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
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
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО
ОПРЕДЕЛЕНИЮ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
ПРИ ЕЕ ПРОИЗВОДСТВЕ И РАСПРЕДЕЛЕНИИ
|
РД 34.11.325-90
|
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.
1.1. 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
|
δU, % Uноpм
|
Классы точности для
|
δU, % Uноpм
|
СА
|
ТТ
|
ТН
|
СА
|
ТТ
|
ТН
|
Генераторы мощностью более 50 МВт, межсистемные линии электропередачи 220 кВ и выше,
трансформаторы мощностью 63 МВ×А и более
|
0,5
|
0,5
|
0,5
|
0,25
|
1,0
|
1,0
|
1,0
|
1,5
|
Генераторы мощностью 15 - 20 МВт, межсистемные
линии электропередачи 110 - 150 кВ, трансформаторы мощностью 10 - 40 МВ×А
|
1,0
|
0,5
|
0,5
|
0,25
|
2,0
|
1,0
|
1,0
|
1,5
|
Прочие объекты учета
|
2,0
|
0,5
|
1,0
|
0,5
|
2,0
|
1,0
|
1,0
|
1,5
|
СА - счетчики активной электроэнергии; ТТ -
измерительный трансформатор тока; ТН - измерительный трансформатор
напряжения; δU - потери напряжения в процентах от
номинального значения.
|
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; P,
где W - результат измерений по показаниям счетчика, кВт×ч;
ΔW, ΔWв, ΔWн - 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
|ΔWв| = |ΔWн| = ΔW.
2.4. Суммарная абсолютная погрешность измерения
количества электроэнергии (ΔW), кВт×ч, определяется как
ΔW = ±δИК(W/100), (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 δоpi - 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, %;
δpл - предел
допускаемых потерь напряжения во вторичных цепях ТН в соответствии с ПУЭ;
δpθ - предельное значение составляющей суммарной погрешности, вызванной угловыми
погрешностями ТТ и ТН, %;
δоpсч - предел допускаемого значения основной погрешности
счетчика, %;
δpсчj - предельные значения дополнительных погрешностей счетчика, %.
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 (P = 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 (P = 0,95) находится абсолютная
погрешность результата измерений.
3.4. Результатами расчета являются численные значения границ доверительного интервала ΔW.
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 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×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;
θpI - предел допускаемого значения угловой погрешности ТТ при I1 = Iмин по ГОСТ 7746-89 мин;
θpU - 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 δоpсч принимается наибольшее из всех
нормированных
для данного
класса значений
погрешности, т.е. значение при I = 0,1Iном и cosφ =
0,5 инд.
При однофазной токовой нагрузке трехфазного счетчика значение погрешности
δоpсч 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 δpсчj от влияющей величины ξi вычисляется по формуле
δpсчj = KpjΔξpj, (6)
где Kpj - 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 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 δоpсч (%)
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
δоpсч = ± Kкл(0,9
+ 0,02/m), (8)
а для m ≥ 0,2 определяется как
δоpсч = ± Kкл, (9)
где Kкл
- класс точности счетчика.
В случае однофазной токовой
нагрузки трехфазного счетчика предел допускаемого
значения основной погрешности равен 1,2δоpсч.
4.6.2. Дополнительные
погрешности электронных счетчиков нормированы
для следующих влияющих величин: изменение температуры окружающего
воздуха при отклонении, от нормального tноpм 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 - tноpм.
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.
Обязательное
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[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[δоi] - 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
σ[δoi] = δоpi/Ki(P), (13)
где δоpi - предел допускаемого значения основной относительной погрешности i-го СИ по НТД, %;
Ki(P) - коэффициент, определяемый
законом распределения основной относительной погрешности δоi и
принятой доверительной вероятностью.
4. Среднее квадратическое отклонение дополнительной
относительной погрешности i-го СИ, вызванное j-ой влияющей величиной,
определяется по формуле
σ[δдij] = δдpij/Kij(P), (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(P) - коэффициент,
определяемый законом распределения дополнительной погрешности СИ и принятой
доверительной вероятностью.
5. Расчет суммарной относительной погрешности ИК (δИК) в процентах производится по формуле
δИК = K(P)σ[δИК]
= (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 Ki(P) = Kij(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)
Справочное
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
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 δрI = ±0,3 %;
по углу θрI = ±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 δpл = 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)
δpθ
= ±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 = Δξр1
= ±10 % от Uном;
по частоте Δf = Δξр2
= ±1 % от fном;
по температуре tн= 10 °С, tв
= 30 °С, Δt = Δξp3
= ±10 °С;
по отклонению оси счетчика от вертикали αS = Δξpч = 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 KрU =
Kр1
= ±0,08 %/%;
частоты Kрf =
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 δоpсч
= ±1,0 %.
Дополнительные погрешности счетчика рассчитываются по формуле (6) и составляют
δpсч1 = Kр1Δξp1 = 0,08×10 = ±0,8 %;
δpсч2 = Kр2Δξp2 = 0,18×1
= ±0,18 %;
δpсч3 = Kр3Δξp3 = 0,06×10 = ±0,6 %;
δpсч4 = Kр4Δξp4 = 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
δИК н(в) = ±1,1
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 P = 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 P = 0,95 находится абсолютная погрешность результата измерения
электроэнергии
ΔWн(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.
Справочное
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)Iном;
U = (1,0 ¸ 1,05)Uном;
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 δрI = ±0,25 %
по углу θрI =
±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 δрU = ±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 δpл = 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. δpθ = 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 tноpм = +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 δоpсч = ±0,5 %.
Пределы дополнительных
погрешностей счетчика определяются по формулам п. 4.6.2 МУ и равны
δpсч1 = δpсчt = 0,05×0,5×30 = ±0,75 %;
δpсч2 = δpсчf = 0,5×0,5 = ±0,25 %,
δpсч3 = ±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:
δИК 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
δИК 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
ΔWн(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