La norme NB/T 10861-2021, « Spécifications de conception pour la configuration des appareils de mesure dans les centrales hydroélectriques », fournit des exigences détaillées et des recommandations pour la configuration de ces appareils. Les dispositifs de mesure constituent un élément essentiel du suivi du fonctionnement d'une centrale hydroélectrique. Les mesures effectuées dans une centrale hydroélectrique se divisent principalement en mesures de grandeurs électriques et non électriques. Les mesures électriques désignent la mesure en temps réel des paramètres électriques, tels que le courant, la tension, la fréquence, le facteur de puissance, la puissance active/réactive et l'énergie active/réactive. Les mesures non électriques consistent à utiliser des transmetteurs pour convertir des signaux électriques non électriques (4-20 mA ou 0-5 V), tels que la température, la vitesse, la pression, le niveau de liquide et l'ouverture. Ce document traite uniquement des dispositifs de mesure et du système de gestion de la consommation d'énergie de la centrale hydroélectrique, conformément à la norme, et n'aborde pas la configuration de la protection par micro-ordinateur de la centrale.
1. Dispositions générales
1.0.1 La présente spécification a pour but de normaliser la conception de la configuration des appareils de mesure dans les centrales hydroélectriques, d'assurer le fonctionnement sûr et stable à long terme des centrales hydroélectriques et d'améliorer les avantages économiques globaux des centrales hydroélectriques.
1.0.2 La présente spécification s'applique à la conception de la configuration des appareils 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 dispositifs de mesure dans les centrales hydroélectriques doivent répondre aux exigences du réseau électrique en ce qui concerne la quantité d'informations collectées à la centrale et la méthode de collecte des 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 en temps réel des paramètres électriques par le biais de l'électricité.
2.0.2 Mesure de l'énergie
Mesure des paramètres de l'énergie électrique.
2.0.3 Appareil de mesure électrique général
Les centrales hydroélectriques utilisent souvent des compteurs à aiguille, des compteurs numériques, etc.
2.0.4 Indicateur à aiguille
Selon la relation entre l'aiguille et l'échelle, pour indiquer la valeur mesurée du compteur.
2.0.5 Compteur numérique
L'écran peut afficher directement la valeur mesurée par le compteur grâce à un affichage numérique.
2.0.6 Watt-heure
Un instrument qui mesure les données relatives à l'énergie électrique active et/ou réactive.
Dispositif d'échantillonnage CA intelligent 2.0.7
Échantillonnage de puissance à fréquence alternative, directement vers l'unité de traitement des données pour 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 vers un compteur intelligent multifonctionnel.
2.0.8 Transducteur
La mesure s'effectue par conversion de courant continu, de tension continue ou par un dispositif de signal numérique.
2.0.9 Classe de précision des instruments de mesure
Instruments de mesure et/ou accessoires destinés à répondre à certaines exigences de mesure conçus pour garantir que l'erreur admissible et la variation restent extrêmement dans les limites spécifiées du niveau.
Composants d'automatisation 2.0.10
Composants et/ou dispositifs de surveillance des données d'état et d'exécution des actions dans les centrales hydroélectriques.
2.0.11 Mesures non électriques
Mesure en temps réel 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.
3. Mesures électriques et mesures de puissance
Les éléments de mesure électrique comprennent le générateur hydroélectrique/moteur de générateur, le transformateur principal, la ligne, le bus, le transformateur de l'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.
Figure 1. Schéma du câblage électrique d'une centrale hydroélectrique
3.1 Mesure électrique et comptage de l'énergie électrique du générateur hydroélectrique/moteur de générateur.
3.1.2 Le dispositif de démarrage statique à fréquence variable du moteur du générateur doit mesurer les éléments suivants.
3.1.3 Le groupe hydroélectrique/moteur générateur doit mesurer l'énergie électrique active et réactive. Un groupe hydroélectrique pouvant fonctionner en modulation de phase doit mesurer la puissance active bidirectionnelle ; un groupe hydroélectrique pouvant fonctionner en avance de phase doit mesurer la puissance réactive bidirectionnelle ; un moteur générateur doit mesurer la puissance active et réactive bidirectionnelle.
3.1.4 Pour les hydrogénérateurs pouvant fonctionner en modulation de phase, la puissance active doit être mesurée dans les deux sens ; pour les hydrogénérateurs pouvant fonctionner en avance de phase, la puissance doit être mesurée dans les deux sens. 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 figure 2, et la sélection des équipements est illustrée à la figure 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 passage de tension, interface RS485/Modbus-RTU | Surveillance électrique des générateurs et des transformateurs d'excitation |
| Instrument de mesure complet de puissance d'échantillonnage CC |  | PZ96L-DE | Mesure la tension d'excitation, le courant d'excitation, etc. dans le système d'excitation, et celui-ci est équipé de capteurs à effet Hall. | Courant d'excitation, mesure de tension |
 | DJSF1352-RN | |||
| Capteur à effet Hall |  | AHKC-EKAA | Mesure le courant continu de 0 à (5-500) A, fournit un courant de sortie de 4 à 20 mA et fonctionne avec une alimentation de 12/24 V CC. | Capteur de courant d'excitation |
Tableau 1 Sélection du générateur hydroélectrique 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 du transformateur principal et de comptage de l'énergie doivent satisfaire 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.
2. Les transformateurs triphasés ou autotransformateurs doivent mesurer le courant triphasé, la puissance active et la puissance réactive sur les trois côtés, ainsi que l'énergie active et réactive. L'enroulement commun de l'autotransformateur doit mesurer le courant triphasé.
3 Lorsque le groupe électrogène est câblé en tant qu'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 la puissance, 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 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.
Figure 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 passage 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 satisfaire aux exigences suivantes :
1 Les lignes de 6,3 kV à 66 kV doivent mesurer le courant monophasé et, lorsque les conditions le permettent, le courant biphasé ou le courant triphasé peuvent être mesurés.
Les lignes de 35 kV et 66 kV doivent mesurer la puissance active, et les lignes de 6,3 kV à 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 déphasage 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.
7 Lorsque le système électrique 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 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 passage de tension, interface RS485/Modbus-RTU | Mesure de ligne 6,3 kV ~ 110 kV |
Tableau 3 Sélection de la mesure de ligne
3.2.3 Les éléments de mesure des barres omnibus doivent satisfaire aux exigences suivantes :
1. Pour les barres omnibus de tension de générateur de 6,3 kV et plus et les barres omnibus de 35 kV et 66 kV, il convient de mesurer la tension et la fréquence de la barre omnibus, ainsi que la tension triphasée simultanément.
Les bus de 2 110 kV et plus doivent mesurer trois tensions et fréquences de ligne.
Les disjoncteurs de liaison de bus de 6,3 kV et plus, les disjoncteurs de section de bus, les disjoncteurs de pont intérieur et les disjoncteurs de pont extérieur doivent mesurer le courant alternatif, et ceux de 110 kV et plus doivent mesurer le courant triphasé.
4 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 barres 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 la puissance, la puissance active dans les deux sens et l'énergie active dans les deux sens doivent être mesurées ; en cas de fonctionnement avec retard ou avance de phase, la puissance réactive dans les deux sens et l'énergie réactive dans les deux sens doivent être mesurées.
Figure 5. Configuration de mesure électrique d'une barre omnibus dans une centrale hydroélectrique
| Nom | Image | Modèle | Fonction | Application |
| Instrument numérique |  | PZ96L-AV3/C | Mesure de la tension triphasée, de la tension de ligne, interface RS485/Modbus-RTU. | Mesure de la tension du bus, affichage local |
Tableau 4 Sélection de la mesure du bus
3.2.4 Pour les groupes de réacteurs shunt de 110 kV et plus, il convient de mesurer le courant triphasé et la puissance réactive, ainsi que l'énergie réactive. Pour les circuits de réacteurs shunt de 6,3 kV à 66 kV, il convient de 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 de l'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 d'alimentation de l'usine. Si les conditions de mesure ne sont pas réunies côté haute tension, elles peuvent être effectuées côté basse tension.
3.3.2 La tension alternative doit être mesurée pour la barre omnibus de service de l'alimentation électrique de l'usine. Lorsque le point neutre n'est pas correctement mis à la terre, une
Tensions entre phases et triphasées ; lorsque le neutre est effectivement mis à la terre, trois tensions entre phases 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 la mesure de l'énergie électrique.
3.3.4 Le courant triphasé doit être mesuré pour les transformateurs de puissance du réseau de 50 kVA et plus avec 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 d'alimentation 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.
Figure 6. Configuration des mesures électriques du réseau électrique de la centrale hydroélectrique
| Nom | Image | Modèle | Fonction | Application |
| compteur d'énergie multifonctionnel |  | AEM96 | Courant triphasé, tension de ligne/tension de phase triphasée, puissance active/réactive, énergie active/réactive, facteur de puissance, fréquence, taux de distorsion harmonique, interface RS485/Modbus-RTU. | Mesure et surveillance de l'énergie |
| Instrument numérique |  | PZ96L-AV3/C | Mesure de la tension triphasée, de la tension de ligne, interface RS485/Modbus-RTU. | mesure de la tension du bus |
| Unité de surveillance intelligente de l'électricité |  | ARCM300 | Courant triphasé, tension de ligne/tension de phase triphasée, puissance active/réactive, énergie active/réactive, facteur de puissance, fréquence, courant différentiel résiduel, température à 4 voies, interface RS485/Modbus-RTU. | Mesure du distributeur |
| Dispositif de mesure et de contrôle des moteurs |  | ARD3M | Adapté aux circuits de moteurs basse tension jusqu'à 660 V, ce dispositif intègre la protection, la mesure, le contrôle, la communication, ainsi que la maintenance et la détection des surintensités et sous-intensités, des surtensions et sous-tensions, des défauts de phase, du rotor bloqué, des courts-circuits, des fuites, du déséquilibre triphasé, de la surchauffe, des mises à la terre, de l'usure des roulements, de l'excentricité du stator et du rotor, et du vieillissement des enroulements, afin de déclencher une alarme ou une commande de protection. | Mesure et contrôle des moteurs |
| Dispositif anti-vibration |  | ARD-KHD | Empêcher le déclenchement du contacteur en cas de coupure de tension temporaire et assurer un fonctionnement sans interruption après le rétablissement de la tension afin d'éviter tout impact sur le système. |
Tableau 6 : Sélection de la configuration de mesure électrique pour le système d'alimentation électrique de l'usine
3.4 Mesure électrique d'un système d'alimentation CC
3.4.1 Le système d'alimentation CC doit mesurer les éléments suivants :
1 Tension du bus du système CC sans dispositif abaisseur.
2. Système CC : fermeture de la tension du bus et contrôle de la tension du bus avec un dispositif abaisseur.
3 Le dispositif de charge fournit une tension et un courant.
4. Tension et courant du bloc-batterie.
3.4.2 Le circuit de la batterie doit mesurer le courant de charge flottante.
3.4.3 Lorsqu'une batterie au plomb-acide à régulation par soupape fixe est utilisée, il est conseillé de mesurer la tension d'une batterie unique ou d'une batterie assemblée par 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 pour la conception du système 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 (ASI)
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'UPS 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, les surcharges/décharges de tension de groupe, les surcharges/décharges de tension individuelles, les surcharges/décharges de courant, les résistances internes trop élevées, les communications anormales, 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 de la batterie | | ABAT100-C | Surveillez le courant de charge et de décharge ainsi que la température ambiante d'un groupe de batteries. | Module de surveillance de la batterie |
| Capteur à effet Hall |  | AHKC-EKC | Mesure du courant continu de 0 à (500-1500) A, sortie ±5 V | surveillance du courant continu |
| Passerelle intelligente |  | ANet-2E4SM | Passerelle de calcul en périphérie, système Linux embarqué, assure la sécurité (chiffrement AES et authentification MD5), prend en charge la reprise après interruption et les protocoles Modbus, ModbusTCP, DL/T645-1997, DL/T645-2007, 101, 103 et 104. | Acquisition de données, conversion et jugement logique |
Tableau 7 Sélection de la mesure du système CC
3.6 Instruments de mesure électrique et instruments de mesure de l'énergie électrique couramment utilisés
3.6.1 Le réglage des instruments de mesure électriques doit satisfaire aux exigences suivantes :
1 Les réglages des instruments de mesure électriques pour les tests 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 transmettant des paramètres électriques au moyen d'une communication de données ou d'une sortie analogique doit être configuré.
3. Les générateurs hydrauliques, les moteurs de générateurs, les transformateurs principaux à double enroulement côté haute tension, les transformateurs principaux à trois enroulements côté haute tension, côté moyenne tension et côté basse tension peuvent remplacer la section du disjoncteur de ligne et du disjoncteur de liaison de barres, 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 d'alimentation d'usine peuvent être équipés d'instruments de mesure complets pour l'échantillonnage du CA.
3.6.2 Les réglages des instruments de mesure réguliers de l'écran analogique doivent répondre aux exigences suivantes :
1. Lorsque le système de surveillance informatisé ne dispose pas d'écran analogique, la salle de contrôle doit supprimer les instruments de mesure de routine. Lorsque le système de surveillance informatisé est équipé d'un écran analogique, les instruments de mesure fréquemment utilisés sur cet écran doivent être simplifiés et remplacés par des instruments numériques pilotés par ordinateur.
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 inférieure à 110 kV.
3) Voltmètre de ligne et fréquencemètre pour les 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 les hydrogénérateurs pouvant fonctionner en avance de phase ou en modulation de phase ; des compteurs de puissance active et des compteurs de puissance réactive bidirectionnels sont installés sur les moteurs et les lignes de générateurs pouvant transmettre et recevoir de l'électricité. compteur de puissance.
6) Autres instruments de mesure.
3.6.3 L'unité de commande locale de l'unité doit être équipée d'un instrument de mesure complet de 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 de transmetteurs 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 puissance CA et/ou les transmetteurs de puissance, et d'autres instruments de mesure électriques conventionnels ne peuvent pas être configurés.
3.6.6 La configuration des instruments de mesure électriques dans l'appareillage de commutation du système d'alimentation électrique de l'usine doit satisfaire aux exigences suivantes :
1. Le tableau de distribution côté haute tension du transformateur de puissance de l'usine doit être équipé d'un ampèremètre monophasé classique et d'un transmetteur de courant alternatif monophasé, ou d'un instrument de mesure complet pour l'échantillonnage de la puissance alternative. Lorsque le courant de charge réel du tableau de distribution côté haute tension du transformateur de puissance de l'usine est inférieur à 30 % du courant primaire nominal du transformateur de courant, l'ampèremètre classique, l'instrument de mesure complet pour l'échantillonnage de l'électricité alternative ou le transmetteur de courant alternatif peuvent être installés dans le tableau de distribution 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 par échantillonnage Proctor.
3. L'armoire du transformateur de tension de la barre omnibus doit être équipée d'un transmetteur de tension alternative ou d'un instrument de mesure complet de la tension de la barre omnibus. Dans un système sans mise à la terre efficace du point neutre, l'armoire du transformateur de tension de la barre omnibus doit être équipée d'un commutateur inverseur et d'un voltmètre pour mesurer la tension de phase et la tension triphasée. Dans un système avec mise à la terre efficace du point neutre, l'armoire du transformateur de tension de la barre omnibus peut être équipée d'un commutateur inverseur et d'un voltmètre pour mesurer les trois tensions de phase.
Quatre 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 AC.
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, circuit de liaison de bus et disjoncteur de dérivation.
5 Un côté du transformateur d'alimentation de l'usine.
6 Le circuit d'arrivée de l'alimentation de sécurité externe.
7 autres circuits qui doivent 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 satisfaire aux exigences suivantes :
1. La mesure de la puissance au niveau du point neutre non mis à la terre doit être effectuée à l'aide d'un instrument de mesure de puissance alternatif à échantillonnage, triphasé à quatre fils. La méthode de calcul de la puissance doit être celle d'un système 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 réalisée à l'aide d'un compteur d'énergie électrique multifonctionnel 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 de l'électricité à échantillonnage CA triphasé à quatre fils et le transmetteur 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 en matière de 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 grandeurs électriques 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 respecter les 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 aux deux tiers environ de l'échelle de l'instrument. Pour la mesure de la puissance des deux côtés, il convient de choisir un instrument à aiguille dont le zéro est situé au milieu de l'échelle.
6. La valeur de sortie nominale du transmetteur doit être de 4 mA à 20 mA CC ou de 4 mA à 12 mA à 20 mA CC. La limite supérieure de cette valeur nominale doit représenter 1,2 à 1,3 fois la valeur nominale à mesurer. Un entier approprié doit être choisi pour l'étalonnage. La valeur pleine échelle de l'instrument à aiguille connecté au transmetteur doit correspondre à la valeur mesurée après étalonnage. L'instrument numérique connecté et le module du système de surveillance informatique doivent être étalonnés en fonction de cette valeur mesurée.
7 Les exigences minimales de précision du compteur d’énergie électrique multifonction doivent être conformes aux dispositions du tableau 3.6.9-3.
8. Le compteur d'énergie électrique multifonction doit comporter une fonction d'enregistrement et de chronométrage des pertes de tension. Lorsqu'il est alimenté par un système d'alimentation auxiliaire, il doit conserver une trace du nombre de coupures de courant et de leurs dates après une coupure de ce système.
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 d'une interface de communication de données en mode de sortie. La connexion physique de l'interface de communication et le protocole Shixin doivent être conformes aux exigences du système de surveillance informatique.
2) L'instrument de mesure intégré de puissance CA doit être doté d'une interface de communication de données en sortie. La connexion physique et le protocole de communication doivent être compatibles avec le système de surveillance informatique. Si le système d'automatisation de la répartition exige la transmission directe des informations au poste de travail distant, l'instrument de mesure intégré de puissance CA doit être équipé d'une interface de communication supplémentaire, dont la connexion physique et le protocole de communication doivent également être compatibles avec le poste de travail distant.
3) Le compteur d'énergie électrique multifonctionnel doit être doté d'une interface de communication de données. Lorsque le système d'automatisation de la répartition exige la collecte et la transmission directe des données, deux interfaces de communication de données doivent être prévues, chacune devant répondre 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 à 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 comptage d'énergie électrique » DUT448 et « Règlement technique pour la conception des systèmes de comptage d'énergie électrique » DL/T5202 et au terminal du réseau et du système de facturation de l'énergie dans le règlement de conception du système d'accès.
| Nom | Image | Modèle | Fonction | Précision |
| Émetteur de puissance |  | BD100 | Les paramètres électriques de courant et de tension AC et DC du réseau électrique sont isolés et transmis à un dispositif de signal analogique ou numérique linéaire de 4 à 20 mA DC. Le produit est conforme aux normes GB/T13850-1998 et IEC-688. | 0,2 |
| Émetteur de puissance |  | Série BA | Mesure en temps réel du courant alternatif dans le réseau, isolation et transformation en sortie de signal CC standard, ou transmission des données de mesure via l'interface RS485 (protocole Modbus-RTU). | 0,5 |
| Émetteur de puissance |  | Série BD | Un dispositif 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 par isolation. | 0,5, 0,2 optionnel |
| Instrument numérique |  | Série PZ96 | Il est possible de 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 de phase triphasée, puissance active/réactive, énergie à temps partagé, énergie active/réactive, demande, facteur de puissance, fréquence, taux de distorsion harmonique, interface RS485/Modbus-RTU. | Courant, tension, fréquence : niveau 0,2 ; puissance active et énergie électrique : niveau 0,5 ; énergie réactive : niveau 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 partage temporel, demande, facteur de puissance, fréquence, taux de distorsion harmonique, statistiques de taux de passage de tension, interface RS485/Modbus-RTU | Puissance/énergie active (courant et tension) : 0,2S 0,5S (en option), puissance/énergie réactive 2,0 |
| Unité de surveillance intelligente de l'électricité |  | ARCM300 | Courant triphasé, tension de ligne/tension de phase triphasée, puissance active/réactive, énergie active/réactive, facteur de puissance, fréquence, courant résiduel, température à 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, des instruments numériques, des compteurs d'énergie multifonctions et autres équipements
3.7 Câblage secondaire pour la mesure électrique et le comptage de l'énergie électrique
3.7.1 Le compteur d'énergie électrique situé à la passerelle du système doit être équipé de transformateurs de courant et de tension spéciaux ou d'enroulements secondaires spéciaux pour 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 générateurs de 100 MW et plus doivent utiliser des transformateurs de courant avec un courant secondaire nominal de 1 A.
3.7.4 Il doit être garanti que la charge réelle connectée à l'enroulement secondaire du transformateur de courant se situe dans la plage de 25 % à 100 % de la charge secondaire nominale.
3.7.5 La tension de ligne secondaire nominale de l'enroulement secondaire principal du transformateur de tension doit être de 100 V.
3.7.6 Il doit être garanti que la charge réelle connectée à l'enroulement secondaire du transformateur de tension se situe 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 au niveau du poste de transformation doit être réalisé en mode de séparation de phases. Lorsqu'un compteur d'énergie triphasé à quatre fils torsadés est utilisé pour le compteur d'énergie à la sortie du générateur et pour d'autres compteurs d'énergie, le transformateur de courant peut être connecté en étoile. En revanche, lorsqu'un compteur d'énergie triphasé à trois fils est utilisé, le transformateur de courant peut être connecté en étoile partielle.
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 de l'énergie électrique, instrument d'affichage ou de mesure, instrument de mesure électrique complet pour l'échantillonnage du courant alternatif, et transmetteur de grandeur électrique. Si le câblage secondaire du transformateur de courant est en étoile ou en étoile partielle, le point de connexion en étoile ne doit pas être raccordé au bornier après la formation des bornes de connexion de l'instrument ; en revanche, 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 d'être connectée à la borne du compteur d'énergie électrique, afin de faciliter l'étalonnage du compteur sur site et le remplacement du compteur avec charge.
3.7.10 Un disjoncteur basse tension doit être installé côté secondaire du transformateur de pression. Lorsque le secondaire est relié à un circuit dérivé, chaque circuit dérivé doit être installé indépendamment.
3.7.11 Le circuit secondaire du transformateur de courant ne doit comporter qu'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 seul point via la rangée de bornes du dispositif de distribution électrique ; s'il 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 dans les centrales hydroélectriques » NB/T 35076.
3.7.12 L'enroulement secondaire du transformateur de tension à connexion étoile doit adopter la méthode de mise à la terre par point neutre unique, et le fil de mise à la terre du point neutre ne doit pas être connecté en série avec des équipements susceptibles d'être déconnectés ; 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 du conducteur du câble du circuit secondaire du transformateur de courant doit être calculée en fonction de la charge secondaire nominale du transformateur. Lorsque le courant secondaire est de 5 A, la section du conducteur ne doit pas être inférieure à 4 mm² ; lorsque le courant secondaire est de 1 A, la section du conducteur ne doit pas être inférieure à 2,5 mm².
3.7.14 La section du conducteur central du circuit secondaire du transformateur de tension doit être conforme aux réglementations suivantes :
1 La chute de tension connectée uniquement à l'indicateur 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 à échantillonnage CA intégré, de l'instrument d'affichage numérique et du transmetteur de quantité électrique qui y est connecté 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 du village secondaire, 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, transformateurs élévateurs, circuits de distribution, transformateurs industriels et composants basse tension des réseaux électriques industriels, écrans et batteries des systèmes à courant continu, ainsi qu'aux unités de commande locales (UCL) des centrales. La surveillance centralisée des paramètres électriques et non électriques de la centrale peut également être connectée à l'unité de protection, de mesure et de contrôle afin d'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 Vue d'ensemble de l'installation et 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 tableaux
⑧ Gestion des appareils, de leur exploitation et de leur maintenance
De plus, le système dispose également de fonctions telles que la surveillance des batteries, la surveillance vidéo, les rapports des utilisateurs et la gestion des documents. Il peut afficher en temps réel l'état de fonctionnement de chaque zone de la centrale électrique grâce à des schémas unifilaires, des diagrammes circulaires, des graphiques à barres, des graphiques 3D et des applications mobiles, permettant ainsi aux gestionnaires de rester informés des conditions de fonctionnement de la centrale.
5. Conclusion
La configuration des instruments de mesure de la centrale hydroélectrique et la conception du système de gestion de l'énergie de l'installation visent toutes deux à répondre aux besoins d'exploitation sûre et économique de la centrale hydroélectrique et de l'exploitation commerciale de l'énergie électrique, en garantissant précision et fiabilité, technologie de pointe, surveillance aisée et application économique.
Date de publication : 29 avril 2025