РД 34.11.325-90. Методические указания по определению погрешности измерения активной электроэнергии при ее производстве и распределении
Актуально на 07.11.2026.
Как цитировать: "РД 34.11.325-90. Методические указания по определению погрешности измерения активной электроэнергии при ее производстве и распределении". РД 34.11.325-90. https://bukva.ai/docs/ukazanie-ukazaniya-rd-34-11-325-90
(утв. Минэнерго СССР 12.12.1990)
Примечание
Документ включен в Указатель действующих в электроэнергетике нормативных документов на 01.03.2010, составленный на основе Реестра действующих в электроэнергетике нормативно-технических документов, приложение № 1 к Приказу РАО «ЕЭС России» от 14.08.2003 № 422 (М.: ООО «Тексус», 2010). Документ утрачивает силу с 1 августа 1996 года. Документ введен в действие с 1 августа 1991 года.
Утверждены
Главным научно-техническим
управлением энергетики
и электрификации
Заместитель начальника
К. М. Антипов
12 декабря 1990 года
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПРИ ЕЕ ПРОИЗВОДСТВЕ И РАСПРЕДЕЛЕНИИ
до 1 августа 1996 года
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.
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
| Наименование | Расчетный учет | Технический учет | ||||||
| Классы точности для | дельта U, % U | Классы точности для | дельта U, % U | |||||
| СА | ТТ | ТН | ном | СА | ТТ | ТН | ном | |
| Генераторы мощностью более 50 МВт, межсистемные линии электропередачи | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,25 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,5 |
| 220 кВ и выше, трансформаторы мощностью | ||||||||
| 63 МВ x А и более | ||||||||
| Генераторы мощностью 15 — 20 МВт, межсистемные линии электропередачи | 1,0 | 0,5 | 0,5 | 0,25 | 2,0 | 1,0 | 1,0 | 1,5 |
| 110 — 150 кВ, трансформаторы мощностью 10 — 40 | ||||||||
| МВ x А | ||||||||
| Прочие объекты учета | 2,0 | 0,5 | 1,0 | 0,5 | 2,0 | 1,0 | 1,0 | 1,5 |
СА — счетчик активной электроэнергии; ТТ — измерительный трансформатор тока; ТН — измерительный трансформатор напряжения; дельта U — 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; ДЕЛЬТА W от ДЕЛЬТА W до ДЕЛЬТА W ; P, в н
где:
W — результат измерений по показаниям счетчика, кВт.ч;
ДЕЛЬТА W, ДЕЛЬТА W , ДЕЛЬТА W - абсолютная погрешность в н
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:
|ДЕЛЬТА W | = |ДЕЛЬТА W | = ДЕЛЬТА W. в н
2.4 Суммарная абсолютная погрешность измерения количества
электроэнергии (ДЕЛЬТА W), кВт.ч, определяется как
W
ДЕЛЬТА W = +/- дельта ---, (1) ик 100
где:
дельта — суммарная относительная погрешность измерительного ик комплекса, %.
2.5 Предельно допускаемая погрешность ИК в реальных условиях
эксплуатации (дельта ) определяется как совокупность частных ик погрешностей СИ, распределенных по закону равномерной плотности (см. Приложение 1):
__________________________________
/ n 2 n l 2 дельта = 1,1 \/ SUM дельта + SUM SUM дельта , (2) ик i=1 оpi i=1 j=1 дpij
где:
дельта — предел допускаемого значения основной погрешности оpi i-го СИ по НТД, %;
дельта — наибольшее возможное значение дополнительной дpij 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:
______________________________________________
/ 2 2 2 2 дельта = +/- 1,1 \/дельта + дельта + дельта + дельта + ик pI pU pл p ТЭТА
_____________________________
2 l 2 + дельта + SUM дельта , (3) оpсч j=1 pсчj
где:
дельта , дельта - пределы допускаемых значений погрешностей pI pU соответственно ТТ и ТН по модулю входной величины (тока и
напряжения) для конкретных классов точности, %;
дельта — предел допускаемых потерь напряжения во вторичных pл цепях ТН в соответствии с ПУЭ, %;
дельта — предельное значение составляющей суммарной p ТЭТА погрешности, вызванной угловыми погрешностями ТТ и ТН, %;
дельта — предел допускаемого значения основной погрешности оpсч счетчика, %;
дельта — предельные значения дополнительных погрешностей pсчj 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 дельта и верхней дельта границами, в
икн икв
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 ДЕЛЬТА W и верхней ДЕЛЬТА W границами, в
н в
котором с заданной доверительной вероятностью (P = 0,95) находится абсолютная погрешность результата измерений.
3.4. Результатами расчета являются численные значения границ доверительного интервала ДЕЛЬТА W.
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 I известен, то для погрешностей ТТ принимаются 1 предельные значения погрешностей для нижней границы I того 1 мин
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 (см. таблицу). 2 ном
4.4 Составляющая относительной погрешности ИК, вызываемая
частными угловыми погрешностями компонентов трансформаторной схемы подключения счетчика, рассчитывается по формуле:
дельта = 0,0291 x ТЭТА tg фи, (4) p ТЭТА
______________
/ 2 2 ТЭТА = +/- \/ТЭТА + ТЭТА , (5) pI pU
где:
ТЭТА — суммарный фазовый сдвиг между векторами тока и напряжения на входе счетчика, мин.;
фи — угол сдвига между векторами тока и напряжения контролируемой сети (первичных тока и напряжения), град.;
ТЭТА — предел допускаемого значения угловой погрешности ТТ pI
при I = I по ГОСТ 7746-89, мин.;
1 мин
ТЭТА - предел допускаемого значения угловой погрешности ТН
pU
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 фи 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 фи, какое наиболее близко к реальному. В противном случае в качестве дельта
оpсч
принимается наибольшее из всех нормированных для данного класса значений погрешности, т.е. значение при I = 0,1I и cos фи = 0,5
ном
инд.
При однофазной токовой нагрузке трехфазного счетчика значение погрешности дельта принимается по ГОСТ 6570-75, п. 1.11.
оpсч
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 дельта от влияющей величины кси вычисляется по формуле: pсчj i дельта = К ДЕЛЬТА кси , (6) pсчj pj pj
где:
К — предельное значение допускаемого коэффициента изменения pj систематической составляющей относительной погрешности счетчика по ГОСТ 6570-75, %/% или %/°C, или %/град. геом.;
ДЕЛЬТА кси — предел изменения влияющей величины в реальных pj или в рабочих условиях применения счетчика по НТД, % или °C, 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
дельта (%) электронного счетчика активной энергии определяется оpсч в зависимости от m отношения произведения значений параметров реальных входных сигналов I, U и cos фи к произведению номинальных значений параметров счетчика:
UI cos фи
m = --------- (7) U I ном ном
и вычисляется для 0,01 <= m < 0,2 по формуле:
0,02
дельта = +/- К (0,9 + ----), (8) оpсч кл m
а для m >= 0,2 определяется как
дельта = +/- К , (9) оpсч кл где К - класс точности счетчика.
кл
В случае однофазной токовой нагрузки трехфазного счетчика предел допускаемого значения основной погрешности равен 1,2 дельта .
оpсч
4.6.2 Дополнительные погрешности электронных счетчиков
нормированы для следующих влияющих величин: изменение температуры окружающего воздуха при отклонении от нормального t до любого
норм
значения t в пределах рабочих условий, отклонение частоты ДЕЛЬТА f <= 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:
дельта = дельта = 0,05 дельта ДЕЛЬТА t, % pсч 1 pсч t оpсч дельта = дельта = 0,5 дельта , % (10) pсч 2 pсч f оpсч дельта = дельта = дельта , %, pсч 3 pсч магн оpсч
где:
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.
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:
___________________
/n 2 дельта = К(p) сигма [дельта ] = К(p) \/SUM сигма [дельта ], (11) ик ик i=1 i
где:
К(p) — коэффициент, определяемый принятой доверительной вероятностью и законом распределения погрешности;
сигма [дельта ] — среднее квадратическое отклонение (с.к.о.) ик случайной относительной погрешности ИК для реальных условий эксплуатации, %;
сигма [дельта ] — с.к.о. случайной относительной погрешности i i-го СИ, %;
n — количество СИ, входящих в состав ИК.
2. <a id="p100101"></a>Среднее квадратическое отклонение случайной относительной
погрешности i-го СИ определяется по формуле:
_________________________________________
/ 2 l 2 сигма [дельта ] = \/сигма [дельта ] + SUM сигма [дельта ], (12) i оi j=1 дij
где:
сигма [дельта ] — с.к.о. основной относительной погрешности оi i-го СИ, %;
сигма [дельта ] — с.к.о. дополнительной погрешности i-го СИ дij от j-й влияющей величины, %;
l — количество влияющих величин, для которых нормированы изменения метрологических характеристик i-го СИ.
3. <a id="p100106"></a>Среднее квадратическое отклонение основной относительной
погрешности i-го СИ вычисляется по формуле:
дельта
оpi
сигма [дельта ] = ---------, (13) оi К (p)
i
где:
дельта — предел допускаемого значения основной оpi относительной погрешности i-го СИ по НТД, %;
К (p) — коэффициент, определяемый законом распределения i основной относительной погрешности дельта и принятой оi доверительной вероятностью.
4. <a id="p100110"></a>Среднее квадратическое отклонение дополнительной
относительной погрешности i-го СИ, вызванное j-ой влияющей величиной, определяется по формуле:
дельта
дpij
сигма [дельта ] = ----------, (14) дij К (p)
ij
где:
дельта — наибольшее возможное значение дополнительной дpij
относительной погрешности i-го СИ от j-ой влияющей величины, определяемое по НТД на СИ для реальных изменений влияющей
величины, %;
К (p) — коэффициент, определяемый законом распределения ij дополнительной погрешности СИ и принятой доверительной вероятностью.
5. <a id="p100114"></a>Расчет суммарной относительной погрешности ИК (дельта ) в
ик
процентах производится по формуле:
__________
/ 2
/ дельта
/ pij
дельта = К(p) сигма [дельта ] = К(p) \/SUM ---------, (15)
ик ик ij К (p)
ij
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:
_
К (p) = К (p) = \/3, р = 1. i ij
Тогда с.к.о. погрешности ИК определяется формулой:
_________________________________
1 /n 2 n l 2 сигма [дельта ] = --- \/SUM дельта + SUM SUM дельта . (16) ик _ i=1 оpi i=1 j=1 дpij
\/3
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 К(P) = 1,96. Предельно допускаемая погрешность ИК в рабочих условиях применения по формуле (15) определяется выражением:
_________________________________
1,96 /n 2 n l 2 дельта = ---- \/SUM дельта + SUM SUM дельта ~= ик _ i=1 оpi i=1 j=1 дpij
\/3
_________________________________
/n 2 n l 2 ~= 1,1 \/SUM дельта + SUM SUM дельта . (17) i=1 оpi i=1 j=1 дpij
Справочное
ПРИМЕР РАСЧЕТА
ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
ЭНЕРГИИ НА БАЗЕ ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО КОМПЛЕКСА С ИНДУКЦИОННЫМ
СЧЕТЧИКОМ В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ
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:
Фазы сети равномерно нагружены.
4. Технические и метрологические характеристики СИ.
4.1. Трансформатор тока ТШВ 24-IОР (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:
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 дельта = +/- 0,5%; pU
4.3 Потери напряжения в линии связи — в пределах, допускаемых
ПУЭ. Принимаются предельные значения погрешностей по напряжению дельта = 0,25%. pл
4.4. Суммарный сдвиг фазы ТЭТА между векторами тока и напряжения, вносимый трансформаторной схемой подключения счетчика, вычисляется по формуле (5) и составляет:
________
/ 2 2 ТЭТА = +/- \/13 + 20 = +/- 24'. 4.5. Расчет составляющей суммарной погрешности ИК, определяемой угловыми погрешностями СИ, производится по формуле
(4):
дельта = +/- 0,0291 x 24 x 0,754 = +/- 0,527%. p ТЭТА
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 ДЕЛЬТА U = ДЕЛЬТА кси = +/- 10% от U ; p1 ном по частоте ДЕЛЬТА f = ДЕЛЬТА кси = +/- 1% от f ; p2 ном по температуре t = 10 °C, t = 30 °C, н в ДЕЛЬТА t = ДЕЛЬТА кси = +/- 10 °C;
p3
по отклонению оси счетчика от вертикали альфа = ДЕЛЬТА кси s p4
= 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 К = К = +/- 0,08 %/%; pU p1 частоты К = К = +/- 0,18 %/%; pf p2 температуры К = К = +/- 0,06 %/°C; pt p3 наклона К = К = +/- 0,13 %/°геом. ps p4
В соответствии с п. 4.5.1 МУ принимается предельное значение основной погрешности счетчика по ГОСТ 6570-75 дельта = +/- 1%. оpсч
Дополнительные погрешности счетчика рассчитываются по формуле (6) и составляют:
дельта = К ДЕЛЬТА кси = 0,08 x 10 = +/- 0,8%; pсч1 p1 p1 дельта = К ДЕЛЬТА кси = 0,18 x 1 = +/- 0,18%; pсч2 p2 p2 дельта = К ДЕЛЬТА кси = 0,06 x 10 = +/- 0,6%; pсч3 p3 p3 дельта = К ДЕЛЬТА кси = 0,13 x 3 = +/- 0,39%. pсч4 p4 p4
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:
__________________________________
/ 2 2 2 2 2 дельта = +/- 1,1 \/0,3 + 0,5 + 0,25 + 0,527 + 1 +
ик н(в)
_____________________________
2 2 2 2
+ 0,8 + 0,18 + 0,6 + 0,39 = +/- 1,1 x 1,693 = +/- 1,86%.
Для сравнения: погрешность данного ИК в нормальных условиях, т.е. без учета дополнительных погрешностей счетчика, составляет:
Принимается значение нижней (верхней) границы доверительного интервала, в котором с заданной вероятностью P = 0,95 находится относительная погрешность канала измерения активной
электроэнергии:
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:
1,9 x 100000
ДЕЛЬТА W = +/- ------------ = +/- 1900 кВт.ч. н(в) 100
7. Результат измерения записывается в виде:
W = 100000 кВт.ч; ДЕЛЬТА W = +/- 1900 кВт.ч; Р = 0,95.
Справочное
ПРИМЕР РАСЧЕТА
ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
ЭНЕРГИИ НА БАЗЕ ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО КОМПЛЕКСА С ЭЛЕКТРОННЫМ
СЧЕТЧИКОМ В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ
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:
Система симметрично нагружена.
4. Технические и метрологические характеристики СИ.
4.1. Трансформатор тока ТФРМ-330 Б-У1, 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 дельта = +/- 0,25%; рI
4.2. Трансформатор напряжения НКФ-330-83-У1-1, 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 дельта = +/- 0,5%; pU
4.3. Потери напряжения в линии связи ТН со счетчиком — в пределах, допускаемых ПУЭ. Принимаются предельные значения погрешностей по напряжению дельта = 0,25%. pл
4.4 Составляющая погрешности ИК, определяемая частными
угловыми погрешностями элементов трансформаторной схемы подключения счетчика, в соответствии с формулой (4) МУ при
cos = 1 равна нулю, т.е. дельта = 0. фи p ТЭТА
4.5 Трехфазный электронный счетчик электроэнергии Ф443, 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 = -10 °C,
н
t = +50 °C, ДЕЛЬТА t = +/- 30 °C при t = +20 °C; внешнее в норм
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 дельта = +/- 0,5%. оpсч
Пределы дополнительных погрешностей счетчика определяются по формулам п. 4.6.2 МУ и равны:
дельта = дельта = 0,05 x 0,5 x 30 = +/- 0,75%; pсч1 pсчt дельта = дельта = 0,5 x 0,5 = +/- 0,25%; pсч2 pсчf дельта = +/- 0,5%.
pсч3
5. Расчет относительной погрешности измерительного комплекса учета электроэнергии.
Численное значение предельно допускаемой относительной погрешности ИК рассчитывается по формуле (3) с подстановкой значений, указанных выше:
____________________________
/ 2 2 2 2 дельта = +/- 1,1 \/0,25 + 0,5 + 0,25 + 0,5 +
ик н(в)
______________________
2 2 2
+ 0,75 + 0,25 + 0,5 = +/- 1,1 x 1,50 = +/- 1,65%.
Принимается значение нижней (верхней) границы доверительного интервала, в котором с заданной вероятностью P = 0,95 находится относительная погрешность комплекса измерения активной электроэнергии:
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:
1,7 x 300000
ДЕЛЬТА W = +/- ------------ = +/- 5100 кВт.ч. н(в) 100
7. Результат измерения записывается в виде: