•  
  •  
  •  
Личный кабинет

Службы доверия

  • ОАО «ИЭСК»

    тел. +7 (3952) 792-480
    факс +7 (3952) 792-497

  • Этическая линия ОАО «ИЭСК»

    тел. +7 (3952) 797-400

    эл. почта moral@irkutskenergo.ru

Установка электросчетчиков Южные электрические сети

 Стоимость работ выполняемых ОАО «ИЭСК»

№ п/п

Содержание работы

Стоимость работы с НДС, руб.

1

Монтаж электросчетчика РиМ 189.12 ВК3 с монтажем ответвления (с материалами)

2 680,96

2

Монтаж электросчетчика РиМ 489.18 с монтажем ответвления  (с материалами)

7 813,96

3

Монтаж электросчетчика РиМ 189.12 ВК3 с монтажем ответвления (материалы Заказчика)

1 708,64

4

Монтаж электросчетчика РиМ 489.18 с монтажем ответвления  (материалы Заказчика)

3 498,70

5

Монтаж электросчетчика РиМ 189.12  ВК3 (1-фазный)

779,98

6

Монтаж электросчетчика РиМ 489.18 (3-фазный)

2 771,82

7

Выезд специалиста

500

Стоимость приборов учета предлагаемых ОАО «ИЭСК»

(типовые приборы, уточненный тип  выбирается в соответствии с условиями потребителя)

 

Наименование

Стоимость с НДС, рублей

1

РиМ 189.12.ВК3

9 034,08

2

РиМ 489.18.ВК3

18 136,60

Информация для приобретения приборов учета

Телефон диспетчера по продаже счетчиков и услуг по установке приборов учета

8 (3952)793-346

Адрес и время, по которому потребитель может обратиться в филиал за услугой

Иркутская область, г. Иркутск, ул. Безбокова, 38а, 1 этаж, каб 11

Время работы: пн-пт: с 8-00 до 12-00, (последний день месяца – учет)

 

На территории Южных электрических сетей установлена и введена в эксплуатацию автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета  электроэнергии (АИИС КУЭ)

Технические требования с средствам учета электроэнергии устанавливаемым в филиале
ОАО «ИЭСК» «Южные электрические сети» для осуществления расчетов на розничном
рынке электроэнергии.

  1. Общие требования:

    1.1.Приборы учета, по которым осуществляются расчеты на розничном рынке должны соответствовать требованиям законодательства РФ об единстве измерений, должны быть допущены в эксплуатацию в РФ (внесены в Госреестр средств измерений РФ), иметь неповрежденные контрольные пломбы и (или) знаки визуального контроля.

    1.2.Каждый установленный расчетный счетчик должен иметь на винтах, крепящих кожух счетчика, пломбы с клеймом госповерителя, а на зажимной крышке- пломбу энергоснабжающей организации. На вновь устанавливаемых трехфазных счетчиках должны быть пломбы государственной поверки с давностью не более 12 мес, а на однофазных счетчиках- с давностью не более 2-х лет на момент установки.

    1.3.При определении количества электроэнергии по показаниям счетчиков учитываются только коэффициенты трансформации измерительных трансформаторов. Введение других поправочных коэффициентов не допускается.

     

  2. Требования к местам установки приборов учета:

    2.1.Приборы учета подлежат установке на границах балансовой принадлежности обьектов (субьектов) розничного рынка-потребителей, сетевых организаций, имеющих общую границу балансовой принадлежности (смежные субьекты розничного рынка).

    2.2.При отсутствии технической возможности установки прибора учета на границе балансовой принадлежности, прибор учета подлежит установке в месте, максимально приближенном к границе балансовой принадлежности, в котором имеется техническая возможность его установки. При этом по соглашению между смежными субъектами розничного рынка прибор учета, подлежащий использованию для определения объемов потребления (передачи) электроэнергии одного субъекта может быть установлен в границах объектов электроэнергетики другого смежного субъекта.

     

  3. Схемы подключения приборов учета:

    3.1.Схема подключения приборов учета должна обеспечивать учет количества и качества переданной (полученной) электрической энергии и мощности, а также определение потерь при ее передаче.

    3.2.В точках коммерческого учета в трехфазных сетях должны применяться трехфазные трехэлементные счетчики электроэнергии, которые должны включаться в каждую фазу присоединения, в однофазных сетях–однофазные.

    3.3.При подключении приборов учета через измерительные трансформаторы тока и трансформаторы напряжения подключение счетчика необходимо производить к отдельным обмоткам измерительных трансформаторов тока и напряжения соответствующих классов точности.

    3.4.Коэффициент трансформации трансформаторов тока должен удовлетворять условию, что при максимальной нагрузке присоединения ток во вторичной обмотке трансформатора тока будет составлять не менее 40% от его номинального тока, а при максимальной рабочей нагрузке- не менее 5%. В случае невозможности по условиям защиты выбора трансформаторов тока удовлетворяющих вышеуказанным условиям, необходима установка одноамперных трехфазных счетчиков электрической энергии, при этом величина максимального вторичного тока в точке учета не должна превышать максимальный допустимый ток счетчика, а длительность воздействия максимального вторичного тока – допустимую длительность воздействия для данного типа счетчика.

    3.5.Вторичные цепи измерительных трансформаторов тока и напряжения должны быть нагружены в соответствиями с требованиями ГОСТ 7746-2001 и ГОСТ 198-2001. В случае, если вторичные цепи измерительных трансформаторов тока и напряжения нагружены менее допустимых значений – должны быть установлены соответствующие догрузочные резисторы.

    3.6.Подключение прибора учета к трансформаторам тока и трансформаторам напряжения необходимо производить отдельным кабелем, при этом подсоединение измерительных цепей к электросчетчику должно быть проведено через испытательную коробку (специализированный клеммник), расположенную непосредственно под счетчиком.

    3.7.Сечение и длина проводов и кабелей в цепях напряжения приборов учета должны быть такими, чтобы потери напряжения в этих цепях составляли не более 0,25% номинального напряжения.

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

     

  4. Метрологические характеристики приборов учета:

    4.1.Метрологические характеристики приборов учета должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22-2003) «Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S», ГОСТ Р 52322-2005 (МЭК 62053-21-2003) «Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2», ГОСТ Р 52425-2005 «Статические счетчики реактивной энергии».

    4.2.Для учета электроэнергии, потребляемой гражданами, а также на границе раздела обьектов электросетевого хозяйства подлежат установке приборы учета класса точности 1,0 и выше.

    4.3.Для потребителей и смежных сетевых организаций с максимальной мощностью менее 670 кВт подлежат установке приборы учета класса точности: до 35 кВ – кл. 1,0 и выше; свыше 110 кВ – кл. 0,5S и выше.

    4.4.Для потребителей и смежных сетевых организаций с максимальной мощностью более 670 кВт подлежат установке приборы учета класса точности 0,5S и выше, позволяющие измерять почасовые объемы потребления электроэнергии, обеспечивающие хранение данных о почасовых объемах потребления электроэнергии за последние 120 дней и более.

    4.5.Для учета реактивной мощности потребляемой (производимой) потребителями с максимальной мощностью более 670 кВт, в случае если в договоре оказания услуг по передаче электроэнергии имеется условие о соблюдении соотношения потребляемой активной и реактивной мощности, подлежат установке приборы учета позволяющие учитывать реактивную мощность или совмещающие учет активной и реактивной мощности и измеряющие почасовые объемы потребления (производства) реактивной мощности. При этом указанные приборы учета должны иметь класс точности не ниже 2,0, но не более чем на одну ступень ниже класса точности приборов учета активной мощности.

    4.6.Межповерочный интервал для трансформаторов тока и напряжения должен составлять не менее 8 лет, для электросчетчиков – не менее 10 лет.

     

  5. Общие технические требования к приборам учета:

    5.1.Информация, выводимая на дисплее счетчика электрической энергии, должна отображаться на русском языке и включать в себя текущее показание счетчика, текущий тариф, индикацию работоспособного состояния счетчика.

    5.2.Счетчики электрической энергии должны нормально функционировать не позднее чем через 5 секунд после приложения номинального напряжения к зажимам счетчика. В счетчике электрической энергии должен быть предусмотрен контроль правильности подключения измерительных цепей. Защита от несанкционированного доступа должна быть выполнена на техническом (аппаратном) и программном уровне.

    5.3.Счетчики электрической энергии должны иметь один или несколько цифровых интерфейсов связи (RS-485, GSM, CAN, PLC, RF. RS-232, Ethernet или другие), и интерфейс для поверки счетчика. Скорость передачи данных должна быть не менее 1200 бит/с. Счетчики электрической энергии должны функционировать в соответствии с заявленными техническими характеристиками при любом значении температуры находящемся в интервале от -40 до +600С.

    5.4.Электросчетчики должны быть запрограммированы на местное время (Иркутск), без перехода на летнее/зимнее время.

     

  6. Основные термины и определения употребляемые в тексте:

    6.1.«потребитель»- потребитель электрической энергии, приобретающий электрическую энергию (мощность) для бытовых и (или) производственных нужд;

    6.2.«класс точности» приборов учета и измерительных трансформаторов - характеристика средства измерений, определяемая пределами допускаемых погрешностей, значения которых устанавливаются в стандартах на отдельные виды средств измерений.