РД 34.11.325-90

Министерство энергетики и электрификации СССР

Главное научно-техническое управление энергетики и электрификации

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ПОГРЕШНОСТИ

ИЗМЕРЕНИЯ АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПРИ ЕЕ ПРОИЗВОДСТВЕ

И РАСПРЕДЕЛЕНИИ

РД 34.11.325-90

УДК 621.311:621.3.088(083.96)

Срок действия установлен с 01.08.91 г.

до 01.08.96 г.

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

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 расчёта 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

СА - счетчик активной электроэнергии; ТТ - измерительный трансформатор тока; ТН - измерительный трансформатор напряжения; δU - потери напряжения в процентах от номинального значения.

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 Δwв до Δwн; Р,

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

ΔW, ΔWв, ΔWн - абсолютная погрешность измерений с ее верхней и нижней границей соответственно, кВт⋅ч;

Р - 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

|ΔWв|=|ΔWн| = ΔW.

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

                                                                  (1)

где δик - суммарная относительная погрешность измерительного комплекса, %.

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

                                                     (2)

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

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

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

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

δорсч - предел допускаемого значения основной погрешности счетчика, %;

δрсчj - 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 δикн и верхней δикв границами, в котором с заданной доверительной вероятностью (Р = 0,95) находится суммарная относительная погрешность измерительного комплекса для учета электроэнергии в условиях эксплуатации.

3.3. Рассчитывается доверительный интервал с предельно допускаемыми нижней ΔWн и верхней ΔWв границами, в котором с заданной доверительной вероятностью (Р = 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 используются 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 I1мин 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 U2ном (см. таблицу).

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

δpθ = 0,0291⋅θ tgφ,                                                                   (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;

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

θpU - предел допускаемого значения угловой погрешности ТН по ГОСТ 1983-89, 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 cos φ 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 cos φ, какое наиболее близко к реальному. В противном случае в качестве δорсч принимается наибольшее из всех нормированных для данного класса значений погрешности, т.е. значение при I = 0,1 Iном и cos φ = 0,5 инд.

При однофазной токовой нагрузке трехфазного счетчика значение погрешности δорсч 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 значений пределов изменения влияющих величин: напряжения, частоты, температуры, наклона установки счетчика, внешнего магнитного поля.

Наибольшее возможное значение дополнительной погрешности δрсчj от влияющей величины ξi вычисляется по формуле

δрсчj = Kpj Δξpj,                                                                     (6)

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

Δξpj - 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 ТУ 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 δорсч (%) электронного счетчика активной энергии определяется в зависимости от m отношения произведения значений параметров реальных входных сигналов I, U и cos φ к произведению номинальных значений параметров счетчика

                                                                   (7)

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

                                                      (8)

а для m ≥ 0,2 определяется как

δорсч = ±Ккл,                                                                 (9)

где Ккл - класс точности счетчика.

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

4.6.2. Дополнительные погрешности электронных счетчиков нормированы для следующих влияющих величин: изменение температуры окружающего воздуха при отклонении от нормального tнорм 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

δрсч1 = δрсчt = 0,05δорсч Δt, %

δрсч2 = δрсчf = 0,5δорсч, %                                                      (10)

δрсч3 = δрсч магн = δорсч, %,

где Δt = t - tнорм.

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(р) - коэффициент, определяемый принятой доверительной вероятностью и законом распределения погрешности;

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

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

σ[δдij] - 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

                                                           (13)

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

ki(р) - коэффициент, определяемый законом распределения основной относительной погрешности δoi и принятой доверительной вероятностью.

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

                                                            (14)

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

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

5. Расчет суммарной относительной погрешности Ж (δик) в процентах производится по формуле

                                             (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 .

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 р = 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) Iном;

U = (0,9 ÷ 1,0) Uном;

f = 50 ± 0,5 Гц

cos φ = 0,8 инд.

Фазы сети равномерно нагружены.

4. Технические и метрологические характеристики СИ

4.1. Трансформатор тока ТШВ 24-10P (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 δpi = ±0,3 %;

по углу θpi = ±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 δрU = ±0,5%;

по углу θрU = ±20'.

4.3. Потери напряжения в линии связи - в пределах, допускаемых ПУЭ. Принимаются предельные значения погрешностей по напряжению δрл = 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)

δрв= ±0,0291 ⋅ 24 ⋅ 0,754 = ±0,527%.

4.6. Трехфазный трехпроводный счетчик активной энергии САЗУ-И381, ГОСТ 6570-75. Класс точности 1,0.

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

по напряжению ΔU = Δξpl = ±10% от Uном;

по частоте Δf = Δξp2 = ±1% от fном;

по температуре tн = 10°C, tв = 30°C, Δt = Δξp3 = ±10°C;

по отклонению оси счетчика от вертикали αs = Δξp4 = 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 kpU = kp1 = ±0,08 %/%;

частоты kpf = kр2 = ±0,18 %/%;

температуры kpt = kp3 = ±0,06 %/°С;

наклона kрs = kр4 = ±0,13 %/°геом.

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

Дополнительные погрешности счетчика рассчитываются по формуле (6) и составляют

δрсч1 = kp1 Δξp1 = 0,08⋅10 = ±0,8%;

δрсч2 = kp2 Δξp2 = 0,18⋅1 = ±0,18%;

δрсч3 = kp3 Δξp3 = 0,06⋅10 = ±0,6%;

δрсч4 = kp4 Δξp4 = 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

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

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

δик н(в) = ±1,9%.

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

7. Результат измерения записывается в виде:

W = 100000 кВт⋅ч; ΔW = ±1900 кВт⋅ч; р = 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 TФPM-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) Iном;

U = (1,0 ÷ 1,05) Uном;

f = 50 ±0,2 Гц;

cos φ = 1,0.

Система симметрично нагружена.

4. Технические и метрологические характеристики СИ

4.1. Трансформатор тока TФPM-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 δpi = ±0,25%

по углу θpi = ±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 δpU = ±0,5%,

по углу θрU = ±20'.

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

4.4. Составляющая погрешности ИК, определяемая частными угловыми погрешностями элементов трансформаторной схемы подключения счетчика, в соответствии с формулой (4) МУ при cos φ = 1 равна нулю, т.е. δрθ = 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 tн = -10°С, tв = +50°С, Δt = ±30°С при tнорм = +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 δорсч = ±0,5%.

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

δрсч1 = δрсчt = 0,05⋅0,5⋅30 = ±0,75%

δрсч2 = δpcчf = 0,5⋅0,5 = ±0,25%,

δрсч3 = ±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:

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

δик н(в) = ±1,7%.

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

7. Результат измерения записывается в виде:

W = 300000 кВт⋅ч; ΔW = ±5100 кВт⋅ч; р = 0,95.

ОГЛАВЛЕНИЕ

1. Общие положения

2. Метод расчета погрешности измерения электроэнергии в условиях эксплуатации

3. Метрологические характеристики, подлежащие расчету

4. Исходные данные для расчета погрешности измерения

Приложение 1. Расчетные формулы для оценки погрешности измерений

Приложение 2. Пример расчета погрешности измерения количества активной электрической энергии на базе измерительного комплекса с индукционным счетчиком в условиях эксплуатации

Приложение 3. Пример расчета погрешности измерения количества активной электрической энергии на базе измерительного комплекса с электронным счетчиком в условиях эксплуатации