| Описание | Принцип действия ИПУЭ основан на цифровой обработке аналоговых входных сигналов тока и напряжения при помощи специализированных микросхем с встроенным АЦП. Цифровые сигналы, пропорциональные мощности (активной и реактивной), току и напряжению, обрабатывается микроконтроллером. По полученным значениям мгновенной мощности формируются накопленные значения количества потребленной электрической энергии, в том числе по каждому тарифу (активной – по модулю, реактивной – с учетом направления).
В качестве датчика тока в ИПУЭ использован шинный измерительный трансформатор тока в специальном режиме - в режиме короткозамкнутой вторичной обмотки.
Количество тарифов и тарифное расписание ИПУЭ задаются встроенным тарификатором, имеющим часы реального времени (далее ЧРВ). Количество тарифов, тарифное расписание, а также перечень измеряемых и служебных величин, выводимых на дисплей ИПУЭ, доступны для установки и корректировки дистанционно или непосредственно на месте эксплуатации ИПУЭ по интерфейсу RF (см. таблицу 3).
ИПУЭ ведут журналы, в которых накапливается измерительная и служебная информация (результаты самодиагностики, время включения и выключения, корректировки служебных параметров, время фиксации максимальной средней активной мощности, значений измеряемых величин на расчетный день и час (РДЧ) и др.).
Интерфейс RF предназначен как для считывания информации с ИПУЭ (измерительной информации - данных о потреблении электроэнергии, в том числе потарифно, других измеряемых величин и служебных параметров), так и для конфигурирования ИПУЭ (т.е. задания тарифного расписания, задания параметров адресации по RF и других служебных параметров).
Интерфейс RF ИПУЭ соответствует требованиям электромагнитной совместимости ГОСТ Р 52459.3 - 2009 для устройств группы 1, класс 1.
При работе ИПУЭ в автономном режиме для считывания информации и конфигурирования ИПУЭ по интерфейсу RF (с учетом функциональных возможностей интерфейса, см. таблицу 3) предназначен терминал мобильный РиМ 099.01 (далее – МТ), представляющий собой персональный компьютер (ноутбук) с комплектом аппаратных средств для подключения интерфейса RF ИПУЭ и соответствующих программных продуктов. Считывание информации и конфигурирование ИПУЭ по интерфейсу RF выполняются с использованием программы Crowd_Pk.exe. Информация, считанная с ИПУЭ (значения измеряемых величин, заводские номера, параметры адресации и другие служебные параметры), отображается на мониторе МТ в рабочем окне программы.
При работе ИПУЭ в составе АС считывание информации ИПУЭ и конфигурирование выполняются при помощи специализированных устройств АС, например, маршрутизатора каналов связи РиМ 099.02.
Измерительная информация ИПУЭ недоступна для корректировки при помощи внешних программ, в том числе при помощи программы конфигурирования, и сохраняется в энергонезависимой памяти не менее 30 лет при отсутствии напряжения питания.
ИПУЭ выполняют фиксацию показаний на заданный произвольный момент времени (режим Стоп-кадр, СК). Эти данные доступны для считывания по интерфейсу RF ИПУЭ.
Дисплей ИПУЭ выполнен на базе жидкокристаллического индикатора. На дисплей выводятся значения потребленной энергии, в том числе по каждому тарифу, текущей мощности, а также символы, позволяющие идентифицировать режим работы и показания ИПУЭ по каждому тарифу. Данные выводятся на дисплей в автоматическом режиме, перечень параметров для индикации задается программно при конфигурировании ИПУЭ.
Основные характеристики ИПУЭ приведены в таблице 1.
Таблица 1
| Условное обозначение ИПУЭ | Ток базовый/ максимальный, А | Количество тарифов /
тарифных зон 1) | Постоянная ИПУЭ
в рабочем режиме /при поверке 2) | Код типа
ЕАN | Код типа
ITF | | РиМ 184.01 | 20/800 | 8/256 | 400 / 6400 | 4607134510489 | 18401 | | Примечания
Тарификация по временным тарифным зонам, реализация отдельного учета при превышении установленного порога мощности (УПМт).
Переключение постоянной из рабочего режима в режим поверки по интерфейсу RF. |
Перечень величин, измеряемых ИПУЭ, соответствует приведенному в таблице 2.
Таблица 2
| Наименование измеряемой величины | Тарификация | | Энергия | | | активная (импорт+экспорт) (по модулю) | Потарифно | | реактивная (импорт) | Не тарифицируется | | реактивная (экспорт) | Не тарифицируется | | Мощность* | | | активная (импорт+экспорт) (по модулю) | | | реактивная (импорт) | | | реактивная (экспорт) | | | полная**** | | | Ток, среднеквадратическое (действующее) значение * | | | Напряжение, среднеквадратическое (действующее) значение * | | | Частота **, *** | | | Удельная энергия потерь в цепи тока* | | | Коэффициент реактивной мощности цепи tg φ | | | Коэффициент мощности cos φ**** | | | Среднее значение активной мощности на программируемом интервале** (активная интервальная мощность, Ринт) | | | Максимальное значение средней активной мощности на программируемом интервале в текущем отчетном периоде (текущая максимальная интервальная Ринт макс) | | | Максимальное значение средней активной мощности за прошедщий отчетный период (максимальная интервальная на Ррдч) | | | * Время интегрирования значений (период измерения) напряжений, токов, мощностей составляет 1 секунду (50 периодов сетевого напряжения).
** Длительность интервала интегрирования программируется (устанавливается из ряда: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 10, 12, 15, 20, 30, 60 минут).
*** при определении отклонений от установленных пороговых значений длительность интервала интегрирования 20 с.
**** метрологические характеристики для технического учета
Импорт – энергия прямого направления
Экспорт – энергия обратного направления |
Активная и реактивная мощность с периодом интегрирования 1 с (далее – текущая мощность, активная Ртек или реактивная Qтек соответственно), определяются как энергия, потребленная за 1 с (активная и реактивная соответственно).
Полная мощность с периодом интергирования 1 с (далее – полная мощность) определяется по формуле
S = SQRT (P 2 + Q 2), (1)
где Р – текущее значение активной мощности, Вт;
Q – текущее значение реактивной мощности, вар;
S – текущее значение полной мощности, ВА;
SQRT – функция, возвращающая квадратный корень числа.
Средняя активная мощность на программируемом интервале (активная интервальная мощность) определяется методом «скользящего окна» по формуле
Т
Ринт= 1/Т х ∫ Ртек dt,(2)
0
где Ринт - расчетное значение средней активной мощности;
Pтек – измеренное значение текущей активной мощности, Вт;
Т – значение программируемого интервала.
Максимальное значение средней активной мощности на программируемом интервале в текущем отчетном периоде (текущая максимальная интервальная - Ринт макс) определяется как максимальное значение из зафиксированных значений Ринт за текущий месяц.
Максимальное значение средней активной мощности за прошедщий отчетный период (максимальная интервальная мощность на РДЧ - Ррдч) определяется как максимальное значение из зафиксированных значений Ринт за прошедший месяц.
Коэффициент реактивной мощности цепи tg φ определяется по формуле
tg φ = |Q| / |P|, (3)
где tg φ расчетное значение коэффициента реактивной мощности цепи;
Q - измеренное значение текущей реактивной мощности, вар;
P – измеренное значение текущей активной мощности, Вт.
Коэффициент мощности cosφ определяется по формуле
cos φ = Р / SQRT (P2 + Q2), (4)
где cos φ -расчетное значение коэффициента мощности;
Q - измеренное значение текущей реактивной мощности, вар;
P – измеренное значение текущей активной мощности, Вт.
Удельная энергия потерь в цепях тока определяется по формуле
T
Wуд= (10-3/3600) х ∫ (I 2) dt , (5)
0
где Wуд - расчетное значение удельной энергии потерь в цепях тока, кА 2 ч;
I - действующее (среднеквадратическое) значение тока с интервалом интегрирования 1 с;
T – время работы ИПУЭ, с.
Функциональные возможности ИПУЭ:
измерение активной энергии (без учета направления): -суммарной;
-потарифно;
измерение реактивной энергии (с учетом направления);
измерение активной мощности с периодом интегрирования 1 с (текущей активной мощности, без учета направления (по модулю));
измерение реактивной мощности с периодом интегрирования 1 с (текущей реактивной мощности, с учетом направления);
измерение полной мощности;
измерение среднеквадратического (действующего) значения тока *;
измерение среднеквадратического (действующего) значения напряжения*;
измерение удельной энергии потерь в цепи тока*;
измерение частоты сети;
Примечание * Время интегрирования значений (период измерения) напряжений, токов, мощностей составляет 1 секунду (50 периодов сетевого напряжения).
определение расчетных величин:
- коэффициента мощности cos φ;
- коэффициента реактивной мощности цепи tg φ;
-средней активной мощности с интервалом интегрирования от 1 до 60 минут (текущая пиковая мощность);
-максимальной средней активной мощности на месячном интервале, т.е. на РДЧ (максимальная пиковая мощность на РДЧ);
синхронизация ЧРВ и корректировка тарифного расписания по интерфейсу RF (см. таблицу 2);
ведение журналов:
ежемесячный – не менее 48 записей (по активной энергии суммарно и потарифно на РДЧ , по реактивной энергии (импорт и экспорт) на РДЧ, по удельной энергии потерь в цепи тока на РДЧ, Ррдч);
ежедневный - не менее 183 записей (по активной энергии суммарно и потарифно, по реактивной энергии (импорт и экспорт), по удельной энергии потерь в цепи тока на РДЧ, Ринт макс);
профилей нагрузки - не менее 8192 записей. В профиль нагрузки включены: активная энергия суммарно по 8 тарифам, реактивная энергия (импорт, экспорт);
журналов событий (не менее 1024 записей), в том числе:
событий по tg φ - не менее 256 записей;
качества сети - не менее 256 записей (отклонения напряжения от номинального значения по ± 5 %, ± 10 %, отклонения частоты ± 0,2 Гц, ± 0,4 Гц);
коррекций - не менее 256 записей (изменение группы, адреса, синхронизация ЧРВ, РДЧ, параметров тарифного расписания, праздничных дней и переносов);
включения/выключения - не менее 256 записей.
События в журналах фиксируются с привязкой к дате/времени.
выполнение самодиагностики – ИПУЭ формируют и передают код режима работы (статус), отражающий наличие нарушения режима работы (неисправность или остановка ЧРВ и др). События, связанные с изменением статуса, регистрируются в журнале включений/отключений с указанием времени события;
сохранение данных: - текущего суммарного потребления энергии;
- суммарного потребления энергии на РДЧ;
- текущего потребления энергии потарифно;
- потребления энергии потарифно на РДЧ;
- максимальной пиковой мощности на РДЧ;
- журналов;
считывание данных по интерфейсу RF (см. таблицу 3):
тарификатор ИПУЭ поддерживает:
- до 8 тарифов;
- до 256 тарифных зон;
- переключение по временным тарифным зонам;
- возможность отдельного учета при превышении установленного порога мощности;
- возможность автоперехода на летнее/зимнее время;
- календарь выходных и праздничных дней;
- перенос рабочих и выходных дней.
Таблица 3 - Функциональные возможности интерфейса RF ИПУЭ
| Параметр | Интерфейс RF | | Заводской номер * | + | - | | Код типа | + | - | | Версия ИПУЭ | + | - | | Идентификатор ПО * | + | - | | Показания: | | | | -тарифицируемые | + | - | | -текущие по активной энергии (суммарные и потарифно)* | + | - | | -на расчетный день и час по активной энергии (суммарные и потарифно)* | + | - | | нетарифицируемые | | | | - текущие по реактивной энергии (импорт, экспорт)* | + | - | | -на расчетный день и час по реактивной энергии (импорт, экспорт)* | + | - | | -максимальное значение средней активной мощности на программируемом интервале Ринт макс (текущей) | + | - | | -максимальной средней активной мощности на РДЧ Р рдч с указанием даты и времени фиксации | + | - | | -текущей активной мощности * | + | - | | -текущей реактивной мощности * | + | - | | - cos φ (текущее значение)* | + | - | | -tg φ (текущее значение)* | + | - | | - среднеквадратическое значения напряжения сети (текущее значение)* | + | - | | - среднеквадратическое значения тока (текущее значение)* | + | - | | - значение удельной энергии потерь (текущей, на РДЧ)* | + | - | | - частота сети (текущее значение)* | + | - | | -показания в режиме СК | + | - | | Журналы ИПУЭ | + | - | | Служебные параметры | | | | Текущий статус | + | - | | Счётчики работы (коррекций) | + | - | | Параметры RF (сетевой адрес, номер радиоканала) | + | + | | Значение РДЧ | + | + | | Режим индикации | + | + | | Значение постоянной | + | +** | | Текущее значение ЧРВ* | + | + | | Параметры тарифного расписания | | | | Тарифные зоны | + | + | | Номер специального тарифа | + | + | | Строка файла праздничных дней | + | + | | Строка файла перенесённых дней | + | + | | Значение УПМт | + | + | | Коэффициент расчета УПМт | + | + | | Номер текущего тарифа* | + | - | | Параметры контроля качества электроэнергии | | | | Значение порога по tg φ (верхний) | + | + | | Время усреднения отклонений от пороговых значений (U ,tg φ, УПМт) | + | + | | Интервал интегрирования при определении средней активной мощности на интервале интегрирования Р инт | + | + | | Период фиксации показаний для профилей | + | + | | Профили нагрузки по указанному в запросе номеру записи | + | - | | Параметры безопасности | | | | Изменение пароля для записи | - | + | | Примечания
* - выводится на дисплей ИПУЭ
** - переключение из основного режима в режим поверки и обратно |
ИПУЭ оснащены оптическими испытательными выходами А и Р для активной и реактивной энергии соответственно, характеристики оптических испытательных выходов соответствуют ГОСТ Р 52320-2005.
ИПУЭ выполнены в пластмассовом герметичном корпусе, степень защиты оболочек IP 54 по ГОСТ 14254-96. Корпус ИПУЭ пломбируется пломбой поверителя. Пломбирование ИПУЭ осуществляется навесной пломбой на пломбировочном винте крышки корпуса с фиксацией герметичных вводов.
Общий вид ИПУЭ с указанием места установки пломбы поверителя приведен на рисунке 1.
Пример записи при заказе ИПУЭ РиМ 184.01: «Интеллектуальный прибор учета электроэнергии РиМ 184.01 ТУ 4228-041-11821941-2011».
Рисунок 1 – Фотография общего вида и место установки пломбы поверителя ИПУЭ РиМ 184.01
|
| Метрологические и технические характеристики | Базовый ток, А 20
Максимальный ток, А 800
Номинальное напряжение, В 230
Установленный рабочий диапазон напряжения, В от 198 до 253
Расширенный рабочий диапазон напряжения, В от 160 до 280
Номинальная частота, Гц 50
Класс точности при измерении энергии активной/реактивной
по ГОСТ Р 52322-2005/ГОСТ Р 52425-20051 / 2
Стартовый ток, актив/реактив, мА, 80/100
Постоянная, имп./ (кВт•(ч), имп./ (квар(•ч) см. таблицу 1
Полная мощность, потребляемая цепью напряжения, ВА, не более 4,0
Активная мощность, потребляемая цепью напряжения, Вт, не более1,5
Полная мощность, потребляемая встроенным модулем связи, ВА, не более3,0
Цена единицы разряда счетного механизма см. таблицу 5
Максимальная дальность действия интерфейса RF, м, не менее 50
Количество тарифов/тарифных зон 8/256
Время сохранения данных, лет, не менее30
Время автономности ЧРВ при отсутствии напряжения сети, не менее, лет10
Суточный ход часов реального времени, с/сутки, не более 1,0
Масса, кг, не более 1,8
Габаритные размеры, мм, не более 95; 185; 165
Средняя наработка до отказа, То, часов 200000
Средний срок службы Тсл, лет, не менее 30
Условия эксплуатации - У3 по ГОСТ 15150 -69– в помещениях подстанций категории G по ГОСТ Р 51317.6.5-2006, при температуре окружающего воздуха от минус 40 до 50 °С, верхнем значении относительной влажности воздуха 98% при температуре окружающего воздуха 25 °С, атмосферном давлении 70-106,7 кПа (537-800 мм рт ст).
При температуре ниже минус 35 (С возможно резкое снижение или полная потеря контрастности дисплея, при этом в рабочем диапазоне температур метрологические и функциональные характеристики ИПУЭ сохраняются.
ИПУЭ соответствуют требованиям безопасности и электромагнитной совместимости, установленным ГОСТ Р 52320-2005, ГОСТ Р 51317.6.5-2006. Соответствие ИПУЭ требованиям безопасности и электромагнитной совместимости подтверждено сертификатом соответствия № РОСС RU. АЯ79 В15920.
Основные единицы для измеряемых и расчетных значений величин и цена единицы старшего и младшего разряда счетного механизма приведены в таблице 5.
Таблица 5
| Измеряемая величина | Основ-ная единица | Цена единицы старшего/ младшего разряда | | Активная энергия | кВт(ч | 10 6 / 1 | 10 6 / 0,001 | | Реактивная энергия | квар(ч | 10 6 / 1 | 10 6 / 0,001 | | Активная мощность | Вт | 10 5 / 1 | - | | кВт | - | 10 2 / 0,001 | | Реактивная мощность | вар | 10 5 / 1 | - | | квар | - | 10 2 / 0,001 | | Полная мощность | ВА | 10 5 / 1 | - | | кВА | - | 10 2 / 0,001 | | Максимальное значение средней активной мощности на прог-раммируемом интервале (активная интервальная мощность, Ринт макс) | кВт | - | 10 2 / 0,001 | | Максимальное значение средней активной мощности на месячном интервале (максимальная пиковая на Ррдч) | Вт | 10 5 / 1 | - | | Ток, среднеквадратическое (действующее) значение | А | 10 3 / 0,1 | 10 3 / 0,001 | | Напряжение, среднеквадратическое (действующее) значение | В | 10 2 / 0,1 | 10 2 / 0,001 | | Удельная энергия потерь в цепи тока | кА 2 (ч | 10 6 / 1 | 10 6 / 0,001 | | Коэффициент мощности cos φ | безразм | 10 0 / 0,001 | 10 0 / 0,001 | | Коэффициент реактивной мощности цепи tg φ | безразм | 10 1 / 0,001 | 10 1 / 0,001 | | Частота сети | Гц | 10 1 / 0,001 | 10 1 / 0,001 |
Показатели точности
При измерении энергии (активной и реактивной)
ИПУЭ соответствуют требованиям точности раздела 8 ГОСТ Р 52322-2005 при измерении активной энергии.
ИПУЭ соответствуют требованиям точности раздела 8 ГОСТ Р 52425-2005 при измерении реактивной энергии с уточнениями, приведенными в таблице 6.
Таблица 6
| Ток, от I б | sin φ | Пределы допускаемой основной погрешности, %, при измерении реактивной энергии, импорт и экспорт, по ТУ 4228-041-11821941-2011 | | 0,05 | 1 | ± 3,0 | | 0,10 | 1 | ± 2,0 | | 0,20 | 1 | ± 2,0 | | 0,50 | 1 | ± 2,0 | | 1,00 | 1 | ± 2,0 | | I макс | 1 | ± 2,0 | | 0,10 | инд 0,5 | ± 3,0 | | 0,20 | инд 0,5 | ± 2,5 | | 0,50 | инд 0,5 | ± 2,0 | | 1,00 | инд 0,5 | ± 2,0 | | I макс | инд 0,5 | ± 2,0 | | 0,10 | емк 0,5 | ± 3,0 | | 0,20 | емк 0,5 | ± 2,5 | | 0,50 | емк 0,5 | ± 2,0 | | 1,00 | емк 0,5 | ± 2,0 | | I макс | емк 0,5 | ± 2,0 | | 0,20 | инд 0,25 | ± 3,5 | | 0,50 | инд 0,25 | ± 2,5 | | 1,00 | инд 0,25 | ± 2,5 | | I макс | инд 0,25 | ± 2,5 | | 0,20 | емк 0,25 | ± 3,5 | | 0,50 | емк 0,25 | ± 2,5 | | 1,00 | емк 0,25 | ± 2,5 | | I макс | емк 0,25 | ± 2,5 |
Требования к дополнительным погрешностям при воздействии постоянной составляющей и четных гармоник в цепи переменного тока не предъявляются.
При измерении мощности (активной и реактивной) с периодом интегрирования 1 с
Допускаемая основная относительная погрешность δр при измерении Ртек не превышает пределов, приведенных в таблице 7.
Допускаемая основная относительная погрешности δq при измерении Qтек не превышает пределов, приведенных в таблице 8.
Дополнительные погрешности, вызываемае изменением влияющих величин по отношению к нормальным условиям, приведенным в 8.5 ГОСТ Р 52322 и 8.5 ГОСТ Р 52425, не превышают пределов для счетчиков электрической энергии соответствующего класса точности в соответствии с таблицей 8 ГОСТ Р 52322 при измерении Ртек, и таблицей 8 ГОСТ Р 52422 при измерении Qтек.
Требования к дополнительным погрешностям при воздействии постоянной составляющей и четных гармоник в цепи переменного тока не предъявляются.
Таблица 7
| Ток, от I б | сos φ | Пределы допускаемой основной погрешности при измерении Ртек, Ринт макс, Ррдч %, импорт и экспорт | | 0,20 | 1 | ± 1,5 | | 1,00 | 1 | ± 1,0 | | I макс | 1 | ± 1,0 | | 0,20 | инд 0,5 | ± 1,5 | | 0,50 | инд 0,5 | ± 1,0 | | 1,00 | инд 0,5 | ± 1,0 | | I макс | инд 0,5 | ± 1,0 | | 0,20 | емк 0,8 | ± 1,5 | | 0,50 | емк 0,8 | ± 1,0 | | 1,00 | емк 0,8 | ± 1,0 | | I макс | емк 0,8 | ± 1,0 |
Таблица 8
| Ток, от I б | sin φ | Пределы допускаемой основной погрешности при измерении Qтек, %, импорт и экспорт | | 0,20 | 1 | ± 3,0 | | 0,50 | 1 | ± 2,0 | | 1,00 | 1 | ± 2,0 | | I макс | 1 | ± 2,0 | | 0,20 | инд 0,5 | ± 3,0 | | 0,50 | инд 0,5 | ± 2,0 | | 1,00 | инд 0,5 | ± 2,0 | | I макс | инд 0,5 | ± 2,0 | | 0,20 | емк 0,5 | ± 3,0 | | 0,50 | емк 0,5 | ± 2,0 | | 1,00 | емк 0,5 | ± 2,0 | | I макс | емк 0,5 | ± 2,0 | | 0,20 | инд 0,25 | ± 3,5 | | 0,50 | инд 0,25 | ± 2,5 | | 1,00 | инд 0,25 | ± 2,5 | | I макс | инд 0,25 | ± 2,5 | | 0,20 | емк 0,25 | ± 3,5 | | 0,50 | емк 0,25 | ± 2,5 | | 1,00 | емк 0,25 | ± 2,5 | | I макс | емк 0,25 | ± 2,5 |
При измерении средней активной мощности на программируемом интервале Ринт, максимального значения средней активной мощности на программируемом интервале Ринт макс и средней активной мощности на РДЧ Ррдч
Допускаемая основная относительная погрешность при измерении Р инт, Р инт макс и Р рдч не превышает пределов, приведенных в таблице 7.
Дополнительные погрешности, вызываемые изменением влияющих величин по отношению к нормальным условиям, приведенным в 8.5 ГОСТ Р 52322, не превышают пределов для счетчиков электрической энергии соответствующего класса точности в соответствии с таблицей 8 ГОСТ Р 52322.
При измерении среднеквадратических значений тока
Допускаемая основная относительная погрешность при измерении среднеквадратических значений силы тока не превышает пределов указанных в таблице 8.
Таблица 8
| Диапазон измеряемых среднеквадратических значений тока, А | Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении среднеквадратических значений тока, % | | От 0,5 I б до 2,5 I б | ± 1,5 | | От 2,5 I б до I макс | ± 1,0 |
При измерении удельной энергии потерь в цепях тока
Допускаемая относительная погрешность при измерении удельной энергии потерь в цепи тока не превышает пределов, приведенных в таблице 9.
Таблица 9
| Диапазон среднеквадратических значений тока, А | Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении удельной энергии потерь, % | | От 0,5 I б до 2,5 I б | ± 3,0 | | От 2,5 I б до I макс | ± 2,0 |
При измерении коэффициента реактивной мощности цепи tg φ
Допускаемая основная относительная погрешность при измерении tg φ не превышает пределов, приведенных в таблице 10.
Таблица 10
| Ток,
от I б | Диапазон измеряемых значений tg φ | Пределы допускаемой основной погрешности при измерении tg φ, % | | 0,50 | От 0,25 до 0,75 | ± 2,7 | | 1,00 | От 0,25 до 0,75 | ± 2,3 | | I макс | От 0,25 до 0,75 | ± 2,3 |
Пределы дополнительных погрешностей при измерении tg φ определяются по формуле
δ tgi = ±(δ рi + δ qi),(6)
где δ tgi – расчетное значение предела допускаемой дополнительной погрешности при измерении tg φ, вызываемой i – влияющей величиной, %;
δ рi – предел допускаемой дополнительной погрешности при измерении активной энергии, вызываемой i – влияющей величиной в соответствии с 8.2 ГОСТ Р 52322-2005,%;
δ qi – предел допускаемой основной относительной погрешности при измерении реактивной энергии, вызываемой i – влияющей величиной, в соответствии с 8.2 ГОСТ Р 52425-2005, %.
При измерении частоты сети
Абсолютная погрешность при измерении частоты сети не более ± 0,03 Гц.
Диапазон измеряемых частот от 45 до 55 Гц.
При измерении среднеквадратических значений напряжения
Допускаемая основная относительная погрешность при измерении среднеквадратических значений напряжения не превышает пределов, указанных в таблице 11.
Таблица 11
| Диапазон измеряемых среднеквадратических значений напряжения, В | Пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении напряжения , % | | От 160 до 280 | ± 1,0 |
|
