Wybór konfiguracji urządzenia pomiarowego elektrowni wodnej i system zarządzania mocą elektrowni

Tel: +86 18702111813 E-mail: Shelly@acrel.cn

Acrel Co. Sp. z o.o.

NB/T 10861-2021 „Specyfikacja projektowa konfiguracji urządzeń pomiarowych w elektrowniach wodnych” zawiera szczegółowe wymagania i wytyczne dotyczące konfiguracji urządzeń pomiarowych w elektrowniach wodnych. Urządzenie pomiarowe stanowi ważny element monitorowania pracy elektrowni wodnej elektrowni. Pomiar elektrowni wodnej dzieli się głównie na pomiar wielkości elektrycznych i pomiar wielkości nieelektrycznych. Pomiar elektryczny odnosi się do pomiaru parametrów elektrycznych w czasie rzeczywistym za pomocą energii elektrycznej, w tym prądu, napięcia, częstotliwości, współczynnika mocy, moc czynna/bierna, energia czynna/bierna itp.; pomiary nieelektryczne odnoszą się do użycia przetworników do konwersji energii nieelektrycznej. Pomiar sygnałów elektrycznych 4–20 mA lub 0–5 V, w tym temperatury, prędkości, ciśnienia, poziomu cieczy, otwarcia itp. W tym eseju omówiono wyłącznie urządzenie pomiarowe i zużycie energii systemu zarządzania elektrownią wodną zgodnie z normą i nie obejmuje konfiguracji mikrokomputerowego zabezpieczenia elektrowni wodnej.

1.Postanowienia ogólne

1.0.1 Niniejsza specyfikacja ma na celu ujednolicenie projektu konfiguracji urządzeń pomiarowych w elektrowniach wodnych, zapewnienie długoterminowej, bezpiecznej i stabilnej pracy elektrowni wodnych oraz poprawę ogólnych, kompleksowych korzyści ekonomicznych elektrowni wodnych.

1.0.2 Niniejsza specyfikacja ma zastosowanie do projektowania konfiguracji urządzeń pomiarowych dla nowo budowanych, przebudowywanych i rozbudowywanych elektrowni wodnych.

1.0.3 Projekt konfiguracji urządzeń pomiarowych w elektrowniach wodnych powinien aktywnie wykorzystywać nowe technologie i produkty, które przeszły ocenę.

1.0.4 Konfiguracja i konstrukcja urządzeń pomiarowych w elektrowniach wodnych powinna odpowiadać wymaganiom systemu elektroenergetycznego w zakresie ilości informacji zbieranych w elektrowni i sposobu gromadzenia informacji.

1.0.5 Projekt konfiguracji urządzeń pomiarowych w elektrowniach wodnych powinien być nie tylko zgodny z niniejszym kodeksem, ale także z obowiązującymi normami krajowymi.

2.Terminologia

2.0.1 Pomiary elektryczne

Pomiar parametrów elektrycznych w czasie rzeczywistym za pomocą energii elektrycznej.

2.0.2 Pomiar energii

Pomiar parametrów energii elektrycznej.

2.0.3 Ogólny elektryczny miernik pomiarowy

W elektrowniach wodnych często stosuje się mierniki wskazówkowe, mierniki cyfrowe i tak dalej.

2.0.4 Miernik typu wskaźnikowego

Zgodnie z relacją między wskaźnikiem a skalą, aby wskazać zmierzoną wartość licznika.

2.0.5 Licznik cyfrowy

Na wyświetlaczu można bezpośrednio wyświetlić zmierzoną wartość licznika.

2.0.6 Licznik watogodzin

Przyrząd mierzący dane dotyczące aktywnej i/lub biernej energii elektrycznej.

2.0.7 Inteligentne urządzenie do pobierania próbek AC

Próbkowanie mocy o częstotliwości prądu przemiennego, bezpośrednio do jednostki przetwarzającej dane w celu przetworzenia w celu uzyskania napięcia, prądu, mocy czynnej, mocy biernej, współczynnika mocy, częstotliwości, mocy czynnej, mocy biernej i innych parametrów, a także poprzez wielofunkcyjne wyjście standardowego interfejsu komunikacyjnego inteligentny licznik.

2.0.8 Przetwornik

Mierzyć poprzez konwersję prądu stałego, napięcia stałego lub cyfrowego urządzenia sygnalizacyjnego.

2.0.9 Klasa dokładności przyrządów pomiarowych

Przyrządy pomiarowe i/lub akcesoria spełniające określone wymagania pomiarowe, zaprojektowane w celu zapewnienia, że ​​dopuszczalny błąd i zmiany poziomu będą się znacznie różnić w określonych granicach.

2.0.10 Elementy automatyki

Komponenty i/lub urządzenia do monitorowania danych o stanie, realizacji działań w elektrowniach wodnych.

2.0.11 Pomiary nieelektryczne

Pomiar temperatury, ciśnienia, prędkości, przemieszczenia, przepływu, poziomu, wibracji, wahadła i innych parametrów nieelektrycznych w czasie rzeczywistym.

3.Pomiar elektryczny i pomiar mocy

Obiekty pomiarów elektrycznych obejmują generator wodny/silnik generatora, transformator główny, linię, autobus, transformator zakładowy, system prądu stałego itd. Rysunek 1 to schematyczny diagram okablowania elektrycznego elektrowni wodnej, przedstawiający okablowanie elektryczne generatora hydroelektrycznego zestaw, transformator główny, transformator liniowy i zakładowy.

Rys. 1 Schemat ideowy instalacji elektrycznej elektrowni wodnej

3.1 Pomiar elektryczny i pomiar energii elektrycznej generatora/silnika generatora hydroelektrycznego

3.1.2 Statyczne urządzenie rozruchowe o zmiennej częstotliwości silnika generatora powinno mierzyć następujące parametry.

3.1.3 Hydrogenerator/silnik prądotwórczy powinien mierzyć czynną i bierną energię elektryczną. Hydrogenerator, który może pracować w modulacji fazowej, powinien mierzyć dwukierunkową moc czynną; hydrogenerator, który może być z wyprzedzeniem fazowym, powinien być mierzony w dwukierunkowej mocy biernej; silnik generatora należy mierzyć w dwukierunkowej mocy czynnej i dwukierunkowej mocy biernej.

3.1.4 W przypadku hydrogeneratorów, które mogą pracować w modulacji fazowej, należy mierzyć moc czynną w obu kierunkach; w przypadku hydrogeneratorów, które mogą pracować z wyprzedzeniem fazowym, należy mierzyć moc w obu kierunkach. Silniki generatorów powinny mierzyć moc czynną i moc bierną w obu kierunkach.

3.1.5 Przy pomiarze kąta mocy czynnej systemu elektroenergetycznego należy zmierzyć kąt mocy generatora.

3.1.6 Po stronie wysokiego napięcia transformatora wzbudzenia należy mierzyć prąd trójfazowy, moc czynną i moc bierną.

Konfigurację monitorowania hydrogeneratora i transformatora wzbudzenia pokazano na rys. 2, a dobór sprzętu pokazano na rys. 1.

Rys. 2 Konfiguracja pomiarów elektrycznych hydrogeneratora

Tabela 1. Dobór monitoringu hydrogeneratora i transformatora wzbudzenia

3.2 Pomiar elektryczny i pomiar energii elektrycznej układu wzmacniająco-nadawczego

3.2.1 Elementy pomiarowe transformatora głównego i pomiary mocy powinny spełniać następujące wymagania:

1 Transformatory dwuuzwojeniowe powinny mierzyć prąd trójfazowy, moc czynną i moc bierną po stronie wysokiego napięcia, a jedna strona transformatora powinna mierzyć energię czynną i energię bierną.

2 Transformatory trójuzwojeniowe lub transformatory automatyczne powinny mierzyć prąd trójfazowy z trzech stron, moc czynną i moc bierną oraz powinny mierzyć energię czynną i energię bierną z trzech stron. Wspólne uzwojenie transformatora automatycznego powinno mierzyć prąd trójfazowy.

3 Jeżeli jednostka wytwórcza jest okablowana jako całość, ale generator jest wyposażony w wyłącznik automatyczny, należy zmierzyć napięcie linii bocznej niskiego napięcia i napięcie trójfazowe.

4 Moc czynną i moc bierną należy mierzyć po obu stronach transformatora stykowego oraz mierzyć energię czynną i energię bierną.

5 Jeżeli istnieje możliwość przesyłania i odbioru mocy, należy mierzyć moc czynną w obu kierunkach oraz mierzyć energię czynną w obu kierunkach; jeżeli możliwa jest praca z opóźnieniem fazowym i wyprzedzeniem fazowym, należy mierzyć moc bierną w obu kierunkach i mierzyć energię bierną w obu kierunkach.

Rys. 3 Konfiguracja pomiarów elektrycznych transformatora głównego elektrowni wodnej

Tabela 2. Wybór monitorowania transformatora głównego

3.2.2 Liniowe elementy pomiarowe powinny spełniać następujące wymagania:

1 Linie 6,3 kV ~ 66 kV powinny mierzyć prąd jednofazowy, a jeśli warunki na to pozwalają, można mierzyć prąd dwufazowy lub prąd trójfazowy.

2 Linie 35 kV i 66 kV powinny mierzyć moc czynną, a linie 6,3 kV ~ 66 kV mogą również mierzyć moc czynną i moc bierną, jeśli pozwalają na to warunki.

3 Linie 110 kV i wyższe powinny mierzyć prąd trójfazowy, moc czynną i moc bierną.

4 Linie 6,3 kV i wyższe powinny mierzyć energię czynną i energię bierną.

5 Jeżeli istnieje prawdopodobieństwo, że linia będzie przesyłać i odbierać moc, należy zmierzyć moc czynną w obu kierunkach oraz energię czynną w obu kierunkach.

6 Jeżeli linia może pracować z opóźnieniem fazowym lub przyspieszeniem fazowym, należy mierzyć moc bierną w obu kierunkach oraz mierzyć energię bierną w obu kierunkach.

7 Jeżeli wymaga tego system elektroenergetyczny, należy zmierzyć kąt mocy linii dla linii stacji podwyższającej.

Rys. 4 Konfiguracja pomiarów elektrycznych linii elektrowni wodnej

Tabela 3 Wybór pomiaru liniowego

3.2.3 Elementy pomiarowe szyn zbiorczych powinny spełniać następujące wymagania:

1 Szyny zbiorcze generatora napięcia 6,3 kV i więcej oraz szyny zbiorcze 35 kV, 66 kV powinny mierzyć napięcie i częstotliwość szyn zbiorczych oraz jednocześnie mierzyć napięcie trójfazowe.

2 Autobusy o napięciu 110 kV i większym powinny mierzyć trzy napięcia i częstotliwości sieciowe.

3 Wyłączniki obwodu szynowego 6,3 kV i większe, wyłączniki sekcji szyn, wyłączniki mostka wewnętrznego i wyłączniki mostka zewnętrznego powinny mierzyć prąd przemienny, a 110 kV i więcej powinny mierzyć prąd trójfazowy.

4 Należy zmierzyć prąd trójfazowy dla każdego obwodu wyłącznika z okablowaniem 3/2, okablowaniem 4/3 i okablowaniem narożnym.

5 Wyłączniki obejściowe, wyłączniki szynowe lub sekcyjne i obejściowe oraz wyłączniki mostka zewnętrznego o napięciu 35 kV i większym powinny mierzyć moc czynną i moc bierną oraz mierzyć energię czynną i energię bierną. Gdy możliwe jest przesyłanie i odbieranie mocy, moc czynna należy mierzyć moc w obu kierunkach i mierzyć energię czynną w obu kierunkach; w przypadku pracy z opóźnieniem fazowym i wyprzedzeniem fazy należy mierzyć moc bierną w obu kierunkach oraz mierzyć energię bierną w obu kierunkach.

Rys. 5 Konfiguracja pomiarów elektrycznych szyn zbiorczych w elektrowni wodnej

Tabela 4 Wybór pomiaru magistrali

3.2.4 Należy mierzyć prąd trójfazowy i moc bierną dla grup dławików 110 kV i większych oraz mierzyć energię bierną. Obwód dławika bocznikowego 6,3 kV ~ 66 kV powinien mierzyć prąd przemienny.

Tabela 5 Dobór pomiaru reaktora

3.3 Pomiary elektryczne i pomiary energii zakładowego systemu elektroenergetycznego

3.3.1 Prąd przemienny, moc czynną i energię czynną należy mierzyć po stronie wysokiego napięcia fabrycznego transformatora mocy. Gdy po stronie wysokiego napięcia nie ma warunków pomiaru, można go zmierzyć po stronie niskiego ciśnienia.

3.3.2 Należy zmierzyć napięcie prądu przemiennego na szynie roboczej instalacji elektrycznej zakładowej. Jeżeli punkt neutralny nie jest skutecznie uziemiony, a

Napięcia międzyfazowe i trójfazowe; jeżeli przewód neutralny jest skutecznie uziemiony, należy zmierzyć trzy napięcia międzyfazowe.

3.3.3 W liniach zasilających na terenie zakładu należy mierzyć prąd trójfazowy, a energię czynną można mierzyć zgodnie z potrzebami pomiaru energii elektrycznej.

3.3.4 Pomiar prądu trójfazowego należy wykonać dla transformatorów elektroenergetycznych o mocy 50 kVA i większej przy obciążeniach oświetleniowych.

3.3.5 Prąd jednofazowy należy mierzyć przynajmniej dla obwodu silnika o mocy 55kW i większej.

3.3.6 Jeżeli po stronie niskiego napięcia fabrycznego transformatora mocy znajduje się układ trójfazowy czteroprzewodowy o napięciu 0,4 kV, należy zmierzyć prąd trójfazowy.

3.3.7 Wyłącznik sekcyjny zasilania fabrycznego powinien mierzyć prąd jednofazowy.

3.3.8 Generatory diesla powinny mierzyć prąd trójfazowy, napięcie trójfazowe, moc czynną oraz mierzyć energię czynną.

Rys. 6 Konfiguracja pomiarów elektrycznych sieci energetycznej elektrowni wodnej

Tabela 6 Wybór konfiguracji pomiarów elektrycznych dla zakładowego systemu elektroenergetycznego

3.4 Pomiar elektryczny systemu elektroenergetycznego prądu stałego

3.4.1 System zasilania prądem stałym powinien mierzyć następujące elementy:

1 Napięcie magistrali systemowej DC bez urządzenia obniżającego napięcie.

2 Napięcie szyny zamykającej system prądu stałego i napięcie szyny sterującej z urządzeniem obniżającym napięcie.

3 Urządzenie ładujące podaje napięcie i prąd.

4 Napięcie i prąd akumulatora.

3.4.2 Obwód akumulatora powinien mierzyć prąd ładowania bezpotencjałowego.

3.4.3 W przypadku stosowania akumulatora kwasowo-ołowiowego z regulowanym zaworem zaleca się dokonanie pomiaru napięcia pojedynczego akumulatora lub akumulatora zmontowanego w drodze kontroli.

3.4.4 Szafka rozdzielcza prądu stałego powinna mierzyć napięcie magistrali.

3.4.5 Test izolacji szyny prądu stałego powinien być zgodny z odpowiednimi postanowieniami aktualnej normy branżowej „Kodeks projektowania systemu zasilania prądem stałym w elektrowniach wodnych” NB/T 10606.

3.4.6 Gdy system zasilania prądem stałym jest wyposażony w mikrokomputerowe urządzenie monitorujące, pomiary konwencjonalnymi przyrządami mogą mierzyć jedynie napięcie szyny prądu stałego i napięcie akumulatora.

3.5 Pomiary elektryczne systemu zasilania bezprzerwowego (UPS).

3.5.1 UPS powinien zmierzyć następujące elementy:

1 Napięcie wyjściowe.

2 Częstotliwość wyjściowa.

3 Moc wyjściowa lub prąd.

3.5.2 Główna szafa rozdzielcza UPS powinna mierzyć prąd wejściowy i napięcie magistrali