Приборы учета электроэнергии


	О компании История Банковские реквизиты Учредительные документы Внутренние документы Структура управления Лицензии и сертификаты Акционерам и инвесторам Структура акционерного капитала Информация о регистраторе и аудиторе Раскрытие информации Отчетная информация Принципы корпоративного управления Инвестиционная политика Техническая политика Политика в области информационных технологий Политика в области автоматизации систем учета электроэнергии Политика в области качества Техническая политика Экологическая политика Клиентам Технологическое присоединение Передача электроэнергии Тарифы Приборы учета электроэнергии Перечень зон деятельности Компании с детализацией по населенным пунктам и районам городов Сведения о размерах потерь, возникающих в электрических сетях Сведения о техническом состоянии сетей Сведения о пропускной способности сетей Отчеты о выполнении годовых планов капитальных вложений и планов капитального ремонта Планы капитальных вложений и планы капитального ремонта Годовые графики капитального ремонта электросетевых объектов, согласованные с системным оператором Для жалоб и предложений Раскрытие информации Закупки Анонсирование закупок Архив конкурсов Текущие открытые закупки Управление закупочной деятельностью Информация о результатах закупок Пресс-центр Пресс-релизы Архив событий Календарь событий СМИ о нас Фоторепортажи Дочерние общества Информация Внутренние документы Контакты Раскрытие информации Учредительные документы Контакты Вакансии

Приборы учета электроэнергии – это средства измерения объема переданной (полученной) электроэнергии.

При организации коммерческого учета необходимо устанавливать средства измерений электрической энергии на границе балансовой принадлежности между субъектами розничного рынка электрической энергии.

Средства измерений, применяемые в системах учета, должны входить в перечень средств измерений, внесенных в Государственный реестр и допущенных к применению в Российской Федерации, соответствовать требованиям Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии Российской Федерации, должны соответствовать требованиям НТД (Постановление №530 Правительства РФ «Об утверждении правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики», Приказ Минэнерго РФ от 13 января 2003 г . № 6 (зарегистрированный Минюстом России за № 4145 от 22.01.03) "Об утверждении Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей", «Правила устройства электроустановок»).

Информационно-измерительный комплекс (ИИК) в общем случае включает в себя счетчик, трансформаторы тока и трансформаторы напряжения. В зависимости от присоединенной мощности, фактического режима работы потребителя (смежной сети), коэффициента загрузки и использования электросетевого оборудования потребителя, а также класса напряжения точки учета, измерительный комплекс может состоять из следующих компонентов:

• счетчик непосредственного включения в силовую цепь;

• счетчик активной и реактивной электрической энергии (мощности) совместно с трансформатором тока;

• счетчик активной и/или реактивной электрической энергии (мощности) совместно с трансформатором тока и трансформатором напряжения.

При подключении счетчиков к трансформаторам тока и трансформаторам напряжения, должны соблюдаться следующие требования:

• присоединение токовых обмоток счетчиков к вторичным обмоткам трансформаторов тока следует выполнять отдельно от цепей защиты и прочих электроприемников;

• подключение счетчиков к трансформаторам напряжения следует выполнять отдельными кабелями.

• вторичные измерительные цепи должны быть защищены от несанкционированного доступа (пломбирование и (или) маркирование всех переходных контактов в измерительных цепях);

• запрещается использование промежуточных трансформаторов тока для подключения счетчиков коммерческого учета (ПУЭ п. 1.5.18).

Для обеспечения возможности замены счетчика и подключения эталонного счетчика без прекращения передачи электрической энергии подключение цепей тока и напряжения к электросчетчику должно быть произведено через испытательную коробку (специализированный клеммник) с возможностью ее последующего опломбирования.

Классы точности средств измерений используемых при создании/модернизации систем учета, должны соответствовать требованиям, указанным в таблице 3.1.

Таблица 3 .1

Объект измерений	Классы точности, не ниже, для:
Счетчик активной энергии	Счетчик реактивной энергии	Транс-форматор тока	Транс-форматор напряже-ния
Объекты сетевых предприятий
Линии электропередачи 220 кВ и выше	0,2S	0,5 (1,0)	0,2S	0,2
Линии электропередачи 35 - 110 кВ	0,5S	1,0	0,5S	0,5
Линии электропередачи и вводы 6 – 10 кВ с присоединенной мощностью 5 МВт и более	0,5	1,0	0,5	0,5
Объекты потребителей электрической энергии
Потребители мощностью 100 МВт и более	0,2S	0,5 (1,0)	0,2S	0,2
Потребители мощностью ³ 750 кВА (до 100 МВА)	0,5S	1,0	0,5S	0,5
Потребители мощностью <750 кВ × А при присоединении:
• к сетям 110 кВ и выше	0,5S	1,0	0,5S	0,5
• к сетям 6 – 35 кВ	1,0	2,0	0,5	0,5
• к сетям 0,4 кВ с присоединенной мощностью >150 кВ × А	1,0	2,0	0,5	0,5
• к сетям 0,4 кВ <150 кВ × А	1,0	–	0,5	0,5
Потребители – граждане	2,0	–	0,5*	1,0*
* - трансформаторы тока и трансформаторы напряжения устанавливаются в случаях, когда невозможна установка счетчиков прямого включения.

Технические параметры и метрологические характеристики коммерческих счётчиков должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 52320-2005 (МЭК 62052-11: 2003), ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22: 2003), ГОСТ Р 52322-2005 (МЭК 62053-21: 2003), ГОСТ Р 52321-2005 (МЭК 62053-11:2003), ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23: 2003).

В точках учета с реверсивным режимом работы для выполнения измерений должны применяться счетчики с возможностью измерения электроэнергии в двух направлениях (далее – реверсивный счетчик).

В точках учета, где, согласно Постановления Правительства РФ № 530 «Об утверждении правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики» и Порядка расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче электрической энергии (договорах энергоснабжения) утвержденного Приказом Минпромэнерго России от 22 февраля 2007 г . N 49, предусмотрено соблюдение заданного соотношения активной и реактивной электроэнергии (мощности), необходимо устанавливать счетчики с одновременным учетом активной и реактивной составляющих электроэнергии (мощности).

Значения относительных потерь напряжения в линиях присоединения счетчиков к трансформаторам напряжения должны быть не более 0,25 % номинального вторичного напряжения для трансформаторов напряжения классов точности 0,2 и 0,5 и не более 0,5%, для трансформаторов напряжения класса точности 1 (ПУЭ п. 1.5.19). Нагрузка вторичных цепей измерительных трансформаторов тока должна быть не ниже 25% от номинального значения (согласно ГОСТ 7746-2001 Таблица 8).

Допускается применение трансформаторов тока с завышенным коэффициентом трансформации (по условиям электродинамической и термической стойкости или защиты шин), если при максимальной продолжительной нагрузке присоединения ток во вторичной обмотке трансформатора тока будет составлять не менее 40% номинального тока счетчика, а при минимальной продолжительной нагрузке - не менее 5%.

Нагрузка вторичных обмоток трансформаторов тока и напряжения, к которым присоединяются счетчики, не должна превышать номинальных значений.

Трансформатор тока установленный в измерительной токовой цепи между трансформатором тока, установленным в точке учета и счетчиком электрической энергии.