Schetchiksg.ru

Счетчик СГ
2 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Класс точности счетчика электроэнергии энергии

ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО
ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

НАЦИОНАЛЬНЫЙ
СТАНДАРТ
РОССИЙСКОЙ
ФЕДЕРАЦИИ

ГОСТ Р
52323- 2005

(МЭК 62053-22:2003)

Аппаратура для измерения
электрической энергии переменного тока.

Частные требования

Часть 22

СТАТИЧЕСКИЕ СЧЕТЧИКИ
АКТИВНОЙ ЭНЕРГИИ КЛАССОВ ТОЧНОСТИ
0,2 S и 0,5 S

IEC 62053-22:2003

Electricity metering equipment (a.c.) —

Particular requirements —

Static meters for active energy (classes 0,2S and 0,5S)

( MOD )

Стандартинформ

Предисловие

Задачи, основные принципы и правила проведения работ по государственной стандартизации в Российской Федерации установлены ГОСТ Р 1.0-92 «Государственная система стандартизации Российской Федерации. Основные положения» и ГОСТ Р 1.2-92 «Государственная система стандартизации Российской Федерации. Порядок разработки государственных стандартов»

Сведения о стандарте

1 ПОДГОТОВЛЕН ОАО «НИИ Электромера», ОАО «Московский завод электроизмерительных приборов» на основе аутентичного перевода стандарта, указанного в пункте 4 , который выполнен ОАО «НИИ Электромера»

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 232 «Аппаратура для измерения электрической энергии и контроля нагрузки»

3 ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15 марта 2005 г. № 54-ст

4 Настоящий стандарт является модифицированным по отношению к международному стандарту МЭК 62053-22:2003 «Аппаратура для измерения электрической энергии (переменный ток). Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии ( классы точности 0,2S и 0,5S» (Electricity metering equipment ( а . с .) — Particular requirements — Part 22: Static meters for active energy (classes 0,2S and 0,5S)). При этом дополнительные и измененные положения, учитывающие потребности национальной экономики, выделены в тексте стандарта курсивом

5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ (на данный объект и аспект стандартизации распространялся ГОСТ 30206- 94 (МЭК 687-92) «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2 S и 0,5 S )», применение которого в Российской Федерации прекращено одновременно с введением в действие настоящего стандарта)

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в указателе «Национальные стандарты», а текст этих изменений — в информационных указателях «Национальные стандарты». В случае пересмотра или отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована в информационном указателе «Национальные стандарты»

ГОСТ Р 52323-2005
(МЭК 62053-22:2003)

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.

Частные требования

Часть 22

СТАТИЧЕСКИЕ СЧЕТЧИКИ АКТИВНОЙ ЭНЕРГИИ КЛАССОВ ТОЧНОСТИ 0,2 S и 0,5 S

Electricity metering equipment (a.c.) — Particular requirements.

Part 22. Static meters for active energy classes (0,2S and 0,5S)

Дата введения — 2005-07-01

в части счетчиков, разработанных до 1 июля 2005 г., — 2006-07-01

1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на статические (электронные) счетчики ватт-часов (далее — счетчики) классов точности 0,2 S и 0,5 S для измерения электрической активной энергии в сетях переменного тока частотой 50 или 60 Гц и устанавливает требования к производству и испытаниям счетчиков.

Стандарт распространяется только на счетчики, работающие от трансформаторов, предназначенные для применения внутри помещения и содержащие измерительный элемент и счетный(е) механизм(ы), заключенные в корпус счетчика. Он также распространяется на индикатор(ы) функционирования и испытательный(е) выход(ы). Если счетчик имеет измерительный элемент для измерения энергии более чем одного вида (счетчики на энергию разных видов) либо если в корпус счетчика заключены другие функциональные элементы, такие как показатели максимума, электронные регистраторы тарифов, переключатели по времени, приемники дистанционного управления, интерфейсы передачи данных и т.д., то тогда применяют соответствующие стандарты или нормативные документы на эти элементы.

Примечание — В ГОСТ 7746 установлены требования на трансформаторы тока классов точности 0,2 и 0,5, имеющие диапазон измерения (5 % — 120 %) I ном , и на трансформаторы тока классов точности 0,2 S и 0, S , имеющие диапазон (1 % — 120 %) I ном . Так как диапазоны измерения счетчика и связанных с ним трансформаторов должны соответствовать друг другу и так как только трансформаторы классов точности 0,2 S и 0,5 S имеют пределы погрешности, сопоставимые с пределами погрешностей счетчиков, настоящий стандарт распространяется на счетчики с диапазоном измерений (1 % — 120 %) I ном .

При коммерческом учете электроэнергии по согласованию сторон допускается применение трансформаторов тока классов точности 0,2 и 0,5 вместо 0,2 S и 0,5 S .

В отличие от счетчиков с нижним значением диапазона измерения 5 % I ном в обозначение класса точности счетчиков, имеющих нижнее значение диапазоны измерения 1 % I ном , введена буква S (классы точности 0,2 S и 0,5 S ).

Стандарт не распространяется на:

а) счетчики ватт-часов с напряжением между зажимами свыше 600 В (линейное напряжение для многофазных счетчиков);

б) переносные счетчики и счетчики, предназначенные для наружной установки;

в) интерфейсы данных к счетному механизму счетчика;

г) эталонные счетчики.

Требования к надежности установлены в международных стандартах МЭК 62059-11 [ 1 ] и МЭК 62059-21 [ 2 ].

Требования к надежности и методика испытаний счетчиков на надежность должны быть установлены в технических условиях на счетчики конкретного типа. Средняя наработка до отказа должна быть не менее межповерочного интервала.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия

ГОСТ Р 52320-2005 (МЭК 62052-11-2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической энергии

Читайте так же:
Акт списания электрического счетчика

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по указателю «Национальные стандарты», составленному по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины и определения по ГОСТ Р 52320.

Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ (стр. 21 )

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

18.19. Уровни напряженности магнитного поля на рабочих местах ПС не должны превышать допустимых значений в соответствии с СанПиН 2.2.4-723-98.

19. УЧЕТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

19.1. При проектировании новых и реконструируемых ПС должны быть выполнены мероприятия, обеспечивающие современные требования к техническому и коммерческому учету электроэнергии (в соответствии с ПУЭ и типовой инструкцией по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении (43)), а также регламентами ОРЭ «Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии (мощности) субъекта ОРЭ. Технические требования» (66). Кроме того, исходными нормативными документами для организации схемы коммерческого учета на рынке электрической энергии и мощности являются действующие правила работы рынка и договоры (контракты) на поставку (покупку) электроэнергии и мощности между субъектами рынка. При этом должен обеспечиваться учет количества, а также и качества переданной (полученной) электрической энергии и мощности, а также определение потерь электроэнергии при ее передаче. Учет должен обеспечивать получение данных по сальдо перетокам субъектов рынка, выработке, отпуску и потреблению, а также по межгосударственным перетокам.

19.2. На подстанциях, в точках коммерческого учета должны применяться трехфазные трехэлементные счетчики, которые должны включаться в каждую фазу присоединения.

На вновь строящихся и реконструируемых ПС не допускается применять счетчики индукционного типа.

Счетчики электроэнергии должны иметь числоимпульсный и (или) цифровой интерфейс для работы в системах АИИС КУЭ. Счетчики электроэнергии должны иметь не менее двух цифровых интерфейсов для использования одного из них для передачи данных в АИИС КУЭ смежных субъектов и АСТУ. Передача данных в АСТУ должна обеспечиваться с дискретностью передаваемой информации 1-3 минуты.

Классы точности коммерческих счетчиков активной электроэнергии для различных объектов учета должны быть следующими:

— для линии электропередачи напряжением 220 кВ и выше — 0,2; 0,2S;

— для трансформаторов напряжением 220 кВ и выше — 0,2S;

— для линии электропередач напряжением 35-150 кВ — 0,5; 0,5S;

— для линии электропередачи напряжением 6-10 кВ с присоединенной мощностью 5 МВт и выше — 0,5;

— прочие объекты учета — 1(2).

Класс точности коммерческих счетчиков электроэнергии должен быть на одну ступень выше (либо равен) классу точности счетчиков потребителей (для исключения спорных ситуаций).

Класс точности коммерческих счетчиков реактивной электроэнергии может выбираться на одну ступень ниже соответствующего класса точности коммерческих счетчиков активной электроэнергии.

Классы точности счетчиков технического учета активной электроэнергии для различных объектов учета должны быть следующими:

— для линии электропередачи напряжением 110 –150 кВ — 0,5; 0,5S;

— для трансформаторы напряжением до 110 кВ — 0,5; 0,5S;

— для линии электропередачи и вводы напряжением 6-10-35 кВ – 1;

— прочие объекты учета – 2.

Класс точности счетчиков технического учета реактивной электроэнергии может выбираться на одну ступень ниже соответствующего класса точности счетчиков технического учета активной электроэнергии.

19.3. Класс точности трансформаторов тока и напряжения для присоединения коммерческих счетчиков электроэнергии класса точности 0,2 должен быть не ниже 0,2 (0,2S), для счетчиков класса точности 0,5 и 1 – не ниже 0,5 (0,5S) и для счетчиков класса точности 2 – не ниже 1,0.

19.3.1. При выборе ТН должен быть проведен расчет действительной мощности вторичной нагрузки на ТН, для оценки его класса точности в рабочем режиме.

Для подстанции напряжением 110-220 кВ со схемами электрических соединений распредустройств со сборными шинами, при нагрузках ТН не удовлетворяющих условиям необходимого класса точности, должна быть определена возможность замены действующих устройств РЗА и ПА на устройства с меньшим потреблением по цепям напряжения или установки второго ТН (44).

Необходимость установки второго ТН должна быть обоснована технико-экономическим расчетом.

19.4. На новых и реконструируемых ПС 330-750 кВ дополнительно к ТТ в цепях выключателей следует предусматривать установку ТТ в цепи ВЛ для включения счетчиков к измерительной обмотке. Для схем ПС двойной системы шин с обходной и отсутствия ТТ в цепи ВЛ с целью учета электроэнергии на ВЛ необходимо обеспечивать автоматическую фиксацию в УСПД перевода каждой ВЛ на обходной выключатель.

19.5. Для коммерческого учета активной и реактивной энергии на стороне ВН автотрансформатора и контроля баланса по этому напряжению предусматривать дополнительную обмотку ТТ класса 0,2S.

19.6. Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ).

Читайте так же:
Электро счетчик с предохранителем

19.6.1. Исходной информацией для создания системы АИИС КУЭ должны быть данные, получаемые от счетчиков электрической энергии.

19.6.2. Система АИИС КУЭ подстанций напряжением 35 кВ и выше должна охватывать все точки расчетного и технического учета активной и реактивной электроэнергии с целью получения полного баланса электроэнергии на объекте, включая балансы по уровням напряжения в соответствии с типовой работой по разработке основных положений по созданию системы АИИС КУЭ (50 и 51).

19.6.3. Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии и мощности должны соответствовать требованиям Федерального Закона «Об обеспечении единства измерений». Метрологические характеристики АИИС КУЭ должны подтверждаться сертификатом(ами) типа средств измерений на основании проведенных испытаний уполномоченными органами Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (в соответствии с действующими нормативными документами). Сбор, обработка, хранение и передача информации об электроэнергии на объектах должна осуществляться с помощью метрологических аттестованных, защищенных от несанкционированного доступа и сертифицированных для коммерческих расчетов устройств сбора и передачи данных (УСПД).

19.6.4. Структура построения АИИС КУЭ и состав примененных технических средств, должны обеспечивать автоматический информационный обмен на электронном уровне между субъектами в согласованных форматах и в соответствии с техническими требованиями, предусмотренными Договором о присоединении к торговой системе ОРЭ

19.6.5. Система АИИС КУЭ должна являться автономной системой и иметь возможность интеграции в АСУ ТП.

19.6.6. Информация от электросчетчиков в УСПД АИИС КУЭ ПС должна поступать в виде цифрового кода по последовательному цифровому интерфейсу RS-485 или (и) в виде количества импульсов, пропорциональных величине электроэнергии.

19.6.7. Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого и технического учета электрической энергии и мощности на всех уровнях должны быть оснащены системами точного астрономического времени (с системой коррекции УССВ) и гарантированным электропитанием.

19.6.8. Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии и мощности должны обеспечивать получение данных о средних 30-минутных (коммерческих) значениях электрической мощности и об учтенной электроэнергии по зонам суток за календарные сутки и накопительно за заданный отрезок времени (неделю, месяц, год и т. д.). УСПД, применяемые в АИИС КУЭ должны обеспечивать хранение необходимых данных первичного учета электроэнергии в течении 4-х лет в соответствии с требованиями, предусмотренными Договором о присоединении к торговой системе ОРЭ.

19.6.9. Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии и мощности на всех уровнях управления должны быть защищены от несанкционированного доступа к информации и ее произвольного изменения как путем пломбирования отдельных элементов, так и программными средствами.

19.6.10. Предусматривать контроль качества электроэнергии в составе систем АИИС КУЭ на базе специализированных электросчетчиков с возможностью измерения параметров электросети с нормированными погрешностями, либо на базе специализированных устройств контроля качества электроэнергии.

20. ОСОБЫЕ УСЛОВИЯ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

20.1. При проектировании ПС следует учитывать особые условия окружающей среды, в частности: сейсмичность территории, холодный климат, степень загрязнения атмосферы и высота расположения площадки ПС над уровнем моря.

20.2. Проектирование на территории с повышенной сейсмичностью.

20.2.1. Здания, сооружения, конструкции и оборудование подстанций, находящихся на территории с повышенным уровнем сейсмичности (более 6 баллов), проектируются на требуемый уровень сейсмичности в соответствии со СНиП II-7-81* и учетом работы «Критерии и основные технические требования к сейсмостойкости подстанций и линий электропередач» (47).

20.2.2. При выборе площадки ПС необходимо в числе сравниваемых вариантов иметь площадку с I-ой или, в крайнем случае, II-ой категорией грунта по сейсмическим свойствам.

20.2.3. При выборе оборудования, устанавливаемого на ПС, следует предусматривать оборудование в сейсмостойком исполнении.

20.2.4. Трансформаторы напряжением 35 кВ и выше должны устанавливаться на фундаменты непосредственно днищем с креплением к закладным элементам фундамента для предотвращения смещений в горизонтальных и вертикальных направлениях при расчетных сейсмических воздействиях.

20.2.5. При проектировании фундаментов под трансформаторы 110 кВ в сейсмических районах рекомендуется применять типовые проектные материалы «Фундаменты под сейсмостойкие трансформаторы напряжением 110-500 кВ» (29).

20.2.6. Гибкую ошиновку ОРУ следует выполнять так, чтобы выбранное значение стрелы провеса провода исключало поломку аппаратов при их максимально возможном отклонении. Применение гибкой ошиновки предпочтительнее жесткой.

20.2.7. Жесткая ошиновка РУ 35 кВ и выше должна иметь элементы компенсации, допускающие возможность отклонения аппаратов без их поломки.

20.2.8. Выводы низшего напряжения трансформаторов и другого электрооборудования следует соединять с жесткой ошиновкой через гибкие вставки.

20.2.9. При выборе оборудования в РУ и его компоновке следует стремиться к снижению центра тяжести этого оборудования.

Требования к классу точности трансформаторов тока для коммерческого учета

В информационно-измерительных цепях понижающие средства играют первую роль. Схема включает в себя приемо-передающие приборы с измерительными устройствами, счетчиками электроэнергии и специализированным программным обеспечением. Однако при высокой погрешности преобразования точность измерительных приборов не имеет смысла. Поэтому классы точности трансформаторов тока с развитием высокоточного оборудования приобретают особую значимость.

Они представляет собой важную характеристику, которая показывает соответствие погрешности измерений номинальным значениям. На нее влияет множество параметров.

  1. Общий принцип работы
  2. Для чего используются
  3. Измерение
  4. Защита
  5. Как рассчитать погрешность
  6. Каким требованиям должны соответствовать для коммерческого учета электроэнергии
  7. Таблица допустимых погрешностей для коммерческого учета
  8. Преимущества использования высокоточных трансформаторов
  9. Кто изготавливает

Общий принцип работы

Через силовую катушку с некоторым количеством витков проходит ток с преодоление сопротивления в ней. Вокруг нее образуется магнитный поток, который изменяется во времени. Его колебания передаются на перпендикулярный магнитопровод. Такое расположение позволяет снизить потери в процессе преобразований энергий.

Читайте так же:
Оплата электроэнергии по нормативу общедомового счетчика

За счет колебания магнитного поля во вторичных обмотках генерируется электродвижущая сила. Преодолевая сопротивление, пониженный ток течет по цепи измерительных приборов. Напряжение пропорционально входной нагрузке и зависит от количества витков в первичной катушке. В электромеханике такое соотношение называют коэффициентом трансформации.

Класс точности представляет собой отклонение реальной величины от номинального значения.

Для чего используются

Разнообразные виды измерительных трансформаторов встречаются как в небольших приборах размером со спичечный коробок, так и в крупных энергетических установках. Их основное назначение – понижать первичные токи и напряжения до значений, необходимых для измерительных устройств, защитных реле и автоматики. Применение понижающих катушек обеспечивает защиту цепи низшего и высшего ранга, поскольку они разделены между собой.

Понижающие средства разделяют по признакам эксплуатации и предназначены для:

  • измерений. Они передают вторичный ток на приборы;
  • защиты токовых цепей;
  • применения в лабораториях. Такие понижающие средства имеют высокую классность точности;
  • повторного конвертирования, они относятся к промежуточным инструментам.

Понижающие средства делят по типу установки: наружные, внутренние, переносные и накладные, а также по типу материалов изоляции, коэффициенту трансформации.

Измерение

Измерительный трансформатор необходим для понижения высокого тока основного напряжения и передачу его на измерительные устройства. Для подключения стандартных приборов к высоковольтной сети потребовались бы громоздкие установки. Реализовывать инструменты таких размеров экономически не выгодно и не целесообразно.

Использование понижающих трансформаторов позволяет применять обычные устройства измерения в обычном режиме, что расширяет спектр их применения. Благодаря снижению напряжения, они не требуют дополнительных модификаций. Трансформатор отделяет высоковольтное напряжение сети от питающего напряжения приборов, обеспечивая безопасность из использования. От их классности зависит точность учета электрической энергии.

Защита

Кроме питания измерительных приборов понижающие трансформаторы подают напряжение на системы защиты и автоматической блокировки. Поскольку в сетевой электросети происходят перепады и скачки напряжения, которое губительно для высокоточного оборудования цепи.

В энергетических установках оборудование делится на силовое и вторичное, которое контролирует процессы первичной схемы подключения устройств. Высоковольтная аппаратура располагается на открытых площадках или устройствах. Вторичное оборудование находится на релейных планках внутри распределительных шкафов.

Промежуточным элементом передачи информации между силовыми агрегатами и средствами измерения, управления, контроля и защиты являются понижающие или измерительные трансформаторы. Они разделяют первичную и вторичную цепь от пагубного воздействия силовых агрегатов на чувствительные измерительные приборы, а также защищают обслуживающий персонал от повреждений.

Как рассчитать погрешность

Погрешность измерительных трансформаторов определена их конструктивной особенностью. На точность влияет геометрические размеры и формы магнитопроводов, число витков и диаметр провода обмоток. Также большое влияние также оказывает материал, из которого изготовлен магнитопровод.

Такие характеристики электромагнитных материалов при невысоких токах первой обмотки имеют погрешность 1- 5%, поэтому их точность очень низкая. Конструкторы стремятся добиться классности в этом масштабе. Вместо конструкторских сталей применяют аморфные материалы.

Для вычисления класса точности используют следующие формулы:

  • погрешность по величине тока: (delta)I = I2 – I1, где I2 – ток во вторичной обмотке, I2 – ток силовой цепи;
  • погрешность по углу сдвига: (alpha) = (alpha)2 – (alpha)1, где (alpha)2 = 180 градусам, (alpha)1 – фактический угол сдвига.

Погрешности углу и величине тока объясняют воздействие напряжения намагничивания.

Каким требованиям должны соответствовать для коммерческого учета электроэнергии

Современные технологии позволяют изготавливать трансформаторы от 6 до 10 кВ с числом катушек до четырех штук. Каждая катушка имеет свой класс точности. Он подбирается исходя из области применения. Каждая предусматривает свой комплекс тестирования.

Для коммерческих приборов учета используют катушки с классностью 0,2S и 0,5S. Они обладают высокой проницаемостью магнитного поля. Литера «S» указывает на тестирование трансформатора в пяти точках в диапазоне от 1-120% от расчетного напряжения.

Схема проверок выглядит как 1х5х20х100х120. Для классов 1; 0,5 и 0,2 тестирование выполняют по четырем точкам 5х20х100х120%.Для релейной и автоматической защиты используют три точки 50х100х120. Такие трансформатор имеют классность с литерой «З». Требования к классу точности представлены в ГОСТ 7746—2001.

Таблица допустимых погрешностей для коммерческого учета

Для коммерческих приборов учета существует таблица погрешностей.

КлассНапряжение первичной обмотки в процентах от расчетного значенияПредел погрешности по току в процентахПредел погрешности по углу
0,250,7530
200,3515
100-1200,210
0,551,590
200,7545
100-1200,530

Требования, предъявляемые к классу точности преобразователей, представляют собой диапазоны, в которые погрешности должны укладываться. С увеличением точности уменьшается разброс значений.

Разница между преобразователями с маркировкой «S» и без нее, например, 0,5 и 0,5S заключается в том, что первые не нормируют ниже 5% от расчетного тока.

Преимущества использования высокоточных трансформаторов

Измерительные трансформаторы с высоким классом точности имеют ряд преимуществ:

  • устойчивость измерительных параметров к намагничиванию постоянным напряжением;
  • высокий коэффициент электрического сопротивления используемых материалов;
  • уменьшение потерь на вихревые токи и перемагничивания стержня;
  • высокий запас класса точности;
  • продолжительный срок эксплуатации;
  • уменьшение габаритов, материалов для изготовления, что влияет на общий вес установки;
  • высокая стойкость к хищению электрической энергии.
Читайте так же:
Счетчик электрический трехфазный 380 220в 5а

Кто изготавливает

Среди крупных производителей измерительных трансформаторов выделяют:

  • ОАО «СЗТТ»;
  • КВК-Электро;
  • ООО ВП АИСТ;
  • ООО НПО «ЦИТ».

срок службы электросчетчика

Описание страницы: какие электрические счетчики нужно менять и зачем? от профессионалов для людей.

Какие электрические счетчики нужно менять и зачем?

Энергетики не настаивают на установке электросчетчика какой-то определенной марки, главное чтобы был соблюден класс точности. Тем более что в соответствии с действующим законодательством наличие и исправность приборов учета потребления энергии является одним из существенных условий для заключения и выполнения договоров энергоснабжения.

Счетчики электрической энергии класса точности 2,5 поверке не подлежат и не допускаются к эксплуатации в сферах государственного контроля. (I. С 1 июля 1997г. запрещен выпуск индукционных электросчетчиков класса точности 2,5 и согласно вышеназванным документам, эти приборы даже не подлежат поверке и должны быть заменены современными счетчиками класса точности не ниже 2,0 с увеличенными токами нагрузки. ВНИМАНИЕ: поверка электросчетчиков класса точности 2,5 запрещена! II. В соответствии с приказом РАО ЭЭ ЕЭС России №432 от 07.08.2000 г. счетчики электроэнергии класса точности 2,5 подлежат замене. III. Решением Научно-технической комиссии Госстандарта РФ (протокол №12 от 12.09.2000 г.) с 01.10.2000 г. поверка счетчиков электроэнергии класса точности 2,5 запрещена).

Электросчетчик — это уникальный прибор с очень длительным сроком службы, без возможности объективной оценки его качества, если это конечно не полный отказ. Это не телевизор, где отсутствие качества отчетливо видно на его экране. Кроме того, во взаимодействии участников продажи энергии- поставщика и потребителя, последний не очень-то заинтересован в качественной работе счетчика. А зря. Имея более совершенную модель электросчетчика, которой является класс точности «2.0» потребитель получает возможность экономить на своих расходах при потреблении энергии. Поэтому задача повышения уровня качества средств измерения, это, прежде всего актуальная задача не только для энергокомпаний, но и для нас с вами – населения.

Что должны знать собственники.

  1. В связи, с чем проводится замена электросчетчика?

Электросчетчик является расчетным прибором, по показаниям которого осуществляется расчет за потребленную электроэнергию. В связи с этим данный прибор, на основании Федерального закона от 26.06.2008 года №102-ФЗ «Об обеспечении единства средств измерений», подлежит метрологической аттестации или государственной поверке. Межповерочный интервал электросчетчика устанавливается при утверждении типа средства измерения при внесении его в Государственный реестр и указан в паспорте прибора. Согласно ГОСТ 6570-96 «Счетчики активной и реактивной энергии индукционные» срок эксплуатации однофазных счетчиков электроэнергии класса точности 2,5 (установленных в большинстве квартир) ограничен первым межповерочным интервалом и с 01.10.2000 года запрещено производить их поверку, как несоответствующим требованиям стандарта. Следовательно, электросчетчики класса точности 2,5 с истекшим сроком межповерочного интервала не подлежат поверке. Кроме этого, в соответствие с п. 142 постановлением Правительства РФ от 04.05.2012 года №442, «О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потреблении электрической энергии», для учета электроэнергии гражданами-потребителями используются приборы только класса точности 2,0 и выше(1,0).

2.Какие электросчетчики подлежат замене?

— Как было разъяснено выше, это электросчетчики класса точности 2,5;
С просроченным сроком государственно поверки;
— При отсутствии пломбы госповерителя;

  1. Технически неисправные, даже если срок госповерки не истек:

— не вращается диск или вращается неравномерно;
— не работает счетный механизм;
— имеются механические повреждения корпуса;
— повреждение смотрового окна, нарушение герметичности;
— погрешность при калибровке выше 2,5 %.

Необходимость замены электросчетчика с вышеуказанными неисправностями основана на положениях законов РФ:

— «Об энергосбережении» от 03.04.1996 № 28-ФЗ;

— «Об обеспечении единства средств измерений» от 26.06.2008г №102-ФЗ;

— ГОСТ 6570-96 «Счетчики активной и реактивной энергии индукционные».

  1. 4. Кто оплачивает новые электросчетчики и работы по их замене?

Расходы связанные с установкой, заменой в случае выхода из строя, утраты или истечения срока эксплуатации, а также расходы связанные с обслуживанием прибора учета согласно нижеприведенным нормативно правовым актам возлагаются на собственника жилого помещения

— Гражданским кодексом (ГК РФ) ст. 539, 210, Жилищный кодекс (ЖК РФ) ст. 65,67;

— Постановлением Правительства РФ от 04.05.2012 г. № 442 ;

— П.2,7 Правил содержания общего имущества в многоквартирном доме, утвержденных

Постановлением Правительства РФ № 491 от 13.08.06г.

  1. Как производится замена электросчетчиков?

Так, как работы по замене электросчетчиков являются работами в действующих электроустановках и связаны с опасностью для жизни в связи с возможностью поражения электрическим током, замену электросчетчиков лучше доверять организациям, специализирующимся по данному виду работ.

Необходимые условия для расчета по новому прибору учета:

— Составление акта с конечными показаниями заменяемого счетчика и начальными показаниями нового счетчика;
— Опломбировка вновь установленного электросчетчика;
— Соответствие установки прибора учета нормативной документации и условиям электропотребления;
— Наличие паспорта завода изготовителя прибора с соответствующим номером электросчетчика и отметкой о проведении первичной государственной поверки.

6. Замена счетчика, наши действия.

Нужно самому пойти в магазин электротоваров, купить счетчик, соответствующий требованиям законодательства;

— пригласить квалифицированного специалиста (можно воспользоваться услугами нашего электрика — Назарьева Сергея Михайловича — 8-962-399-34-67), который установит прибор,

Читайте так же:
Электросчетчик меркурий однофазный технические характеристики

— затем подать заявку на опломбирование управляющему ТСЖ Танцереву Вячеславу Ивановичу — 8-906-399-34-89, который составит Акт замены электросчетчика и отправит по электронной почте в ООО «ТНС энерго Пенза»,

либо вы сами можете отвезти акт о замене счетчика в 101 кабинет на ул.Гагарина, 11Б Рыбаковой Ольге Анатольевне.

Для информации: Если прибор учета отсутствует, неисправен или истек срок его поверки, то платить за электроэнергию, равно как и за холодную и горячую воду, вам придется по нормативу. Каждый год будет применяться повышающий коэффициент. Так, с 1 января 2015 года по 30 июня 2015 года это был 1,1. С 1 июля 2015 года по 31 декабря 2015 года — 1,2. С 1 января 2016 года по 30 июня 2016 года — 1,4. С 1 июля 2016 года по 31 декабря 2016 года — 1,5. С 2017 года — 1,6.

Изменения законодательства по учету электроэнергии с 01.01.2021 г.

Как следует из его названия, с 1 января 2021 года индивидуальные и коллективные приборы учета электроэнергии должны быть переданы застройщиками гарантирующему поставщику, в зоне деятельности которого находится многоквартирный дом.

Как у нас часто бывает, изменения, внесенные Постановлением 2184 в Правила технологического присоединения, коснулись не только указанной в названии темы.

Первое, что мне бросилось в глаза – это отмена «широкого жеста» правительства о бесплатности для льготных категорий потребителей (физлиц до 15 кВт. и юрлиц до 150 кВт.) учета при технологическом присоединении.

Отменен п. 109 Правил техприсоединения, который устанавливал, что для льготных категорий заявителей сетевая организация обязана была обеспечить установку и допуск в эксплуатацию приборов учета без взимания платы с заявителя.

При этом в методических указаниях по определению платы за техприсоединение (Приказ ФАС России 1135/17) такая щедрость прописана не была.

Сейчас законодатель убрал правовую неопределенность, приведя Постановление Правительство в соответствие с Приказом ФАС России.

Для физических лиц до 15 кВт, в принципе, ничего не поменялось. Как они платили 550 рублей так и будут платить.

А вот для юридических лиц и индивидуальных предпринимателей максимальной мощностью до 150 кВт. включительно затраты на техприсоединение теперь будут рассчитываться как ставка С1 (за бумагу) плюс ставка С8 (за учет электроэнергии).

Как я вижу это изменение – сначала сделали широкий жест. Но на учет деньги же нужно где-то брать и компенсировать сетевым организациям затраты. Не поднимать же тарифы на услуги по передаче из-за этого? В итоге решили сделать «шаг назад».

Другой «шаг назад» в рассматриваемых изменениях заключается в следующем:

Раньше по истечении межповерочного интервала прибора учета, установленного у потребителя электроэнергии, сетевая организация или гарантирующий поставщик должны были заменить прибор на новый за свой счет. Ну то есть заложить эти деньги в свой тариф.

Сейчас квалифицированные субъекты рынка смогут просто поверить прибор учета и, если всё в порядке, продолжить его эксплуатацию. А менять уже в случае выхода прибора учета из строя.

Логично – зачем выбрасывать действующий прибор учета, если его можно просто поверить? Тем более, что за это всё равно заплатят потребители, не на прямую, но в тарифе.

Ну и еще одна «поблажка» квалифицированным субъектам рынка электроэнергии – это значительное смягчение ответственности за несвоевременную замену приборов учета.

Напомню, ранее приборы учета сетевые или ГП должны были заменить в течение 6 месяцев.

Согласно последним изменениям, если прибор учета вышел из строя ранее 1 апреля 2020 года, то его можно менять аж до 31 декабря 2023 года.

В иных случаях в течение 6 месяцев гарантирующим поставщиком или сетевой организацией должна быть произведена поверка или замена прибора учета.

Но при этом штрафные санкции для них устанавливаются только с 1 января 2023 года и санкции эти гораздо мягче, чем было прописано ранее. То есть до указанной даты нарушение вроде как есть, а наказания за него нет.

Таким образом, еще 2 года квалифицированным участникам рынка электроэнергии можно не бояться, что за невыполнение требований законодательства по поверке и замене приборов учета для них могут наступить неблагоприятные обстоятельства.

И, напомню, с этой же даты, то есть с начала 2023 года, по всей стране должны уже работать интеллектуальные системы учета электроэнергии, функционал которых на порядок сложнее, чем у приборов учета электроэнергии. Как вы думаете заработают ли?

В общем, как мне кажется, совершая фактически революцию по учету электроэнергии законодатели явно не рассчитали в какую сумму выльется повсеместная замена учета. И сейчас сделав 2 шага вперед, отошли на шаг назад. На мой взгляд внеся еще больше неразберихи в и так не очень понятное и прозрачное для потребителей законодательство в электроэнергетике.

С 1 июля 2020 года фактически потребители не могут сами менять учет. Так что сейчас при выходе из строя прибора учета, потребитель не по своей воле может до нескольких лет перейти на расчетные способы определения объема потребления , которые могут быть ему не выгодны.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию