Français La norme NB/T 10861-2021 « spécification de conception pour la configuration des appareils de mesure dans les centrales hydroélectriques » fournit des exigences et des conseils détaillés pour la configuration des appareils de mesure dans les centrales hydroélectriques. L'appareil de mesure est une partie importante de la surveillance du fonctionnement de la centrale hydroélectrique. La mesure de la centrale hydroélectrique est principalement divisée en mesure de quantité électrique et mesure de quantité non électrique. La mesure électrique fait référence à la mesure de paramètres électriques en temps réel au moyen d'électricité, y compris le courant, la tension, la fréquence, le facteur de puissance, la puissance active/réactive, l'énergie active/réactive, etc. ; la mesure non électrique fait référence à l'utilisation d'émetteurs pour convertir les signaux électriques non électriques de 4 à 20 mA ou de 0 à 5 V, y compris la température, la vitesse, la pression, le niveau de liquide, l'ouverture, etc. Cet essai traite uniquement de l'appareil de mesure et du système de gestion de la consommation d'énergie de la centrale hydroélectrique selon la norme, et n'implique pas la configuration de la protection du micro-ordinateur de la centrale hydroélectrique.
1. Disposition générale
1.0.1 Cette spécification est formulée pour normaliser la conception de la configuration des appareils de mesure dans les centrales hydroélectriques, assurer le fonctionnement à long terme, sûr et stable des centrales hydroélectriques et améliorer les avantages économiques globaux des centrales hydroélectriques.
1.0.2 Cette spécification s'applique à la conception de la configuration des dispositifs de mesure pour les centrales hydroélectriques nouvellement construites, reconstruites et agrandies.
1.0.3 La conception de la configuration des appareils de mesure dans les centrales hydroélectriques doit adopter activement les nouvelles technologies et les nouveaux produits qui ont passé l'évaluation.
1.0.4 La configuration et la conception des appareils de mesure dans les centrales hydroélectriques doivent répondre aux exigences du système électrique en ce qui concerne la quantité d'informations collectées à la centrale et la méthode de collecte d'informations.
1.0.5 La conception de la configuration des appareils de mesure dans les centrales hydroélectriques doit non seulement être conforme au présent code, mais également aux normes nationales pertinentes en vigueur.
2. Terminologie
2.0.1 Mesure électrique
Mesure de paramètres électriques en temps réel au moyen de l'électricité.
2.0.2 Comptage d'énergie
Mesure des paramètres de l'énergie électrique.
2.0.3 Compteur de mesure électrique général
Les centrales hydroélectriques utilisent souvent des compteurs à aiguille, des compteurs numériques, etc.
2.0.4 Compteur à aiguille
Selon la relation entre l'aiguille et l'échelle pour indiquer la valeur mesurée du compteur.
2.0.5 Compteur de type numérique
L'écran peut afficher directement la valeur mesurée du compteur.
2.0.6 Watt-heuremètre
Un instrument qui mesure les données d’énergie électrique active et/ou réactive.
2.0.7 Dispositif d'échantillonnage intelligent de courant alternatif
Échantillonnage de puissance de fréquence CA, directement à l'unité de traitement de données pour traitement afin d'obtenir la tension, le courant, la puissance active, la puissance réactive, le facteur de puissance, la fréquence, la puissance active, la puissance réactive et d'autres paramètres, et via l'interface de communication standard, sortie du compteur intelligent multifonctionnel.
2.0.8 Transducteur
Être mesuré par la conversion du courant continu, de la tension continue ou du signal numérique.
2.0.9 Classe de précision de l'instrument de mesure
Instruments de mesure et/ou accessoires destinés à répondre à certaines exigences de mesure conçus pour garantir que l'erreur et le changement tolérés se situent extrêmement dans les limites spécifiées du niveau.
2.0.10 Composants d'automatisation
Composants et/ou dispositifs pour la surveillance des données d'état, l'exécution des actions dans les centrales hydroélectriques.
2.0.11 Mesures non électriques
Mesure de la température, de la pression, de la vitesse, du déplacement, du débit, du niveau, des vibrations, du pendule et d'autres paramètres non électriques en temps réel.
3. Mesure électrique et mesure de puissance
Les objets de mesure électriques comprennent le générateur hydroélectrique/moteur de générateur, le transformateur principal, la ligne, le bus, le transformateur d'usine, le système CC, etc. La figure 1 est un schéma du câblage électrique de la centrale hydroélectrique, montrant le câblage électrique du groupe électrogène hydroélectrique, du transformateur principal, de la ligne et du transformateur de puissance de l'usine.
Fig. 1 Schéma de principe du câblage électrique d'une centrale hydroélectrique
3.1 Mesure électrique et comptage de l'énergie électrique du générateur hydroélectrique/moteur du générateur.
3.1.2 Le dispositif de démarrage à fréquence variable statique du moteur du générateur doit mesurer les éléments suivants.
3.1.3 L'hydrogénérateur/moteur de génération doit mesurer l'énergie électrique active et réactive. Un hydrogénérateur fonctionnant en modulation de phase doit mesurer la puissance active bidirectionnelle ; un hydrogénérateur fonctionnant en avance de phase doit mesurer la puissance réactive bidirectionnelle ; un moteur de générateur doit mesurer la puissance active bidirectionnelle et la puissance réactive bidirectionnelle.
3.1.4 Pour les hydrogénérateurs qui peuvent fonctionner en modulation de phase, la puissance active dans les deux sens doit être mesurée ; pour les hydrogénérateurs qui peuvent fonctionner en avance de phase, la puissance dans les deux sens doit être mesurée. Les moteurs des générateurs doivent mesurer la puissance active et la puissance réactive dans les deux sens.
3.1.5 Lors de la mesure de l'angle de puissance active du système électrique, l'angle de puissance du générateur doit être mesuré.
3.1.6 Le côté haute tension du transformateur d'excitation doit mesurer le courant triphasé, la puissance active et la puissance réactive.
La configuration de surveillance de l'hydrogénérateur et du transformateur d'excitation est illustrée à la Fig. 2, et la sélection de l'équipement est illustrée à la Fig. 1.
| Nom | Image | Modèle | Fonction | Application |
| Instrument de mesure complet de la puissance d'échantillonnage CA |  | APM520 | Courant triphasé, tension de ligne/tension triphasée, puissance active/réactive bidirectionnelle, énergie active/réactive bidirectionnelle, facteur de puissance, fréquence, taux de distorsion harmonique, statistiques de taux de réussite de tension, interface RS485/Modbus-RTU | Surveillance électrique des générateurs et des transformateurs d'excitation |
| Instrument de mesure complet de la puissance d'échantillonnage CC |  | PZ96L-DE | Mesurez la tension d'excitation, le courant d'excitation, etc. dans le système d'excitation, et il est équipé de capteurs à effet Hall | Courant d'excitation, mesure de tension |
 | DJSF1352-RN | |||
| Capteur à effet Hall |  | AHKC-EKAA | Mesure le courant DC0~(5-500)A, la sortie DC4-20mA et fonctionne avec une alimentation DC12/24V | Capteur de courant d'excitation |
Tableau 1 Sélection de surveillance de l'hydrogénérateur et du transformateur d'excitation
3.2 Mesure électrique et comptage de l'énergie électrique du système de suralimentation et d'envoi
3.2.1 Les éléments de mesure et de mesure de puissance du transformateur principal doivent répondre aux exigences suivantes :
1 Les transformateurs à double enroulement doivent mesurer le courant triphasé, la puissance active et la puissance réactive du côté haute tension, et un côté du transformateur doit mesurer l'énergie active et l'énergie réactive.
Les transformateurs à trois enroulements ou autotransformateurs doivent mesurer le courant triphasé, la puissance active et la puissance réactive sur trois côtés, ainsi que l'énergie active et l'énergie réactive sur trois côtés. L'enroulement commun de l'autotransformateur doit mesurer le courant triphasé.
3 Lorsque l'unité génératrice est câblée comme une unité mais que le générateur est équipé d'un disjoncteur, la tension de ligne côté basse tension et la tension triphasée doivent être mesurées.
4 La puissance active et la puissance réactive doivent être mesurées des deux côtés du transformateur de contact, et l'énergie active et l'énergie réactive doivent être mesurées.
5 Lorsqu'il est possible de transmettre et de recevoir de l'énergie, la puissance active dans les deux sens doit être mesurée et l'énergie active dans les deux sens doit être mesurée ; lorsqu'il est possible de fonctionner en retard de phase et en avance de phase, la puissance réactive dans les deux sens doit être mesurée et l'énergie réactive dans les deux sens doit être mesurée.
Fig. 3 Configuration de mesure électrique du transformateur principal d'une centrale hydroélectrique
| Nom | Image | Modèle | Fonction | Application |
| Instrument de mesure complet de la puissance d'échantillonnage CA | | APM520 | Courant triphasé, tension de ligne/tension triphasée, puissance active/réactive bidirectionnelle, énergie active/réactive bidirectionnelle, facteur de puissance, fréquence, taux de distorsion harmonique, statistiques de taux de réussite de tension, interface RS485/Modbus-RTU | Mesure côté haute et basse tension du transformateur principal |
Tableau 2 Sélection de la surveillance du transformateur principal
3.2.2 Les éléments de mesure de ligne doivent répondre aux exigences suivantes :
Les lignes de 6,3 kV à 66 kV doivent mesurer le courant monophasé et, lorsque les conditions le permettent, le courant biphasé ou triphasé peut être mesuré.
Les lignes 2 35 kV et 66 kV doivent mesurer la puissance active, et les lignes 6,3 kV ~ 66 kV peuvent également mesurer la puissance active et la puissance réactive lorsque les conditions le permettent.
Les lignes de 110 kV et plus doivent mesurer le courant triphasé, la puissance active et la puissance réactive.
Les lignes de 6,3 kV et plus doivent mesurer l'énergie active et l'énergie réactive.
5 Lorsque la ligne est susceptible de transmettre et de recevoir de l'énergie, la puissance active dans les deux sens doit être mesurée et l'énergie active dans les deux sens doit être mesurée.
6 Lorsque la ligne peut fonctionner avec un décalage de phase ou une avance de phase, la puissance réactive dans les deux sens doit être mesurée et l'énergie réactive dans les deux sens doit être mesurée.
Lorsque le système d'alimentation l'exige, l'angle de puissance de la ligne doit être mesuré pour la ligne de la station d'élévation.
Fig. 4 Configuration de mesure électrique pour les lignes de centrales hydroélectriques
| Nom | Image | Modèle | Fonction | Application |
| Instrument de mesure complet de la puissance d'échantillonnage CA |  | APM520 | Courant triphasé, tension de ligne/tension triphasée, puissance active/réactive bidirectionnelle, énergie active/réactive bidirectionnelle, facteur de puissance, fréquence, taux de distorsion harmonique, statistiques de taux de réussite de tension, interface RS485/Modbus-RTU | Mesure de ligne 6,3 kV ~ 110 kV |
Tableau 3 Sélection de mesure de ligne
3.2.3 Les éléments de mesure des barres omnibus doivent répondre aux exigences suivantes :
1 Les barres omnibus de tension de générateur de 6,3 kV et plus et les barres omnibus de 35 kV et 66 kV doivent mesurer la tension et la fréquence des barres omnibus et mesurer la tension triphasée en même temps.
Les bus de 110 kV et plus doivent mesurer trois tensions et fréquences de ligne.
Les disjoncteurs de couplage de bus de 6,3 kV et plus, les disjoncteurs de section de bus, les disjoncteurs de pont interne et les disjoncteurs de pont externe doivent mesurer le courant alternatif, et les disjoncteurs de 110 kV et plus doivent mesurer le courant triphasé.
Le courant triphasé doit être mesuré pour chaque circuit de disjoncteur de câblage 3/2, de câblage 4/3 et de câblage d'angle.
5 Les disjoncteurs de dérivation, les disjoncteurs de couplage de bus ou de section et de dérivation, ainsi que les disjoncteurs de pont extérieur de 35 kV et plus doivent mesurer la puissance active et la puissance réactive, ainsi que l'énergie active et l'énergie réactive. Lorsqu'il est possible de transmettre et de recevoir de l'énergie, la puissance active dans les deux sens doit être mesurée et l'énergie active dans les deux sens doit être mesurée ; dans le cas d'un fonctionnement en retard de phase et en avance de phase, la puissance réactive dans les deux sens doit être mesurée et l'énergie réactive dans les deux sens doit être mesurée.
Fig. 5 Configuration de mesure électrique du jeu de barres dans une centrale hydroélectrique
| Nom | Image | Modèle | Fonction | Application |
| Instrument numérique |  | PZ96L-AV3/C | Mesure la tension triphasée, la tension de ligne, l'interface RS485/Modbus-RTU. | Mesure de la tension du bus, affichage local |
Tableau 4 Sélection des mesures de bus
3.2.4 Le courant triphasé et la puissance réactive doivent être mesurés pour les groupes de réacteurs shunt de 110 kV et plus, et l'énergie réactive doit être mesurée. Le circuit de réacteur shunt de 6,3 kV à 66 kV doit mesurer le courant alternatif.
| Nom | Image | Modèle | Fonction | Application |
| Instrument numérique |  | PZ96L-E3/C | Mesure du courant triphasé, de la puissance active/réactive, de l'énergie active et réactive, interface RS485/Modbus-RTU. | Mesure du réacteur, affichage local |
Tableau 5 Sélection des mesures du réacteur
3.3 Mesure électrique et comptage d'énergie du système électrique de l'usine
3.3.1 Le courant alternatif, la puissance active et l'énergie active doivent être mesurés côté haute tension du transformateur de puissance de l'usine. Lorsque le côté haute tension ne présente pas les conditions de mesure nécessaires, les mesures peuvent être effectuées côté basse pression.
3.3.2 La tension alternative doit être mesurée pour le jeu de barres de travail de l'usine. Lorsque le point neutre n'est pas correctement mis à la terre, une
Tensions composées et triphasées ; lorsque le neutre est effectivement mis à la terre, trois tensions composées doivent être mesurées.
3.3.3 Le courant triphasé doit être mesuré pour les lignes d'alimentation électrique dans la zone de l'usine, et l'énergie active peut être mesurée en fonction des besoins de mesure de l'énergie électrique.
3.3.4 Le courant triphasé doit être mesuré pour les transformateurs de puissance de 50 kVA et plus avec des charges d'éclairage.
3.3.5 Le courant monophasé doit être mesuré au moins pour le circuit moteur de 55 kW et plus.
3.3.6 Lorsque le côté basse tension du transformateur de puissance de l'usine est un système triphasé à quatre fils de 0,4 kV, le courant triphasé doit être mesuré.
3.3.7 Le disjoncteur de section pour l'alimentation de l'usine doit mesurer le courant monophasé.
3.3.8 Les générateurs diesel doivent mesurer le courant triphasé, la tension triphasée, la puissance active et mesurer l'énergie active.
Fig. 6 Configuration de mesure électrique du réseau électrique de la centrale hydroélectrique
| Nom | Image | Modèle | Fonction | Application |
| Compteur d'énergie multifonctionnel |  | AEM96 | Courant triphasé, tension de ligne/tension triphasée, puissance active/réactive, énergie active/réactive, facteur de puissance, fréquence, taux de distorsion harmonique, interface RS485/Modbus-RTU. | Comptage et surveillance de l'énergie |
| Instrument numérique |  | PZ96L-AV3/C | Mesure la tension triphasée, la tension de ligne, l'interface RS485/Modbus-RTU. | mesure de la tension du bus |
| Unité de surveillance électrique intelligente |  | ARCM300 | Courant triphasé, tension de ligne/tension triphasée, puissance active/réactive, énergie active/réactive, facteur de puissance, fréquence, courant résiduel, température 4 voies, interface RS485/Modbus-RTU. | Mesure du chargeur |
| Dispositif de mesure et de contrôle du moteur |  | ARD3M | Convient aux circuits de moteurs basse tension avec une tension nominale jusqu'à 660 V, intégrant la protection, la mesure, le contrôle, la communication et le fonctionnement et la maintenance. (surintensité, sous-intensité), tension (surtension, sous-tension) et défaillance de phase, rotor bloqué, court-circuit, fuite, déséquilibre triphasé, surchauffe, mise à la terre, usure des roulements, excentricité du stator et du rotor et vieillissement des enroulements pour donner une alarme ou un contrôle de protection. | Mesure et contrôle du moteur |
| Dispositif anti-tremblement |  | ARD-KHD | Empêchez le déclenchement du contacteur lorsque la tension est temporairement perdue et faites-le fonctionner sans interruption une fois la tension rétablie pour éviter que le système ne soit impacté. |
Tableau 6 Sélection de la configuration de mesure électrique pour le système d'alimentation de l'usine
3.4 Mesure électrique du système d'alimentation CC
3.4.1 Le système d'alimentation CC doit mesurer les éléments suivants :
1 Tension de bus système CC sans dispositif abaisseur.
2 Tension de bus de fermeture de système CC et tension de bus de commande avec dispositif abaisseur.
3 Le dispositif de charge délivre une tension et un courant.
4 Tension et courant de la batterie.
3.4.2 Le circuit de la batterie doit mesurer le courant de charge flottante.
3.4.3 Lorsqu'une batterie plomb-acide à régulation par soupape fixe est utilisée, il est conseillé de mesurer la tension d'une seule batterie ou d'une batterie assemblée au moyen d'une inspection.
3.4.4 L'armoire de distribution CC doit mesurer la tension du bus.
3.4.5 Le test d'isolation du bus CC doit être conforme aux dispositions pertinentes de la norme industrielle actuelle « Code de conception des systèmes d'alimentation CC dans les centrales hydroélectriques » NB/T 10606.
3.4.6 Lorsque le système d'alimentation CC est équipé d'un dispositif de surveillance par micro-ordinateur, la mesure des instruments conventionnels ne peut mesurer que la tension du bus CC et la tension de la batterie.
3.5 Mesures électriques du système d'alimentation sans interruption (UPS)
3.5.1 UPS doit mesurer les éléments suivants :
1 Tension de sortie.
2 Fréquence de sortie.
3 Puissance ou courant de sortie.
3.5.2 L'armoire de distribution principale de l'onduleur doit mesurer le courant entrant, la tension du bus et la fréquence.
3.5.3 L'armoire de distribution UPS peut mesurer la tension du bus.
Figure 7 Mesure électrique du système CC et de la batterie
| Nom | Image | Modèle | Fonction | Application |
| Collecteur de données |  | ABAT100-HS | Il peut surveiller jusqu'à 120 batteries, surcharge/décharge de tension de groupe, surcharge/décharge de tension unique, surcharge/décharge de courant, résistance interne unique trop élevée, communication anormale, etc., avec protection contre les surtensions et les courts-circuits, interface RS485/Modbus-RTU | Acquisition de données du module de surveillance de la batterie |
| Module de surveillance de la batterie |  | ABAT100-S | Surveillance en ligne de la tension, de la résistance interne et de la température de l'électrode négative de chaque batterie de secours | Module de surveillance de la batterie |
| Module de surveillance du bloc-batterie | | ABAT100-C | Surveiller le courant de charge et de décharge et la température ambiante d'un groupe de batteries | Module de surveillance du bloc-batterie |
| Capteur à effet Hall |  | AHKC-EKC | Mesure le courant DC0~(500-1500)A, sortie ±5V | surveillance du courant continu |
| Passerelle intelligente |  | ANet-2E4SM | Passerelle informatique de pointe, système Linux intégré, répond aux exigences de sécurité telles que le cryptage AES et l'authentification d'identité MD5, prend en charge la reprise des points d'arrêt, prend en charge les protocoles Modbus, ModbusTCP, DL/T645-1997, DL/T645-2007, 101, 103, 104 | Acquisition de données, conversion et jugement logique |
Tableau 7 Sélection des mesures du système CC
3.6 Instruments de mesure électriques et instruments de mesure de l'énergie électrique couramment mesurés
3. 6.1 Le réglage des instruments de mesure électriques doit répondre aux exigences suivantes :
1 Les réglages des instruments de mesure électriques destinés aux essais de routine doivent pouvoir refléter correctement les paramètres de fonctionnement des installations électriques.
2 Lorsqu'une fonction de transmission à distance est requise, un instrument de mesure électrique qui transmet des paramètres électriques au moyen d'une communication de données ou d'une sortie analogique doit être configuré.
3 Générateurs hydrauliques, moteurs de générateur, transformateur principal à double enroulement côté haute tension, transformateur principal à trois enroulements côté haute tension, côté moyenne tension et côté basse tension, peuvent remplacer la section du disjoncteur de ligne et le disjoncteur de couplage de bus, le disjoncteur de pont extérieur, Les disjoncteurs et les lignes connectés en angle doivent être équipés d'instruments de mesure complets pour l'échantillonnage de l'électricité CA ; les transformateurs de puissance d'usine et les circuits de distribution d'énergie des systèmes électriques d'usine peuvent être équipés d'instruments de mesure complets pour l'échantillonnage CA.
3.6.2 Les réglages des instruments de mesure habituels de l'écran analogique doivent répondre aux exigences suivantes :
1. Lorsque le système de surveillance informatique ne dispose pas d'écran analogique, la salle de contrôle doit supprimer les instruments de mesure de routine. Lorsque le système de surveillance informatique est équipé d'un écran analogique, les instruments fréquemment mesurés sur cet écran doivent être simplifiés et des instruments numériques pilotés par ordinateur peuvent être utilisés.
2 Les instruments de mesure électriques suivants doivent être installés sur l'écran de simulation :
1) Compteurs de puissance active et compteurs de puissance réactive des générateurs hydroélectriques et des moteurs de générateurs.
2) Compteurs de puissance active et compteurs de puissance réactive pour les lignes d'une tension de 110 kV et plus ; compteurs de puissance active pour les lignes d'une tension de 35 kV et plus et d'une tension inférieure à 110 kV.
3) Voltmètre de ligne et fréquencemètre pour bus de 35 kV et plus.
4) Compteur de puissance active totale et compteur de puissance réactive totale de l'ensemble de l'installation.
5) Compteurs de puissance réactive bidirectionnels ou compteurs de puissance active installés sur des hydrogénérateurs pouvant fonctionner en avance de phase ou en modulation de phase ; les compteurs de puissance active bidirectionnels et les compteurs de puissance réactive sont installés sur les moteurs et les lignes des générateurs pouvant transmettre et recevoir de l'électricité.
6 ) Autres instruments de mesure.
3.6.3 L'unité de contrôle locale de l'unité doit être équipée d'un instrument de mesure complet de la puissance d'échantillonnage CA, d'un transmetteur de puissance active, d'un transmetteur de puissance réactive et d'un transmetteur de tension CA du stator, selon les besoins.
3.6.4 L'écran d'excitation doit être équipé d'émetteurs CC pour mesurer le courant d'excitation et la tension d'excitation.
3.6.5 Les unités de contrôle sur site telles que les postes de commutation et les équipements publics doivent être équipées d'instruments de mesure complets pour l'échantillonnage de la puissance CA et/ou des transmetteurs de puissance, et d'autres instruments de mesure électriques conventionnels peuvent ne pas être configurés.
3.6.6 La configuration des instruments de mesure électriques dans l'appareillage de commutation du système électrique de l'usine doit répondre aux exigences suivantes :
1 L'appareillage de commutation du côté haute tension du transformateur de puissance de l'usine doit être équipé d'un ampèremètre monophasé conventionnel et d'un transmetteur de courant alternatif monophasé, ou d'un instrument de mesure en étoile complet pour l'échantillonnage de la puissance alternative. Lorsque le courant de charge réel de l'appareillage de commutation du côté haute tension du transformateur de puissance de l'usine est inférieur à 30 % du courant primaire nominal du transformateur de courant, l'ampèremètre conventionnel, l'instrument de mesure complet pour l'échantillonnage de l'électricité alternative ou le transmetteur de courant alternatif peuvent être installés dans l'appareillage de commutation du côté basse tension du transformateur de puissance de l'usine.
2 Si le côté basse tension du transformateur de puissance est un système triphasé à quatre fils de 0,4 kV, l'appareillage de commutation du côté basse tension du transformateur de puissance doit être équipé d'un ampèremètre triphasé conventionnel et d'un transmetteur de courant alternatif monophasé, ou d'un instrument de mesure de puissance à échantillon de surveillance alternatif.
3. L'armoire du transformateur de tension du jeu de barres doit être équipée d'un transmetteur de tension alternative ou d'un instrument de mesure complet d'électricité par échantillonnage alternatif pour mesurer la tension du jeu de barres. Dans un système à neutre non mis à la terre, l'armoire du transformateur de tension du jeu de barres doit être équipée d'un inverseur et d'un voltmètre pour mesurer la tension de ligne et la tension triphasée. Dans un système à neutre mis à la terre, l'armoire peut être équipée d'un inverseur et d'un voltmètre pour mesurer les trois tensions de ligne.
4 ampèremètres doivent être installés dans chaque circuit d'alimentation de l'armoire de disjoncteurs de section de bus et de l'armoire d'alimentation du système d'alimentation de l'usine, et l'armoire de disjoncteurs de section de bus doit être équipée d'un transmetteur de courant alternatif.
3.6.7 L'armoire de commande du générateur diesel doit être équipée d'un instrument de mesure complet pour l'échantillonnage de l'électricité CA.
3.6.8 Les circuits suivants doivent être équipés de compteurs d'énergie électrique multifonctions :
1 Circuits statoriques des générateurs hydroélectriques et des moteurs de générateurs.
2 Un côté d'un transformateur principal à deux enroulements et trois côtés d'un transformateur principal à trois enroulements.
3 lignes de 6,3 kV et plus.
4 Disjoncteur de dérivation, couplage de bus et circuit de disjoncteur de dérivation.
5 Un côté du transformateur de puissance de l'usine.
6 Le circuit d'entrée de l'alimentation de sécurité externe.
7 autres circuits nécessitant de mesurer l’énergie électrique.
3.6.9 Le choix du type et les performances des instruments de mesure électriques conventionnels et des instruments de mesure de l'énergie électrique doivent répondre aux exigences suivantes :
1. La mesure de la puissance du point neutre non mis à la terre doit être effectuée à l'aide d'un instrument de mesure complet de puissance d'échantillonnage CA avec connexion triphasée à quatre fils. La mesure de la puissance doit être calculée selon la méthode de calcul du courant triphasé à trois fils. Les transmetteurs de puissance active et réactive doivent être triphasés à trois fils, et la mesure de l'énergie électrique peut être effectuée à l'aide d'un compteur d'énergie électrique multifonction triphasé à trois fils.
2 La mesure de l'électricité du point neutre effectivement mis à la terre doit adopter l'instrument de mesure complet d'électricité d'échantillonnage CA triphasé à quatre fils et l'émetteur de puissance active et réactive, et la mesure de l'énergie électrique doit utiliser le compteur d'énergie électrique multifonctionnel triphasé à quatre fils.
Les exigences minimales relatives à la précision des instruments de mesure électriques conventionnels doivent être conformes aux dispositions du tableau 3.6.9-1.
Remarque : ★Lorsque l'instrument de mesure complet pour l'échantillonnage de la quantité électrique CA est utilisé pour la mesure du courant et de la tension CA d'autres systèmes électriques à l'exception de la mesure de l'énergie électrique, son exigence de précision minimale est de 0,5.
Les exigences minimales de précision des transmetteurs, des transformateurs de mesure et des shunts de mesure doivent répondre aux exigences du tableau 3.6.9-2.
5. La plage de mesure de l'instrument de mesure à aiguille doit être telle que la valeur nominale de l'équipement électrique soit indiquée à environ 2/3 de l'échelle de l'instrument. Pour la valeur de puissance ou les deux côtés, il convient de choisir un instrument à aiguille avec l'échelle zéro au milieu.
La valeur de sortie nominale du transmetteur doit être comprise entre 4 mA et 20 mA CC ou entre 4 mA et 12 mA et 20 mA CC. La limite supérieure de la valeur nominale doit représenter 1,2 à 1,3 fois la valeur nominale à mesurer et utiliser un nombre entier approprié pour l'étalonnage. La valeur de pleine échelle de l'instrument à aiguille connecté au transmetteur doit être cohérente avec la valeur mesurée étalonnée. L'instrument numérique connecté et le module de surveillance informatique doivent être étalonnés en fonction de cette valeur mesurée.
7 L'exigence de précision minimale du compteur d'énergie électrique multifonction doit être conforme aux dispositions du tableau 3.6.9-3.
8. Le compteur d'énergie électrique multifonction doit pouvoir enregistrer et chronométrer les pertes de pression. Lorsqu'il est équipé d'une alimentation auxiliaire, le nombre de coupures de courant et leur date doivent être enregistrés après chaque coupure.
9 L'interface de sortie et de communication doit répondre aux exigences suivantes :
1) Outre la sortie analogique, l'émetteur de puissance peut également disposer simultanément du mode de sortie de l'interface de communication de données. La connexion physique de la communication et le protocole Shixin doivent répondre aux exigences du système de surveillance informatique.
2) L'instrument de mesure intégré d'échantillonnage de puissance CA doit disposer d'une interface de communication de données en sortie, et la connexion physique et le protocole de communication doivent répondre aux exigences du système de surveillance informatique. Lorsque le système d'automatisation de la répartition nécessite la transmission directe des informations du poste de travail distant, l'instrument de mesure intégré d'échantillonnage de puissance CA doit ajouter une interface de communication supplémentaire, et la connexion physique et le protocole de communication doivent répondre aux exigences du poste de travail distant.
3) Le compteur d'énergie électrique multifonction doit disposer d'une interface de communication de données en sortie. Lorsque le système d'automatisation de répartition requiert la collecte et la transmission directe des données, deux interfaces de communication doivent être fournies, chacune répondant aux exigences de connexion physique et de protocole de communication du système de surveillance informatique et du réseau de données de répartition.
10 Les alimentations auxiliaires pour les transmetteurs, les instruments de mesure complets d'électricité d'échantillonnage CA, les compteurs d'énergie électrique multifonctionnels et les instruments d'affichage numérique doivent utiliser une alimentation CC ou une alimentation UPS.
11 La configuration du compteur d'énergie à la passerelle du système doit être conforme à la norme industrielle actuelle « Règlement de gestion technique des dispositifs de mesure de l'énergie électrique » DUT448 et « Règlement technique pour la conception des systèmes de mesure de l'énergie électrique » DL/T5202 et au terminal du réseau et au système de facturation de l'énergie dans le Règlement sur la conception du système d'accès.
| Nom | Image | Modèle | Fonction | Précision |
| Transmetteur de puissance |  | BD100 | Les paramètres électriques de courant et de tension CA et CC du réseau électrique sont isolés et transmis dans un dispositif de signal analogique CC linéaire 4~20 mA ou de signal numérique. Le produit est conforme aux normes GB/T13850-1998 et IEC-688. | 0,2 |
| Transmetteur de puissance |  | Série BA | Mesure en temps réel du courant alternatif dans le réseau, isolation et transformation en sortie de signal continu standard, ou transmission des données de mesure via l'interface RS485 (protocole Modbus-RTU). | 0,5 |
| Transmetteur de puissance |  | Série BD | Un appareil qui convertit les paramètres électriques tels que le courant, la tension, la fréquence, la puissance et le facteur de puissance du réseau électrique en signaux analogiques ou numériques CC linéaires via l'isolation. | 0,5, 0,2 en option |
| Instrument numérique |  | Série PZ96 | Peut choisir de mesurer la tension de phase, la tension de ligne, le courant, la puissance active/réactive, l'énergie active/réactive, la fréquence, le facteur de puissance et d'autres paramètres électriques, interface RS485/Modbus-RTU en option, conversion de données analogiques, entrée/sortie de commutation et autres fonctions. | Niveau de courant et de tension 0,5 Fréquence 0,05 Hz ; Puissance active, niveau d'énergie électrique 0,5 ; puissance réactive, niveau d'énergie électrique 1,0 |
| Compteur d'énergie multifonctionnel | | AEM96 | Courant triphasé, tension de ligne/tension triphasée, puissance active/réactive, énergie partagée, énergie active/réactive, demande, facteur de puissance, fréquence, taux de distorsion harmonique, interface RS485/Modbus-RTU. | Courant, tension, fréquence niveau 0,2Puissance active et niveau d'énergie électrique 0,5 ; niveau d'énergie réactive 2,0 |
| Instrument de mesure complet de la puissance d'échantillonnage CA |  | APM520 | Courant triphasé, tension de ligne/tension triphasée, puissance active/réactive bidirectionnelle, énergie active/réactive bidirectionnelle à temps partagé, demande, facteur de puissance, fréquence, taux de distorsion harmonique, statistiques de taux de réussite de tension, interface RS485/Modbus-RTU | Puissance/énergie active de courant et de tension : 0,2 S 0,5 S en option, puissance/énergie réactive 2,0 |
| Unité de surveillance électrique intelligente |  | ARCM300 | Courant triphasé, tension de ligne/tension triphasée, puissance active/réactive, énergie active/réactive, facteur de puissance, fréquence, courant résiduel, température 4 voies, interface RS485/Modbus-RTU. | Tension et courant 0,2 Énergie active 0,5 S Énergie réactive 2,0 |
Tableau 8 Paramètres de sélection des transmetteurs, instruments numériques, wattheuremètres multifonctions et autres équipements
3.7 Câblage secondaire de mesure électrique et de comptage d'énergie électrique
3.7.1 Le wattmètre à la passerelle du système doit être équipé de transformateurs de courant et de tension spéciaux ou d'enroulements secondaires spéciaux pour les transformateurs, et ne doit pas être connecté à des équipements non liés à la mesure de l'énergie électrique.
3.7.2 La sélection du niveau de précision du transformateur de courant utilisé pour le compteur d'énergie électrique à la passerelle du système doit être effectuée conformément à la clause 7 de l'article 3.6.9 de la présente spécification.
3.7.3 Les équipements de distribution d'énergie de 110 kV et plus, les générateurs hydroélectriques et les moteurs de générateur de 100 MW et plus doivent utiliser des transformateurs de courant avec un courant secondaire nominal de 1 A.
3.7.4 La charge réelle connectée à l'enroulement secondaire du transformateur de courant doit être garantie dans la plage de 25 % à 100 % de la charge secondaire nominale.
3.7.5 La tension secondaire nominale de l'enroulement secondaire principal du transformateur de tension doit être de 100 V.
3.7.6 La charge réelle connectée à l'enroulement secondaire du transformateur de tension doit être garantie dans la plage de 25 % à 100 % de la charge secondaire nominale.
3.7.7 Le câblage secondaire du transformateur de courant du compteur d'énergie à la passerelle du système doit être réalisé en câblage à phases séparées. Lorsqu'un compteur d'énergie électrique triphasé à quatre fils torsadés est utilisé pour le compteur d'énergie électrique à la sortie du générateur et d'autres compteurs d'énergie électrique, le transformateur de courant peut être connecté en étoile ; lorsqu'un compteur d'énergie électrique triphasé à trois fils est utilisé, le transformateur de courant peut être connecté en étoile incomplète.
3.7.8 Lorsque plusieurs instruments de mesure sont connectés au même enroulement secondaire du transformateur de courant, l'ordre de câblage doit être le suivant : instrument de mesure d'énergie électrique, indicateur ou afficheur, instrument de mesure électrique complet d'échantillonnage CA et transmetteur de grandeur électrique. Lorsque le câblage secondaire du transformateur de courant est en étoile ou en étoile partielle, le point de connexion en étoile ne doit pas être relié au bornier après la formation de la borne de connexion de l'instrument, mais le courant de chaque phase doit être acheminé vers le bornier. Former une étoile sur le bornier.
3.7.9 Pour l'enroulement secondaire du transformateur de courant dédié au compteur d'énergie électrique et le circuit secondaire du transformateur de tension spécial, la boîte de jonction doit être testée avant la connexion à la borne du compteur d'énergie électrique, afin de faciliter l'étalonnage du compteur sur site et le remplacement du compteur avec la charge.
3.7.10 Un disjoncteur basse tension doit être installé du côté secondaire du transformateur de pression. Lorsque le côté secondaire est relié à un circuit de dérivation, chaque circuit de dérivation doit être installé indépendamment.
3.7.11 Le circuit secondaire du transformateur de courant doit avoir un et un seul point de mise à la terre ; lorsque le transformateur de courant est dédié à la mesure électrique ou à la mesure de l'énergie électrique, il doit être mis à la terre en un point via la rangée de bornes du dispositif de distribution d'énergie ; s'il est partagé avec d'autres équipements. Lors de l'utilisation d'un transformateur de courant, la méthode de mise à la terre du transformateur doit être conforme aux dispositions pertinentes de la norme industrielle actuelle « Code de conception du câblage secondaire dans les centrales hydroélectriques » NB/T 35076.
3.7.12 L'enroulement secondaire de la connexion en étoile du transformateur de tension doit adopter la méthode de mise à la terre à un point neutre, et le fil de mise à la terre du point neutre ne doit pas être connecté en série avec un équipement qui peut être déconnecté ; lorsque le transformateur de tension est utilisé pour la mesure électrique ou la mesure de l'énergie électrique. Si le transformateur de tension est partagé avec d'autres équipements, la méthode de mise à la terre du transformateur doit être conforme aux dispositions pertinentes de la norme industrielle actuelle « Code pour la conception du câblage secondaire des centrales hydroélectriques » NB/ T 35076.
3.7.13 La section transversale du fil central du câble du circuit de courant secondaire du transformateur de courant doit être calculée en fonction de la charge secondaire nominale du transformateur de courant. Lorsque le courant secondaire est de 5 A, la section transversale du fil central du câble ne doit pas être inférieure à 4 mm2 ; lorsque le courant secondaire est de 1 A, la section transversale du fil central du câble ne doit pas être inférieure à 2,5 mm2.
3.7.14 La section du fil conducteur du circuit secondaire du transformateur de tension doit être conforme aux réglementations suivantes :
1 La chute de tension connectée uniquement au compteur à aiguille ne doit pas être supérieure à 1,5 % de la tension secondaire nominale.
2 La chute de tension de l'instrument de mesure de quantité électrique d'échantillonnage CA intégré, de l'instrument d'affichage numérique et du transmetteur de quantité électrique qui lui sont connectés ne doit pas être supérieure à 0,5 % de la tension secondaire nominale.
3 La chute de tension du compteur d'énergie électrique connecté au niveau de précision de 0,5 et plus ne doit pas être supérieure à 0,2 % de la tension secondaire nominale.
4 L'erreur reflétée par la chute de tension admissible doit inclure l'erreur composite de la différence de rapport et de la différence d'angle causée par l'inductance mutuelle de tension et le fil secondaire du village, et ne doit pas être une simple différence de rapport.
5 La section minimale du fil conducteur du câble ne doit pas être inférieure à 2,5 mm².
4. Système de gestion de l'énergie de l'usine
Le système de gestion de l'énergie Acrel-3000 pour centrales hydroélectriques est destiné aux groupes électrogènes, aux transformateurs élévateurs, aux circuits de sortie, aux transformateurs d'usine et aux composants basse tension des centrales, aux écrans et batteries CC des systèmes CC, ainsi qu'aux unités de contrôle local (UCL) des centrales hydroélectriques. La surveillance centralisée des paramètres électriques et non électriques de la centrale peut également être connectée à l'unité de mesure et de contrôle de protection de la centrale pour assurer le suivi de la production et de la consommation d'énergie, la gestion des équipements et la gestion de l'exploitation et de la maintenance de la centrale.
Figure 7 Mesure électrique du système CC et de la batterie
1 Aperçu de l'installation et affichage du schéma unifilaire
2. Surveillance de l'état du générateur et du transformateur
③ requête de données
④ enregistrement de la séquence des événements
⑤ contrôle et régulation
6 Alarme anormale
⑦ Statistiques et tabulation
⑧ Gestion des appareils et gestion de l'exploitation et de la maintenance
De plus, le système dispose également de fonctions telles que la surveillance de la batterie, la surveillance vidéo, les rapports des utilisateurs et la gestion des documents. Il peut afficher l'état de fonctionnement de chaque zone de la centrale électrique en temps réel via des diagrammes unifilaires, des camemberts, des graphiques à barres, des graphiques 3D et des applications mobiles, afin que les gestionnaires puissent se tenir au courant des conditions de fonctionnement de la centrale électrique.
5. Conclusion
La configuration des instruments de mesure de la centrale hydroélectrique et l'objectif de conception du système de gestion de l'énergie de la centrale visent tous à répondre aux besoins d'exploitation sûre et économique de la centrale hydroélectrique et d'exploitation commerciale de l'énergie électrique, en garantissant la précision et la fiabilité, une technologie de pointe, une surveillance pratique et une application économique.
Date de publication : 29 avril 2025