Azotirovanie.ru

Инженерные системы и решения
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Технические требования к приборам учета электрической энергии, измерительным трансформаторам и иному оборудованию в многоквартирных домах, разрешение на строительство которых выдано после 1 января 2021 года

Технические требования к приборам учета электрической энергии, измерительным трансформаторам и иному оборудованию в многоквартирных домах, разрешение на строительство которых выдано после 1 января 2021 года

Застройщик передаёт гарантирующему поставщику в эксплуатацию приборы учета электрической энергии, установленные в жилых и нежилых помещениях многоквартирного дома, за исключением нежилых помещений, электроснабжение которых осуществляется без использования общего имущества, для принятия решения о выдаче разрешения на ввод объекта эксплуатацию. Передача застройщиком гарантирующему поставщику приборов учета электрической энергии подтверждается актом приема-передачи в эксплуатацию приборов учета составленного по форме приложения №6 к Основным положениям функционирования розничных рынков электрической энергии (утв. постановлением Правительства РФ от 4 мая 2012 года № 442).

Одновременно с направлением в адрес гарантирующего поставщика акта приема-передачи приборов учета застройщик направляет гарантирующему поставщику следующие документы:

1. Копии Свидетельств об утверждении типа средств измерений на все установленные индивидуальные, общие (квартирные), комнатные приборы учета электрической энергии, а также коллективные (общедомовые) приборы учета и приборы учета в нежилых помещениях, за исключением приборов учета электрической энергии в нежилых помещениях многоквартирного дома, электроснабжение которых осуществляется без использования общего имущества, установленные, в водимом в эксплуатацию, многоквартирном доме;

2. Свидетельство об утверждении типа средств измерений на измерительные трансформаторы (при наличии);

3. Сертификат соответствия на коммутационное оборудование, используемое для подключения приборов учета, и оборудование защиты приборов учета от токов короткого замыкания (если данное оборудование подлежит обязательной сертификации);

4. Иную документацию, определенную пунктом 197 4 Основных положений функционирования розничных рынков электрической энергии.

Варианты типовых технических решений по присоединению приборов учета электрической энергии многоквартирного дома к интеллектуальной системе учета гарантирующего поставщика для застройщиков осуществляющих строительство многоквартирных домов:

Вариант 1

Вариант 2

Вариант 3

Требования к измерительным трансформаторам:

Класс точности измерительных трансформаторов, используемых в измерительных комплексах для установки (подключения) приборов учета, должен быть не ниже 0,5.

Применяемые трансформаторы тока должны соответствовать требованиям ГОСТ 7746-2015.

В электрических сетях с заземленной нейтралью измерительные трансформаторы тока необходимо устанавливать в трех фазах, к которым следует подключать трехфазные трехэлементные счетчики.

Применение промежуточных трансформаторов тока не допускается.

Выводы измерительных трансформаторов должны быть защищены от несанкционированного доступа.

Требования к вторичным (измерительным) цепям:

В измерительных цепях должна предусматриваться возможность замены электросчётчика и подключения образцового счетчика без отключения присоединения (установка испытательных коробок, блоков и т.п.).

Вторичные измерительные цепи должны быть защищены от несанкционированного доступа.

Требования к счетчикам электроэнергии:

Прибор учета электрической энергии, ведённый в эксплуатацию после 1 января 2021 года, в возводимом многоквартирном доме, должен быть присоединен к интеллектуальной системе учета электрической энергии гарантирующего поставщика.

Счётчик электрической энергии должен обеспечивать:

1. Измерение активной и реактивной энергии в сетях переменного тока в двух направлениях с классом точности 1,0 и выше по активной энергии и 2,0 по реактивной энергии (0,5S и выше по активной энергии и 1,0 по реактивной энергии для приборов учета электрической энергии трансформаторного включения);

2. Интервал между поверками прибора учета должен составлять не менее 16 лет для однофазных приборов учета электрической энергии и не менее 10 лет для трехфазных приборов учета электрической энергии;

3. Возможность выполнения измерений с применением коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения (для приборов учета электрической энергии трансформаторного включения);

4. Ведение времени независимо от наличия напряжения в питающей сети с абсолютной погрешностью хода внутренних часов не более 5 секунд в сутки, а также с возможностью смены часового пояса;

5. Возможность синхронизации и коррекции времени с внешним источником сигналов точного времени;

6. Возможность учета активной и реактивной энергии с фиксацией на конец программируемых расчетных периодов и по не менее чем 4 программируемым тарифным зонам с не менее чем 4 диапазонами суммирования в каждом (далее — тарифное расписание);

7. Измерение и вычисление:

— фазного напряжения в каждой фазе;

— линейного напряжения (для трехфазных приборов учета электрической энергии);

— фазного тока в каждой фазе;

— активной, реактивной и полной мощности в каждой фазе и суммарной мощности;

— значения тока в нулевом проводе (для однофазного прибора учета электрической энергии);

— небаланса токов в фазном и нулевом проводах (для однофазного прибора учета электрической энергии);

— частоты электрической сети;

— нарушение индивидуальных параметров качества электроснабжения;

— контроль наличия внешнего переменного и постоянного магнитного поля;

8. Отображение на цифровом дисплее:

— текущих даты и времени;

— текущих значений потребленной электрической энергии суммарно и по тарифным зонам;

— текущих значений активной и реактивной мощности, напряжения, тока и частоты;

— значения потребленной электрической энергии на конец последнего программируемого расчетного периода суммарно и по тарифным зонам;

Читайте так же:
Сколько платят по электросчетчику

— индикатора режима приема и отдачи электрической энергии;

— индикатора факта нарушения индивидуальных параметров качества электроснабжения;

— индикатора вскрытия электронных пломб на корпусе и клеммной крышке прибора учета электрической энергии;

— индикатора факта события воздействия магнитных полей со значением модуля вектора магнитной индукции свыше 150 мТл (пиковое значение) на элементы прибора учета электрической энергии;

— индикатора неработоспособности прибора учета электрической энергии вследствие аппаратного или программного сбоя;

9. Наличие 2 интерфейсов связи для организации канала связи (оптического и иного другого), а в отношении приборов учета электрической энергии трансформаторного включения также по цифровому электрическому интерфейсу связи RS-485 или цифровому электрическому интерфейсу связи Ethernet;

10. Защиту прибора учета электрической энергии от несанкционированного доступа с помощью реализации в приборе учета:

— идентификации и аутентификации;

— регистрации событий безопасности в журнале событий;

11. Фиксирование несанкционированного доступа к прибору учета посредством энергонезависимой электронной пломбы, фиксирующей вскрытие клеммной крышки и вскрытие корпуса (для разборных корпусов);

12. Фиксацию воздействия постоянного или переменного магнитного поля с указанием даты и времени воздействия со значением модуля вектора магнитной индукции свыше 150 мТл (пиковое значение);

13. Запись событий в отдельные выделенные сегменты энергонезависимой памяти прибора учета электрической энергии (с указанием даты и времени), результатов нарушения индивидуальных параметров качества электроснабжения — в отдельные выделенные сегменты энергонезависимой памяти прибора учета электрической энергии (далее соответственно — журнал событий, ведение журнала событий) в объеме не менее чем на 500 записей;

14. Ведение журнала событий, в котором должно фиксироваться следующее:

— дата и время вскрытия клеммной крышки;

— дата и время вскрытия корпуса прибора учета электрической энергии (для разборных корпусов);

— дата, время и причина включения и отключения встроенного коммутационного аппарата;

— дата и время последнего перепрограммирования;

— дата, время, тип и параметры выполненной команды;

— попытка доступа с неуспешной идентификацией и (или) аутентификацией;

— попытка доступа с нарушением правил управления доступом;

— попытка несанкционированного нарушения целостности программного обеспечения и параметров;

— изменение направления перетока мощности (для однофазных и трехфазных приборов учета электрической энергии);

— дата и время воздействия постоянного или переменного магнитного поля со значением модуля вектора магнитной индукции свыше 150 мТл (пиковое значение) с визуализацией индикации;

— факт связи с прибором учета электрической энергии, приведшей к изменению параметров конфигурации, режимов функционирования (в том числе введение полного и (или) частичного ограничения (возобновления) режима потребления электрической энергии (управление нагрузкой);

— дата и время отклонения напряжения в измерительных цепях от заданных пределов;

— отсутствие или низкое напряжение при наличии тока в измерительных цепях с конфигурируемыми порогами (кроме однофазных и трехфазных приборов учета электрической энергии прямого включения);

— отсутствие напряжения либо значение напряжения ниже запрограммированного порога по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;

— инверсия фазы или нарушение чередования фаз (для трехфазных приборов учета электрической энергии);

— превышение соотношения величин потребления активной и реактивной мощности;

— небаланс тока в нулевом и фазном проводе (для однофазных приборов учета электрической энергии);

— превышение заданного предела мощности;

15. Формирование по результатам автоматической самодиагностики обобщенного события или каждого факта события;

16. Изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени с фиксацией в журнале событий времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано значение;

17. Возможность полного и (или) частичного ограничения (возобновления) режима потребления электрической энергии, приостановление или ограничение предоставления коммунальной услуги (управление нагрузкой) с использованием встроенного коммутационного аппарата, в том числе путем его фиксации в положении «отключено» непосредственно на приборе учета электрической энергии (кроме приборов учета электрической энергии трансформаторного включения), в следующих случаях:

— запрос интеллектуальной системы учета;

— превышение заданных в приборе учета электрической энергии пределов параметров электрической сети;

— превышение заданного в приборе учета электрической энергии предела электрической энергии (мощности);

— несанкционированный доступ к прибору учета электрической энергии (вскрытие клеммной крышки, вскрытие корпуса (для разборных корпусов) и воздействие постоянным и переменным магнитным полем);

18. Возобновление подачи электрической энергии по запросу интеллектуальной системы учета, в том числе путем фиксации встроенного коммутационного аппарата в положении «включено» непосредственно на приборе учета электрической энергии;

19. Хранение профиля принятой и отданной активной и реактивной энергии (мощности) с программируемым интервалом времени интегрирования от 1 минуты до 60 минут и периодом хранения не менее 90 суток (при времени интегрирования 30 минут);

20. Хранение в энергонезависимом запоминающем устройстве прибора учета электрической энергии данных по принятой и отданной активной и реактивной энергии с нарастающим итогом на начало текущего расчетного периода и не менее 36 предыдущих программируемых расчетных периодов;

21. Обеспечение энергонезависимого хранения журнала событий, выявление фактов изменения (искажения) информации, влияющих на информацию о количестве и иных параметрах электрической энергии, а также фактов изменения (искажения) программного обеспечения прибора учета электрической энергии;

Читайте так же:
Электросчетчик код окоф 2017

22. Возможность организации с использованием защищенных протоколов передачи данных из состава протоколов, утвержденных Министерством цифрового развития, связи и массовых коммуникаций Российской Федерации по согласованию с Министерством энергетики Российской Федерации, информационного обмена с интеллектуальной системой учета, в том числе передачи показаний, предоставления информации о результатах измерения количества и иных параметров электрической энергии, передачи журналов событий и данных о параметрах настройки, а также удаленного управления прибором учета электрической энергии, не влияющих на результаты выполняемых приборами учета электрической энергии измерений, включая:

— корректировку текущей даты и (или) времени, часового пояса;

— изменение тарифного расписания;

— программирование состава и последовательности вывода сообщений и измеряемых параметров на дисплей;

— программирование параметров фиксации индивидуальных параметров качества электроснабжения;

— программирование даты начала расчетного периода;

— программирование параметров срабатывания встроенных коммутационных аппаратов;

— изменение паролей доступа к параметрам;

— изменение ключей шифрования;

— управление встроенным коммутационным аппаратом путем его фиксации в положении «отключено» (кроме приборов учета электрической энергии трансформаторного включения);

23. Возможность передачи зарегистрированных событий в интеллектуальную систему учета по инициативе прибора учета электрической энергии в момент их возникновения и выбор их состава.

В приборах учета электрической энергии непосредственного включения возможности физической (аппаратной) блокировки срабатывания встроенного коммутационного аппарата, используемого для полного и (или) частичного ограничения (возобновления) режима потребления электрической энергии, приостановления или ограничения предоставления коммунальной услуги (управление нагрузкой). Реализация физической (аппаратной) блокировки должна сопровождаться процессом опломбирования.

РД 153-34.0-11.209-99 Рекомендации. Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Типовая методика выполнения измерений электроэнергии и мощности

СОГЛАСОВАНО Департамент стратегии развития и научно-технической политики РАО «ЕЭС России» 15.07.99.

Первый заместитель начальника А. П. Берсенев

Департамент электрических сетей РАО «ЕЭС России» 30.06.99.

Заместитель начальника В. В. Стан

ЦДУ ЕЭС России 28.06.99.

Главный инженер А. А. Окин

Главгосэнергонадзор Минтопэнерго РФ 15.04.99.

Заместитель начальника В. В. Тубинис

Российский центр испытаний и сертификации РОСТЕСТ — Москва 2.04.99.

Генеральный директор Б. С. Мигачев

МВИ аттестована АО ВНИИЭ 19 июля 1999 г.

УЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
И МОЩНОСТИ НА ЭНЕРГООБЪЕКТАХ

Рекомендации. Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Типовая методика выполнения измерений электроэнергии и мощности

Введено в действие с 01.12.99

Настоящий документ распространяется на разрабатываемые и пересматриваемые методики выполнения измерений (далее — МВИ) электроэнергии и мощности, проводимые с использованием действующих или вновь сооружаемых и реконструируемых на электростанциях и подстанциях РАО «ЕЭС России» и АО-энерго (далее — энергообъекты) автоматизированных измерительных систем (далее — АСКУЭ), предназначенных для:

контроля и учета электроэнергии и мощности;

расчетного (коммерческого) и технического (контрольного) учета электроэнергии и мощности;

контроля и управления потреблением и сбытом электроэнергии; в том числе с использованием АСКУЭ, с помощью которых полученные результаты измерений учитывают для проведения торговых операций и взаимных расчетов между продавцом (энергоснабжающей организацией) и покупателем (абонентом) электроэнергии и мощности в соответствии со ст. 13 Закона РФ об обеспечении единства измерений.

Настоящая Типовая МВИ устанавливает общие положения и требования к построению, содержанию и изложению документов, регламентирующих МВИ активной и реактивной электроэнергии и мощности на энергообъектах. Настоящая Типовая МВИ учитывает требования и основные положения ГОСТ Р 8.563-96.

Настоящая Типовая МВИ рекомендуется для персонала энергообъектов, проектных организаций и потребителей.

Настоящая Типовая МВИ не распространяется на АСКУЭ, для которых не нормируют метрологические характеристики в известных рабо чих условиях применения в стационарном режиме работы оборудования.

На основании настоящих рекомендаций на энергообъектах должны быть разработаны МВИ, учитывающие конкретные условия и структуру системы учета электроэнергии и мощности на энергообъекте и утвержденные руководством энергообъекта.

1. ТРЕБОВАНИЯ К ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ

1.1 За погрешность измерений в точке учета электроэнергии и/или мощности в настоящей МВИ принимают согласно РД 34.11.114-98 предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала в предусмотренных рабочих условиях применения АСКУЭ на энергообъектах и при доверительной вероятности, разной 0,95.

1.2 Согласно РД 34.11.114-98 при суммировании результатов измерений нескольких измерительных каналов характеристики погрешности АСКУЭ дополняют суммарной погрешностью группы (групп) измерительных каналов в виде предела допускаемой относительной погрешности группы измерительных каналов.

1.3 Погрешности измерительных каналов у вновь сооружаемых и реконструируемых АСКУЭ должны соответствовать нормам, указанным в РД 34.11.321-96 и Приложении 1 .

1.4 Погрешности действующих на энергообъекте измерительных каналов АСКУЭ, а также вновь вводимых в эксплуатацию и реконструируемых измерительных каналов, в которых используют действующие на энергообъекте средства измерений и вспомогательные устройства, должны соответствовать приписанным значениям погрешностей.

1.5 Требования к погрешности группы (групп) измерительных каналов АСКУЭ в МВИ энергообъекта могут не предъявляться.

Читайте так же:
Модели электросчетчиков для квартиры

1.6 В МВИ энергообъекта настоящий раздел может содержать числовые значения требуемых по РД 34.11.321-96 или приписанных характеристик погрешности измерений, устанавливаемые с учетом анализа всех ее составляющих (методической, инструментальной и других по ГОСТ Р 8.563-96 и РД 34.11.114-98) и полученные при соблюдении требований и правил МВИ энергообъекта.

2. СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ. ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА

2.1 При выполнении измерений по данной МВИ в соответствии с РД 34.09.101-94 применяют АСКУЭ, в состав которых в общем случае в качестве технических средств, влияющих на результаты и погрешности измерений электроэнергии и мощности, могут входить:

трансформаторы тока (далее — ТТ);

трансформаторы напряжения (далее — ТН);

линии присоединения счетчиков к ТН;

устройства сбора данных или устройства сбора и передачи данных, размещенные в разных точках энергообъекта и соединенные между собой линиями и/или каналами связи.

2.2 Типы средств измерений (далее — СИ) и схемы их подключения определяются числом фаз, уровнем напряжения и тока контролируемой сети в точке учета и должны соответствовать требованиям действующей нормативной и технической документации на энергообъект.

2.3 СИ должны быть из числа внесенных в Госреестр СИ, допущенных к применению в Российской Федерации, и иметь действующие свидетельства о поверке (калибровке).

2.4 Классы точности счетчиков и измерительных трансформаторов, а также значения потери напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН при условии включения всех устройств защит и измерительных приборов должны соответствовать требованиям ПУЭ и быть не хуже указанных в табл. 1 .

2.4.1 В соответствии с ПУЭ при учете с применением измерительных трансформаторов допускается использование:

ТН класса точности 1,0 для включения расчетных счетчиков класса точности 2,0;

ТН класса точности ниже 1,0 для присоединения счетчиков технического учета;

ТТ класса точности 1,0, а также встроенных ТТ класса точности ниже 1,0 для присоединения счетчиков технического учета, если для получения класса точности 1,0 требуется установка дополнительных комплектов ТТ.

2.4.2 В соответствии с РД 34.09.101-94 для межсистемных линий электропередачи напряжением 500 кВ и выше рекомендует счетчики активной электроэнергии класса точности 0,2.

Допускаемые классы точности СИ и допускаемые значения потерь напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН

d л , %, не более

d л , %, не более

1. Генераторы мощностью более 50 МВт, межсистемные линии электропередачи напряжением 220 кВ и выше, трансформаторы мощностью 63 МВА и более

2. Генераторы мощностью 12-50 МВт, межсистемные линии электропередачи напряжением 110-150 кВ, трансформаторы мощностью 10-40 МВА

3. Прочие объекты учета

В табл. 1: СА — счетчики активной электроэнергии;

СР — счетчики реактивной электроэнергии;

d л — относительные потери напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН, в процентах от номинального напряжения;

* — для включения расчетных счетчиков класса точности 2,0.

Сопоставимыми с пределами погрешности счетчиков классов точности 0,2 и 0,2 S являются ТТ классов точности 0,2 и 0,2 S и ТН класса точности не хуже 0,5.

2.5 Технические параметры и метрологические характеристики ТТ должны отвечать требованиям ГОСТ 7746 , ТН — ГОСТ 1983 , электронных счетчиков — ГОСТ 26035 , ГОСТ 30206 и ГОСТ 30207 , индукционных счетчиков — ГОСТ 6570 , а условия эксплуатации СИ должны отвечать условиям применения, указанных в эксплуатационной документации СИ.

2.6 При разработке МВИ энергообъекта выбор СИ производят в соответствии с настоящей МВИ и МИ 1967-89.

Необходимым условием при выборе СИ является удовлетворение требований к погрешности измерений по разд. 1 настоящей МВИ с учетом основных и дополнительных погрешностей СИ в рабочих условиях применения АСКУЭ на энергообъекте.

2.7 В МВИ энергообъекта первый пункт раздела «Средства измерений. Вспомогательные устройства» должен иметь следующую формулировку: «При выполнении измерений по данной МВИ применяют СИ и другие технические средства, приведенные в табл. . ». Рекомендуемая форма таблицы соответствует табл. 2

Наименование измеряемой величины

наименование объекта учета (по документации энергообъекта)

номер по схеме (по документации энергообъекта), вид СИ

обозначение, тип, стандарт, технические условия либо метрологические характеристики

В табл. 2 указывает СИ и технические средства, входящие в состав измерительных каналов АСКУЭ по п. 2.1, СИ влияющих величин и параметров контролируемых присоединений (термометры, амперметры, вольтметры, частотомеры, фазометры и др.), метрологические характеристики СИ (класс точности, пределы измерений и др.). В отдельных случаях в табл. 2 может быть введена графа «Примечание», в которой могут быть указаны назначение СИ, их погрешности, включая дополнительные в условиях эксплуатации СИ за учетный период.

3. МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЙ

3.1 Метод измерений электроэнергии основан на интегрировании по времени электрической мощности контролируемой сети при помощи технического средства с нормированными метрологическими характеристиками, автоматически вырабатывающего сигналы измерительной информации, которые используют в АСКУЭ для автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения данных ос электроэнергии.

3.2 Метод измерений мощности основан на вычислении средней мощности по интервальному значению расхода электроэнергии, измеренного по п. 3.1, при помощи технического средства с нормированными метрологическими характеристиками, автоматически вырабатывающего сигналы измерительной информации, которые используют в АСКУЭ для автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения данных о средней мощности.

Читайте так же:
Как отличить двухтарифный от однотарифного счетчика

4. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

4.1 При выполнении измерений по данной МВИ требования безопасности соблюдают в соответствии с ГОСТ 12.3.019-80 , ГОСТ 12.2.007.0-75 , «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей», «Правилами эксплуатации электроустановок потребителей», «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок» и «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей».

4.2 Требования безопасности ТТ и ТН должны соответствовать ГОСТ 12.2.007.3-75 и ГОСТ 12.2.007.0-75 . Вторичные обмотки ТТ и ТН должны быть заземлены.

4.3 Требования безопасности счетчиков электроэнергии должны соответствовать ГОСТ 22261-94 , ГОСТ 12.1.038-82 и ГОСТ 26104-89 . По способу защиты человека от поражения электрическим током счетчики должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.007.0-75 .

4.4 Металлический цоколь счетчика должен быть заземлен. Требования к зажимам заземления должны соответствовать эксплуатационной документации счетчика.

4.5 Все зажимы, находящийся в зажимной коробке счетчика, должны закрываться крышкой, приспособленной для опломбирования. Крышка должна закрывать нижние винты крепления счетчика к щиту, а также подводимые к счетчику провода не менее чем на 25 мм.

4.6 Требования безопасности устройств сбора и передачи данных и других аналогичных им устройств должны соответствовать требовании ГОСТ 12.2.003-74 и ГОСТ 12.2.007.0-75 . Технические требования в части безопасности должны соответствовать ГОСТ 26104-89 классу защиты не ниже 1.

4.7 Корпуса устройств (блоков), входящих в устройства сбора и передачи данных, должны быть заземлены. Требования к зажимам заземления должны соответствовать эксплуатационной документации устройств (блоков).

4.8 Вычислительные средства, входящие в состав АСКУЭ, должны по безопасности соответствовать требованиям, предъявляемым к ЭВМ.

5. ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ОПЕРАТОРОВ

5.1 К выполнению измерений по данной МВИ допускаются лица, подготовленные в соответствии с «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей», «Правилами эксплуатации электроустановок потребителей», «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей» и «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок», имеющие квалификационную группу по безопасности не ниже III и обученные проведению измерений электроэнергии и мощности с использованием АСКУЭ.

6. УСЛОВИЯ ИЗМЕРЕНИЙ

6.1 При выполнении измерений параметры контролируемых присоединений (ток, напряжение, коэффициент мощности) и условия применения СИ должны находиться в допускаемых границах, указанных в табл. 3 и нормативных документах по п. 2.5 .

6.2 Потери напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН не должны превышать значений, указанных в табл. 1 .

6.3 В МВИ энергообъекта указывают измеряемую величину, перечень контролируемых присоединений (каналов учета), СИ и влияющих величин (в том числе перечень параметров контролируемых присоединений), нормальные (номинальные) значения и предельные отклонения влияющих величин в реальных условиях энергообъекта.

6.4 В МВИ энергообъекта дополняют табл. 3 данными о других влияющих величинах (коэффициент гармоник тока, несимметрия по току, напряжению и углу сдвига фаз трехфазной сети и т.п.) в соответствии с результатами анализа составляющих погрешности измерений по п. 1.6.

Наименования параметров контролируемых присоединений и влияющих величин

Допускаемые границы параметров контролируемых присоединений и рабочих условий применения СИ для состава измерительного канала

Монтаж отопления.

Качественный монтаж отопления крайне важен при возведении частного дома, так как от этого будет зависеть не только температура и комфорт в здании, но даже его долговечность. При некачественно смонтированном трубопроводе в доме могут возникнуть сырые участки, в которых начнется процесс гниения и образования грибков. Чтобы такого не произошло, необходимо тщательно следить за каждой стадией монтажа отопления. Необходимо учитывать множество нюансов, начиная от расположения радиаторов, заканчивая заделкой труб внутрь стен и перекрытий (даже при открытом трубопроводе, в некоторых местах трубы должны пересекать стены). Каждый элемент может повлиять на качество работы отопления, даже если на первый взгляд он кажется незначительным. Поэтому монтаж отопления необходимо доверять специалистам своего дела.

Отопление дома.

Отопление дома состоит из множества узлов, каждый из которых необходимо рассчитать, а после смонтировать, чтобы топливо не расходовалось впустую. Для котла необходим расчет мощности, зависящий от размеров дома, площади окон и типа утеплителя. Для трубопровода – диаметр и материал труб (а в случае использования естественной циркуляции и наклон по всей длине), а для радиаторов – материал, размеры и место расположения. Каждый элемент должен быть установлен четко на своем месте, поэтому отопление дома нередко конфликтует с идеями дизайнера. Тем не менее, если внешний вид крайне важен для жителей дома, то сегодня существуют даже дизайнерские радиаторы, которые выглядят простым украшением, при этом вполне качественно выполняя все свои функции. В тех случаях, когда ради дизайна создаются нарушения в расположении элементов, отопление дома перестает справляться с обогревом и начинает потреблять большее количество топлива.

Отопление в Москве.

Несмотря на жесткие требования к расположению каждого элемента, существует множество способов вписать его в дизайн дома. Наши специалисты, проектируя и монтируя отопление в Москве, знают множество способов как спрятать большую часть коммуникаций для сохранения задумки дизайнера. Разумеется, скрытый монтаж более сложен, требует дополнительных средств, но чаще всего они стократ окупаются. Сегодня можно забыть о торчащих трубах и огромных уродливых радиаторов, которые до сих пор стоят в старых зданиях. Огромный выбор элементов для систем отопления, Москва сегодня предлагает каждому желающему. Наши специалисты качественно воплотят в жизнь любой проект отопления, независимо от его сложности и особенностей интерьера. Если вас интересует монтаж отопления в Москве, то просто свяжитесь с одним из указанных на сайте способом и закажите нужную услугу.

Читайте так же:
Счетчик для трехфазного тока

Часто на просторах интернета можно прочесть негативные отзывы о недобросовестных исполнителях, которые мало того, что осуществляют монтаж систем отопления вопреки нормам СНиП II-35-76, так еще и умудряются продать клиенту безграмотный проект автономной системы теплоснабжения, который также должен выполняться согласно своду правил СП- 41-104-2000.

За 14 лет работы мы помогли своим партнерам успешно реализовать множество проектов по отоплению самой разной конфигурации для зданий самого разного назначения.

ОТОПЛЕНИЕ МОСКВА . ВЫСОКОЕ КАЧЕСТВО РАБОТ

ООО ДИЗАЙН ПРЕСТИЖ имеет год основания 1999г. Сотрудники компании имеют Московскую прописку и славянское происхождение, оплата происходит любым удобным способом, при необходимости предоставляются работы в кредит.

Россия, Москва, Строительный проезд, 7Ак4

Офис компании расположен рядом с районами: Митино, Тушино, Строгино, Щукино.

Ближайшее метро: Тушинская, Сходненская, Планерная, Волоколамская, Митино.

Рядом расположены шоссе: Волоколамское шоссе, Пятницкое шоссе, Ленинградское шоссе.

Счетчики электроэнергии: как узнать номер, класс точности и тип прибора

Расходуемое электричество подлежит коммерческому учету. Основным техническим средством, предназначенным для этого, является счетчик электроэнергии. Существует несколько типов приборов. Для того чтобы выбрать оптимальную модель счетчика, научиться им пользоваться, потребителю полезно ознакомиться с его устройством, принципом действия.

Классификация приборов учета

В зависимости от используемого типа электропитания (количества фаз), приборы учета делятся на:

  • однофазные: подключаются к однофазной электрической сети;
  • трехфазные, предназначенные для установки в трехфазной трех- или четырехпроводной (с нулевым проводником или без него) электросети.

Счетчики производятся двух основных типов, различающихся устройством и принципом действия.

Электромеханические (индукционные) электросчетчики

Они являются наиболее простыми и дешевыми, в связи с чем получили наибольшее распространение. Их действие основано на подсчете количества и частоты оборотов, совершаемых металлическим диском, совершаемым под воздействием магнитного поля. Индукционный электросчетчик поддается регулировке и ремонту, но имеет несколько недостатков:

  1. подвержен влиянию внешнего магнитного поля;
  2. не может использоваться в автоматизированных системах учета;
  3. не предназначен для работы с многотарифными планами;
  4. обладает меньшим сроком службы;
  5. не обеспечивают высокую точность измерения (класс точности не превышает 2,0).

Счетчики с классом точности 2,5 и более в последнее время не допускаются к использованию для коммерческого учета.

Электронные (цифровые) электросчетчики

эл счетчикПриборы такого типа имеют более сложную конструкцию, основанную на применении электронных схем, микропроцессоров и цифровых технологий. Их стоимость намного выше, чем у индукционных. Преимущества электронных счетчиков:

  • высокий класс точности, что позволяет учитывать электроэнергию, потребляемую маломощными устройствами;
  • продолжительный срок службы (до 40 лет);
  • возможность использования в многотарифных сетях;
  • способность совместной работы с автоматизированными системами учета (АСКУЭ).

Последнее используют для сетей предприятий и организаций с большим потреблением электроэнергии. АСКУЭ позволяет отслеживать мгновенное потребление электроэнергии, дистанционно. Собранная информация передается по специальному каналу связи в единый центр, где может быть объединена с показаниями других приборов. Все данные сберегаются на жестком диске компьютера.

Электросчетчик с возможностью многотарифного учета необходим для электрических сетей, используемых для питания отопительных приборов.

Что указано на паспорте электросчетчика

Алюминиевая табличка индукционного счетчика, закрытая прозрачным стеклом, называется паспортом прибора. На нем указывается следующая информация:

  1. тип счетчика: сочетание букв и цифр, например, СО-И 446;
  2. класс точности – цифровое значение в кружке, расположенном обычно в верхнем левом углу паспорта;
  3. номинальное напряжение и номинальный ток, на который рассчитан прибор;
  4. константа, то есть соответствие количества оборотов диска одному кВт/ч расходуемой электроэнергии;
  5. нормативный документ, в соответствии с которым изготавливается прибор учета электроэнергии;
  6. год выпуска устройства;
  7. заводской номер прибора учета электроэнергии.

Счетчик паспорт

В счетчиках электроэнергии индукционного типа заводской номер состоит из ряда цифр и является уникальным. В приборах учета электронного типа в обозначении типа могут быть указаны буквенные символы.

Кроме вышеуказанной информации паспорт электронного счетчика содержит следующие сведения:

  • штрих-код, содержащий основные сведения о приборе;
  • класс электроизоляции.

Сведения о расходе электроэнергии отображаются на механическом (для индукционных приборов) или жидкокристаллическом табло. Десятичные символы, отделенные запятой, при расчете не учитываются.

Учитывая изложенную выше информацию, вы сможете выбрать наиболее подходящий прибор учета электроэнергии, а также использовать информацию, указанную на его паспорте.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector