CN110620551A - 光伏阵列的热斑检测方法和设备 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种光伏阵列的热斑检测方法和设备，所述热斑检测方法包括：实时获取所述光伏阵列中的所有光伏组串的电流值；根据获取的每个光伏组串的电流值确定每个光伏组串在预定长度时间段内的电流平均值；根据获取的每个光伏组串的电流值确定每个光伏组串组合在所述预定长度时间段内的电流平均值；根据每个光伏组串在所述预定长度时间段内的电流平均值，以及每个光伏组串所在的光伏组串组合在所述预定长度时间段内的电流平均值，确定每个光伏组串是否发生热斑故障。根据本发明的实施例的根据本发明的实施例的光伏阵列的热斑检测方法和设备，可使用已有的实时监控数据进行热斑检测，可不增加硬件设备，成本低。
Description
技术领域
本发明涉及光伏发电领域，更具体地讲，涉及一种光伏阵列的热斑检测方法和设备。
背景技术
光伏组件是光伏电站中最基本和最重要的构成部分，单个光伏电池由于电压和电流太小不能直接作电源使用，必须将若干光伏电池进行串、并联连接并严密封装成光伏组件。由于光伏组件自身制造缺陷或者是工艺缺陷导致的发电单元特性不一致或者部分组件表面被遮挡造成部分发电单元不能发电反而成为负载消耗电能，造成光伏组件的温度升高，局部的高温区块被称之为热斑。
现有的检测热斑的方法主要有以下几种：第一种方法是采用红外热成像仪人工巡检，通过红外热成像判断被测组件是否存在热斑，这种方法的检测工作量非常大，巡检周期漫长，需要投入大量的人力和物力，成本很高，效率低；第二种方法是借助无人机搭载红外成像仪代替人工进行现场巡检，在线或离线确定是否存在热斑，这种方法的需要强大的后台系统支持，设备投入较大，成本很高；第三种是基于外加检测设备和传感器的检测方法，这种方法需要投入大量的硬件和人工，检测效率较低。
因此，现有的检测热斑的方法的成本较高。
发明内容
本发明的目的在于提供一种光伏阵列的热斑检测方法和设备，以解决现有的检测热斑的方法的成本较高的问题。
本发明的一方面提供一种光伏阵列的热斑检测方法，所述热斑检测方法包括：实时获取所述光伏阵列中的所有光伏组串的电流值；根据获取的每个光伏组串的电流值确定每个光伏组串在预定长度时间段内的电流平均值；根据获取的每个光伏组串的电流值确定每个光伏组串组合在所述预定长度时间段内的电流平均值，其中，接入同一个组串式逆变器的所有光伏组串组成一个光伏组串组合，或者接入同一个汇流柜的所有光伏组串组成一个光伏组串组合；根据每个光伏组串在所述预定长度时间段内的电流平均值，以及每个光伏组串所在的光伏组串组合在所述预定长度时间段内的电流平均值，确定每个光伏组串是否发生热斑故障。
可选地，根据每个光伏组串在所述预定长度时间段内的电流平均值，以及每个光伏组串所在的光伏组串组合在所述预定长度时间段内的电流平均值，确定每个光伏组串是否发生热斑故障的步骤包括：确定每个光伏组串在所述预定长度时间段内的电流平均值与每个光伏组串所在的光伏组串组合在所述预定长度时间段内的电流平均值的比值；确定每个光伏组串的所述比值是否在预定区间内，其中，所述预定区间是区间(0,1)的子区间；将所述比值在预定区间内的光伏组串确定为发生热斑故障的光伏组串，将所述比值不在预定区间内的光伏组串确定为未发生热斑故障的光伏组串。
可选地，还包括：针对发生热斑故障的光伏组串，确定与多个预定长度时间段对应的所述比值是否随着时间变小，当所述比值随着时间变小时，确定发生热斑故障的光伏组串内的故障光伏组件的数量增加，和/或发生热斑故障的光伏组串内的故障光伏组件的故障严重程度增加。
可选地，根据获取的每个光伏组串的电流值确定每个光伏组串组合在所述预定长度时间段内的电流平均值的步骤包括；对每个光伏组串组合内的所有光伏组串在所述预定长度时间段内的电流平均值求取平均，以得到每个光伏组串组合在所述预定长度时间段内的电流平均值；或者，将每个光伏组串组合内的所有光伏组串在所述预定长度时间段内的每个时刻的电流值进行平均，得到每个光伏组串组合在所述预定长度时间段内的每个时刻的电流平均值，将所述预定长度时间段内的每个时刻的电流平均值进行平均得到每个光伏组串组合在所述预定长度时间段内的电流平均值。
可选地，所述预定长度时间段为10分钟。
可选地，实时获取所述光伏阵列中的所有光伏组串的电流值的步骤在每天的所述预定时间段执行。
可选地，还包括：在根据获取的每个光伏组串的电流值确定每个光伏组串在预定长度时间段内的电流平均值的步骤之前，删除获取的电流值中数值为负的电流值。
本发明的另一方面提供一种光伏阵列的热斑检测设备，热斑检测设备包括：获取单元，被配置为实时获取所述光伏阵列中的所有光伏组串的电流值；第一确定单元，被配置为根据获取的每个光伏组串的电流值确定每个光伏组串在预定长度时间段内的电流平均值；第二确定单元，被配置为根据获取的每个光伏组串的电流值确定每个光伏组串组合在所述预定长度时间段内的电流平均值，其中，接入同一个组串式逆变器的所有光伏组串组成一个光伏组串组合，或者接入同一个汇流柜的所有光伏组串组成一个光伏组串组合；第三确定单元，被配置为根据每个光伏组串在所述预定长度时间段内的电流平均值，以及每个光伏组串所在的光伏组串组合在所述预定长度时间段内的电流平均值，确定每个光伏组串是否发生热斑故障。
可选地，第三确定单元被配置为：确定每个光伏组串在所述预定长度时间段内的电流平均值与每个光伏组串所在的光伏组串组合在所述预定长度时间段内的电流平均值的比值；确定每个光伏组串的所述比值是否在预定区间内，其中，所述预定区间是区间(0,1)的子区间；将所述比值在预定区间内的光伏组串确定为发生热斑故障的光伏组串，将所述比值不在预定区间内的光伏组串确定为未发生热斑故障的光伏组串。
可选地，还包括：第四确定单元，被配置为：针对发生热斑故障的光伏组串，确定与多个预定长度时间段对应的所述比值是否随着时间变小，当所述比值随着时间变小时，确定发生热斑故障的光伏组串内的故障光伏组件的数量增加，和/或发生热斑故障的光伏组串内的故障光伏组件的故障严重程度增加。
可选地，第二确定单元被配置为：对每个光伏组串组合内的所有光伏组串在所述预定长度时间段内的电流平均值求取平均，以得到每个光伏组串组合在所述预定长度时间段内的电流平均值；或者，将每个光伏组串组合内的所有光伏组串在所述预定长度时间段内的每个时刻的电流值进行平均，得到每个光伏组串组合在所述预定长度时间段内的每个时刻的电流平均值，将所述预定长度时间段内的每个时刻的电流平均值进行平均得到每个光伏组串组合在所述预定长度时间段内的电流平均值。
可选地，所述预定长度时间段为10分钟。
可选地，获取单元被配置为在每天的所述预定时间段实时获取所述光伏阵列中的所有光伏组串的电流值。
可选地，还包括：删除单元，被配置为在第一确定单元根据获取的每个光伏组串的电流值确定每个光伏组串在预定长度时间段内的电流平均值之前，删除获取的电流值中数值为负的电流值。
本发明的另一方面提供一种计算机可读存储介质，存储有当被处理器执行时使得处理器执行如上所述的光伏阵列的热斑检测方法的计算机程序。
本发明的另一方面提供一种检测装置，包括：处理器；存储器，用于存储当被处理器执行使得处理器执行如上所述的光伏阵列的热斑检测方法的计算机程序。
本发明的另一方面提供一种光伏阵列的热斑检测系统，包括如上所述的热斑检测设备。
根据本发明的实施例的根据本发明的实施例的光伏阵列的热斑检测方法和设备，可使用已有的实时监控数据进行热斑检测，从而及时发现热斑故障，提高光伏电站的发电量，增加经济效益，检测过程不受天气和环境因素影响，并且可不增加硬件设备，成本低。
将在接下来的描述中部分阐述本发明另外的方面和/或优点，还有一部分通过描述将是清楚的，或者可以经过本发明的实施而得知。
附图说明
通过下面结合附图进行的详细描述，本发明的上述和其它目的、特点和优点将会变得更加清楚，其中：
图1是示出根据本发明的实施例的光伏阵列的热斑检测方法的流程图；
图2示出根据本发明的实施例的根据本发明的实施例的光伏阵列的热斑检测系统的拓扑图；
图3是示出根据本发明的实施例的光伏阵列的热斑检测设备的框图。
具体实施方式
下面参照附图详细描述本发明的实施例。
图1是示出根据本发明的实施例的根据本发明的实施例的光伏阵列的热斑检测方法的流程图。
参照图1，在步骤S10，实时获取光伏阵列中的所有光伏组串的电流值。
光伏组串是将若干个光伏组件串联后，形成的具有一定直流输出的电路单元。
一般说来，光伏电站都会设置相应的采集装置来采集各个光伏组串的电流值，并且会将采集的电流值存储到光伏电站的监控主机中，因此，在步骤S10，可从监控主机中存储该采集到的电流值的存储区域获取所有光伏组串的电流值，而无需额外设置采集光伏组串的电流值的装置。
在一个优选的实施例中，为了使检测结果更加准确，在进行后续的处理之前，删除获取的电流值中数值为负的电流值。
可以理解，步骤S10在光伏阵列处于发电状态下时执行。
在一个优选的实施例中，步骤S10在每天的预定时间段执行。该预定时间段为每天光照强度较大的时间段，例如12点至13点，由于光照强度较大时，光伏组串的电流较高，能够更加准确的确定热斑故障，并且只需在预定时间段内检测热斑，可节约系统运行资源。
在步骤S20，根据获取的每个光伏组串的电流值确定每个光伏组串在预定长度时间段内的电流平均值。
这里，针对每个光伏组串，可将在预定长度时间段内的各个时刻获取的该光伏组串的电流值进行平均，得到该光伏组串在预定长度时间段内的电流平均值。
该预定长度时间段可预先进行设置。例如，可将该预定长度时间段设置为10分钟，也就是说，在步骤S20，确定每个光伏组串在10分钟内的电流平均值。
在步骤S30，根据获取的每个光伏组串的电流值确定每个光伏组串组合在上述预定长度时间段内的电流平均值。
在组串式逆变器的光伏发电系统中，光伏组串组合由接入同一组串式逆变器的所有光伏组串组成；在集中式逆变器的光伏发电系统中，光伏组串组合由接入同一汇流箱的所有光伏组串组成。
逆变器是在光伏发电系统中用于将光伏阵列发出的直流电变换成可以接入公共电网的工频交流电的装置。汇流箱是指将一定数量的光伏组串并联，起汇流和监控作用的装置。
在光伏发电系统中由于光伏组件的自身发电特性，在不同的辐照度、温度和负载条件下发电效率会不同，所以为了获取最大发电量，在对光伏组件的控制中都采用跟踪光伏组件最大功率点发电的策略，这个控制策略一般都是由逆变器执行。由于不同厂家的逆变器可能会在控制策略上有差异，而不同的控制策略又会影响到光伏组件的发电特性。另外，还基于以上原因在工程中一般同一逆变器下配置的光伏组件也是相同厂家和相同规格性能的，但是不同逆变器所配置的光伏组件就有可能不同了，所以综合考虑以上原因，在组串式逆变器的光伏发电系统中，光伏组串不跨逆变器分组，而是将接入同一组串式逆变器的所有光伏组串作为一个光伏组串组合。
光伏组串组合在上述预定长度时间段内的电流平均值是指光伏组串组合中的各个光伏组串在上述预定长度时间段内的平均电流值的平均值。可采用各种计算方法来根据获取的每个光伏组串的电流值确定每个光伏组串组合在上述预定长度时间段内的电流平均值。
作为示例，可对每个光伏组串组合内的所有光伏组串在预定长度时间段内的电流平均值求取平均，以得到每个光伏组串组合在预定长度时间段内的电流平均值。具体说来，针对每个光伏组串组合，可将步骤S20中确定的该光伏组串组合内的各个光伏组串在预定长度时间段内的电流平均值进行平均，得到该光伏组串组合在上述预定长度时间段内的电流平均值。
作为示例，还可将每个光伏组串组合内的所有光伏组串在预定长度时间段内的每个时刻的电流值进行平均，得到每个光伏组串组合在预定长度时间段内的每个时刻的电流平均值。也就是说，针对每个光伏组串组合以及预定长度时间段内的每个时刻，将该光伏组串组合内的各个光伏组串在该时刻的电流值进行平均，得到该光伏组串组合在该时刻的电流平均值。再将每个光伏组串组合在预定长度时间段内的各个时刻的电流平均值进行平均，得到每个光伏组串组合在预定长度时间段内的电流平均值。也就是说，针对每个光伏组串组合，将该光伏组串组合在预定长度时间段内的各个时刻的电流平均值进行平均，得到该光伏组串组合在预定长度时间段内的电流平均值。
在步骤S40，根据每个光伏组串在预定长度时间段内的电流平均值，以及每个光伏组串所在的光伏组串组合在预定长度时间段内的电流平均值，确定每个光伏组串是否发生热斑故障。
当光伏组串由于各种原因产生热斑时，光伏组串的电流会有不同程度的减小。例如，当光伏组串中的部分光伏组件被阴影遮挡时，这时被遮挡的部分光伏组件的发电能力大幅下降，旁路二极管开始工作，将该部分光伏组件旁路及其串联单元旁路，整个光伏组串的输出电流将下降，如果旁路二极管发生故障或者损坏，这时被遮挡的部分光伏组件就会变成负载消耗电能，同时发生局部高温，形成热斑。
因此，可通过对同一光伏组串组合中的各光伏组串在发电状态下的电流的监测和对比，筛选出发电电流明显小于其他光伏组串的故障光伏组串。
在检测光伏组串是否发生热斑的过程中，将光伏组串的电流与同一光伏组串组合内的其他光伏组串的电流进行对比的原因在于，同一光伏组串组合内的光伏组串的控制特性相同，同一光伏组串组合内的光伏组串的电流具有可比性，而不同光伏组串组合内的光伏组串的控制特性不同，不同光伏组串组合内的各光伏组串的电流之间不具有可比性。
作为示例，在步骤S40，可确定每个光伏组串在预定长度时间段内的电流平均值与每个光伏组串所在的光伏组串组合在预定长度时间段内的电流平均值的比值；通过确定每个光伏组串的比值是否在预定区间[a，b]内来确定每个光伏组串是否发生热斑故障。将比值在预定区间内的光伏组串确定为发生热斑故障的光伏组串，将比值不在预定区间内的光伏组串确定为未发生热斑故障的光伏组串。
该预定区间[a，b]是区间(0,1)的子区间。也就是说，a大于0，b小于1。该预定区间[a，b]可预先设定。a可被设定为表示光伏组串的电流较小而不足以引起热斑时的比值，例如，0.15。b可被设定为光伏组串在正常发电状态下的比值，例如，0.7至0.85之间的任意一个值。
此外，由于光伏组串内的故障光伏组件越多，或者，光伏组串内的故障光伏组件的故障程度越严重，其电流下降的程度越大，因此，根据本发明的实施例的根据本发明的实施例的光伏阵列的热斑检测方法还可根据不同时间段的上述比值确定热斑故障的扩展情况。
作为示例，可针对发生热斑故障的光伏组串，确定与多个预定长度时间段对应的比值是否随着时间变小，当比值随着时间变小时，确定发生热斑故障的光伏组串内的故障光伏组件的数量增加，和/或发生热斑故障的光伏组串内的故障光伏组件的故障严重程度增加。与预定长度时间段对应的比值是指，发生热斑故障的光伏组串在预定长度时间段内的电流平均值，与该光伏组串所在的光伏组串组合在预定长度时间段内的电流平均值的比值。
这里，以预定长度时间段为10分钟为例还说明确定热斑故障的扩展情况的过程，可针对发生热斑故障的光伏组串，确定下一个10分钟对应的比值是否比上一个10分钟对应的比值小，当下一个10分钟对应的比值是比上一个10分钟对应的比值小时，可确定该发生热斑故障的光伏组串内的故障光伏组件的数量增加，和/或发生热斑故障的光伏组串内的故障光伏组件的故障严重程度增加。
根据本发明的实施例的根据本发明的实施例的光伏阵列的热斑检测方法可被实现在光伏发电站原有的监控主机中，即在原有的监控主机中搭建相应的运行环境并安装用于实现本发明的热斑检测方法的软件，实时地读取所有光伏组串的电流值，并根据读取的电流值实时地检测热斑故障。
根据本发明的实施例的根据本发明的实施例的光伏阵列的热斑检测方法还可实现在独立于原有的监控主机的故障预警计算机中，两者通过特定的通讯接口建立连接，故障预警计算机实时地从监控主机中的读取所有光伏组串的电流值，并根据读取的电流值实时地检测热斑故障。
本发明还提供一种光伏阵列的热斑检测系统，其包括如图3所示的光伏阵列的热斑检测设备。
图2示出根据本发明的实施例的根据本发明的实施例的光伏阵列的热斑检测系统的拓扑图。如图2所示，在集中式逆变器的光伏发电系统中，接入同一个汇流箱202中的光伏阵列201中的光伏组串构成一个光伏组串组合，监控主机203通过采集装置(图中未示出)获取并存储每个光伏组串的电流，故障预警计算机204从监控主机203获取每个光伏组串的电流。
图3是示出根据本发明的实施例的根据本发明的实施例的光伏阵列的热斑检测设备的框图。如图3所示，根据本发明的实施例的根据本发明的实施例的光伏阵列的热斑检测设备包括获取单元10、第一确定单元20、第二确定单元30和第三确定单元40。
获取单元10被配置为实时获取光伏阵列中的所有光伏组串的电流值。
光伏组串是将若干个光伏组件串联后，形成的具有一定直流输出的电路单元。
一般说来，光伏电站都会设置相应的采集装置来采集各个光伏组串的电流值，并且会将采集的电流值存储到光伏电站的监控主机中，因此，获取单元10可从监控主机中存储该采集到的电流值的存储区域获取所有光伏组串的电流值，而无需额外设置采集光伏组串的电流值的装置。
在一个优选的实施例中，为了使检测结果更加准确，根据本发明的实施例的根据本发明的实施例的光伏阵列的热斑检测设备还可包括删除单元(图中未示出)。删除单元被配置为在第二确定单元20确定每个光伏组串在预定长度时间段内的电流平均值之前，删除获取的电流值中数值为负的电流值。
可以理解，获取单元10在光伏阵列处于发电状态下时，实时获取光伏阵列中的所有光伏组串的电流值。
在一个优选的实施例中，获取单元10在在每天的预定时间段，实时获取光伏阵列中的所有光伏组串的电流值。该预定时间段为每天光照强度较大的时间段，例如12点至13点，由于光照强度较大时，光伏组串的电流较高，能够更加准确的确定热斑故障，并且只需在预定时间段内检测热斑，可节约系统运行资源。
第二确定单元20被配置为根据获取的每个光伏组串的电流值确定每个光伏组串在预定长度时间段内的电流平均值。
这里，针对每个光伏组串，可将在预定长度时间段内的各个时刻获取的该光伏组串的电流值进行平均，得到该光伏组串在预定长度时间段内的电流平均值。
该预定长度时间段可预先进行设置。例如，可将该预定长度时间段设置为10分钟，也就是说，第二确定单元20确定每个光伏组串在10分钟内的电流平均值。
第二确定单元30被配置为根据获取的每个光伏组串的电流值确定每个光伏组串组合在上述预定长度时间段内的电流平均值。
在组串式逆变器的光伏发电系统中，光伏组串组合由接入同一组串式逆变器的所有光伏组串组成；在集中式逆变器的光伏发电系统中，光伏组串组合由接入同一汇流箱的所有光伏组串组成。
逆变器是在光伏发电系统中用于将光伏阵列发出的直流电变换成可以接入公共电网的工频交流电的装置。汇流箱是指将一定数量的光伏组串并联，起汇流和监控作用的装置。
在光伏发电系统中由于光伏组件的自身发电特性，在不同的辐照度、温度和负载条件下发电效率会不同，所以为了获取最大发电量，在对光伏组件的控制中都采用跟踪光伏组件最大功率点发电的策略，这个控制策略一般都是由逆变器执行。由于不同厂家的逆变器可能会在控制策略上有差异，而不同的控制策略又会影响到光伏组件的发电特性。另外，还基于以上原因在工程中一般同一逆变器下配置的光伏组件也是相同厂家和相同规格性能的，但是不同逆变器所配置的光伏组件就有可能不同了，所以综合考虑以上原因，在组串式逆变器的光伏发电系统中，光伏组串不跨逆变器分组，而是将接入同一组串式逆变器的所有光伏组串作为一个光伏组串组合。
光伏组串组合在上述预定长度时间段内的电流平均值是指光伏组串组合中的各个光伏组串在上述预定长度时间段内的平均电流值的平均值。可采用各种计算方法来根据获取的每个光伏组串的电流值确定每个光伏组串组合在上述预定长度时间段内的电流平均值。
作为示例，可对每个光伏组串组合内的所有光伏组串在预定长度时间段内的电流平均值求取平均，以得到每个光伏组串组合在预定长度时间段内的电流平均值。具体说来，针对每个光伏组串组合，可将第一确定单元20确定的该光伏组串组合内的各个光伏组串在预定长度时间段内的电流平均值进行平均，得到该光伏组串组合在上述预定长度时间段内的电流平均值。
作为示例，还可将每个光伏组串组合内的所有光伏组串在预定长度时间段内的每个时刻的电流值进行平均，得到每个光伏组串组合在预定长度时间段内的每个时刻的电流平均值。也就是说，针对每个光伏组串组合以及预定长度时间段内的每个时刻，将该光伏组串组合内的各个光伏组串在该时刻的电流值进行平均，得到该光伏组串组合在该时刻的电流平均值。再将每个光伏组串组合在预定长度时间段内的各个时刻的电流平均值进行平均，得到每个光伏组串组合在预定长度时间段内的电流平均值。也就是说，针对每个光伏组串组合，将该光伏组串组合在预定长度时间段内的各个时刻的电流平均值进行平均，得到该光伏组串组合在预定长度时间段内的电流平均值。
第三确定单元40根据每个光伏组串在预定长度时间段内的电流平均值，以及每个光伏组串所在的光伏组串组合在预定长度时间段内的电流平均值，确定每个光伏组串是否发生热斑故障。
当光伏组串由于各种原因产生热斑时，光伏组串的电流会有不同程度的减小。例如，当光伏组串中的部分光伏组件被阴影遮挡时，这时被遮挡的部分光伏组件的发电能力大幅下降，旁路二极管开始工作，将该部分光伏组件旁路及其串联单元旁路，整个光伏组串的输出电流将下降，如果旁路二极管发生故障或者损坏，这时被遮挡的部分光伏组件就会变成负载消耗电能，同时发生局部高温，形成热斑。
因此，可通过对同一光伏组串组合中的各光伏组串在发电状态下的电流的监测和对比，筛选出发电电流明显小于其他光伏组串的故障光伏组串。
在检测光伏组串是否发生热斑的过程中，将光伏组串的电流与同一光伏组串组合内的其他光伏组串的电流进行对比的原因在于，同一光伏组串组合内的光伏组串的控制特性相同，同一光伏组串组合内的光伏组串的电流具有可比性，而不同光伏组串组合内的光伏组串的控制特性不同，不同光伏组串组合内的各光伏组串的电流之间不具有可比性。
作为示例，第三确定单元40可确定每个光伏组串在预定长度时间段内的电流平均值与每个光伏组串所在的光伏组串组合在预定长度时间段内的电流平均值的比值；通过确定每个光伏组串的比值是否在预定区间[a，b]内来确定每个光伏组串是否发生热斑故障。将比值在预定区间内的光伏组串确定为发生热斑故障的光伏组串，将比值不在预定区间内的光伏组串确定为未发生热斑故障的光伏组串。
该预定区间[a，b]是区间(0,1)的子区间。也就是说，a大于0，b小于1。该预定区间[a，b]可预先设定。a可被设定为表示光伏组串的电流较小而不足以引起热斑时的比值，例如，0.15。b可被设定为光伏组串在正常发电状态下的比值，例如，0.7至0.85之间的任意一个值。
此外，由于光伏组串内的故障光伏组件越多，或者，光伏组串内的故障光伏组件的故障程度越严重，其电流下降的程度越大，因此，根据本发明的实施例的根据本发明的实施例的光伏阵列的热斑检测设备还可包括第四确定单元(图中未示出)，第四确定单元被配置为根据不同时间段的上述比值确定热斑故障的扩展情况。
作为示例，第四确定单元可针对发生热斑故障的光伏组串，确定与多个预定长度时间段对应的比值是否随着时间变小，当比值随着时间变小时，确定发生热斑故障的光伏组串内的故障光伏组件的数量增加，和/或发生热斑故障的光伏组串内的故障光伏组件的故障严重程度增加。与预定长度时间段对应的比值是指，发生热斑故障的光伏组串在预定长度时间段内的电流平均值，与该光伏组串所在的光伏组串组合在预定长度时间段内的电流平均值的比值。
这里，以预定长度时间段为10分钟为例还说明确定热斑故障的扩展情况的过程，可针对发生热斑故障的光伏组串，确定下一个10分钟对应的比值是否比上一个10分钟对应的比值小，当下一个10分钟对应的比值是比上一个10分钟对应的比值小时，可确定该发生热斑故障的光伏组串内的故障光伏组件的数量增加，和/或发生热斑故障的光伏组串内的故障光伏组件的故障严重程度增加。
根据本发明的实施例的根据本发明的实施例的光伏阵列的热斑检测方法和设备，可使用已有的实时监控数据进行热斑检测，从而及时发现热斑故障，提高光伏电站的发电量，增加经济效益，检测过程不受天气和环境因素影响，并且可不增加硬件设备，成本低。
根据本发明的实施例还提供一种计算机可读存储介质。该计算机可读存储介质存储有当被处理器执行时使得处理器执行如上所述的光伏阵列的热斑检测方法的计算机程序。
根据本发明的实施例还提供一种检测装置。该检测装置包括处理器和存储器。存储器用于存储程序指令。所述程序指令被处理器执行使得处理器执行如上所述的光伏阵列的热斑检测方法的计算机程序。
此外，根据本发明的实施例的光伏阵列的热斑检测设备中的各个程序模块可完全由硬件来实现，例如现场可编程门阵列或专用集成电路；还可以由硬件和软件相结合的方式来实现；也可以完全通过计算机程序来以软件方式实现。
尽管已经参照其示例性实施例具体显示和描述了本发明，但是本领域的技术人员应该理解，在不脱离权利要求所限定的本发明的精神和范围的情况下，可以对其进行形式和细节上的各种改变。
Claims (17)
1.一种光伏阵列的热斑检测方法，其特征在于，包括：
实时获取所述光伏阵列中的所有光伏组串的电流值；
根据获取的每个光伏组串的电流值确定每个光伏组串在预定长度时间段内的电流平均值；
根据获取的每个光伏组串的电流值确定每个光伏组串组合在所述预定长度时间段内的电流平均值，其中，接入同一个组串式逆变器的所有光伏组串组成一个光伏组串组合，或者接入同一个汇流柜的所有光伏组串组成一个光伏组串组合；
根据每个光伏组串在所述预定长度时间段内的电流平均值，以及每个光伏组串所在的光伏组串组合在所述预定长度时间段内的电流平均值，确定每个光伏组串是否发生热斑故障。
2.根据权利要求1所述的热斑检测方法，其特征在于，根据每个光伏组串在所述预定长度时间段内的电流平均值，以及每个光伏组串所在的光伏组串组合在所述预定长度时间段内的电流平均值，确定每个光伏组串是否发生热斑故障的步骤包括：
确定每个光伏组串在所述预定长度时间段内的电流平均值与每个光伏组串所在的光伏组串组合在所述预定长度时间段内的电流平均值的比值；
确定每个光伏组串的所述比值是否在预定区间内，其中，所述预定区间是区间(0,1)的子区间；
将所述比值在预定区间内的光伏组串确定为发生热斑故障的光伏组串，将所述比值不在预定区间内的光伏组串确定为未发生热斑故障的光伏组串。
3.根据权利要求2所述的热斑检测方法，其特征在于，还包括：
针对发生热斑故障的光伏组串，确定与多个预定长度时间段对应的所述比值是否随着时间变小，当所述比值随着时间变小时，确定发生热斑故障的光伏组串内的故障光伏组件的数量增加，和/或发生热斑故障的光伏组串内的故障光伏组件的故障严重程度增加。
4.根据权利要求1所述的热斑检测方法，其特征在于，根据获取的每个光伏组串的电流值确定每个光伏组串组合在所述预定长度时间段内的电流平均值的步骤包括；
对每个光伏组串组合内的所有光伏组串在所述预定长度时间段内的电流平均值求取平均，以得到每个光伏组串组合在所述预定长度时间段内的电流平均值；
或者，将每个光伏组串组合内的所有光伏组串在所述预定长度时间段内的每个时刻的电流值进行平均，得到每个光伏组串组合在所述预定长度时间段内的每个时刻的电流平均值，将所述预定长度时间段内的每个时刻的电流平均值进行平均得到每个光伏组串组合在所述预定长度时间段内的电流平均值。
5.根据权利要求1所述的热斑检测方法，其特征在于，所述预定长度时间段为10分钟。
6.根据权利要求1所述的热斑检测方法，其特征在于，实时获取所述光伏阵列中的所有光伏组串的电流值的步骤在每天的所述预定时间段执行。
7.根据权利要求1所述的热斑检测方法，其特征在于，还包括：在根据获取的每个光伏组串的电流值确定每个光伏组串在预定长度时间段内的电流平均值的步骤之前，删除获取的电流值中数值为负的电流值。
8.一种光伏阵列的热斑检测设备，其特征在于，包括：
获取单元，被配置为实时获取所述光伏阵列中的所有光伏组串的电流值；
第一确定单元，被配置为根据获取的每个光伏组串的电流值确定每个光伏组串在预定长度时间段内的电流平均值；
第二确定单元，被配置为根据获取的每个光伏组串的电流值确定每个光伏组串组合在所述预定长度时间段内的电流平均值，其中，接入同一个组串式逆变器的所有光伏组串组成一个光伏组串组合，或者接入同一个汇流柜的所有光伏组串组成一个光伏组串组合；
第三确定单元，被配置为根据每个光伏组串在所述预定长度时间段内的电流平均值，以及每个光伏组串所在的光伏组串组合在所述预定长度时间段内的电流平均值，确定每个光伏组串是否发生热斑故障。
9.根据权利要求8所述的热斑检测设备，其特征在于，第三确定单元被配置为：
确定每个光伏组串在所述预定长度时间段内的电流平均值与每个光伏组串所在的光伏组串组合在所述预定长度时间段内的电流平均值的比值；
确定每个光伏组串的所述比值是否在预定区间内，其中，所述预定区间是区间(0,1)的子区间；
将所述比值在预定区间内的光伏组串确定为发生热斑故障的光伏组串，将所述比值不在预定区间内的光伏组串确定为未发生热斑故障的光伏组串。
10.根据权利要求8所述的热斑检测设备，其特征在于，还包括：
第四确定单元，被配置为：针对发生热斑故障的光伏组串，确定与多个预定长度时间段对应的所述比值是否随着时间变小，当所述比值随着时间变小时，确定发生热斑故障的光伏组串内的故障光伏组件的数量增加，和/或发生热斑故障的光伏组串内的故障光伏组件的故障严重程度增加。
11.根据权利要求1所述的热斑检测设备，其特征在于，第二确定单元被配置为：
对每个光伏组串组合内的所有光伏组串在所述预定长度时间段内的电流平均值求取平均，以得到每个光伏组串组合在所述预定长度时间段内的电流平均值；
或者，将每个光伏组串组合内的所有光伏组串在所述预定长度时间段内的每个时刻的电流值进行平均，得到每个光伏组串组合在所述预定长度时间段内的每个时刻的电流平均值，将所述预定长度时间段内的每个时刻的电流平均值进行平均得到每个光伏组串组合在所述预定长度时间段内的电流平均值。
12.根据权利要求8所述的热斑检测设备，其特征在于，所述预定长度时间段为10分钟。
13.根据权利要求8所述的热斑检测设备，其特征在于，获取单元被配置为在每天的所述预定时间段实时获取所述光伏阵列中的所有光伏组串的电流值。
14.根据权利要求8所述的热斑检测设备，其特征在于，还包括：
删除单元，被配置为在第一确定单元根据获取的每个光伏组串的电流值确定每个光伏组串在预定长度时间段内的电流平均值之前，删除获取的电流值中数值为负的电流值。
15.一种计算机可读存储介质，存储有当被处理器执行时使得处理器执行如权利要求1至7中任意一项所述的光伏阵列的热斑检测方法的计算机程序。
16.一种检测装置，包括：
处理器；
存储器，用于存储当被处理器执行使得处理器执行如权利要求1至7中任意一项所述的光伏阵列的热斑检测方法的计算机程序。
17.一种光伏阵列的热斑检测系统，包括权利要求8-14中任意一项所述的热斑检测设备。
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2018
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