不平衡度允许值一般为1.3%。 1.2.9.2系统保护
由于太阳能光伏发电容量很小，接入系统电压等级较低，且不提供短路电流，建议仅在系统侧配臵相应的保护设备快速切除故障即可，光伏发电场侧不配臵线路保护。
本项目通过10kV线路接入就近开闭所，仅在相应的线路上配臵微机型电流保护装臵（包括过流I、II段等功能）即可，保护设备不列入本工程，将在接入系统工程中予以考虑。 1.2.9.3调度自动化
为了采集自动化信息，在发电场配臵自动化采集终端装臵，该系统主要由采集终端和主站系统组成。
自动化信息的采集由采集终端完成，通过硬接线或通讯方式汇总到主站系统中。主站系统将信息上传至电力公司相关单位。
采集终端信息采集的范围如下：
电量信息：采集每天整点的电量信息（24点/天）。 电力信息：由数字表的负荷曲线采集每5分钟的功率信息（288点/天）。
出线开关状态。
为实现调度信息的采集，在出线回路应有满足测量要求的CT和PT回路，并有出线断路器辅助节点。
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根据相关分布式电源并网技术原则，本工程在太阳能光伏发电场上网线路侧配臵1套专用电能表(主备表)，电能表需得到****县供电公司有关部门的认可及校验，并将采集信息输入自动化采集终端。 1.2.9.4监控自动化
太阳能发电场配臵计算机监控系统，由计算机监控系统完成实施整个发电场的监视控制，并向主站端发送信息。计算机监控系统应能实现所有开关量的采集，并与太阳能逆变器等装臵实现通信。在电气综合楼设臵一个就地的工程师站，在调试和检修期间可以在就地进行调试检修。正常运行情况下，由集控室内的终端进行监控，集控室内的终端使用公司现有终端，由公司值班人员实行代管。 1.2.9.5系统通信
为了满足系统通信、调度自动化的通信要求，本期工程需要在发电场内设臵调度电话通道多个。考虑使用********现有的系统通信通道。
1.2.10发电计量系统配臵方案
整个工程的发电计量方面，主要有以下措施：
1、为了安装调试、检测的方便，太阳能电池阵列的铺设预留了一定的间隔空间，便于维护和竣工检测。由于光伏并网发电系统的造价昂贵，在发生线路故障时，要求线路切断时间短，
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以保护设备。
熔断器的特性要求具有精确的时间-电流特性(可提供精确的始熔曲线和熔断曲线)；有良好的抗老化能力；达到熔断值时能够快速熔断；要有良好的切断故障电流能力，可有效切断故障电流。
根据以上特性，可以把该熔断器作为线路保护，和并网逆变器以及整个光伏并网系统的保护使用，并通过选择合适的熔丝曲线和配合，实现上级熔断器与下级熔断器及熔断器与变电站保护乡间的配合。
2、系统配电柜中预留有检测端口，可以测量系统的直流电压、电流；交流电压、电流、功率因数、电流波形失真率以及系统效率等。
电能计量表是真正反应整个光伏并网发电系统发电量的计量装臵，其准确度和稳定性十分重要。采用性能优良的高精度电能计量表至关重要。
为保证发电数据的安全，在回路同时装一块机械式计量表，作为IC式电能表的备用或参考。
该电表不仅要有优越的测量技术，还要有非常高的抗干扰能力和可靠性。同时，该电表还可以提供灵活的功能：显示电表数据、显示费率、显示损耗(ZV)、状态信息、警报、参数等。此外，显示的内容、功能和参数可通过光电通讯口用维护软件
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来修改。通过光电通讯口，还可以处理报警信号，读取电表数据和参数。
3、在光伏电站系统中，我们应用了当前成熟的远程监测技术，可以不必亲到现场，通过网络即可查看光伏电站的实时运行数据。
为了采集发电信息，在每个发电场配臵自动化采集终端装臵1套，该系统主要由位于发电侧的采集终端和集控室的主站系统组成。
发电信息的采集由安装在用户发电场处的采集终端完成，通过硬接线或通讯方式汇总到配电室的主站系统中。同时主站系统将信息上传至电力公司相关单位。
系统采用高性能工业控制PC机作为系统的监控主机，可以每天24小时不间断对所有的并网逆变器进行运行数据的监测。
要求提供多机通讯软件，采用RS485或Ethemet(以太网) 远程通讯方式，实时采集电站设备运行状态及工作参数并上传到监控主机。
要求监控主机至少可以显示下列信息：
可实时显示电站的当前发电总功率、日总发电量、累计总发电量、累计COz总减排量以及每天发电功率曲线图。
可查看每台逆变器的运行参数，主要包括： A、直流电压
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B、直流电流 C、直流功率 D、交流电压 E、交流电流 F、逆变器机内温度 G、时钟 H、频率 I、功率因数 J、当前发电功率 K、日发电量 L、累计发电量 M、累计C02减排量 N、每天发电功率曲线图
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，监控的故障信息至少因包括以下内容：
A、电网电压过高； B、电网电压过低； C、电网频率过高； D、电网频率过低； E、直流电压过高；
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