NB/T 10861-2021 "Vesivoimalaitosten mittauslaitteiden konfiguroinnin suunnittelueritelmä" sisältää yksityiskohtaiset vaatimukset ja ohjeet vesivoimalaitosten mittauslaitteiden konfiguroinnille. Mittauslaite on tärkeä osa vesivoimalaitoksen toiminnan valvontaa. Vesivoimalaitoksen mittaus jaetaan pääasiassa sähkösuureiden mittaukseen ja ei-sähkösuureiden mittaukseen. Sähköisellä mittauksella tarkoitetaan sähköisten reaaliaikaisten parametrien mittaamista sähkön avulla, mukaan lukien virta, jännite, taajuus, tehokerroin, pätö-/loistehon, pätö-/loistehon jne. Ei-sähköisellä mittauksella tarkoitetaan lähettimien käyttöä ei-sähköisten 4-20 mA:n tai 0-5 V:n sähköisten signaalien muuntamiseen, mukaan lukien lämpötila, nopeus, paine, nestepinta, avautuminen jne. Tässä esseessä käsitellään vain vesivoimalaitoksen mittauslaitetta ja virrankulutuksen hallintajärjestelmää standardin mukaisesti, eikä se käsittele vesivoimalaitoksen mikrotietokoneen suojauskonfiguraatiota.
1. Yleiset määräykset
1.0.1 Tämä spesifikaatio on laadittu standardoimaan vesivoimalaitosten mittauslaitteiden kokoonpanosuunnittelua, varmistamaan vesivoimalaitosten pitkäaikainen, turvallinen ja vakaa toiminta sekä parantamaan vesivoimalaitosten kokonaisvaltaisia taloudellisia hyötyjä.
1.0.2 Tätä spesifikaatiota sovelletaan uusien, uudelleenrakennettujen ja laajennettujen vesivoimalaitosten mittauslaitteiden konfigurointisuunnitteluun.
1.0.3 Vesivoimalaitosten mittauslaitteiden kokoonpanosuunnittelussa tulisi aktiivisesti ottaa käyttöön arvioinnin läpäisseitä uusia teknologioita ja tuotteita.
1.0.4 Vesivoimalaitosten mittauslaitteiden kokoonpanon ja suunnittelun tulee täyttää sähköjärjestelmän vaatimukset voimalaitoksella kerättävän tiedon määrän ja tiedonkeruumenetelmän osalta.
1.0.5 Vesivoimalaitosten mittauslaitteiden kokoonpanosuunnittelun on oltava paitsi tämän standardin myös voimassa olevien asiaankuuluvien kansallisten standardien mukainen.
2. Terminologia
2.0.1 Sähköiset mittaukset
Sähköisten reaaliaikaisten parametrien mittaus sähkön avulla.
2.0.2 Energianmittaus
Sähköenergian parametrien mittaus.
2.0.3 Yleinen sähkömittausmittari
Vesivoimalaitokset käyttävät usein osoitinmittaria, digitaalimittaria ja niin edelleen.
2.0.4 Osoitintyyppinen mittari
Osoittimen ja asteikon välisen suhteen mukaan mittarin mitattu arvo.
2.0.5 Digitaalinen mittari
Näytössä voi käyttää digitaalista suoraan mittarin mitattua arvoa.
2.0.6 Wattituntimittari
Laite, joka mittaa pätö- ja/tai loisenergiatietoja.
2.0.7 Älykäs AC-näytteenottolaite
AC-taajuuden tehonäytteenotto suoraan tietojenkäsittely-yksikköön käsiteltäväksi jännitteen, virran, pätötehon, loistehon, tehokertoimen, taajuuden, pätötehon, loistehon ja muiden parametrien saamiseksi sekä standardin mukaisen tietoliikenneliitännän kautta monitoimisen älykkään mittarin ulostulon kautta.
2.0.8 Muunnin
Mitataan muuntamalla tasavirta, tasajännite tai digitaalinen signaalilaite.
2.0.9 Mittauslaitteen tarkkuusluokka
Mittauslaitteet ja/tai -lisävarusteet, jotka täyttävät tietyt mittausvaatimukset, on suunniteltu varmistamaan, että sallittu virhe ja vaihtelu pysyvät äärimmäisissä määritellyissä tasorajoissa.
2.0.10 Automaatiokomponentit
Komponentit ja/tai laitteet vesivoimalaitosten kuntotietojen valvontaan ja toimenpiteiden suorittamiseen.
2.0.11 Ei-sähköinen mittaus
Lämpötilan, paineen, nopeuden, siirtymän, virtauksen, pinnankorkeuden, värähtelyn, heilurin ja muiden ei-sähköisten reaaliaikaisten parametrien mittaus.
3. Sähkömittaus ja tehonmittaus
Sähköisiä mittauskohteita ovat vesivoimalaitoksen sähköjohdotus, päämuuntaja, linja, väylä, voimalaitoksen muuntaja, tasavirtajärjestelmä ja niin edelleen. Kuva 1 on kaaviokuva vesivoimalaitoksen sähköjohdotuksesta, joka näyttää vesivoimalaitoksen generaattorin, päämuuntajan, linjan ja voimalaitoksen muuntajan sähköjohdotuksen.
Kuva 1 Kaaviokuva vesivoimalaitoksen sähköjohdotuksesta
3.1 Vesivoimageneraattorin/generaattorimoottorin sähkömittaus ja sähköenergian mittaus.
3.1.2 Generaattorimoottorin staattisen muuttuvan taajuuden käynnistyslaitteen tulisi mitata seuraavat kohteet.
3.1.3 Vesivoimalaitoksen/generaattorimoottorin on mitattava pätö- ja loisenergia. Vaihemodulaatiolla toimivan vesivoimalaitoksen on mitattava kaksisuuntaista pätötehoa; vaihemodulaatiolla toimivan vesivoimalaitoksen on mitattava kaksisuuntaista loistehoa; generaattorimoottorin on mitattava kaksisuuntaista pätötehoa ja kaksisuuntaista loistehoa.
3.1.4 Vaihemodulaatiolla toimivien vesigeneraattoreiden osalta on mitattava pätöteho molempiin suuntiin; vaiheen eteen toimivien vesigeneraattoreiden osalta on mitattava teho molempiin suuntiin. Generaattorimoottoreiden on mitattava pätöteho ja loisteho molempiin suuntiin.
3.1.5 Sähköjärjestelmän pätötehon kulmaa mitattaessa on mitattava generaattorin tehokulma.
3.1.6 Herätemuuntajan korkeajännitepuolen tulisi mitata kolmivaihevirta, pätöteho ja loistehon.
Vesivoimageneraattorin ja magnetointimuuntajan valvontakonfiguraatio on esitetty kuvassa 2 ja laitteiston valinta kuvassa 1.
| Nimi | Kuva | Malli | Toiminto | Hakemus |
| AC-näytteenottotehon kattava mittauslaite |  | APM520 | Kolmivaihevirta, verkkojännite/kolmivaihejännite, kaksisuuntainen pätöteho/loistehon mittaus, kaksisuuntainen pätöenergia/loistehon mittaus, tehokerroin, taajuus, harmoninen säröaste, jännitteen läpimenonopeuden tilastotiedot, RS485/Modbus-RTU-liitäntä | Generaattoreiden ja magnetointimuuntajien sähköinen valvonta |
| DC-näytteenottotehon kattava mittauslaite |  | PZ96L-DE | Mittaa herätejännitettä, herätevirtaa jne. herätejärjestelmässä, ja se on varustettu Hall-antureilla | Herätevirran, jännitteen mittaus |
 | DJSF1352-RN | |||
| Hall-anturi |  | AHKC-EKAA | Mittaa DC0~(5-500)A virtaa, tuottaa DC4-20mA ja toimii DC12/24V virtalähteellä | Herätevirta-anturi |
Taulukko 1 Vesivoimageneraattorin ja magnetointimuuntajan valvontavalinta
3.2 Tehostus- ja lähetysjärjestelmän sähkömittaus ja sähköenergian mittaus
3.2.1 Päämuuntajan mittaus- ja tehonmittauslaitteiden on täytettävä seuraavat vaatimukset:
1 Kaksoiskäämimuuntajien tulisi mitata kolmivaihevirta, pätöteho ja loistehon korkeajännitepuolella, ja muuntajan toiselta puolelta tulisi mitata pätöenergia ja loisenergia.
2 Kolmikäämimuuntajien tai säästömuuntajien tulisi mitata kolmivaihevirtaa, pätötehoa ja loistehon kolmelta puolelta sekä pätöenergiaa ja loistehon kolmelta puolelta. Säästömuuntajan yhteiskäämin tulisi mitata kolmivaihevirtaa.
3 Kun generaattoriyksikkö on kytketty yhtenä yksikkönä, mutta generaattorissa on katkaisija, pienjännitepuolen linjajännite ja kolmivaihejännite on mitattava.
4 Pätöteho ja loisteho on mitattava kosketusmuuntajan molemmilta puolilta, ja pätöenergia ja loisenergia on mitattava.
5 Kun tehon lähettäminen ja vastaanottaminen on mahdollista, pätöteho ja pätöenergia on mitattava molempiin suuntiin; kun on mahdollista käyttää vaiheen jälki- ja vaiheen etenemistä, loisteho ja loisenergia on mitattava molempiin suuntiin.
Kuva 3. Vesivoimalaitoksen päämuuntajan sähköinen mittauskonfiguraatio
| Nimi | Kuva | Malli | Toiminto | Hakemus |
| AC-näytteenottotehon kattava mittauslaite | | APM520 | Kolmivaihevirta, verkkojännite/kolmivaihejännite, kaksisuuntainen pätöteho/loistehon mittaus, kaksisuuntainen pätöenergia/loistehon mittaus, tehokerroin, taajuus, harmoninen säröaste, jännitteen läpimenonopeuden tilastotiedot, RS485/Modbus-RTU-liitäntä | Päämuuntajan korkea- ja matalajännitteen mittaus |
Taulukko 2 Päämuuntajan valvonnan valinta
3.2.2 Viivamittauslaitteiden on täytettävä seuraavat vaatimukset:
1 6,3 kV ~ 66 kV linjojen tulisi mitata yksivaihevirtaa, ja olosuhteiden salliessa voidaan mitata kaksivaihevirtaa tai kolmivaihevirtaa.
2 35 kV:n ja 66 kV:n linjojen tulisi mitata pätötehoa, ja 6,3 kV ~ 66 kV:n linjoilla voidaan mitata myös pätötehoa ja loistehoa olosuhteiden salliessa.
3 110 kV:n ja sitä suurempien linjojen tulisi mitata kolmivaihevirta, pätöteho ja loisteho.
4 6,3 kV:n ja sitä suurempien linjojen tulisi mitata pätöenergiaa ja loisenergiaa.
5 Kun linjalla on todennäköisesti lähetettävä ja vastaanotettava tehoa, pätöteho on mitattava molempiin suuntiin ja pätöenergia on mitattava molempiin suuntiin.
6 Kun linjalla voi olla vaiheviive tai vaiheen eteneminen, loisteho on mitattava molempiin suuntiin ja loisenergia on mitattava molempiin suuntiin.
7 Sähköjärjestelmän niin vaatiessa linjan tehokulma tulee mitata tehonnostoaseman linjalle.
Kuva 4 Vesivoimalaitoslinjojen sähköinen mittauskonfiguraatio
| Nimi | Kuva | Malli | Toiminto | Hakemus |
| AC-näytteenottotehon kattava mittauslaite |  | APM520 | Kolmivaihevirta, verkkojännite/kolmivaihejännite, kaksisuuntainen pätöteho/loistehon mittaus, kaksisuuntainen pätöenergia/loistehon mittaus, tehokerroin, taajuus, harmoninen säröaste, jännitteen läpimenonopeuden tilastotiedot, RS485/Modbus-RTU-liitäntä | 6,3 kV ~ 110 kV linjamittaus |
Taulukko 3 Viivan mittauksen valinta
3.2.3 Virtakiskojen mittauslaitteiden on täytettävä seuraavat vaatimukset:
1. 6,3 kV:n ja sitä suurempien generaattorijännitekiskojen sekä 35 kV:n ja 66 kV:n kiskojen tulisi mitata kiskon jännite ja taajuus sekä kolmivaihejännite samanaikaisesti.
2 110 kV:n ja sitä suurempien väylien tulisi mitata kolme linjajännitettä ja -taajuutta.
3 6,3 kV:n ja sitä suurempien väyläliitoskatkaisijoiden, väyläosioiden katkaisijoiden, sisempien sillan katkaisijoiden ja ulompien sillan katkaisijoiden tulee mitata vaihtovirtaa ja 110 kV:n ja sitä suurempien jännitetyyppien tulisi mitata kolmivaihevirtaa.
4 Kolmivaihevirta on mitattava jokaiselle katkaisijapiirille 3/2-johdotuksessa, 4/3-johdotuksessa ja kulmajohdotuksessa.
5 Ohituskatkaisijoiden, väyläliitos- tai lohko- ja ohituskatkaisijoiden sekä 35 kV:n ja sitä suurempien ulkosiltakatkaisijoiden tulee mitata pätötehoa ja loistehon lisäksi pätö- ja loisenergiaa. Kun tehon lähettäminen ja vastaanottaminen on mahdollista, pätöteho ja loisenergia on mitattava molempiin suuntiin; vaiheviiveen ja vaiheen esityksen tapauksessa loisteho ja loisenergia on mitattava molempiin suuntiin.
Kuva 5. Vesivoimalaitoksen virtakiskon sähköinen mittauskonfiguraatio
| Nimi | Kuva | Malli | Toiminto | Hakemus |
| Digitaalinen instrumentti |  | PZ96L-AV3/C | Mittaa kolmivaihejännitettä, verkkojännitettä, RS485/Modbus-RTU-liitäntää. | Väyläjännitteen mittaus, paikallinen näyttö |
Taulukko 4 Väylän mittauksen valinta
3.2.4 Kolmivaihevirta ja loisteho on mitattava 110 kV:n ja sitä suuremmille rinnakkaisreaktoriryhmille, ja loisenergia on mitattava. 6,3 kV ~ 66 kV rinnakkaisreaktoripiirin on mitattava vaihtovirtaa.
| Nimi | Kuva | Malli | Toiminto | Hakemus |
| Digitaalinen instrumentti |  | PZ96L-E3/C | Mittaa kolmivaihevirtaa, pätö-/loistehon, pätö- ja loistehon, RS485/Modbus-RTU-liitännän kautta. | Reaktorin mittaus, paikallinen näyttö |
Taulukko 5 Reaktorin mittauksen valinta
3.3 Laitoksen sähköjärjestelmän sähkömittaus ja energianmittaus
3.3.1 Vaihtovirta, pätöteho ja pätöenergia tulee mitata tehtaan tehomuuntajan korkeajännitepuolelta. Kun korkeajännitepuolella ei ole mittausolosuhteita, ne voidaan mitata matalapainepuolelta.
3.3.2 Tehdassähkön työkiskon vaihtojännite tulee mitata. Kun nollapistettä ei ole maadoitettu tehokkaasti,
Pääjännitteet ja kolmivaihejännitteet; kun nollajohdin on tehokkaasti maadoitettu, on mitattava kolme pääjännitettä.
3.3.3 Tehdasalueella olevien syöttöjohtojen kolmivaihevirta tulisi mitata, ja pätöenergia voidaan mitata sähköenergian mittauksen tarpeiden mukaan.
3.3.4 Kolmivaihevirta on mitattava vähintään 50 kVA:n tehoisille sähkömuuntajille, joilla on salamakuormia.
3.3.5 Yksivaihevirta on mitattava vähintään 55 kW:n ja sitä suuremman moottoripiirin osalta.
3.3.6 Kun tehdasmuuntajan pienjännitepuolella on 0,4 kV:n kolmivaiheinen nelijohdinjärjestelmä, kolmivaihevirta on mitattava.
3.3.7 Tehdasvirran syöttölohkon katkaisijan on mitattava yksivaihevirtaa.
3.3.8 Dieselgeneraattoreiden tulisi mitata kolmivaihevirtaa, kolmivaihejännitettä, pätötehoa ja pätöenergiaa.
Kuva 6. Vesivoimalaitoksen sähköjärjestelmän sähkömittauskonfiguraatio
| Nimi | Kuva | Malli | Toiminto | Hakemus |
| Monitoiminen energiamittari |  | AEM96 | Kolmivaihevirta, verkkojännite/kolmivaihejännite, pätöteho/loisteho, pätö-/loisenergia, tehokerroin, taajuus, harmoninen säröaste, RS485/Modbus-RTU-liitäntä. | Energian mittaus ja seuranta |
| Digitaalinen instrumentti |  | PZ96L-AV3/C | Mittaa kolmivaihejännitettä, verkkojännitettä, RS485/Modbus-RTU-liitäntää. | väyläjännitteen mittaus |
| Älykäs sähkönvalvontayksikkö |  | ARCM300 | Kolmivaihevirta, verkkojännite/kolmivaihejännite, pätöteho/loisteho, pätö-/loisenergia, tehokerroin, taajuus, jäännösvirta, 4-tielämpötila, RS485/Modbus-RTU-liitäntä. | Syöttölaitteen mittaus |
| Moottorin mittaus- ja ohjauslaite |  | ARD3M | Sopii pienjännitemoottoripiireihin, joiden nimellisjännite on enintään 660 V. Integroi suojauksen, mittauksen, ohjauksen, tiedonsiirron sekä käytön ja kunnossapidon. (ylivirta, alivirta), jännite (ylijännite, alijännite) ja vaihekatkos, jumissa oleva roottori, oikosulku, vuoto, kolmen vaiheen epätasapaino, ylikuumeneminen, maadoitus, laakerien kuluminen, staattorin ja roottorin epäkeskisyys sekä käämityksen ikääntyminen hälytyksen tai suojauksen ohjauksen antamiseksi. | Moottorin mittaus ja ohjaus |
| Tärinänvaimennuslaite |  | ARD-KHD | Estä kontaktorin laukeaminen jännitteen tilapäisen katkeamisen aikana ja anna kontaktorin toimia keskeytyksettä jännitteen palautumisen jälkeen, jotta järjestelmään ei kohdistu iskuja. |
Taulukko 6 Sähköisten mittauskonfiguraatioiden valinta laitoksen sähköjärjestelmää varten
3.4 Tasavirtajärjestelmän sähkömittaus
3.4.1 Tasavirtalähteen on mitattava seuraavat kohteet:
1 tasavirtajärjestelmäväyläjännite ilman jännitettä alentavaa laitetta.
2 tasavirtajärjestelmän sulkeutumisväyläjännite ja ohjausväyläjännite alennuslaitteella.
3 Latauslaite syöttää jännitettä ja virtaa.
4 Akun jännite ja virta.
3.4.2 Akkupiirin tulisi mitata kelluva latausvirta.
3.4.3 Kun käytetään kiinteää venttiilisäädeltyä lyijyakkua, on suositeltavaa mitata yksittäisen akun tai kootun akun jännite tarkastuksella.
3.4.4 Tasavirtajakokaapin tulisi mitata väyläjännite.
3.4.5 Tasavirtakiskon eristystestin on oltava nykyisen teollisuusstandardin "Code for Design of DC Power Supply System in Hydroelectric power Plants" NB/T 10606 asiaankuuluvien määräysten mukainen.
3.4.6 Kun tasavirtajärjestelmä on varustettu mikrotietokoneen valvontalaitteella, perinteisillä mittalaitteilla voidaan mitata vain tasavirtaväylän jännitettä ja akun jännitettä.
3.5 Keskeytymättömän sähkönsyötön järjestelmän (UPS) sähköiset mittaukset
3.5.1 UPS:n tulee mitata seuraavat kohteet:
1 Lähtöjännite.
2 Lähtötaajuus.
3 Lähtöteho tai -virta.
3.5.2 UPS-pääjakelukaapin tulee mitata sisääntulevaa virtaa, väyläjännitettä ja taajuutta.
3.5.3 UPS-jakokaappi voi mitata väyläjännitettä.
Kuva 7 Tasavirtajärjestelmän ja akun sähköisten mittausten
| Nimi | Kuva | Malli | Toiminto | Hakemus |
| Tiedonkerääjä |  | ABAT100-HS | Se voi valvoa jopa 120 akkua, ryhmäjännitteen ylilatausta/purkausta, yksittäisen jännitteen ylilatausta/purkausta, virran ylilatausta/purkausta, yksittäisen akun liian korkeaa sisäistä vastusta, epänormaalia tiedonsiirtoa jne. Ylijännite- ja oikosulkusuojauksella sekä RS485/Modbus-RTU-liitännällä. | Akun valvontamoduulin tiedonkeruu |
| Akun valvontamoduuli |  | ABAT100-S | Kunkin varavirtapariston jännitteen, sisäisen resistanssin ja negatiivisen elektrodin lämpötilan online-valvonta | Akun valvontamoduuli |
| Akkujen valvontamoduuli | | ABAT100-C | Seuraa akkuryhmän lataus- ja purkausvirtaa sekä ympäristön lämpötilaa | Akkujen valvontamoduuli |
| Hall-anturi |  | AHKC-EKC | Mittaa DC0~(500-1500)A virtaa, lähtö ±5V | Tasavirran valvonta |
| Älykäs yhdyskäytävä |  | ANet-2E4SM | Edge computing -yhdyskäytävä, sulautettu Linux-järjestelmä, tarjoaa tietoturvavaatimuksia, kuten AES-salauksen ja MD5-identiteetin todennuksen, tukee katkaisukohtien jatkamista, tukee Modbus-, ModbusTCP-, DL/T645-1997-, DL/T645-2007-, 101-, 103- ja 104-protokollia | Tiedonkeruu, muuntaminen ja looginen arviointi |
Taulukko 7 Tasavirtajärjestelmän mittauksen valinta
3.6 Yleisesti mitattavat sähkömittauslaitteet ja sähköenergian mittauslaitteet
3. 6.1 Sähköisten mittauslaitteiden asetusten on täytettävä seuraavat vaatimukset:
1 Rutiinitestauksessa käytettävien sähkömittauslaitteiden asetusten tulee vastata sähköasennusten toimintaparametreja oikein.
2 Kun etäsiirtotoimintoa vaaditaan, on konfiguroitava sähköinen mittauslaite, joka lähettää sähköiset parametrit tiedonsiirron tai analogisen lähdön kautta.
3 Hydrauligeneraattorit, generaattorimoottorit, kaksikäämityksen päämuuntajan korkeajännitepuoli, kolmikäämityksen päämuuntajan korkeajännitepuoli, keskijännitepuoli ja matalajännitepuoli voivat korvata linjakatkaisijan ja väyläkatkaisijan osan, ulomman siltakatkaisijan, kulmakytkentäiset katkaisijat ja linjat tulee varustaa kattavilla mittauslaitteilla vaihtovirran näytteenottoa varten; tehdasmuuntajat ja tehdassähköjärjestelmien virranjakelupiirit voidaan varustaa kattavilla mittauslaitteilla vaihtovirran näytteenottoa varten.
3.6.2 Analogisen näytön tavallisten mittauslaitteiden asetusten tulee täyttää seuraavat vaatimukset:
1. Kun tietokoneen valvontajärjestelmässä ei ole analogista näyttöä, valvomon tulisi peruuttaa rutiininomaiset mittauslaitteet. Kun tietokoneen valvontajärjestelmässä on analoginen näyttö, analogisen näytön usein mitattavat laitteet tulisi yksinkertaistaa ja käyttää tietokoneohjattuja digitaalisia instrumentteja.
2 Simulaationäyttöön tulee asentaa seuraavat sähköiset mittauslaitteet:
1) Vesivoimalaitosten ja generaattorimoottoreiden pätötehon ja loistehon mittarit.
2) Pätötehomittarit ja loistehon mittarit 110 kV:n ja sitä suuremmille johdoille; pätötehomittarit 35 kV:n ja sitä suuremmille ja alle 110 kV:n johdoille.
3) Linjajännitemittari ja taajuusmittari 35 kV:n ja sitä suuremmille väylille.
4) Koko laitoksen kokonaispätötehon mittari ja kokonaisloistehon mittari.
5) Kaksisuuntaiset loistehon mittarit tai pätötehomittarit, jotka on asennettu vesigeneraattoreihin, jotka voivat toimia vaihe-etuohjauksessa tai vaihemodulaatiossa; kaksisuuntaiset pätötehomittarit ja loistehon mittarit asennetaan generaattorien moottoreihin ja linjoihin, jotka voivat lähettää ja vastaanottaa sähköä. tehomittari.
6) Muut mittauslaitteet.
3.6.3 Yksikön paikallisen ohjausyksikön tulee olla varustettu AC-näytteenottotehon kattavalla mittauslaitteella, pätötehon lähettimellä sekä loistehon lähettimellä ja staattorin vaihtojännitelähettimellä tarpeen mukaan.
3.6.4 Herätenäytön tulee olla varustettu tasavirtalähettimillä herätevirran ja -jännitteen mittaamiseksi.
3.6.5 Paikalliset ohjausyksiköt, kuten kytkinasemat ja julkiset laitteet, tulee varustaa kattavilla mittauslaitteilla vaihtovirran näytteenottotehoa ja/tai teholähettimiä varten, eikä muita tavanomaisia sähköisiä mittauslaitteita saa konfiguroida.
3.6.6 Tehtaan sähköjärjestelmän kytkinlaitteiden sähköisten mittauslaitteiden kokoonpanon on täytettävä seuraavat vaatimukset:
1 Tehdasmuuntajan korkeajännitepuolen kojeistossa tulee olla tavanomainen yksivaiheinen ampeerimittari ja yksivaiheinen vaihtovirtalähetin tai kattava tähtimittauslaite vaihtovirran näytteenottoteholle. Kun laitosmuuntajan korkeajännitepuolen kojeiston todellinen kuormitusvirta on alle 30 % virtamuuntajan nimellisvirrasta, laitosmuuntajan matalajännitepuolen kojeistoon voidaan asentaa tavanomainen ampeerimittari, kattava vaihtovirran näytteenottolaite tai vaihtovirtalähetin.
2 Jos tehomuuntajan pienjännitepuolella on 0,4 kV:n kolmivaiheinen nelijohdinjärjestelmä, tehomuuntajan pienjännitepuolen kojeistossa on oltava tavanomainen kolmivaiheinen ampeerimittari ja yksivaiheinen vaihtovirtalähetin tai vaihtovirtaproktorilla varustettu tehonmittauslaite.
3. Virtakiskojännitemuuntajakaapin tulee olla varustettu vaihtojännitteen lähettimellä tai kattavalla vaihtojännitteen näytteenottolaitteella virtakiskon jännitteen mittaamiseksi. Nollapisteen tehottomasti maadoitetussa järjestelmässä väyläjännitemuuntajakaapin tulee olla varustettu vaihtokytkimellä ja volttimittarilla verkkojännitteen ja kolmivaihejännitteen mittaamiseksi. Nollapisteen tehollisesti maadoitetussa järjestelmässä väyläjännitemuuntajakaappi voidaan varustaa vaihtokytkimellä ja volttimittarilla kolmen verkkojännitteen mittaamiseksi.
Laitoksen sähköjärjestelmän väyläosan katkaisijakaapin ja syöttökaapin jokaiseen syöttöpiiriin on asennettava 4 ampeerimittaria, ja väyläosan katkaisijakaappi on varustettava vaihtovirtalähettimellä.
3.6.7 Dieselgeneraattorin ohjauskaappi tulee varustaa kattavalla mittauslaitteella vaihtovirran näytteenottoa varten.
3.6.8 Seuraavien virtapiirien tulisi olla varustettu monitoimisilla sähköenergiamittareilla:
1 Vesivoimageneraattoreiden ja generaattorimoottoreiden staattoripiirit.
2 Kaksikäämipäämuuntajan yksi puoli ja kolmikäämipäämuuntajan kolme puolta.
3 6,3 kV ja sitä korkeammat linjat.
4 Ohituskatkaisija, väyläliitin ja ohituskatkaisijapiiri.
5 Tehtaan muuntajan toinen puoli.
6 Ulkoisen turvavirtalähteen tulopiiri.
7 Muut sähköenergiaa mittaavat piirit.
3.6.9 Perinteisten sähkömittauslaitteiden ja sähköenergian mittauslaitteiden tyyppivalinnan ja suorituskyvyn on täytettävä seuraavat vaatimukset:
1. Maadoittamattoman nollapisteen tehon mittauksessa tulisi käyttää kolmivaiheista nelijohtimista kytkentää käyttävää AC-näytteenottotehon mittauslaitetta, ja tehon mittauksessa tulisi käyttää kolmivaiheisen kolmijohtimisen laskentamenetelmää. Aktiivisen ja loistehon lähettimien tulee olla kolmivaiheisia kolmijohtimisia, ja sähköenergian mittauksessa voidaan käyttää kolmivaiheista kolmijohtimista monitoimista sähköenergiamittaria.
2 Nollapisteen tehokkaan maadoituksen sähkön mittauksessa tulisi käyttää kolmivaiheista nelijohtimista AC-näytteenottosähkön kattavaa mittauslaitetta ja aktiivista ja loistehon lähetintä, ja sähköenergian mittauksessa tulisi käyttää kolmivaiheista nelijohtimista monitoimista sähköenergiamittaria.
Perinteisten sähköisten mittauslaitteiden tarkkuuden vähimmäisvaatimusten on oltava taulukon 3.6.9-1 määräysten mukaisia.
Huomautus: ★Kun kattavaa vaihtovirran näytteenottoa varten tarkoitettua mittauslaitetta käytetään muiden sähköjärjestelmien kuin sähköenergian mittaamiseen vaihtovirran ja -jännitteen mittaamiseen, sen vähimmäistarkkuusvaatimus on 0,5.
Lähettimien, mittausmuuntajien ja mittausshunttien vähimmäistarkkuusvaatimusten on oltava taulukon 3.6.9-2 vaatimusten mukaisia.
5 Osoitinmittauslaitteen mittausalueen tulee olla sellainen, että teholaitteen nimellisarvo näkyy noin 2/3:ssa laitteen asteikosta. Tehoarvoa tai molempia puolia varten on valittava osoitinlaite, jonka asteikko on nolla asteikon keskellä.
6 Lähettimen nimellislähtöarvon tulee olla 4mA ~ 20mA DC tai 4mA ~ 12mA ~ 20mA DC. Nimellisarvon ylärajan tulee olla 1,2–1,3 kertaa mitattava nimellisarvo. Kalibrointia varten käytä sopivaa kokonaislukua. Lähettimeen kytketyn osoitinlaitteen täyden asteikon arvon tulee olla yhdenmukainen kalibroidun mitatun arvon kanssa. Liitetyn digitaalisen laitteen ja tietokoneen valvontajärjestelmämoduulin tulee kalibroida tässä kalibroidun mitatun arvon mukaisesti.
7 Monitoimisen sähköenergiamittarin vähimmäistarkkuusvaatimuksen on oltava taulukon 3.6.9-3 määräysten mukainen.
8 Monitoimisen sähköenergiamittarin tulee tallentaa ja ajoittaa painehäviöt. Kun monitoiminen sähköenergiamittari kytkeytyy päälle ja apuvirtalähde katkeaa, sähkökatkosten lukumäärästä ja ajankohdista on pidettävä kirjaa.
9 Lähtö- ja tietoliikenneliitännän on täytettävä seuraavat vaatimukset:
1) Analogisen lähdön lisäksi teholähettimellä voi olla samanaikaisesti myös tietoliikenneliitännän lähtötila. Tiedonsiirron fyysisen yhteyden ja Shixin-protokollan tulee täyttää tietokonevalvontajärjestelmän vaatimukset.
2) AC-näytteenottotehon integroidussa mittauslaitteessa tulee olla tietoliikenneliitännän lähtötila, ja fyysisen yhteyden ja tietoliikenneprotokollan tulee täyttää tietokoneen valvontajärjestelmän vaatimukset. Kun lähetysautomaatiojärjestelmä vaatii etätyöaseman tietojen lähettämistä suoraan, AC-näytteenottotehon integroidussa mittauslaitteessa tulee olla toinen tietoliikenneliitäntä, ja fyysisen yhteyden ja tietoliikenneprotokollan tulee täyttää etätyöaseman vaatimukset.
3) Monitoimisessa sähköenergiamittarissa tulisi olla tiedonsiirtoliitännän lähtötila. Kun lähetysautomaatiojärjestelmä vaatii tiedonkeruua ja suoraa toimitusta, tulisi olla kaksi tiedonsiirtoliitäntää, joista kummankin tulee täyttää tietokonevalvontajärjestelmän ja lähetysdataverkon fyysisen yhteyden ja tiedonsiirtoprotokollan vaatimukset.
10 Lähettimien apuvirtalähteissä, vaihtovirtanäytteenottolaitteissa, kattavissa mittauslaitteissa, monitoimisissa sähköenergiamittareissa ja digitaalisissa näyttölaitteissa tulee käyttää tasavirtalähdettä tai UPS-virtalähdettä.
11 Järjestelmän yhdyskäytävän energiamittarin konfiguroinnin tulee olla voimassa olevien alan standardien "Sähköenergian mittauslaitteiden tekniset hallintamääräykset" DUT448 ja "Sähköenergian mittausjärjestelmien suunnittelua koskevat tekniset määräykset" DL/T5202 sekä verkon ja energianlaskutusjärjestelmän päätelaitteen mukainen käyttöoikeusjärjestelmien suunnittelumääräyksissä.
| Nimi | Kuva | Malli | Toiminto | Tarkkuus |
| Lähetin |  | BD100 | Sähköverkon vaihto- ja tasavirta- ja jännitearvot eristetään ja lähetetään lineaariseksi 4–20 mA:n tasavirta-analogisignaaliksi tai digitaaliseksi signaalilaitteeksi. Tuote on GB/T13850-1998- ja IEC-688-standardien mukainen. | 0,2 |
| Lähetin |  | BA-sarja | Verkkovirran reaaliaikainen mittaus, eristäminen ja muuntaminen vakiomuotoiseksi tasavirtasignaaliksi tai mittaustietojen siirto RS485-liitännän kautta (Modbus-RTU-protokolla). | 0,5 |
| Lähetin |  | BD-sarja | Laite, joka muuntaa sähköverkon sähköparametreja, kuten virran, jännitteen, taajuuden, tehon ja tehokertoimen, lineaarisiksi analogisiksi tai digitaalisiksi tasavirtasignaaleiksi eristyksen avulla. | 0,5, 0,2 valinnainen |
| Digitaalinen instrumentti |  | PZ96-sarja | Voidaan mitata vaihejännitteellä, verkkojännitteellä, virralla, pätö-/loistehon, pätö-/loistehon, taajuuden, tehokertoimen ja muita sähköisiä parametreja. Lisävarusteena on saatavilla RS485/Modbus-RTU-liitäntä, analoginen datamuunnos, kytkintulo/-lähtö ja muita toimintoja. | Virta- ja jännitetaso 0,5; Taajuus 0,05 Hz; Pätöteho, sähköenergiataso 0,5; loisteho, sähköenergiataso 1,0 |
| Monitoiminen energiamittari | | AEM96 | Kolmivaihevirta, verkkojännite/kolmivaihejännite, pätöteho/loisteho, aikajakoenergia, pätö-/loisenergia, kulutus, tehokerroin, taajuus, harmoninen säröaste, RS485/Modbus-RTU-liitäntä. | Virta, jännite, taajuus 0,2 taso; Pätöteho ja sähköenergia taso 0,5; loisenergia taso 2,0 |
| AC-näytteenottotehon kattava mittauslaite |  | APM520 | Kolmivaihevirta, verkkojännite/kolmivaihejännite, kaksisuuntainen pätö-/loistehon mittaus, kaksisuuntainen pätö-/loistehon mittaus ajallisesti, kysyntä, tehokerroin, taajuus, harmoninen säröaste, jännitteen läpimenonopeuden tilastot, RS485/Modbus-RTU-liitäntä | Virta ja jännite pätöteho/energia: 0.2S 0.5S valinnainen, loisteho/energia 2.0 |
| Älykäs sähkönvalvontayksikkö |  | ARCM300 | Kolmivaihevirta, verkkojännite/kolmivaihejännite, pätöteho/loistehon mittaus, pätö-/loistehon mittaus, tehokerroin, taajuus, jäännösvirta, 4-tielämpötilamittaus, RS485/Modbus-RTU-liitäntä. | Jännite ja virta 0,2Pätöenergia 0,5Loisenergia 2,0 |
Taulukko 8 Lähettimien, digitaalisten instrumenttien, monitoimisten wattituntimittareiden ja muiden laitteiden valintaparametrit
3.7 Sähkömittauksen ja sähköenergian mittauksen toisiojohdotus
3.7.1 Järjestelmän yhdyskäytävässä olevan wattituntimittarin on oltava varustettu erityisillä virta- ja jännitemuuntajilla tai muuntajien erityisillä toisiokäämeillä, eikä sitä saa kytkeä laitteisiin, jotka eivät liity sähköenergian mittaukseen.
3.7.2 Järjestelmäyhdyskäytävän sähköenergiamittarin virtamuuntajan tarkkuustason valinta on suoritettava tämän eritelmän 3.6.9 artiklan 7 kohdan mukaisesti.
3.7.3 110 kV:n ja sitä suurempien sähkönjakelulaitteiden, 100 MW:n ja sitä suurempien vesivoimageneraattoreiden ja generaattorimoottoreiden on käytettävä virtamuuntajia, joiden nimellistoisiovirta on 1 A.
3.7.4 Virtamuuntajan toisiokäämiin kytketyn todellisen kuorman on oltava 25–100 %:n nimellistoisiokuormasta.
3.7.5 Jännitemuuntajan päätoisiokäämin nimellisjännitteen tulee olla 100 V.
3.7.6 Jännitemuuntajan toisiokäämiin kytketyn todellisen kuorman on oltava 25–100 %:n nimellistoisiokuormasta.
3.7.7 Järjestelmän yhdyskäytävän energiamittarin virtamuuntajan toisiojohdotuksen tulee olla vaihe-eroteltu. Kun generaattorin pistorasian sähkömittarina ja muissa sähkömittareissa käytetään kolmivaiheista, nelikierrettyä sähkömittaria, virtamuuntaja voidaan kytkeä tähtikytkentään; kolmivaiheista, kolmijohtimista sähkömittaria käytettäessä virtamuuntaja voidaan kytkeä epätäydelliseen tähtikytkentään.
3.7.8 Kun virtamuuntajan samaan toisiokäämiin on kytketty useita mittauslaitteita, laitteen johdotusjärjestyksen tulee olla seuraava: sähköenergian mittauslaite, näyttölaite, AC-näytteenottosähköinen kattava mittauslaite ja sähkömäärän lähetin. Kun virtamuuntajan toisiojohdotus on tähti- tai epätäydellinen tähtikytkentä, tähtikytkentäpistettä ei tule johtaa riviliittimeen laitteen liitäntänastaliitoksen muodostamisen jälkeen, vaan kunkin vaiheen virta on johdettava riviliittimeen. Liitinrimaan on muodostettava tähti.
3.7.9 Sähköenergiamittariin tarkoitetun virtamuuntajan toisiokäämin ja erikoisjännitemuuntajan toisiopiirin osalta kytkentärasia on testattava ennen sen kytkemistä sähköenergiamittarin liittimeen, jotta mittarin kalibrointi ja vaihtaminen kuorman kanssa paikan päällä on helpompaa.
3.7.10 Painemuuntajan toisiopuolelle on asennettava pienjännitekatkaisija. Kun toisiopuoli on johdettu ulos haaroituspiirin kautta, jokainen haaroituspiiri on asennettava erikseen.
3.7.11 Virtamuuntajan toisiopiirissä tulee olla yksi ja vain yksi maadoituspiste; kun virtamuuntaja on tarkoitettu sähkömittauksiin tai sähköenergian mittauksiin, se tulee maadoittaa yhdestä pisteestä virranjakelulaitteen liitinrivin kautta; jos se on jaettu muiden laitteiden kanssa. Virtamuuntajaa käytettäessä muuntajan maadoitusmenetelmän tulee olla nykyisen teollisuusstandardin "Code for Design of Secondary Wiring in Hydroelectric Plants" NB/T 35076 asiaankuuluvien määräysten mukainen.
3.7.12 Jännitemuuntajan tähtikytkennän toisiokäämin tulee käyttää nollapisteen yhden pisteen maadoitusmenetelmää, eikä nollapisteen maadoitusjohtoa saa kytkeä sarjaan laitteiden kanssa, jotka voidaan irrottaa; kun jännitemuuntajaa käytetään sähkömittauksiin tai sähköenergian mittauksiin. Jos jännitemuuntajaa jaetaan muiden laitteiden kanssa, muuntajan maadoitusmenetelmän tulee olla nykyisen teollisuusstandardin "Code for Secondary Wiring Design of Hydroelectric Plants" NB/T 35076 asiaankuuluvien määräysten mukainen.
3.7.13 Virtamuuntajan toisiovirtapiirin kaapelisydämen poikkileikkaus on laskettava virtamuuntajan nimellistoisiokuorman mukaan. Kun toisiovirta on 5 A, kaapelisydämen poikkileikkauksen ei tulisi olla alle 4 mm2; kun toisiovirta on 1 A, kaapelisydämen poikkileikkauksen ei tulisi olla alle 2,5 mm2.
3.7.14 Jännitemuuntajan toisiopiirin kaapelisydämen poikkileikkauksen on oltava seuraavien määräysten mukainen:
1 Vain osoitinmittariin kytketyn jännitteen lasku ei saa olla yli 1,5 % nimellisistä toisiojännitteistä.
2 Integroidun AC-näytteenottosähkömäärän mittauslaitteen, digitaalisen näyttölaitteen ja siihen kytketyn sähkömäärän lähettimen jännitehäviö ei saa olla yli 0,5 % nimellisistä toisiojännitteistä.
3 Tarkkuudella 0,5 ja sitä korkeammalle kytketyn sähköenergiamittarin jännitehäviö ei saa olla yli 0,2 % nimellisjännitteestä.
4 Sallitun jännitehäviön heijastaman virheen tulisi sisältää jännitteen keskinäisinduktanssin ja toisiokyläjohtimen aiheuttaman suhde-eron ja kulma-eron yhdistetty virhe, eikä sen tulisi olla vain yksi suhde-ero.
5 Kaapelin ydinjohtimen vähimmäispoikkileikkauksen on oltava vähintään 2,5 mm².
4. Laitoksen virranhallintajärjestelmä
Acrel-3000-vesivoimalaitosten tehonhallintajärjestelmä on tarkoitettu vesivoimalaitosten generaattoreille, jännitteenkorotusmuuntajille, pistorasiapiireille, tehdasmuuntajille ja tehdasvirran pienjänniteosille, tasavirtajärjestelmien tasavirtasuojauksille ja akuille sekä vesivoimalaitosten paikallisille ohjausyksiköille (LCU). Voimalaitoksen sähköisten ja ei-sähköisten parametrien keskitetty valvonta voidaan liittää myös laitoksen suojausmittaus- ja ohjausyksikköön sähköntuotannon ja -kulutuksen valvontaa, laitteiden hallintaa sekä voimalaitoksen käytön ja kunnossapidon hallintaa varten.
Kuva 7 Tasavirtajärjestelmän ja akun sähköisten mittausten
① Laitoksen yleiskatsaus ja yksirivinen kaavionäyttö
② Generaattorin ja muuntajan kunnonvalvonta
③ datakysely
④ tapahtumien sekvenssin tallennus
⑤ ohjaus ja säätö
⑥ Epänormaali hälytys
⑦ Tilastot ja taulukointi
⑧ Laitehallinta sekä käytön ja kunnossapidon hallinta
Lisäksi järjestelmässä on toimintoja, kuten akkujen valvonta, videovalvonta, käyttäjäraportit ja dokumenttien hallinta. Se voi näyttää voimalaitoksen kunkin alueen toimintatilan reaaliajassa yksiviivaisten kaavioiden, ympyrädiagrammien, pylväsdiagrammien, 3D-grafiikan ja mobiilisovellusten avulla, jotta esimiehet voivat pysyä ajan tasalla voimalaitoksen toimintaolosuhteista.
5. Johtopäätös
Vesivoimalaitoksen mittauslaitteiden kokoonpano ja laitoksen tehonhallintajärjestelmän suunnittelutarkoitus on kaikki suunnattu vesivoimalaitoksen turvallisen ja taloudellisen käytön sekä sähkön kaupallisen käytön tarpeisiin varmistaen tarkkuuden ja luotettavuuden, edistyneen teknologian, kätevän valvonnan ja taloudellisen käytön.
Julkaisuaika: 29.4.2025