100MWp户用光伏发电工程EPC总承包技术标（承包人建议书与实施方案）205页（2024年修订版）.docx

100MWp户用光伏发电工程EPC总承包技术标 目录 第一章 建议书 3 第一节 图纸 3 第二节 工程详细说明 4 第三节 设备方案(响应招标文件) 38 第四节 分包方案 40 第五节 对发包人要求错误的说明(无) 44 第六节 其他(无) 44 第二章 承包人实施计划 44 第一节 项目简要介绍 44 第二节 项目范围 45 第三节 项目特点 46 第四节 总体实施方案 47 第一条 项目目标(质量、工期、造价)及分解 47 第二条 施工进度计划及编制说明 52 第三条 进度计划风险分析及控制措施 52 第四条 技术组织措施 65 第五节 项目实施要点 66 第一条 勘察设计实施要点 66 第二条 采购实施要点 68 第三条 施工实施要点 71 第六节 项目管理要点 132 第一条 合同管理要点 132 第二条 资源管理要点 133 第三条 质量管理体系与措施 136 第四条 进度控制要点 143 第五条 费用估算及控制要点 147 第六条 安全生产管理 148 第七条 职业健康管理要点 169 第八条 环境保护管理体系与措施 170 第九条 沟通和协调管理要点 201 第十条 财务管理要点 202 第十一条 风险管理要点 202 第十二条 文件及信息管理要点 203 第十三条 报告制度 204 建议书 图纸 勘察设计、施工图设计、配合设计评审、编制竣工图等工作。 A B C D E F 297X420 附图六：光伏场区监控系统示意图 工程详细说明 1、项目概况1.1工程规模 本项目直流侧装机容量为100MWp,采用550Wp单晶硅组件181824块，配置3030台25kW组串式逆变器和505台36kW组串式逆变器。每24块组成一个组件串(根据布置情况可适当调整),光伏组件采用竖向布置形式，组件串至逆变器采用1X4mm²铜芯光伏专用电缆 ， 根据现场实际情况选择PVC、电缆桥架等方式进行敷设。利用海南省内居民自建房屋顶建设屋顶光伏，每户屋顶面积约100~200m²之间，每户装机容量约在20~45kW左右，逆变器规格约25~36KW,每个单项工程光伏电站以1回400V线路接入公网配电系统。规划装机容量100MWp。 1.2工程所在地气候概况 琼中境内位于热带海洋季风北缘，雨水充沛，气候温和，四周群山环抱，有独特的山区气候特点，年平均气温22摄氏度，年平均日照时间1600至2000小时。太阳总辐射4579兆焦耳平方米。年平均湿度为80%~85%。 文昌市属热带北缘沿海地带，具有热带和亚热带气候特点，属热带季风岛屿型气候。光、水、湿、热条件优越，全年无霜冻，四季分明。年平均温度23.9℃,多年在23.4～24.4℃之间，年最低气温0.36.6℃,出现在1月份。年平均10℃积温为8474.3℃,。年平均日照1953.8小时。夏日日照最长是13.19小时，冬日日照仅10.57小时。年太阳辐射总能量为108.8～115.0千卡/平方厘米。 万宁市属热带季风气候，主要特征表现为：一是气候温和、温差小、积温高。年平均气温24℃,最冷月平均气温18.7℃,最热月平均28.5℃;全年无霜冻，气候宜人；二是雨量充沛，年平均降雨量2400毫米左右；三是日照长，年日照时数平均在1800小时以上。 儋州属热带湿润季风气候。受东北和西南季风景响。全年平均气温23.5℃,最低月平均气温17.5℃,最高月平均气温27.8℃。平均降雨量1815毫米。全年日照时数在2072小时。年太阳辐射总能量为110～130千卡/平方厘米。 气象站数据) 气象要素 单位 数据 气温 多年平均 ℃ 24.6 多年极端最高 ℃ 37 多年极端最低 ℃ 9 雷暴日数 年平均雷暴日数 天 91.3 沙尘暴日数 年平均沙尘暴日 天 0 数 降水量 多年年平均 mm 1417.8 冰雹日数 年平均冰雹日数 天 0 蒸发量 多年平均 mm 风速 多年平均 m/s 3 多年最大 cm 26.7 其他 最大冻土深度 cm 0 最大积雪深度 mm 0 1.3太阳能资源 海南拥有丰富的太阳能资源。这里年日照时间长、太阳总辐射量大，海南省年均光照时长可达1750～2650小时，光照率为50%～60%,太阳总辐照量5100MJ/m2～6300MJ/m2;海南大气层薄而清洁，透明度高，阳光穿透性强，整体绿化环境好，热带海洋气候带来的阵雨可经常清洗光伏光伏板并为光伏板降温，保证稳定的光伏发电效率，减低维护成本。得天独厚的自然地理环境成为太阳能光伏发电天然的“温床”。 1.4接入系统 本工程拟布置组件总容量100MWp,分散布置于临高县各农村居民屋顶。 采用550kWp组件，每18/20块为1串，根据实际配置容量选用20kW～60kW逆变器。 依据《南方电网公司低压分布式光伏发电并网接入典型设计技术导则》文件，接入方案遵循以下原则： (1)并网点的确定原则为电源并入电网后能有效输送电力并且能确保电网的安全稳定运行。 (2)当公共连接点处并入一个以上的电源时，应总体考虑它们的影响。 (3)分布式电源可以专线或T接方式接入系统。 (4)分布式电源并网电压等级接入380V。 本项目结合电网规划、分布式电源规划，参考南方电网《南方电网公司低压分布式光伏发电并网接入典型设计技术导则》文件要求，按照就近分散接入，就地平衡消纳的原则进行设计，最终接入方式以电力公司接入系统批复为准。 1.4交通条件 拟建场址交通便利，光伏为屋顶光伏。 拟建场址与村村通、省道、县道均有联通，设备运输路径：设备厂→海口市→项目场址→到达光伏电站。 1.5、施工用水、用电及砂石料 本工程施工所需施工用水、施工用电以及建筑建材，当地可以满足供应。 1)施工用水：施工单位自行考虑，费用含于合同总价。 2)施工用电：光伏场区施工用电由投标人自行考虑。施工用电费用含于合同总价中。 3)建筑材料：本项目主要建筑材料钢材(型钢、钢筋)、木材、砖、砂、碎石、水泥混凝土等均可在当地购买，运距投标人自行考虑。 2、项目总体设计思想及要求 1)本项目总体设计思想及要求 (1)建设功能合理、设施完善、符合项目任务的光伏场，为当地的太阳能资源开发、能源结构的改善作出贡献。 (2)光伏场的项目建设和设计要体现因地制宜、经济适用、施工方便、易于管理、安全可靠、利于生产的原则。优化场区总平面布置，做到总平面布置紧凑，最大程度地利用土地空间，缩短施工周期，降低工程造价。 (3)建成后的光伏场环境、景观和视觉效果能够达到与现实环境的整体和谐统一。 (4)设计方案经济合理，技术先进。 (5)根据项目所在场地及植被等特点，项目建设及运行期应尽量避免环境污染、必须符合环保要求。 (6)在施工布置中，根据场区地形地貌条件，力求紧凑、节约用地，统筹规划、合理布置相关设施，尽可能使永久用地和临时用地结合。 (7)在设计过程中，特别是开关站和生活设施的设计及布置过程中，在经济、适用原则的基础上，力求满足日后的使用要求与功能；有人值班的场所，要充分考虑人性化设计。 (8)其他要求 设计成果文件应全面满足设计要求的内容，内容齐全、表述清晰；使用中文、所用的计量单位应为国际通用的公制计量单位。 2)技术服务 (1)设计联络：光伏场区设备的设计联络以及与其他设计方之间的设计联络，图纸接口的确认。对全光伏场总体设计协调负责。 (2)现场工地代表服务：根据工程进度安排，派遣合格的技术人员进驻现场，参加各类验收、指导现场施工等。 (3)有关专业图纸的审核会审确认，设计交底。 (4)其它按照行业惯例及相关规定由勘察设计单位完成的工作。 3)设计质量及考核 达到或超过国家行业设计质量要求，比选满足业主合同和设计管理要求。 4)技术总要求 (1)符合国家和海南省有关工程质量的法律、法规和技术标准、规范、规程要求； (2)各阶段的设计工作严格按照《光伏发电工程设计导则》要求执行，《光伏发电工程设计导则》作为签订正式合同的技术协议不可分割的组成部分。当《光伏发电工程设计导则》高于国家和行业标准的，以《光伏发电工程设计导则》为准。设计不得不出现任何重大缺陷； (3)工程施工符合批准的可行性研究设计、招标文件中技术规范与要求中所列明的标准和规格，并运用适当的工艺方式，使用新型且质量可靠的材料和设备，从而达到工程安全、耐久、适用、经济、美观的综合要求。 5)对光伏电站各系统的要求 (1)光伏电站机组、电气等设备的选型应合理、安全可靠、技术先进、性价比最优。 (2)站内、站外通信系统准确、可靠、完整。 (3)光伏电站各分部系统的保护、监视、智能控制功能应齐全，对紧急故障采取保护措施。 (4)电站设备应有防雷电防护措施，所有室外设备应具有抗低温度的能力。 3、光伏发电系统设计3.1主要工程量 本项目直流侧装机容量为100MWp,采用550Wp单晶硅组件181824块，配置3030台25kW组串式逆变器和505台36kW组串式逆变器。每24块组成一个组件串(根据布置情况可适当调整),光伏组件采用竖向布置形式，组件串至逆变器采用1X4mm²铜芯光伏专用电缆，根据现场实际情况选择PVC、电缆桥架等方式进行敷设。利用南省内居民自建房屋顶建设屋顶光伏，每户屋顶面积约100~200m²之间，每户装机容量约在20~45kW左右，逆变器规格约25~36KW,每个单项工程光伏电站以1回400V线路接入公网配电系统。规划装机容量100MWp。 3.2光伏阵列的运行方式选择 在光伏发电系统的设计中，光伏阵列的运行方式对发电系统接收到的太阳总辐射量有很大的影响，从而影响到光伏发电系统的发电能力。 对于选定的光伏电池组件，接受更多的太阳能辐射量就意味着发出更多的电量，因此组件的安装支架不但要起到支撑和固定组件的作用，还要兼有使组件在特定的时间以特定的角度对准太阳，最大程度地利用太阳能发电的作用。 在综合考虑运行方式可靠性、技术成熟度和技术经济指标，以及本电站实际建设条件、项目特点等因素，本项目推荐使用固定式方案。采用固定式光伏发电方阵布置方式，具有光伏板布局整齐美观，站区分区明确，设备编号和管理方便，运行和检修吹扫方便等优点。 3.3光伏阵列倾角及方位角的选择 光伏阵列的发电量与其接收到的太阳辐射能量成正比，最佳的倾角设置方式使其受光面能得到最大的太阳辐射能。根据日地运行规律，所以太阳能光伏板表面应当朝向南方倾斜安装。阵列越向南倾斜，夏天接收到的太阳能辐射越少，而冬天接收到的太阳能辐射会有所增加，在全年辐射量趋于均衡的同时，使全年的总辐射量达到最大。本项目平地部分采用光伏阵列朝向正南，山地部分根据山坡走向布置。 固定运行方式下，光伏阵列的安装是影响光伏发电系统发电量的重要因素。本项目单晶硅组件安装在各建筑屋面上，各建筑物的屋面上均布置光伏组件，光伏组件在布置时根据屋面情况屋面倾角及朝向布置。轻钢屋顶光伏板随屋面布置。 3.4逆变器选择 光伏并网逆变器、直流侧防雷配电、交直流侧防雷配电、交流侧电缆、通讯监控装置等。 3.4.1逆变器的响应性 3.4.1.1选型外部条件分析 在本次项目场址条件和资源特点可知其光伏发电系统存在的制约和限制因素较多： 不同光伏组串的输出电压、电流往往会由于产品品质、交通运输、现场安装等外在客观因素而使失配性的机率增加，另由于天气、遮阴、污渍等原因而产生部分遮挡，都会使组串之间相互影响，导致发电量减少。 随着电站的运行时间延续，组件失配、衰减、虚接等原因，光伏组件自身的个体差异不断增大，也会对发电量造成较大影响。 3.4.1.2逆变器选型依据 作为光伏发电系统中将直流电转换为交流电的关键设备之一，其选型对于发电系统的转换效率和可靠性具有重要作用。结合GB/T19964《光伏发电站接入电力系统技术规定》的及其它相关规范的要求，在本工程中逆变器的选型主要考虑以下技术指标： 1)MPPT数量多 考虑本工程所选的光伏组件与逆变器的匹配性，提高系统效率，尽量降低投资的提前下，推荐选用具有多路MPPT跟踪能力逆变器。目前市场的具有多路MPPT跟踪能力逆变器，分为组串式逆变器、集散式逆变器及具有多路MPPT的集中式逆变器。因此，在实际选型时，应全面根据地形、初期投资及后期运维等方面综合考虑，合理配置。 2)转换效率高 逆变器转换效率越高，则光伏发电系统的转换效率越高，系统总发电量损失越小，系统经济性也越高。因此在单台额定容量相同时，应选择效率高的逆变器。逆变器转换效率包括最大效率和欧洲效率，欧洲效率是对不同功率点效率的加权，这一效率更能反映逆变器的综合效率特性。与“欧洲效率”、“加州效率”相比，中国效率的表征更为科学，并系统考虑了中国气候条件的综合影响因素，准确反映了在实际运行中发电性能的高低，更好地评估逆变器在中国地区使用的特性参数，因此选型过程中应选择中国效率高的逆变器。 3)直流输入电压范围宽 光伏组件的端电压随日照强度和环境温度变化，逆变器的直流输入电压范围宽，可以将日出前和日落后太阳辐照度较小的时间段的发电量加以利用，从而延长发电时间，增加发电量。如在落日余晖下，辐照度小光伏组件温度较高时光伏组件工作电压较低，如果直流输入电压范围下限低，便可以增加这段时间的发电量。 4)最大功率点跟踪 光伏组件的输出功率随时变化，因此逆变器的输入终端电阻应能自适应于光伏发电系统的实际运行特性，随时准确跟踪最大功率点，保证光伏发电系统的高效运行。 5)输出电流谐波含量低，功率因数高 光伏电站接入电网后，并网点的谐波电压及总谐波电流分量应满足GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》的规定，光伏电站谐波主要来源是逆变器，因此逆变器必须采取滤波措施使输出电流能满足并网要求。要求谐波含量低于3%,逆变器功率因数接近于1。 6)具有低电压耐受能力 光伏电站应具备一定的低电压耐受能力。当电力系统事故或扰动引起光伏电站并网点的电压跌落时，在一定的电压跌落范围和时间间隔内，光伏电站能够保证不脱网连续运行，具体要求如下： 光伏发电站的并网点电压跌至0时，光伏发电站应不脱网连续运行0.15s; 光伏发电站并网点电压跌至曲线1以下时，光伏发电站可以从电网切除。光伏发电站低电压穿越能力要求见下图。 时间(s) 图2光伏发电站低电压穿越能力要求 7)可靠性和可恢复性 逆变器应具有一定的抗干扰能力、环境适应能力、瞬时过载能力，如在一定程度过电压情况下，光伏发电系统应正常运行；过负荷情况下，逆变器需自动向光伏组件特性曲线中的开路电压方向调整运行点，限定输入功率在给定范围内；故障情况下，逆变器必须自动从主网解列。 系统发生扰动后，在电网电压和频率恢复正常范围之前逆变器不允许并网，且在系统电压频率恢复正常后，逆变器需要经过一个可调的延时时间后才能重新并网。 8)具有保护功能 根据电网对光伏电站运行方式的要求，逆变器应具有交流过压 、 欠压保护，超频、欠频保护，防孤岛保护，短路保护，交流及直流的过流保护，过载保护，反极性保护，高温保护等保护功能。 10)监控和数据采集 逆变器应有多种通讯接口进行数据采集并发送到主控室，其控制器还应有模拟输入端口与外部传感器相连，测量日照和温度等数据，便于电站数据处理分析。 3.5电池组件串并联设计 太阳能电池组件串联的数量由逆变器的最高输入电压和最低工 作电压、以及太阳能电池组件允许的最大系统电压所确定，为提高逆变器的工作效率，组件串在200W/m²辐射量的工作状态下的工作电压不宜低于逆变器启动电压。太阳能电池组串的并联数量由逆变器的额定容量确定。 a)串联数量的确定 根据初步选定550Wp光伏组件参数和SUN2000-110KTL-M0型组串式逆变器的相应参数，结合《光伏发电站设计规范》(GB50797-2012)公式6.4.2.1-1及公式6.4.2-2计算电池组件串联计算如下： 式中：Kv——光伏组件的开路电压温度系数；Kv'——光伏组件的工作电压温度系数； N——光伏组件的串联数； t——光伏组件工作条件下的极限低温； t'——光伏组件工作条件下的极限高温，取70℃; Vdcmax——逆变器允许的最大直流输入电压，1100V; Vmpptmax——逆变器允许的最大直流输入电压，1000V;Vmpptmin——逆变器允许的最小直流输入电压，200V; Voc——光伏组件的开路电压；Vpm——光伏组件的工作电压； 结合本工程所处地理位置的多年基本气象要素、极端低温、极端高温进行计算，计算得，对于初步选用的单晶双玻双面组件，组件串联数的推荐为18块。中标后将根据组件招标结果进行组件串并联复核计算。 b)光伏组件并联数 由于光伏组件实际运行条件很难达到STC条件、PR值不到90%、光伏组件功率不断衰减等因素，光伏组件输送到逆变器的功率很难达到标称功率，如果光伏组件与逆变器的容配比按1:1时，逆变器约80%的时间都无法达到满功率运行。为了提高逆变器、电缆等电气设备的利用率，优化系统配置、有效降低光伏发电的度电成本，应适当提高光伏组件相对于逆变器的容配比是光伏设计重要的技术创新。 36kW组串式逆变器具有3路MPPT,可接入6个组串，采用550Wp组件时，每18块光伏组件串联构成1个光伏组串单个组串总功率9.72kW,4路接入时逆变器总输入功率38.88kW。接入的直流功率与逆变器额定功率比为1.361,根据PvSyst对项目当地全年的温度及辐照度进行模拟，本方案每年由于超配导致的逆变器限发少于0.1%,表明本工程选取不超过4个550Wp双面光伏组件串并联接入一台36kW逆变器方案是合理的。 3.6电池组件单元的排列方式 组件间距指的是安装在同一光伏支架上的光伏组件之间的间隙。对于选用的光伏组件安装要求，光伏组件之间安装间距设计为20mm,即光伏组件与光伏组件之间的空隙为20mm。 3.7安装方位角 当电池组件方位角为正南方向时，电池组件日平均发电量最大。本项目光伏阵列方位角与建(构)筑物朝向一致，则光伏阵列整体较为美观，能够更好的融厂内的建(构)筑物的整体方案、且便于建设安装及后期管理工作。本项目选用依照本体建筑方位角铺设组件。 3.8安装倾角 根据场址经纬度，根据本项目实际情况，混凝土屋面采用屋面自有倾角5°安装。方位角为南偏西5度。 3.9方阵接线方案设计 光伏组件输出直流电经逆变为交流电，输出电压为380V,汇集集中接入厂区进线配电室。具体接入系统方案将在接入系统报告评审后批复确定。 3.10辅助技术方案 本项目不设光伏组件自动清洗装置，如确实需要清洗时，可进行人工清洗。清洗水源可从安置区水源点取水。 光伏电站需安排专人或委托当地清洗公司对光伏组件表面灰尘、污染物进行清洁处理。清洁方案包括一般性除尘、局部清洗、整体清洗三种方式，清洗应在辐照度低于200W/m2的情况下清洁光伏组件，严禁在风力大于4级、大雨、气象条件下清洗光伏组件。组件清洗的频率需根据逆变器的功率输出情况进行调整，当电站输出功率下降至80%以下时，需立即组织清洗。为了不影响发电，应在日落后清洗组件。 一般性除尘：一般情况下，采用掸子或干拖布对光伏组件表面的灰尘进行清洁，以减少灰尘的发电量的影响。 局部清洗：当光伏阵列某个局部有鸟粪便等较难去除的污染物时，将用清水对光伏阵列进行局部清洗，再用干净的软布或海绵将水轻轻擦干。严禁使用腐蚀性溶剂或用硬物擦拭光伏组件。 整体清洗：当由于清洁间隔时间长或恶劣气候造成光伏组件表面灰尘积累较厚时，需要对光伏阵列进行整体清洗。4、电气设计 4.1设计依据的主要规范规程 建设单位提供的原始资料及各相关专业提资，设计相关的法令、法规、标准及规程规范。 《光伏发电工程可行性研究报告编制规程》(NB/T32043-2018); 《分布式电源并网技术要求》(GB/T33593-2017); 《光伏(PV)系统电网接口特性》(GB/T20046-2006); 《分布式光伏发电系统集中运维技术规范》(GB/T38946-2020) 《分布式光伏发电工程技术规范》(DB11/T1773-2020) 《电能质量供电电压偏差》(GB/T12325-2008); 《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》(GB/T50064-2014); 《交流电气装置的接地设计规范》(GB50065-2011); 《电力工程电缆设计规范》(GB50217-2018); 《建筑物防雷设计规范》(GB50057-2010); 《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》(GB50062-2008); 《电力装置的电测量仪表装置设计规范》GB/T50063-2017 《火灾自动报警系统设计规范》(GB50116-2013); 《电力系统调度自动化设计技术规范》(DL/5003-2017); 《光伏发电站设计规范》(GB50797-2012) 《光伏发电站接入电力系统设计规范》GB/T50866-2013 《导体和电器选择设计技术规定》DL/T5222-2005 《高压配电装置设计技术规程》DL/T5352-2018 《电力工程直流电源系统设计技术规程》DL/T5044-2014 《光伏发电并网逆变器技术规范》NB/T32004-2018 《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》 项目接入系统报告及接入系统批复意见，国家颁布的其他有关规程规范。以上规范均已最新版本为准。 4.2电气一次设计 4.2.1电气设备布置 光伏阵列电气设备主要有组串式逆变器等。组串式逆变器墙面上；每个光伏方阵配置1台组串式逆变器。 4.2.2接地系统 接地装置设计是以国家标准GB/T50065-2011《交流电气装置的接地设计规范》为原则进行设计。 a)防雷布置 根据设计规程的要求，光伏组件、光伏支架、并网逆变器及变电站内主要电气设备均采取相应的接地方式，能满足防雷保护的要求，要求所有防雷阻值均应小于4Ω。 本工程光伏本体部分如不能可靠与本体建筑防雷体系连接则应在组件方阵外围布置防雷环网，防雷环网采用63*6热镀锌扁钢，接地极采用L63*6角钢，角钢埋入地下不少于2.5m,每处接地极3根，间距不小于5m。防雷扁钢埋入地下不少于1.2m,所有焊接处搭接长度不小于100mm,满焊焊接，焊缝处进行防腐处理。 b)组件接地 每个方阵的组件间用4mm2黄绿线通过组件接地孔进行联通，每个方阵组件需与支架之间用4mm2黄绿线可靠连接，且每组光伏组件与支架间连接点不少于两点。 c)支架接地 本工程组件的结构支架均采用热镀锌钢材，每组支架各部件均可靠连接；每排组件方阵间利用40*4扁钢将相邻两组方阵的支架可靠连接，最终接入防雷网络。 d)设备接地 本工程本体部分电气设备主要有逆变器，电气设备接地通过25平黄绿线接入防雷网络。 本工程太阳能光伏发电系统拥有较完善的避雷系统，可避免雷击对设备、人身造成影响。同时为避免雷雨季节造成人身伤害事故，光伏电场建成后必须安设警示牌，雷雨季节，应注意安全，以防万一。 4.3电气二次设计 4.3.1光伏二次 4.3.1.1光伏阵列并网系统保护及监测 光伏阵列并网系统作为电力系统的一部分，有相应的保护和监测装置，一方面防止孤岛效应，另一方面需要防止线路事故或功率失稳。 a)逆变器保护光伏并网系统逆变器具有系统过电压、系统欠电压、系统过频率、系统低频率保护功能。在温度异常、保险丝熔断、交流过电流、直流欠电压、直流过电压、直流过电流等异常情况下，逆变器能及时将逆变器与电网断开，保证系统安全运行。 b)防孤岛效应光伏并网逆变器采用了两种“孤岛效应”检测方法，包括被动式和主动式两种检测方法，被动式检测方法指实时检测电网电压的幅值、频率和相位，当电网失电时，检测的电网电压的幅值、频率和相位的参数上，产生跳变信号，通过检测跳变信号来判断电网是否失电；主动式检测方法指对电网参数产生小干扰信号，通过检测反馈信号来判断电网是否失电。 并网逆变器在检测到电网失电后，会立即停止工作，当电网恢复供电时，需要持续检测电网信号在一段时间内完全正常，才重新投入运行。并网逆变器为并网发电系统提供完善的监测手段，系统通信通过光缆通信，中控室操作员站可实时显示累计发电量、方阵电压、方阵电流、方阵功率、电网电压、电网频率、实际输出功率等参数。 4.3.3.2电能质量检测装置 光伏电站并网点应装设满足IEC61000-4-30-2003标准要求 的A类电能质量监测装置。 本电站配置1套B类电能质量在线监测装置一套，实时监测光伏电站向电网送出的电能质量，监测项目包括电压、频率、谐波、功率因数等。装置监测数据需上传至相关主管部门。电能质量监测装置安装于并网柜上。 4.3.3.3电能量计量系统 本光伏电站0.4kV出线侧配置精度为0.5s级的计量表，负荷控制器，安装于计量柜内。以上所装设计量装置应符合海南电网要求。具体以接入系统报告为准。 4.3.3.4光伏阵列并网系统保护及监测 光伏阵列并网系统作为电力系统的一部分，有相应的保护和监测装置，一方面防止孤岛效应，另一方面需要防止线路事故或功率失 稳。 4.3.3.5逆变器保护 光伏并网系统逆变器具有系统过电压、系统欠电压、系统过频率、系统低频率保护功能。在温度异常、保险丝熔断、交流过电流、直流欠电压、直流过电压、直流过电流等异常情况下，逆变器能及时将逆变器与电网断开，保证系统安全运行。 4.3.3.6防孤岛效应 光伏并网逆变器采用了两种“孤岛效应”检测方法，包括被动式和主动式两种检测方法，被动式检测方法指实时检测电网电压的幅值、频率和相位，当电网失电时，检测的电网电压的幅值、频率和相位的参数上，产生跳变信号，通过检测跳变信号来判断电网是否失电；主动式检测方法指对电网参数产生小干扰信号，通过检测反馈信号来判断电网是否失电。并网逆变器在检测到电网失电后，会立即停止工作，当电网恢复供电时，需要持续检测电网信号在一段时间内完全正常，才重新投入运行。 并网逆变器为并网发电系统提供完善的监测手段，系统通信通过光缆通信，中控室操作员站可实时显示累计发电量、方阵电压、方阵电流、方阵功率、电网电压、电网频率、实际输出功率等参数。 4.3.3.7光伏监控系统 光伏场区配置一套光伏通信系统。光伏逆变器设有专用的监控模块，监控所有逆变器的运行状态，采用声光报警方式提示设备出现故障，可查看故障原因及故障时间，监控的故障信息包括以下内容：电网电压过高、电网电压过低、电网频率过高、电网频率过低、直流电压过高、直流电压过低、逆变器过载、逆变器过热、逆变器短路、散热器过热、逆变器孤岛、DSP