МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ
АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
ПРИ ЕЕ ПРОИЗВОДСТВЕ И РАСПРЕДЕЛЕНИИ

РД 34.11.325-90

СО 153-34.11.325-90

ОРГРЭС

Москва 1991

РАЗРАБОТАНО     Всесоюзным научно-исследовательским институтом электроэнергетики (ВНИИЭ)

ИСПОЛНИТЕЛИ    Л.А. БИБЕР, Ю.Е. ЖДАНОВА

УТВЕРЖДЕНО      Главным научно-техническим управлением энергетики и электрификации 12.12.90 г.

Заместитель начальника К.М. АНТИПОВ

Срок действия установлен

с 01.08.91 г.

до 01.08.96 г.

Настоящие Методические указания (МУ) распространяются на измерения количества активной электрической энергии переменного тока промышленной частоты, проводимые в условиях установившихся режимов работы энергосистем и при качестве электроэнергии, удовлетворяющем требованиям ГОСТ 13109-87, с помощью постоянно действующих измерительных комплексов с использованием счетчиков электроэнергии индукционной или электронной системы. В Методических указаниях приведен метод расчета погрешности измерительного комплекса.

Методические указания не распространяются на измерения электроэнергии с использованием линий дистанционной (телемеханической) передачи данных и с использованием информационно-измерительных систем.

В настоящих Методических указаниях уточнен метод расчета погрешности измерительного комплекса при определении допустимого небаланса электроэнергии, приведенный в «Инструкции по учету электроэнергии в энергосистемах». И 34-34-006-83 (М.: СПО Союзтехэнерго, 1983).

Указания предназначены для применения персоналом энергопредприятий и энергосистем Минэнерго СССР.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. В состав измерительных комплексов (ИК) систем учета активной электроэнергии в качестве средств измерений (СИ) входят измерительные трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (ТН), индукционные или электронные счетчики (С) активной электроэнергии, а также линии связи (ЛМ) между трансформаторами напряжения и счетчиками.

1.2. Схемы подключения счетчиков и трансформаторов определяются числом фаз, уровнем напряжений и токов контролируемой сети и должны соответствовать проектной документации на данный энергообъект, требованиям Госстандарта и Минэнерго СССР.

1.3. Допускаемые классы точности счетчиков и измерительных трансформаторов, а также допустимые уровни потерь напряжения в линиях связи при учете электроэнергии, приведенные в таблице, соответствуют требованиям ПУЭ («Правила устройства электроустановок». Шестое издание. Переработанное и дополненное. (М.: Энергоатомиздат, 1986).

1.4. Должны иметься в наличии действующие свидетельства о поверке средств измерений электроэнергии либо свидетельства их метрологической аттестации в условиях эксплуатации, подтверждающие класс точности.

1.5. Условия эксплуатации счетчиков и трансформаторов (в том числе вторичные нагрузки) должны находиться в пределах рабочих условий применения согласно НТД и инструкциям применяемых типов СИ.

1.6. Оценка показателей точности измерений количества активной электроэнергии в реальных условиях эксплуатации производится по показаниям электросчетчиков и нормируемым метрологическим характеристикам счетчиков и трансформаторов.

Допускаемые классы точности счетчиков и измерительных трансформаторов, а также допустимые уровни потерь напряжения в линиях связи при учете электроэнергии

2. МЕТОД РАСЧЕТА ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

2.1. В качестве показателей точности измерений количества активной электроэнергии согласно МИ 1317-86 (Методические указания. Государственная система обеспечения единства измерений. Результаты и характеристики погрешности измерений. Формы представления. Способы использования при испытаниях образцов продукции и контроле их параметров. - М.: Издательство стандартов, 1986) принимаются границы, в пределах которых суммарная погрешность измерений находится с заданной вероятностью.

2.2. Результаты измерений представляются в форме

W; ΔW от ΔW_в до ΔW_н; P,

где                  W  - результат измерений по показаниям счетчика, кВт×ч;

ΔW, ΔW_в, ΔW_н     - абсолютная погрешность измерений с ее верхней и нижней границей соответственно, кВт×ч;

P     - установленная доверительная вероятность, с которой погрешность измерений находится в этих границах.

2.3. Установленная доверительная вероятность принимается равной 0,95; доверительные границы погрешности результата измерений принимаются

|ΔW_в| = |ΔW_н| = ΔW.

2.4. Суммарная абсолютная погрешность измерения количества электроэнергии (ΔW), кВт×ч, определяется как

ΔW = ±δ_ИК(W/100),                                                       (1)

где δ_ИК - суммарная относительная погрешность измерительного комплекса, %.

2.5. Предельно допускаемая погрешность ИК в реальных условиях эксплуатации (δ_ИК) определяется как совокупность частных погрешностей СИ, распределенных по закону равномерной плотности (см. приложение 1),

                                                  (2)

где δ_оpi - предел допускаемого значения основной погрешности i-го СИ по НТД, %;

δ_дpij   - наибольшее возможное значение дополнительной погрешности i-го СИ от j-й влияющей величины, определяемое по данным НТД на СИ для реальных изменений влияющей величины, %;

n  - количество СИ, входящих в состав ИК;

l   - количество влияющих величин, для которых нормированы изменения метрологических характеристик i-го СИ.

2.6. В соответствии с формулой (2) числовое значение предельно допускаемой погрешности измерительного комплекса при трансформаторном подключении счетчика рассчитывается по формуле

                             (3)

где δ_pI, δ_pU  - пределы допускаемых значений погрешностей соответственно ТТ и ТН по модулю входной величины (тока и напряжения) для конкретных классов точности, %;

δ_pл     - предел допускаемых потерь напряжения во вторичных цепях ТН в соответствии с ПУЭ;

δ_pθ    - предельное значение составляющей суммарной погрешности, вызванной угловыми погрешностями ТТ и ТН, %;

δ_оpсч  - предел допускаемого значения основной погрешности счетчика, %;

δ_pсчj   - предельные значения дополнительных погрешностей счетчика, %.

3. МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ, ПОДЛЕЖАЩИЕ РАСЧЕТУ

3.1. Определяются предельно допускаемые значения частных погрешностей СИ, входящих в измерительный комплекс, для условий эксплуатации.

3.2. Рассчитывается доверительный интервал с предельно допускаемыми нижней δ_икн и верхней δ_икв границами, в котором с заданной доверительной вероятностью (P = 0,95) находится суммарная относительная погрешность измерительного комплекса для учета электроэнергии в условиях эксплуатации.

3.3. Рассчитывается доверительный интервал с предельно допускаемыми нижней ΔW_н и верхней ΔW_в границами, в котором с заданной доверительной вероятностью (P = 0,95) находится абсолютная погрешность результата измерений.

3.4. Результатами расчета являются численные значения границ доверительного интервала ΔW.

4. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ

4.1. Расчет проводится для ИК с трансформаторной схемой подключения трехфазного счетчика электроэнергии. Классы точности ТТ и ТН пофазно равны.

4.2. Средства измерений, входящие в состав ИК, характеризуются предельно допускаемыми значениями погрешностей в соответствии с классом точности по ГОСТ 7746-89, ГОСТ 1983-89, ГОСТ 6570-75, ГОСТ 26035-83.

4.2.1. В связи с отсутствием в НТД на ТТ и ТН данных об их дополнительных погрешностях и функциях влияния при расчете используется только предельные значения допускаемых погрешностей по ГОСТ 7746-89 и ГОСТ 1983-89. При этом, если диапазон изменения первичного тока I₁ известен, то для погрешностей ТТ принимаются предельные значения погрешностей для нижней границы I_1мин того из нормированных в ГОСТ 7746-89 диапазонов тока, внутри которого находится реальный диапазон изменения тока сети. В ином случае в качестве погрешностей ТТ для расчета принимаются наибольшие из всех значений, нормированных для данного класса ТТ.

4.3. Для линий связи ТН со счетчиком электроэнергии принимаются предельно допускаемые значения погрешности напряжения в виде потерь напряжения согласно ПУЭ, равные 0,25 %, 0,5 % или 1,5 % от U_2ном (см. таблицу).

4.4. Составляющая относительной погрешности ИК, вызываемая частными угловыми погрешностями компонентов трансформаторной схемы подключения счетчика, рассчитывается по формуле

δ_pθ = 0,0291×θtgφ,                                                  (4)

                                                   (5)

где θ  - суммарный фазовый сдвиг между векторами тока и напряжения на входе счетчика, мин;

φ    - угол сдвига между векторами тока и напряжения контролируемой сети (первичных тока и напряжения), град;

θ_pI  - предел допускаемого значения угловой погрешности ТТ при I₁ = I_мин по ГОСТ 7746-89 мин;

θ_pU - предел допускаемого значения угловой погрешности ТН по ГОСТ 1963-89, мин.

4.5. Погрешности индукционного счетчика определяются по нормативным данным ГОСТ 6570-75, паспортным данным или результатам поверки в рабочих условиях применения.

4.5.1. При наличии априорных сведений о параметрах контролируемой сети I и cosφ значение основной погрешности индукционного счетчика принимается равным наибольшему значению допускаемой систематической погрешности класса точности по ГОСТ 6570-75 для соответствующего диапазона изменения рабочего тока счетчика при том нормативном значении cosφ, какое наиболее близко к реальному. В противном случае в качестве δ_оpсч принимается наибольшее из всех нормированных для данного класса значений погрешности, т.е. значение при I = 0,1I_ном и cosφ = 0,5 инд.

При однофазной токовой нагрузке трехфазного счетчика значение погрешности δ_оpсч принимается по ГОСТ 6570-75 п. 1.11.

4.5.2. Дополнительные погрешности индукционного счетчика при отклонении влияющих величин от нормальных значений рассчитываются с использованием функций влияния по ГОСТ 6570-75 и значении пределов изменения влияющих величин: напряжения, частоты, температуры, наклона установки счетчика, внешнего магнитного поля.

Наибольшее возможное значение дополнительной погрешности δ_pсчj от влияющей величины ξ_i вычисляется по формуле

δ_pсчj = K_pjΔξ_pj,                                                           (6)

где K_pj   - предельное значение допускаемого коэффициента изменения систематической составляющей относительной погрешности счетчика по ГОСТ 6570-75, %/% или %/°С, или %/град. геом.;

Δξ_pj - предел изменения влияющей величины в реальных или в рабочих условиях применения счетчика по НТД, % или °С, или град. геом.

4.6. Погрешности электронного счетчика определяются по данным ПУ для конкретного типа счетчика или по ГОСТ 26035-83, или по данным поверки в рабочих условиях применения.

4.6.1. Предел допускаемого значения основной погрешности δ_оpсч (%) электронного счетчика активной энергии определяется в зависимости от m отношения произведения значений параметров реальных входных сигналов I, U и cosφ к произведению номинальных значений параметров счетчика

                                                           (7)

и вычисляется для 0,01 ≤ m < 0,2 по формуле

δ_оpсч = ± K_кл(0,9 + 0,02/m),                                             (8)

а для m ≥ 0,2 определяется как

δ_оpсч = ± K_кл,                                                         (9)

где K_кл - класс точности счетчика.

В случае однофазной токовой нагрузки трехфазного счетчика предел допускаемого значения основной погрешности равен 1,2δ_оpсч.

4.6.2. Дополнительные погрешности электронных счетчиков нормированы для следующих влияющих величин: изменение температуры окружающего воздуха при отклонении, от нормального t_ноpм до любого значения t в пределах рабочих условий, отклонение частоты Δf ≤ 2,5 Гц от нормального значения 50 Гц, воздействие внешнего магнитного поля индукции 5 мТ. При этом по ГОСТ 26035-83 определяются наибольшие возможные значения дополнительных погрешностей электронного счетчика

                                               (10)

где Δt = t - t_ноpм.

Примечание. После введения новой подготавливаемой редакции ГОСТ на электронные счетчики, расчет погрешностей производится аналогично п. 4.5 на индукционные счетчики.

4.7. Примеры расчетов суммарной погрешности ИК учета электроэнергии на базе индукционного и электронного счетчика приведены в приложениях 2 и 3.

Приложение 1

Обязательное

РАСЧЕТНЫЕ ФОРМУЛЫ ДЛЯ ОЦЕНКИ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ

В соответствии с ГОСТ 8.009, Методическими указаниями. Характеристики погрешности средств измерений в реальных условиях эксплуатации. Методы расчета. РД 50-453-84 (М.: Издательство госстандартов, 1984) и МИ 1317-86 принимается допущение, что погрешности СИ являются случайными величинами. Факторы, влияющие на погрешности СИ, также рассматриваются как случайные и независимые величины.

1. Суммарная относительная погрешность ИК определяется как совокупность независимых частных погрешностей СИ:

                                     (11)

где K(P)   - коэффициент, определяемый принятой доверительной вероятностью и законом распределения погрешности;

σ[δ_ИК]  - среднее квадратическое отклонение (с.к.о.) случайной относительной погрешности ИК для реальных условий эксплуатации, %;

σ[δ_i]   - с.к.о. случайной относительной погрешности i-го СИ, %;

n   - количество СИ, входящих в состав ИК.

2. Среднее квадратическое отклонение случайной относительной погрешности i-го СИ определяется по формуле

                                                (12)

где σ[δ_оi] - с.к.о. основной относительной погрешности i-го СИ, %;

σ[δ_дij] - с.к.о. дополнительной относительной погрешности i-го СИ от j-й влияющей величины, %;

l   - количество влияющих величин, для которых нормированы изменения метрологических характеристик i-го СИ.

3. Среднее квадратическое отклонение основной относительной погрешности i-го СИ вычисляется по формуле

σ[δ_oi] = δ_оpi/K_i(P),                                                        (13)

где δ_оpi  - предел допускаемого значения основной относительной погрешности i-го СИ по НТД, %;

K_i(P)  - коэффициент, определяемый законом распределения основной относительной погрешности δ_оi и принятой доверительной вероятностью.

4. Среднее квадратическое отклонение дополнительной относительной погрешности i-го СИ, вызванное j-ой влияющей величиной, определяется по формуле

σ[δ_дij] = δ_дpij/K_ij(P),                                                      (14)

где δ_дpij   - наибольшее возможное значение дополнительной относительной погрешности i-го СИ от j-ой влияющей величины, определяемое по НТД на СИ для реальных изменений влияющей величины, %;

K_ij(P) - коэффициент, определяемый законом распределения дополнительной погрешности СИ и принятой доверительной вероятностью.

5. Расчет суммарной относительной погрешности ИК (δ_ИК) в процентах производится по формуле

δ_ИК = K(P)σ[δ_ИК] =                                    (15)

полученной из (11) подстановкой (12 - 14), при известных или предполагаемых законах распределения частных погрешностей СИ.

6. Ввиду отсутствия в НТД данных о законах распределения погрешностей используемых СИ, ГОСТ 8.009-84 и 8.207-76 принимается допущение, что погрешности являются случайными величинами, распределенными по закону равномерной плотности, т.е. внутри интервала, ограниченного предельными значениями погрешностей, все значения равновероятны. Для расчетов допускается предположение K_i(P) = K_ij(P) = √3, P = 1.

Тогда с.к.о. погрешности ИК определяется формулой

                                       (16)

7. Распределение суммарной погрешности принимается за нормальное, если частные погрешности распределены по закону равномерной плотности и число их не менее трех. При этом допущении для принятой доверительной вероятности P = 0,95 принимается K(P) = 1,96. Предельно допускаемая погрешность ИК в рабочих условиях применения по формуле (15) определяется выражением

                     (17)

Приложение 2

Справочное

ПРИМЕР РАСЧЕТА ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА БАЗЕ ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО КОМПЛЕКСА С ИНДУКЦИОННЫМ СЧЕТЧИКОМ В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Данные для расчета

1. Измерительный комплекс схемы учета электроэнергии состоит из трехфазного индукционного счетчика активной энергии САЗУ-И681, подключенного через измерительные трансформаторы тока ТШВ 24 и напряжения ЗНОЛ 06-24.

2. Результат измерений за учтенный период по показаниям счетчика W = 100000 кВт×ч.

3. Характеристики входных сигналов измерительного комплекса за учетный период:

I = (0,5 ¸ 0,8)I_ном;

U = (0,9 ¸ 1,0)U_ном;

f = 50 ± 0,5 Гц

cosφ = 0,8 инд.

Фазы сети равномерно нагружены.

4. Технические и метрологические характеристики СИ

4.1. Трансформатор тока ТШВ 24-10Р (0,2)-24000/5 УЗ ГОСТ 7746-89, ТУ 16-517.861-80. Класс точности обмотки для измерений 0,2.

Условия эксплуатации - в пределах нормативных по НТД.

Пределы допускаемых значений погрешностей с учетом диапазона измерения первичного тока по ГОСТ 7746-89:

по току δ_рI = ±0,3 %;

по углу θ_рI = ±13'.

4.2. Трансформатор напряжения ЗНОЛ 06-24 УЗ, ГОСТ 1983-89. Класс точности 0,5.

Условия эксплуатации, в том числе вторичная нагрузка, - в пределах нормативных по НТД.

Пределы допускаемых значений погрешностей по ГОСТ 1983-89:

по напряжению δ_рU = ±0,5 %;

по углу θ_рU = ±20'.

4.3. Потери напряжения в линии связи - в пределах, допускаемых ПУЭ. Принимаются предельные значения погрешностей по напряжению δ_pл = 0,25 %.

4.4. Суммарный сдвиг фазы θ между векторами тока и напряжения, вносимый трансформаторной схемой подключения счетчика, вычисляется по формуле (5) и составляет

4.5. Расчет составляющей суммарной погрешности ИК, определяемой угловыми погрешностями СИ, производится по формуле (4)

δ_pθ = ±0,0291×24×0,754 = ±0,527 %.

4.6. Трехфазный трехпроводный счетчик активной энергии САЗУ-И681, ГОСТ 6570-75. Класс точности 1,0.

Условия эксплуатации - в пределах нормативных по НТД, а именно: пределы изменения влияющих величин:

по напряжению ΔU = Δξ_р1 = ±10 % от U_ном;

по частоте Δf = Δξ_р2 = ±1 % от f_ном;

по температуре t_н= 10 °С, t_в = 30 °С, Δt = Δξ_p3 = ±10 °С;

по отклонению оси счетчика от вертикали α_S = Δξ_pч = 3° геом.;

внешнее магнитное поле отсутствует.

Функции влияния по ГОСТ 6570-75 (с учетом диапазона изменения тока счетчика) в виде коэффициентов изменения погрешности от:

напряжения K_рU = K_р1 = ±0,08 %/%;

частоты K_рf = K_р2 = ±0,18 %/%;

температуры K_pt = K_p3 = ±0,06 %/°С;

наклона K_рS = K_р4 = ±0,13 %/°геом.

В соответствии с п. 4.5.1 МУ принимается предельное значение основной погрешности счетчика по ГОСТ 6570-75 δ_оpсч = ±1,0 %.

Дополнительные погрешности счетчика рассчитываются по формуле (6) и составляют

δ_pсч1 = K_р1Δξ_p1 = 0,08×10 = ±0,8 %;

δ_pсч2 = K_р2Δξ_p2 = 0,18×1 = ±0,18 %;

δ_pсч3 = K_р3Δξ_p3 =  0,06×10 = ±0,6 %;

δ_pсч4 = K_р4Δξ_p4 = 0,13×3 = ±0,39 %.

5. Расчет относительной погрешности измерительного комплекса учета электроэнергии.

Численное значение предельно допускаемой относительной погрешности ИК рассчитывается по формуле (3) с подстановкой значений частных погрешностей, указанных выше

δ_{ИК н(в)} = ±1,1

Для сравнения: погрешность данного ИК в нормальных условиях, т.е. без учета дополнительных погрешностей счетчика, составляет δ_ИК = ±1,43 %.

Принимается значение нижней (верхней) границы доверительного интервала, в котором с заданной вероятностью P = 0,95 находится относительная погрешность канала измерения активной электроэнергии

δ_{ИК н(в)} = ±1,9 %.

6. По формуле (1) определяется численное значение нижней (верхней) границы доверительного интервала, в котором с вероятностью P = 0,95 находится абсолютная погрешность результата измерения электроэнергии

ΔW_н(в) = ±(1,9×100000)/100 = ±1900 кВт×ч.

7. Результат измерения записывается в виде:

W = 100000 кВт×ч; ΔW = ±1900 кВт×ч; P = 0,95.

Приложение 3

Справочное

ПРИМЕР РАСЧЕТА ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА БАЗЕ ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО КОМПЛЕКСА С ЭЛЕКТРОННЫМ СЧЕТЧИКОМ В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Данные для расчета

1. Измерительный комплекс схемы учета электроэнергии, отпущенной с шин электростанции, состоит из электронного трехфазного счетчика электроэнергии Ф443, подключенного через измерительные трансформаторы тока ТФРМ-330 Б и напряжения НКФ-330.

2. Результат измерения за учетный период по показаниям счетчика 300000 кВт×ч.

3. Характеристики контролируемой сети:

I = (0,8 ¸ 1,0)I_ном;

U = (1,0 ¸ 1,05)U_ном;

f = 50 ± 0,2 Гц;

cosφ = 1,0.

Система симметрично нагружена.

4. Технические и метрологические характеристики СИ

4.1. Трансформатор тока ТФРМ-330 Б-VI, ГОСТ 7746-89, ТУ 16-517.929-80. Класс точности обмотки для измерений 0,2.

Условия эксплуатации - в пределах нормативных по НТД. Пределы допускаемых значений погрешностей по ГОСТ 7746-89 с учетом диапазона изменения первичного тока:

по току δ_рI = ±0,25 %

по углу θ_рI = ±11'.

4.2. Трансформатор напряжения НКФ-330-83-VI-1, ГОСТ 1983-89, ТУ 16-671.003-83. Класс точности 0,5.

Условия эксплуатации, в том числе вторичная нагрузка, - в пределах нормативных по НТД.

Пределы допускаемых значений погрешностей:

по напряжению δ_рU = ±0,5 %,

по углу θ_рU = ±20'.

4.3. Потери напряжения в линии связи ТН со счетчиком - в пределах, допускаемых ПУЭ. Принимаются предельные значения погрешностей по напряжению δ_pл = 0,25 %.

4.4. Составляющая погрешности ИК, определяемая частными угловыми погрешностями элементов трансформаторной схемы подключения счетчика, в соответствии с формулой (4) МУ при cosφ = 1 равна нулю, т.е. δ_pθ = 0.

4.5. Трехфазный электронный счетчик электроэнергии Ф 443, ГОСТ 26035-83, ТУ 25-0420.012-83. Класс точности измерения активной энергии 0,5.

Условия эксплуатации - в пределах рабочих условий применения по НТД, а именно: пределы изменений по температуре t_н = -10°С, t_в = +50 °С, Δt = ±30 °С при t_ноpм = +20 °С; внешнее магнитное поле индукции 0,5 мТ.

Предел допускаемого значения основной погрешности счетчика определяется в соответствии с п. 4.6.1 МУ и ГОСТ 26035-83 и составляет δ_оpсч = ±0,5 %.

Пределы дополнительных погрешностей счетчика определяются по формулам п. 4.6.2 МУ и равны

δ_pсч1 = δ_pсчt = 0,05×0,5×30 = ±0,75 %;

δ_pсч2 = δ_pсчf = 0,5×0,5 = ±0,25 %,

δ_pсч3 = ±0,5 %.

5. Расчет относительной погрешности измерительного комплекса учета электроэнергии

Численное значение предельно допускаемой относительной погрешности ИК рассчитывается по формуле (3) с подстановкой значений, указанных выше:

δ_{ИК н(в)} = ±1,1

Принимается значение нижней (верхней) границы доверительного интервала, в котором с заданной вероятностью P = 0,95 находится относительная погрешность комплекса измерения активной электроэнергии

δ_{ИК н(в)} = ±1,7 %.

6. По формуле (1) определяется численное значение нижней (верхней) границы доверительного интервала, в котором с вероятностью P = 0,95 находится абсолютная погрешность результата измерения электроэнергии

ΔW_н(в) = ±(1,7×300000)/100 = ±5100 кВт×ч.

7. Результат измерения записывается в виде:

W = 300000 кВт×ч; ΔW = ±5100 кВт×ч; P = 0,95.

СОДЕРЖАНИЕ