какие требования к измерительным трансформаторам тока указаны неверно
Требования к средствам учета электроэнергии
Для учета электрической энергии используются приборы учета, типы которых утверждены федеральным органом исполнительной власти по техническому регулированию и метрологии и внесены в государственный реестр средств измерений.
Основным техническим параметром электросчетчика является «класс точности», который указывает на уровень погрешности измерений прибора. Классы точности приборов учета определяются в соответствии с техническими регламентами и иными обязательными требованиями, установленными для классификации средств измерений.
Требования к приборам учета электрической энергии, потребляемой юридическими лицами:
1. В зависимости от значения максимальной мощности (указанной в акте разграничения) и уровня напряжения на месте установки измерительного комплекса класс точности прибора учёта должен быть:
· Для точек присоединения к объектам электросетевого хозяйства напряжением 110 кВ и выше класса точности не менее 0,5S.
Для учета электрической энергии, потребляемой потребителями с максимальной мощностью не менее 670 кВт, подлежат использованию счетчики, позволяющие измерять почасовые объемы потребления электрической энергии, класса точности не менее 0,5S, обеспечивающие хранение данных о почасовых объемах потребления электрической энергии за последние 90 дней и более или включенные в систему учета.
(основание п. 139 ПП РФ №442 от 04.05.2012)
2. На винтах, крепящих корпус счётчика должна быть пломба с клеймом госповерителя (основание п. 1.5.13 ПУЭ).
3. На крышке клеммной колодки счётчика должна быть пломба энергоснабжающей организации (основание п. 1.5.13 ПУЭ).
4. Прибор учёта должен быть допущен в эксплуатацию в установленном порядке (основание п. 137 ПП РФ №442 от 04.05.2012).
5. Собственник прибора учёта обязан:
· обеспечить эксплуатацию прибора учёта;
· обеспечить сохранность и целостность прибора учёта, а также пломб и (или) знаков визуального контроля;
· обеспечить снятие и хранение показаний прибора учёта;
· обеспечить своевременную замену прибора учёта;
(основание п. 145 ПП РФ №442 от 04.05.2012).
6.Энергоснабжающая организация должна пломбировать:
клеммники трансформаторов тока;
крышки переходных коробок, где имеются цепи к электросчетчикам;
токовые цепи расчетных счетчиков в случаях, когда к трансформаторам тока совместно со счетчиками присоединены электроизмерительные приборы и устройства защиты;
испытательные коробки с зажимами для шунтирования вторичных обмоток трансформаторов тока и места соединения цепей напряжения при отключении расчетных счетчиков для их замены или поверки;решетки и дверцы камер, где установлены трансформаторы тока;
решетки или дверцы камер, где установлены предохранители на стороне высокого и низкого напряжения трансформаторов напряжения, к которым присоединены расчетные счетчики;
приспособления на рукоятках приводов разъединителей трансформаторов напряжения, к которым присоединены расчетные счетчики.
Во вторичных цепях трансформаторов напряжения, к которым подсоединены расчетные счетчики, установка предохранителей без контроля за их целостностью с действием на сигнал не допускается.
Поверенные расчетные счетчики должны иметь на креплении кожухов пломбы организации, производившей поверку, а на крышке колодки зажимов счетчика пломбу энергоснабжающей организации.
Для защиты от несанкционированного доступа электроизмерительных приборов, коммутационных аппаратов и разъемных соединений электрических цепей в цепях учета должно производиться их маркирование специальными знаками визуального контроля в соответствии с установленными требованиями.
(Основание – п. 2.11.18 Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей)
Требования к учету электрической энергии с применением измерительных трансформаторов:
Измерительные трансформаторы тока по техническим требованиям должны соответствовать ГОСТ 7746-2001 («Трансформаторы тока. Общие технические условия»).
1. Класс точности измерительных трансформаторов, используемых в измерительных комплексах для установки (подключения) приборов учета, должен быть не ниже 0,5. (основание п. 139 ПП РФ №442 от 04.05.2012).
3. Присоединение токовых обмоток счетчиков к вторичным обмоткам трансформаторов тока следует проводить, отдельно от цепей защиты и совместно с электроизмерительными приборами (основание п. 1.5.18 ПУЭ).
4. Использование промежуточных трансформаторов тока для включения расчетных счетчиков запрещается (основание п. 1.5.18 ПУЭ).
5. Нагрузка вторичных обмоток измерительных трансформаторов, к которым присоединяются счетчики, не должна превышать номинальных значений (основание п. 1.5.19 ПУЭ).
6. Сечение и длина проводов и кабелей в цепях напряжения расчетных счетчиков должны выбираться такими, чтобы потери напряжения в этих цепях составляли не более 0,25 % номинального напряжения при питании от трансформаторов напряжения класса точности 0,5. Для обеспечения этого требования допускается применение отдельных кабелей от трансформаторов напряжения до счетчиков (основание п. 1.5.19 ПУЭ).
7. Измерительные трансформаторы напряжения по техническим характеристикам должны соответствовать ГОСТ 1983-2001 («Трансформаторы напряжения. Общие технические условия»).
Требования к приборам учета электрической энергии, потребляемой гражданами (физическими лицами):
1. Счётчики должны иметь класс точности не менее 2,0 (основание п. 138 ПП РФ №442 от 04.05.2012).
2. На винтах, крепящих корпус счётчика должна быть пломба с клеймом госповерителя (основание п. 1.5.13 ПУЭ).
3. На крышке клеммной колодки счётчика должна быть пломба энергоснабжающей организации (основание п. 1.5.13 ПУЭ).
4. К использованию допускаются приборы учета утвержденного типа и прошедшие поверку в соответствии с требованиями законодательства Российской Федерации об обеспечении единства измерений (основание п. 80 ПП РФ №354 от 06.05.2011г.).
5. Оснащение жилого или нежилого помещения приборами учета, ввод установленных приборов учета в эксплуатацию, их надлежащая техническая эксплуатация, сохранность и своевременная замена должны быть обеспечены собственником жилого или нежилого помещения.
Ввод установленного прибора учета в эксплуатацию, то есть документальное оформление прибора учета в качестве прибора учета, по показаниям которого осуществляется расчет размера платы за коммунальные услуги, осуществляется исполнителем в том числе на основании заявки собственника жилого или нежилого помещения, поданной исполнителю. (основание п. 81 ПП РФ №354 от 06.05.2011г.).
6. Эксплуатация, ремонт и замена приборов учета осуществляются в соответствии с технической документацией. Поверка приборов учета осуществляется в соответствии с положениями законодательства Российской Федерации об обеспечении единства измерений (основание п. 81(10) ПП РФ №354 от 06.05.2011г.).
7. Прибор учета должен быть защищен от несанкционированного вмешательства в его работу (основание п. 81(11) ПП РФ №354 от 06.05.2011г.).
Какие требования к измерительным трансформаторам тока указаны неверно
Государственная система обеспечения единства измерений
State system for ensuring the uniformity of measurements.
Current transformers. Verification procedure
Дата введения 2004-04-01
1 РАЗРАБОТАН Федеральным государственным унитарным предприятием «Уральский научно-исследовательский институт метрологии» (ФГУП «УНИИМ»)
ВНЕСЕН Госстандартом России
2 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол N 23 от 22 мая 2003 г.)
За принятие проголосовали:
Наименование национального органа по стандартизации
Госстандарт Республики Беларусь
Госстандарт Республики Казахстан
3 Постановлением Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации и метрологии от 26 сентября 2003 г. N 268-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 8.217-2003 введен в действие непосредственно в качестве государственного стандарта Российской Федерации с 1 апреля 2004 г.
Переиздание (по состоянию на март 2008 г.)
1 Область применения
Допускается поверять трансформаторы тока, метрологические характеристики которых не хуже указанных в ГОСТ 7746 и ГОСТ 23624.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 8.550-86 Государственная система обеспечения единства измерений. Государственный специальный эталон и государственная поверочная схема для средств измерений коэффициента и угла масштабного преобразования синусоидального тока
ГОСТ 12.2.007.0-75 Система стандартов безопасности труда. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности
ГОСТ 12.3.019-80 Система стандартов безопасности труда. Испытания и измерения электрические. Общие требования безопасности
ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия
ГОСТ 8711-93 (МЭК 51-2-84) Приборы аналоговые показывающие электроизмерительные прямого действия и вспомогательные части к ним. Часть 2. Особые требования к амперметрам и вольтметрам
ГОСТ 13109-97 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения
ГОСТ 18685-73 Трансформаторы тока и напряжения. Термины и определения
ГОСТ 19880-74* Электротехника. Основные понятия. Термины и определения
* На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р 52002-2003.
ГОСТ 21130-75 Изделия электротехнические. Зажимы заземляющие и знаки заземления. Конструкция и размеры
ГОСТ 23624-2001 Трансформаторы тока измерительные лабораторные. Общие технические условия
3 Определения
В настоящем стандарте применены термины с соответствующими определениями по ГОСТ 18685, ГОСТ 19880 и [1].
4 Операции поверки
4.1 При проведении всех видов поверки выполняют следующие операции:
4.2 В случае получения отрицательного результата при выполнении любой операции по 9.1-9.5 поверку прекращают и оформляют ее результаты в соответствии с 10.2.
5 Средства поверки
Наименование средства поверки и его основные характеристики
Номер пункта настоящего стандарта
Мегомметр с характеристиками по ГОСТ 7746 или ГОСТ 23624
Понижающий силовой трансформатор с регулирующим устройством, обеспечивающим диапазон регулирования от 1% до 120% номинального тока поверяемого трансформатора тока и установку этого тока с погрешностью, не выходящей за пределы ±10%; трансформатор тока класса точности не ниже 5 по ГОСТ 7746; амперметр класса точности не ниже 5 по ГОСТ 8711; вольтметр амплитудных значений класса точности 10 по ГОСТ 8711; нагрузочный резистор (значение сопротивления указано в 9.3.3)
Понижающий силовой трансформатор по 9.3;
прибор сравнения токов с допускаемой погрешностью по току в пределах от ±0,03% до ±0,001% и по фазовому углу от ±3,0′ до ±0,1′;
нагрузочное устройство поверяемого трансформатора тока (вторичная нагрузка) с погрешностью сопротивления нагрузки при 
, не выходящей за пределы ±4%
Средства поверки по 9.4
5.3 Допускается применение других средств поверки с метрологическими и основными техническими характеристиками не хуже приведенных в таблице 1.
5.4 При отсутствии нагрузочного устройства (приложение Б) допускается применение действительной нагрузки (или ее эквивалента), с которой работает трансформатор тока и сопротивление которой определено с погрешностью, не выходящей за пределы ±4%. Нагрузка должна удовлетворять требованиям ГОСТ 7746 или ГОСТ 23624.
6 Требования к квалификации поверителей
К поверке трансформаторов тока допускаются лица, аттестованные на право поверки средств измерений электрических величин, прошедшие обучение для работы с трансформаторами тока и инструктаж по технике безопасности, имеющие удостоверение на право работы на электроустановках напряжением до 1000 В и группу по электробезопасности не ниже III.
7 Требования безопасности
7.1 При проведении поверки соблюдают требования ГОСТ 12.2.007.0, ГОСТ 12.3.019 и [2]-[4].
Следует также соблюдать требования безопасности, указанные в эксплуатационной документации на средства поверки.
7.2 Перед любыми переключениями в цепях схем поверки (рисунки 2-4) следует убедиться, что питание установки отключено и ток в первичной цепи поверяемого трансформатора отсутствует. Отключение питания проводят при помощи коммутационного устройства, расположенного до регулятора напряжения или непосредственно после него.
7.3 При определении погрешностей одной из обмоток трансформаторов тока, имеющих две и более вторичных обмотки, каждая из которых размещена на отдельном магнитопроводе, другие вторичные обмотки должны быть замкнуты на нагрузку, не превышающую номинального значения, или накоротко.
8 Условия поверки и подготовка к ней
8.1 При проведении поверки соблюдают следующие условия:
8.2 Перед проведением поверки трансформатор выдерживают на месте поверки не менее двух часов.
8.3 Средства поверки подготавливают к работе согласно указаниям, приведенным в эксплуатационной документации на них.
8.4 Трансформатор предъявляют на поверку со свидетельством о предыдущей поверке, если оно выдавалось.
9 Проведение поверки
При внешнем осмотре устанавливают соответствие трансформаторов тока следующим требованиям:
— контактные зажимы или выводы первичной и вторичной обмоток должны быть исправны и снабжены маркировкой;
— отдельные части трансформаторов тока должны быть прочно закреплены;
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:
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;
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;
— 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);
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;
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.