Бесплатная горячая линия

8 800 700-88-16
Главная - Другое - Приемка узла учета электроэнергии

Приемка узла учета электроэнергии

Технические требования к системам учета электрической энергии

→ → → → Данные технические требования к системам учета электрической энергии разработаны на основе требований Основных положений функционирования розничных рынков (утверждены Постановлением Правительства РФ №442 от 04.05.2012) (далее – ОПФРР), требований НП «Совет рынка» к коммерческим системам учета субъектов ОРЭ(М), Типовой инструкции по учёту электроэнергии при её производстве, передаче и распределении (РД 34.09.101-94), ГОСТ 7746–2015 «Трансформаторы тока. Общие технические условия», ГОСТ 1983–2015 «Трансформаторы напряжения.

Общие технические условия», Правил устройства электроустановок (Главы 1.5 и 3.4) (далее – ПУЭ), Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей (утв. приказом Минэнерго РФ от 13 января 2003 г. N 6) (далее – ПТЭЭП), Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок и определяют технические параметры систем учета, расположенных на присоединениях 0,4\6\10\35\110 кВ ПС, РП, ТП АО «ЕЭСК» и в электроустановках потребителя.

Целью создания требований является оптимизация процесса построения коммерческих систем учета электроэнергии в сетях АО «ЕЭСК» для более эффективного и точного определения объемов покупаемой и продаваемой электроэнергии, и, как следствие, для снижения объемов потерь электроэнергии в сетях АО «ЕЭСК». Данный документ увязан с п.2.8.5. Информационно-измерительные системы коммерческого и технического учёта Положения о технической политике АО «ЕЭСК» в распределительном электросетевом комплексе.

I. Требования к системам коммерческого и технического учета на ПС 110\35\20\10\6 кВ АО «ЕЭСК» 1. Системы коммерческого (в том числе контрольного) и технического учета на вновь сооружаемых или модернизируемых ПС 110/35/20/10/6 кВ должны удовлетворять требованиям действующей редакции Приложения 11.1.

«Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учёта электрической энергии (мощности).

Технические требования» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка НП «Совет рынка», далее – «Требования к АИИС КУЭ ОРЭ(М)»).

2. АИИС КУЭ подстанции должна выполняться по проекту, прошедшему экспертизу в АО «АТС». Выбор оборудования зависит от титула проекта – новое строительство или модернизация, и должен осуществляться на основе . 2.1. Система должна строиться на принципах существующей структуры АИИС КУЭ АО «ЕЭСК».

В противном случае она должна строиться как новая независимая система. 2.2. Разработку АИИС КУЭ необходимо выполнить отдельным проектом при обязательном согласовании с проектировщиком основной системы – ООО «Прософт-Системы», в случае построения на принципах существующей АИИС. При необходимости внести изменения в структурную схему.

Проектирование необходимо осуществлять с учётом приведённых ниже требований: 2.2.1.

Необходимо выполнить проверку выбранных номиналов измерительных обмоток трансформаторов тока и напряжения по первичным и вторичным нагрузкам. На отходящих фидерах проектировать трансформаторы тока во всех трёх фазах. После выбора оборудования произвести расчёт погрешности ИИК с оформлением паспортов-протоколов.

2.2.2. Электросчетчик должен быть подключен к измерительным трансформаторам через испытательную коробку, предусматривающую возможность замены электросчетчика и подключения образцового счетчика без отключения присоединения (кроме счетчиков прямого включения). 2.2.3. Класс точности трансформаторов тока 220/110/35/20/10/6 кВ должен быть не хуже 0,2S. 2.2.4. Класс точности трансформаторов напряжения 220/110/35/20/10/6 кВ – 0,2.

2.2.5. На линиях 220/110/35 кВ необходимо предусмотреть установку/замену существующих микропроцессорных счётчиков на микропроцессорные счётчики А1802-RALX-P4GB-DW-4 (модификация 2xRS – 485 с оптопортом и резервным питанием). 2.2.6. На вводах трансформаторов 220/110/35/20/10/6 кВ и ТСН проектом предусмотреть установку/замену существующих микропроцессорных счётчиков на микропроцессорные счётчики А1802-RALXQ-P4GB-DW-4 (модификация 2xRS – 485 с оптопортом и резервным питанием). 2.2.7. На отходящих фидерах 20/10/6 кВ проектом необходимо предусмотреть замену существующих микропроцессорных счётчиков на микропроцессорные счётчики СЭТ-4ТМ.03M кл.точности 0,2S в модификациия 2xRS – 485 с оптопортом и резервным питанием.

2.2.8. Предусмотреть систему резервного питания счётчиков подстанции. 2.2.9. Предусмотреть замену УСПД, тип исполнения УСПД Эком-3000М RM (4xRS-232, 8xRS-485, 2 блока питания, GPS, сетевая плата, вынесенные модули грозозащиты. Питание от запроектированной системы питания оборудования АСУЭ, связи, АИИС КУЭ.

Место размещения – стойка 19”.

2.2.10. Информационные кабели, используемые в цепях АИИС КУЭ, применять медные, экранированные, с оболочкой, не поддерживающие горение. II. Требования к системам коммерческого и технического учета в распределительной сети АО «ЕЭСК» (ТП, РП 20\10\6\0,4 кВ) 1.

При новом строительстве или модернизации РП, ТП АО «ЕЭСК», имеющих присоединения приёма электроэнергии в сеть АО «ЕЭСК» (присоединения оптового рынка электроэнергии), требования к системам учёта таких объектов совпадают с требованиями Раздела 1 – Требования к системам коммерческого и технического учета на ПС 110\35\20\10\6 кВ АО «ЕЭСК». 2. Для РП, ТП АО «ЕЭСК» и электроустановок потребителей, сооружаемых вновь, модернизируемых или реконструируемых (розничный рынок электроэнергии), требования указаны в Разделе III п.1.

3. Для существующих РП, ТП АО «ЕЭСК» и электроустановок потребителей (розничный рынок электроэнергии), требования указаны в Разделе III п.2. 4. Все приборы учета, устанавливаемые в рамках нового строительства или реконструкции электроустановок АО «ЕЭСК», должны включаться в систему АИИС КУЭ АО «ЕЭСК».

4. Все приборы учета, устанавливаемые в рамках нового строительства или реконструкции электроустановок АО «ЕЭСК», должны включаться в систему АИИС КУЭ АО «ЕЭСК».

III. Требования к системам коммерческого учета, расположенным в электроустановках потребителей с напряжением 110/35/20/10/6/0,4 кВ 1. Требования к системам учёта электроустановок потребителей сооружаемых вновь, модернизируемых или реконструируемых 1.1. Требования к приборам учета: 1.1.1.

Выбор класса точности: • Для учета электрической энергии, потребляемой гражданами, а также на границе раздела объектов электросетевого хозяйства и внутридомовых инженерных систем многоквартирного дома подлежат использованию приборы учета класса точности 2,0 и выше. (ОПФРР п.138). • В многоквартирных домах, присоединение которых к объектам электросетевого хозяйства осуществляется вновь, на границе раздела объектов электросетевого хозяйства и внутридомовых инженерных систем подлежат установке коллективные (общедомовые) приборы учета класса точности 1,0 и выше (ОПФРР п.138).

• Для учета электрической энергии, потребляемой потребителями (кроме граждан-потребителей) с максимальной мощностью менее 670 кВт, подлежат использованию приборы учета класса точности: — для точек присоединения к объектам электросетевого хозяйства напряжением от 0,4кВ до 35 кВ – 1,0 и выше; — для точек присоединения к объектам электросетевого хозяйства напряжением от 110 кВ и выше – 0,5S и выше. (ОПФРР п.139). • Для учета электрической энергии, потребляемой потребителями с максимальной мощностью не менее 670 кВт, подлежат использованию приборы учета, позволяющие измерять почасовые объемы потребления электрической энергии, класса точности 0,5S и выше, обеспечивающие хранение данных о почасовых объемах потребления электрической энергии за последние 90 дней и более или включенные в систему учета. (ОПФРР п.139). • Для учета реактивной мощности, потребляемой (производимой) потребителями с максимальной мощностью не менее 670 кВт, в случае если в договоре оказания услуг по передаче электрической энергии, имеется условие о соблюдении соотношения потребления активной и реактивной мощности, подлежат использованию приборы учета, позволяющие учитывать реактивную мощность или совмещающие учет активной и реактивной мощности и измеряющие почасовые объемы потребления (производства) реактивной мощности.

При этом указанные приборы учета должны иметь класс точности не ниже 2,0, но не более чем на одну ступень ниже класса точности используемых приборов учета, позволяющих определять активную мощность. (ОПФРР п.139) • Для учета объемов производства электрической энергии производителями электрической энергии (мощности) на розничных рынках подлежат использованию приборы учета, позволяющие измерять почасовые объемы производства электрической энергии, класса точности 0,5S и выше, обеспечивающие хранение данных о почасовых объемах производства электрической энергии (мощности) за последние 90 дней и более или включенные в систему учета. (ОПФРР п.141). 1.1.2. Направление и вид учитываемой энергии: • Для потребителей, присоединенная мощность которых превышает 150 кВт, подлежат использованию приборы учета, позволяющие учитывать реактивную мощность или совмещающие учет активной и реактивной мощности.

Для присоединений, работающих в реверсивных режимах, выбираются приборы учёта с возможностью фиксации количества электроэнергии по приёму и по отдаче. (Приказ Минромэнерго РФ от 22 февраля 2007г.

№ 49, ОПФРР п.139) 1.1.3. Спецификация ПУ: • Для потребителей, присоединенная мощность которых превышает 670кВт, для измерения почасовых объёмов потребляемой электроэнергии вновь устанавливаемые ПУ должны быть электронными, с энергонезависимой памятью, позволяющей хранить профиль нагрузки, настроенный на 60 минутные интервалы. Глубина хранения профиля мощности 90 дней и более.

ПУ должны иметь функцию резервного питания.

Интерфейсы обмена данными – оптопорт и RS-485 (при использовании ПУ в составе собственной АИИС должны использоваться ПУ с двумя RS-485 – один выход для включения в АИИС АО «ЕЭСК», второй – для собственных целей).

• Для граждан-потребителей, чьи электроустановки непосредственно присоединены к сетям АО «ЕЭСК», для включения в автоматизированную систему учёта электрической энергии рекомендуется установка приборов учёта электрической энергии в точке присоединения. Прибор учета должен обеспечивать автоматическую передачу данных по двум независимым каналам связи (силовому проводу PLC и по одному из радиоканалов 433 МГц или 2,4ГГц) до устройства сбора, установленного в ТП либо напрямую на сервер АИИС КУЭ АО «ЕЭСК».

• Диапазон рабочих температур выбираемого ПУ должен соответствовать условиям его эксплуатации, но, как правило, не должен быть хуже – 40+50 С. 1.1.4. Способ и схема подключения.

• На присоединениях 0,4 кВ при нагрузке до 100А включительно применять ПУ прямого включения. • При трёхфазном вводе использовать трёхэлементные ПУ (ПУЭ п. 1.5.13). 1.1.5. Требования к поверке.

• На вновь устанавливаемых однофазных и трёхфазных счётчиках должны быть действующая поверка, пломбы государственной поверки (ПУЭ п.1.5.13). Наличие действующей поверки ПУ подтверждается предоставлением подтверждающего документа – паспорта-формуляра на ПУ или свидетельства о поверке. В документах на ПУ должны быть отметки о настройках тарифного расписания и местного времени.

1.1.6. Требования к местам установки ПУ.

• Счётчики должны размещаться в легко доступных для обслуживания сухих помещениях, в достаточно свободном и не стесненном для работы месте с температурой в зимнее время не ниже 0°С.

Счетчики общепромышленного исполнения не разрешается устанавливать в помещениях, где по производственным условиям температура может часто превышать +40°С, а также в помещениях с агрессивными средами. Допускается размещение счетчиков в неотапливаемых помещениях и коридорах распределительных устройств электростанций и подстанций, а также в шкафах наружной установки. В случае, если приборы не предназначены для использования в условиях отрицательных температур, должно быть предусмотрено стационарное их утепление на зимнее время посредством утепляющих шкафов, колпаков с подогревом воздуха внутри них электрической лампой или нагревательным элементом для обеспечения внутри колпака положительной температуры, но не выше +20°С (ПУЭ п.1.5.27).

• Счётчики должны устанавливаться в шкафах, камерах комплектных распределительных устройствах (КРУ, КРУП), на панелях, щитах, в нишах, на стенах, имеющих жесткую конструкцию.

Высота от пола до коробки зажимов счетчиков должна быть в пределах 0,8-1,7 м. Допускается высота менее 0,8 м, но не менее 0,4 м (ПУЭ п.1.5.29) (за исключением вариантов технического решения установки ПУ в точке присоединения на опоре ВЛ-0,4 кВ).

• Конструкции и размеры шкафов, ниш, щитков и т.п. должны обеспечивать удобный доступ к зажимам счетчиков и трансформаторов тока. Кроме того, должна быть обеспечена возможность удобной замены счетчика и установки его с уклоном не более 1° (индукционные ПУ).

Конструкция его крепления должна обеспечивать возможность установки и съёма счетчика с лицевой стороны (ПУЭ п.1.5.31). • При наличии на объекте нескольких присоединений с отдельным учетом электроэнергии на панелях счетчиков должны быть надписи наименований присоединений (ПУЭ п.1.5.38).

1.2. Способ передачи информации: • Через GSM/GPRS модем на сервер АИИС КУЭ АО «ЕЭСК» напрямую из ПУ. В большинстве случаев на группу ПУ устанавливается один модем. Выбор типа GSM/GPRS модема осуществляется после согласования с АО «ЕЭСК». • При согласовании с АО «ЕЭСК» возможна передача данных из АИИС КУЭ потребителя, внесённой в Государственный реестр средств измерений, сданной в установленном порядке в промышленную эксплуатацию и имеющей действующее свидетельство о поверке.

• При согласовании с АО «ЕЭСК» возможна передача данных из АИИС КУЭ потребителя, внесённой в Государственный реестр средств измерений, сданной в установленном порядке в промышленную эксплуатацию и имеющей действующее свидетельство о поверке.

Для периодического контроля состояния измерительного комплекса используется возможность непосредственного считывания данных из ПУ через оптопорт. 1.3. Требования к измерительным трансформаторам тока: При новом строительстве или реконструкции электроустановок измерительные трансформаторы тока (ТТ) должны соответствовать следующим требованиям.

1.3.1. Класс точности – не хуже 0,5S. 1.3.2. При полукосвенном и косвенном включении ПУ необходимо устанавливать трансформаторы тока во всех фазах.

1.3.3. Значения номинального вторичного тока должны быть увязаны с номинальными токами приборов учёта. 1.3.4. Трансформаторы тока, используемые для присоединения счётчиков на напряжении до 0,4 кВ, должны устанавливаться после коммутационных аппаратов по направлению потока мощности (ПУЭ п.1.5.36).

1.3.5. Выводы вторичной измерительной обмотки трансформаторов тока должны иметь крышки для опломбировки (ПТЭЭП п.2.11.18). 1.3.6. Для обеспечения безопасности работ, проводимых в цепях измерительных приборов, устройств релейной защиты и электроавтоматики, вторичные цепи (обмотки) измерительных трансформаторов тока должны иметь постоянные заземления.

(Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок п.

42.1) 1.3.7. Заземление во вторичных цепях трансформаторов тока следует предусматривать на зажимах трансформаторов тока (ПУЭ п.3.4.23). 1.3.8. Трансформатор тока должен иметь действующую поверку первичную (заводскую) или периодическую (в соответствии с межповерочным интервалом, указанным в описании типа данного средства измерения). Наличие действующей поверки подтверждается предоставлением оригиналов паспортов или свидетельств о поверке ТТ с протоколами поверки (ПТЭЭП 2.11.11).

1.3.9. Для защиты от несанкционированного доступа электроизмерительных приборов, коммутационных аппаратов и разъемных соединений электрических цепей в цепях учета должно производиться их маркирование специальными знаками визуального контроля в соответствии с установленными требованиями (ПТЭЭП 2.11.18). 1.3.10. Трансформаторы тока должны соответствовать требованиям действующего ГОСТ 7746-2015. «Трансформаторы тока. Общие технические условия» 1.4 Требования к измерительным трансформаторам напряжения: При новом строительстве или реконструкции электроустановок измерительные трансформаторы напряжения (ТН) должны соответствовать следующим требованиям.

1.4.1. Класс точности – не хуже 0,5 (ПУЭ п.1.5.16). 1.4.2. При трёхфазном вводе применять трёхфазные ТН или группы из трёх однофазных ТН.

1.4.3. Для сохранности измерительных цепей должна быть предусмотрена возможность опломбировки решеток и дверец камер, где установлены предохранители (устанавливаются предохранители с сигнализацией их срабатывания (ПУЭ п. 3.4.28) на стороне высокого и низкого напряжения ТН, а также рукояток приводов разъединителей ТН).

При невозможности опломбировки камер, пломбируются выводы ТН. (ПТЭЭП п.2.11.18). 1.4.4. Для обеспечения безопасности работ, проводимых в цепях измерительных приборов, устройств релейной защиты и электроавтоматики, вторичные цепи (обмотки) измерительных трансформаторов напряжения должны иметь постоянные заземления (Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок п.

42.1). 1.4.5. Вторичные обмотки трансформатора напряжения должны быть заземлены соединением нейтральной точки или одного из концов обмотки с заземляющим устройством.

Заземление вторичных обмоток трансформатора напряжения должно быть выполнено, как правило, на ближайшей от трансформатора напряжения сборке зажимов или на зажимах трансформатора напряжения (ПУЭ п.3.4.24). 1.4.6. ТН должен иметь действующую поверку первичную (заводскую) или периодическую (в соответствии с межповерочным интервалом, указанным в описании типа данного средства измерения). Наличие действующей поверки подтверждается предоставлением оригиналов паспортов или свидетельств о поверке ТН с протоколами поверки (ПТЭЭП 2.11.11).

1.4.7. Трансформаторы напряжения должны соответствовать требованиям действующего ГОСТ 1983-2015 «Трансформаторы напряжения.

Общие технические условия» 1.5.

Требования к измерительным цепям: 1.5.1. В электропроводке к расчетным счетчикам наличие паек не допускается (ПУЭ п.1.5.33).

1.5.2. Электропроводка должна соответствовать условиям окружающей среды, назначению и ценности сооружений, их конструкции и архитектурным особенностям. Электропроводка должна обеспечивать возможность легкого распознания по всей длине проводников по цветам: голубого цвета – для обозначения нулевого рабочего или среднего проводника электрической сети; двухцветной комбинации зелено-желтого цвета – для обозначения защитного или нулевого защитного проводника; двухцветной комбинации зелено-желтого цвета по всей длине с голубыми метками на концах линии, которые наносятся при монтаже – для обозначения совмещенного нулевого рабочего и нулевого защитного проводника; черного, коричневого, красного, фиолетового, серого, розового, белого, оранжевого, бирюзового цвета – для обозначения фазного проводника (ПУЭ п.2.1.31).

1.5.3. Жилы контрольных кабелей для присоединения под винт к зажимам панелей и аппаратов должны иметь сечения не менее 1,5 мм (а при применении специальных зажимов – не менее 1,0 мм) для меди; для неответственных вторичных цепей, для цепей контроля и сигнализации допускается присоединение под винт кабелей с медными жилами сечением 1 мм; Монтаж цепей постоянного и переменного тока в пределах щитовых устройств (панели, пульты, шкафы, ящики и т. п.), а также внутренние схемы соединений приводов выключателей, разъединителей и других устройств по условиям механической прочности должны быть выполнены проводами или кабелями с медными жилами. Применение проводов и кабелей с алюминиевыми жилами для внутреннего монтажа щитовых устройств не допускается (ПУЭ п.3.4.12).

1.5.4. Присоединения токовых обмоток счётчиков к вторичным обмоткам трансформаторов тока следует проводить отдельно от цепей защиты и электроизмерительными приборами (ПУЭ п. 1.5.18). 1.5.5. Для сохранности измерительных цепей должна быть предусмотрена возможность опломбировки промежуточных клеммников, испытательных блоков, коробок и других приборов, включаемых в измерительные цепи ПУ, при этом необходимо минимизировать применение таких устройств (ПТЭЭП п.2.11.18).

1.5.6. Проводники цепей напряжения подсоединять к шинам посредством отдельного технологического болтового присоединения, в непосредственной близости от трансформатора тока данного измерительного комплекса. Конструкции мест подключения цепей напряжения, крепежные материалы, используемые для крепления проводников цепей напряжения измерительных комплексов к токоведущим частям оборудования электроустановок, должны предусматривать возможность их опломбирования (ПТЭЭП п.2.11.18).

Метизы для болтовых соединений (болты с отверстием в стержне, гайки) должны иметь контровочные отверстия по ГОСТ, ОСТ, DIN, ISO для опломбирования таких соединений. 1.5.7. Нагрузка вторичных обмоток измерительных трансформаторов, к которым присоединяются счетчики, не должна превышать номинальных значений.
1.5.7. Нагрузка вторичных обмоток измерительных трансформаторов, к которым присоединяются счетчики, не должна превышать номинальных значений.

1.5.8. Сечение и длина проводов и кабелей в цепях напряжения расчетных счетчиков должны выбираться такими, чтобы потери напряжения в этих цепях составляли не более 0,25% номинального напряжения. (ПУЭ п.1.5.19). 1.5.9. Для косвенной схемы подключения прибора учета вторичные цепи следует выводить на самостоятельные сборки зажимов или секции в общем ряду зажимов.

При отсутствии сборок с зажимами необходимо устанавливать испытательные блоки. Зажимы должны обеспечивать закорачивание вторичных цепей трансформаторов тока, отключение токовых цепей счетчика и цепей напряжения в каждой фазе счетчиков при их замене или проверке, а также включение образцового счетчика без отсоединения проводов и кабелей. Конструкция сборок и коробок зажимов расчетных счетчиков должна обеспечивать возможность их пломбирования.

(ПУЭ п.1.5.23). 1.6. Требования к вводным устройствам и к коммутационным аппаратам на вводе: 1.6.1. Должна обеспечиваться возможность полного визуального осмотра со стационарных площадок вводных устройств ВЛ, КЛ, а также вводных доучётных электропроводок оборудования для выявления доучётного подключения электроприёмников. 1.6.2. Собственники энергопринимающих устройств максимальная мощность, которых более 150 кВт обязаны предоставлять в сетевую организацию, разработанную проектную документацию.

1.6.3. Места возможного доучётного подключения должны быть изолированы путём пломбировки камер, ячеек, шкафов и др. (ПТЭЭП п.2.11.18). 1.6.4. При нагрузке до 100А включительно, исключать установку рубильников до места установки узла учета (за исключением вариантов технического решения установки ПУ со встроенным отключающим реле). Для безопасной установки и замены счётчиков в сетях напряжением до 0,4 кВ должна предусматриваться установка вводных автоматов защиты (на расстоянии не более 10 м от ПУ) с возможностью опломбировки (ПУЭ п.1.5.36) (за исключением вариантов технического решения установки ПУ в точке присоединения на опоре ВЛ-0,4 кВ).

1.6.5. Установку аппаратуры АВР, ОПС и другой автоматики предусматривать после места установки узла учета. 1.7. Требования к составу документов на измерительные комплексы: 1.7.1 Для точек присоединения к объектам электросетевого хозяйства напряжением свыше 1 кВ по итогам процедуры допуска в эксплуатацию прибора учета, установленного (подключенного) через измерительные трансформаторы, составляется паспорт-протокол измерительного комплекса при включенной нагрузке и проведении инструментальных замеров во вторичных цепях. Паспорт-протокол измерительного комплекса должен содержать в том числе описание прибора учета и измерительных трансформаторов (номер, тип, дату поверки), межповерочный интервал, расчет погрешности измерительного комплекса, величину падения напряжения в измерительных цепях трансформатора напряжения, нагрузку токовых цепей трансформатора тока.

Паспорт-протокол измерительного комплекса должен находиться у собственника прибора учета, входящего в состав измерительного комплекса, и актуализироваться по мере проведения инструментальных проверок. (ОПФРР п.154). 1.7.2 Перед включением собственник энергопринимающих устройств (объектов по производству электрической энергии (мощности), объектов электросетевого хозяйства) должен согласовать со специалистами Службы учёта и баланса сети АО «ЕЭСК» места установки приборов учета, схемы подключения приборов учета и иных компонентов измерительных комплексов и систем учета, а также метрологических характеристик приборов учета. (ОПФРР п.148) 2. Требования к системам учёта существующих электроустановок потребителей 2.1.

Требования к приборам учета: 2.1.1. Выбор класса точности: • Для учета электрической энергии, потребляемой гражданами, а также на границе раздела объектов электросетевого хозяйства и внутридомовых инженерных систем многоквартирного дома подлежат использованию приборы учета класса точности 2,0 и выше. Приборы учета класса точности ниже 2,0 используемые гражданами и в многоквартирных жилых домах могут быть использованы ими вплоть до истечения установленного срока их эксплуатации.

По истечении установленного срока эксплуатации приборов учета такие приборы учета подлежат замене на приборы учета класса точности не ниже 2,0.

(ОПФРР п.138, п.142). • Для учета электрической энергии, потребляемой потребителями (кроме граждан-потребителей) с максимальной мощностью менее 670 кВт, подлежат использованию приборы учета класса точности: — для точек присоединения к объектам электросетевого хозяйства напряжением от 0,4кВ до 35 кВ – 1,0 и выше; — для точек присоединения к объектам электросетевого хозяйства напряжением от 110 кВ и выше – 0,5S и выше. (ОПФРР п.138, п.142). • Для учета электрической энергии, потребляемой потребителями с максимальной мощностью не менее 670 кВт, подлежат использованию приборы учета, позволяющие измерять почасовые объемы потребления электрической энергии, класса точности 0,5S и выше, обеспечивающие хранение данных о почасовых объемах потребления электрической энергии за последние 90 дней и более или включенные в систему учета.

(ОПФРР п.138, п.142). • Приборы учета, позволяющие учитывать реактивную мощность или совмещающие учет активной и реактивной мощности и измеряющие почасовые объемы потребления (производства) реактивной мощности должны иметь класс точности не ниже 2,0, но не более чем на одну ступень ниже класса точности используемых приборов учета, позволяющих определять активную мощность.

(ОПФРР п.138, п.142). • Для учета объемов производства электрической энергии производителями электрической энергии (мощности) на розничных рынках подлежат использованию приборы учета, позволяющие измерять почасовые объемы производства электрической энергии, класса точности 0,5S и выше, обеспечивающие хранение данных о почасовых объемах производства электрической энергии (мощности) за последние 90 дней и более или включенные в систему учета.

(ОПФРР п.138, п.142). 2.1.2. Способ и схема подключения. • При трёхфазном вводе использовать трёхэлементные ПУ (ПУЭ п.

1.5.13). 2.1.3. Требования к поверке: • Каждый установленный расчетный счетчик должен иметь на винтах, крепящих кожух счетчика, пломбы с клеймом метрологической поверки 2.11.18, а на зажимной крышке – пломбу энергоснабжающей организации (ПУЭ п.1.5.13).

• Наличие действующей поверки ПУ подтверждается наличием читаемой пломбы метрологической поверки и, как правило, предоставлением документа – паспорта-формуляра на ПУ или свидетельства о поверке. В документах на ПУ должны быть отметки о настройках тарифного расписания и местного времени.

2.1.4. Требования к местам установки ПУ. • Счётчики должны размещаться в легко доступных для обслуживания сухих помещениях, в достаточно свободном и не стесненном для работы месте с температурой в зимнее время не ниже 0°С. Счетчики общепромышленного исполнения не разрешается устанавливать в помещениях, где по производственным условиям температура может часто превышать +40°С, а также в помещениях с агрессивными средами.

Допускается размещение счетчиков в неотапливаемых помещениях и коридорах распределительных устройств электростанций и подстанций, а также в шкафах наружной установки.

В случае, если приборы не предназначены для использования в условиях отрицательных температур, должно быть предусмотрено стационарное их утепление на зимнее время посредством утепляющих шкафов, колпаков с подогревом воздуха внутри них электрической лампой или нагревательным элементом для обеспечения внутри колпака положительной температуры, но не выше +20°С (ПУЭ п.1.5.27). • Конструкции и размеры шкафов, ниш, щитков и т.п. должны обеспечивать удобный доступ к зажимам счетчиков и трансформаторов тока.

Кроме того, должна быть обеспечена возможность удобной замены счетчика и установки его с уклоном не более 1° (индукционные ПУ). (ПУЭ п.1.5.31). • При наличии на объекте нескольких присоединений с отдельным учетом электроэнергии на панелях счетчиков должны быть надписи наименований присоединений (ПУЭ п.1.5.38). 2.2. Требования к измерительным трансформаторам тока: 2.2.1.

Класс точности – не хуже 0,5 (ПУЭ п.1.5.16).

2.2.2. При полукосвенном включении ПУ необходимо устанавливать трансформаторы тока во всех фазах. 2.2.3. Значения номинального вторичного тока должны быть увязаны с номинальными токами приборов учёта. 2.2.4. Трансформаторы тока, используемые для присоединения счётчиков на напряжении до 0,4 кВ, должны устанавливаться после коммутационных аппаратов по направлению потока мощности (ПУЭ п.1.5.36.).
2.2.4. Трансформаторы тока, используемые для присоединения счётчиков на напряжении до 0,4 кВ, должны устанавливаться после коммутационных аппаратов по направлению потока мощности (ПУЭ п.1.5.36.). 2.2.5. Выводы вторичной измерительной обмотки трансформаторов тока должны иметь крышки для опломбировки.

(ПТЭЭП п.2.11.18) 2.2.6. Для обеспечения безопасности работ, проводимых в цепях измерительных приборов, устройств релейной защиты и электроавтоматики, вторичные цепи (обмотки) измерительных трансформаторов тока должны иметь постоянные заземления.

(Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок п. 42.1) 2.2.7. Заземление во вторичных цепях трансформаторов тока следует предусматривать на зажимах трансформаторов тока (ПУЭ п.3.4.23). 2.2.8. Трансформатор тока должен иметь действующую метрологическую поверку первичную (заводскую) или периодическую (в соответствии с межповерочным интервалом, указанным в описании типа данного средства измерения).

Наличие действующей поверки подтверждается, как правило, предоставлением оригиналов паспортов или свидетельств о поверке ТТ с протоколами поверки (ПТЭЭП 2.11.11). В случае отсутствия документов, трансформаторы тока считаются пригодными к эксплуатации, если с момента выпуска прошло не более 5 лет.

2.2.9. Предельные значения вторичной нагрузки трансформаторов тока класса точности 0,5 должны находиться в диапазоне 25–100% от номинальной (ГОСТ-7746–2015 трансформаторы тока).

2.2.10. Трансформаторы тока должны соответствовать требованиям действующего ГОСТ 7746-2015. «Трансформаторы тока. Общие технические условия» 2.3.

Требования к измерительным трансформаторам напряжения: 2.3.1. Класс точности – не хуже 0,5 (ПУЭ п.1.5.16).

2.3.2. При трёхфазном вводе применять трёхфазные ТН или группы из трёх однофазных ТН. 2.3.3. Для сохранности измерительных цепей должна быть предусмотрена возможность опломбировки решеток и дверец камер, где установлены предохранители (устанавливаются предохранители с сигнализацией их срабатывания (ПУЭ п. 3.4.28) на стороне высокого и низкого напряжения ТН, а также рукояток приводов разъединителей ТН.

При невозможности опломбировки камер, пломбируются выводы ТН (ПТЭЭП п.2.11.18). 2.3.4. Для обеспечения безопасности работ, проводимых в цепях измерительных приборов, устройств релейной защиты и электроавтоматики, вторичные цепи (обмотки) измерительных трансформаторов напряжения должны иметь постоянные заземления (Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок п. 42.1). 2.3.5. Вторичные обмотки трансформатора напряжения должны быть заземлены соединением нейтральной точки или одного из концов обмотки с заземляющим устройством.

Заземление вторичных обмоток трансформатора напряжения должно быть выполнено, как правило, на ближайшей от трансформатора напряжения сборке зажимов или на зажимах трансформатора напряжения (ПУЭ п.3.4.24). 2.3.6. Наличие действующей поверки подтверждается, как правило, предоставлением оригиналов паспортов или свидетельств о поверке ТН с протоколами поверки (ПТЭЭП 2.11.11).

В случае отсутствия документов, трансформаторы напряжения считаются пригодными к эксплуатации, если с момента выпуска прошло не более 8 лет. 2.3.7. Трансформаторы напряжения должны соответствовать требованиям действующего ГОСТ 1983-2015 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия» 2.4.

Требования к измерительным цепям: 2.4.1. В электропроводке к расчетным счетчикам наличие паек не допускается (ПУЭ п.1.5.33).

2.4.2. Для сохранности измерительных цепей должна быть предусмотрена возможность опломбировки промежуточных клеммников, испытательных блоков, коробок и других приборов, включаемых в измерительные цепи ПУ, при этом необходимо минимизировать применение таких устройств (ПТЭЭП п.2.11.18). 2.4.3. Проводники цепей напряжения подсоединять к шинам посредством отдельного технологического болтового присоединения, в непосредственной близости от трансформатора тока данного измерительного комплекса.
2.4.3. Проводники цепей напряжения подсоединять к шинам посредством отдельного технологического болтового присоединения, в непосредственной близости от трансформатора тока данного измерительного комплекса. Конструкции мест подключения цепей напряжения, крепежные материалы, используемые для крепления проводников цепей напряжения измерительных комплексов к токоведущим частям оборудования электроустановок, должны предусматривать возможность их опломбирования (ПТЭЭП п.2.11.18).

Метизы для болтовых соединений (болты с отверстием в стержне, гайки) должны иметь контровочные отверстия по ГОСТ, ОСТ, DIN, ISO для опломбирования таких соединений. 2.5. Требования к вводным устройствам и к коммутационным аппаратам на вводе: 2.5.1.

Места возможного доучётного подключения должны быть изолированы путём пломбировки камер, ячеек, шкафов и др. (ПТЭЭП п.2.11.18) 2.5.2. Установку ОПС и другой автоматики предусматривать после места установки узла учета.

2.6. Требования к составу документов на измерительные комплексы: 2.6.1. Для точек присоединения к объектам электросетевого хозяйства напряжением свыше 1 кВ по итогам процедуры допуска в эксплуатацию прибора учета, установленного (подключенного) через измерительные трансформаторы, составляется паспорт-протокол измерительного комплекса при включенной нагрузке и проведении инструментальных замеров во вторичных цепях.

Паспорт-протокол измерительного комплекса должен содержать в том числе описание прибора учета и измерительных трансформаторов (номер, тип, дату поверки), межповерочный интервал, расчет погрешности измерительного комплекса, величину падения напряжения в измерительных цепях трансформатора напряжения, нагрузку токовых цепей трансформатора тока. Паспорт-протокол измерительного комплекса должен находиться у собственника прибора учета, входящего в состав измерительного комплекса, и актуализироваться по мере проведения инструментальных проверок.

(ОПФРР п.154). Паспорт-протокол оформляется по форме, указанной в Типовой инструкции по учёту электроэнергии при её производстве, передаче и распределении (РД 34.09.101-94). и передаётся в ЕЭСК с копиями документов, указанных в пп.

2.1.3, 2.2.8 и 2.3.6 до получения справки о выполнении технических условий присоединения к сетям АО «ЕЭСК».

Изменение порядка оснащения энергопринимающих устройств приборами учета

 31.07.2020 С 1 июля 2020 года Гарантирующие поставщики (далее — ГП) и сетевые организации (далее — СО) обеспечивают коммерческий учет электрической энергии (мощности) на розничных рынках, в том числе путем приобретения, установки, замены, допуска в эксплуатацию приборов учета электрической энергии и (или) иного оборудования, которые необходимы для обеспечения коммерческого учета электрической энергии (мощности), и последующей их эксплуатации:

  1. в процессе технологического присоединения.
  2. при отсутствии, выходе из строя, утрате, истечении срока эксплуатации или истечении интервала между поверками прибора учета электрической энергии и (или) иного оборудования, в том числе и не принадлежащего СО, ГП;

СО обеспечивают коммерческий учет электрической энергии (мощности) в отношении объектов, непосредственно или опосредованно присоединенных к их сетям (за исключением установки и замены коллективных (общедомовых) приборов учета электрической энергии); ГП обеспечивают коммерческий учет электрической энергии (мощности) в отношении расположенных в зоне их деятельности многоквартирных домов (за исключением помещений многоквартирных домов, электроснабжение которых осуществляется без использования общего имущества), включая установку коллективных (общедомовых) поборов учета электрической энергии.

Изменение порядка снятия показаний: Если иные дата и время не установлены договором, то снятие показаний потребителем (покупателем) электрической энергии (мощности) осуществляется:

  1. в отношении коллективных (общедомовых) приборов учета (далее – ПУ) многоквартирных домов — с 23 по 25 число расчетного месяца по состоянию на 00 часов 00 минут;
  2. в отношении ПУ, установленных в отношении жилых домов — до окончания 25-го числа расчетного месяца по состоянию на 00 часов 00 минут;
  3. в отношении иных ПУ — по состоянию 00 часов 00 минут первого дня месяца, следующего за расчетным периодом.

При расторжении (заключении) договора – на 00 часов 00 минут дня расторжения (заключения) договора. Снятие показаний расчетного ПУ, не присоединенного к интеллектуальной системе учета, оформляется актом снятия показаний ПУ, и подписывается лицом, ответственным за снятие, а также представителями СО и (или) ГП, если по условиям договора ими осуществляется совместное снятие показаний. Изменение порядка предоставления показаний: Если иные дата и время не установлены договором, то показания предоставляются другой стороне договора:

  1. в отношении коллективных (общедомовых) ПУ многоквартирных домов и ПУ, установленных в отношении жилых домов – до окончания 26-го дня расчетного месяца;
  2. в отношении иных ПУ – до окончания 1-го дня месяца, следующего за расчетным;
  3. при расторжении (заключении) договора – в течение суток, следующих за датой расторжения (заключения) договора.

В отношении расчетных приборов учета, не присоединенных к интеллектуальной системе учета, показания предоставляются в течение 3 рабочих дней с использованием телефонной связи, электронной почты или иным способом, позволяющим подтвердить факт их получения, указанным в договоре, а также при необходимости в письменной форме или в виде электронного документа, подписанного электронной подписью.

В отношении ПУ, присоединенных к интеллектуальной системе учета показания предоставляются с использованием такой системы в соответствии с Правилами доступа к минимальному набору функций интеллектуальных систем учета.

В целях обеспечения коммерческого учета электрической энергии (мощности) в отношении многоквартирных домов (за исключением помещений многоквартирных домов, электроснабжение которых осуществляется без использования общего имущества), включая установку коллективных (общедомовых) поборов учета электрической энергии вы можете обратиться в АО «Мосэнергосбыт». В целях обеспечения коммерческого учета электрической энергии (мощности) в отношении объектов, непосредственно или опосредованно присоединенных к сетям сетевой организации (за исключением установки и замены коллективных (общедомовых) приборов учета электрической энергии) вы можете обратиться в сетевую организацию, к сетям которой осуществлено технологическое присоединение.

С более подробной информацией об организации коммерческого учета электрической энергии (мощности) вы можете ознакомиться в разделе Х Основных положений функционирования розничных рынков электрической энергии, утвержденных постановлением Правительства РФ от 04.05.2012 №442 (в редакции от 30.04.2020) а также в личном кабинете клиента или обратившись к куратору по договору энергоснабжения.

Абонентское обслуживание узла учета

 Абонентское обслуживание узла учёта – это проведение регулярной инструментальной проверки узла учёта квалифицированным специалистом.

Обязанность по обеспечению эксплуатации установленного и допущенного в эксплуатацию прибора учёта, сохранности и целостности прибора учёта, а также пломб и (или) знаков визуального контроля, снятию и хранению его показаний, своевременной замене возлагается на собственника такого прибора учёта.

В случае если в ходе плановой проверки будет выявлено вмешательство в работу прибора учёта (системы учёта), в том числе нарушение пломб, несвоевременное извещение гарантирующего поставщика об утрате (неисправности) прибора учёта (системы учёта), а также иное нарушение учёта, которое привело к искажению данных об объёме потребления электроэнергии расчёт объёма потребления электрической энергии производится в соответствии с п. 1 приложения 3 к Основным положениям функционирования розничных рынков электрической энергии, утв. Постановлением Правительства РФ от 04.05.2012 № 442, исходя из величины максимальной мощности потребителя и количества часов в периоде безучётного потребления.

Преимущества абонентского обслуживания узла учёта:

  1. Способствует корректности организации учёта и, как следствие, расчётов.
  2. Предупреждает возникновение неполадок и аварий;
  3. Снижает риск наложения санкций за безучётное потребление электроэнергии;

Состав работ:

  1. Составление акта о выполненных работах и выдача рекомендации по устранению выявленных расхождений в случае их наличия.
  2. Протягивание контактов прибора учёта и трансформатора тока (при наличии).
  3. Проверка схемы подключения прибора учёта и трансформатора тока (при наличии).
  4. Замер тока каждой фазы отходящей линии.
  5. Определение коэффициента трансформации трансформаторов тока расчётным путём.
  6. Снятие профиля мощности с прибора учёта и векторной диаграммы.
  7. Замер тока во вторичной обмотке трансформаторов тока.

Стоимость и периодичность проведения проверок:

  1. Инструментальная проверка узла учёта электроэнергии в течение года с периодичностью 1 раз в 3 месяца — 39 000 рублей с НДС.
  2. Инструментальная проверка узла учёта электроэнергии в течение года с периодичностью 1 раз в 6 месяцев — 29 000 рублей с НДС.

  3. Инструментальная проверка узла учёта электроэнергии в течение года с периодичностью 1 раз в месяц — 99 000 рублей с НДС.

Заказать услуги можно:

  1. обратившись в ближайший АО «Мосэнергосбыт»
  2. оставив заявку на

Прейскурант

Изменение порядка установки, поверки и замены электросчетчиков

 10.08.2020 В соответствии с Федеральным законом от 27 декабря 2018 г. № 522-ФЗ и постановлением Правительства РФ от 29.06.2020 № 950 ответственность за организацию учёта электроэнергии в жилых помещениях перешла к энергетическим компаниям: в многоквартирных домах – к гарантирующим поставщикам, в отношении индивидуальных жилых домов – к сетевым организациям, которые с 1 июля 2020 года несут ответственность за установку, поверку и замену индивидуальных приборов учёта электроэнергии.

Также законодательством предусмотрена установка интеллектуальных приборов учёта, замена на которые будет происходить поэтапно. Новые приборы учёта установят новым потребителям в рамках технологического присоединения, действующее же оборудование будет меняться по мере выхода из строя, поломки или истечения межповерочного интервала. На замену прибора учёта отводится 6 месяцев с момента наступления вышеуказанных обстоятельств, а до 1 января 2022 года допускается установка обычных электросчётчиков.

Данные работы для потребителей производятся бесплатно. Что делать, если счётчик сломался?

Если установленный в отношении потребителя прибор учёта электроэнергии вышел из строя или у прибора учёта истёк срок межповерочного интервала, то необходимо оставить соответствующую заявку: — жителям многоквартирных домов, имеющим прямые договорные отношения с гарантирующим поставщиком АО «Мосэнергосбыт», необходимо обращаться непосредственно в компанию, — жителям многоквартирных домов, не имеющим прямые договорные отношения с АО «Мосэнергосбыт», необходимо обращаться в компанию либо напрямую, либо через собственного исполнителя коммунальных услуг, осуществляющего управление многоквартирным домом, — жителям частного сектора – в сетевую организацию, к сетям которой присоединено домовладение. Направить уведомление в АО «Мосэнергосбыт» можно любым доступным способом: — по телефону контактного центра +7 (499) 550-9-550; — в личном кабинете на сайте my.mosenergosbyt.ru или через мобильное приложение «Мой Мосэнергосбыт»; — направить письмо на почту ; — направить обращение через «Виртуальную приёмную» на сайте компании. Когда заменят неисправный электросчётчик?

В соответствии с действующим законодательством на замену прибора учёта гарантирующему поставщику и сетевой организации отводится 6 месяцев с даты выявления факта выхода прибора учета из строя или истечения срока межповерочного интервала, зафиксированного в ходе проверки или в договоре, или даты соответствующего обращения потребителя. Замена прибора учёта будет произведена в заранее согласованную с клиентом дату.

Как будут осуществляться начисления с даты поломки (выхода за МПИ) до даты замены электросчётчика? Начисления за электроэнергию в случае выхода прибора учёта из строя или за межповерочный интервал в соответствии с внесенными изменениями в законодательство будут осуществляться исходя из среднемесячного объема потребления в предыдущие периоды (на основании статистической информации по потреблению в предыдущие месяцы) или исходя из норматива потребления в случае отсутствия возможности осуществить расчет среднемесячного объёма потребления электроэнергии. Могут ли потребители сами заменить прибор учёта?

Клиенты вправе инициативно произвести замену прибора учёта электроэнергии лишь в случае, если их электросчётчик полностью исправен, у него не истёк срок эксплуатации и он не вышел за межповерочный интервал (замена прибора учёта электроэнергии, вышедшего за межповерочный интервал, или нерабочего прибора учёта осуществляется исключительно гарантирующим поставщиком или сетевой организацией). Заменить исправный электросчётчик можно, заказав соответствующую платную услугу в АО «Мосэнергосбыт», либо самостоятельно (с привлечением сторонних организаций).

При этом важно помнить, что при замене исправного электросчётчика, не вышедшего за межповерочный интервал, в сторонних организациях (при самостоятельной замене) необходимо заранее (не менее, чем за два рабочих дня) предупредить об этом обслуживающий клиентский офис АО «Мосэнергосбыт». Самостоятельный демонтаж электросчётчика, пломб, установленных на нём, и иного оборудования без уведомления не допустим. Кто несёт ответственность за сохранность приборов учёта?

Ответственность за сохранность электросчётчиков, установленных в отношении жилых помещений, законодатель разделил таким образом: — если прибор установлен в квартире/жилом доме, ответственность за его сохранность несёт потребитель, — если прибор установлен в местах общего пользования многоквартирных домов (например, на лестничной площадке), ответственность ложится на гарантирующего поставщика, — если прибор установлен вне территории частного домовладения (например, на столбе в частном секторе), ответственность несёт сетевая организация.

Последние новости по теме статьи

Важно знать!
  • В связи с частыми изменениями в законодательстве информация порой устаревает быстрее, чем мы успеваем ее обновлять на сайте.
  • Все случаи очень индивидуальны и зависят от множества факторов.
  • Знание базовых основ желательно, но не гарантирует решение именно вашей проблемы.

Поэтому, для вас работают бесплатные эксперты-консультанты!

Расскажите о вашей проблеме, и мы поможем ее решить! Задайте вопрос прямо сейчас!

  • Анонимно
  • Профессионально

Задайте вопрос нашему юристу!

Расскажите о вашей проблеме и мы поможем ее решить!

+