и обеспечивающим лучшие условия для прохождения радиоволн.

Счетчик может комплектоваться «лепестковой» или «штыревой» антенной. Примеры антенн приведены на рисунке 6.3.

Рисунок 6.3 – «Лепестковая» (слева) и «штыревая» (справа) антенны

Использование антенны, подключаемой непосредственно в антенное гнездо счетчика без дополнительного кабеля и размещаемой под клеммной крышкой счетчика, рекомендуется только в местах надежного приема радиосигнала.

При необходимости на объекте эксплуатации для счетчиков модификаций «Gn» могут быть использованы любые серийно выпускаемые антенны GSM/NB-IoT со следующими параметрами:

• рабочий диапазон частот 900 и 1800 МГц;

• коэффициент усиления не менее 3 dBi;

• минимально достаточная на конкретном объекте длина антенного кабеля, желательно не более 3 м;

• разъем на кабеле для подключения к антенному входу счетчика SMA-M.

При монтаже антенны следует выполнять рекомендации:

1. Антенну любого типа располагать как можно выше от поверхности земли (пола).
2. «Лепестковую» антенну на клейкой основе располагать вертикально, питающим проводом вниз, т. е. наклеивать на вертикально расположенное неметаллическое основание (дерево, пластик, стекло и т. п.). При отсутствии неметаллических поверхностей допускается наклеивать антенну на металлические поверхности, при этом ожидается незначительное ухудшение качества приема.
3. Лицевую сторону «лепестковой» антенны (противоположную клеевому слою и поверхности, на которую антенна наклеена) направить на ближайшую базовую станцию соответствующего оператора связи.
4. Штыревую антенну на магнитном/клейком основании размещать на металлическом основании вертикально, штырем вверх.

Возможные причины плохого качества связи при использовании беспроводных интерфейсов связи:

1. Ошибки в планировании радиопокрытия при размещении базовых станций.

В случае разворачивания сети базовых станций собственными силами или с привлечением подрядных организаций следует обратиться в компанию-разработчик соответствующей радиотехнологии для получения рекомендаций по радиопланированию, в том числе, по изменению местоположения и (или) ориентации базовых станций.

2. Неудачное местоположение или неверная ориентация антенны.

В случае неудачного расположения антенны следует смонтировать антенну в другом месте с соблюдением приведенных выше рекомендаций.

Рекомендации по использованию SIM-карт¶

Требования к SIM-карте:

• формат miniSIM;

• стандарт GSM (900/1800 МГц);

• отключен контроль PIN-кода;

• активирована услуга GPRS;

• положительный баланс счета.

Для отключения PIN-кода и активации услуги GPRS следует предварительно установить SIM-карту в любой мобильный телефон и действовать согласно инструкции к телефону.

Для открытия крышки сменного модуля связи:

• Поднять фиксатор крышки вверх с помощью шлицевой отвертки (рисунок 6.4).

• Сдвинуть крышку по направлению «к себе».

Рисунок 6.4 – Схема открытия крышки сменного модуля связи

Рекомендации по подключению интерфейсов¶

Подключение интерфейса RS485 производить в соответствии со схемой, приведенной на рисунке Б.2.

Счетчики имеют внутреннее питание интерфейса RS485.

При подключении нескольких счетчиков в сеть по интерфейсу RS485 необходимо использовать топологию сети «общая шина».

Для улучшения качества связи рекомендуется для интерфейса RS485 применять согласующие резисторы. Согласующие резисторы должны устанавливаться на обоих концах линии RS485. Согласующие резисторы должны иметь сопротивление 120 Ом ±10 %. При суммарной длине линии RS485 менее пяти метров применение согласующих резисторов необязательно.

Сетевой адрес и пароли доступа¶

Правила формирования сетевых адресов различны для счетчиков без индекса «D» и с индексом «D».

Разрешенный диапазон значений сетевого адреса счетчика без индекса «D» от 1 до 239 включительно. При выпуске из производства сетевой адрес соответствует трем последним цифрам серийного номера счетчика. В случае, если три последние цифры больше 239, то сетевой адрес соответствует двум последним цифрам. Сетевой адрес, равный 0, заменяется на 1.

Примеры:

• серийный номер 38395190 –> сетевой адрес 190

• серийный номер 38395790 –> адрес 90

• серийный номер 38395700 –> адрес 1

При использовании только протокола «Меркурий» без переключения на «СПОДЭС» допускается использовать кодировку пароля HEX:

• пароль первого уровня доступа по умолчанию 0x111111 (шесть единиц);

• пароль второго уровня доступа по умолчанию 0x222222 (шесть двоек).

Если в процессе работы требуется переключение протоколов, пароль счетчиков без индекса «D» в коде должен устанавливаться в кодировке ASCII.

Разрешенный диапазон значений сетевого адреса счетчика с индексом «D» от 16 до 16 381 включительно. При выпуске из производства сетевой адрес соответствует трем последним цифрам серийного номера счетчика. В случае, если три последние цифры больше 124, то сетевой адрес соответствует двум последним цифрам. Сетевой адрес, меньший 17, заменяется на «сетевой адрес + 10» до тех пор, пока сетевой адрес не станет 17 или более.

Примеры:

• серийный номер 38395190 –> сетевой адрес 90

• серийный номер 38395790 –> адрес 90

• серийный номер 38395700 –> адрес 20 (0 + 10 + 10)

• серийный номер 38395507 –> адрес 17 (7 + 10)

Пароль счетчиков с индексом D в коде передается в кодировке ASCII:

• пароль первого уровня доступа по умолчанию 111111 (шесть единиц);

• пароль второго уровня доступа по умолчанию 2222222222222222 (шестнадцать двоек).

Пароль доступа одинаков для всех интерфейсов счетчика, т. е. при изменении пароля для одного интерфейса этот же пароль будет установлен для остальных интерфейсов.

Паролем в кодировке ASCII для протокола «Меркурий» являются первые шесть символов пароля для протокола «СПОДЭС».

Заводские настройки¶

Заводские настройки счетчика приведены в приложении Приложение ВЗаводские настройки счетчиков.

Порядок работы¶

Индикация и управление¶

Счетчики Меркурий 150М, Меркурий 150, Меркурий 150Х имеют ЖКИ и две кнопки управления навигацией по меню для отображения измеряемых величин и состояния счетчика.

Для отображения измеряемых величин счетчиков Меркурий 150U используется выносной дисплей «Меркурий 258», отображение и навигация по меню которого соответствуют ЖКИ счетчиков Меркурий 150М, Меркурий 150 и более подробно описаны в паспорте выносного дисплея.

Значения учтенной энергии по тарифным зонам и другие параметры могут быть считаны как с ЖКИ счетчика, так и через интерфейсы связи.

Счетчики выдают показания на ЖКИ непосредственно в инженерных единицах, в частности, в кВт⋅ч при измерении активной энергии и в квар⋅ч при измерении реактивной энергии. ЖКИ имеет восемь десятичных разрядов, из них первые шесть индицируют целое значение электроэнергии в кВт·ч, а два разряда после запятой – значение электроэнергии в сотых долях кВт·ч.

При включении счетчиков Меркурий 150М и Меркурий 150 производится включение всех сегментов ЖКИ.

Все надписи на ЖКИ выводятся на русском языке, исключая значение «Cosφ». Внешний вид ЖКИ приведен на рисунке 6.5.

Рисунок 6.5 – Внешний вид ЖКИ

В основном поле ЖКИ отображается до 8 цифр значения выбранного параметра с единицами измерений, в дополнительном поле – до 8 цифр его OBIS-кода (тип по международной классификации IEC 62056-61). Высота цифр значения параметра и его OBIS-кода 12 и 8 мм соответственно. Описание символов ЖКИ приведено в таблице 6.2.

Таблица 6.2 – Описание назначения символов ЖКИ

Отображаемые параметры разделены на настраиваемые группы. В пределах каждой группы параметры отображаются по кадрам. Кадр представляет собой один экран с одним или несколькими параметрами.

Состав и порядок отображения групп, а также состав и порядок отображения параметров в группе настраиваются.

По умолчанию выполняется следующая настройка групп индикации:

• текущие значения потребленной энергии;

• текущие значения параметров сети;

• текущие значения за расчетный период;

• технологические параметры счетчика.

В первой группе смена кадров выполняется в автоматическом режиме. В любой из групп смена кадров может выполняться в ручном режиме с помощью кнопок.

Состав параметров в каждой из групп, задается в настройках параметров индикации счетчика. Настройку можно выполнить с помощью ПО «Конфигуратор СПОДЭС».

Полный перечень параметров, доступных для индикации, а также перечень параметров и групп параметров, запрограммированных по умолчанию, приведены в приложении Приложение ДПеречень параметров индикации.

В счетчиках Меркурий 150М, Меркурий 150 используется два режима индикации:

• режим автоматической смены информации по циклу (циклической индикации);

• ручной режим смены информации с помощью кнопок, расположенных на лицевой панели.

В ручном режиме работа кнопок организована следующим образом:

• краткое нажатие любой из кнопок производит смену кадра в группе;

• кадры прокручиваются в обе стороны (нажатие вправо − следующий кадр, влево − предыдущий);

• при длительном нажатии кнопки происходит смена групп индикации;

• прокрутка групп выполняется в обе стороны (вправо − следующая группа, влево − предыдущая группа).

При отсутствии нажатия на кнопки в течение заданного периода времени счетчик переходит в режим автоматической индикации, при этом отображается первый параметр в группе автоматической индикации.

Группы индикации и переходы между ними для настройки по умолчанию приведены на рисунке 6.6.

Перечень параметров, доступных для включения в группы индикации при индивидуальной настройке, приведен в приложении Приложение ДПеречень параметров индикации.

Рисунок 6.6 – Группы индикации по умолчанию и переходы между ними

В автоматическом режиме на ЖКИ последовательно выводится информация группы автоматической индикации

Для перехода к другим группам параметров используется длительное (более трех секунд) нажатие кнопок, для перехода к следующему параметру в группе – короткое нажатие.

Пример перехода к ручному режиму и выбора параметра «Напряжение» группы «Текущие значения параметров сети»: длинное нажатие правой кнопки, два коротких нажатия правой кнопки до появления символа «В».

Индикация параметров (потребленной активной и реактивной энергии по каждому тарифу и суммы по всем тарифам) производится с указанием номера тарифа, с дискретностью 0,01 кВт⋅ч или квар⋅ч (два знака после запятой).

Счетчики, запрограммированные в однотарифный режим, обеспечивают вывод на ЖКИ значения потребляемой электроэнергии только по одному тарифу.

Пример отображения на ЖКИ учтенной активной энергии по первому тарифу приведен на рисунке 6.7.

Рисунок 6.7 – Отображение учтенной энергии

Пример отображения на ЖКИ текущего времени приведен на рисунке 6.7.

Рисунок 6.8 – Отображение текущего времени

Пример отображения на ЖКИ значения напряжения приведен на рисунке 6.9.

Рисунок 6.9 – Отображение значения напряжения

GSM модуль счетчиков Меркурий 150М и Меркурий 150 имеет светодиодную индикацию режимов работы. Назначение индикаторов указано на крышке отсека сменного модуля. Описание элементов индикации приведено в таблице 6.3.

Таблица 6.3 – Описание элементов индикации GSM модуля

Использование счетчиков с выносным дисплеем¶

Счетчики сплит-исполнения Меркурий 150U имеют возможность прямого обмена данными с выносным дисплеем «Меркурий 258» по радиоканалу, а также возможность привязки пары выносной дисплей – счетчик на месте установки для взаимозаменяемости.

При работе со счетчиками с выносным дисплеем следует ознакомиться с паспортом на выносной дисплей «Меркурий 258», содержащим указания по использованию дисплея.

При поставке выносного дисплея в комплекте со счетчиком настройка их совместной работы не требуется. В случае замены выносного дисплея или счетчика на месте эксплуатации требуется процедура сопряжения счетчика и выносного дисплея, описанная в паспорте на выносной дисплей.

Использование в составе системы учета¶

Для работы счетчика в составе автоматизированной системы учета необходимо провести конфигурирование параметров счетчика по любому из интерфейсов с помощью ПО Конфигуратор СПОДЭС, доступного на сайте предприятия-изготовителя https://www.incotexcom.ru/support/soft/service. Перечень и значения конфигурируемых параметров определяются эксплуатирующей организацией.

Для уменьшения затрат времени при пусконаладочных работах на объекте эксплуатации, рекомендуется проводить конфигурирование счетчика в условиях эксплуатирующей организации.

Контроль работоспособности¶

Признаки работоспособности счетчика:

• на ЖКИ счетчиков Меркурий 150М, Меркурий 150 отображается значение учтенной энергии по текущей тарифной зоне;

• индикатор функционирования счетчика светится;

• наличие связи между счетчиком и выносным дисплеем;

• наличие связи по интерфейсам обмена данными.

При наличии на ЖКИ счетчика или выносного дисплея символа несанкционированного доступа и/или сообщений о событиях самодиагностики необходимо обратиться в эксплуатирующую организацию.

Счетчики фиксируют, в том числе, следующие неисправности по результатам самодиагностики:

• неисправность измерительного блока, включая неверные контрольные суммы метрологических коэффициентов;

• неисправность вычислительного блока, включая неверные контрольные суммы результатов вычислений;

• неисправность таймера, включая функционирование часов реального времени и неверные контрольные суммы конфигурационных параметров времени;

• неисправность блока питания;

• неисправность блока памяти с определением неисправной аппаратной части и поврежденного блока данных.

Перечень кодов событий самодиагностики приведен в приложении Приложение ГПеречень кодов событий самодиагностики.

Поверка¶

Счетчик подлежит государственному метрологическому контролю и надзору.

При выпуске из производства счетчик подвергается первичной поверке органами государственной метрологической службы или юридическими лицами, аккредитованными на право поверки. Поверка счетчика осуществляется в соответствии с методикой поверки МП 26.51.63.130-073-74537069-2023.

Интервал между поверками – 16 лет.

Интервал между поверками на территории Республики Беларусь – 8 лет.

Интервал между поверками на территории Республики Казахстан – 8 лет.

Интервал между поверками для экспортируемых счетчиков устанавливается согласно действующему законодательству страны импортера, но не более 16 лет.

В процессе эксплуатации счетчик подвергается периодической и внеочередной поверке. После ремонта счетчик подлежит обязательной поверке. Результаты поверок заносятся в формуляр.

Техническое обслуживание¶

Счетчики предназначены для непрерывной круглосуточной эксплуатации без обязательного присутствия обслуживающего персонала.

К работам по техническому обслуживанию счетчика допускаются лица, прошедшие инструктаж по технике безопасности и имеющие квалификационную группу по электробезопасности не ниже III до 1000 В.

Перечень работ по техническому обслуживанию и периодичность технического обслуживания приведены в таблице 8.1.

Таблица 8.1 – Работы по техническому обслуживанию

Удаление пыли с поверхности счетчика производится чистой, мягкой обтирочной ветошью.

Для проверки надежности подключения силовых и интерфейсных цепей счетчика необходимо:

1. Обесточить счетчик.
2. Удалить пломбу на крышке силовых зажимов.
3. Открыть крышку.
4. Удалить пыль с силовых зажимов с помощью кисти.
5. Убедиться, что каждый провод зажат, слегка потянув за него.
6. Подтянуть винты силовых зажимов при необходимости.
7. Закрыть крышку крышку, зафиксировать защелками.
8. Опломбировать крышку.
9. Сделать запись в формуляре счетчика в разделе «Особые отметки».

В случае разряда основной батареи, на объекте эксплуатации в счетчик может быть установлена дополнительная батарея, которая устанавливается внутри корпуса отдельно и независимо от основной встроенной батареи.

Порядок установки дополнительной батареи:

1. Обесточить счетчик.
2. Удалить пломбу на крышке силовых зажимов.
3. Открыть крышку.
4. Извлечь держатель батареи из счетчика движением вверх легким покачиванием и без лишний усилий.
5. Установить батарею в держатель, соблюдая полярность.
6. Установить держатель батареи в счетчик движением вниз без лишних усилий.
7. Закрыть крышку силовых зажимов.
8. Опломбировать крышку пломбой эксплуатирующей организации.
9. Сделать запись в формуляре счетчика в разделе «Особые отметки».

Дополнительную батарею возможно приобрести на предприятии-изготовителе или в специализированных магазинах. Требуемые технические характеристики батареи:

типоразмер батареи 1/2АА (14250);

номинальное напряжение 3,6 В;

электрохимическая система LiSOCl2.

Рекомендуемые типы и производители батарей: SB-AA02 (TEKCELL), ER14250 (EEMB), LS14250 (SAFT), TL-4902 (TADIRAN).

Текущий ремонт¶

Текущий ремонт счетчика осуществляется предприятием-изготовителем или юридическими и физическими лицами, имеющими лицензию на проведение ремонта счетчика.

После проведения ремонта счетчик подлежит поверке.

Транспортирование¶

Условия транспортирования счетчиков в транспортной таре предприятия-изготовителя должны соответствовать ГОСТ 31819.11-2012, ГОСТ 22261-94 группа 4 с дополнениями:

• температура окружающего воздуха от минус 50 до плюс 70 °С;

• относительная влажность воздуха не более 95 % при температуре 30 °С.

Вид отправок – мелкий малотоннажный.

Счетчики должны транспортироваться в крытых железнодорожных вагонах, перевозиться автомобильным транспортом с защитой от дождя и снега, водным транспортом, а также транспортироваться в герметизированных отапливаемых отсеках самолетов в соответствии с документами:

• «Правила перевозок грузов автомобильным транспортом», утвержденные министерством автомобильного транспорта;
• «Правила перевозок грузов железнодорожным транспортом», утвержденные министерством путей сообщения;

«Технические условия погрузки и крепления грузов в вагонах и контейнерах», утвержденные министерством путей сообщения;

• «Руководство по грузовым перевозкам на внутренних воздушных линиях», утвержденное министерством гражданской авиации.

При погрузочно-разгрузочных работах и транспортировании должны соблюдаться требования манипуляционных знаков на упаковке счетчика.

Хранение¶

Счетчик должен храниться в упаковке в складских помещениях потребителя (поставщика), условия хранения должны соответствовать ГОСТ 31819.11-2012, ГОСТ 22261-94 группа 4 с дополнениями:

температура окружающего воздуха от минус 50 до плюс 70 °С;

относительная влажность воздуха не более 95 % при температуре 30 °С.

В местах хранения счетчика воздух не должен содержать токопроводящей пыли и примесей, вызывающих коррозию металлов и разрушающих изоляцию.

Правила и условия реализации и утилизации¶

Реализация счетчика осуществляется через розничные и оптовые дилерские сети торговых партнеров, заключивших с изготовителем договор о реализации продукции.

При реализации счетчика должны соблюдаться правила обращения на рынке, установленные статьей 3 ТР ТС 004/2011 «О безопасности низковольтного оборудования», требования к реализации товаров потребителям, установленные в Законе РФ от 07.02.1992 № 2300-1 «О защите прав потребителей».

Утилизации подлежит счетчик, выработавший ресурс и непригодный для дальнейшей эксплуатации (сгоревший, разбитый, значительно увлажненный и т. п.).

После передачи на утилизацию и разборки счетчика, детали конструкции, годные для дальнейшего употребления, не содержащие следов коррозии и механических воздействий, допускается использовать в качестве запасных частей.

Свинцовые пломбы и литиевые батареи подлежат сдаче в соответствующие пункты приема.

Остальные компоненты счетчика являются неопасными отходами класса V, не содержат веществ и компонентов, вредно влияющих на окружающую среду и здоровье человека, поэтому особых мер по защите при утилизации не требуется.

Счетчик не содержит драгметаллов.

Детали корпуса счетчика сделаны из ABS-пластика и поликарбоната и допускают вторичную переработку.

Электронные компоненты, извлеченные из счетчика, дальнейшему использованию не подлежат.

Приложение А
Габаритные чертежи¶

(Справочное)

Рисунок А.1 – Габаритный чертеж счетчиков Меркурий 150М, Меркурий 150

Рисунок А.2 – Габаритный чертеж счетчика Меркурий 150U

Рисунок А.3 – Габаритный чертеж счетчиков Меркурий 150Х

Рисунок А.4 – Крепежные размеры для крепления на стену счетчика Меркурий 150Х

Приложение Б
Схема подключения к электропитанию и
подключение интерфейса RS485¶

(Обязательное)

Рисунок Б.1 – Схема подключения к электропитанию

Рисунок Б.2 – Назначение контактов встроенного интерфейса RS485 счетчиков Меркурий 150М, Меркурий 150, Меркурий 150Х

Приложение В
Заводские настройки счетчиков¶

(Справочное)

Приложение Г
Перечень кодов событий самодиагностики¶

(Справочное)

Приложение Д
Перечень параметров индикации¶

(Справочное)

Группы параметров индикации по умолчанию