A norma NB/T 10861-2021, "Especificação de projeto para a configuração de dispositivos de medição em usinas hidrelétricas", fornece requisitos detalhados e orientações para a configuração desses dispositivos. Os dispositivos de medição são uma parte importante do monitoramento da operação de uma usina hidrelétrica. A medição em uma usina hidrelétrica divide-se principalmente em medição de grandezas elétricas e medição de grandezas não elétricas. A medição elétrica refere-se à medição de parâmetros elétricos em tempo real por meio de eletricidade, incluindo corrente, tensão, frequência, fator de potência, potência ativa/reativa, energia ativa/reativa, etc.; a medição não elétrica refere-se ao uso de transmissores para converter sinais elétricos de 4-20mA ou 0-5V em sinais de medição não elétrica, incluindo temperatura, velocidade, pressão, nível de líquido, abertura, etc. Este ensaio aborda apenas os dispositivos de medição e o sistema de gerenciamento de consumo de energia da usina hidrelétrica de acordo com a norma, e não trata da configuração de proteção por microcomputador da usina.
1. Disposições Gerais
1.0.1 Esta especificação foi formulada para padronizar o projeto de configuração de dispositivos de medição em usinas hidrelétricas, garantir a operação segura e estável a longo prazo dessas usinas e melhorar os benefícios econômicos abrangentes das mesmas.
1.0.2 Esta especificação aplica-se ao projeto de configuração de dispositivos de medição para usinas hidrelétricas recém-construídas, reconstruídas e ampliadas.
1.0.3 O projeto de configuração dos dispositivos de medição em usinas hidrelétricas deve adotar ativamente novas tecnologias e produtos que tenham sido aprovados na avaliação.
1.0.4 A configuração e o projeto dos dispositivos de medição em usinas hidrelétricas devem atender aos requisitos do sistema de energia quanto à quantidade de informações coletadas na usina e ao método de coleta de informações.
1.0.5 O projeto de configuração dos dispositivos de medição em usinas hidrelétricas deve estar em conformidade não apenas com este código, mas também com as normas nacionais relevantes vigentes.
2. Terminologia
2.0.1 Medição elétrica
Medição de parâmetros elétricos em tempo real por meio da eletricidade.
2.0.2 Medição de energia
Medição de parâmetros de energia elétrica.
2.0.3 Medidor elétrico geral
As usinas hidrelétricas geralmente utilizam medidores de ponteiro, medidores digitais e assim por diante.
2.0.4 Medidor tipo ponteiro
De acordo com a relação entre o ponteiro e a escala, indica-se o valor medido pelo medidor.
2.0.5 Medidor do tipo digital
No visor, é possível usar um visor digital para mostrar diretamente o valor medido pelo medidor.
2.0.6 Medidor de watts-hora
Um instrumento que mede dados de energia elétrica ativa e/ou reativa.
2.0.7 Dispositivo inteligente de amostragem CA
A amostragem de energia em frequência CA é feita diretamente na unidade de processamento de dados para obter a tensão, corrente, potência ativa, potência reativa, fator de potência, frequência e outros parâmetros, e, através da interface de comunicação padrão, gera um medidor inteligente multifuncional.
Transdutor 2.0.8
Pode ser medido pela conversão de corrente contínua, tensão contínua ou dispositivo de sinal digital.
2.0.9 Classe de precisão do instrumento de medição
Instrumentos de medição e/ou acessórios para atender a determinados requisitos de medição, projetados para garantir que o erro e a variação admissíveis estejam extremamente dentro dos limites especificados.
2.0.10 Componentes de automação
Componentes e/ou dispositivos para monitoramento de dados de condição e execução de ações em usinas hidrelétricas.
2.0.11 Medição não elétrica
Medição em tempo real de temperatura, pressão, velocidade, deslocamento, fluxo, nível, vibração, pêndulo e outros parâmetros não elétricos.
3. Medição elétrica e medição de potência
Os objetos de medição elétrica incluem o gerador hidrelétrico/motor do gerador, o transformador principal, a linha, a barra, o transformador da usina, o sistema CC e assim por diante. A Figura 1 é um diagrama esquemático da fiação elétrica da usina hidrelétrica, mostrando a fiação elétrica do grupo gerador hidrelétrico, do transformador principal, da linha e do transformador de potência da usina.
Figura 1. Diagrama esquemático da fiação elétrica de uma usina hidrelétrica.
3.1 Medição elétrica e medição de energia elétrica do gerador/motor do gerador hidrelétrico.
3.1.2 O dispositivo de partida estática de frequência variável do motor do gerador deve medir os seguintes itens.
3.1.3 O hidrogerador/motor gerador deve medir a energia elétrica ativa e reativa. Um hidrogerador que possa operar em modulação de fase deve medir a potência ativa bidirecional; um hidrogerador que possa operar com avanço de fase deve medir a potência reativa bidirecional; um motor gerador deve medir a potência ativa e a potência reativa bidirecionais.
3.1.4 Para hidrogeradores que podem operar em modulação de fase, a potência ativa em ambas as direções deve ser medida; para hidrogeradores que podem operar em avanço de fase, a potência em ambas as direções deve ser medida. Os motores dos geradores devem medir a potência ativa e a potência reativa em ambas as direções.
3.1.5 Ao medir o ângulo de potência ativa do sistema de energia, o ângulo de potência do gerador deve ser medido.
3.1.6 O lado de alta tensão do transformador de excitação deve medir a corrente trifásica, a potência ativa e a potência reativa.
A configuração de monitoramento do hidrogerador e do transformador de excitação é mostrada na Figura 2, e a seleção dos equipamentos é mostrada na Figura 1.
| Nome | Foto | Modelo | Função | Aplicativo |
| Instrumento de Medição Abrangente de Potência de Amostragem CA |  | APM520 | Corrente trifásica, tensão de linha/tensão trifásica, potência ativa/reativa bidirecional, energia ativa/reativa bidirecional, fator de potência, frequência, taxa de distorção harmônica, estatísticas de taxa de passagem de tensão, interface RS485/Modbus-RTU | Monitoramento elétrico de geradores e transformadores de excitação |
| Instrumento de Medição Abrangente de Potência de Amostragem CC |  | PZ96L-DE | Mede a tensão de excitação, a corrente de excitação, etc., no sistema de excitação, e está equipado com sensores Hall. | Corrente de excitação, medição de tensão |
 | DJSF1352-RN | |||
| Sensor Hall |  | AHKC-EKAA | Mede corrente DC0~(5-500)A, saída DC4-20mA e funciona com fonte de alimentação DC12/24V. | Sensor de corrente de excitação |
Tabela 1. Seleção de monitoramento do hidrogerador e do transformador de excitação.
3.2 Medição elétrica e medição de energia elétrica do sistema de bombeamento e distribuição
3.2.1 Os itens de medição de energia e de transformadores principais devem atender aos seguintes requisitos:
1. Os transformadores de enrolamento duplo devem medir a corrente trifásica, a potência ativa e a potência reativa no lado de alta tensão, e um lado do transformador deve medir a energia ativa e a energia reativa.
2. Transformadores ou autotransformadores de três enrolamentos devem medir a corrente trifásica em três lados, a potência ativa e a potência reativa, e devem medir a energia ativa e a energia reativa em três lados. O enrolamento comum do autotransformador deve medir a corrente trifásica.
3. Quando a unidade geradora estiver conectada como uma unidade, mas possuir um disjuntor, a tensão da linha de baixa tensão e a tensão trifásica devem ser medidas.
4. A potência ativa e a potência reativa devem ser medidas em ambos os lados do transformador de contato, e a energia ativa e a energia reativa devem ser medidas.
5. Quando for possível transmitir e receber energia, a potência ativa em ambas as direções deve ser medida, assim como a energia ativa em ambas as direções; quando for possível operar com atraso de fase e avanço de fase, a potência reativa em ambas as direções deve ser medida, assim como a energia reativa em ambas as direções.
Figura 3. Configuração de medição elétrica do transformador principal em uma usina hidrelétrica.
| Nome | Foto | Modelo | Função | Aplicativo |
| Instrumento de Medição Abrangente de Potência de Amostragem CA | | APM520 | Corrente trifásica, tensão de linha/tensão trifásica, potência ativa/reativa bidirecional, energia ativa/reativa bidirecional, fator de potência, frequência, taxa de distorção harmônica, estatísticas de taxa de passagem de tensão, interface RS485/Modbus-RTU | Medição dos lados de alta e baixa tensão do transformador principal |
Tabela 2 Seleção do monitoramento do transformador principal
3.2.2 Os itens de medição de linha devem atender aos seguintes requisitos:
Em linhas de 6,3 kV a 66 kV, deve-se medir a corrente monofásica e, quando as condições permitirem, a corrente bifásica ou trifásica também pode ser medida.
As linhas de 35 kV e 66 kV devem medir a potência ativa, e as linhas de 6,3 kV a 66 kV também podem medir a potência ativa e a potência reativa quando as condições permitirem.
Linhas de 3.110 kV e superiores devem medir a corrente trifásica, a potência ativa e a potência reativa.
Linhas de 6,3 kV e superiores devem medir a energia ativa e a energia reativa.
5. Quando a linha provavelmente transmitirá e receberá energia, a potência ativa em ambas as direções deverá ser medida, assim como a energia ativa em ambas as direções.
6. Quando a linha puder operar com atraso de fase ou avanço de fase, a potência reativa em ambas as direções deve ser medida, assim como a energia reativa em ambas as direções.
7. Quando exigido pelo sistema de energia, o ângulo de potência da linha deve ser medido para a linha da subestação elevadora.
Figura 4. Configuração de medição elétrica para linhas de usinas hidrelétricas.
| Nome | Foto | Modelo | Função | Aplicativo |
| Instrumento de Medição Abrangente de Potência de Amostragem CA |  | APM520 | Corrente trifásica, tensão de linha/tensão trifásica, potência ativa/reativa bidirecional, energia ativa/reativa bidirecional, fator de potência, frequência, taxa de distorção harmônica, estatísticas de taxa de passagem de tensão, interface RS485/Modbus-RTU | Medição de linha de 6,3 kV a 110 kV |
Tabela 3 Seleção de medição de linha
3.2.3 Os itens de medição da barra de distribuição devem atender aos seguintes requisitos:
1. Em barramentos com tensão de gerador de 6,3 kV ou superior e em barramentos de 35 kV e 66 kV, deve-se medir a tensão e a frequência do barramento, além de medir a tensão trifásica simultaneamente.
2. Barramentos de 110kV ou superiores devem medir três tensões e frequências de linha.
3. Disjuntores de interligação de barramento de 6,3 kV ou superior, disjuntores de seção de barramento, disjuntores de ponte interna e disjuntores de ponte externa devem medir corrente CA, e 110 kV ou superior devem medir corrente trifásica.
4. A corrente trifásica deve ser medida para cada circuito de disjuntor com fiação 3/2, fiação 4/3 e fiação de canto.
5. Disjuntores de bypass, disjuntores de interligação ou seção e de bypass, e disjuntores de ponte externa de 35 kV e acima devem medir potência ativa e potência reativa, bem como energia ativa e energia reativa. Quando for possível transmitir e receber energia, a potência ativa em ambas as direções deve ser medida, assim como a energia ativa em ambas as direções; no caso de operação com atraso de fase e avanço de fase, a potência reativa em ambas as direções deve ser medida, assim como a energia reativa em ambas as direções.
Figura 5. Configuração de medição elétrica da barra de distribuição em uma usina hidrelétrica.
| Nome | Foto | Modelo | Função | Aplicativo |
| Instrumento Digital |  | PZ96L-AV3/C | Medição de tensão trifásica, tensão de linha e interface RS485/Modbus-RTU. | Medição de tensão do barramento, exibição local |
Tabela 4 Seleção de medição de barramento
3.2.4 A corrente trifásica e a potência reativa devem ser medidas para grupos de reatores shunt de 110 kV e acima, e a energia reativa também deve ser medida. Para circuitos de reatores shunt de 6,3 kV a 66 kV, a corrente CA deve ser medida.
| Nome | Foto | Modelo | Função | Aplicativo |
| Instrumento Digital |  | PZ96L-E3/C | Mede corrente trifásica, potência ativa/reativa, energia ativa e reativa, interface RS485/Modbus-RTU. | Medição do reator, exibição local |
Tabela 5 Seleção de medição do reator
3.3 Medição elétrica e medição de energia do sistema de energia da planta
3.3.1 A corrente CA, a potência ativa e a energia ativa devem ser medidas no lado de alta tensão do transformador de potência da fábrica. Quando o lado de alta tensão não apresentar as condições de medição, a medição poderá ser feita no lado de baixa tensão.
3.3.2 A tensão CA deve ser medida na barra de distribuição de energia da fábrica. Quando o ponto neutro não estiver efetivamente aterrado,
Tensões de fase e trifásicas; quando o neutro estiver efetivamente aterrado, devem ser medidas três tensões de fase.
3.3.3 A corrente trifásica deve ser medida nas linhas de alimentação elétrica da área da fábrica, e a energia ativa pode ser medida de acordo com as necessidades de medição de energia elétrica.
3.3.4 A corrente trifásica deve ser medida para transformadores de potência de 50 kVA ou mais com cargas de iluminação.
3.3.5 A corrente monofásica deve ser medida pelo menos para o circuito do motor de 55kW ou superior.
3.3.6 Quando o lado de baixa tensão do transformador de potência da fábrica for um sistema trifásico de quatro fios de 0,4 kV, a corrente trifásica deverá ser medida.
3.3.7 O disjuntor de seção para alimentação da fábrica deve medir corrente monofásica.
3.3.8 Os geradores a diesel devem medir a corrente trifásica, a tensão trifásica, a potência ativa e a energia ativa.
Figura 6. Configuração de medição elétrica do sistema de energia da usina hidrelétrica.
| Nome | Foto | Modelo | Função | Aplicativo |
| Medidor de energia multifuncional |  | AEM96 | Corrente trifásica, tensão de linha/tensão de fase trifásica, potência ativa/reativa, energia ativa/reativa, fator de potência, frequência, taxa de distorção harmônica, interface RS485/Modbus-RTU. | Medição e monitoramento de energia |
| Instrumento digital |  | PZ96L-AV3/C | Medição de tensão trifásica, tensão de linha e interface RS485/Modbus-RTU. | medição de tensão do barramento |
| Unidade inteligente de monitoramento de eletricidade |  | ARCM300 | Corrente trifásica, tensão de linha/tensão de fase trifásica, potência ativa/reativa, energia ativa/reativa, fator de potência, frequência, corrente residual, temperatura de 4 vias, interface RS485/Modbus-RTU. | Medição do alimentador |
| Dispositivo de medição e controle de motores |  | ARD3M | Adequado para circuitos de motores de baixa tensão com tensão nominal de até 660 V, integrando proteção, medição, controle, comunicação, operação e manutenção. Detecta falhas como sobrecorrente, subcorrente, sobretensão e subtensão, falha de fase, rotor bloqueado, curto-circuito, fuga, desequilíbrio trifásico, superaquecimento, aterramento, desgaste de rolamentos, excentricidade do estator e do rotor e envelhecimento do enrolamento, fornecendo alarmes ou controle de proteção. | Medição e controle de motores |
| Dispositivo antivibração |  | ARD-KHD | Impeça o desarme do contator quando houver uma perda temporária de tensão e garanta seu funcionamento ininterrupto após o restabelecimento da tensão para evitar impactos no sistema. |
Tabela 6: Seleção da configuração de medição elétrica para o sistema de energia da planta
3.4 Medição elétrica de sistemas de energia CC
3.4.1 O sistema de alimentação CC deve medir os seguintes itens:
1. Tensão do barramento do sistema CC sem dispositivo redutor.
2. Sistema CC: fechamento da tensão do barramento e tensão do barramento de controle com dispositivo abaixador.
3. O dispositivo de carregamento fornece tensão e corrente.
4. Tensão e corrente do conjunto de baterias.
3.4.2 O circuito da bateria deve medir a corrente de carga flutuante.
3.4.3 Quando se utiliza uma bateria de chumbo-ácido regulada por válvula fixa, é aconselhável medir a tensão de uma única bateria ou de uma bateria montada por meio de inspeção.
3.4.4 O painel de distribuição CC deve medir a tensão do barramento.
3.4.5 O teste de isolamento do barramento CC deve estar em conformidade com as disposições relevantes da norma atual do setor "Código para projeto de sistema de alimentação CC em usinas hidrelétricas" NB/T 10606.
3.4.6 Quando o sistema de energia CC está equipado com um dispositivo de monitoramento por microcomputador, a medição de instrumentos convencionais só pode medir a tensão do barramento CC e a tensão da bateria.
3.5 Medições elétricas do sistema de alimentação ininterrupta (UPS)
3.5.1 A UPS deve medir os seguintes itens:
1. Tensão de saída.
2. Frequência de saída.
3. Potência ou corrente de saída.
3.5.2 O painel de distribuição principal do UPS deve medir a corrente de entrada, a tensão do barramento e a frequência.
3.5.3 O painel de distribuição do UPS pode medir a tensão do barramento.
Figura 7: Medição elétrica do sistema CC e da bateria
| Nome | Foto | Modelo | Função | Aplicativo |
| Coletor de Dados |  | ABAT100-HS | Ele pode monitorar até 120 baterias, incluindo sobrecarga/descarga de tensão em grupo, sobrecarga/descarga de tensão individual, sobrecarga/descarga de corrente, resistência interna individual excessiva, comunicação anormal, etc., com proteção contra sobretensão e curto-circuito, e interface RS485/Modbus-RTU. | aquisição de dados do módulo de monitoramento de bateria |
| Módulo de monitoramento de bateria |  | ABAT100-S | Monitoramento online da tensão, resistência interna e temperatura do eletrodo negativo de cada bateria de reserva. | Módulo de monitoramento de bateria |
| Módulo de monitoramento da bateria | | ABAT100-C | Monitorar a corrente de carga e descarga e a temperatura ambiente de um grupo de baterias. | Módulo de monitoramento da bateria |
| Sensor Hall |  | AHKC-EKC | Mede corrente CC de 0 a (500-1500) A, saída ±5 V | monitoramento de corrente contínua |
| Portal Inteligente |  | ANet-2E4SM | Gateway de computação de borda, sistema Linux embarcado, oferece recursos de segurança como criptografia AES e autenticação de identidade MD5, suporta retomada de parada após interrupção, e é compatível com os protocolos Modbus, ModbusTCP, DL/T645-1997, DL/T645-2007, 101, 103 e 104. | Aquisição de dados, conversão e julgamento lógico |
Tabela 7 Seleção de medição do sistema CC
3.6 Instrumentos de medição elétrica e instrumentos de medição de energia elétrica comumente utilizados
3. 6.1 A configuração dos instrumentos de medição elétrica deve atender aos seguintes requisitos:
1. As configurações dos instrumentos de medição elétrica para testes de rotina devem ser capazes de refletir corretamente os parâmetros de operação das instalações elétricas.
2. Quando houver necessidade de função de transmissão remota, deverá ser configurado um instrumento de medição elétrica que transmita parâmetros elétricos por meio de comunicação de dados ou saída analógica.
3. Geradores hidráulicos, motores de geradores, transformadores principais de enrolamento duplo (lado de alta tensão), transformadores principais de enrolamento triplo (lados de alta, média e baixa tensão), podem substituir a seção do disjuntor de linha e o disjuntor de interligação de barramento, o disjuntor de ponte externa, disjuntores de conexão angular e linhas devem ser equipados com instrumentos de medição abrangentes para amostragem de corrente alternada; transformadores de potência de fábrica e circuitos de distribuição de energia de sistemas de energia de fábrica podem ser equipados com instrumentos de medição abrangentes para amostragem de corrente alternada.
3.6.2 As configurações dos instrumentos de medição regulares da tela analógica devem atender aos seguintes requisitos:
1. Quando o sistema de monitoramento computadorizado não possui um visor analógico, a sala de controle deve eliminar os instrumentos de medição de rotina. Quando o sistema de monitoramento computadorizado estiver equipado com um visor analógico, os instrumentos frequentemente medidos no visor analógico devem ser simplificados, podendo-se utilizar instrumentos digitais controlados por computador.
2. Os seguintes instrumentos de medição elétrica devem ser instalados na tela de simulação:
1) Medidores de potência ativa e medidores de potência reativa de geradores hidrelétricos e motores de geradores.
2) Medidores de potência ativa e medidores de potência reativa para linhas com tensão igual ou superior a 110 kV; medidores de potência ativa para linhas com tensão igual ou superior a 35 kV e inferior a 110 kV.
3) Voltímetro de linha e frequencímetro para barramentos de 35 kV ou superiores.
4) Medidor de potência ativa total e medidor de potência reativa total de toda a usina.
5) Medidores bidirecionais de potência reativa ou medidores de potência ativa instalados em hidrogeradores que podem operar em avanço de fase ou modulação de fase; medidores bidirecionais de potência ativa e reativa são instalados em motores de geradores e linhas que podem transmitir e receber eletricidade. medidor de potência.
6) Outros instrumentos de medição.
3.6.3 A unidade de controle local da unidade deve ser equipada com um instrumento de medição abrangente de potência de amostragem CA, um transmissor de potência ativa, um transmissor de potência reativa e um transmissor de tensão CA do estator, conforme necessário.
3.6.4 A tela de excitação deve ser equipada com transmissores CC para medir a corrente de excitação e a tensão de excitação.
3.6.5 Unidades de controle no local, como estações de comutação e equipamentos públicos, devem ser equipadas com instrumentos de medição abrangentes para amostragem de energia CA e/ou transmissores de energia, e outros instrumentos de medição elétrica convencionais podem não ser configurados.
3.6.6 A configuração dos instrumentos de medição elétrica no painel de distribuição do sistema de energia da fábrica deve atender aos seguintes requisitos:
1. O painel de distribuição no lado de alta tensão do transformador de potência da fábrica deve ser equipado com um amperímetro monofásico convencional e um transmissor de corrente CA monofásico, ou um instrumento de medição abrangente para amostragem de energia CA. Quando a corrente de carga real do painel de distribuição no lado de alta tensão do transformador de potência da fábrica for inferior a 30% da corrente primária nominal do transformador de corrente, o amperímetro convencional, o instrumento de medição abrangente para amostragem de eletricidade CA ou o transmissor de corrente CA podem ser instalados no painel de distribuição no lado de baixa tensão do transformador de potência da fábrica.
2. Se o lado de baixa tensão do transformador de potência for um sistema trifásico de quatro fios de 0,4 kV, o painel de distribuição no lado de baixa tensão do transformador de potência deverá ser equipado com um amperímetro trifásico convencional e um transmissor de corrente CA monofásico, ou um instrumento de medição de potência CA por amostragem.
3. O painel do transformador de tensão da barra deve ser equipado com um transmissor de tensão CA ou um instrumento de medição abrangente de tensão CA para medição da tensão da barra. Em sistemas com neutro não aterrado, o painel do transformador de tensão da barra deve ser equipado com uma chave de comutação e um voltímetro para medir a tensão de linha e a tensão trifásica. Em sistemas com neutro aterrado, o painel do transformador de tensão da barra pode ser equipado com uma chave de comutação e um voltímetro para medir as três tensões de linha.
Devem ser instalados 4 amperímetros em cada circuito alimentador do painel de disjuntores da seção de barramento e no painel alimentador do sistema de energia da usina, e o painel de disjuntores da seção de barramento deve ser equipado com um transmissor de corrente CA.
3.6.7 O painel de controle do gerador a diesel deve ser equipado com um instrumento de medição abrangente para amostragem de eletricidade CA.
3.6.8 Os seguintes circuitos devem ser equipados com medidores de energia elétrica multifuncionais:
1. Circuitos do estator de geradores hidrelétricos e motores de geradores.
2. Um lado de um transformador principal de dois enrolamentos e três lados de um transformador principal de três enrolamentos.
3 linhas de 6,3 kV e superiores.
4. Disjuntor de bypass, interligação de barramento e circuito de disjuntor de bypass.
5. Um lado do transformador de energia da fábrica.
6. Circuito de entrada da fonte de alimentação de segurança externa.
7. Outros circuitos que precisam medir energia elétrica.
3.6.9 A seleção do tipo e o desempenho dos instrumentos de medição elétrica convencionais e dos instrumentos de medição de energia elétrica devem atender aos seguintes requisitos:
1. A medição de potência em pontos neutros não efetivamente aterrados deve ser feita com um instrumento de medição de potência CA com amostragem e conexão trifásica de quatro fios, e o cálculo da potência deve ser realizado pelo método trifásico de três fios. Os transmissores de potência ativa e reativa devem ser trifásicos de três fios, e a medição de energia elétrica pode ser feita com um medidor de energia elétrica multifuncional trifásico de três fios.
2. A medição da eletricidade no ponto neutro aterrado de forma eficaz deve adotar o instrumento de medição abrangente de eletricidade CA trifásico de quatro fios e o transmissor de potência ativa e reativa, e a medição de energia elétrica deve usar o medidor de energia elétrica multifuncional trifásico de quatro fios.
Os requisitos mínimos para a precisão dos instrumentos de medição elétrica convencionais devem estar em conformidade com as disposições da Tabela 3.6.9-1.
Nota: ★Quando o instrumento de medição abrangente para amostragem de grandeza elétrica CA for usado para medição de corrente e tensão CA de outros sistemas elétricos que não sejam medição de energia elétrica, seu requisito mínimo de precisão é de 0,5.
Os requisitos mínimos de precisão dos transmissores, transformadores de medição e shunts de medição devem atender aos requisitos da Tabela 3.6.9-2.
5. A faixa de medição do instrumento de medição por ponteiro deve ser tal que o valor nominal do equipamento de potência seja indicado em cerca de 2/3 da escala do instrumento. Para o valor de potência ou ambos os lados, deve-se selecionar o instrumento de ponteiro com escala zero no meio da escala.
6. O valor nominal de saída do transmissor deve ser de 4 mA a 20 mA CC ou de 4 mA a 12 mA a 20 mA CC. O limite superior do valor nominal deve representar de 1,2 a 1,3 vezes o valor nominal a ser medido, e deve-se escolher um número inteiro adequado para a calibração. O valor de escala completa do instrumento ponteiro conectado ao transmissor deve ser consistente com o valor medido calibrado. O instrumento digital conectado e o módulo do sistema de monitoramento do computador devem ser calibrados de acordo com o valor medido calibrado neste trabalho.
7 O requisito mínimo de precisão do medidor multifuncional de energia elétrica deve estar em conformidade com as disposições da Tabela 3.6.9-3.
8. O medidor multifuncional de energia elétrica deve ter a função de registro e cronometragem de quedas de energia. Quando o medidor multifuncional de energia elétrica utiliza alimentação auxiliar, após a interrupção do fornecimento de energia auxiliar, deve haver registro do número de falhas de energia e suas respectivas datas.
9. A interface de saída e comunicação deve atender aos seguintes requisitos:
1) Além da saída analógica, o transmissor de potência também pode ter simultaneamente uma interface de comunicação de dados no modo de saída. A conexão física da comunicação e o protocolo Shixin devem atender aos requisitos do sistema de monitoramento por computador.
2) O instrumento de medição integrado de potência CA por amostragem deve possuir uma interface de comunicação de dados na saída, e a conexão física e o protocolo de comunicação devem atender aos requisitos do sistema de monitoramento computadorizado. Quando o sistema de automação de despacho exigir o envio direto de informações para a estação de trabalho remota, o instrumento de medição integrado de potência CA por amostragem deverá adicionar outra interface de comunicação, e a conexão física e o protocolo de comunicação devem atender aos requisitos da estação de trabalho remota.
3) O medidor multifuncional de energia elétrica deve possuir um modo de saída de interface de comunicação de dados. Quando o sistema de automação de despacho exigir coleta e transmissão direta de dados, duas interfaces de comunicação de dados devem ser fornecidas, e cada uma deve atender aos requisitos de conexão física e protocolo de comunicação do sistema de monitoramento computadorizado e da rede de dados de despacho.
10. As fontes de alimentação auxiliares para transmissores, instrumentos de medição abrangentes de eletricidade com amostragem CA, medidores de energia elétrica multifuncionais e instrumentos de exibição digital devem usar fonte de alimentação CC ou fonte de alimentação UPS.
11 A configuração do medidor de energia no gateway do sistema deve estar em conformidade com a norma vigente do setor "Regulamentos de Gestão Técnica para Dispositivos de Medição de Energia Elétrica" DUT448 e "Regulamentos Técnicos para Projeto de Sistemas de Medição de Energia Elétrica" DL/T5202, bem como com o terminal do sistema de faturamento de rede e energia nos Regulamentos de projeto do sistema de acesso.
| Nome | Foto | Modelo | Função | Precisão |
| Transmissor de energia |  | BD100 | Os parâmetros elétricos de corrente e tensão CA e CC na rede elétrica são isolados e transmitidos para um dispositivo de sinal analógico ou digital CC linear de 4 a 20 mA. O produto está em conformidade com as normas GB/T13850-1998 e IEC-688. | 0,2 |
| Transmissor de energia |  | Série BA | Medição em tempo real da corrente CA na rede elétrica, isolamento e transformação em sinal CC padrão ou transmissão de dados de medição através da interface RS485 (protocolo Modbus-RTU). | 0,5 |
| Transmissor de energia |  | Série BD | Um dispositivo que converte parâmetros elétricos como corrente, tensão, frequência, potência e fator de potência da rede elétrica em sinais analógicos ou digitais CC lineares por meio de isolamento. | 0,5, 0,2 opcional |
| Instrumento Digital |  | Série PZ96 | É possível optar por medir tensão de fase, tensão de linha, corrente, potência ativa/reativa, energia ativa/reativa, frequência, fator de potência e outros parâmetros elétricos, com interface RS485/Modbus-RTU opcional, conversão de dados analógicos, entrada/saída de chaveamento e outras funções. | Nível de corrente e tensão 0,5; Frequência 0,05 Hz; Potência ativa, nível de energia elétrica 0,5; Potência reativa, nível de energia elétrica 1,0 |
| Medidor de energia multifuncional | | AEM96 | Corrente trifásica, tensão de linha/tensão de fase trifásica, potência ativa/reativa, energia compartilhada, energia ativa/reativa, demanda, fator de potência, frequência, taxa de distorção harmônica, interface RS485/Modbus-RTU. | Corrente, tensão e frequência: nível 0,2; potência ativa e energia elétrica: nível 0,5; energia reativa: nível 2,0. |
| Instrumento de Medição Abrangente de Potência de Amostragem CA |  | APM520 | Corrente trifásica, tensão de linha/tensão de fase trifásica, potência ativa/reativa bidirecional, energia ativa/reativa bidirecional com compartilhamento de tempo, demanda, fator de potência, frequência, taxa de distorção harmônica, estatísticas de taxa de passagem de tensão, interface RS485/Modbus-RTU | Potência/energia ativa de corrente e tensão: 0,2S 0,5S opcional, potência/energia reativa 2,0 |
| Unidade inteligente de monitoramento de eletricidade |  | ARCM300 | Corrente trifásica, tensão de linha/tensão de fase trifásica, potência ativa/reativa, energia ativa/reativa, fator de potência, frequência, corrente residual, temperatura de 4 vias, interface RS485/Modbus-RTU. | Tensão e corrente 0,2 Energia ativa 0,5 Energia reativa 2,0 |
Tabela 8. Parâmetros de seleção de transmissores, instrumentos digitais, medidores multifuncionais de energia e outros equipamentos.
3.7 Medição elétrica e fiação secundária para medição de energia elétrica
3.7.1 O medidor de watt-hora no gateway do sistema deve ser equipado com transformadores de corrente e tensão especiais ou enrolamentos secundários especiais para transformadores e não deve ser conectado a equipamentos não relacionados à medição de energia elétrica.
3.7.2 A seleção do nível de precisão do transformador de corrente usado para o medidor de energia elétrica no gateway do sistema deve ser realizada de acordo com a Cláusula 7 do Artigo 3.6.9 desta especificação.
3.7.3 Os equipamentos de distribuição de energia de 110 kV e superiores, os geradores hidroelétricos de 100 MW e superiores e os motores dos geradores devem usar transformadores de corrente com uma corrente secundária nominal de 1 A.
3.7.4 A carga real conectada ao enrolamento secundário do transformador de corrente deve ser garantida dentro da faixa de 25% a 100% da carga secundária nominal.
3.7.5 A tensão nominal da linha secundária do enrolamento secundário principal do transformador de tensão deve ser de 100V.
3.7.6 A carga real conectada ao enrolamento secundário do transformador de tensão deve ser garantida dentro da faixa de 25% a 100% da carga secundária nominal.
3.7.7 A fiação secundária do transformador de corrente para o medidor de energia no ponto de entrada do sistema deve adotar o método de fiação com separação de fases. Quando o medidor de energia elétrica trifásico de quatro fios for usado para o medidor de energia elétrica na saída do gerador e outros medidores de energia elétrica, o transformador de corrente pode ser conectado em estrela; quando o medidor de energia elétrica trifásico de três fios for usado, o transformador de corrente pode ser conectado em estrela incompleta.
3.7.8 Quando vários instrumentos de medição são conectados ao mesmo enrolamento secundário do transformador de corrente, a sequência de fiação dos instrumentos deve ser: instrumento de medição de energia elétrica, instrumento indicador ou de exibição, instrumento de medição abrangente de amostragem CA e transmissor de grandeza elétrica. Quando a fiação secundária do transformador de corrente adota uma conexão em estrela ou estrela incompleta, o ponto de conexão em estrela não deve ser conectado ao bloco de terminais após a formação do terminal de conexão do instrumento, mas sim a corrente de cada fase deve ser conduzida ao bloco de terminais, formando uma estrela na régua de terminais.
3.7.9 Para o enrolamento secundário do transformador de corrente dedicado ao medidor de energia elétrica e o circuito secundário do transformador de tensão especial, a caixa de junção deve ser testada antes da conexão ao terminal do medidor de energia elétrica, a fim de facilitar a calibração do medidor no local e a substituição do medidor com carga.
3.7.10 Um disjuntor de baixa tensão deve ser instalado no lado secundário do transformador de pressão. Quando o lado secundário for alimentado por um circuito derivado, cada circuito derivado deve ser instalado independentemente.
3.7.11 O circuito secundário do transformador de corrente deve ter um e apenas um ponto de aterramento; quando o transformador de corrente for dedicado à medição elétrica ou à medição de energia elétrica, ele deverá ser aterrado em um ponto através da fileira de terminais no dispositivo de distribuição de energia; se for compartilhado com outros equipamentos, o método de aterramento do transformador deverá estar em conformidade com as disposições relevantes da norma vigente do setor "Código para Projeto de Fiação Secundária em Usinas Hidrelétricas" NB/T 35076.
3.7.12 O enrolamento secundário do transformador de tensão com ligação em estrela deve adotar o método de aterramento em um ponto do neutro, e o fio de aterramento do ponto neutro não deve ser conectado em série com equipamentos que possam ser desconectados; quando o transformador de tensão for usado para medição elétrica ou medição de energia elétrica, se o transformador de tensão for compartilhado com outros equipamentos, o método de aterramento do transformador deve estar em conformidade com as disposições relevantes da norma vigente do setor "Código para Projeto de Fiação Secundária de Usinas Hidrelétricas" NB/T 35076.
3.7.13 A seção transversal do fio condutor do circuito secundário do transformador de corrente deve ser calculada de acordo com a carga secundária nominal do transformador. Quando a corrente secundária for de 5 A, a seção transversal do fio condutor não deve ser inferior a 4 mm²; quando a corrente secundária for de 1 A, a seção transversal do fio condutor não deve ser inferior a 2,5 mm².
3.7.14 A seção transversal do fio condutor do circuito secundário do transformador de tensão deve estar em conformidade com as seguintes normas:
1. A queda de tensão conectada apenas ao medidor de ponteiro não deve ser superior a 1,5% da tensão secundária nominal.
2. A queda de tensão do instrumento integrado de amostragem CA para medição de grandeza elétrica, do instrumento de exibição digital e do transmissor de grandeza elétrica a ele conectados não deve ser superior a 0,5% da tensão secundária nominal.
3. A queda de tensão do medidor de energia elétrica conectado a um nível de precisão de 0,5 ou superior não deve ser maior que 0,2% da tensão secundária nominal.
4. O erro refletido pela queda de tensão admissível deve incluir o erro composto da diferença de relação e da diferença de ângulo causada pela indutância mútua da tensão e pelo fio secundário da vila, e não deve ser apenas uma única diferença de relação.
5. A seção transversal mínima do fio condutor do cabo não deve ser inferior a 2,5 mm².
4. Sistema de gerenciamento de energia da usina
O sistema de gerenciamento de energia Acrel-3000 para usinas hidrelétricas destina-se a grupos geradores hidrelétricos, transformadores elevadores, circuitos de saída, transformadores de fábrica e partes de baixa tensão da energia da fábrica, blindagens CC e baterias de sistemas CC, e unidades de controle local (LCUs) em usinas hidrelétricas. O monitoramento centralizado dos parâmetros elétricos e não elétricos da usina também pode ser conectado à unidade de proteção, medição e controle da usina para realizar o monitoramento da geração e do consumo de energia, o gerenciamento de equipamentos e o gerenciamento de operação e manutenção da usina.
Figura 7: Medição elétrica do sistema CC e da bateria
① Visão geral da planta e exibição em diagrama unifilar
② Monitoramento das condições do gerador e do transformador
③ consulta de dados
④ Registro da sequência de eventos
⑤ controle e regulamentação
⑥ Alarme anormal
⑦ Estatísticas e Tabulação
⑧ Gerenciamento de dispositivos e gerenciamento de operação e manutenção
Além disso, o sistema também possui funções como monitoramento de baterias, monitoramento por vídeo, relatórios de usuários e gerenciamento de documentos. Ele pode exibir o status operacional de cada área da usina em tempo real por meio de diagramas unifilares, gráficos de pizza, gráficos de barras, gráficos 3D e aplicativos móveis, permitindo que os gestores acompanhem de perto as condições de operação da usina.
5. Conclusão
A configuração dos instrumentos de medição da usina hidrelétrica e o projeto do sistema de gerenciamento de energia da usina visam atender às necessidades de operação segura e econômica da usina hidrelétrica e da geração comercial de energia elétrica, garantindo precisão e confiabilidade, tecnologia avançada, monitoramento facilitado e aplicação econômica.
Data da publicação: 29/04/2025