КОНТАКТНЫЙ ЦЕНТР
8 (3812) 79-00-10

Учёт электроэнергии

Перечень функций приборов учета электрической энергии, которые могут быть присоединены к интеллектуальной системе учета, и требования к ним

1.1. Прибор учета электрической энергии, который может быть присоединен к интеллектуальной системе учета, должен удовлетворять требованиям, предъявляемым законодательством Российской Федерации об обеспечении единства измерений к средствам измерений, применяемым в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, и обеспечивать в точке учета:

а) 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) и установленным интервалом между поверками не менее 16 лет для однофазных приборов учета электрической энергии и не менее 10 лет для трехфазных приборов учета электрической энергии;

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

в) 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;

г) возможность синхронизации и коррекции времени с внешним источником сигналов точного времени;

д) 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);

е) 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;

ж) нарушение индивидуальных параметров качества электроснабжения (погрешность измерения параметров должна соответствовать классу S или выше согласно ГОСТ 30804.4.30-2013);

з) контроль наличия внешнего переменного и постоянного магнитного поля;

и) отображение на встроенном и (или) выносном 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; 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;

к) отображение информации в единицах величин, допущенных к применению в Российской Федерации Положением о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 31 октября 2009 г. N 879 "Об утверждении Положения о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации" (обозначение активной электрической энергии - в кВтч, реактивной - в кВАрч);

л) индикацию функционирования (работоспособного состояния) на корпусе и выносном дисплее (при наличии выносного дисплея);

м) 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;

н) защиту прибора учета электрической энергии от несанкционированного доступа с помощью реализации в приборе учета: идентификации и аутентификации; контроля доступа; контроля целостности; регистрации событий безопасности в журнале событий;

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

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

р) 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;

с) 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;

т) формирование по результатам автоматической самодиагностики обобщенного события или каждого факта события;

у) 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;

ф) 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);

х) 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;

ц)  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);

ч) 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;

ш) 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;

щ) 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);

э) возможность передачи зарегистрированных событий в интеллектуальную систему учета по инициативе прибора учета электрической энергии в момент их возникновения и выбор их состава.

1.2. Для приборов учета электрической энергии прямого включения необходимо наличие 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).

1.3. Для организации защищённого обмена данными с пользователями интеллектуальных систем учёта необходимо воспользоваться спецификацией протокола обмена данными, приведенной в Приказе Минэнерго России от 30.12.2020 № 1234 «Об утверждении перечня и спецификации защищенных протоколов передачи данных, которые могут быть использованы для организации информационного обмена между владельцами и пользователями интеллектуальных систем учета электрической энергии (мощности)».

* ПП РФ № 890 от 19 июня 2020 г. «О порядке предоставления доступа к минимальному набору функций интеллектуальных систем учета электрической энергии (мощности)».

Требование к устройствам защиты

1.1. В электроустановках жилых и общественных зданий должен предусматриваться комплекс защитных мер обеспечения электробезопасности:
- автоматическое отключение;
- основная система уравнивания потенциалов;
- дополнительная система уравнивания потенциалов;
- заземление;
- молниезащита.

1.2. Для защиты от поражения электрическим током следует применять устройство защитного отключения дифференциального тока (УДТ), которое, как правило, должно применяться в отдельных групповых линиях. Допускается присоединение к одному УДТ нескольких групповых линий через отдельные автоматические выключатели.

1.3. Суммарное значение тока утечки сети с учетом присоединяемых стационарных и переносных электроприемников в нормальном режиме работы не должно превосходить 1/3 номинального отключающего дифференциального тока УДТ. При отсутствии данных о токе утечки электроприемников его следует принимать из расчета 0,4 мА на 1 А тока нагрузки, а ток утечки сети - из расчета 10 мкА на 1 м длины фазного проводника.

1.4. При выборе УДТ конкретных типов необходимо руководствоваться следующим:
- устройства должны быть сертифицированы в Российской Федерации в установленном порядке;
- технические условия должны быть согласованы с Ростехнадзором.

1.5. Применять УДТ в групповых линиях, обеспеченных защитой от сверхтока и без дополнительного аппарата, обеспечивающего эту защиту, недопустимо.

*** СП 256.1325800.2016. СП 31-110-2003. «Свод правил. Электроустановки жилых и общественных зданий. Правила проектирования и монтажа». (утв. Приказом Минстроя России от 29.08.2016 № 602/пр) (ред. от 25.04.2019).

Требования к автоматизированным системам учета, контроля и управления

1.1. Проектировать автоматизированные системы контроля учета электроэнергии (АСКУЭ) следует, как правило, на базе технических и программных средств отечественных производителей. У производителей должны быть лицензии на серийный выпуск продукции.

1.2. Помещения для АСКУЭ и диспетчеризации не следует выбирать под санузлами, ванными комнатами, душевыми и другими помещениями, связанными с мокрыми технологическими процессами, кроме случаев, когда приняты специальные меры по надежной гидроизоляции, исключающие попадание влаги в эти помещения. Конструкцией дверей и окон в этих помещениях должна обеспечена сохранность устанавливаемого в них оборудования.

1.3. В случае размещения оборудования вне электрощитовых эти помещения должны располагаться на 1-м этаже зданий и быть как правило с самостоятельным выходом на улицу.

Допускается, по согласованию с эксплуатирующими организациями, устраивать этот выход в общедомовые помещения.

1.4. Выбирать места установки всех элементов АСКУЭ следует с учетом максимально возможного исключения несанкционированного доступа и возможности изменения коммерческой информации.

1.5. Оборудование должно быть закрыто пломбируемым кожухом, с сигнализацией о его вскрытии. Габариты и присоединительные устройства приборов должны позволять их размещение в стандартных этажных электрощитах.

Оборудование АСКУЭ конструктивно изготовленное внутри закрывающего кожуха допускается размещать непосредственно в слаботочных отсеках этажных электрощитов. Оборудование, изготовленное без кожуха, допускается размещать в запирающихся пломбируемых боксах, находящихся внутри слаботочных отсеков этажных электрощитов. Степень защиты оборудования должна быть не ниже IP31.

1.6. Прокладка линий связи АСКУЭ между отдельными зданиями должна выполняться:
- в кабельной канализации или коллекторах;
- воздушно-стоечным способом.

Прокладку сетей АСКУЭ от этажных щитов до квартиры следует предусматривать в электротехнических коробах, плинтусах или каналах строительных конструкций с учетом обеспечения механической защиты проводов и кабелей и исключения возможности несанкционированного доступа к ним.

1.7. В электротехнических коробах и плинтусах разрешается прокладка сетей АСКУЭ и электропроводки напряжением не более 380/220 В. При этом провода и кабели слаботочных сетей должны быть отделены от электропроводки сплошной перегородкой или прокладываться в отдельных отсеках. Для уменьшения взаимного мешающего влияния различных сетей на нормальную работу друг друга в случае их параллельного прохождения на протяженных участках (более 7 м) рекомендуется осуществлять прокладку этих сетей одним из следующих способов:
- в стальных трубах;
- экранированными кабелями;
- проводами со скрученными жилами "витой парой";
- в металлических коробах с разделительными перегородками.

1.8. АСКУЭ должны обеспечивать контроль работоспособности собственных линий связи и быть защищены от перенапряжений и помех в случае прохождения грозового фронта.

1.9. АСКУЭ должны обеспечивать работоспособность входящих в их состав устройств в случае отключения электропитания на время до 60 мин.

1.10. При обрыве линии связи все устройства указанных систем, расположенные до места обрыва, должны сохранять свою работоспособность.

1.11. Питание технических средств АСКУЭ следует выполнять:
- от панели АВР - в зданиях с АВР;
- двумя линиями от разных вводов с устройством АВР - в зданиях без АВР.

1.12. Исправность устройств связи, контроллеров, концентраторов, АСКУЭ должны проверять в автоматическом режиме и оповещать диспетчера в течение 1 мин о возникновении неисправности с записью этой информации.

1.13. Для повышения надежности работы АСКУЭ сигнал о несанкционированном доступе к аппаратуре АСКУЭ следует передавать в диспетчерский пункт АСКУЭ или на пульт объединенной диспетчерской службы.

1.14. Аппаратура и линии связи АСКУЭ должны соответствовать требованиям, которые предъявляются к системам коммерческого учета.

1.15. АСКУЭ должна обеспечивать съем показаний в дискретном режиме, как правило, с интервалом времени от 5 мин и более для получения графиков нагрузки (суточных, месячных, годовых) и для определения максимального значения потребляемой мощности в определенный период.

1.16. Метрологическое обеспечение АСКУЭ должно соответствовать ГОСТ Р 8.596.

1.17. Данные о потребляемых энергоресурсах должны быть получены с помощью приборов, выпускаемых серийно, внесенных в Госреестр средств измерений Российской Федерации, с сертификатами об утверждении типа и соответствующих требованиям нормативно-правовой документации регламентирующей учет ресурса соответствующего вида.

1.18. Устройство сбора и передачи данных (УСПД) для АСКУЭ в комплексе с программным обеспечением должно быть метрологически аттестовано для применения в коммерческих расчетах, с соответствующим сертификатом Госстандарта РФ и включено в Госреестр средств измерений РФ, а также быть с разрешением к применению на территории Российской Федерации (сертификат по безопасности).

1.19. УСПД для АСКУЭ должно быть защищено от несанкционированного доступа как к аппаратной части УСПД (разъемам, функциональным модулям и т.п.), так и к программно-информационному обеспечению.

1.20. При требовании технических условий на организацию учета энергопотребления путем создания отдельных УСПД, допускается устройство нескольких УСПД для АСКУЭ в доме, с объединением их на информационном уровне и передачей информации от дома до диспетчерской по единому каналу связи.

1.21. Не допускается объединения УСПД для АСКУЭ на аппаратном уровне с оборудованием других систем.

1.22. УСПД для АСКУЭ должно быть восстанавливаемым многофункциональным устройством. Наработка на отказ должна быть не менее 15000 ч. Срок службы - не менее 12 лет.

1.23. Программные средства АСКУЭ должны быть обеспечены механизмами как аппаратной (пломбирование каналов ввода программных средств, установка электронных ключей блокировки доступа), так и программной защиты (система паролей) от несанкционированного доступа.

Требования к средствам учёта электроэнергии

1.1. При питании от общего ввода нескольких потребителей, обособленных в административно-хозяйственном отношении, расчетные счетчики должны быть предусмотрены для каждого потребителя (субабонента). Питающие линии от общего ввода до вводов субабонентов должны быть защищены от механических повреждений.

1.2. Счетчики для квартир рекомендуется размещать совместно с аппаратами защиты.

1.3. Вопрос о месте установки счетчика должен быть согласован с местным энергосбытом с учетом типа здания и планировочных решений.

1.4. Счетчики следует выбирать с учетом их допустимой перегрузочной способности.

1.5. В щитках жилых зданий должны применяться счетчики активной электроэнергии класса точности не ниже 1,0 непосредственного включения, максимальный ток которых должен быть не менее номинального тока вводного аппарата квартиры.

1.6. После счетчика, включенного непосредственно в питающую сеть, должен быть установлен аппарат защиты возможно ближе к счетчику, но не далее чем на расстоянии 3 м по длине электропроводки.

1.7. На вводах в здания, если это признается целесообразным по условиям эксплуатации, разрешается устанавливать амперметры и вольтметр для контроля тока и напряжения в каждой фазе подключенные независимо от цепей расчётного прибора учёта.

1.8.  В местах, где имеется опасность механических повреждений счетчиков или их загрязнения, или в местах, доступных для посторонних лиц, для счетчиков должен предусматриваться запирающийся щит с окошком на уровне циферблата. Вводной отключающий аппарат (ВОА), счетчики и трансформаторы тока должны устанавливаться совместно в щите учета (ЩУ) отдельно от распределительного щита. Высота от пола до коробки зажимов счетчиков должна быть в пределах 0,8-1,7 м.

1.9. Конструкции и размеры ЩУ должны обеспечивать удобный доступ к зажимам счетчиков и трансформаторов тока. Кроме того, должна быть обеспечена возможность удобной замены счетчика. Конструкция его крепления должна обеспечивать возможность установки и съема счетчика с лицевой стороны.

1.10. Для безопасной установки и замены счетчиков должна предусматриваться возможность отключения счетчика установленным до него на расстоянии не более 10 м коммутационным аппаратом. Снятие напряжения должно предусматриваться со всех фаз, присоединяемых к счетчику.

1.11. Трансформаторы тока, используемые для присоединения счетчиков на напряжении до 380 В, должны устанавливаться после коммутационных аппаратов по направлению потока мощности.

1.12. Конструкция и место установки ВОА должны иметь возможность безопасного отключения без снятия пломб энергоснабжающей организации.

1.13. Цепи учета следует выводить на испытательные блоки. Зажимы блоков 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.

1.14. Конструкция коммутационных аппаратов, испытательных блоков и клеммных крышек расчетных счетчиков должна обеспечивать возможность их опломбирования.

1.15. Доступ к токоведущим частям электроустановки до общедомовых приборов учёта должен быть закрыт и иметь возможность опломбирования.

1.16. В электропроводке к расчетным счетчикам наличие паек не допускается. Вторичные цепи учета для присоединения под винт к зажимам счетчиков, трансформаторов тока и испытательных блоков должны быть выполнены медным проводом сечением не менее - 2,5 мм2.

1.17. При монтаже электропроводки для присоединения счетчиков непосредственного включения около счетчиков необходимо оставлять концы проводов длиной не менее 120 мм. Изоляция или оболочка нулевого провода на длине 100 мм перед счетчиком должна иметь отличительную окраску.

1.18. На панелях счетчиков должны быть надписи наименований присоединений.

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

1.20. Рекомендуется выбирать измерительные трансформаторы тока со сроком поверки не менее 16 лет.

1.21. Приборы учёта, установленные в отношении нежилых помещений, подключенные от сетей многоквартирного жилого дома, должны быть установлены до общедомовых приборов учета.

1.22. Расчетные счетчики для общедомовой нагрузки жилых зданий (освещение лестничных клеток, контор домоуправлений, дворовое освещение и т.п.) рекомендуется устанавливать в шкафах ВРУ.

1.23. Расчетные квартирные счетчики рекомендуется размещать на этажных щитах совместно с аппаратами защиты.

1.24. Для безопасной замены, перед каждым счетчиком должен предусматриваться коммутационный аппарат для снятия напряжения со всех фаз, присоединенных к счетчику. В качестве отключающих аппаратов рекомендуется устанавливать автоматические выключатели.

1.25. Отключающие аппараты для снятия напряжения с расчетных счетчиков, расположенных в квартирах, должны размещаться за пределами квартиры и иметь возможность опломбирования.

**Требования и рекомендации ГП в соответствии с:

1. «Правила устройства электроустановок» (ПУЭ);

2. Постановление Правительства РФ от 04.05.2012 N 442 (ред. от 29.12.2020) «О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии» (вместе с «Основными положениями функционирования розничных рынков электрической энергии», «Правилами полного и (или) частичного ограничения режима потребления электрической энергии») (с изм. и доп., вступ. в силу с 07.01.2021);

3. Постановление Правительства РФ от 06.05.2011 N 354 (ред. от 01.02.2021) «О предоставлении коммунальных услуг собственникам и пользователям помещений в многоквартирных домах и жилых домов» (вместе с «Правилами предоставления коммунальных услуг собственникам и пользователям помещений в многоквартирных домах и жилых домов»);

4. РД 34.09.101-94 «Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении».


Варианты инженерно-технических решений организации учета электроэнергии в МКЖД


Сообщите показания прибора учета
Переходи на электронный документооборот
Тарифы на электроэнергию в г.Омске и Омской обл.
Одна карта - сотни бонусов и скидок
Не знаете как снизить затраты на электроэнергию?