La norma NB/T 10861-2021, "Especificación de diseño para la configuración de dispositivos de medición en centrales hidroeléctricas", proporciona requisitos detallados y directrices para la configuración de dispositivos de medición en centrales hidroeléctricas. Los dispositivos de medición son un componente importante del monitoreo operativo de las centrales hidroeléctricas. La medición en centrales hidroeléctricas se divide principalmente en medición de magnitudes eléctricas y medición de magnitudes no eléctricas. La medición eléctrica se refiere a la medición de parámetros eléctricos en tiempo real mediante electricidad, incluyendo corriente, voltaje, frecuencia, factor de potencia, potencia activa/reactiva, energía activa/reactiva, etc.; la medición no eléctrica se refiere al uso de transmisores para convertir señales eléctricas no eléctricas de 4-20 mA o 0-5 V, incluyendo temperatura, velocidad, presión, nivel de líquido, apertura, etc. Este ensayo solo analiza el dispositivo de medición y el sistema de gestión del consumo de energía de las centrales hidroeléctricas según la norma, y no incluye la configuración de protección de microcomputadoras de las centrales hidroeléctricas.
1. Disposición general
1.0.1 Esta especificación está formulada para estandarizar el diseño de configuración de los dispositivos de medición en las plantas de energía hidroeléctrica, garantizar el funcionamiento seguro, estable y a largo plazo de las plantas de energía hidroeléctrica y mejorar los beneficios económicos integrales generales de las plantas de energía hidroeléctrica.
1.0.2 Esta especificación es aplicable al diseño de configuración de dispositivos de medición para centrales hidroeléctricas de nueva construcción, reconstruidas y ampliadas.
1.0.3 El diseño de la configuración de los dispositivos de medición en las centrales hidroeléctricas debe adoptar activamente nuevas tecnologías y productos que hayan pasado la evaluación.
1.0.4 La configuración y el diseño de los dispositivos de medición en las centrales hidroeléctricas deben cumplir con los requisitos del sistema eléctrico en cuanto a la cantidad de información recopilada en la central y el método de recopilación de información.
1.0.5 El diseño de la configuración de los dispositivos de medición en las centrales hidroeléctricas no sólo deberá ajustarse a este código, sino también a las normas nacionales vigentes pertinentes.
2. Terminología
2.0.1 Medición eléctrica
Medición de parámetros eléctricos en tiempo real mediante electricidad.
2.0.2 Medición de energía
Medición de parámetros de energía eléctrica.
2.0.3 Medidor eléctrico general
Las centrales hidroeléctricas suelen utilizar medidores de aguja, medidores digitales, etc.
2.0.4 Medidor de tipo puntero
Según la relación entre el puntero y la escala para indicar el valor medido del medidor.
2.0.5 Medidor de tipo digital
En la pantalla se puede utilizar de forma digital para mostrar directamente el valor medido del medidor.
2.0.6 Medidor de vatios-hora
Un instrumento que mide datos de energía eléctrica activa y/o reactiva.
2.0.7 Dispositivo de muestreo de CA inteligente
Muestreo de potencia de frecuencia de CA, directamente a la unidad de procesamiento de datos para su procesamiento para obtener el voltaje, la corriente, la potencia activa, la potencia reactiva, el factor de potencia, la frecuencia, la potencia activa, la potencia reactiva y otros parámetros, y a través de la interfaz de comunicación estándar salida medidor inteligente multifuncional.
2.0.8 Transductor
Medirse mediante la conversión de corriente continua, voltaje continuo o dispositivo de señal digital.
2.0.9 Clase de precisión del instrumento de medición
Instrumentos de medida y/o accesorios para satisfacer determinados requisitos de medición diseñados para garantizar que el error permisible y el cambio extremadamente dentro de los límites especificados del nivel.
2.0.10 Componentes de automatización
Componentes y/o dispositivos para monitoreo de datos de condición, ejecución de acciones en plantas hidroeléctricas.
2.0.11 Medición no eléctrica
Medición de temperatura, presión, velocidad, desplazamiento, caudal, nivel, vibración, péndulo y otros parámetros no eléctricos en tiempo real.
3. Medición eléctrica y medición de potencia
Los objetos de medición eléctrica incluyen generador hidroeléctrico/motor del generador, transformador principal, línea, bus, transformador de planta, sistema de CC, etc. La Figura 1 es un diagrama esquemático del cableado eléctrico de la planta de energía hidroeléctrica, que muestra el cableado eléctrico del grupo electrógeno hidroeléctrico, el transformador principal, la línea y el transformador de potencia de la planta.
Fig. 1 Diagrama esquemático del cableado eléctrico de una central hidroeléctrica
3.1 Medición eléctrica y medición de energía eléctrica del generador hidroeléctrico/motor del generador.
3.1.2 El dispositivo de arranque de frecuencia variable estático del motor del generador debe medir los siguientes elementos.
3.1.3 El hidrogenerador/motor generador deberá medir la energía eléctrica activa y reactiva. Un hidrogenerador que pueda operar con modulación de fase deberá medir la potencia activa bidireccional; un hidrogenerador con avance de fase deberá medir la potencia reactiva bidireccional; y un motor generador deberá medir la potencia activa y reactiva bidireccional.
3.1.4 Para los hidrogeneradores que puedan operar en modulación de fase, se deberá medir la potencia activa en ambas direcciones; para los hidrogeneradores que puedan operar en avance de fase, se deberá medir la potencia en ambas direcciones. Los motores del generador deberán medir la potencia activa y la potencia reactiva en ambas direcciones.
3.1.5 Al medir el ángulo de potencia activa del sistema de potencia, se debe medir el ángulo de potencia del generador.
3.1.6 El lado de alto voltaje del transformador de excitación debe medir la corriente trifásica, la potencia activa y la potencia reactiva.
La configuración de monitoreo del hidrogenerador y el transformador de excitación se muestra en la Fig. 2, y la selección del equipo se muestra en la Fig. 1.
| Nombre | Imagen | Modelo | Función | Solicitud |
| Instrumento de medición integral de potencia de muestreo de CA |  | APM520 | Corriente trifásica, voltaje de línea/voltaje de fase trifásico, potencia activa/reactiva bidireccional, energía activa/reactiva bidireccional, factor de potencia, frecuencia, tasa de distorsión armónica, estadísticas de tasa de paso de voltaje, interfaz RS485/Modbus-RTU | Monitoreo eléctrico de generadores y transformadores de excitación |
| Instrumento de medición integral de potencia de muestreo de CC |  | PZ96L-DE | Mide el voltaje de excitación, la corriente de excitación, etc. en el sistema de excitación y está equipado con sensores Hall. | Medición de corriente de excitación y tensión |
 | DJSF1352-RN | |||
| Sensor Hall |  | AHKC-EKAA | Mide corriente DC0~(5-500)A, salida DC4-20mA y funciona con fuente de alimentación DC12/24V | Sensor de corriente de excitación |
Tabla 1 Selección de monitorización del hidrogenerador y del transformador de excitación
3.2 Medición eléctrica y medición de energía eléctrica del sistema de impulso y envío
3.2.1 Los elementos de medición de transformadores principales y de medición de potencia deberán cumplir los siguientes requisitos:
1 Los transformadores de doble devanado deben medir la corriente trifásica, la potencia activa y la potencia reactiva en el lado de alto voltaje, y un lado del transformador debe medir la energía activa y la energía reactiva.
Los transformadores de tres devanados o autotransformadores deben medir la corriente trifásica, la potencia activa y la potencia reactiva en tres lados, así como la energía activa y reactiva en tres lados. El devanado común del autotransformador debe medir la corriente trifásica.
3 Cuando la unidad generadora está cableada como una unidad pero el generador tiene un disyuntor, se deben medir el voltaje de la línea lateral de bajo voltaje y el voltaje trifásico.
La potencia activa y la potencia reactiva se deben medir en ambos lados del transformador de contacto, y se debe medir la energía activa y la energía reactiva.
5 Cuando sea posible transmitir y recibir potencia, se debe medir la potencia activa en ambas direcciones y se debe medir la energía activa en ambas direcciones; cuando sea posible funcionar en desfase y adelanto de fase, se debe medir la potencia reactiva en ambas direcciones y se debe medir la energía reactiva en ambas direcciones.
Fig. 3 Configuración de medición eléctrica del transformador principal en una central hidroeléctrica
| Nombre | Imagen | Modelo | Función | Solicitud |
| Instrumento de medición integral de potencia de muestreo de CA | | APM520 | Corriente trifásica, voltaje de línea/voltaje de fase trifásico, potencia activa/reactiva bidireccional, energía activa/reactiva bidireccional, factor de potencia, frecuencia, tasa de distorsión armónica, estadísticas de tasa de paso de voltaje, interfaz RS485/Modbus-RTU | Medición del lado de alta y baja tensión del transformador principal |
Tabla 2 Selección del sistema principal de monitoreo del transformador
3.2.2 Los elementos de medición de línea deberán cumplir los siguientes requisitos:
1 Las líneas de 6,3 kV ~ 66 kV deben medir la corriente monofásica y, cuando las condiciones lo permitan, se puede medir la corriente bifásica o trifásica.
Las líneas de 35 kV y 66 kV deben medir la potencia activa, y las líneas de 6,3 kV ~ 66 kV también pueden medir la potencia activa y la potencia reactiva cuando las condiciones lo permitan.
3 Las líneas de 110 kV y superiores deben medir la corriente trifásica, la potencia activa y la potencia reactiva.
Las líneas de 6,3 kV y superiores deben medir la energía activa y la energía reactiva.
5 Cuando sea probable que la línea transmita y reciba energía, se deberá medir la potencia activa en ambas direcciones y la energía activa en ambas direcciones.
6 Cuando la línea pueda funcionar con desfase o adelanto de fase, se deberá medir la potencia reactiva en ambas direcciones y la energía reactiva en ambas direcciones.
7 Cuando lo requiera el sistema de energía, se deberá medir el ángulo de potencia de la línea para la línea de la estación elevadora.
Fig. 4 Configuración de medición eléctrica para líneas de centrales hidroeléctricas
| Nombre | Imagen | Modelo | Función | Solicitud |
| Instrumento de medición integral de potencia de muestreo de CA |  | APM520 | Corriente trifásica, voltaje de línea/voltaje de fase trifásico, potencia activa/reactiva bidireccional, energía activa/reactiva bidireccional, factor de potencia, frecuencia, tasa de distorsión armónica, estadísticas de tasa de paso de voltaje, interfaz RS485/Modbus-RTU | Medición de línea de 6,3 kV a 110 kV |
Tabla 3 Selección de medición de línea
3.2.3 Los elementos de medición de barras colectoras deberán cumplir los siguientes requisitos:
1 Las barras colectoras de voltaje del generador de 6,3 kV y superiores y las barras colectoras de 35 kV y 66 kV deben medir el voltaje y la frecuencia de la barra colectora y medir el voltaje trifásico al mismo tiempo.
2 Los buses de 110 kV y superiores deben medir tres voltajes y frecuencias de línea.
Los interruptores automáticos de enlace de bus de 6,3 kV y superiores, los interruptores automáticos de sección de bus, los interruptores automáticos de puente interno y los interruptores automáticos de puente externo deben medir la corriente CA, y los de 110 kV y superiores deben medir la corriente trifásica.
Se debe medir la corriente trifásica para cada circuito de disyuntor de cableado 3/2, cableado 4/3 y cableado de esquina.
5 Los interruptores automáticos de derivación, los interruptores automáticos de enlace de bus o de sección y derivación y los interruptores automáticos de puente exterior de 35 kV y superiores deben medir la potencia activa y la potencia reactiva, y medir la energía activa y la energía reactiva. Cuando sea posible transmitir y recibir potencia, se debe medir la potencia activa en ambas direcciones y se debe medir la energía activa en ambas direcciones; en el caso de operación con desfase y avance de fase, se debe medir la potencia reactiva en ambas direcciones y se debe medir la energía reactiva en ambas direcciones.
Fig. 5 Configuración de medición eléctrica de barras colectoras en central hidroeléctrica
| Nombre | Imagen | Modelo | Función | Solicitud |
| Instrumento digital |  | PZ96L-AV3/C | Mide voltaje trifásico, voltaje de línea, interfaz RS485/Modbus-RTU. | Medición de tensión del bus, visualización local |
Tabla 4 Selección de medidas de bus
3.2.4 Se debe medir la corriente trifásica y la potencia reactiva para grupos de reactores shunt de 110 kV y superiores, y se debe medir la energía reactiva. El circuito de reactor shunt de 6,3 kV ~ 66 kV debe medir la corriente CA.
| Nombre | Imagen | Modelo | Función | Solicitud |
| Instrumento digital |  | PZ96L-E3/C | Mide corriente trifásica, potencia activa/reactiva, energía activa y reactiva, interfaz RS485/Modbus-RTU. | Medición del reactor, visualización local |
Tabla 5 Selección de medidas del reactor
3.3 Medición eléctrica y medición de energía del sistema de potencia de la planta
3.3.1 La corriente CA, la potencia activa y la energía activa deben medirse en el lado de alta tensión del transformador de potencia de fábrica. Si el lado de alta tensión no cumple con las condiciones de medición, puede medirse en el lado de baja presión.
3.3.2 Se debe medir la tensión de CA de la barra colectora de trabajo de la electricidad de la fábrica. Cuando el punto neutro no esté conectado a tierra eficazmente,
Tensiones de línea a línea y trifásicas; cuando el neutro esté efectivamente conectado a tierra, se medirán tres tensiones de línea a línea.
3.3.3 Se debe medir la corriente trifásica de las líneas de suministro de energía en el área de la fábrica y se puede medir la energía activa de acuerdo con las necesidades de medición de energía eléctrica.
3.3.4 Se debe medir la corriente trifásica para transformadores de energía de servicios públicos de 50 kVA y más con cargas de iluminación.
3.3.5 La corriente monofásica debe medirse al menos para el circuito del motor de 55 kW y superior.
3.3.6 Cuando el lado de bajo voltaje del transformador de potencia de fábrica es un sistema trifásico de cuatro cables de 0,4 kV, se debe medir la corriente trifásica.
3.3.7 El disyuntor de sección para alimentación de fábrica deberá medir corriente monofásica.
3.3.8 Los generadores diésel deben medir la corriente trifásica, el voltaje trifásico, la potencia activa y medir la energía activa.
Fig. 6 Configuración de medición eléctrica del sistema de suministro de energía de una central hidroeléctrica
| Nombre | Imagen | Modelo | Función | Solicitud |
| Medidor de energía multifuncional |  | AEM96 | Corriente trifásica, tensión de línea/tensión de fase trifásica, potencia activa/reactiva, energía activa/reactiva, factor de potencia, frecuencia, tasa de distorsión armónica, interfaz RS485/Modbus-RTU. | Medición y monitoreo de energía |
| instrumento digital |  | PZ96L-AV3/C | Mide voltaje trifásico, voltaje de línea, interfaz RS485/Modbus-RTU. | medición de tensión del bus |
| Unidad de monitorización eléctrica inteligente |  | ARCM300 | Corriente trifásica, tensión de línea/tensión de fase trifásica, potencia activa/reactiva, energía activa/reactiva, factor de potencia, frecuencia, corriente residual, temperatura de 4 vías, interfaz RS485/Modbus-RTU. | Medición del alimentador |
| Dispositivo de medición y control de motores |  | ARD3M | Adecuado para circuitos de motores de bajo voltaje con voltaje nominal de hasta 660 V, integrando protección, medición, control, comunicación y operación y mantenimiento. (sobrecorriente, subcorriente), voltaje (sobrevoltaje, subvoltaje) y falla de fase, rotor bloqueado, cortocircuito, fuga, desequilibrio trifásico, sobrecalentamiento, conexión a tierra, desgaste de cojinetes, excentricidad del estator y del rotor y envejecimiento del devanado para brindar una alarma o control de protección. | Medición y control de motores |
| Dispositivo antivibración |  | ARD-KHD | Evite que el contactor se dispare cuando se pierde el voltaje temporalmente y funcione ininterrumpidamente después de que se restablezca el voltaje para evitar que el sistema se vea afectado. |
Tabla 6 Selección de la configuración de medición eléctrica para el sistema de energía de la planta
3.4 Medición eléctrica del sistema de alimentación de CC
3.4.1 El sistema de alimentación de CC deberá medir los siguientes elementos:
1 Tensión de bus del sistema de CC sin dispositivo reductor.
2 Tensión de bus de cierre del sistema de CC y tensión de bus de control con dispositivo reductor.
3 El dispositivo de carga emite voltaje y corriente.
4 Voltaje y corriente del paquete de batería.
3.4.2 El circuito de la batería debe medir la corriente de carga flotante.
3.4.3 Cuando se utiliza una batería de plomo-ácido regulada por válvula fija, es aconsejable medir el voltaje de una sola batería o de una batería ensamblada mediante inspección.
3.4.4 El gabinete de distribución de CC debe medir el voltaje del bus.
3.4.5 La prueba de aislamiento del bus de CC deberá cumplir con las disposiciones pertinentes del estándar industrial actual "Código para el diseño de sistemas de suministro de energía de CC en plantas de energía hidroeléctrica" NB/T 10606.
3.4.6 Cuando el sistema de alimentación de CC está equipado con un dispositivo de monitoreo de microcomputadora, la medición de los instrumentos convencionales solo puede medir el voltaje del bus de CC y el voltaje de la batería.
3.5 Mediciones eléctricas del sistema de alimentación ininterrumpida (UPS)
3.5.1 El UPS debe medir los siguientes elementos:
1 Voltaje de salida.
2 Frecuencia de salida.
3 Potencia o corriente de salida.
3.5.2 El gabinete de distribución principal del UPS debe medir la corriente entrante, el voltaje del bus y la frecuencia.
3.5.3 El gabinete de distribución del UPS puede medir el voltaje del bus.
Figura 7 Medición eléctrica del sistema de CC y de la batería
| Nombre | Imagen | Modelo | Función | Solicitud |
| Recopilador de datos |  | ABAT100-HS | Puede monitorear hasta 120 baterías, sobrecarga/descarga de voltaje de grupo, sobrecarga/descarga de voltaje único, sobrecarga/descarga de corriente, resistencia interna única demasiado alta, comunicación anormal, etc., con protección contra sobretensión y cortocircuito, interfaz RS485/Modbus-RTU | Adquisición de datos del módulo de monitorización de batería |
| Módulo de monitoreo de batería |  | ABAT100-S | Monitoreo en línea del voltaje, la resistencia interna y la temperatura del electrodo negativo de cada batería de respaldo | Módulo de monitoreo de batería |
| Módulo de monitoreo de paquetes de baterías | | ABAT100-C | Monitorizar la corriente de carga y descarga y la temperatura ambiente de un grupo de baterías | Módulo de monitoreo de paquetes de baterías |
| Sensor Hall |  | AHKC-EKC | Mida la corriente DC0~(500-1500)A, salida ±5 V | Monitoreo de corriente continua |
| Puerta de enlace inteligente |  | ANet-2E4SM | Puerta de enlace de computación perimetral, sistema Linux integrado, cumple requisitos de seguridad como cifrado AES y autenticación de identidad MD5, admite reanudación de punto de interrupción, admite protocolos Modbus, ModbusTCP, DL/T645-1997, DL/T645-2007, 101, 103, 104 | Adquisición de datos, conversión y juicio lógico |
Tabla 7 Selección de medición del sistema de CC
3.6 Instrumentos de medición eléctrica e instrumentos de medición de energía eléctrica comúnmente medidos
3.6.1 El ajuste de los instrumentos de medición eléctricos deberá cumplir los siguientes requisitos:
1 Los ajustes de los instrumentos de medición eléctricos para pruebas de rutina deben poder reflejar correctamente los parámetros de funcionamiento de las instalaciones eléctricas.
2 Cuando se requiera una función de transmisión remota, se deberá configurar un instrumento de medición eléctrico que transmita parámetros eléctricos mediante comunicación de datos o salida analógica.
3 Los generadores hidráulicos, los motores de los generadores, el lado de alto voltaje del transformador principal de doble devanado, el lado de alto voltaje del transformador principal de tres devanados, el lado de medio voltaje y el lado de bajo voltaje, pueden reemplazar la sección del disyuntor de línea y el disyuntor de enlace de bus, el disyuntor de puente exterior, los disyuntores conectados en ángulo y las líneas deben estar equipados con instrumentos de medición integrales para la electricidad de muestreo de CA; los transformadores de potencia de fábrica y los circuitos de distribución de energía de los sistemas de energía de fábrica pueden equiparse con instrumentos de medición integrales para el muestreo de CA.
3.6.2 Los ajustes de los instrumentos de medición regulares de la pantalla analógica deben cumplir los siguientes requisitos:
1. Si el sistema de monitoreo computarizado no cuenta con una pantalla analógica, la sala de control debe cancelar los instrumentos de medición de rutina. Si el sistema de monitoreo computarizado cuenta con una pantalla analógica, se deben simplificar los instrumentos que se miden con frecuencia en ella y se pueden utilizar instrumentos digitales controlados por computadora.
2 Los siguientes instrumentos de medición eléctricos deben instalarse en la pantalla de simulación:
1 ) Medidores de potencia activa y medidores de potencia reactiva de generadores hidroeléctricos y motores de generadores.
2 ) Medidores de potencia activa y medidores de potencia reactiva para líneas con una tensión de 110 kV y superior; medidores de potencia activa para líneas con una tensión de 35 kV y superior e inferior a 110 kV.
3 ) Voltímetro de línea y medidor de frecuencia para buses de 35 kV y superiores.
4 ) Medidor de potencia activa total y medidor de potencia reactiva total de toda la planta.
5 ) Medidores de potencia reactiva o medidores de potencia activa bidireccionales instalados en hidrogeneradores que pueden funcionar en avance de fase o modulación de fase; los medidores de potencia activa y medidores de potencia reactiva bidireccionales se instalan en motores de generadores y líneas que pueden transmitir y recibir electricidad. medidor de potencia.
6 ) Otros instrumentos de medida.
3.6.3 La unidad de control local de la unidad debe estar equipada con un instrumento de medición integral de potencia de muestreo de CA, un transmisor de potencia activa, un transmisor de potencia reactiva y un transmisor de voltaje de CA del estator, según sea necesario.
3.6.4 La pantalla de excitación debe estar equipada con transmisores de CC para medir la corriente de excitación y el voltaje de excitación.
3.6.5 Las unidades de control en el sitio, como estaciones de conmutación y equipos públicos, deben estar equipadas con instrumentos de medición integrales para potencia de muestreo de CA y/o transmisores de potencia, y no se pueden configurar otros instrumentos de medición eléctricos convencionales.
3.6.6 La configuración de los instrumentos de medición eléctrica en el cuadro de distribución del sistema eléctrico de la fábrica deberá cumplir los siguientes requisitos:
1 El tablero de distribución en el lado de alto voltaje del transformador de potencia de la fábrica debe estar equipado con un amperímetro monofásico convencional y un transmisor de corriente CA monofásica, o un instrumento de medición integral en estrella para la potencia de muestreo de CA. Cuando la corriente de carga real del tablero de distribución en el lado de alto voltaje del transformador de potencia de la planta es menor al 30% de la corriente primaria nominal del transformador de corriente, el amperímetro convencional, el instrumento de medición integral para la electricidad de muestreo de CA o el transmisor de corriente CA se pueden instalar en el tablero de distribución en el lado de bajo voltaje del transformador de potencia de la planta.
2 Si el lado de bajo voltaje del transformador de potencia es un sistema trifásico de cuatro cables de 0,4 kV, el tablero de distribución en el lado de bajo voltaje del transformador de potencia deberá estar equipado con un amperímetro trifásico convencional y un transmisor de corriente CA monofásica o un instrumento de medición de potencia de muestra Proctor de CA.
3. El gabinete del transformador de tensión de barras debe estar equipado con un transmisor de tensión de CA o un medidor integral de electricidad de muestreo de CA para medir la tensión de barras. En sistemas con neutro a tierra no efectivo, el gabinete del transformador de tensión de barras debe estar equipado con un interruptor inversor y un voltímetro para medir la tensión de línea y la tensión trifásica. En sistemas con neutro a tierra efectivo, el gabinete del transformador de tensión de barras puede estar equipado con un interruptor inversor y un voltímetro para medir las tres tensiones de línea.
Se deben instalar 4 amperímetros en cada circuito de alimentación del gabinete del disyuntor de la sección de bus y en el gabinete del alimentador del sistema de energía de la planta, y el gabinete del disyuntor de la sección de bus debe estar equipado con un transmisor de corriente CA.
3.6.7 El gabinete de control del generador diésel debe estar equipado con un instrumento de medición integral para el muestreo de electricidad de CA.
3.6.8 Los siguientes circuitos deberán estar equipados con medidores de energía eléctrica multifunción:
1 Circuitos estatóricos de generadores hidroeléctricos y motores de generadores.
2 Un lado de un transformador principal de dos devanados y tres lados de un transformador principal de tres devanados.
3 líneas de 6,3 kV y superiores.
4 Circuito de interruptores de derivación, de enlace de bus y de interruptores de derivación.
5 Un lado del transformador de potencia de fábrica.
6 El circuito de entrada de la fuente de alimentación de seguridad externa.
7 Otros circuitos que necesitan medir energía eléctrica.
3.6.9 La selección del tipo y el rendimiento de los instrumentos de medición eléctricos convencionales y de los instrumentos de medición de energía eléctrica deberán cumplir los siguientes requisitos:
1. Para la medición de potencia del punto neutro sin conexión a tierra efectiva, se debe utilizar un medidor integral de potencia de muestreo de CA con conexión trifásica de cuatro hilos. La medición de potencia se debe realizar con el método de cálculo trifásico de tres hilos. Los transmisores de potencia activa y reactiva deben ser trifásicos de tres hilos, y la medición de energía eléctrica puede realizarse con un medidor de energía eléctrica multifuncional trifásico de tres hilos.
2. La medición de electricidad del punto neutro conectado a tierra de manera efectiva debe adoptar el instrumento de medición integral de electricidad de muestreo de CA de cuatro cables trifásico y el transmisor de potencia activa y reactiva, y la medición de energía eléctrica debe utilizar el medidor de energía eléctrica multifuncional de cuatro cables trifásico.
Los requisitos mínimos de precisión de los instrumentos de medición eléctricos convencionales deberán cumplir con las disposiciones de la Tabla 3.6.9-1.
Nota: ★Cuando el instrumento de medición integral para la cantidad eléctrica de muestreo de CA se utiliza para la medición de corriente y voltaje de CA de otros sistemas eléctricos, excepto la medición de energía eléctrica, su requisito de precisión mínima es 0,5.
Los requisitos mínimos de precisión de los transmisores, transformadores de medición y derivaciones de medición deberán cumplir los requisitos de la Tabla 3.6.9-2.
5. El rango de medición del instrumento de medición de aguja debe ser tal que el valor nominal del equipo de potencia se indique aproximadamente a 2/3 de la escala del instrumento. Para el valor de potencia o ambos lados, se debe seleccionar el instrumento de medición de aguja con escala cero en el centro.
El valor nominal de salida del transmisor debe ser de 4 mA ~ 20 mA CC o de 4 mA ~ 12 mA ~ 20 mA CC. El límite superior del valor nominal debe ser de 1,2 a 1,3 veces el valor nominal a medir y debe tomarse como un entero adecuado para la calibración. El valor de fondo de escala del instrumento indicador conectado al transmisor debe coincidir con el valor medido calibrado. El instrumento digital conectado y el módulo del sistema de monitoreo computarizado deben calibrarse según el valor medido aquí.
7 El requisito mínimo de precisión del medidor de energía eléctrica multifunción deberá cumplir con lo dispuesto en la Tabla 3.6.9-3.
El medidor de energía eléctrica multifunción debe tener la función de registro y cronometraje de pérdidas de presión. Cuando el medidor de energía eléctrica multifunción utiliza una fuente de alimentación auxiliar, tras un corte de suministro, se deben registrar el número de cortes de suministro y sus fechas.
9 La interfaz de salida y comunicación deberá cumplir los siguientes requisitos:
1) Además de la salida analógica, el transmisor de potencia también puede tener simultáneamente el modo de salida de la interfaz de comunicación de datos. La conexión física de la comunicación y el protocolo Shixin deben cumplir con los requisitos del sistema de monitoreo informático.
2) El instrumento de medición integrado de potencia de muestreo de CA debe contar con un modo de salida de interfaz de comunicación de datos, y la conexión física y el protocolo de comunicación deben cumplir con los requisitos del sistema de monitoreo informático. Cuando el sistema de automatización de despacho requiere el envío directo de información a la estación de trabajo remota, el instrumento de medición integrado de potencia de muestreo de CA debe incorporar otra interfaz de comunicación, y la conexión física y el protocolo de comunicación deben cumplir con los requisitos de la estación de trabajo remota.
3) El medidor de energía eléctrica multifuncional debe contar con un modo de salida de interfaz de comunicación de datos. Cuando el sistema de automatización de despacho requiera la recopilación y entrega directa de datos, se deben proporcionar dos interfaces de comunicación de datos, cada una de las cuales debe cumplir con los requisitos de conexión física y protocolo de comunicación del sistema de monitoreo informático y la red de datos de despacho.
10 Las fuentes de alimentación auxiliares para transmisores, instrumentos de medición integral de electricidad de muestreo de CA, medidores de energía eléctrica multifuncionales e instrumentos de visualización digital deben utilizar una fuente de alimentación de CC o una fuente de alimentación UPS.
11 La configuración del medidor de energía en la puerta de enlace del sistema debe cumplir con el estándar industrial actual "Reglamento de Gestión Técnica de Dispositivos de Medición de Energía Eléctrica" DUT448 y "Reglamento Técnico para el Diseño de Sistemas de Medición de Energía Eléctrica" DL/T5202 y el terminal de la red y el sistema de facturación de energía en el Reglamento de diseño del sistema de acceso.
| Nombre | Imagen | Modelo | Función | Precisión |
| Transmisor de potencia |  | BD100 | Los parámetros eléctricos de corriente y voltaje de CA y CC en la red eléctrica se aíslan y se transmiten a un dispositivo de señal digital o analógica lineal de 4~20 mA CC. El producto cumple con los estándares GB/T13850-1998 e IEC-688. | 0.2 |
| Transmisor de potencia |  | Serie BA | Medida en tiempo real de corriente alterna en la red, aislamiento y transformación en señal de salida continua estándar, o transmisión de datos de medida a través de interfaz RS485 (protocolo Modbus-RTU). | 0.5 |
| Transmisor de potencia |  | Serie BD | Un dispositivo que convierte parámetros eléctricos como corriente, voltaje, frecuencia, potencia y factor de potencia en la red eléctrica en señales analógicas o digitales de CC lineales a través del aislamiento. | 0.5, 0.2 opcional |
| Instrumento digital |  | Serie PZ96 | Puede elegir medir voltaje de fase, voltaje de línea, corriente, potencia activa/reactiva, energía activa/reactiva, frecuencia, factor de potencia y otros parámetros eléctricos, interfaz RS485/Modbus-RTU opcional, conversión de datos analógicos, entrada/salida de conmutación y otras funciones. | Nivel de corriente y voltaje 0,5Frecuencia 0,05Hz;Potencia activa, nivel de energía eléctrica 0,5; potencia reactiva, nivel de energía eléctrica 1,0 |
| Medidor de energía multifuncional | | AEM96 | Corriente trifásica, tensión de línea/tensión de fase trifásica, potencia activa/reactiva, energía en tiempo compartido, energía activa/reactiva, demanda, factor de potencia, frecuencia, tasa de distorsión armónica, interfaz RS485/Modbus-RTU. | Corriente, voltaje, frecuencia nivel 0,2; potencia activa y energía eléctrica nivel 0,5; energía reactiva nivel 2,0 |
| Instrumento de medición integral de potencia de muestreo de CA |  | APM520 | Corriente trifásica, voltaje de línea/voltaje de fase trifásico, potencia activa/reactiva bidireccional, energía activa/reactiva bidireccional de tiempo compartido, demanda, factor de potencia, frecuencia, tasa de distorsión armónica, estadísticas de tasa de paso de voltaje, interfaz RS485/Modbus-RTU | Potencia/energía activa de corriente y voltaje: 0,2 S, 0,5 S opcional, potencia/energía reactiva 2,0 |
| Unidad de monitorización eléctrica inteligente |  | ARCM300 | Corriente trifásica, tensión de línea/tensión de fase trifásica, potencia activa/reactiva, energía activa/reactiva, factor de potencia, frecuencia, corriente residual, temperatura de 4 vías, interfaz RS485/Modbus-RTU. | Voltaje y corriente 0,2 Energía activa 0,5 Energía reactiva 2,0 |
Tabla 8 Parámetros de selección de transmisores, instrumentos digitales, medidores de vatios-hora multifunción y otros equipos
3.7 Cableado secundario de medición eléctrica y medición de energía eléctrica
3.7.1 El medidor de vatios-hora en la entrada del sistema deberá estar equipado con transformadores de corriente y voltaje especiales o devanados secundarios especiales para transformadores, y no deberá estar conectado a equipos no relacionados con la medición de energía eléctrica.
3.7.2 La selección del nivel de precisión del transformador de corriente utilizado para el medidor de energía eléctrica en la puerta de enlace del sistema se realizará de acuerdo con la Cláusula 7 del Artículo 3.6.9 de esta especificación.
3.7.3 Los equipos de distribución de energía de 110 kV y superiores, los generadores hidroeléctricos de 100 MW y superiores y los motores de generadores deben utilizar transformadores de corriente con una corriente secundaria nominal de 1 A.
3.7.4 Se debe garantizar que la carga real conectada al devanado secundario del transformador de corriente esté dentro del rango de 25% ~ 100% de la carga secundaria nominal.
3.7.5 La tensión secundaria nominal del devanado secundario principal del transformador de tensión debe ser de 100 V.
3.7.6 Se debe garantizar que la carga real conectada al devanado secundario del transformador de tensión esté dentro del rango de 25 % ~ 100 % de la carga secundaria nominal.
3.7.7 El cableado secundario del transformador de corriente del medidor de energía en la puerta de enlace del sistema debe adoptar el método de cableado con separación de fases. Cuando se utiliza un medidor de energía eléctrica trifásico de cuatro hilos para el medidor de energía eléctrica en la salida del generador y otros medidores de energía eléctrica, el transformador de corriente puede conectarse en estrella; cuando se utiliza un medidor de energía eléctrica trifásico de tres hilos, el transformador de corriente puede conectarse en estrella incompleta.
3.7.8 Cuando se conectan varios instrumentos de medición al mismo devanado secundario del transformador de corriente, la secuencia de cableado del instrumento debe ser: instrumento de medición de energía eléctrica, instrumento indicador o de visualización, instrumento de medición integral de CA y transmisor de magnitudes eléctricas. Si el cableado secundario del transformador de corriente adopta una conexión en estrella o en estrella incompleta, el punto de conexión en estrella no debe dirigirse al bloque de terminales después de formar el terminal de conexión del instrumento, sino que la corriente de cada fase debe dirigirse al bloque de terminales. Forme una estrella en la regleta de terminales.
3.7.9 Para el devanado secundario del transformador de corriente dedicado al medidor de energía eléctrica y el circuito secundario del transformador de tensión especial, la caja de conexiones debe probarse antes de conectarla al terminal del medidor de energía eléctrica, a fin de facilitar la calibración del medidor en sitio y el reemplazo del medidor con carga.
3.7.10 Se debe instalar un interruptor automático de baja tensión en el lado secundario del transformador de presión. Cuando el lado secundario se conecta a un circuito derivado, cada circuito derivado debe instalarse de forma independiente.
3.7.11 El circuito secundario del transformador de corriente debe tener un solo punto de conexión a tierra; cuando el transformador de corriente se dedica a la medición eléctrica o medición de energía eléctrica, debe estar conectado a tierra en un punto a través de la fila de terminales en el dispositivo de distribución de energía; si se comparte con otros equipos. Cuando se utiliza un transformador de corriente, el método de conexión a tierra del transformador debe cumplir con las disposiciones pertinentes del estándar industrial actual "Código para el diseño de cableado secundario en plantas hidroeléctricas" NB/T 35076.
3.7.12 El devanado secundario de la conexión en estrella del transformador de tensión debe adoptar el método de conexión a tierra de un punto neutro, y el cable de conexión a tierra del punto neutro no debe conectarse en serie con equipos que puedan desconectarse; cuando el transformador de tensión se utiliza para medición eléctrica o medición de energía eléctrica. Si el transformador de tensión se comparte con otros equipos, el método de conexión a tierra del transformador debe cumplir con las disposiciones pertinentes del estándar industrial actual "Código para el diseño de cableado secundario de plantas hidroeléctricas" NB/T 35076.
3.7.13 La sección transversal del núcleo del cable del circuito de corriente secundaria del transformador de corriente se debe calcular de acuerdo con la carga secundaria nominal del transformador de corriente. Cuando la corriente secundaria es de 5 A, la sección transversal del núcleo del cable no debe ser inferior a 4 mm2; cuando la corriente secundaria es de 1 A, la sección transversal del núcleo del cable no debe ser inferior a 2,5 mm2.
3.7.14 La sección transversal del núcleo del cable del circuito secundario del transformador de tensión deberá cumplir con las siguientes normas:
1 La caída de tensión conectada únicamente al medidor de aguja no debe ser mayor al 1,5 % de la tensión secundaria nominal.
2 La caída de tensión del instrumento de medición de magnitud eléctrica de muestreo de CA integrado, del instrumento de visualización digital y del transmisor de magnitud eléctrica conectado a él no debe ser mayor que el 0,5 % de la tensión secundaria nominal.
3 La caída de tensión del medidor de energía eléctrica conectado al nivel de precisión de 0,5 y superior no debe ser mayor al 0,2 % de la tensión secundaria nominal.
4 El error reflejado por la caída de tensión admisible debe incluir el error compuesto de la diferencia de relación y la diferencia de ángulo causada por la inductancia mutua de tensión y el cable de aldea secundario, y no debe ser solo una única diferencia de relación.
5 La sección mínima del núcleo del cable no debe ser inferior a 2,5 mm².
4. Sistema de gestión de energía de la planta
El sistema de gestión de energía Acrel-3000 para centrales hidroeléctricas está diseñado para grupos electrógenos, transformadores elevadores, circuitos de salida, transformadores de fábrica y componentes de baja tensión de la red de suministro de energía, pantallas y baterías de CC en sistemas de CC, y unidades de control local (UCL) en centrales hidroeléctricas. La monitorización centralizada de los parámetros eléctricos y no eléctricos de la central también puede conectarse a la unidad de medición y control de protección de la central para monitorizar la generación y el consumo de energía, gestionar los equipos y gestionar la operación y el mantenimiento de la central.
Figura 7 Medición eléctrica del sistema de CC y de la batería
① Descripción general de la planta y visualización del diagrama unifilar
② Monitoreo del estado del generador y del transformador
③ consulta de datos
4. Registro de secuencia de eventos
5 control y regulación
⑥ Alarma anormal
⑦ Estadísticas y tabulación
⑧ Gestión de dispositivos y gestión de operación y mantenimiento
Además, el sistema también tiene funciones como monitoreo de batería, monitoreo de video, informes de usuarios y gestión de documentos. Puede mostrar el estado operativo de cada área en la central eléctrica en tiempo real a través de diagramas de una sola línea, gráficos circulares, gráficos de barras, gráficos 3D y aplicaciones móviles, para que los gerentes puedan mantenerse al tanto de las condiciones de funcionamiento de la central eléctrica.
5. Conclusión
La configuración de los instrumentos de medición de la central hidroeléctrica y el propósito del diseño del sistema de gestión de energía de la planta están todos orientados a satisfacer las necesidades de la operación segura y económica de la central hidroeléctrica y la operación comercial de energía eléctrica, asegurando precisión y confiabilidad, tecnología avanzada, monitoreo conveniente y aplicación económica.
Hora de publicación: 29 de abril de 2025