T∕AHMS 0004-2023 水上光伏电站雷电防护装置检测技术规范.pdf

ICS 07.060 CCS AHMS A 47 安徽省气象学会团体标准 T/AHMS 00042023 水上光伏电站雷电防护装置检测技术规范 Technical specification for inspection of lightning protection system of floating photovoltaic stations 2023-02-20 发布 2023-02-20 实施 安 徽 省 气 象 学 会 发 布 T/AHMS 00042023 II 目次 前言.II 1 范围.1 2 规范性引用文件.1 3 术语和定义.1 4 一般要求.3 5 检测项目.3 6 技术要求和检测方法.3 附录 A（规范性）接地阻抗的测量.8 附录 B（规范性）场区地表电位梯度、跨步电位差和接触电位差的测试要求.11 附录 C（资料性）水上光伏单元的年预计雷击次数.13 参考文献.14 T/AHMS 00042023 II 前言 本文件按照GB/T 1.12020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。本文件由安徽省气象学会提出并归口。本文件起草单位：淮南市气象局、安徽省气象灾害防御技术中心、安徽省风云防雷安全检测有限责任公司、三峡新能源淮南光伏发电有限公司。本文件主要起草人：王中洋、张钢、储蕾、吕嘉奖、袁绪永、刘国强、王雅正、刘婷婷。T/AHMS 00042023 1 水上光伏电站雷电防护装置检测技术规范 1 范围 本文件规定了水上光伏电站雷电防护装置检测的一般要求、检测项目、技术要求和检测方法。本文件适用于水上光伏电站雷电防护装置检测。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 16935.12008 低压系统内设备的绝缘配合 第1部分：原理、要求和试验 GB/T 18802.112020 低压电涌保护器（SPD）第11部分：低压电源系统的电涌保护器性能要求和试验方法 GB/T 18802.122014 低压电涌保护器（SPD）第12部分：低压配电系统的电涌保护器选择和使用导则 GB/T 18802.212016 低压电涌保护器 第 21 部分：电信和信号网络的电涌保护器（SPD）性能要求和试验方法 GB/T 18802.312021 低压电涌保护器 第 31 部分：用于光伏系统的电涌保护器（SPD）性能要求和试验方法 GB/T 20047.12006 光伏(PV)组件安全鉴定 第1部分 结构要求 GB/T 325122016 光伏发电站防雷技术要求 GB/T 369632018 光伏建筑一体化系统防雷技术规范 GB 500572010 建筑物防雷设计规范 GB 503432012 建筑物电子信息系统防雷技术规范 GB 506012010 建筑物防雷工程施工与质量验收规范 DL/T 4752017 接地装置特性参数测量导则 QX/T 5602020 雷电防护装置检测作业安全规范 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。光伏组件 PV module 具有封装及内部联结的、能单独提供直流电流输出的，最小不可分割的太阳电池组合装置。来源：JGJ 2032010，2.0.7 光伏方阵 PV array 将若干个光伏组件在机械和电气上按一定方式组装在一起并且有固定的支撑结构而构成的直流发电单元。又称光伏阵列。来源：GB 507972012，2.1.4 雷电防护装置 lightning protection system；LPS 防雷装置 用来减小雷击建筑物造成物理损害的整个系统。注：LPS由外部和内部防雷装置两部分构成。来源：GB/T 21714.12015，3.42，有修改 T/AHMS 00042023 2 光伏方阵汇流箱 PV array combiner box 将多路小电流光伏方阵直流输出汇集成一路或多路大电流直流输出的装置，其输出可再汇集到下一级同类装置或直接接入逆变器，具有过流、逆变、防雷等保护和监测功能。简称汇流箱。来源：NB/T 320162013，3.5 光伏逆变器 PV inverter 将直流电压和直流电流转换成交流电压和交流电流的器件。来源：GB/T 16895.322008，3.11 防雷区 lightning protection zone；LPZ 规定了雷电电磁环境的区域。注：LPZ的边界并不一定是墙、地板或天花板等有形边界。来源：GB/T 21714.42015，3.10 防雷等电位连接 lightning equipotential bonding；LEB 将分开的诸金属物体直接用连接导体或经电涌保护器连接到防雷装置上以减小雷电流引发的电位差。来源：GB 500572010，2.0.19 接地装置 grounding system 接地体和接地线的总合，用于传导雷电流并将其流散入大地的装置。来源：GB 500572010，2.0.10 共用接地系统 common grounding system 将防雷系统的接地装置、建筑物金属构件、低压配电保护线（PE）、等电位连接端子板或连接带、设备保护地、屏蔽体接地、防静电接地、功能性接地等连接在一起构成共用的接地系统。来源：GB 503432012，2.0.6 接地阻抗 grounding impedance 接地装置对远方电位零点的阻抗。数值上为接地装置与远方电位零点间的电位差，与通过接地装置流入地中的电流的比值。按冲击电流求得的接地阻抗称为冲击接地阻抗；按工频电流求得的接地阻抗称为工频接地阻抗。本标准凡未标明为冲击接地阻抗的，均指工频接地阻抗。来源：DL/T 4752017，3.8 场区地表电位梯度 surface potential distribution 当接地短路电流或试验电流流过接地装置时，被试接地装置所在的场区地表面形成的电位梯度。来源：DL/T 4752017，3.9 跨步电位差 step potential difference 当接地短路电流流过接地装置时，地面上水平距离为1.0 m的两点间的电位差。来源：DL/T 4752017，3.10 接触电位差 contact potential difference 当接地短路电流流过接地装置时，在地面上距设备水平距离为1.0m处与沿设备外壳、架构或墙壁离地面的垂直距离1.8 m处两点间电位差。来源：DL/T 4752017，3.11 电涌保护器 surge protective device；SPD T/AHMS 00042023 3 用于限制瞬态过电压和泄放电涌电流的电器，它至少包含一个非线性的元件。注：SPD是一个装配完整的部件，其具有适当的连接手段。来源：GB/T 18802.312021，3.1.1 自动控制单元 Automatic Control Unit；ACU 为实现光伏系统的数据采集、监控和传输功能的组件。来源：GB/T 369632018，3.6 4 一般要求 水上光伏电站雷电防护装置应由具备相应资质的检测机构进行检测，建（构）筑物的检测周期应不超过 12 个月。升压变电站、开关站、的接触电位差、跨步电位差、地表电位梯度宜每 23 年检测 1次。水上光伏电站雷电防护装置的检测宜在雷雨季节到来前进行，不应在雷、雨、雪天气中进行。水上光伏电站雷电防护装置检测作业安全应符合 QX/T 5602020 的相关规定，当检测人员在水面光伏区进行作业时，应穿戴救生衣。雷电防护装置检测所使用的检测仪器应处于检定有效期内，技术参数能满足检测项目的要求。5 检测项目 水上光伏电站雷电防护装置的检测项目应包括：a)防雷分类；b)接闪器；c)引下线；d)接地装置；e)防雷区的划分；f)防雷等电位连接；g)磁屏蔽；h)电涌保护器（SPD）。6 技术要求和检测方法 防雷分类 6.1.1 水上光伏电站综合楼、升压站、开关站等建筑物的防雷分类应符合 GB 500572010 中 3.0.3和 3.0.4 的规定。6.1.2 水上光伏电站某一建筑物中兼有二、三类防雷建筑物时，防雷分类的划分应符合 GB 500572010中 4.5.1 的规定。接闪器 6.2.1 用于保护建筑物的专设接闪器，其检测应符合 GB 500572010 中 5.2 的规定。6.2.2 当采用接闪杆对光伏组件进行直击雷防护时，应检查其是否遮挡光伏组件，光伏组件是否处于直击雷防护 LPZ0B区内，保护范围应按照 GB 500572010 中附录 D 的规定进行计算。6.2.3 当水上光伏组件和光伏方阵利用金属边框作为接闪器时，应检查其材料、规格尺寸是否符合 GB 500572010 中 5.2 的规定，并检查金属边框与金属支架、相邻光伏组件之间的电气连接情况。6.2.4 当水上光伏区和升压站、开关站采用独立接闪杆进行保护时，检查其材料、规格和尺寸是否符合 GB 500572010 中 5.2 的规定。6.2.5 检查水上光伏组件是否有附着的其他电气线路。6.2.6 检查接闪器是否存在锈蚀现象，焊接部分是否有防腐处理措施。引下线 T/AHMS 00042023 4 6.3.1 检查建筑物引下线的材料、规格尺寸是否符合 GB 500572010 中 5.3 的规定。6.3.2 检查建筑物专设引下线的截面是否锈蚀 1/3 以上、是否出现断裂和机械损伤等现象，支架间距是否符合 GB 506012010 中表 5.1.2 的规定。检查专设引下线的防接触电压措施是否符合 GB 500572010 中 4.5.6 的规定，防机械损伤措施是否符合 GB 500572010 中 5.3.7 的规定。6.3.3 检查建筑物专设引下线的间距位置、冲击接地电阻值是否符合 GB 506012010 中 4.2.3、4.3.2、4.4.3 的规定。6.3.4 检测专设引下线与接地装置之间的过渡电阻值是否大于 0.2。6.3.5 当水上光伏组件采用金属支架和金属结构作引下线时，应检查其材料、结构和最小截面是否符合 GB/T 325122016 中附录 A 的要求。6.3.6 应测试水上光伏组件与水平接地线之间的过渡电阻值，过渡电阻值不应大于 0.2。接地装置 6.4.1 检查接地装置的材料、规格尺寸是否符合 GB 500572010 中 5.3 的规定。6.4.2 土壤电阻率的测量应符合 DL/T 4752017 中 10.1、10.2 的规定。6.4.3 检测建筑物人工接地体的埋设深度是否小于 0.5m，并宜敷设在当地冻土层以下，其距墙或基础不宜小于 1m。6.4.4 检查建筑物接地装置的防跨步电压措施是否符合 GB 500572010 中 4.5.6 的规定。6.4.5 检查升压站、开关站的接地装置是否采用共用接地系统，其工频接地电阻是否按照各系统要求的最小值确定。6.4.6 检查水上光伏阵列的垂直接地平均间距、垂直接地极的材料和敷设深度是否满足设计文件的要求。6.4.7 当水上光伏区和升压站设置独立接闪杆时，检查独立接闪杆引下线入地处是否设置护栏或者安全标志。检查其接地装置在地中与其他金属管道、线缆之间的安全距离是否满足 GB 500572010 中4.2.1 的规定。6.4.8 宜采用三极法测量各类防雷建（构）筑物和水上光伏阵列接地装置的工频接地电阻值，各类建（构）筑物和电子信息系统接地电阻值应符合 GB 500572010 中第 4 章的相关规定。水上光伏阵列的工频接地电阻值应不大于设计文件的要求。6.4.9 当升压站、开关站的等效接地面积超过 5000m2时，应采用异频电流法测试其接地装置的特性参数，包括：a)接地阻抗；b)接触电位差；c)跨步电位差；d)电气完整性；e)场区地表电位梯度分布。6.4.10 接地阻抗的测试和布极应按附录 A 的要求和方法。宜采用夹角法，当测量现场条件无法满足时可采用直线法。场区地表电位梯度、接触电位差和跨步电位差的测试应符合附录 B 的要求。防雷区的划分 6.5.1 防雷区定义和划分应符合 GB 500572010 中 6.2.1 的规定。6.5.2 检查水上光伏区的逆变器、汇流箱、自动控制单元等设备是否位于 LPZ0B或后续防雷区中。防雷等电位连接 6.6.1 水上光伏电站中防雷等电位连接应符合 GB 500572010 中 6.3.1 的规定。6.6.2 应按照 GB/T 369632018 中 5.2.1 的规定进行过渡电阻值测试，过渡电阻值不应大于 0.2。6.6.3 检查安装在水面浮排处的光伏组件与水平接地线的等电位连接情况。6.6.4 当光伏组件和光伏方阵为金属边框时，检查其与金属支架、各单元之间是否进行等电位连接。6.6.5 检查水上光伏阵列中逆变器、汇流箱等设备与防雷装置的等电位连接情况，过渡电阻是否大于0.2。6.6.6 检查屏蔽线缆金属屏蔽层、所穿金属管（槽盒）两端是否接地，并宜在各雷电防护区界面处做等电位连接，并与防雷接地装置相连。检测综合楼、升压站、开关站、水面光伏组件等电位连接情况，T/AHMS 00042023 5 其过渡电阻不应大于 0.2。6.6.7 电子设备防雷等电位连接的检测，应检查电子设备与建（构）筑物共用接地系统的连接，并进一步检查连接质量、连接导体的材料和尺寸。测量以下部位与等电位连接带（或等电位端子板）之间的电气连接情况：a)配电柜（盘）内部的 PE 排及外露金属导体；b)电池柜金属外壳；c)电子设备的金属外壳；d)设备机架、金属操作台；e)线缆的金属屏蔽层；f)光缆屏蔽层和金属加强筋；g)金属线槽；h)配线架。6.6.8 检查各类等电位连接导体的材料和尺寸是否符合表 1 的要求。表1 连接导体的最小截面积 等电位连接部件 材料 截面/mm2 等电位连接带 铜、钢 50 从等电位连接带至接地装置或 各等电位连接带之间的连接导体 铜 16 铝 25 钢 50 从金属装置至等电位连接带的连接导体 铜 6 铝 10 钢 16 磁屏蔽 6.7.1 检查升压变电站（开关站）相关建筑物及附属设施的屏蔽措施是否符合 GB 500572010 中 6.1和 6.3 的规定。6.7.2 检查水上光伏电站的电缆、监控及数据传输线缆是否采用屏蔽线缆或敷设在金属管、金属槽盒内，并检查金属管或金属屏蔽层的两端是否与防雷接地装置连接。6.7.3 检查接线盒的屏蔽状况，接线盒材料的最小壁厚应符合 GB/T 20047.12006 中 10.2 的规定。6.7.4 光伏发电系统利用钢筋或者专门设置的金属屏蔽网进行屏蔽时，其计算方法参见 GB 500572010 中 6.3.2 的规定。6.7.5 检查水上光伏阵列的电缆和线路路径布设，是否满足尽量采用较小回路面积布线。6.7.6 检测水上光伏电站中电子信息系统线缆与其他管线的间距是否符合表 2 的规定。表2 综合布线线缆与电力线缆的间距 类别 与综合布线的接近状况 最小间距/mm 380V 电力电缆容量小于 2 kV A 与信号线缆平行敷设 130 有一方在接地的金属线槽或钢管中 70 双方都在金属线槽或钢管中 10 380V 电力电缆容量(25)kV A 与信号线缆平行敷设 300 T/AHMS 00042023 6 有一方在接地的金属线槽或钢管中 150 双方都在金属线槽或钢管中 80 380V 电力电缆容量大于 5 kV A 与信号线缆平行敷设 600 有一方在接地的金属线槽或钢管中 300 双方都在金属线槽或钢管中 150 注1：当380 V 电力电缆容量小于2 kV A，双方都在接地的线槽中，且平行长度小于或等于10 m时，最小间距可为10 mm。注2：双方都在接地的线槽中，系指两个不同的线槽，也可在同一线槽中用金属板隔开。6.7.7 检测综合布线线缆与其它管线的间距是否符合表 3 的要求。表3 综合布线线缆与其它管线的间距 管线类别 最小平行净距/mm 最小交叉净距/mm 防雷引下线 1000 300 保护地线 50 20 给水管 150 20 压缩空气管 150 20 热力管（包封）500 500 热力管（不包封）300 300 燃气管 300 20 电涌保护器（SPD）6.8.1 检查 SPD 是否安装在各防雷区的交界处，当线路能承受预期电涌时，SPD 是否安装在被保护设备处。6.8.2 检查水上光伏电站中安装的交流SPD应符合GB/T 18802.112020的规定，信号SPD应符合GB/T 18802.212016 中的规定，安装在光伏发电系统直流侧和逆变器交流侧 SPD 应符合 GB/T 18802.322021 中的规定。6.8.3 检查 SPD 的外观是否平整光洁、无划伤、无裂痕、无烧痕和变形，SPD 标识是否完整清晰。6.8.4 当 SPD 具有声光报警或遥信功能的状态指示器，应检查 SPD 的状态和指示器的功能是否正常。6.8.5 检查水上光伏电站综合楼、升压站、开关站等建筑物中电气系统安装的 SPD 的In和Iimp是否符合 GB 500572010 中附录 J 的要求。6.8.6 检查水上光伏电站中 SPD 的In和Iimp是否符合表 4 中的规定。水上光伏单元的年预计雷击次数N计算方法见附录 C。表4 光伏防雷系统中 SPD 的放电电流值 水上光伏单元年预计雷击次数 N 安装位置 直流汇流箱 逆变器 并网柜（箱）/并网变压器低压侧/交流汇流箱 直流侧 交流侧 线路架空 线路埋地 N0.25 次/a I 类试验的 SPD Iimp10 kA 类试验的 SPD In10 kA I 类试验的 SPD Iimp10 kA I 类试验的 SPD Iimp10 kA 类试验的 SPD In20 kA 0.25 次/aN类试验的 SPD 类试验的 SPD 类试验的 SPD 类试验的 SPD-T/AHMS 00042023 7 0.05 次/a In20 kA In5 kA In10 kA In20 kA 注：当直流汇流箱安装的SPD与逆变器之间线路长度不大于10 m时，且SPD的Up/f0.8Uw时，逆变器直流侧的SPD可不安装；当无直流汇流箱时，可在逆变器直流侧安装符合表4中直流汇流箱一列的SPD；当并网柜（箱）/并网变压器低压侧/交流汇流箱安装的SPD与逆变器之间线路长度不大于10 m时，且SPD的Up/f0.8Uw时，逆变器交流侧的SPD可不安装；当无并网柜（箱）/并网变压器低压侧/交流汇流箱时，可在逆变器交流侧安装符合表4中并网柜（箱）/并网变压器低压侧/交流汇流箱一列的SPD。6.8.7 检查 SPD 的有效电压保护水平（Up/f）是否低于被保护设备的Uw，并是否有失效保护功能。6.8.8 检查光伏逆变器直流侧是否安装直流 SPD，其Ucpv值是否小于逆变器上标注的最大允许输入电压（输入电压）值的 1.05 倍。6.8.9 检查光伏逆变器交流侧是否安装交流 SPD，其UC是否符合 GB/T 369632018 中 5.3.6 的规定。6.8.10 检查直流汇流箱、逆变器、并网柜（箱）、并网变压器低压侧、交流汇流箱等电气设备上的电源 SPD 的有效电压保护水平Up/f是否不大于被保护设备的耐冲击电压额定值Uw的 0.8 倍。水上光伏电站中设备绝缘耐冲击电压额定值Uw的选择应符合表 5 的规定，PV 系统应符合类中的规定。表5 低压电气系统中设备绝缘耐冲击电压额定值（Uw）序号 系统电压（V）耐冲击电压额定值Uw/kV 耐冲击电压类别 类 类 类 类 1a 50V(rms)或 71V(dc)0.33 0.50 0.80 1.5 2 100V(rms)或 141V(dc)0.50 0.80 1.5 2.5 3 150V(rms)或 213V(dc)0.80 1.5 2.5 4.0 4 300V(rms)或 424V(dc)1.5 2.5 4.0 6.0 5b 600V(rms)或 849V(dc)2.5 4.0 6.0 8.0 6c 1000V(rms)或 1500V(dc)4.0 6.0 8.0 12.0 7d 1500V(rms)或 1697V(dc)6.0 8.0 12.0 15.0 当选择在两类中间时，应取Uw低值，不允许插值。注1：序号 6 和序号 7 仅适用于单相系统或三相系统中相对相。注2：本表是根据 GB/T 16935.12008 用公式计算得到。a适用于系统电压 50V(dc)、60V(dc)。b适用于系统电压 600V(dc)。c适用于系统电压 1000V(dc)、1100V(dc)。d适用于系统电压 1500V(dc)。6.8.11 检查 SPD 是否牢固安装，两端的引线长度之和是否大于 0.5 m，当现场安装无法满足要求时，应采用凯文接线法。6.8.12 检查光伏系统 ACU 中 SPD 的选用类型和放电电流值是否符合表 6 的规定。表6 位于不同防雷区 ACU 中的 SPD 选型和参数要求 位置 类别 最小放电电流值/kA LPZ0LPZ1 区 D1 类 1.0 LPZ1LPZ2 区 C2 类 2.5 LPZ2LPZ3 区 C1 类 0.25 T/AHMS 00042023 8 6.8.13 SPD 外部安装有后备过电流保护器时，应检查后备过电流保护器的最大放电电流值是否与 SPD相匹配。采用熔断器时，检查其最小熔断器最小预燃弧值是否满足 GB 500572010 的附录 J 和 GB/T 18802.122014 的附录 P 的规定。附录A （规范性）接地阻抗的测量 A.1 基本要求 A.1.1 测试电流和频率 应选择异频大电流，测试电流宜在3 A20 A之间，频率宜在40 Hz60 Hz范围内，频率可调。A.1.2 测试回路布置 测试回路应尽量远离水域、地下金属管道和输电线路，避免与之长段并行，与之交叉时垂直跨越。A.1.3 测试电极布置 电流极和电压极的布置应符合下列要求：T/AHMS 00042023 9 电流极和电压极的布置应远离人员密集处；电流极的电阻值应尽量小，以保证整个电流回路阻抗足够小，设备输出的试验电流足够大；如电流极电阻偏高，可尝试采用多个电流极并联或向其周围泼水的方式降阻；电压极应紧密而不松动地插入土壤中20 cm以上。A.2 测试方法 A.2.1 直线法 直线法的接线和布极见图A.1。检测电流线和电压线同方向布设，并保持足够远的间距，以减小互感耦合的影响。电流极长度DEC通常为地网最大对角线长度D的45倍；电压极长度DEP通常为（0.50.6）DEC。当远距离放线有困难时，在土壤电阻率均匀地区DEC可取2D，土壤电阻率不均匀地区DEC可取3D。检测时，电压极P在被测接地装置E与电流极C连线方向移动3次，每次移动的距离为DEC的5%左右，3次检测结果误差在5%以内即可。说明：D 地网最大对角线长度；G 地网；E 接地网边缘测试点；P 电压极；C 电流极；DEC 电流极到接地网边缘测试点之间的距离；DEP 电压极到接地网边缘测试点之间的距离。图A.1 直线法测量接地阻抗示意图 A.2.2 夹角法 夹角法检测接地阻抗的接线和布极如图A.2所示。检测电流线和电压线采用等腰三角形呈30夹角布线，电流极长度DEC和电压极长度DEP相近，为最大对角线长度D的45倍，当远距离布线有些困难时，在土壤电阻率均匀地区DEC和DEP可取2D。T/AHMS 00042023 10 说明：D 地网最大对角线长度；G 地网；E 接地网边缘测试点；P 电压极；C 电流极；DEC 电流极到接地网边缘测试点之间的距离；DEP 电压极到接地网边缘测试点之间的距离。电压极与电流极之间的夹角。图A.2 夹角法测量接地阻抗示意图T/AHMS 00042023 11 B A 附录B （规范性）场区地表电位梯度、跨步电位差和接触电位差的测试要求 B.1 场区地表电位梯度 B.1.1 测试方法 给接地装置注入异频检测电流后，按图B.1所示布置测试线。将检测场区合理划分成纵横相间的若干条曲线，间距一般不应大于30 m，在曲线路径上选一点与主设备连接良好的引下线作为参考点，从起点每间隔12 m检测一次地表电位直至终点，然后绘制出U-X曲线。电压极P可采用铁钎，如果场区是水泥路面，可采用包裹湿抹布的直径20 cm的金属圆盘，并压上重物。测试线较长时应注意电磁感应的干扰。说明：P电压极；d测试间距；x测试起点至终点的距离。图B.1 场区地表电位梯度测试示意图 B.1.2 结果分析和判断 当间距d为1m时，场区地表电位梯度曲线上相邻两点之间的电位差UT按公式(B.1)折算，得到实际系统故障时的单位场区地表电位梯度UT。UT=UTIm/Is.(B.1)式中：UT场区地表电位梯度曲线上相邻两点之间的电位差；UT 单位场区地表电位梯度；Im 注入地网中的测试电流；Is被测接地装置内系统单相接地故障电流。以检测绘制的U-X曲线来判断，曲线比较平坦，没有明显起伏和突变，两端略有抬高，说明接地装置状况良好；反之，接地装置状况不良。B.2 跨步电位差 给接地装置注入异频检测电流后，检测设备的两端分别连接间距1 m的两块模拟人体金属铁脚，检测设备显示的电压值即为被测场区地面两点之间的跨步电位差值，跨步电位差、接触电位差测试示意图如图B.2。T/AHMS 00042023 12 图B.2 跨步电位差、接触电位差测试示意图 说明：Rm等效人体电阻；M 模拟人体金属铁脚。B.3 接触电位差 给接地装置注入异频检测电流后，如图 B.2 所示检测设备的一端接检测设备、距地 1.8 m 高度处；另一端接模拟人体金属铁脚、距设备 1 m，检测设备显示的电压值即为被检设备的接触电位差值。T/AHMS 00042023 13 C B 附录C （资料性）水上光伏单元的年预计雷击次数 C.1 水上光伏单元的年预计雷击次数 水上光伏单元的年预计雷击次数见公式C.1：N=kANg.(C.1)说明：N水上光伏单元的年预计雷击次数（单位：次/a）；k修正系数，水面光伏单元取1.5；A水上光伏单元的面积，以漂浮在水面的区域实际面积为准（单位：km2）；Ng水上光伏单元所在区域的年平均雷击密度，可用雷电定位数据或雷暴日数得到。Ng宜利用水上光伏单元项目周边5 km光伏 km范围内不少于5a的雷电定位数据统计得到。当缺少雷电定位数据时，宜根据项目所在区域不少于30a的年平均雷暴日数Td按Ng=0.1Td计算得到。T/AHMS 00042023 14 参考文献 1 GB/T 16895.322021 低压电气装置 第7-712部分：特殊装置或场所的要求 太阳能光伏（PV）电源系统 2 GB/T 21714.12015 雷电防护 第1部分：总则 3 GB/T 21714.32015 雷电防护 第3部分：建筑物的物理损坏和生命危险 4 GB/T 21714.42015 雷电防护 第4部分：建筑物内电气和电子系统 5 GB 507972012 光伏发电站设计规程 6 DL/T 4752017 接地装置特性参数测量导则 7 DL/T 13642014 光伏发电站防雷技术规程 8 JGJ 2032010 民用建筑太阳能光伏系统应用技术规范 9 JGJ/T 2642012 光伏建筑一体化系统运行与维护规范 10 NB/T 320042018 光伏并网逆变器技术规范 11 NB/T 320162013 并网光伏发电监控系统技术规范 12 QX/T 2632015 太阳能光伏系统防雷技术规范