|
МИНИСТЕРСТВО
ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР ГЛАВНОЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГЕТИКИ
И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ РД 34.11.325-90 СО
153-34.11.325-90 ОРГРЭС Москва 1991 РАЗРАБОТАНО Всесоюзным
научно-исследовательским институтом электроэнергетики (ВНИИЭ) ИСПОЛНИТЕЛИ Л.А. БИБЕР, Ю.Е. ЖДАНОВА УТВЕРЖДЕНО Главным научно-техническим управлением энергетики и электрификации
12.12.90 г. Заместитель начальника К.М. АНТИПОВ
Срок действия установлен с 01.08.91 г. до 01.08.96 г. Настоящие Методические указания (МУ) распространяются на измерения
количества активной электрической энергии переменного тока промышленной частоты, проводимые
в условиях установившихся режимов работы энергосистем и при качестве
электроэнергии, удовлетворяющем требованиям ГОСТ
13109-87, с помощью постоянно действующих
измерительных комплексов с использованием
счетчиков электроэнергии индукционной или электронной системы. В Методических
указаниях приведен метод расчета погрешности измерительного комплекса. Методические указания не распространяются на измерения
электроэнергии с использованием линий дистанционной (телемеханической) передачи
данных и с использованием информационно-измерительных систем. В настоящих Методических указаниях уточнен метод расчета
погрешности измерительного комплекса при определении допустимого небаланса
электроэнергии, приведенный в «Инструкции по учету электроэнергии в
энергосистемах». И 34-34-006-83 (М.: СПО Союзтехэнерго, 1983). Указания предназначены для применения персоналом энергопредприятий и энергосистем
Минэнерго СССР. 1.
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. В состав измерительных
комплексов (ИК) систем учета активной
электроэнергии в качестве средств измерений
(СИ) входят измерительные трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (ТН), индукционные или
электронные счетчики (С) активной электроэнергии, а также линии связи (ЛМ) между трансформаторами напряжения и счетчиками. 1.2. Схемы подключения
счетчиков и трансформаторов определяются
числом фаз, уровнем напряжений и токов
контролируемой сети и должны соответствовать проектной документации на данный
энергообъект, требованиям Госстандарта и Минэнерго СССР. 1.3. Допускаемые классы
точности счетчиков и измерительных
трансформаторов, а также допустимые уровни потерь напряжения в линиях связи при учете электроэнергии, приведенные в таблице, соответствуют требованиям ПУЭ («Правила устройства электроустановок». Шестое издание. Переработанное и дополненное. (М.: Энергоатомиздат, 1986). 1.4. Должны иметься в
наличии действующие свидетельства о поверке средств измерений электроэнергии либо
свидетельства их метрологической аттестации в условиях эксплуатации, подтверждающие класс точности. 1.5. Условия эксплуатации счетчиков и трансформаторов (в том
числе вторичные нагрузки) должны находиться в
пределах рабочих условий применения согласно НТД
и инструкциям применяемых типов СИ. 1.6. Оценка показателей
точности измерений количества активной электроэнергии в реальных условиях
эксплуатации производится по показаниям
электросчетчиков и нормируемым метрологическим характеристикам счетчиков и трансформаторов. Допускаемые
классы точности счетчиков и измерительных трансформаторов, а также допустимые
уровни потерь напряжения в линиях связи при учете электроэнергии
2.
МЕТОД РАСЧЕТА ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ
2.1. В качестве показателей
точности измерений количества активной
электроэнергии согласно МИ 1317-86 (Методические указания. Государственная система
обеспечения единства измерений. Результаты и
характеристики погрешности измерений. Формы
представления. Способы использования при испытаниях образцов продукции и
контроле их параметров. - М.: Издательство
стандартов, 1986) принимаются границы, в
пределах которых суммарная погрешность измерений
находится с заданной вероятностью. 2.2. Результаты измерений представляются в форме W; ΔW от 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), 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 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.
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 (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) 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. Приложение 1
Обязательное РАСЧЕТНЫЕ
ФОРМУЛЫ ДЛЯ ОЦЕНКИ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ
В соответствии с ГОСТ
8.009, Методическими указаниями.
Характеристики погрешности средств измерений в
реальных условиях эксплуатации. Методы расчета. РД
50-453-84 (М.: Издательство госстандартов,
1984) и МИ 1317-86 принимается допущение,
что погрешности СИ являются случайными
величинами. Факторы, влияющие на погрешности СИ, также рассматриваются как
случайные и независимые величины. 1. Суммарная относительная погрешность ИК определяется как совокупность независимых частных
погрешностей СИ: (11) где K(P) - коэффициент, определяемый принятой доверительной вероятностью и законом распределения погрешности; σ[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) 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 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. 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 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 |
|
|