Sibprompost.ru

Стройка и ремонт
2 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Вопрос — ответ

Вопрос — ответ

Работники строительных и ремонтных организаций знают, что проводить какие-либо раскопки в черте города невозможно без получения специального разрешения. Эту бумагу выдают только при условии, что проект, который подразумевает производство земляных работ согласован с целым рядом коммунальных служб, в чьем ведении находятся подземные коммуникации. Правила, которые необходимо соблюдать для получения разрешения в ООО «Барнаульская сетевая компания», и последовательность действий:

1. Для получения разрешения на проведение работ в охранной зоне кабельных линий нужно обратиться за три дня до их начала.
2. Проектную документацию необходимо согласовать в производственно-технической службе ООО «БСК» по адресу: ул. Деповская, 19, каб. 306. Согласование занимает от трех рабочих дней. На проект ставиться синяя печать «СОГЛАСОВАНО».
3. Обратиться в кабельное бюро ООО «БСК» для получения разрешения на производство земляных работ в котором будут зафиксированы особые условия производства работ по адресу: ул. Деповская, 19 каб. 402.
4. Представитель кабельного бюро если пересечений с подземными кабельными линиями нет сразу выдает разрешение на производство земляных работ. Если пересечения с кабельными линиями неизбежны выдается разрешение на шурфление кабельных линий вручную в месте предполагаемого пересечения. Последнее НЕ ДАЕТ ПРАВА начинать производственные работы техникой.
5. Затем необходимо сделать шурф. Напоминаем, он делается только лопатами. Применять ломы и пневматические инструменты в охранной зоне запрещено. Зимой при отогревании почвы источник тепла должен находиться не ближе чем в 30 сантиметрах от кабеля. По окончании шурфления необходимо повторно вызвать представителя кабельного бюро ООО «БСК».
6. Если в результате шурфление кабель обнаружен- представитель кабельного бюро выдает разрешение на производство земляных работ.
7. Если в результате шурфления кабель не обнаружен- представитель кабельного бюро ООО «БСК» вызывает лабораторию ООО «БСК». Лаборатория «прослушает» подземную кабельную линию и точно укажет место залегания кабеля. В новой точке предполагаемого пересечения снова сделать шурф. Убедившись, что кабель проходит именно в месте шурфления, представитель кабельного бюро выдает разрешение на производства земляных работ.
8. После окончания работ в охранной зоне кабельных линий (перед засыпкой траншеи) вызвать представителя кабельного бюро ООО «БСК» для приемки работ в месте пересечения. Услуги представителей кабельного бюро осуществляются бесплатно.

Может показаться, что получение одного лишь разрешения очень трудоемко и продолжительно по времени. Однако соблюдение всех перечисленных правил убережет производителя работ от неожиданных аварий и штрафов. И еще несколько рекомендаций:
1. Охранная зона по обе стороны от места залегания кабеля -1 метр.
2. Применять землеройные машины разрешается не ближе 2 метров от кабелей, ударные и вибропогружные механизмы – не глубже 5 метров.
3. Если раскопки производятся на глубине большей чем, глубина залегания кабеля, и кабели открываются, необходимо поместить их в короба или разрезанные трубы и надежно подвесить к уложенным поперек траншеи балкам с креплением через каждый метр. Без устройства короба кабели подвешивать запрещается.
4. Вырытые котлованы и траншеи должны быть ограждены. На ограждение необходимо нанести предупредительные знаки и надписи, а в ночное время-сигнальной освещение.
5. Повторно вызывать представителя кабельного бюро необходимо в случае расширения зоны работ, для продления разрешения, при смене производителя работ, а также в случае, если в ходе земляных работ обнаружен кабель, не указанный на съемке.

Управление жилищно-коммунального комплекса и энергетики

Ответственность за техническое состояние индивидуального прибора учета, соответствие класса точности приборов учета, сроки межповерочного интервала и порядок замены приборов учета

Собственник обязан обеспечить эксплуатацию приборов учета в соответствии с техническими требованиями на прибор. Таким образом, у владельца узла учета должен быть заключен договор на техническое обслуживание приборов учета с обслуживающей организацией (например, это может быть организация по установке приборов учета, энергоснабжающая организация, управляющая компания).

Работы по ремонту приборов учета выполняются на предприятиях-изготовителях приборов или специализированном ремонтном предприятии в соответствии с утвержденным технологическим процессом. После ремонта прибора учета необходимо провести внеочередную поверку.

В обязанности собственника входит обеспечение достоверности показаний приборов учета, в частности, их своевременная метрологическая поверка, т.е. поверка оплачивается за счет средств собственника.

Метрологическое обеспечение достоверности показаний приборов учета заключается в периодической их поверке в специализированной организации (например, в лаборатории регионального центра стандартизации и метрологии или в организации, имеющей в своем распоряжении соответствующие испытательные лаборатории).

На основании постановления правительства РФ № 250 от 20.04.10г. начиная с 2012 г. поверка средств измерений количества электроэнергии, расхода холодной и горячей воды и газа, должна осуществляться только аккредитованными государственными региональными центрами метрологии. Поскольку в устройство узла учета тепловой энергии входит и расходомер, то это требование будет относиться и к коммерческому учету тепловой энергии.Суть метрологической поверки заключается в испытаниях прибора учета на более точном оборудовании.

Периодичность поверки указана в паспорте на прибор учета. Межповерочный интервал (МПИ) приборов учета тепловой энергии и счетчика горячей воды, как правило, составляет 4 года, а счетчика холодной воды — 6 лет.

Читайте так же:
Подать показания счетчиков электроэнергии снежногорск

Эксплуатация не поверенного прибора учета запрещается и расценивается поставщиком энергоресурса как отсутствие прибора учета со всеми вытекающими для потребителя последствиями. В соответствии с пунктом 59 Постановления Правительства Российской Федерации от 06.05.2011 № 354, оплата за коммунальную услугу, предоставленную потребителю, на время проведения поверки прибора учета, определяется из рассчитанного среднемесячного объема потребления коммунального ресурса потребителем, определенного по показаниям индивидуального или общего (квартирного) прибора учета за период не менее 6 месяцев (для отопления — исходя из среднемесячного за отопительный период объема потребления), а если период работы прибора учета составил меньше 6 месяцев, — то за фактический период работы прибора учета, но не менее 3 месяцев (для отопления — не менее 3 месяцев отопительного периода).

Следует устанавливать только те приборы учета, которые включены в государственный реестр средств измерений и допущенные к применению на территории Российской Федерации.

Кроме того, правилами пользования электрической, тепловой энергии, воды и газа установлены требования к классу точности применяемых приборов учета не ниже установленного порога. Класс точности — это возможная погрешность прибора учета в диапазоне измерений, выраженная в процентах. Чем больше число, обозначающее класс точности, тем ниже точность прибора.

Принципы построения и работы АСКУЭ

Переход экономики России на рыночные методы хозяйствования предъявляет жесткие требования к достоверности и оперативности учета электрической энергии. Эти требования могут быть удовлетворены только путем создания автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ), оснащенных современной вычислительной техникой.

Задачи АСКУЭ как измерительной системы

Основной целью учета электрической энергии является получение достоверной информации о количестве произведенной, переданной, распределенной и потребленной электрической энергии и мощности на оптовом и розничном рынке. Эта информация позволяет:
* производить финансовые расчеты между участниками рынка;
* управлять режимами энергопотребления;
* определять и прогнозировать все составляющие баланса электроэнергии (выработка, отпуск с шин, потери и так далее);
* определять и прогнозировать удельный расход топлива на электростанциях;
* выполнять финансовые оценки процессов производства, передачи и распределения электроэнергии и мощности;
* контролировать техническое состояние систем учета электроэнергии в электроустановках и соответствие их требованиям нормативно-технических документов.

Контроль достоверности учета электроэнергии достигается за счет ежемесячного составления баланса поступившей и отпущенной электрической энергии с учетом потерь и расхода электрической энергии на собственные нужды. Баланс составляется на основе показаний счетчиков электрической энергии, снимаемых в 24 часа местного времени последних суток каждого расчетного месяца. Принятая в настоящее время ручная запись показаний счетчиков, по которым составляется баланс электроэнергии, не вполне корректна и приводит к дополнительным погрешностям, поскольку трудно обеспечить одновременную и безошибочную запись этих показаний, особенно при большом числе контролируемых счетчиков.

Внедрение АСКУЭ дает возможность:
* оперативно контролировать и анализировать режим потребления электроэнергии и мощности основными потребителями;
* осуществлять оптимальное управление нагрузкой потребителей;
* собирать и формировать данные на энергообъектах;
* собирать и передавать на верхний уровень управления информацию и формировать на этой основе данные для проведения коммерческих расчетов между поставщиками и потребителями электрической энергии;
* автоматизировать финансово-банковские операции и расчеты с потребителями.

АСКУЭ должны выполняться на базе серийно выпускаемых технических средств и программного обеспечения. В состав технических средств АСКУЭ должны входить:
* счетчики электрической энергии, оснащенные датчиками-преобразователями, преобразующими измеряемую энергию в пропорциональное количество выходных импульсов или цифровой код (при использовании электронных реверсивных счетчиков — раздельно на каждое направление);
* устройства сбора и передачи данных (УСПД), обеспечивающие сбор информации от счетчиков и передачу ее на верхние уровни управления;
* каналы связи с соответствующей каналообразующей аппаратурой для передачи измерительной информации;
* средства обработки информации (как правило, персональные ЭВМ).

С метрологической точки зрения АСКУЭ представляет собой специфический тип измерительной системы, которая реализует процесс измерения и обеспечивает автоматическое (автоматизированное) получение результатов измерений. Метрологическое обеспечение АСКУЭ должно проводиться в соответствии с общими правилами, распространяющимися на измерительные системы.

Различают измерительные системы (ИС) трех типов:
* ИС широкого применения, разрабатываемые для серийного производства в виде законченных изделий, для установки которых на месте эксплуатации достаточно указаний, изложенных в их эксплуатационной документации;
* ИС целевого применения, разрабатываемые для единичного (разового или повторяющегося мелкими партиями) изготовления, для установки которых на месте эксплуатации достаточно указаний, изложенных в их эксплуатационной документации;
* ИС целевого применения, проектируемые для определенных объектов (групп однородных объектов) и возникающие как законченное изделие непосредственно на объекте эксплуатации путем комплектации из компонентов серийного или единичного изготовления и соответствующего монтажа и наладки, осуществляемых в соответствии с проектной документацией.

Следует заметить, что, в соответствии с Законом РФ «Об обеспечении единства измерений», ИС, используемые для коммерческого учета электрической энергии, подлежат обязательным испытаниям для целей утверждения типа. Испытаниям подлежат все перечисленные типы ИС, в том числе и системы третьего типа, скомплектованные на объекте эксплуатации из средств измерений, каждое из которых в отдельности зарегистрировано в Государственном реестре средств измерений. Цель испытаний — проверка системы в целом, в частности установление:
* наличия нормированных метрологических характеристик системы;
* наличия эксплуатационной документации, определяющей, в том числе, требования к линиям связи и каналообразующей аппаратуре, при которых гарантируется функционирование системы с заданными метрологическими характеристиками;
* фактических значений метрологических характеристик системы в рабочих условиях эксплуатации.

Читайте так же:
Электрическая схема электросчетчика ник 2102

Положительные результаты испытаний являются основанием для утверждения типа ИС и регистрации ее в Государственном реестре средств измерений с выдачей сертификата об утверждении типа системы.

Концепция создания АСКУЭ

С целью ускорения работ по автоматизации коммерческого учета перетоков электроэнергии РАО «ЕЭС России» разработало концепцию создания АСКУЭ. Эта концепция должна стать методологической и организационно-технической основой для создания АСКУЭ не только в РАО «ЕЭС России», но и на промышленных предприятиях, у потребителей электрической энергии. В соответствии с этой концепцией структура и иерархия АСКУЭ должны соответствовать современной структуре управления в электроэнергетике и включать в себя несколько уровней:
* РАО «ЕЭС России» (верхний уровень управления);
* региональные отделения РАО «ЕЭС России»;
* субъекты оптового рынка — энергосистемы (региональные АО-энерго, электростанции, АЭС и электрические сети 330-1150 кВ РАО «ЕЭС России»);
* структурные подразделения АО-энерго (сетевые предприятия, электростанции) и промышленные предприятия.

На каждом уровне АСКУЭ решаются свои технологические и коммерческие задачи, происходит обмен измерительной информацией с выше- и нижестоящими уровнями системы, создается база данных, в которой производится хранение и обработка собранной информации.

В рамках данной концепции удобно осуществлять поэтапный ввод АСКУЭ в промышленную эксплуатацию, исходя из приоритетности решаемых задач и наличия технических средств.

По принципу организации существующие АСКУЭ можно разделить на два типа: локальные (для отдельных предприятий) и региональные (многоуровневые).

Локальная АСКУЭ

Локальная АСКУЭ (ЛАСКУЭ), расположенная на одном предприятии (например, на подстанции или заводе), имеет следующую структуру:
* счетчики электрической энергии и мощности;
* устройства сбора и передачи данных (УСПД) — телесумматоры, мультиплексоры и другие;
* сервер опроса УСПД — ЭВМ, соединенная с УСПД или счетчиками электрической энергии (если они имеют соответствующий интерфейс); на ЭВМ устанавливается специализированное ПО, способное принимать данные от УСПД и сохранять их в базе данных результатов измерений;
* рабочие места технологов — ЭВМ, подключенные к локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия, в которой находится сервер опроса УСПД и сервер баз данных (БД). В этом случае сервер опроса УСПД и сервер БД определяются как узел локальной АСКУЭ. Как вариант, возможна организация удаленных рабочих мест. ЛВС АСКУЭ, как правило, имеет топологию «звезда» или «общая шина» и строится с использованием стандартных технических и программных средств.

Выбор технических средств для построения ЛАСКУЭ определяется, в первую очередь, количеством измерительных каналов системы.

При построении относительно небольшой системы с высокими требованиями к погрешности результата измерения ЛАСКУЭ обычно строится на базе относительно дорогих интеллектуальных счетчиков электрической энергии, в частности счетчиков типа «Альфа» производства «АББ ВЭИ Метроника» (Москва). В качестве примеров подобных систем можно упомянуть комплексы электронных средств автоматизированного учета электроэнергии на базе ИВК «Метроника».

При построении ЛАСКУЭ с числом измерительных каналов до нескольких сотен более дешевыми оказываются системы, построенные на базе счетчиков, оснащенных числоимпульсным телеметрическим выходом, и стандартных УСПД. В качестве примера можно привести широко распространенный комплекс технических средств «Энергия».

При построении ЛАСКУЭ с числом измерительных каналов порядка тысячи возникают проблемы с организацией передачи значительного объема измерительной информации по относительно небольшому числу линий связи. Для повышения производительности передачи измерительной информации в таких случаях применяют линии связи с уплотнением измерительной информации до ее архивирования в УСПД. Для уплотнения измерительной информации между счетчиками электрической энергии и УСПД включают устройства сбора данных (УСД), осуществляющие прием измерительной информации от ряда счетчиков системы (количество счетчиков, приходящихся на одно УСД, обычно кратно 16), накопление этой информации в течение 10-15 с и передачу накопленной информации в цифровой форме на УСПД системы. В качестве примера подобной системы можно привести телемеханическую систему учета «Пчела».

Региональная АСКУЭ

В ситуации, когда необходимо организовать сбор и обработку данных от нескольких локальных АСКУЭ, создается региональная АСКУЭ (РАСКУЭ), представляющая собой многоуровневую систему. Верхние уровни этой системы образованы узлами, соединенными между собой линиями связи, содержащими соответствующую каналообразующую аппаратуру. Обычно РАСКУЭ строится на принципах организации сетей Интернет и Интранет. К нижнему уровню РАСКУЭ относятся ЛАСКУЭ, от которых поступает информация о потреблении электрической энергии. Необходимо выполнение ряда требований к форматам представления измерительной информации, протоколам обмена и базам данных, в числе которых можно назвать:
* универсальный формат представления данных;
* согласованный протокол обмена данными;
* единую систему описания (кодировки) результатов измерений и вычислений;
* возможность организации взаимодействия между узлами РАСКУЭ;
* открытость протоколов обмена данными физического уровня и уровня приложения между ЭВМ и УСПД и счетчиками в локальной АСКУЭ;
* наличие описания структуры и особенностей реализации базы данных локальной АСКУЭ;
* наличие подробного описания принципов функционирования всех компонентов АСКУЭ — как аппаратных, так и программных.

Читайте так же:
Счетчик 1 фазный габариты

Например, ставится задача организовать на предприятии Г обработку данных, поступающих от предприятий А, Б и В и, кроме того, обеспечить обмен данными предприятий А, Б и В между собой. В таком случае каждое из предприятий А, Б и В должно иметь ЛВС с присутствующим в ней узлом ЛАСКУЭ, узлом РАСКУЭ и шлюзом к корпоративной сети или сети Интернет. Тип шлюза и коммуникаций не имеет значения и зависит от возможностей конкретного предприятия. Предприятие Г должно иметь также узел РАСКУЭ и шлюз корпоративной сети. При этом в базах данных АСКУЭ всех предприятий должно содержаться описание обрабатываемых результатов измерений.

Технические требования к АСКУЭ

Основным источником измерительной информации в любой АСКУЭ является ее нижний уровень — ЛАСКУЭ. Поэтому точность и достоверность результатов измерений обеспечиваются, в первую очередь, показателями качества и точностными характеристиками средств, используемых в составе ЛАСКУЭ.

Существует и другой весьма важный для АСКУЭ показатель — погрешность передачи информации по линиям связи АСКУЭ.

При использовании в составе АСКУЭ счетчика электрической энергии, оснащенного телеметрическим выходом, информация об измеряемой электрической энергии передается по линии связи в виде последовательности импульсов, частота следования которых пропорциональна измеряемой электрической мощности. Погрешность передачи информации проявляется в этом случае как погрешность счета импульсов вследствие наличия помех и тепловых шумов в линии связи.

В случае передачи измерительной информации в цифровой форме от счетчика электрической энергии с цифровым выводом эта информация кодируется двоичным кодом. В передаваемом сообщении каждый бит информации представлен соответствующим сигналом. Приемник измерительной информации регистрирует наличие или отсутствие сигнала и тем самым — каждый передаваемый бит сообщения. Вследствие наличия помех и тепловых шумов в линии связи передаваемый сигнал может быть также искажен.

В литературе еще встречаются утверждения, что цифровые каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в результат измерения, потому что «цифровая информация и протоколы обмена имеют защиту от искажения помехами». На самом деле существует конкретное минимальное число искажений бит передаваемого сообщения, которое система контроля, реализованная в протоколе, может пропустить, — в этом случае говорят о необнаруженных ошибках. Этот недостаток присущ любому протоколу передачи информации. В настоящее время все разработчики АСКУЭ ориентируются на типовые технические требования к средствам автоматизации контроля и учета электроэнергии и мощности для АСКУЭ энергосистем, разработанные РАО «ЕЭС России». Они содержат требования к точностным характеристикам, которые должны определяться в основном классом точности счетчика электрической энергии, установленного на входе канала, требования к показателям назначения, программному обеспечению, устойчивости к внешним воздействиям и другие требования, необходимые для создания системы.

1. АСКУЭ развиваются в двух направлениях: локальные и региональные (или территориально распределенные) АСКУЭ.

2. Для создания локальных АСКУЭ можно воспользоваться системами как отечественного, так и зарубежного производства. Измерительная часть локальной АСКУЭ подлежит испытаниям для целей утверждения типа и обязательной поверке в соответствии с действующими нормативными документами.

3. При выборе поставщика аппаратуры или создании локальной АСКУЭ «под ключ» следует обратить внимание на открытость системы. Необходимо наличие описаний протоколов обмена данными (как физического уровня, так и уровня приложения) с УСПД и счетчиками энергии/мощности, описание структуры и особенностей реализации базы данных, подробное описание принципов функционирования всех компонентов АСКУЭ — как аппаратных, так и программных. В противном случае могут возникнуть проблемы с интеграцией локальной АСКУЭ в региональную.

4. Создание региональной АСКУЭ является отдельной задачей, решение которой возможно только при выполнении ряда организационных и технических требований (универсальная идентификационная кодировка результатов измерений, универсальный формат представления данных, согласованный протокол обмена данными, физическая возможность связи между узлами региональной системы).

5. Соблюдение технических требований, предъявляемых к АСКУЭ, является залогом успешного ввода в промышленную эксплуатацию и надежного функционирования системы.

Ответы на часто задаваемые вопросы для физических лиц

Как я могу узнать о состоянии лицевого счета, размере задолженности по оплате за потребленную электроэнергию?

Информацию о величине задолженности, состоянии лицевого счета частные клиенты получают в счетах за потребленную электрическую энергию. Сумма, подлежащая оплате, также отражается в личном кабинете на официальном сайте ПАО «ТНС энерго Марий Эл». Эти сведения также можно получить на главной странице сайта компании, просто введя двенадцатизначный номер лицевого счета. Также данная информация доступна при обращении в единый контактный центр, позвонив по телефону 8(8362) 347-127, клиенты могут получить сведения в автоматическом режиме, введя номер лицевого счета, или при ответе оператора.

В какие сроки необходимо оплачивать счета за потребленную электроэнергию?

Расчеты за электрическую энергию, поданную Гарантирующим поставщиком Потребителю, производятся по извещениям-квитанциям, ежемесячно, до 25 числа месяца, следующего за расчетным.

Расчет производится по ценам (тарифам), установленным в порядке, определенном законодательством Российской Федерации о государственном регулировании цен (тарифов). Расчетным периодом в соответствии с настоящим Договором является 1 календарный месяц.

Читайте так же:
Оплата за свет сверх счетчика

Выгодно ли ставить многотарифные счетчики электроэнергии?



Выгодно ли ставить многотарифные счетчики электроэнергии?

В качестве одной из мер, позволяющих сэкономить на расходах по оплате электроэнергии, преподносится установка современных счетчиков с возможностью многотарифного учета. Поможет ли такой счетчик экономить средства? Попробуем разобраться…

Объемы потребления электроэнергии в жилом секторе подвержены значительным суточным изменениям. В ночные часы потребление сведено к минимуму, максимума оно достигает, как правило, утром и вечером. Когда есть необходимость собраться на работу и сделать все домашние дела. Подобные колебания расхода электроэнергии и есть суточный график нагрузки. Использовать его для экономии энергоресурсов можно, например, изменив привычный распорядок пользования электрическими приборами и бытовой техникой. Однако для начала необходимо оценить целесообразность таких изменений и их экономическую эффективность.

Если бы тариф на электроэнергию в ночное время был просто ниже, чем тариф в пиковые и дневные часы, установка многотарифного счетчика была бы экономически эффективной. Срок окупаемости в этом случае зависел бы от разницы тарифов, суточного графика нагрузки, стоимости счетчика, работ по его установке и программированию. При многотарифном учете тарифы в пиковые и дневные часы выше, чем одноставочный тариф, а тариф в ночное время ниже. Как же в этом случае можно экономить?

Поможет ли многотарифный счетчик экономить?

Расчет стоимости электроэнергии при двухтарифном счетчике.

Такие приборы учета делят сутки на две зоны: «дневная зона» — с 7:00 до 23:00 и «ночная зона» — с 23:00 до 7:00.

По данным Федеральной службы государственной статистики и отчетности поставщиков энергоресурсов, объем электроэнергии, потребляемой населением в ночное время суток, в среднем составляет от 25 до 30% от общего суточного потребления, и такой расход характерен практически для всех регионов России.

Каким же образом можно рассчитать экономический эффект от установки двухтарифного счетчика?

Например, в Республике Марий Эл сейчас для населения действуют: «Одноставочный тариф» — 3,38 руб./кВт∙ч и тариф, дифференцированный по двум зонам суток: «Дневная зона» — 3,80 руб./кВт∙ч и «Ночная зона» — 1,50 руб./кВт∙ч. Сопоставляя с одноставочным тарифом, при использовании двухтарифного учета днем за один кВт∙ч вы платите на 42 копейки больше, а ночью за один кВт∙ч вы экономите 1 рубль 88 копеек. Для уравнивания расхода необходимо, чтобы на каждый кВт∙час ночной зоны суток приходилось не более 4,5 кВт∙ч дневной зоны. Тогда при меньшем соотношении всегда будет экономия, а при большем — перерасход.

Таким образом, в Республике Марий Эл объем электроэнергии, потребляемой населением в ночное время суток (расчетный порог ночного потребления), составляет: [1/(1+(3,38-1,50)/(3,80-3,38))=0,1826] или 18,26% от общего суточного потребления. Тариф, дифференцированный по двум зонам суток (День, Ночь), для жителей Республики Марий Эл, оказывается выгодным (18,26% 30%), они будут платить больше, экономический эффект в таком случае вообще отсутствует.

Если вы средний статистический потребитель и потребляете электроэнергию в привычное время суток, установка многотарифного счетчика не принесет экономической выгоды, а если вы планируете изменить периоды активного потребления электроэнергии и «запускать» электрические приборы и бытовую технику, скажем, в ночное время, установка многотарифного прибора учета может оказаться выгодной.

Как сэкономить на многотарифном счетчике?

Самый точный способ узнать есть ли смысл переходить на многотарифный учет — это получить точные данные о вашем суточном графике нагрузки. Если вы хотите поставить двухтарифный счетчик, то для этого вам нужно всего-навсего записывать показания своего электрического счетчика в 7:00 и в 23:00. Для трехтарифного счетчика это нужно делать в 7:00, 10:00, 17:00, 21:00 и 23:00. И так в течение всего календарного месяца. После чего возможно довольно точно рассчитать потребление по всем зонам суток и выяснить выгодность произведения замены. Естественно, что на такое исследование отважится не каждый.

Если график вашей работы укладывается в период с 8:00 до 17:00, а в квартире или в доме нет большого количества «умной» (программируемой) бытовой техники, способной работать по заданному расписанию, то многотарифный счетчик вам, скорее всего, не нужен. Напротив, при его установке вы можете увеличить расходы на оплату электроэнергии.

Тем не менее, наличие «умной» бытовой техники (стиральной и посудомоечной машин, электрической варочной панели и духового шкафа, хлебопечки, бойлера, котла и других мощных электроприборов), а самое главное — наличие возможности и желания включать все эти приборы исключительно в ночное время суток, могут дать экономию.

Допустим, что в среднестатистической квартире потребляется 300 кВт*ч в месяц. Путем собственных усилий вам удалось добиться 50% расчетного порога ночного потребления. Поверьте, это очень приличный результат, требующий коренной переделки устоявшихся привычек и своего жизненного распорядка.

В таком случае для жителя Республики Марий Эл ежемесячный экономический эффект составит:

300*3,38 — (150*3,80 + 150*1,50) = 219 руб. в мес.

Читайте так же:
Электрический счетчик меркурий 201 срок службы

Современный двухтарифный счетчик стоит примерно 1 800 ÷ 2 000 рублей. Стоимость его установки (демонтаж, монтаж, программирование, проверка и пломбирование) составит около 800 ÷ 1 000 рублей. В этом случае минимальный срок окупаемости замены обычного счетчика на современный двухтарифный получится чуть менее 1 года.

Менять исправный обычный счетчик на многотарифный выгодно лишь только в том случае, если в квартире или в доме есть мощные электроприборы, работающие круглосуточно или преимущественно в ночное время суток (электрический бойлер, отопительный котел, климатическая техника, вентиляция, ночное освещение придомовой территории, водозаборный узел, водяные или канализационные насосы и т.п.).

TMTG-3E — Счетчик электроэнергии для технического учета электроэнергии

TMTG-3E — счетчик электроэнергии для технического учета электроэнергии, многофункциональный регистратор напряжения и тока, измерительный преобразователь параметров электросети применяется для измерения, регистрации и передачи результатов измерения в форме аналоговых и цифровых сигналов (RS485, Modbus RTU). Измерения производятся в трехфазной сети.

Благодаря подключению прибора TMTG-3E к серверу системы контроля энергопотребления PMAC3624 можно просто и не дорого создать систему технического учета электроэнергии.

Дополнив измерительный прибор токовыми клещами с выходным сигналом 5А TTC-CCT, измеритель можно использовать в качестве переносного прибора.

TMTG-3E позволяет регистрировать события в сети напряжения: провалы, всплески, перенапряжение. Вместе с меткой времени каждое событие характеризуется: номером фазы, типом события, временем нахождения вне диапазона, значением напряжения.

С прибором применяются разъемные трансформаторы тока.
Настроить конфигурацию TMTG-3E, считать и отобразить результаты измерений можно с помощью поставляемой в комплекте бесплатной программой ВЕРА.

  • Описание
  • Техническая документация
  • Задать вопрос

Событием в сети напряжения является выход действующего значения измеряемого напряжения за пределы 0,9 . 1,1 U (U — номинальное значение). В следующей таблице приведен список событий с уровнями напряжения, регистрируемый в архив:

TMTG-3E позволяет измерять и регистрировать во внутренней энергонезависимой памяти (2 МБ) следующие величины параметров электрической сети:

  • потребленная и генерируемая активная и реактивная энергии
  • среднеквадратичные значения (True RMS) напряжения и тока
  • коэффициенты нелинейных искажений по напряжению и току
  • коэффициент формы (кресс фактор)
  • частота переменного тока
  • активная мощность
  • реактивная мощность
  • полная мощность
  • коэффициент мощности

Также TMTG-3E способен проводить осциллографирование однофазного тока и напряжения для визуальной оценки искажений формы волны. Запись сигнала происходит при выполнении условий срабатываний: по команде, по логическому импульсу, по исполнению условия в зависимости от заданного порогового значения.

Погрешности измерения напряжения и тока — 0,1%

Погрешность измерения активной, реактивной и полной мощности — 0,2%

Сетевое общение с прибором осуществляется по RS-485 с использованием протокола Modbus RTU. При помощи конвертера ВИЭ, производства VERTESZ электроника, Осуществляется преобразование формата Modbus RTU в формат Modbus TCP с интеграцией с помощью Ethernet в системы АСКУЭ, АСУТП.

Особенности ТМТG-3E:

    расчет параметров производится специальным процессором. Заложенный математический алгоритм позволяет точно рассчитывать все параметры, независимо от формы входных сигналов при коэффициенте нелинейных искажений измеряемого сигнала свыше 20% (THD). Что обеспечивает корректное измерение в цепях с частотными и тиристорными регуляторами.

высокое быстродействие преобразования СКО: 40 мс или два периода сети.

двухдиапазонное исполнение: 1А 5А.

высокая перегрузочная способность: до 4хUn и 10хIn.

ведение и хранение осциллограмм измеряемых сигналов (синхронизация, триггер).

высокоточная синхронизация измерений с метками астрономического времени.

наличие функций «интеллектуального счетчика», Исполнение с графическим жидкокристаллическим дисплеем (опция). С помощью цветного ЖК-дисплея можно наблюдать форму сигнала по напряжению и току за 8 периодов (512 значений длительностью 160 мс) Запись производится в оперативной памяти, поэтому при выключении прибора записи теряются.

3 программируемых аналоговых выхода для вывода любых измеряемых значений в виде унифицированных сигналов 0 . 5мA, 0 . 20мA, 4 . 20мA и 10В, или ± 10мА, ± 20мА.

3 программируемых дискретных выхода (полярность мощности и результатов измерения потребляемой энергии или потребление активной и реактивной мощности в виде последовательности импульсов и пр.).

  • 3 программируемых дискретных входа (синхроимпульс измерений, ограничение мощности, сумматор импульсов и пр.).
    • наличие двух программируемых компараторов с гистерезисом (дополнительно), которые могут быть привязаны к любому измеряемому параметру. Компараторы (выходной транзистор с ОК) могут работать по порогу срабатывания. В этом случае состояние выхода меняется при пересечении заданного уровня, относящегося к любому измеряемому или вычисленному сигналу. Если компаратор не привязан ни к одной из величин, то управление его выходом (установка 0 или 1 на выходе) возможно через RS-485 подачей определенной команды.

    • электронный ярлык согласно МЭК 1451: записаны все данные устройства и настройки (заводской номер, адрес, установленные уровни входных / выходных сигналов, величин гистерезиса).

    Прибор содержит 2 Мбайта памяти Flash, в которой находится архив, содержащий массивы измеренных величин и массивы событий напряжения. Запись в архив происходит по синхроимпульсу. Массив измеренных данных может содержать следующие значения (дополнительно):

    Опция

    Текущие значения

    симметричные составляющие фазного напряжения

    голоса
    Рейтинг статьи
    Ссылка на основную публикацию
    Adblock
    detector