.1建筑设计时，应合理确定光伏系统各组成部分在建筑中的位置，便于施工安装及运行维护， 满足其所在部位的建筑防水、排水和系统的检修、维护与更换的要求。 .2安装于建筑屋面的光伏组件，应充分考虑光伏组件的外观特性，使其与建筑功能、建筑外双

5.3.3新建建筑设计应为光伏系统提供安全的安装和使用条件，并应在安装光伏组件的部位采取安全 防护措施，且应满足相应的结构安全和电气安全。 5.3.4安装屋面并网光伏发电系统的建筑，应根据光伏系统安装位置及与建筑结合的形式，在建筑物 外墙或其它明显位置设置相关安全标志。 5.3.5设置于建筑物内部的光伏系统各种配电及控制线路应与建筑物其它管线综合设计，统筹安排， 满足便于安装、检修、维护及管理的要求。 5.3.6新建建筑物电气设计、电气室设计应按照JGJ16相关规定进行。

5.3.8坡屋面上安装光伏组件应符合下列规

a）对于新建建筑，坡屋面坡度宜按光伏组件全年获得太阳辐照最多的倾角设计：对于既有建筑， 综合考虑安全性和经济性等因素选择光伏组件安装方式； b）光伏组件根据建筑造型要求和屋面结构、构造形式，宜选择顺坡镶嵌或顺坡架空安装方式： c）设置在瓦屋面上的光伏组件支架应与理设在屋面板上的预理件连接牵固，并应采取防水构造措 施； d）光伏组件与坡屋面结合处的雨水排放应通畅； e）光伏组件采用顺坡镶嵌安装方式时，其与周围屋面材料连接部位应做好防水构造处理，不应影 响屋面整体的保温、隔热、排水、防水、防雷、抗风及抗震等功能： f）坡屋面上光伏组件的各类电气管线需穿过坡屋面时市政工程施工组织设计，应做防水密封处理： g）顺坡架空安装的光伏组件与屋面之间的垂直距离应满足安装和通风散热间距的要求，通风散热 间距不宜小于100mm h）应在屋面设置用于安装及维护的相关设施与通道

6.1.1屋面并网光伏发电系统的结构设计应考虑结构布置、结构强度计算、结构相关影响以 载力等。

计时就予以同步考虑、统一规划，满足国家现行标准的相关要求。 6.1.3在既有建筑上增设屋面并网光伏发电系统，应事先由原设计单位或具备相应资质单位对既有建 筑的结构设计、结构材料、耐久性、安装部位的构造及强度等提供技术资料，并就安装后对既有建筑 的结构强度影响进行复核验算。 6.1.4屋面并网光伏发电系统结构设计应包括光伏组件强度及刚度校核；支架构件的强度及刚度校 核；光伏组件与支架构件的连接计算；支架构件与主体结构的连接计算。 6.1.5屋面并网光伏发电系统在进行结构设计时应考虑如下结构设计使用年限： a）屋面并网光伏发电系统的结构设计使用年限不应小于25年； b）屋面并网光伏发电系统的锚栓和预埋件等难以更换的部件，其结构设计使用年限宜按50年考 虑； c）大跨度支架钢结构的结构设计使用年限应与主体结构相同。 6.1.6在正常使用状态下，屋面并网光伏发电系统应具有良好的工作性能；抗震设计的屋面并网光优 发电系统，在多遇地震作用下应能正常使用；在设防烈度地震作用下经修理后仍可使用；在罕遇地震 作用下支架系统不得脱落。 6.1.7屋面并网光伏发电系统应进行承载能力极限状态和正常使用极限状态设计计算。

2.1屋面并网光伏发电系统的结构构件应按下列规定验算承载力和挠度： a）无地震作用效应组合时，承载力应符合式（2）的要求：

式中： R构件抗力设计值； ——结构构件重要性系数，可取0.9; S一一荷载按基本组合的效应设计值 b）有地震作用效应组合时，承载力应行

Sε一一地震作用和其它荷载按基本组合的效应设计值； R一构件抗力设计值； YRE一一 结构构件承载力抗震调整系数，钢结构杆件可取0.8，连接件和焊缝可取为0.9。 c）挠度应符合式（4）的要求，

d, ≤d r.lim.

在风荷载标准值或永久荷载标准值作用下产生的

.2玻璃的强度设计值及其它物理力学性能应按JGJ113的规定采用，光伏组件所用到的5mm 厚度的玻璃强度设计值（f）见表1。

表1光伏组件玻璃强度（N/m）

注1：当钢化玻璃的强度标准值达不到浮法玻璃强度标准值的3倍时，表中数值应根据实测结果予以调整； 注2：半钢化玻璃强度设计值可取浮法玻璃强度设计值的2倍。当半钢化玻璃的强度标准值达不到浮法玻璃强度 直2倍时，其设计值应根据实测结果予以调整； 注3：侧面指玻璃切割后的断面，其宽度为玻璃厚度

.3配重式屋面并网光伏发电系统的支架应考虑其整体抗滑移、抗倾覆能力。在9度以上地震地 宜设置配重式屋面并网光伏发电系统

6.3.1非抗震设计的屋面并网光伏发电系统的结构荷载计算应考虑重力荷载、活荷载、检修荷载和风 荷载的效应，必要时考虑温度作用。抗震设计的光伏系统结构荷载计算，还应计入地震作用的效应。 作用组合的效应设计值应参照GB50009的相关规定计算。 6.3.2偶然状况下屋面并网光伏发电系统的抗震设计，应计入地震作用的效应。作用效应组全应符合 GB50011的规定。 网中

式中： Ws——风荷载标准值，kN/m； βg——阵风系数，应按GB50009的规定采用； μ.—风压高度变化系数，应按GB50009的规定采用； 从—风荷载体型系数，应按6.3.4采用； Wo——基本风压，单位为kN/m"，应按GB50009的规定

式中： Ws——风荷载标准值，kN/m； βg——阵风系数，应按GB50009的规定采用； μ.—风压高度变化系数，应按GB50009的规定采用； 从—风荷载体型系数，应按6.3.4采用； wo基本风压，单位为kN/m，应按CB50009的规定采用。

6.3.4屋面并网光伏发电系统的风荷载体型系数应符合式（6）的要求。

us = μs ×β

式中： β一一调整系数，根据不同形式的屋面并网光伏发电系统构造，按附录A分区域取值。 6.3.5屋面并网光伏发电系统的支架系统所承受的风荷载应计入面板传来的风荷载和支架直接承 的风荷载。

6.4光伏组件结构设计

1 光伏组件的面板玻璃应按单层玻璃设计计算，应能承受施加于面板的荷载、地震作用和温厚

6.5.1支架结构设计应按GB50017和GB50429的规定进行。 6.5.2在既有建筑屋面设置光伏系统，其光伏支架结构应经过结构计算，确保光伏系统对屋面增重不 超出屋顶承载能力，同时应验证屋面并网光伏发电系统整体的稳定性。在已建金属屋面和瓦屋面上设 光伏系统时，宜优先选用跟屋面坡度平行安装形式，避免屋面风荷载体形系数的改变带来对原结构的 影响。 6.5.3开口型材应进行局部稳定验算，偏心受压柱应进行整体稳定性验算，受有轴向压力的金属构件， 其长细比不应大于150。 6.5.4钢支架构件的截面厚度不应小于2.0mm，其钢种、牌号和质量等级及焊接性能要求等应符合现 行国家标准和行业标准的规定。 6.5.5钢支架应采取有效的防腐措施。当采用热浸镀锌防腐处理时，锌镀层厚度不宜小于55μm，并 满足现行国家标准GB/T13912的规定。采用氟碳喷涂时，涂层厚度不宜小于35μum；在空气污染严重 及海滨地区，涂层厚度不宜小于45um。采用防锈漆或其它防腐涂料时应遵照相应的技术规定， 6.5.6腐蚀严重地区的钢支架，必要时可在条款6.5.5规定的基础上适当增加防腐蚀涂层厚度 6.5.7由荷载标准值作用下产生的挠度应符合式（7）和（8）的要求： a）铝合金型材：

d f.lim ≤1/180 d s.lim≤1/250.

1一一支撑结构跨度。 6.5.8在风荷载标准值作用下，光伏组件支架的顶点水平位移不宜大于其高度的1/150。

7.1.1光伏系统设备与材料的选型和设计应符合国家现行相关标准的规定，主要设备应通过国家批准 的认证机构的产品认证；在综合考虑发电效率、发电量、电气和结构安全、实用美观的前提下，优先 选用与建筑协调的光伏系统设备，满足安装、清洁、维护和局部更换的要求。 7.1.2材料强度设计值和其它物理、力学性能可按现行相关标准的规定采用。 7.1.3光伏系统所选用的电气设备，在其外壳的显著位置应有防触电警示标识。 7.1.4光伏系统材料的防火性能应符合GB50016的有关要求。支架结构件和连接件应采用不燃材料 保温材料和密封材料宜采用不燃烧或难燃材料，其防火封堵结构应采用防火密封材料。各类电气设备 的防火性能应符合相关国家现行标准和设计要求。 7.1.5在光伏系统内部，只要能够影响到并网接口电能质量的装置，都应满足国家电能质量指标的要 求。 7.1.6装机容量超过1MWp的光伏系统，应配置小型气象设备。

选用的光伏组件应满足如下要求： 安全性应符合GB/T20047.1的有关规定； ）符合下列标准的规定： 1）晶体硅光伏组件应符合GB/T9535的有关规定； 2）薄膜光伏组件应符合GB/T18911的有关规定：

表3电气间隙和爬电距

7.2.4选用的并网逆变器应满足如下要求：

a）符合国家或行业标准：

k）储能装置宜采用在线检测装置进行智能化实时检测，宜具有在线甄别电池组落后单体、判断储 能电池整体性能、充放电管理等功能；且应具有良好的人机界面和标准的网络化通讯接口，便于与监 控系统的信息交互，能够接受电网的调度： 1）若选用铅酸电池，其应符合GB/T22473的有关规定。

7.3.1光伏方阵与水平面的最佳安装倾角应根据所在地区的纬度和太阳辐照情况确定，光伏方阵宜朝 南向。 7.3.2光伏方阵所在水平面在无遮挡的情况下，各个朝向不同的效率参见附录B。 7.3.3光伏方阵不应跨越建筑变形缝安装。 7.3.4光伏方阵不应影响所在建筑部位的保温、隔热、防水性能以及雨水排放等功能。 7.3.5光伏组件安装时应考虑通风等降温措施。 7.3.6应根据建筑物的实际条件，选择光伏组件安装位置及光伏系统类型；应根据光伏发电的容量需 求，确定光伏组件安装的面积，按式（9）计算光伏组件安装面积。

式中： 光伏组件安装面积，单位为平方米（m） C 光伏发电安装容量，单位为瓦（W）； n 光伏组件效率。

C A = n×1000w/m

C A= n×1000W/m

Tmax一一组件正常工作最高温度，单位为摄氏度（℃）； N一一串联数。 7.3.9光伏组串的最大功率点电压应在逆变器的最大功率跟踪电压范围内。 7.3.10光伏组串的最大开路电压不能超过逆变器的最大输入电压，光伏组串的最大开路电压按式 （12）进行计算。

式中： V. 单块光伏组件的开路电压，单位为伏（V）。

7.3.11输入逆变器的光伏组串峰值功率应在逆变器额定输入功率的90%～110%之内。 7.3.12光伏方阵中，应根据实际情况预留足够的维护通道，方便光伏系统日常维护管理。

7.3.11输入逆变器的光伏组串峰值功率应在逆变器额定输入功率的90%～110%之内。

7.4.1屋面并网光伏发电系统发电量预测应根据场址所在地的太阳能资源情况，并考虑屋面并网光 发电系统设计、光伏方阵布置和环境条件等各种因素，估算拟安装容量条件下系统每年的发电量以及 整个生命周期内的发电量。

发电系统设计、光伏方阵布置和环境条件等各种因素，估算拟安装容量条件下系统每年的发电量以及 整个生命周期内的发电量。 7.4.2根据屋面并网光伏发电系统场址周围的地形图，经对屋面并网光伏发电系统周围环境、地面建 筑物情况进行考察，建立该屋面并网光伏发电系统发电量计算模型，并确定最终的发电量。 7.4.3光伏系统发电量按式（13）计算。

发电量，单位为千瓦时（kW·h)； 水平面太阳能总辐照量，单位为千瓦时每平方米（kW· 组件安装容量，单位为千瓦（kWp）； Es标准条件下的辐照度（常数=1kW/m）； K 为综合效率系数。 注：综合效率系数K是考虑了各种因素影响后的修正系数，其中包括： a）光伏组件类型修正系数； b）光伏方阵的倾角、方位角修正系数； c）光伏发电系统可用率； d）光照利用率； e）逆变器效率； f）线路、升压变压器损耗； g）光伏组件表面污染修正系数； h）光伏组件转换效率修正系数

.1屋面井网光伏发电系统电气设计 全的前提下，本看提高系统效率、： 进、功能完善、经济合理、 供配电可靠和安装运行方便的原则进行 2层面并网光代发由系的并网何 及能需设计应想据建由设计或在建电气

计的基础上进行。 8.1.3屋面并网光伏发电系统的电气设计应符合GB50797、GB/T12325、GB/T12326、GB/T14549、 GB/T15543、GB/T19862、GB/T14285、GB/T29319、GB/T50866、JGJ203、DL/T5044等相关国家 标准要求。

.1屋面并网光伏发电系统的逆变器与就地升压变压器的接线方案根据光伏系统的容量、光伏方 布局、光伏组件的类别和逆变器的技术参数等条件，经技术经济比较确定。 .2屋面并网光伏发电系统并入电网时，并网侧宜选用下列连接方式： a）单母线或单母线分段接线，分段时应采用分段断路器：

3.2.3光伏系统母线上的电压互感器和电涌保护器应合用一组隔离开关。 8.2.4屋面并网光伏发电系统内各单元发电模块与光伏发电母线的连接方式，由运行可靠性、灵活性、 技术经济合理性、维修方便等条件综合比较确定，可采用下列连接方式： a）辐射式连接方式； b）“T”接式连接方式。

8.3.1变压器应符合GB/T17468、GB/T6451、GB/T10228、GB20052、DL/T572或GB24790的有 关规定。 8.3.2安装在民用建筑内的变压器应选用干式变压器；安装在建筑外的变压器应在综合考虑安装地点 及环境情况的基础上，根据有关规定确定。 8.3.3户内安置的变压器的防护等级应不低于IP20；户外安置的变压器的防护等级应不低于IP54。 8.3.4变压器的容量不宜小于逆变器容量的1.1倍。 8.3.5可选用高压（低压）预装式箱式变电站或变压器、高低压电气设备等组成的装配式变电站。 8.3.6就地升压变压器可采用双绕组变压器或分裂变压器，就地升压变压器宜选用无励磁调压变压 器。油浸式变压器应采用S11及以上型号的升压变压器，干式变压器应采用SC(G)B10及以上型号升压 变压器。

3.4.1光伏系统的10kV及以上配电装置的设计应符合DL/T5352及GB50060的规定，选用的高压 开关柜应符合国家或行业标准的规定。 8.4.210kV及以上配电装置宜采用户内成套式高压开关柜配置型式，也可采用户外装配式箱式配电 装置。 8.4.30.38/0.22kV配电装置应符合GB50054及JGJ16的规定，选用的交、直流配电柜应符合国 家或行业标准的规定：

8.4.4直流配电柜应满足如下要求

a）选用的直流配电柜应符合国家或行业标准； b）额定电压应不低于DC1000V； c）应能监测和显示各路输入电流及输出电压值，其信号应能输入监控系统； d）每路输入及输出端均应设置过流与短路保护； e）柜内应设置具有隔离功能的断路器； f）柜内应设置具有失效报警功能的电涌保护器：

安装在室内的直流配电柜的防护等级应不低于I

8.4.5交流配电柜应满足如下要求

a）选用的交流配电柜应符合国家或行业标准 b）额定电压应不低于接入电网侧的最高电压： c）设置电流、电压等计量表，其信号应能输入监控系统： d）断路器按进、出线回路要求设置保护功能； e）柜内设置的断路器应具有隔离功能； f）柜内应设置具有失效报警功能的电涌保护器或避雷器； g）安装在室内的交流配电柜的防护等级应不低于IP20。 8.4.6 屋面并网光伏发电系统其它配电设备应根据光伏阵列、变器配置和并网方式等相关因素综合 设计。 8.4.7 屋面并网光伏发电系统的配电箱（柜），应设置专用安全标识和提示性文字及符号

8.5配电房内外设备布置

8.5.1电气设备的布置应紧凑合理，便于设备的操作、搬运、检修、调试和巡视，还应考虑发展的需 要。 8.5.2屋面并网光伏发电系统的供配电设备宜布置在建筑电气配电房内。当建筑电气配电房空间无法 满足光伏供配电设备安装要求时，宜在并网点邻近设置光伏配电室，其耐火等级应符合有关规定。 8.5.3逆变器和变压器室内布置时，其防护等级应不低于IP20，可靠近布置；室外布置时，干式变压 器和逆变器的防护等级应不低于IP54，可靠近布置；油浸变压器与逆变器宜分开布置。电气设备之间 及电气设备与建筑之间的间距应符合相关规定。 8.5.4室内配电设备较多时，可采用单排布置或两排面对面布置或π形布置。 8.5.5储能装置应安装在通风状况良好的室内，室内温度宜控制在15℃30℃。

3.6.1屋面并网光伏发电系统宜符合无人值班的要求。 3.6.2屋面并网光伏发电系统电气设备的控制、测量和信号应符合DL/T5136的规定。 3.6.3通过10kV及以上电压等级并网的屋面并网光伏发电系统宜设置控制室，当具备条件时，二次 设备也可布置在接入点配电房内。控制室面积应满足设备布置和定期巡视维护的要求。 3.6.4逆变器、变压器、10kV及以上线路及直流系统等主要设备，均宜在控制室内进行控制。未设 控制室的建筑光伏系统，上述设备的控制可在就地控制屏上或在配电装置上进行。 3.6.5屋面并网光伏发电系统元件的继电保护应符合GB/T14285的规定。 3.6.6通过10（20）kV及以上电压等级安装容量为1MWp以上的屋面并网光伏系统宜采用计算机监 空系统，主要功能应符合下列要求： a）应对光伏系统电气设备进行安全监控； b）光伏系统发电设备数据采集的数据全少应包括： 1）光伏发电汇流设备、直流柜输出电压、电流、设备内温度； 2）光伏组件斜面上太阳辐射； 3）光伏阵列所在地区环境参数：气温、风速、湿度、水平面太阳总辐射等； 4）光伏逆变器输出电压、电流、发电量、逆变器内部温度等。 c）应满足电网调度自动化要求，完成遥测、遥信、遥控、遥调等功能； d）应配置一套时间同步系统，用于监控系统、保护测控装置及其它需对时的装置，标准同步时钟 本体应能接收中国北斗卫星和GPS卫星发送的信息，作为主时钟的时间基准。时间同步系统的性能指

a）应对光伏系统电气设备进行安全监控； b）光伏系统发电设备数据采集的数据至少应包括： 1）光伏发电汇流设备、直流柜输出电压、电流、设备内温度； 2）光伏组件斜面上太阳辐射； 3）光伏阵列所在地区环境参数：气温、风速、湿度、水平面太阳总辐射等； 4）光伏逆变器输出电压、电流、发电量、逆变器内部温度等。 c）应满足电网调度自动化要求，完成遥测、遥信、遥控、遥调等功能； d）应配置一套时间同步系统，用于监控系统、保护测控装置及其它需对时的装置，标准同步时钟 本体应能接收中国北斗卫星和GPS卫星发送的信息，作为主时钟的时间基准。时间同步系统的性能指

标和技术参数应符合GB/T26866的各项规定； e）宜配置一套交流不间断电源系统，交流不间断电源系统持续供电时间按不小于1h考虑，容量 宜大于3kVA。

屋面并网光伏发电系统升压变压器的过电压保护应符合DL/T620的规定。

8.8.1直流电缆应满足以下要求：

a）组件连接电缆及组串连接电缆应选用光伏专用直流电缆； b）汇流箱到直流配电柜、直流配电柜到逆变器的输入端的电缆：一类建筑内敷设的应选用低烟无 卤阻燃交联聚乙烯电力电缆，二类建筑内敷设的电缆应选用光伏专用直流电缆或阻燃交联聚乙烯绝缘 聚氯乙烯护套电力电缆，二类建筑以下等级建筑内敷设的电缆可选用普通电力电缆；特殊场所内敷设 的电缆，应根据有关规定选取； c）电缆的载流量/截面应不小于与其连接的保护电器的长延时过流保护整定值，直流线路总电压 损失应不大于2%； d电缆的额定电压应根据光伏系统连接方式选择确定

8.8.2交流电缆应满足以下要求

a）一类建筑内敷设的应选用低烟无岗阻燃交联聚乙烯电力电缆：二类建筑内敷设的电缆应选用阻 燃交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套电力电缆；三类及以下等级建筑内敷设的电缆可选用普通电力电缆； 特殊场所内敷设的电缆，应根据有关规定选取； b）电缆的电压等级应不低于系统最高电压； c）电缆的载流量应根据GB50054、GB50217及DL/T5222等相关规定选取。 8.8.3光伏系统电缆敷设应符合国家现行标准GB50217的有关规定。 8.8.4光伏电缆敷设宜采用穿线管或金属槽盒，不少于两点可靠接地。 8.8.5电力电缆与控制电缆宜分开设置，当设置在同一侧或同一支架上时，控制电缆宜设置在电力电 缆的下方。 8.8.6电缆沟或电缆由站外进入电气室的入口处，或电缆穿入控制室、配电装置室及有防火要求的房 间墙壁和地板处，其孔洞均应采用非燃材料填封。 8.8.7电缆沟内应采取防火、排水和防止动物抓咬电缆的措施。电缆管进出口应设置防水及阻止老鼠 等动物进入管内的措施。 8.8.8埋地电缆其理设深度不宜小于700mm

8.9.6微网系统与公共配电网间必须要有隔离装置，隔离装置满足易操作、独立、断开状态可见的要 求。 8.9.7对于在公共配电网发生故障情况下断开互连的微网系统，如果有自动恢复互连功能，接入电压 等级为0.4kV及以下用户低压侧的，延时20s以上方可恢复互连；对于接入电压等级为10kV及以上 电网，需经供电部门允许后方能恢复互连。 8.9.8微网系统可根据实际需要配置一定容量的储能装置，以满足向负载提供持续、稳定电力的要求。 配置储能系统的容量应根据当地电网条件、负载的电能需要和所配储能电池的技术特性来确定。储能 电池的容量按式（14）计算。

D,xFxP Cc UxK.

式中： Cc一一储能电池的容量，单位为千瓦时（kW·h）； D，一一最长无日照期间用电时数纺织标准，单位为小时（h)； F一一储能电池放电效率的修正系数（通常为1.05）； U一一储能电池的放电深度（0.5～0.8）； K。一一包括逆变器等交流回路的效率（通常为0.7～0.8）。 9.9用于微网系统的储能电池宜按以下技术条件选择：储能效率、循环寿命、能量密度、功率密度 应时间、环境适应能力。储能装置采用直流供电系统时，应符合DL/T5044的规定。 9.10微网系统电线、电缆的选择与敷设设计，应符合GB50217的规定，电线、电缆截面应进行技 经济比较后选择确定。

8.10 光伏微网监控系统

8.10.1光伏微网监控系统须具备以下功能：

a）微网内关键节点电能质量监测； b）储能系统容量监测； c）光伏发电趋势预测； d）网内负荷变化趋势预测 e）事故告警记录； f）报表曲线； g）历史数据查询； h）电能流动功率与方向控制； i）Web远程浏览、控制。 8.10.2环境监控系统构成主要为风速仪、温度传感器、太阳辐射仪和监控电脑等，为监控电脑可以 实时储存监控数据，并能够方便用户导出历史数据，历史数据可通过刻录光盘备份，应至少能保存至 系统拆除为止。 8.10.3光伏监控系统包含场地环境监控系统、光伏阵列和逆变器运行参数监控及交流侧并网参数监 控等。

8.10.4监控系统测量和记录的参数如表4所

注1：总辐照度是指方阵平面内的辐照度，定义为入射在倾斜面单位面积上直接辐射加散射的辐射功率。 注2：除特殊规定要求，或如果光伏方阵处于极端工作条件的情况下，风速参数是非强制的。 注3：交流和直流量可以用附加下标来表示，对多相系统参数Va、Ia和Pa应对每相加以标明。 注4：单个电流或功率传感器通常能用于输入和输出方向的电流测量或功率测量，传感器输出正信号表示输入 到储存设备或电网，负信号表示从储能设备或电网输出，从单个传感器获取的输入和输出，必须在软件中分别累加 注5：跟踪装置的角度对跟踪方阵系统是可以选择的，对单轴跟踪装置的位置，例如，对水平单轴跟踪装置， 这个参数给出和水平面的夹角，东为负，西为正。 注6：如果有助于提高精度，功率调节器的逆变部分的功率使出可直接测量。

8.10.5记录间隔应小于5min，如果需要，可以增加记录频率，在每个记录间隔，衡量时段结束时， 应记录时间和日期。 8.10.6监测时段应足够长以获得能代表负载和环境条件的运行数据。因此，连续监测的最小时段应 按照采集数据的最终用途来选择。 8.10.7监测记录应记录所有异常时事件、部件变化、失效、故障或意外事件。也应记录能用于说明 和评价数据的其它注释事件，如天气、传感器重新校准、数据采集系统的变化、负载或系统的运行、 传感器或数据采集系统的问题。 8.10.8光伏系统检测宜采用有线连接方式车库设计规范和图纸，当通信距离小于300m时，宜采用通信电缆连接，当通 信距离为300m及以上时，宜采用光纤连接