регистрация компании дать объявление быстрый поиск лента публикаций восстановление доступа о портале
    
Строительный портал СтройПлан.ру
Подбор проекта Новости отраслиПубликации
 
КОРЗИНА (0)  
 >>>  ПОИСК ДОКУМЕНТОВ  
  Дополнительные материалы  [ + развернуть]  
Утвержден: Главгосэнергонадзор России (02.09.1994)
Дата введения: 1 января 1995 г.
скачать бесплатно РД 34.09.101-94 "Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении"
Утвержден: Главный государственный санитарный врач РФ
Дата введения: 1 июня 2000 г.
скачать бесплатно МУК 4.1.968-99 "Определение концентрации меди в питьевой и пресной воде хемилюминесцентным методом"

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР

ГЛАВНОЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ
А
КТИВНОЙ 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. 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

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. 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; 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 м. 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, %;

δ     - 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. 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 (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. 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 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 м. таблицу).

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

δ = 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 0,01m < 0,2 по формуле

δоpсч = ± Kкл(0,9 + 0,02/m),                                              (8)

а для m0,2 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 Δf2,5 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.

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.: 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 iо СИ от j 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)

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

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 δ = 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 = Δξ = 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.

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)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 δ = 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

1. Общие положения. 2

2. Метод расчета погрешности измерения электроэнергии в условиях эксплуатации. 2

3. Метрологические характеристики, подлежащие расчету. 3

4. Исходные данные для расчета погрешности измерения. 4

Приложение 1 Расчетные формулы для оценки погрешности измерений. 6

Приложение 2 Пример расчета погрешности измерения количества активной электрической энергии на базе измерительного комплекса с индукционным счетчиком в условиях эксплуатации. 7

Приложение 3 Пример расчета погрешности измерения количества активной электрической энергии на базе измерительного комплекса с электронным счетчиком в условиях эксплуатации. 9

 

 >>>  ПОИСК ДОКУМЕНТОВ  

    Бастион Фото: смежный дом из бруса на две семьи 189.64 6 2 Смежный дом из бруса на две семьи

    Патриарх Фото: дом из бруса с большой террасой 172 5 2 Дом из бруса с большой террасой

    6 А Фото: дом из бруса 6х8 95.3 3 1 Дом из бруса 6х8

    139/051 Фото: дом с террасой, балконом и вторым светом в эркере гостиной 139 2 2 Дом с террасой, балконом и вторым светом в эркере гостиной

    Д-94 Фото: дачный дом 6х8 м с террасой и лоджией 96 4 Дачный дом 6х8 м с террасой и лоджией


 Рейтинг@Mail.ru   По вопросам работы сайта и сотрудничества обращайтесь к администратору adm@stroyplan.ru.
При использовании материалов портала - ccылка, доступная для индексации, на сайт обязательна.
© 2006-2016 "СТРОЙПЛАН"
    Все права защищены.