DB13/T 6300-2026 高速公路分布式光伏发电工程技术规范

ICS 27.160 CCS F 12

13

河北 省地 方标 准

DB13/T 6300—2026

高速公路分布式光伏发电工程技术规范

2026-04-09 发布 2026-05-09 实施

河北省市场监督管理局发 布

DB13/T 6300—2026

目次

前言 II

1 范围 1

2 规范性引用文件 1

3 术语和定义 2

4 总体要求 2

5 设计 3

6 施工 8

7 调试 12

8 验收 15

附录 A(资料性) 高速公路分布式光伏发电工程建设流程 16

I

DB13/T 6300—2026

前言

本文件按照GB/T 1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。

请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。

本文件由河北省交通运输厅提出并归口。

本文件起草单位：河北水利电力学院、河北远践交通科学研究有限公司。

本文件主要起草人：王希平、蓝清、李文才、刘文伟、彭程、孙竹立、张检亮、徐虎南、张建秋、曹靖、卢妍辉、王磊、穆恬恬、程兴园、周永丰、项迎日、林桂朋、咸艳艳、朱妍、杨昱泽。

II

DB13/T 6300—2026

高速公路分布式光伏发电工程技术规范

1 范围

本文件规定了高速公路分布式光伏发电工程的总体要求、设计、施工、调试与验收等要求。

本文件适用于高速公路路域范围内35kV及以下分布式光伏发电工程建设。

2 规范性引用文件

下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件;不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。

GB/T 9535.1 地面用光伏组件设计鉴定和定型第1部分：测试要求

GB/T 9535.2 地面用光伏组件设计鉴定和定型第2部分：试验程序

GB/T 9535.101 地面用光伏组件设计鉴定和定型第1-1部分：晶体硅光伏组件测试的特殊要求GB/T 12325 电能质量供电电压偏差

GB/T 12326 电能质量电压波动和闪变

GB/T 14048.2 低压开关设备和控制设备第2部分：断路器GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程

GB/T 14549 电能质量公用电网谐波

GB/T 15543 电能质量三相电压不平衡

GB/T 18911 地面用薄膜光伏组件设计鉴定和定型

GB/T 19064 家用太阳能光伏电源系统技术条件和试验方法

GB/T 29321 光伏发电站无功补偿技术规范

GB/T 32512 光伏发电站防雷技术要求

GB/T 33342 户用分布式光伏发电并网接口技术规范

GB/T 33599 光伏发电站并网运行控制规范

GB/T 34933 光伏发电站汇流箱检测技术规程

GB/T 34936 光伏发电站汇流箱技术要求

GB/T 36558 电力系统电化学储能系统通用技术条件

GB/T 36963 光伏建筑一体化系统防雷技术规范

GB/T 37408 光伏发电并网逆变器技术要求

GB/T 37655 光伏与建筑一体化发电系统验收规范

GB/T 38335 光伏发电站运行规程

GB 50017 钢结构设计标准

GB 50018 冷弯型钢结构技术标准

GB 50052 供配电系统设计规范

GB 50057 建筑物防雷设计规范

GB 50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准

GB 50168 电气装置安装工程电缆线路施工及验收标准

GB 50169 电气装置安装工程接地装置施工及验收规范

GB 50172 电气装置安装工程蓄电池施工及验收规范

GB 50205 钢结构工程施工质量验收规范

GB 50207 屋面工程质量验收规范

GB 50217 电力工程电缆设计标准

GB/T 50224 建筑防腐蚀工程施工质量验收标准GB 50227 并联电容器装置设计规范

GB 50303 建筑电气工程施工质量验收规范

1

DB13/T 6300—2026

GB 50429 铝合金结构设计规范

GB 50693 坡屋面工程技术规范

GB 50794 光伏发电站施工规范

GB/T 50796 光伏发电工程验收规范GB 50797 光伏发电站设计标准

GB 50896 压型金属板工程应用技术规范

GB 51048 电化学储能电站设计规范

GB/T 51368 建筑光伏系统应用技术标准GB 55001 工程结构通用规范

DL/T 620

交流电气装置的过电压保护和绝缘配合

DL/T 995

继电保护和电网安全自动装置检验规程

DL/T 5044

电力工程直流电源系统设计技术规程

JG/T 490

太阳能光伏系统支架通用技术要求

JG/T 492

建筑用光伏构件通用技术要求

JG/T 535

建筑用柔性薄膜光伏组件

JGJ/T 203

民用建筑太阳能光伏系统应用技术规范

JTG H30 公路养护安全作业规程

NB/T 10394 光伏发电系统效能规范

NB/T 11422 分布式光伏发电系统工程技术规范

NB/T 32004 光伏发电并网逆变器技术规范

NB/T 42073 光伏发电系统用电缆

NB/T 42142 光伏并网微型逆变器技术规范

3 术语和定义

下列术语和定义适用于本文件。

3. 1

分布式光伏发电系统 distributed photovoltaic power system

于用户所在场地或附近建设并运行，采用用户侧就地消纳为主，多余电量上网运行方式的光伏发电系统。

[来源：NB/T 11422-2023，2.0.1，有修改]

4 总体要求

4, 1 高速公路分布式光伏发电工程设计及施工应进行可行性评估，应考虑交通事故及二次事故影响，识别安全应急风险，并制定应急预案。高速公路分布式光伏发电工程应符合 NB/T 11422 的有关规定。

4. 2 应结合环境保护和水土保持要求，从高速公路分布式光伏发电工程全生命周期角度，考虑其建设及运行对环境的影响。

4. 3 光伏建筑一体化系统应纳入建筑工程管理，统一规划、同步设计、同步施工、同步验收，与建筑工程同时投入使用，建筑设计应根据光伏组件的类型、安装位置和安装方式，为光伏组件的安装、使用、维护和保养提供必要的承载条件和空间。在既有服务区、收费站、养护工区、路段管理部门办公区、停车场遮阳棚等建筑物上增设光伏发电系统，应进行建筑物结构和电气的安全复核，并应满足建筑结构及电气的安全性要求，且不应降低相邻建筑物的日照标准。

4,4 高速公路服务区、收费站、养护工区、路段管理部门办公区、停车场遮阳棚、匝道圈的光伏系统的最大系统电压应不大于 DC 1500V，其中建筑光伏系统的最大系统电压宜不大于 DC 1000V。

4.5 屋顶分布式光伏开发建设应与周边建筑(景观)相协调，综合考虑环境气象条件、建筑条件、运输与施工条件等因素，满足安全可靠、经济实用、环保美观、施工方便、便于发电系统运行维护和检查等要求。

2

DB13/T 6300—2026

4,6 无人值守的光伏系统，应设置生产运行远程监控系统，并定期查看设备运行工况;具备条件的，宜布置远程视频监控系统，作为无人值守的补充监控手段，加强现场安全状态监控特别是恶劣气象条件下的监控。

4. 7 高速公路分布式光伏发电站设计在满足安全性和可靠性的同时，宜采用绿色、环保、节能、低碳的材料与设施。

4.8 高速公路分布式光伏发电工程主要流程包括设计、施工、调试与验收，应加强流程实施相关方之间的信息沟通与协调，建设流程参照附录 A。

4.9 高速公路分布式光伏发电站设计时应对站址及其周围区域的工程地质情况进行勘探和调查，查明站址的地形地貌特征、结构和主要地层的分布及物理力学性质、地下水条件等。

5 设计

5. 1 一般要求

5.1.1 高速公路分布式光伏系统宜选用环保低碳、节能高效的材料和设备，光伏组件不宜产生光污染，不应影响车辆与行人的正常通行，宜配套组件清洗系统。电气安全应符合 GB 50303 的规定，防雷设计应符合 GB 50057 的规定，结构安全设计应符合 GB 55001 的规定。高速公路分布式光伏系统的施工安装应符合 GB 50794、GB/T 51368 的有关规定。

5.1.2 光伏方阵与逆变器之间的容量配比应综合考虑光伏方阵的安装类型、场地条件、太阳能资源、光伏方阵至逆变器的各项损耗等因素后确定，并应符合 NB/T 10394 的有关规定。

5.1.3 项目施工不应破坏高速公路原有设施的基本功能，光伏组件支撑结构的结构样式、建设高度、结构外边缘应与高速公路外边缘相协调。在人员有可能接触或接近光伏系统的位置，应设置防触电警示标识。

5.1.4 应按照 GB 50797 要求，对边坡光伏发电工程进行过电压保护、防雷接地和消防设计。光伏系统直流侧最大系统电压大于或等于 120V 时，宜设置直流电弧保护装置。光伏系统的过电压保护应选用低残压、低残流的防雷技术或产品;接地系统应优先选用隔离式分组接地防护技术。

5.1.5 对设施功能、结构稳定性、设备布置及运行、电气和线路安全性等进行必要的检查。

5.2 光伏支架和支撑基础

5.2.1 应根据所选路段的岩土工程勘察结果，进行支架基础设计。金属支架的选用应符合 JG/T490的规定，应使用不燃材料;异质金属接触、紧固时，应采取防止电化学腐蚀的隔离措施。支撑结构系统的强度、刚度和稳定性应符合 GB 50429 和 GB 50017 的要求。光伏支架的设计使用年限、安全等级、结构支架抗震应符合 NB/T 11422 的要求。

5.2.2 支架基础型式相关技术要求，包括但不限于：

a) 为设计提供依据的试验应在设计前进行，基桩载荷试验、锚杆的拉拔试验及平板载荷试验等应加载至破坏或设计要求值。支架基础竖向拉力值应根据 GB 55001 中 50 年一遇的风荷载数值取值，结构建模计算确定;

b) 通常采用便携式旋紧机进行打桩作业，如遇钻进困难可预成小孔后再旋拧，预成孔孔径不应超过桩杆直径;

c) 螺旋桩施工完毕后，应测量螺旋桩位置，当桩位偏差大于 30mm 或大于桩直径的 10% 时，应进行纠偏，并用素土或砂浆等填缝材料回填螺旋桩与边坡之间的缝隙。

5.2.3 高速公路分布式光伏可选用刚性支架、柔性支架或一体化安装等形式，宜采用刚性材料较少的柔性支架等安装方式，组件支撑板件的板型设计与施工应符合 GB50896 的相关规定。

5.2.4 支架的风荷载、雪荷载和温度应力应按 GB 55001 中 50 年一遇的荷载数值取值。光伏支架基础应按承载能力极限状态和正常使用极限状态进行设计，使用年限不应小于高速公路分布式光伏设计使用年限，且不应小于 25 年。

5.2.5 应根据不同地区的实际环境确定支架的防腐处理要求，采用热浸镀锌或镀镁铝锌等方式进行表面处理。

5.2.6 采用刚性支架时，应确保同一光伏方阵内各横梁相互平行，连接点不应位于两块光伏板空隙之间。采用柔性支架时，结合边坡地形进行结构设计，支架柱间跨度不小于 5m。组件安装前使用专用锚具对钢绞线进行预张拉，确保钢索不会出现明显下沉与偏移，单根拉索长度不宜超过 120m。

3

DB13/T 6300—2026

5.3 光伏组件

5.3.1 光伏方阵安装方式分为固定式、可调式和跟踪式三种，应根据太阳辐射资源、气候条件、使用环境、安装容量、安装场地面积，负荷特性和运行管理方式等进行选择。组件的选择应满足高效、防火的基本功能，宜采用低眩光的无边框或无玻璃光伏组件。

5.3.2 光伏方阵采用固定式布置时，最佳倾角应结合项目当地多年月平均辐照度、直射分量辐照度、散射分量辐照度、风速、雨水、积雪等气候条件，同时结合边坡利用率、光伏建设容量、电缆用量等确定组件安装方向。

5.3.3 光伏系统中，接入同一光伏组件串的各光伏组件的电性能参数宜保持一致，接入同一最大功率跟踪回路的光伏组件串的电压、组件朝向、安装倾角宜保持一致。

5.3.4 光伏组件串的工作电压变化范围应在逆变器的最大功率追踪电压范围内。当两个以上的光伏组串联接到同一路最大功率点跟踪(MPPT)，两个以上的光伏子方阵连接到同一逆变器时，应提供光伏组串/子方阵过电流保护;对于在故障条件下可能会有来自其他电源的电流注入光伏方阵时，应提供光伏方阵过电流保护。光伏组件应符合 GB/T 9535.1、GB/T 9535.2、GB/T 9535.101、GB/T 18911、 JG/T 492、JGJ/T 203 和 JG/T 535 的规定。光伏组件防反二极管的额定电压应不低于最大系统电压的 2 倍，额定电流应不低于光伏组件短路电流的 1.4 倍。

5.3.5 光伏方阵各排、列的布置间距应保证每天 9:00～15:00(当地真太阳时)时段内前、后、左、右互不遮挡，并结合太阳辐照度、风速、雨水、积雪等气候条件及建筑朝向、屋顶结构等因素进行设计，经技术经济比较后确定方位角、倾角和阵列间距。光伏方阵内光伏组件串的最低点距地面的距离不宜低于 300mm，并应考虑以下因素：当地的最大积雪深度、当地的洪水水位和植被高度等。光伏方阵上缘与高速公路土路肩外边缘沿坡面的直线距离不小于 1.5m;光伏组件与坡面垂直距离应为0.5m±0.1m，确保边坡草皮与组件无接触;边坡纵向相邻组件阵列间应设置宽度不小于 1m 的检修通道;边坡横向每隔两排组件设置一条维护通道，通道宽度应不小于 0.5m。建筑光伏发电系统支撑结构样式、建设高度、结构外沿应与建筑物立面相协调。分布式光伏支架单元不应跨越建筑变形缝。光伏组件布置应避开建筑物排油烟口、排风口、空调系统等构件。在建筑物立面上安装的光伏组件，安装高度距离地面宜大于 2.5m 或采取安全防护措施。光伏发电系统安装到服务区、收费站、养护工区、路段管理部门办公区、停车场遮阳棚地面时宜设置隔离栅或安装最低高度宜大于 2.5 米。

5.3.6 将光伏组件与光伏支架牢固组装，并确保组件不会对电缆产生挤压。

5.3.7 光伏方阵设计采用横向自下而上，纵向自方阵一侧向另一侧的方式安装光伏组件，以便于光伏组件表面的清洗和维修。

5.3.8 同一光伏方阵内，组件间的间隔距离不小于 20mm，光伏组件应在与高速公路平行的同一倾斜面内，光伏组件倾斜角度偏差允许范围为±1°, 相邻光伏组件间的边缘高差不大于 2mm，同组光伏组件间的边缘高差不大于 5mm。

5. 4 电缆

5.4.1 高速公路光伏系统用电缆选择与敷设，应符合 GB 50217 的规定，宜采取穿管埋地敷设方式。边坡光伏系统应在边坡下沿敷设电缆，埋地深度应不小于 0.8m，直埋电缆与排水沟净距不小于 0.5m;遇不易开挖的边坡路段可采取桥架敷设方式，桥架宜布置于坡脚位置，应预制桥架基础架空桥架，桥架与地面的距离不小于 0.1m。

5.4.2 敷设前应复核电缆型号、规格、电压等，并检查电缆外观及盘上电缆端头密封性，当采用 1500V电压系统时，电缆的绝缘性、护套厚度，椭圆度，绝缘电阻，热延伸，耐盐雾、烟雾、成束燃烧试验的差异，应通过 1500V 电缆相关测试要求。

5.4.3 光伏组件与组串汇流箱、光伏组件与组串逆变器之间的电缆宜有固定措施和防晒措施，且应符合 NB/T 42073 的规定，光伏组串、光伏子方阵和光伏方阵的电缆规格应根据相应线路最小额定电流、线路过电流保护值以及线路预期故障电流来确定，取最大电流值确定电缆线径。

5.4.4 电缆敷设前，沿电缆敷设路径检查电缆桥架、支架、电缆保护管等，并确认各单元区域的设备位号和平面位置符合设计要求。

5.4.5 电缆与公路交叉时，应采用非开挖方式敷设，并设置保护套管。高速公路、一级公路套管顶覆土深度不小于 2m，二级及以下公路套管顶覆土深度不小于 1.8m。集中敷设于沟道、槽盒中的电缆宜选用 C 类阻燃电缆。

4

DB13/T 6300—2026

5.4.6 不应出现电缆外露情形，应对垂落的线缆进行捆扎固定，捆扎间距不大于 0.3m，防止直接垂落于地面。

5.4.7 应沿电缆敷设路径，在直线段每隔 100m、转弯处以及接头部位，均需竖立显著的方位标识或标桩。

5.4.8 控制电缆或通讯电缆不宜与电力电缆敷设在同一电缆沟内，当无法避免时，应各置一侧，宜采用防火槽盒或防火隔板进行分隔。

5.5 汇流箱

5.5.1 光伏直流汇流箱应符合 GB/T 34933 和 GB/T 34936 的规定，直流开关应为光伏专用直流开关。

5.5.2 汇流箱应具有低残压、低残流的雷电防护能力，宜采用对接地电阻值不限制，且防护性能好的隔离式防雷接地汇流装置。

5.5.3 汇流箱的输入回路宜具有防逆流及过流保护;对于多级汇流光伏发电系统，只需一级具有防逆流保护。

5.6 逆变器

5.6.1 逆变器应符合 GB/T 37408、NB/T 32004、NB/T 11422 和 NB/T 42142 的规定。应选用具备频率异常耐受能力、高低电压穿越能力、系统异常电压耐受能力、防孤岛保护能力等功能的逆变器，必要时选用具备组串智能分断功能的逆变器。

5.6.2 应结合光伏方阵排布、电缆用量、线损、箱式变电站布置方案、外线接入方案等确定逆变器安装位置，且不应对光伏组件形成光线遮挡。

5.6.3 逆变器的总额定容量应根据光伏系统装机容量确定，独立光伏系统逆变器的总额定容量应根据交流侧负荷最大功率及负荷性质确定。逆变器的数量应根据实际安装条件，光伏系统装机容量与单台逆变器额定容量，并结合逆变器允许接入的电流、电压值来确定，超配系数不宜大于 1.7。逆变器最大直流输入功率应符合公式(1)规定：

SINV = ∑i(")= 1 Si ⁄ki ……………………………………………… (1)

式中：

SINV——逆变器最大直流输入功率，单位为W;

Si ——各个组件的标称功率，单位为W;

ki ——超配系数。

5.6.4 宜采用壁挂方式将逆变器安装于坡脚位置，逆变器与地面的垂直距离不小于 1m，壁挂支架基础外沿与排水沟净距不小于 0.5m，逆变器安装不应破坏原排水系统。

5.6.5 电缆与逆变器连接前，应检查电缆绝缘性，并校对电缆相序和极性。

5.6.6 采用套管将逆变器直流进线缆与交流出线缆接入地面，对直流电缆进行组串标号，对交流电缆编号并挂标识牌。

5.6.7 应在逆变器明显位置设置防触电警示标识。

5.6.8 户外型逆变器的防护等级应不低于 IP54 要求，户内型逆变器的防护等级应不低于 IP20 要求。

5.6.9 逆变器应具备有功功率连续平滑调节能力，能够接受本地能量管理系统、配变台区智能融合终端等的控制指令调节有功功率输出值，调节范围为 20%～100%，控制误差应为逆变器额定有功功率侧的±1%，响应时间不应大于 1 秒。逆变器稳态无功功率输出范围应在-33%～33%内连续可调，具体参照 GB/T 37408，控制误差应为逆变器额定有功率侧的±1%，响应时间不应大于 1 秒。

5.6.10 逆变器的配置应满足下列要求：应具备自动运行和停止功能、最大功率跟踪控制功能和防孤岛功能;应具有并网保护装置，并与电网的保护相协调;应具备电压自动调整功能;应具备低电压穿越功能;应具备响应电网有功和无功调节指令的功能;通信协议规约应与电网设备相协调，具备单独接受电网统一调度的功能，并配置满足电网调度要求的本地控制终端;应满足环境对逆变器的噪声和电磁兼容要求。

5. 7 配套储能

5.7.1 配套储能以不出现长时间大规模反送、不增加系统调峰负担为原则，综合考虑区域光伏开发

5

DB13/T 6300—2026

规模、负荷特性等因素，确定储能配置容量，提升系统调节能力。

5.7.2 配套储能装置应满足 10 年(5000 次循环)以上工作寿命，系统容量 10 年衰减率不超过20%。

5.7.3 配套储能装置优先选用电化学储能。

5.7.4 电化学储能电池的初始充放电能量、循环性能、能量保持与恢复能力、安全性能、绝缘性能、耐压性能等技术要求应符合 GB/T 36558 有关规定。

5.7.5 储能装置应采用在线监测装置进行智能化实时检测，应具有在线识别电池组落后单体、判断储能电池整体性能、充放电管理等功能，且应具有人机交互界面和通讯接口，便于与监控系统的信息交互，通信协议规约应与电网设备相协调，具备单独接受电网统一调度的功能。

5.7.6 储能电池容量和性能应可检测、可诊断，使控制系统在预知电池容量和性能的情况下降低屋顶分布式光伏接入电网的冲击，提高电网的可靠性和效率。电池储能系统的监控系统及其子系统(包括电池管理系统、储能系统配套升压变电及高低压配电装置监控单元等)所采用的通信协议需符合国际通用标准及客户要求。

5.7.7 储能消防设计应根据建设规模、各类储能不同特性采取相应的消防措施，从全局出发，统筹兼顾，做到安全使用、技术先进、经济合理，储能的耐火等级、灭火设施、消防报警设计应符合 GB51048有关规定。

5.7.8 储能的电池室、电气室等用房应设置火灾自动报警系统、自动灭火系统、排烟设施、应急照明和疏散指示系统。

5.7.9 电池室之间、电池室与易燃易爆物品及重要设备设施之间、与其他生产生活区域之间应保持安全防火距离，防火距离不足时，应采取相应防火隔离措施。

5.7.10 电池室配置的自动灭火系统，应与电池管理系统、火灾探测器或可燃气体探测装置、空调、排风系统联动，具备远程被动指令启动和应急机械启动功能，自动灭火系统的最小保护单元应为电池模块，每个电池模块宜单独配置探测器和灭火介质喷头，灭火介质应具有良好的绝缘性和降温性能，能扑灭电池火灾和电气设备火灾，且防止复燃。

5.8 箱式变电站

5.8.1 箱式变电站建设应考虑环境保护及安全防护需求，宜选择干式变压器。

5.8.2 应结合高速公路路域的实际条件，包括地形地貌、土壤特性等因素，合理确定箱式变电站的安装位置，宜安装在高速公路隔离栅外或路域外的区域。

5.8.3 确需将箱式变电站安装于高速公路隔离栅以内时，相关技术要求包括但不限于：

a) 应结合光伏方阵排布、接入方案、线缆用量、走线便利性等，确定箱式变电站安装位置，宜放置于电网接入点附近，箱式变电站不应对光伏方阵造成光线遮挡;

b) 应结合基础承载力、边坡抗雨水冲刷能力及水土保持需求，预留边坡导水通道，设计箱式变电站基础;

c) 箱式变电站应安装于坡底位置，安装完成后的箱体最高点宜低于高速公路路面，箱体最低点与地面的距离应不小于 0.4m，且保证箱体水平;

d) 应围绕箱式变电站搭建检修平台，检修平台应设置防护围栏，围栏高度不低于 1m，应设置检修扶梯与检修平台连接，并在高速公路隔离栅处预留维修通道。

5.8.4 应加强箱式变电站安装区域的安全防护，必要时提升公路护栏等级，并在箱式变电站的明显位置设置防触电警示标识。

5.9 接入系统

5.9.1 光伏发电工程接入电网应符合 GB/T 38335 的有关规定。

5.9.2 高速公路分布式光伏发电工程接入电网的电压，应根据光伏发电站的容量及电网的具体情况，经技术经济比较后确定。工程宜优先采用10 kV 及以下电压接入;当单个并网点装机容量较大，或受导线载流量、上级变压器容量及线路可接纳能力等条件限制时，采用35 kV 电压接入，见表1。

6

DB13/T 6300—2026

表1 高速公路光伏接入电压建议表

单个并网点容量(MW)

并网电压(kV)

<0.4

0.38

0.4～6

10

≥6

35

注：最终并网电压宜根据电网条件，经过技术经济比选论证确定，优先采用低电压接入

5.9.3 光伏发电工程应具备与电力调度部门进行数据通信的能力，并网双方的通信系统应符合电网安全经济运行对电力通信的要求。

5.9.4 应充分考虑周边电网接入条件及要求，确定光伏发电工程接入点位，宜按就近并网原则将高速公路分布式光伏发电工程与路域外并网点建立快速、可靠的接入通道，具体建议见表 2。

表2 高速公路光伏并网点选择建议表

电压(kV)

并网点

0.38

配电室、箱变或柱上变压器低压母线;低压主干线路/配变箱

10

变电站、开关站、配电室、箱变、环网箱(室)的10kV母线;

10kV线路(架空线路)

35

变电站或开关站35kV母线;35kV线路

5.9.5 配电柜、计量柜等带电设施的设置位置应结合工程布置及运行管理需求合理确定，并符合电气安全、防护及运维要求。设置于室外的带电设施应采取架高、防护、隔离等措施，并在明显位置设置警示标识。

5. 10 电气主接线

5.10.1 光伏升压站或输出汇总点的电气主接线方式，应根据高速公路光伏规划容量、分期建设情况、供电范围、当地负荷情况、接入电压和出线回路数等条件，通过技术经济分析比较后确定，采用如下典型主接线方式：0.38kV 宜采用单元或单母线接线;10kV 宜采用线变组或单母线接线;35kV宜采用线变组或单母线接线。

5.10.2 母线上的电压互感器和避雷器应合用一组隔离开关，并组装在一个柜内。

5.10.3 光伏系统内 10kV 系统中性点采用不接地、经消弧线圈接地或小电阻接地方式。就地升压变压器的低压侧中性点是否接地应依据逆变器的要求确定。

5.10.4 当采用消弧线圈接地时，应装设隔离开关。消弧线圈的容量选择和安装要求应符合 DL/T620的规定。

5. 11 无功补偿装置

5.11.1 光伏系统的无功补偿装置应按电力系统无功补偿就地平衡和便于调整电压的原则配置。光伏系统无功电源特性应符合 GB/T 29321 的规定。

5.11.2 并联电容器装置的设计应符合 GB 50227 的规定。

5.11.3 无功补偿装置宜选用成套设备，其性能应符合GB/T 29321 的规定。

5.11.4 无功补偿装置配置应充分利用并网逆变器的无功容量及其调节能力。

5. 12 电能质量

5.12.1 直接接入公用电网的光伏系统应在并网点装设电能质量在线监测装置;接入用户侧电网的光伏系统的电能质量监测装置应设置在关口计量点。电能质量数据应储存一年以上。

5.12.2 光伏系统接入电网后引起电网公共连接点的谐波电压畸变率以及向电网公共连接点注入的谐波电流应符合 GB/T 14549 的规定。

5.12.3 接入电网后，公共连接点的电压应符合 GB/T 12325 的规定。

5.12.4 引起公共连接点处的电压波动和闪变应符合 GB/T 12326 的规定。

5.12.5 并网运行时，公共连接点三相电压不平衡度应符合 GB/T 15543 的规定。

5.12.6 并网运行时，向电网馈送的直流电流分量最大不应超过其交流额定值的 0.5%。

7

DB13/T 6300—2026

5. 13 继电保护

5.13.1 光伏系统的保护应符合 GB/T 14285 的规定，且应符合可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。

5.13.2 光伏系统应具备快速检测孤岛且立即断开与电网连接的能力，其防孤岛保护应与电网侧线路保护相配合。

5.13.3 在并网线路同时 T 接有其他用电负荷情况下，光伏系统防孤岛效应保护动作时间应小于电网侧线路保护重合闸时间。

5. 14 站内电源

5.14.1 光伏系统宜设置蓄电池组，向继电保护、信号、自动装置等控制负荷和交流不间断电源装置、断路器合闸机构及直流事故照明等动力负荷供电，蓄电池组应以全浮充电方式运行。

5.14.2 蓄电池组及充电装置的选择应按 DL/T 5044 的规定执行。

5. 15 防雷与接地设计

5.15.1 光伏方阵应设置接地网，并充分利用支架基础金属构件等自然接地体，接地连续、可靠，工频接地电阻应满足接地电阻需不应大于 4Ω。

5.15.2 5.15.2 接地干线(网)应在不同的两点及以上与接地网连接或与原有建筑屋顶防雷接地网连接，连接应牢固可靠，不应采用铝导体做接地体或接地线。

5.15.3 5.15.3 接地干线(网)连接、接地干线(网)与屋顶建筑防雷接地网连接应采用焊接，焊接质量应符合要求，不应出现错位、平行和扭曲等现象，焊接点应做好防腐处理，在直线段上，不应有高低起伏及弯曲等现象。

5.15.4 带边框的组件、所有支架、电缆的金属外皮、金属保护管线、桥架、电气设备外壳、基础槽钢和需接地的装置都应与接地干线(网)牢固连接，并对连接处做好防腐处理措施。

6 施工

6. 1 一般要求

6.1.1 高速公路分布式光伏发电系统的施工安装应满足 GB 50794、GB/T 51368 的有关规定。

6.1.2 安装高速公路分布式光伏发电系统的高速公路、服务区等主体结构应完成验收，需要进行结构加固的建筑物，加固措施已完成并完成验收。施工单位的资质、特种作业人员资格、施工机械、施工材料、计量器具等应报监理单位或建设单位审查完毕。工程定位测量基准应确立，测量放线工作已完成并复核无误。施工安装方案应完成审批，并完成安全技术交底。建筑集成光伏发电系统的施工方案应纳入建筑设备安装范畴统一编制。

6.1.3 项目施工应减少土石方挖填施工，降低对地表植被和表层土的破坏;应减少开挖施工对边坡及道路基础的影响，保证公路路基稳定。工程启用前，应进行系统调试，并对植被及施工表面恢复补救、交通安全设施和排水等恢复功能。

6.1.4 高速公路分布式光伏发电系统施工安装应符合设计要求。高速公路光伏系统的安装施工应纳入建筑设备安装施工组织设计，并应包括与主体结构施工、设备安装、建筑与环境相协调的配合方案以及安全措施等。

6.1.5 高速公路分布式光伏发电系统施工安装时应做好现场施工各阶段的安全防护措施，保持施工现场的清洁和道路畅通，确保消防措施落实，满足区域工程施工管理相关规定。屋顶、屋面光伏系统施工应制定有效的防跌落措施。建筑物屋面施工材料应按屋面承载能力分散堆放，不应超载。建筑附加光伏发电系统施工结束后应对屋面防水和屋面设备、设施进行检查。

6.2 施工要求

6.2.1 基本要求

6.2.1.1 高速公路分布式光伏系统的安装与施工，不应破坏高速公路路堤边坡、匝道圈、服务区、收费站、养护工区、路段管理部门办公区、隧道隔离带、停车场遮阳棚等的附属设施。

6.2.1.2 方阵支架施工及组件安装完成后，应先对设施和设备采取保护措施，再进入电气安装施工。

8

DB13/T 6300—2026

6.2.1.3 穿过建筑楼板、屋面和墙面的电缆，其防水套管与建筑主体结构之间的缝隙，应做好防水、防火密封，并做好建筑物表面的光洁处理。

6.2.1.4 光伏系统的电气装置安装应符合 GB 50303、NB/T 11422 的规定。电缆线路施工，应符合GB 50168 的规定。

6.2.1.5 系统中光伏方阵、组串等所用的光伏汇流箱、接线盒均应设带电警示标志。

6.2.1.6 各分部分项工程施工完毕后应及时进行验收并形成记录。

6.2.1.7 安装光伏系统时采取以下安全措施：

a) 应制定专项光伏施工方案，明确作业内容、危险因素、安全要求和应急措施等内容;

b) 应有保障施工人员人身安全的措施，应戴安全帽、穿绝缘鞋，戴低压绝缘手套，使用绝缘工具;

c) 施工场所应架设防护网，进行施工区域隔离，并放置醒目、清晰、易懂的电气安全标识;

d) 光伏系统的产品和部件在存放、搬运、吊装过程中，不应受到碰撞和损坏; 吊装作业前，应做好安全防护措施;吊装时， 吊装机械和货物，不应碰撞周围建筑和公共设施;

e) 安装中的和安装完成的组件不应直接踩踏、重物按压;

f) 进行组件连线施工时，施工人员应配备安全防护用品，不应触摸金属带电部位;

g) 在雨、雪及 4 级以上风的天气情况下不应进行室外施工，有雷电时应停止电气安装，在环境温度超过 40℃时应停止作业;

h) 光伏组件吊装时，其底部应衬垫木，背面不应受到任何碰撞和重压;其表面应铺遮光板遮挡阳光;

i) 不应局部遮挡光伏组件;

j) 光伏组件的输出电缆应采取可靠措施，不应非正常短路;

k) 安装过程中，在进行下一步工序前，应断开前后工序的电气主控开关;

l) 当在坡度大于 10 ° 的坡面或倾斜场地上进行安装施工时，应设置专用踏脚板;

m) 施工人员进行高空作业时，应设置可靠防护措施，佩戴安全防护用品，设置醒目、清晰、易懂的安全标识;

n) 安装施工机具应定期进行安全检测，电动监测机具应进行绝缘电压试验、手持玻璃吸盘及玻璃吸盘机应进行吸附重量和吸附持续时间等试验;

o) 现场焊接作业时，应采取可靠的防火措施;

p) 在安装光伏系统时，安装场所上空的架空电线应采取隔离措施;

q) 工程完成后，应清扫现场并处理施工垃圾;

r) 建立安装施工消防安全管理组织方案，制定并落实施工消防安全制度;

s) 施工前应清理周边可燃杂物、封堵周边孔洞;

t) 施工时应明确由专人携带灭火器、灭火毯等简易消防器材进行看护，同时应安排人员对周边及下方实行不间断巡查。

6.2.2 支架基础、预埋件和转接系统施工

6.2.2.1 支架基础的施工要求如下：

a) 在高速公路路域范围内施工时，应减少支架基础施工对既有路基、边坡、地基及附属设施稳定性产生的不良影响;当支架基础设置于边坡区域时，宜采用螺旋桩等破坏性小的支架基础型式;

b) 支架安装施工宜采用螺栓连接方式，组件与支架之间螺栓的螺杆朝向地面;

c) 应保证支架立柱与支架基础连接牢固，纵横两向排布于同一直线上;当支架设置于边坡或倾斜场地时，同一阵列内立柱顶点应位于与地表或边坡走向相协调的同一倾斜面内，支架高度偏差不应大于 5mm;

d) 支架基础的施工不应损害原先的主体结构及防水层;

e) 采用钢结构作为支架基础时，防水工程施工应在钢结构支架施工前结束，钢结构支架施工过程中不应破坏屋面防水层;

f) 接地的扁钢、角钢均应进行防腐处理。

6.2.2.2 支架基础和预埋螺栓(预埋件)的偏差：混凝土独立基础、条形基础的尺寸允许偏差，桩式基础尺寸允许偏差，支架基础预埋螺栓(预埋件)允许偏差应符合 GB 50794 的规定。

9

DB13/T 6300—2026

6.2.2.3 基座与建筑主体结构应有效连接：钢筋混凝土基座的主筋应锚固在主体结构内，当受到结构条件的限制无法进行锚固时，应采取措施加大基座与主体结构的附着力。

6.2.2.4 预埋件与基座之间的空隙，应采用细石混凝土填捣密实。

6.2.2.5 钢基座及混凝土基座顶面的预埋件，应按设计要求涂上防腐涂料并妥善保护。

6.2.2.6 电缆沟的施工要求如下：

a) 电缆沟的预留孔洞应做好防水措施;

b) 电缆沟道变形缝的施工应严格按设计要求进行。

6.2.3 支撑系统安装

6.2.3.1 支架或框架安装前要求如下：

a) 支架到场后做好型号、规格、材质、外观及防腐涂层检查;

b) 对存放在滩涂、盐碱等腐蚀性强的场所的支架做好防腐蚀工作。

6.2.3.2 固定式支架及手动可调支架的安装要求如下：

a) 支架安装和紧固符合设计图纸要求及符合 GB 50205 的相关规定;

b) 支架倾斜角度偏差度不应大于 1°;

c) 光伏组件支架应按设计要求固定在基座上，位置准确，固定牢靠。

6.2.3.3 支架的现场焊接工艺除符合设计要求外，还应符合下列要求：

a) 支架的组装、焊接与防腐处理应符合 GB 50018 及 GB 50017 的相关规定;

b) 焊接工作完毕后，应对焊缝进行检查;

c) 支架安装完成后，应对其焊接表面进行防腐处理。防腐施工应符合 GB/T 50224 的规定。

6.2.3.4 光伏组件的支撑系统安装要求如下：

a) 支撑系统所用材料及安装方案均应符合设计要求，钢结构的焊接应符合 GB 50205 的规定;

b) 支撑系统与主体结构连接的预埋件，应在主体结构施工时按设计要求埋设，并按设计要求对安装偏差进行检测。预埋件的标高偏差不应大于 10mm，预埋件位置差不应大于 20mm;

c) 光伏组件支撑系统安装应符合 GB 50693 和 GB 50207 的规定。

6.2.4 光伏组件安装

6.2.4.1 光伏组件安装前要求如下：

a) 安装前应对各光伏组件进行检查，测量每个组件的开路电压、短路电流等技术参数是否正常;

b) 应按照光伏组件的电压、电流参数对组件进行分类;

c) 光伏组件的外观及各部件应完好无损;

d) 在既有建筑上安装光伏组件方阵前，应对建筑原有结构进行安全校核，需要加固的应完成加固措施。

6.2.4.2 光伏组件安装要求如下：

a) 在安装时应戴低压绝缘手套、穿绝缘鞋、使用绝缘工具;

b) 光伏组件输出电缆不应非正常短路，在没有开关连接时，应采取防止触电措施;

c) 方阵处应设警告标识，并且按设计要求可靠地固定在支架或连接件上;

d) 严禁触摸光伏组件串的金属带电部位;

e) 安装光伏组件时，要轻拿轻放，严禁碰撞、敲击;

f) 光伏组件安装允许偏差应符合表 3 的规定。

表3 光伏组件安装允许偏差

项目

允许偏差

倾斜角度偏差

±1°

光伏组件边缘高差

相邻光伏组件之间

≤2mm

同组光伏组件间

≤5mm

6.2.4.3 光伏组件之间接线要求如下：

a) 光伏组件连接数量和路径应符合设计要求;

10

DB13/T 6300—2026

b) 光伏组件间接插件应连接牢固，同一方阵内光伏组件配套的插接件厂家和型号应一致;彩钢瓦屋面光伏项目具备条件的，在接插件外加装陶瓷套管，防止接插件不牢固，对彩钢屋面放电拉弧造成安全隐患;

c) 宜用带保护皮的不锈钢夹、绑带、鞍形夹或耐老化的塑料夹将电缆固定在管子或方阵支架上。当有多个子方阵时，接线通过分线盒或汇流箱集中后输出;

d) 光伏组件间连接线利用支架进行固定，并应整齐、美观;

e) 同一光伏组件或光伏组件串的正负极不应短接;

f) 光伏组件金属部件应作接地处理，光伏组件上接地螺丝应与接地线正确连接，并应符合GB50169 的规定;

g) 光伏组件上正、负极和各种类型传感器接线正确，将线压紧并注意接线盒的防水处理。

6.2.5 逆变器安装

6.2.5.1 逆变器进场后开箱检查要求如下：

a) 质量证明文件应齐全有效;

b) 机器铭牌上标注的规格型号、输入输出容量、输入直流电压、输出交流电压等应符合设计要求;

c) 逆变器外观应无损伤，逆变器的开关应处在关闭状态;

d) 逆变器允许的直流输入电压应符合光伏方阵输出电压和(或) 蓄电池组的电压。

6.2.5.2 逆变器安装要求如下：

a) 逆变器安装前，工作面清理干净;

b) 混凝土基础及构件应达到允许安装的强度，焊接构件的质量应符合要求;

c) 预埋件及预留孔的位置和尺寸，应符合设计要求，预埋件应牢固;

d) 室内安装应通风良好，环境温度适宜;相对湿度应符合设计要求，且无凝露;应无水蒸气及腐蚀性气体;附近应无易燃易爆品;应具有符合安全规定的电源;

e) 室外安装应考虑安装场地，避免洪水淹没、冰雪覆盖、密不透风、阳光直射等。

6.2.5.3 逆变器连接要求如下：

a) 连接导线时应确保所有开关处于关闭状态，正确连接主机直流输入连接线的正负极、主机接地线，做到接线紧固可靠，接地良好;

b) 离网逆变器接好线后应先进行阻抗值测试和绝缘测试，然后进行测量输入的直流电压，确认电压正常后，在空载状态下开启逆变器。并网逆变器应在确认所接入的交流电网正常、无误状态下开启逆变器;

c) 无断弧功能的开关连接时严禁在有负荷或能够形成低阻回路的情况下接通或断开;

d) 逆变器与系统的直流侧和交流侧应按要求设置绝缘隔离的装置。光伏系统直流侧应有必要的触电警示和防止触电安全措施，交流侧输出电缆和负荷设备应接有自动切断保护装置;

e) 逆变器交流侧和直流侧电缆接线前应检查电缆绝缘，校对电缆相序和极性。直流侧电缆接线前应确认汇流箱侧有明显断开点。

6.2.6 交直流汇流箱安装

6.2.6.1 光伏汇流箱箱体结构质量及电气元件安装要求如下：

a) 汇流箱有关零部件均应符合各自的技术要求;

b) 油漆电镀应牢固、平整，无剥落、锈蚀及裂痕等现象;

c) 机架面板应平整，文字和符号要求清楚、整齐、规范、正确;

d) 标牌、标志、标记应完整清晰;

e) 各种开关应便于操作，灵活可靠。

6.2.6.2 光伏汇流箱不宜安装在高温、潮湿地方。

6.2.6.3 光伏汇流箱采用直立挂墙式或抱柱式安装，墙体或柱体应有足够强度承受其重量。

6.2.6.4 室外安装的光伏汇流箱，其安装高度不宜低于 1.5m。

6.2.6.5 通讯接线屏蔽层需接入光伏汇流箱提供的屏蔽层端口，在端子内部两个屏蔽层应被短接，整个系统屏蔽层应进行单点接地连接。

11

DB13/T 6300—2026

6.2.6.6 输入断路器等级应根据光伏组件的额定等级以及相关标准要求而定。微型断路器的最小等级由光伏组件的短路电流计算而得。严禁在安装和工作时拆装微型断路器。

6.2.6.7 对外接线宜使用多股阻燃铜线，线径应符合设计要求，并不应小于推荐值。空置的防水端子，应拧紧对应尺寸的堵头。对外接线时，应确保螺钉紧固，防止接线松动。

6.2.7 蓄电池安装

6.2.7.1 蓄电池宜安装在距离光伏方阵较近的场所，宜与配电室隔开，并应采取防火防爆措施。蓄电池的安装室内应干燥清洁、通风良好、不受阳光直接照射，距离热源不应小于 2m，温度宜在 10℃~ 25℃之间。

6.2.7.2 蓄电池与地面之间应采取绝缘措施，宜安放在专用蓄电池支架上，安装在地面时应在蓄电池底部设置隔离垫。

6.2.7.3 蓄电池的安装还应符合 GB 50172 的规定。

6.2.7.4 蓄电池摆放及支架安装应符合设计要求。

6.2.7.5 蓄电池线路连接前，应检查每只蓄电池的端电压，每只蓄电池电压宜保持一致，并应采用专用的金属连接件将蓄电池连接成组。

6.2.7.6 多只蓄电池串联时，应将蓄电池全部连接完毕，测量电压正常后再与控制器连接。

6.2.8 防雷与接地

6.2.8.1 防雷装置的施工除应符合设计要求外，还应符合 GB/T 36963、GB/T 32512 和 GB 50169 的规定。

6.2.8.2 光伏系统的金属支架应单独设置接地。接闪杆、接闪带或接闪网等防雷措施应按相关规定进行安装。

6.2.8.3 带边框的光伏组件应将边框可靠接地;不带边框的光伏组件，其接地做法应符合设计要求。

6.2.8.4 汇流箱、逆变器等电气设备的接地应牢固可靠、导通良好。电子设备应进行屏蔽接地。

6.2.8.5 光伏系统接地体的安装电阻阻值应符合设计要求。

6.2.8.6 根据建筑物防雷规范，建筑物二类防雷引下线间距要求不大于 18m，三类防雷引下线间距要求不大于 25m，光伏系统防雷应与建筑物防雷等级一致。

6.3 施工交通组织

6.3.1 应编制施工交通组织方案及应急管理预案，并有效实施，确保施工和行车安全，减少封闭时间及施工对交通的影响，不宜对周边路网造成交通压力。

6.3.2 应按照 JTG H30 的规定，采用封闭硬路肩交通组织方式布设交通控制设施，施工作业控制区布置施工作业前，应顺交通流方向布设交通控制设施;作业完成后，应逆交通流方向撤除相关安全设施，恢复正常交通。

6.3.3 施工期间应加强安全管控，落实施工安全和交通保障措施，在重要位置设置安全提示，施工现场安全标志及安全警示设施。

6.3.4 夜间及雨雪天气不应进行施工作业，需实施夜间应急管理时，应使用带有反光功能的安全设施。

6.4 环境保护与水土保持

6.4.1 应结合道路景观需求，统筹光伏发电工程的整体布置与规划。

6.4.2 应确保因项目施工所导致的土方开挖、路面破坏等临时性破坏情形得到有效恢复。

6.4.3 施工中应尽量减少对边坡植被的破坏，并应充分评估植被破坏对边坡抗冲刷能力的影响，施工结束后及时修复植被，并对边坡植被生长情况进行跟踪观测。

6.4.4 施工完毕后，应及时拆除临时设施，恢复既有地貌。

6.4.5 应减少施工污水、废油、废气等污染物的排放，对废弃物进行有效处理。

7 调试

7. 1 一般要求

12

DB13/T 6300—2026

7.1.1 施工、安装工作完成、验收合格后，方可进行设备和系统调试。

7.1.2 系统调试过程中发现不合格项目时，应重新开始调试工作，对所有项目逐项进行测试。

7.1.3 系统的调试应符合 GB 50150、DL/T 995 和 NB/T11422 相关要求。

7. 2 光伏方阵调试与检测

7.2.1 光伏组件串的调试应符合以下要求。

a) 汇流箱内光伏组件串的极性应正确;

b) 汇流箱内熔断器或开关应在断开位置;

c) 检测光伏组件串的开路电压和短路电流，应满足设计要求，且相同测试条件下的相同光伏组件串之间的开路电压偏差不应大于 5%;

d) 光伏组件串电缆温度应无超温等异常情况;

e) 所有组件串检查应合格并记录。

7.2.2 检测光伏组件并联串，开路电压相近时再进行并联。

7.2.3 光伏组件串检查合格后，将方阵输出的正、负极接入接线箱或控制器，并测量记录方阵的工作电流和电压等参数。

7. 3 逆变器调试与检测

7.3.1 绝缘电阻

逆变器安装后，应对绝缘电阻进行检测。微型逆变器的绝缘电阻应符合NB/T 42142的规定，其余类型逆变器的绝缘电阻应符合GB/T 37408的规定。

7.3.2 接地电阻

逆变器安装后，应对接地电阻进行检验，接地电阻应符合GB/T 37408的规定。

7.3.3 逆变器调试与检测要求

7.3.3.1 光伏方阵各组串输出电压应符合设计要求。

7.3.3.2 并网逆变器输出端的交流电压应符合设计要求。

7.3.3.3 启动运行并网逆变器，各项参数、指标正常后，逐一闭合该并网逆变器的所有汇流开关。

7.3.3.4 检测输入、输出电压、电流、功率等技术数据，并记录太阳辐照度、环境温度、风速等参数，应与设计要求相符合。

7,4 并网箱调试与检测

7.4.1 通用要求

并网点安装的断路器、隔离开关等并网开断设备，应根据具体的设备类型，按照GB 50150的相关规定进行操动机构测试。

7.4.2 并网接口断路器要求

7.4.2.1 并网箱内应安装易操作、具有明显开断指示、具备开断故障电流能力的断路器。

7.4.2.2 断路器应具备短路速断、分励脱扣等功能，并应符合 GB/T 14048.2 的相关规定。

7.4.2.3 宜采用具备电源、负荷端反接能力的断路器，当采用不具备反接能力的断路器时，电源端应接入电网侧。

7.4.2.4 断路器分断能力应根据并网接口处短路电流水平进行选取，并应留有一定裕度。

7.4.2.5 并网箱内宜安装过欠压保护设备，具备失压跳闸、欠压跳闸、过压跳闸及检有压合闸功能。

7.4.2.6 失压跳闸定值宜整定为 20%UN，欠压跳闸定值宜整定为 20%UN～70%UN，过压跳闸定值宜整定 135%UN，跳闸宜在 1s 内动作，检有压定值宜整定为大于 85%UN，且检有压合闸宜在 10s～60s 内动作。

7.4.3 防雷与浪涌要求

7.4.3.1 并网箱内应安装防雷浪涌保护器，以保护负载设备不被浪涌过电压损坏。

7.4.3.2 浪涌保护器前宜加装断路器或熔断器，其分断能力应大于该处的最大短路电流。

13

DB13/T 6300—2026

7.5 监控系统调试

7.5.1 设备的数量、型号、额定参数应符合设计要求，接地应可靠。

7.5.2 防误操作功能应完备可靠。

7.5.3 主备切换功能应符合技术要求。

7.5.4 在线监测系统调试应符合相应国家标准的要求。

7.5.5 数据监测装置采集的数据应有效。数据采集设备接收数据应正常，并能按照接收的指令进行数据发送。

7.5.6 远程控制设备操作功能应准确、可靠。

7.6 系统性能测试

7.6.1 工程验收前应按照 GB/T 19064、GB/T 33342 和 GB/T 33599 的规定对光伏系统进行检查与调试。

7.6.2 应按系统设计图、电气原理图及安装接线图进行检查，确认设备内部接线和外部接线正确无误，应符合 GB 50052 和 GB 50797 的规定;并网型光伏系统与电网间在联结处应有明显的带有标志的可视断开点。

7.6.3 应按设计施工图检查光伏方阵、逆变器和并网保护装置等设备的安装，应与设计图纸一致;检查设备安装、布线及防水等工程的施工记录，应满足设计要求。

7.6.4 检查光伏系统的保护装置，按设备使用说明书有关电气系统的调整方法及调试要求，采用模拟操作检查其动作、指示、信号和联锁装置的灵敏可靠性;光伏系统安装的断流容量、熔断器容量、过压、欠压、过流保护等，应符合设计要求。

7.6.5 检查光伏方阵的接地线与防雷接地线的连接，应牢固可靠。

7.6.6 系统绝缘性能要求

7.6.6.1 将光伏方阵、汇流箱、并网保护装置等设备的连接回路断开，分别用 DC1000V 欧姆表测量主回路各极性与地(外壳)的绝缘电阻，应不小于 1MΩ , 其中逆变器的绝缘电阻应符合 7.3.1 的规定。

7.6.6.2 将光伏方阵、汇流箱、并网保护装置等设备的连接回路断开，分别用 AC2000V 工频交流耐压仪测量主回路各极性与地(外壳)的绝缘耐压，应能承受 AC2000V、1min 工频交流电耐压，无闪络、无击穿现象，其中逆变器的绝缘耐压应符合 GB/T 37408 的规定。

7.6.6.3 对并网型光伏系统的主要设计工作特性进行现场检验，应符合设计要求。

7.6.7 系统发电效率检测

7.6.7.1 光伏系统发电效率用标准测试条件(STC)下的性能比来评价，按公式(2)计算：

ηSTC = [E / (C XP0 )] / (H / G) …………………………………… (2)

式中：

ηSTC ——标准测试条件下光伏系统发电效率，无量纲;

E ——光伏系统发电量，单位为千瓦时(kW ·h);

C ——修正到25°C的光伏组件功率温度修正系数，无量纲，按公式(3)计算;

P0 ——光伏方阵额定功率，单位为千瓦(kW);

H ——光伏方阵面辐射量，单位为千瓦时/每平方米(kW ·h/m2);

G ——标准条件下的辐照度，单位为千瓦/每平方米(kW/m2)。

C = 1+δX(Tcell _ 25。C) ……………………………………(3)

式中：

Δ ——光伏组件的温度修正系数即功率温度系数，单位为每摄氏度(1/°C);

Tcell——实测评估周期内太阳电池平均工作结温，单位为摄氏度(°C)。

7.6.7.2 效率检测最小周期为一个月，最长周期为一年，测试应该从测试周期第一天的零点开始，到测试周期最后一天的零点结束。

7.6.7.3 测试期间应当穿好个人防护服及设备，不应用手直接触摸电气设备，非授权人员不应进入工作区。

14

DB13/T 6300—2026

7.6.7.4 测试仪器应经过有资质的专业技术人员与机构校准。

7.6.7.5 测试数据由电站数据采集系统或者关键设备自带的控制系统进行记录，数据采集设备与方法需经专业技术人员确认。

7.6.7.6 测试周期内对光伏系统发电量、光伏方阵正面辐射量、太阳能电池工作温度进行准确测量与记录，应保证数据可靠。

8 验收

8. 1 一般要求

8.1.1 高速公路分布式光伏系统工程移交用户前应进行工程验收，相关程序应符合 NB/T 11422 相关规定。

8.1.2 工程的验收除应符合本文件的规定外，还应符合 GB/T 50796、GB/T 37655 和 GB/T 51368 的规定。

8.1.3 工程验收，应做好过程记录、文件签署、立案归档。

8.1.4 工程验收应核实并现场确认分布式光伏发电项目容量，确保与并网申请、备案容量一致。

8. 2 验收项目

8.2.1 支架和支撑系统

8.2.1.1 支架与基座或建筑主体结构固定牢靠。

8.2.1.2 支架之间的连接应牢固、可靠， 无明显偏移。

8.2.1.3 支架和支撑系统金属防护涂层应完整无破损。

8.2.1.4 金属龙骨与建筑物接地系统可靠连接，且焊接、防腐处理应符合要求。

8.2.1.5 防雷与接地应符合要求。

8.2.2 光伏组(构)件

8.2.2.1 光伏组件或构件表面颜色均匀一致，无热斑、鼓泡;组件表面应整洁、平直，无明显划痕、裂纹、不可擦除污物、开口、气泡等缺陷。

8.2.2.2 组件边框应表面整洁平整、无破损，无明显脏污、硅胶残留等。

8.2.2.3 建材型光伏构件与龙骨固定牢靠。

8. 3 电气设备

8.3.1.1 光伏系统使用的电缆、汇流箱、光伏控制器、储能蓄电池、逆变器、配电柜等电气系统的工程验收应按照 GB 50303、GB 50168、GB 50169 的相关规定，以及其他相关标准的规定。

8.3.1.2 检查汇流箱、逆变器等电气设备规格、型号、防护等级应符合设计文件要求，金属箱体表面无锈蚀、形变和色变。

8.3.1.3 电气设备通风散热良好，通风孔无堵塞，风机运转正常。

8.3.1.4 电气设备金属外壳、外部散热器、安装支架等非载流导体应可靠接地。安装位置、安装方式、固定方式应符合相关标准及设计要求。

8.3.1.5 光伏系统用线缆的规格、型号、连接方式应与设计要求相一致。连接器应可靠连接。电缆绝缘层应完好无破损;线缆套管端口应用防火泥等材料封堵;线缆未敷设于电缆沟内的部分，应采用保护套管等合适的方式进行防护。

8.3.1.6 工程验收应包括现场检查设备外观及安全标识、明显断开点、现场测试并网开关失压脱扣功能、逆变器防孤岛功能，以及现场查验一次系统、二次系统、防雷接地、通用技术条件等。

8.4 并网验收

8.4.1.1 在高速分布式光伏发电系统通过工程验收后，项目业主应向属地供电公司提出并网验收、调试申请。

8.4.1.2 供电公司受理并网验收、调试申请后，安装关口电能计量装置、完成并网验收及调试、签订购售电合同，转入并网运行。

15

DB13/T 6300—2026

A

A

附录 A

(资料性)

高速公路分布式光伏发电工程建设流程

高速公路分布式光伏发电工程建设流程见图A.1。

光伏方阵调试

逆变器调试

并网调试

系统发电效率检测

验收

项目选址

地勘测绘

技术设计

评价

支架基础

支架安装

组件安装

逆变器安装

高压设备安装

接入并网

线缆 敷设

图A.1 高速公路分布式光伏发电工程建设流程

16