CN113437940B - 多光伏支路并联情况下的串联电弧故障定位装置及方法 - Google Patents

多光伏支路并联情况下的串联电弧故障定位装置及方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种多光伏支路并联情况下的串联电弧故障定位装置及方法，是构建统一的光伏组串输出特性的数学模型，将各个光伏支路电流采样值代入数学表达式中计算出该光伏支路中所有组件输出总电压，将逆变器直流侧输入电压分别减去各支路中组件输出总电压得到电压差值，进而由电压差值与支路电流值计算得到反映各支路串联电弧强弱的功率值和能量值，当功率值大于设定阈值时，根据并联回路共模电流判断光伏系统是否发生电弧事件，进一步依据能量值的大小判断电弧故障的等级和定位，并向光伏电站监控系统发出分级告警信号，以确保光伏系统安全稳定运行。

Description

多光伏支路并联情况下的串联电弧故障定位装置及方法
技术领域
本发明涉及一种多光伏支路并联情况下串联电弧故障定位装置及方法，属于光伏故障诊断领域。
背景技术
光伏电站发生电弧故障时，电弧持续放电时会产生高温，进而导致火灾和停电事故的发生，UL 1699B标准给出了电弧能量与火灾风险之间关系。
现有的光伏系统电弧故障检测技术主要是对单光伏支路提出的回路电流检测技术，主流方法有时域电流变化率检测法、频域特定频段能量检测法和时频域上用小波分解法、集合经验模态分解法。在实际光伏电站中，通常由多光伏支路并联后接入汇流箱或逆变器，当光伏支路发生串联电弧故障时，故障支路的回路电流会经由汇流箱汇流到直流母线上，依据这一特征，现有多光伏支路并联情况下串联电弧故障的检测技术，是通过在直流母线上安装基于并联回路的电弧电流检测装置来判断电弧是否发生。
回路电流检测技术在检测串联故障电弧上存在一定的缺陷，主要体现在易受逆变器开关管高频噪声的影响，故障电弧特征频段与系统的高频噪声存在重叠，进而干扰频域特征的识别结果；另一方面，实际电弧故障是发生在直流母线处还是组串内，现有检测技术未能解决串联电弧故障定位问题，给运维人员排查故障带来困难。因此研究一种针对光伏电站中光伏支路发生串联电弧故障时的串联电弧的检测和定位方法，成为亟待解决的问题。
发明内容
鉴于以上所述现有技术的缺点，本发明提出一种多光伏支路并联情况下的串联电弧故障定位装置及方法，以期能在光伏系统运行中准确检测光伏阵列直流故障电弧位于的光伏支路，以便及时阻断故障支路的直流电弧故障，保持其他支路的光伏组串依旧正常运行，从而使得光伏系统运行效率始终保持在较高水平。
本发明为达到上述发明目的，采用如下技术方案：
本发明一种多光伏支路并联情况下的串联电弧故障定位装置的特点是应用于光伏系统中，所述光伏系统包括光伏阵列、汇流箱、逆变器、电网；所述串联电弧故障定位装置包括采样模块、数据处理模块、诊断模块和通讯模块；
所述光伏系统运行中，所述采样模块按照采样频率f对所述光伏阵列中各光伏支路{Ni|i＝1,2...n}的电流和逆变器直流侧的端口电压进行并行采样，得到n路电流采样值{Ii|i＝1,2...n}和逆变器直流侧输入的电压信号U，Ii表示第i路电流采样值，i＝1,2…n，n为光伏支路的总支路数；
所述数据处理模块对并行输入的n路电流采样值{Ii|i＝1,2...n}和电压信号U进行分块储存处理，包括：先构建统一的光伏组串输出特性的数学模型，然后分别将n个光伏支路的电流采样值{Ii|i＝1,2...n}代入数学模型中，得到各个光伏支路{Ni|i＝1,2...n}中所有组件输出总电压的计算值{Ui|i＝1,2...n}，再对第i个光伏支路Ni中所有组件输出总电压的计算值Ui与逆变器直流侧的端口电压采样值U做差得到第i个电压差ΔUi＝U-Ui；
所述诊断模块根据第i路电流采样值Ii和电压差值ΔUi得到当前时刻第i个支路Ni的功率Pi＝Ii×ΔUi，从而断当前时刻第i个光伏支路Ni的功率Pi是否小于所设定的功率阈值ε，其中，ε>0；若小于ε，将标志位flag置“0”，所述采样模块重新进行并行采样；否则，将标志位flag置“1”，所述数据处理模块中的定时器从当前采样时刻t1开始计时，令定时器的初始值time＝t1，所述诊断模块利用传导干扰共模电流检测方法判断是否因电弧故障产生所述第i个支路Ni的功率Pi；若是，计算Δt<η时间内的第i个支路Ni的能量值
Figure BDA0003133578200000021
其中，η为计时器设定的计算能量的时间，T为采样周期，k表示计时器计时期间的采样次数，Δt表示计时器计时的采样时间，Δt＝time-t1，否则，所述采样模块重新进行并行采样；
当定时器计满规定的时间η时，所述诊断模块依据第i个支路Ni的能量值Ji是否大于能量阈值δ以划分电弧故障的等级；若大于，则表明电弧故障危险等级较高，所述通讯模块向光伏电站的监控端发出报警信号，并同时断开第i个支路Ni的断路器以阻断串联电弧故障，所述断路器等待人工复位；若小于，则表明电弧故障危险等级较低，所述通讯模块向光伏电站的监控端发出提示灯信号，并同时断开第i个支路Ni的断路器以阻断串联电弧故障，等待故障消失后，所述断路器自动复位，使得所述光伏系统正常工作。
本发明所述的多光伏支路并联情况下的串联电弧故障定位装置的特点也在于，所述传导干扰共模电流检测方法是在所述汇流箱和所述逆变器之间的输电线上连接一个接地电容，所述接地电容与光伏阵列中对地的寄生电容以及各个光伏支路共同构成共模回路的通路，从所述接地电容所在的线路上获取传导干扰共模电流信号，并将所述传导干扰共模电流信号送入数据处理模块中得到串联电弧特定频段的高频谐波能量值；所述诊断模块依据所获取的高频谐波能量值是否超过预设的高频谐波能量阈值E，若超过，表示光伏系统在当前采样时刻t1发生串联电弧故障，否则，表示未发生串联电弧故障。
本发明一种多光伏支路并联情况下的串联电弧故障定位方法的特点是应用于光伏系统中，所述光伏系统包括光伏阵列、汇流箱、逆变器、电网；所述串联电弧故障定位方法是按如下步骤进行；
步骤1、所述光伏系统运行中，按照采样频率f对所述光伏阵列中各光伏支路{Ni|i＝1,2...n}的电流和逆变器直流侧的端口电压进行并行采样，得到n路电流采样值{Ii|i＝1,2...n}和逆变器直流侧输入的电压信号U，Ii表示第i路电流采样值，i＝1,2…n，n为光伏支路的总支路数；
步骤2、对并行输入的n路电流采样值{Ii|i＝1,2...n}和电压信号U进行分块储存处理，包括：先构建统一的光伏组串输出特性的数学模型，然后分别将n个光伏支路的电流采样值{Ii|i＝1,2...n}代入数学模型中，得到各个光伏支路{Ni|i＝1,2...n}中所有组件输出总电压的计算值{Ui|i＝1,2...n}，再对第i个光伏支路Ni中所有组件输出总电压的计算值Ui与逆变器直流侧的端口电压采样值U做差得到第i个电压差ΔUi＝U-Ui；
步骤3、根据第i路电流采样值Ii和电压差值ΔUi得到当前时刻第i个支路Ni的功率Pi＝Ii×ΔUi，从而断当前时刻第i个光伏支路Ni的功率Pi是否小于所设定的功率阈值ε，其中，ε>0；若小于ε，将标志位flag置“0”，并返回步骤1重新进行并行采样；否则，将标志位flag置“1”，并利用定时器从当前采样时刻t1开始计时，即令定时器的初始值time＝t1；
步骤4、利用传导干扰共模电流检测方法判断是否因电弧故障产生所述第i个支路Ni的功率Pi；若是，计算Δt<η时间内的第i个支路Ni的能量值
Figure BDA0003133578200000031
其中，η为计时器设定的计算能量的时间，T为采样周期，k表示计时器计时期间的采样次数，Δt表示计时器计时的采样时间，Δt＝time-t1，否则；返回步骤1重新进行并行采样；
步骤5、当定时器计满规定的时间η时，依据第i个支路Ni的能量值Ji是否大于能量阈值δ以划分电弧故障的等级；若大于，则表明电弧故障危险等级较高，并向光伏电站的监控端发出报警信号，并同时断开第i个支路Ni的断路器以阻断串联电弧故障，所述断路器等待人工复位；若小于，则表明电弧故障危险等级较低，并向光伏电站的监控端发出提示灯信号，并同时断开第i个支路Ni的断路器以阻断串联电弧故障，等待故障消失后，所述断路器自动复位，使得所述光伏系统正常工作。
本发明所述的多光伏支路并联情况下的串联电弧故障定位方法的特点也在于，所述传导干扰共模电流检测方法是在所述汇流箱和所述逆变器之间的输电线上连接一个接地电容，所述接地电容与光伏阵列中对地的寄生电容以及各个光伏支路共同构成共模回路的通路，从所述接地电容所在的线路上获取传导干扰共模电流信号，并根据传导干扰共模电流信号得到串联电弧特定频段的高频谐波能量值；从而根据所述高频谐波能量值是否超过预设的高频谐波能量阈值E，若超过，表示光伏系统在当前采样时刻t1发生串联电弧故障，否则，表示未发生串联电弧故障。
与现有技术相比，本发明的有益效果在于：
1、针对多光伏支路并联的光伏系统，本发明采用传导干扰共模电流检测方法来检测光伏系统的串联电弧故障，该方法与回路电流检测方法检测相比的优势在于，共模传导干扰可以避免系统高频噪声的干扰影响，因为故障电弧传导干扰信号与正常信号幅值区分明显的频段在百kHz级别，这一特征频段可以避开逆变器开关管的高频噪声干扰的分布频段，进而提高了识别电弧故障的准确率；
2、针对多光伏支路并联的光伏系统，本发明提供了一种依据发生串联电弧时会产生焦耳热量这一特点来定位故障支路的方法，所提方法的优点在于计算电弧能量时只需要得到电弧电流值，故可以用较低的采样频率采集电弧电流，从而降低了数据采集器和数据处理器的高精度和高性能的要求，提高了检测定位装置的经济实用性。
附图说明
图1为本发明在实施实例中的结构示意图；
图2为本发明在多光伏支路并联情况下串联电弧故障检测定位系统的步骤流程图；
图3为本发明中m个光伏组件串联下的单组件等效模型图；
图4为本发明在实施实例中光伏系统的寄生电容和共模电流图；
图5为本发明在实施实例中N1支路发生串联电弧后光伏系统的等效电路模型图；
图6为3个电弧故障区。
具体实施方式
本实施例中，一种多光伏支路并联情况下的串联电弧故障定位装置，是应用于光伏系统中，光伏系统包括光伏阵列、汇流箱、逆变器、电网；该串联电弧故障定位装置包括采样模块、数据处理模块、诊断模块和通讯模块；
如图1所示，由光伏系统和串联电弧定位装置两部分组成，图中的光伏阵列包括3个光伏组串并联，其中每个光伏组串由4个光伏组件串联连接，光伏阵列中各个光伏组串支路输出的直流电流在汇流箱中并联汇集，然后将总的输出电流输入逆变器中，逆变器将直流电流转变成50Hz的交流电接入电网，在汇流箱与逆变器之间的输电线上连接接地电容，接地电容与光伏阵列的接地寄生电容和各个光伏支路共同构成共模电流信号的通道。其中，串联电弧故障定位装置的采样模块包括支路电流信号采样模块和传导干扰共模电流信号采样模块，其中罗氏线圈安装在接地电容与地相连的支路位置用于检测共模电流信号，霍尔电流传感器安装在各光伏支路靠近汇流箱的位置用于检测各光伏支路的电流信号，采样模块按照采样频率f对光伏阵列中各光伏支路{Ni|i＝1,2...n}的电流和逆变器直流侧的端口电压进行并行采样，得到n路电流采样值{Ii|i＝1,2...n}和逆变器直流侧输入的电压信号U，Ii表示第i路电流采样值，i＝1,2…n，n为光伏支路的总支路数；
串联电弧故障定位装置的数据处理模块分别对两种不同类型的采样信号分开处理，其中，对并行输入的n路电流采样值{Ii|i＝1,2...n}和电压信号U进行分块储存处理，包括：先构建统一的光伏组串输出特性的数学模型，然后分别将n个光伏支路的电流采样值{Ii|i＝1,2...n}代入数学模型中，得到各个光伏支路{Ni|i＝1,2...n}中所有组件输出总电压的计算值{Ui|i＝1,2...n}，再对第i个光伏支路Ni中所有组件输出总电压的计算值Ui与逆变器直流侧的端口电压采样值U做差得到第i个电压差ΔUi＝U-Ui；
诊断模块依据数据处理模块的反馈信息来定位发生串联电弧故障的光伏支路，最后诊断结果送入通讯模块中。具体的说，是根据第i路电流采样值Ii和电压差值ΔUi得到当前时刻第i个支路Ni的功率Pi＝Ii×ΔUi，从而断当前时刻第i个光伏支路Ni的功率Pi是否小于所设定的功率阈值ε，其中，ε>0；若小于ε，将标志位flag置“0”，采样模块重新进行并行采样；否则，将标志位flag置“1”，数据处理模块中的定时器从当前采样时刻t1开始计时，令定时器的初始值time＝t1，诊断模块利用传导干扰共模电流检测方法判断是否因电弧故障产生第i个支路Ni的功率Pi；若是，计算Δt<η时间内的第i个支路Ni的能量值
Figure BDA0003133578200000051
其中，η为计时器设定的计算能量的时间，T为采样周期，k表示计时器计时期间的采样次数，Δt表示计时器计时的采样时间，Δt＝time-t1，否则，采样模块重新进行并行采样；
当定时器计满规定的时间η时，诊断模块依据第i个支路Ni的能量值Ji是否大于能量阈值δ以划分电弧故障的等级；若大于，则表明电弧故障危险等级较高，通讯模块向光伏电站的监控端发出报警信号，并同时断开第i个支路Ni的断路器以阻断串联电弧故障，断路器等待人工复位；若小于，则表明电弧故障危险等级较低，通讯模块向光伏电站的监控端发出提示灯信号，并同时断开第i个支路Ni的断路器以阻断串联电弧故障，等待故障消失后，断路器自动复位，使得光伏系统正常工作。
本实施例中，一种多光伏支路并联情况下的串联电弧故障定位方法，是应用于光伏系统中，光伏系统包括光伏阵列、汇流箱、逆变器、电网；如图2所示，该串联电弧故障定位方法特别是指针对于光伏支路发生串联电弧故障情况的检测和定位串联电弧故障的方法，当启动本发明中检测定位方法的应用程序时，首先对相应的模块进行初始化，然后再按如下步骤进行；
步骤1、光伏系统运行中，按照采样频率f对光伏阵列中各光伏支路{Ni|i＝1,2...n}的电流和逆变器直流侧的端口电压进行并行采样，得到n路电流采样值{Ii|i＝1,2...n}和逆变器直流侧输入的电压信号U，Ii表示第i路电流采样值，i＝1,2…n，n为光伏支路的总支路数；
串联电弧故障定位装置的采样模块中的支路电流信号采样模块位于各光伏支路靠近汇流箱的位置，霍尔电流传感器实时采集的各光伏支路的电流信号，电流信号再通过差分放大电路、低通滤波电路进行信号的调理，目的是为了得到满足ADC模数转换电路输入要求的电压信号，然后将调理的信号送入到ADC模数转换电路内进行低频采样量化，从量化以后的数值和对应的电路增益以得到实际的输入电流值。
步骤2、对并行输入的n路电流采样值{Ii|i＝1,2...n}和电压信号U进行分块储存处理，包括：先构建统一的光伏组串输出特性的数学模型，然后分别将n个光伏支路的电流采样值{Ii|i＝1,2...n}代入数学模型中，得到各个光伏支路{Ni|i＝1,2...n}中所有组件输出总电压的计算值{Ui|i＝1,2...n}，再对第i个光伏支路Ni中所有组件输出总电压的计算值Ui与逆变器直流侧的端口电压采样值U做差得到第i个电压差ΔUi＝U-Ui；
图3为本发明中m个光伏组件串联下的单组件等效模型图，建立单二极管的数学模型作为光伏组件的数学模型，m个组件串联下的单组件等效数学表达式，具体如式(1)所示：
Figure BDA0003133578200000071
式(1)中，I、U分别是指m个组件串联下的输出电流和电压；Iph是电池的光生电流；ID是二极管反向饱和电流；RS是串联电阻；RP是并联电阻；a是二极管品质因子，1＜a＜2；q是单位电荷常数，K是波尔兹曼常数，T是光伏电池温度，vT＝KT/q。
本实施实例中，每个光伏组串由4个光伏组件串联连接而成，4个组件串联下的单组件等效数学表达式，具体如式(2)所示：
Figure BDA0003133578200000072
本实施实例中，一共有3个光伏组串，其中每个光伏组串由4个光伏组件串联连接而成，假设光伏支路N1发生串联电弧故障，正常光伏支路Ni{Ni|i＝2,3}中所有组件输出的总电压与逆变器直流侧输入电压U的关系：
Figure BDA0003133578200000073
故障光伏支路N1中所有组件输出总电压与逆变器直流侧输入电压U的关系：
Figure BDA0003133578200000074
式(3)中，j＝1,2,3,4表示光伏支路中组件的标号，Upv(j,i)表示第Ni条光伏支路中第j个光伏组件的电压；式(3)表明正常光伏支路的组件输出总电压和逆变器直流侧输入电压相等，式(4)表明故障光伏支路的组件输出总电压与串联电弧的极间电压的和等于逆变器直流侧输入电压。
步骤3、根据第i路电流采样值Ii和电压差值ΔUi得到当前时刻第i个支路Ni的功率Pi＝Ii×ΔUi，从而断当前时刻第i个光伏支路Ni的功率Pi是否小于所设定的功率阈值ε，其中，ε>0；若小于ε，将标志位flag置“0”，并返回步骤1重新进行并行采样；否则，将标志位flag置“1”，并利用定时器从当前采样时刻t1开始计时，即令定时器的初始值time＝t1；
由步骤2的式(3)可得，正常光伏支路Ni中所有组件输出的总电压与逆变器直流侧输入电压U做差得到的电压差：
Figure BDA0003133578200000081
由步骤2的式(4)可得，故障光伏支路N1中所有组件输出总电压与逆变器直流侧输入电压U做差得到的电压差：
Figure BDA0003133578200000082
由式(5)和式(6)表明，可以通过逆变器直流侧的电压值与计算得到的组件电压值得到电弧的电压值。
步骤4、利用传导干扰共模电流检测方法判断是否因电弧故障产生第i个支路Ni的功率Pi；若是，计算Δt<η时间内的第i个支路Ni的能量值
Figure BDA0003133578200000083
其中，η为计时器设定的计算能量的时间，T为采样周期，k表示计时器计时期间的采样次数，Δt表示计时器计时的采样时间，Δt＝time-t1，否则；返回步骤1重新进行并行采样；
其中的传导干扰共模电流检测方法是在汇流箱和逆变器之间的输电线上连接一个接地电容，接地电容与光伏阵列中对地的寄生电容以及各个光伏支路共同构成共模回路的通路，从接地电容所在的线路上获取传导干扰共模电流信号，并根据传导干扰共模电流信号得到串联电弧特定频段的高频谐波能量值；从而根据高频谐波能量值是否超过预设的高频谐波能量阈值E，若超过，表示光伏系统在当前采样时刻t1发生串联电弧故障，否则，表示未发生串联电弧故障。
如图4所示，太阳能电池和接地外壳之间存在对地的寄生电容Cpv，在直流母线上连接一个接地电容C。假设光伏支路N1发生串联电弧故障时，由于电弧的可变电阻特性会导致线路电流改变，变化的电流信号就会通过故障电弧、光伏面板对地的寄生电容Cpv和外接的接地电容C构成一个回路，流过光伏面板对地的寄生电容Cpv和外接的接地电容C的电流Icm就是共模传导干扰电流信号,故可以通过检测分析共模传导干扰电流信号来检测故障电弧的发生。
如图5所示，Upv1、Ipv1表示故障光伏支路N1的光伏组件总电压和电流，Upv(2～3)、Ipv(2～3)表示光伏支路N2到光伏支路N3一共2个正常光伏支路并联的输出总电压和总电流，Uarc表示电弧电压、Uc表示外接接地电容电压、Rin是逆变器输入端等效输入电阻，Ucm表示光伏电池板的对地寄生电容Cpv上的电压、Icm表示共模传导干扰电流。
依据基尔霍夫电压定定律，可以列出共模回路的电压方程如下：
Ucm+Uc-Upv1+Uarc＝0 (7)
Ucm+Uc-Upv(2～3)＝0 (8)
由式(7)、式(8)相加可以得到共模电压Ucm为：
Figure BDA0003133578200000091
流过寄生电容Cpv和接地电容C上的共模电流Icm为：
Cpv＝Cpv1+Cpv2+...+Cpvn (10)
Figure BDA0003133578200000092
联立式(10)、(11)可以得到共模电流表达式：
Figure BDA0003133578200000093
由式(12)表明传导干扰共模电流信号与电弧信号有关，由此可以通过分析传导干扰共模电流信号来检测电弧故障，串联电弧故障定位装置的采样模块中的传导干扰共模电流信号采样模块位于步骤4接地电容C所在的支路上，传导干扰共模电流信号采样模通过罗氏线圈实时采集共模传导干扰信号的电流，罗氏线圈输出端接积分电路、滤波电路和放大电路得到调理以后的信号，目的是为了得到满足ADC模数转换电路输入要求的电压信号，再将经过调理后的电流信号送入ADC模数转换电路中进行高频采样量化，然后再送入数据处理模块中提取高频谐波信息，得到串联电弧的特征频段的谐波能量，诊断模块通过谐波能量这一特性参数对串联电弧故障进行判断识别。
串联电弧的特征频段的确定，具体为：对信号进行傅里叶变换得到信号的幅频信息。对200kHz～600kHz内的频段进行数据分析，将其平均分为4个较小的频带，再分别计算正常情况和故障电弧情况下的各个频段范围的能量，然后将故障电弧的各频段的能量与正常情况的各频段的能量做差取绝对值，所得绝对值与正常情况下各频段的能量均值作比，所得比值最大的频段即为所选串联电弧的特征频段。
其中特征频段谐波能量E为特征参数，其计算式为：
E＝∑|A(fk)|2 (13)
式(13)中，A(fk)表示在频率点fk处谐波分量幅值。
步骤5、当定时器计满设定的时间η时，依据第i个支路Ni的能量值Ji是否大于能量阈值δ以划分电弧故障的等级；若大于，则表明电弧故障危险等级较高，并向光伏电站的监控端发出报警信号，并同时断开第i个支路Ni的断路器以阻断串联电弧故障，断路器等待人工复位；若小于，则表明电弧故障危险等级较低，并向光伏电站的监控端发出提示灯信号，并同时断开第i个支路Ni的断路器以阻断串联电弧故障，等待故障消失后，断路器自动复位，使得光伏系统正常工作。
依据UL 1699B光伏直流电弧故障保护电器的标准对电弧能量、电弧持续时划分的电弧故障区域，如图6所示，其中要求检测装置能在区域A和B时检测出故障电弧且在A、B区域以外即C区域内检测出电弧故障则电弧检测装置不合格。由此设定计算电弧能量的时间η＝2s，能量阈值δ＝200J，是为了保证能够在安全区域(A、B)内检测出电弧故障。其中能量值Ji大于能量阈值δ表明电弧故障处于区域B，电弧能量比较大，能量值Ji小于能量阈值δ表明电弧故障处于区域A，电弧能量比较小。

Claims (4)

1.一种多光伏支路并联情况下的串联电弧故障定位装置，其特征是应用于光伏系统中，所述光伏系统包括光伏阵列、汇流箱、逆变器、电网；所述串联电弧故障定位装置包括采样模块、数据处理模块、诊断模块和通讯模块；
所述光伏系统运行中，所述采样模块按照采样频率f对所述光伏阵列中各光伏支路{Ni|i＝1,2...n}的电流和逆变器直流侧的端口电压进行并行采样，得到n路电流采样值{Ii|i＝1,2...n}和逆变器直流侧输入的电压信号U，Ii表示第i路电流采样值，i＝1,2…n，n为光伏支路的总支路数；
所述数据处理模块对并行输入的n路电流采样值{Ii|i＝1,2...n}和电压信号U进行分块储存处理，包括：先构建统一的光伏组串输出特性的数学模型，然后分别将n个光伏支路的电流采样值{Ii|i＝1,2...n}代入数学模型中，得到各个光伏支路{Ni|i＝1,2...n}中所有组件输出总电压的计算值{Ui|i＝1,2...n}，再对第i个光伏支路Ni中所有组件输出总电压的计算值Ui与逆变器直流侧的端口电压采样值U做差得到第i个电压差ΔUi＝U-Ui；
所述诊断模块根据第i路电流采样值Ii和电压差值ΔUi得到当前时刻第i个支路Ni的功率Pi＝Ii×ΔUi，从而判 断当前时刻第i个光伏支路Ni的功率Pi是否小于所设定的功率阈值ε，其中，ε>0；若小于ε，将标志位flag置“0”，所述采样模块重新进行并行采样；否则，将标志位flag置“1”，所述数据处理模块中的定时器从当前采样时刻t1开始计时，令定时器的初始值time＝t1，所述诊断模块利用传导干扰共模电流检测方法判断是否因电弧故障产生所述第i个支路Ni的功率Pi；若是，计算Δt<η时间内的第i个支路Ni的能量值
Figure FDA0003133578190000011
其中，η为计时器设定的计算能量的时间，T为采样周期，k表示计时器计时期间的采样次数，Δt表示计时器计时的采样时间，Δt＝time-t1，否则，所述采样模块重新进行并行采样；
当定时器计满规定的时间η时，所述诊断模块依据第i个支路Ni的能量值Ji是否大于能量阈值δ以划分电弧故障的等级；若大于，则表明电弧故障危险等级较高，所述通讯模块向光伏电站的监控端发出报警信号，并同时断开第i个支路Ni的断路器以阻断串联电弧故障，所述断路器等待人工复位；若小于，则表明电弧故障危险等级较低，所述通讯模块向光伏电站的监控端发出提示灯信号，并同时断开第i个支路Ni的断路器以阻断串联电弧故障，等待故障消失后，所述断路器自动复位，使得所述光伏系统正常工作。
2.根据权利要求1所述的多光伏支路并联情况下的串联电弧故障定位装置，其特征是，所述传导干扰共模电流检测方法是在所述汇流箱和所述逆变器之间的输电线上连接一个接地电容，所述接地电容与光伏阵列中对地的寄生电容以及各个光伏支路共同构成共模回路的通路，从所述接地电容所在的线路上获取传导干扰共模电流信号，并将所述传导干扰共模电流信号送入数据处理模块中得到串联电弧特定频段的高频谐波能量值；所述诊断模块依据所获取的高频谐波能量值是否超过预设的高频谐波能量阈值E，若超过，表示光伏系统在当前采样时刻t1发生串联电弧故障，否则，表示未发生串联电弧故障。
3.一种多光伏支路并联情况下的串联电弧故障定位方法，其特征是应用于光伏系统中，所述光伏系统包括光伏阵列、汇流箱、逆变器、电网；所述串联电弧故障定位方法是按如下步骤进行；
步骤1、所述光伏系统运行中，按照采样频率f对所述光伏阵列中各光伏支路{Ni|i＝1,2...n}的电流和逆变器直流侧的端口电压进行并行采样，得到n路电流采样值{Ii|i＝1,2...n}和逆变器直流侧输入的电压信号U，Ii表示第i路电流采样值，i＝1,2…n，n为光伏支路的总支路数；
步骤2、对并行输入的n路电流采样值{Ii|i＝1,2...n}和电压信号U进行分块储存处理，包括：先构建统一的光伏组串输出特性的数学模型，然后分别将n个光伏支路的电流采样值{Ii|i＝1,2...n}代入数学模型中，得到各个光伏支路{Ni|i＝1,2...n}中所有组件输出总电压的计算值{Ui|i＝1,2...n}，再对第i个光伏支路Ni中所有组件输出总电压的计算值Ui与逆变器直流侧的端口电压采样值U做差得到第i个电压差ΔUi＝U-Ui；
步骤3、根据第i路电流采样值Ii和电压差值ΔUi得到当前时刻第i个支路Ni的功率Pi＝Ii×ΔUi，从而判 断当前时刻第i个光伏支路Ni的功率Pi是否小于所设定的功率阈值ε，其中，ε>0；若小于ε，将标志位flag置“0”，并返回步骤1重新进行并行采样；否则，将标志位flag置“1”，并利用定时器从当前采样时刻t1开始计时，即令定时器的初始值time＝t1；
步骤4、利用传导干扰共模电流检测方法判断是否因电弧故障产生所述第i个支路Ni的功率Pi；若是，计算Δt<η时间内的第i个支路Ni的能量值
Figure FDA0003133578190000021
其中，η为计时器设定的计算能量的时间，T为采样周期，k表示计时器计时期间的采样次数，Δt表示计时器计时的采样时间，Δt＝time-t1，否则；返回步骤1重新进行并行采样；
步骤5、当定时器计满规定的时间η时，依据第i个支路Ni的能量值Ji是否大于能量阈值δ以划分电弧故障的等级；若大于，则表明电弧故障危险等级较高，并向光伏电站的监控端发出报警信号，并同时断开第i个支路Ni的断路器以阻断串联电弧故障，所述断路器等待人工复位；若小于，则表明电弧故障危险等级较低，并向光伏电站的监控端发出提示灯信号，并同时断开第i个支路Ni的断路器以阻断串联电弧故障，等待故障消失后，所述断路器自动复位，使得所述光伏系统正常工作。
4.根据权利要求2所述的多光伏支路并联情况下的串联电弧故障定位方法，其特征是，所述传导干扰共模电流检测方法是在所述汇流箱和所述逆变器之间的输电线上连接一个接地电容，所述接地电容与光伏阵列中对地的寄生电容以及各个光伏支路共同构成共模回路的通路，从所述接地电容所在的线路上获取传导干扰共模电流信号，并根据传导干扰共模电流信号得到串联电弧特定频段的高频谐波能量值；从而根据所述高频谐波能量值是否超过预设的高频谐波能量阈值E，若超过，表示光伏系统在当前采样时刻t1发生串联电弧故障，否则，表示未发生串联电弧故障。
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