CN107437926B - 光伏电力装置和布线 - Google Patents

Abstract

本文中所描述的各种实施方案涉及使用包含具有专用布线配置的光伏电力装置的光伏串，这实现了高的串效率而不会导致过度的布线成本。实施方案可包含建置到光伏发电器中的电缆，所述电缆携载电流的一个部分，且所述电流的其它部分可由旁通所述光伏发电器的直流电(DC)或交流电(AC)电缆携载。

Description

光伏电力装置和布线

背景技术

光伏串可集成光伏电力装置以允许在高效率下操作。这些电力装置可以各种方式来配置，且其可以各种方式集成到光伏串中。光伏电力装置可包含优化功能性，光伏电力装置被配置成使由其耦合到的光伏发电器输出的电力最大化。通常，光伏电力装置可耦合到一个或多个光伏发电器，且光伏电力装置可测量一个或多个电路参数(例如，电压或电流)并控制这些参数以获得更有效操作点。

光伏系统设计的挑战中的一者是对光伏电力装置(例如，优化器)的恰当设计和集成。在经恰当设计并很好地集成之后，优化电路可改进系统性能而不导致过度的额外成本。拙劣设计的电力装置和/或系统可能不具成本效益。举例来说，一些设计可产生需要安装长、厚且昂贵的电缆的光伏串电流。

发明内容

以下概述是仅出于说明性目的对本发明概念中的一些的简短概述，且并不意图限制或约束本发明以及详细描述中的实例。所属领域的技术人员将从详细描述认识到其它新颖的组合和特征。

本文中的实施例可使用包含具有专用布线配置的光伏(PV)电力装置(例如，优化器)的光伏串，这实现了高的串效率而不导致过度的布线成本。

在说明性系统中，可利用电路来降低系统的成本。举例来说，说明性PV电力装置可将光伏串电流划分成两个或多于两个部分，从而产生较小电流部分，所述较小电流部分考虑到比另外需要的电缆更薄且更便宜的电缆。在一些实施例中，走线节省可为可观的。在一些实施例中，建置到光伏发电器中的电缆可用于携载电流的一个部分，且电流的其它部分可由旁通光伏发电器的直流电(DC)或交流电(AC)电缆携载。在某些实施例中，电路可实施在具有光伏发电器、DC-DC转换器、DC-AC逆变器或微型逆变器的单个集成电路上。在一些实施例中，电路可耦合到一个或多个光伏发电器、DC-DC转换器、DC-AC逆变器或微型逆变器。在一些实施例中，光伏电力装置可在制造时用电缆彼此耦合，且以方便的方式存储(例如，卷绕于圆柱形卷轴周围)以允许在现场快速且容易地部署。

如上文所提及，本概述仅是对本文中所描述的特征中的一些的概述。其并非详尽的，且其并非对权利要求书的限制。

附图说明

关于以下描述、权利要求书和图式，将更好地理解本发明的这些和其它特征、方面和优点。本发明借助于实例说明并且不受附图限制。

图1A到图1F是根据本发明的各种方面的框图。

图2A说明根据本发明的各种方面的串部分。

图2B说明根据本发明的各种方面的PV电力装置。

图3A到图3B说明根据本发明的各种方面的PV电力装置电路。

图4A说明根据本发明的各种方面的PV电力装置配置。

图4B说明根据本发明的各种方面的PV电力装置的串的一部分。

图4C说明根据本发明的各种方面的PV电力装置配置。

图5说明根据本发明的各种方面的PV电力装置和PV发电器布置。

图6说明根据本发明的各种方面的PV系统。

图7A到图7B说明根据本发明的各种方面的PV系统。

图7C说明根据本发明的各种方面的PV系统和相关联方法。

图7D说明根据本发明的各种方面的方法。

图8、图9A和图9B说明根据本发明的各种方面的PV系统的各种组件。

图10A到图10G说明根据本发明的各种方面的PV系统的操作方面。

图11A到图11C说明根据本发明的各种方面的PV系统的操作和相关联状态的方法。

具体实施方式

在各种说明性实施例的以下描述中，参考附图，所述附图形成实施例的一部分，并且其中借助于说明展示可实践本发明的方面的各种实施例。应理解，在不脱离本发明的范围的情况下，可利用其它实施例，且可进行结构和功能修改。

参考图1A，说明性光伏设备100可包含一个或多个光伏(PV)发电器101。每个PV发电器可耦合到一个或多个光伏(PV)电力装置102。每个PV发电器101可包括一个或多个太阳能电池、太阳能板或太阳能瓦。在一些实施例中，PV电力装置102可包括电力转换电路，例如直流电-直流电(DC/DC)转换器，例如降压式、升压式、降压-升压式、降压+升压式、反激和/或正激转换器，或电荷泵。在一些实施例中，PV电力装置102可包括直流电-交流电(DC/AC)转换器，其也称为逆变器或微型逆变器。在一些实施例中，PV电力装置102可包括具有控制器的最大功率点跟踪(MPPT)电路，所述MPPT电路被配置成从电力装置所耦合到的PV发电器中的一者或多者提取最大电力。PV电力装置102可进一步包括控制装置，例如微处理器、数字信号处理器(DSP)和/或现场可编程门阵列(FPGA)。在一些实施例中，控制装置可实施上文所论述的MPPT控制(例如，“干扰观察法”，阻抗匹配)以用于确定所连接电源的最优或优选的操作点。

在一些实施例中，PV电力装置102可包括电路系统和/或传感器，所述电路系统和/或传感器被配置成测量光伏发电器上或附近的参数，例如由光伏发电器输出的电压和/或电流，由光伏发电器输出的电力，由模块接收的辐照度和/或光伏发电器上或附近的温度。

在图1A中所描绘的说明性实施例中，多个PV电力装置102耦合到多个PV发电器101，以形成光伏串105。所得光伏串105的一个端子可耦合到电力(例如，直流电)总线，并且串105的另一端子可耦合到接地总线。在一些实施例中，可将电力总线和接地总线输入到系统电力装置106。在一些实施例中，系统电力装置106可包含DC/AC逆变器，且可将交流电(AC)输出到电力网、家庭或其它目的地。在一些实施例中，系统电力装置106可包括汇流箱、变压器和/或安全断开电路。举例来说，系统电力装置106可包括用于从多个PV串105接收DC电力并输出经合并DC电力的DC汇流箱。在一些实施例中，系统电力装置106可包含耦合到每个串105以用于过流保护的保险丝，和/或用于断开一个或多个PV串105的一个或多个分离开关。

在一些实施例中，系统电力装置106可包含或耦合到用于控制PV电力装置102或与PV电力装置102通信的控制装置和/或通信装置。举例来说，系统电力装置106可包括被配置成控制系统电力装置106的操作的控制装置，例如微处理器、数字信号处理器(DSP)和/或现场可编程门阵列(FPGA)。系统电力装置106可进一步包括通信装置(例如，电力线通信电路和/或无线收发器)，所述通信装置被配置成与包含于PV电力装置102中的经链接通信装置通信。在一些实施例中，系统电力装置106可包括控制装置和通信装置两者，控制装置被配置成确定PV电力装置(例如，电力装置102)所要的操作模式，且通信装置被配置成传输操作命令且从包含于PV电力装置中的通信装置接收报告。

在一些实施例中，电力总线和接地总线可进一步耦合到能量存储装置，例如电池、飞轮或其它存储装置。

可能除了耦合到接地总线或电力总线的一个电力装置之外，PV电力装置102可耦合到光伏发电器101，使得每个PV电力装置可耦合到两个PV发电器和两个其它PV电力装置。类似地，可能除了耦合到接地总线或电力总线的一个PV发电器之外，每个PV发电器101可耦合到两个PV电力装置102。

在一些实施例中，PV电力装置可为分开制造和封装的“独立”产品。在一些实施例中，PV电力装置在制造时可使用适当长度的导体彼此耦合，可经封装且作为集成单元出售，且在安装PV系统(例如，光伏设备100)时部署为集成单元。举例来说，电力装置102可组装为电力装置的集成串或电力装置的串的部分，且可在制造期间彼此耦合。在安装期间，集成串可仅在光伏发电器101旁边排列成行，且每个电力装置102可快速且容易地耦合到光伏发电器101中的对应者，从而形成光伏串105或串105的部分。

每个PV电力装置102可包括用于耦合(例如，连接)到光伏发电器101和/或其它PV电力装置102的若干端子。在图1A的说明性实施例中，每个PV电力装置102包括四个端子：用于从PV发电器101的正输出端接收电力的一个“Vin”端子，用于从PV电力装置102输出电力的两个“Vout”端子，以及用于耦合到不同PV电力装置102的“Vout”端子或耦合到接地总线的一个“共用”端子。在一些实施例中，每个PV电力装置102的特征可在于不同数目个端子，和/或特征可在于以不同方式配置的四个端子，如其它实施例中将说明。

在两个路径中沿串105路由电流。第一路径是通过导体耦合PV电力装置102同时旁通光伏发电器101而形成，且第二路径是通过将光伏发电器101耦合到PV电力装置102而形成。举例来说，导体103b和103c连接在PV电力装置的“Vout”端子与“共用”端子之间而不是直接地连接到PV发电器。导体104a、104b和104c是将PV发电器101连接到PV电力装置102的端子的导体的实例。部署在PV串(例如，PV串105)的任一端处的导体可以不同于导体形成第一路径和第二路径的方式来连接。举例来说，导体103a在一端上连接到接地总线和PV发电器的端子，且在另一端上连接到PV电力装置102的“共用”端子。导体103n将一个PV电力装置102的两个“Vout”端子彼此连接且连接到电力总线，以合并来自两个路径的电流并将经合并的电流递送到电力总线。

现在参考图1B，图1B展示光伏电力装置102的外部连接端子的说明性实施例，例如特征在于说明性光伏设备100中的那些外部连接端子。PV电力装置102可包含四个端子，所述四个端子被配置成用于电连接到在图1A中标注为“Vin”、“Vout”和“共用”的端子。端子T1可被配置成从光伏发电器或电力装置接收输入电流。端子T2可被配置成耦合到光伏发电器和/或光伏电力装置，且可充当用于输入和输出两者的共用端子。端子T3和T4可被配置成将电力(电压和电流)输出到额外PV发电器和/或电力装置。端子T3和T4可参考共用端子T2输出相同电压，但端子T3和T4可输出不同电流和不同电力。端子相对于电力装置的壳体的物理位置可以各种方式配置成允许在光伏串中进行方便的耦合。此说明性实施例的特征在于电力装置的相对侧上的端子T1和T4，以及沿一侧的端子T2、T3。在替代实施例中可考虑和实施其它配置，且所述配置在包含在本文中的实施例的范围内。

现在参考图1C，图1C展示特征在于光伏串105的一部分的数字说明性实施例。如此图中所描绘的光伏串105可用作图1A中的PV串105。PV串105可包含多个光伏(PV)发电器101。每个PV发电器101可耦合到一个或多个光伏电力装置102。每个PV发电器101可包括一个或多个太阳能电池、一个或多个太阳能电池串、一个或多个太阳能板、一个或多个太阳能瓦或其组合。举例来说，PV发电器101可包含太阳能板、串联或并联连接的两个太阳能板，或串联连接的八个太阳能板。在一些实施例中，PV电力装置102可包括电力转换电路，例如直流电到直流电(DC/DC)转换器，例如降压式、升压式、降压+升压式(例如，后接错误转换器的降压式转换器或后接书式转换器的升压式转换器)、降压-升压式、反激和/或正激转换器。在一些实施例中，PV电力装置102可包括时变DC/DC转换器，所述时变DC/DC转换器被配置成在不同时间输出不同DC电压。举例来说，PV电力装置102可包括时变DC/DC转换器，所述时变DC/DC转换器被配置成输出正电压三角形波，或类似于整流正弦波的电压波。在一些实施例中，PV电力装置102可包括直流电-交流电(DC/AC)转换器，其也称为逆变器(例如，微型逆变器)。在一些实施例中，PV电力装置102可包括具有控制器的最大功率点跟踪(MPPT)电路，所述MPPT电路被配置成从PV电力装置所耦合到的PV发电器中的一者或多者提取最大电力。可能除了耦合到接地总线(例如，开端PV电力装置102a)的PV电力装置或耦合到电力总线(例如，末端PV电力装置102m)的PV电力装置之外，PV电力装置102可耦合到光伏发电器101，使得每个PV电力装置可耦合到两个PV发电器和两个其它PV电力装置。类似地，可能除了耦合到接地总线或电力总线的一个PV发电器(例如，图1C中所描绘的PV发电器101a)之外，每个PV发电器101可耦合到两个PV电力装置102。在此说明性实施例中，经合并的串电流(即，在接地总线与电力总线之间流动的电流)可为15[A]。在其它实施例中，串电流可更高或更低。每个光伏发电器101可在10[A]的电流下操作。全部串电流可路由通过两个路径，一个路径流动通过PV发电器101且携载10[A]，另一路径旁通PV发电器且从一个PV电力装置流动到另一PV电力装置。在图1C中所展示的说明性实施例中，串旁通路径可包括导体103a、103b等。导体103a可将5[A]从接地总电路系统由到开始PV电力装置102a，从而旁通PV发电器101a。旁通路径103b可耦合到PV开始电力装置102a的输出端且将5[A]携载到PV电力装置102b，从而旁通PV发电器101b。额外旁通路径可以类似方式耦合，以将5[A]路由通过串同时旁通PV发电器。在一些实施例中，流动通过模块的电流可在模块到模块的范围内且不时地变化，且流动通过旁通路径的电流可以类似方式变化。图1C说明所有PV发电器101(例如，101a、101b等)在10[A]的最大电力点电流下操作的说明性实施例。在一些操作条件下，不同PV发电器可具有不同的最大电力点，使得不同PV发电器传导不同量值的最大电力电流，如在本文中所公开的其它实施例中将描述。

不同PV发电器可在不同电力点下、甚至在同一PV设备中操作。作为数字实例，两个PV发电器可能够输出300[W]，其中一个PV发电器在20[V]和15[A]的最大电力点下操作，且另一PV发电器在30[V]和10[A]的最大电力点下操作。作为不同实例，两个PV发电器可能够产生不同的最大电力电平。举例来说，一个PV发电器可输出300[W]且在20[V]和15[A]的最大电力点下操作，而第二PV发电器可被部分遮蔽和/或变脏，且能够在19[V]和14[A]的最大电力点下仅输出266[W]。MPPT电路可被配置成识别MPPT电路所耦合到的一个或多个PV发电器的最大电力点，且独立于温度、太阳辐射、遮蔽或设备中的其它PV发电器的其它性能退化因素而在PV发电器的最大电力点下操作PV发电器。在一些PV设备中，多个PV发电器可均在其相应最大电力点下操作，其中每个PV发电器独立于其它发电器在不同电流下操作。在说明性实施例中，旁通路径(例如，导体103a、103b等)可携载不同电流以补偿不同的PV发电器最大电力点电流。

现在参考图1D，图1D展示根据一些说明性实施例的光伏串的一部分。光伏串105包括多个PV发电器101(例如，101a、101b等)和PV电力装置102(例如，102a、102b等)。光伏串105可与图1A的PV串105相同或为所述PV串105的部分。PV发电器和PV电力装置耦合彼此的方法可类似于本文中先前所描述的实施例。在此说明性实施例中，PV串105电流可为15[A]。PV发电器101a可在10[A]下操作，其中5[A]经由导体103a旁通模块，导体103a耦合到开始PV电力装置102a。PV发电器101b可在8[A]下操作，其中8[A]从开始PV电力装置102a流动到PV发电器。开始PV电力装置102a可进一步输出流过旁通路径103b的7[A]，旁通路径103b耦合到PV电力装置102b。PV电力装置102b可从PV发电器101b接收8[A]且经由导体103b接收7[A]，其将18[A]输出到串中的下一PV发电器(未描绘)且通过导体103c将-3[A]输出到串中的下一PV电力装置(未描绘)。负旁通电流仅指示逆向直流电(即，与流动通过光伏发电器的电流部分相比在相反方向上流动)。在一些实施例中，旁通电流可为交流电(AC)，而流动通过PV发电器的电流部分可为直流电(DC)，如下文进一步描述。在一些实施例中，PV发电器和旁通路径两者可携载直流电。

通过将全部串电流分成多个部分且沿不同路径路由每个部分，一些实施例可提供优点。沿光伏串的传导损耗可表达为P_loss＝I²*R，其中P_loss表示总传导损耗，I表示串电流，且R表示串导体的经合并电阻。当ρ表示导电材料的电阻率，l是导体长度且A表示导体横截面时，导体电阻被计算为

如由第一等式指示，电流的减少导致传导损耗的二次减少。因此，有益的是使流动通过系统中的任何单个路径的电流最小化，这是因为可减少损耗且可获得较高效率。此外，已出售许多光伏发电器(例如，太阳能板)，其特征在于可评定为承载小于所要串电流的电流的电缆。在特征在于PV发电器和PV电力装置的一种PV设备中，PV发电器电缆可将PV发电器耦合到PV电力装置同时携载PV发电器的最大电力点电流，其中PV电力装置的特征在于用以携载全部串电流的额外电缆。在某些PV设备中，这可导致较高损耗(例如，由于通过PV发电器电缆携载全部发电器电流且PV电力装置电缆携载全部串电流而引发的损耗)和较高走线成本(例如，未利用PV发电器电缆的长度来减小PV电力装置电缆的长度)两者。通过将串电流分成多个部分，可利用所包含的光伏发电器电缆来承载电流的一部分，且可以低于替换整个光伏发电器电缆的成本的成本添加额外电缆(且还可仅需要承载电流的一部分，且可因此更薄且更便宜)。此外，导体的成本并非始终是线性的，且评定为携载15[A]的电缆的价格可能有时高于评定为10[A]电缆和评定为5[A]电缆的合并成本。

现参考图1E，在本文中的说明性实施例中所利用的说明性光伏电力装置的特征可在于不同数目个端子。举例来说，电力装置112可包含三个端子：端子T17可用于接收输入电压(Vin)，端子T37可用于输出输出电压(Vout)，且端子T27可将共用的电压电平输出到输入端和输出端。电力装置112的内部电路系统可类似于本文中详细论述的其它电力装置的内部电路系统，其中仅一个输出电压端子可用。如果需要，那么可使用分离装置(例如，接头连接器(例如，T型头))在系统部署期间分离输出电压端子。

现在参考图1F，图1F展示根据某些实施例的光伏串115的说明性实施例。PV串115可被用作图1A的串105。在此说明性实施例中，除了可耦合到接地总线的一个PV发电器(例如，PV发电器101a)之外，PV串(例如，PV串115)中的多个PV发电器中的每一者可耦合到两个PV电力装置。除了可耦合到电力总线的一个PV电力装置(例如，PV电力装置112n)之外，PV串(例如，PV串115)中的多个PV电力装置中的每一者可耦合到两个PV发电器。类似于本文中所公开的其它实施例，串电流可划分成两个部分且沿两个路径路由，其中第一路径通过PV发电器101(例如，101a、101b等)，且第二路径包括旁通路径113(例如，路径113a、路径113b等)，旁通路径113旁通模块且将电流从串中的一个PV电力装置携载到下一PV电力装置。作为数字实例，串电流可为15[A]，其中10[A]路由通过PV发电器，且5[A]路由通过电力装置。每个电力装置112可从其单个Vout端子输出15[A]。所描绘的电力装置112可以类似于图1E中所描绘的电力装置的方式来布置和实施，其中电力装置的Vin端子在电力装置的底部，共用端子在侧面，且装置的Vout端子在顶部。可使用类似于图1B中所展示的装置的装置来实施电力装置112，电力装置112具有减少的数目个端子(例如，将T3和T4合并为单个端子)。

现在参考图2A，图2A展示光伏串205的串联串部分的说明性实施例，光伏串205可为可在例如光伏设备100等系统中发现的光伏串105的部分或与光伏串105相同。PV发电器201a可包括光伏板，所述光伏板包含分线盒207a。

PV电力装置202a可耦合到PV发电器201a和201b，且PV电力装置202b可耦合到PV发电器201b和201c。PV电力装置202a和202b可类似于或相同于图1A的PV电力装置102，且特征可在于如图2A中所描绘而布置的四个电端子(“Vin”端子、“共用”端子和两个“vout”端子)。在一些实施例中，两个“Vout”端子可以不同方式布置(例如，布置成例如图1B的电力装置102)，或以类似于图1E的PV电力装置112的方式合并成一个端子。旁通电缆203b可连接在PV电力装置202a的“Vout”端子与PV电力装置202b的“共用”端子之间。板电缆204b可将PV发电器201a的端子(例如，较高电压端子)耦合到PV电力装置202a的“Vin”端子，且板电缆204c可将PV电力装置202a的“Vout”端子耦合到PV发电器201b(例如，耦合到PV发电器201b的较低电压端子)。

在一些实施例中，PV发电器201a可为光伏串联串205的部分中的“第一”模块。在一些实施例中，接头连接器(例如，T型头)可将板电缆204a与旁通电缆203a合并且可连接到接地总线。类似地，在一些实施例中，PV发电器201c可为光伏串联串部分200中的“最末”模块。在一些实施例中，接头连接器(例如，T型头)可将板电缆204f与旁通电缆203c合并且可连接到电力总线。

PV发电器201(例如，PV发电器201a到201c中的任一者)、所连接的分线盒207和所连接的板电缆204在连接到PV电力装置202之前可为预集成的组合件。旁通电缆203可与所连接的PV电力装置中的一者预集成(例如，旁通电缆203b可为PV电力装置202a或202b的集成部分)。旁通电缆203可为在组装串部分期间拼接在一起的两个电缆，其中每个部分为PV电力装置的集成部分(例如，旁通电缆203b可包括两个电缆，其中一个电缆与202a一体且另一电缆与202b一体)。

现在参考图2B，图2B展示光伏电力装置202的外部连接端子的说明性实施例，例如特征在于图1B中的说明性串部分的那些外部连接端子。PV电力装置202可包含四个端子。端子T1可被配置成从光伏发电器或电力装置接收输入。端子T2可被配置成耦合到光伏发电器和/或光伏电力装置，且可充当用于输入和输出两者的共用端子。端子T3和T4可被配置成将电压、电流和/或电力输出到额外PV发电器和/或电力装置。端子T3和T4可参考共用端子T2输出相同电压，但端子T3和T4可输出不同电流和不同电力。端子相对于电力装置的壳体的物理位置可经布置以允许在光伏串中进行方便的耦合。此说明性实施例的特征在于电力装置的同一侧上的端子T1、T2，其中端子T3、T4位于相反侧上。在替代实施例中可考虑和实施其它布置，且所述布置在包含在本文中的实施例的范围内。

现在参考图3A，图3A展示根据各种说明性实施例的光伏电力装置302a的内部电路系统中的一些(例如，PV电力装置302a可类似于或相同于图1A到图1D的PV电力装置102，或图2A到图2B的PV电力装置202)。在一些实施例中，可使用降压式DC/DC转换器的变体来实施光伏电力装置302a。电力装置可包含具有两个输入端子(表示为Vin和共用)和输出相同电压Vout的两个输出端子的电路。输入电压和输出电压与共用端子有关。电路可包含耦合在共用端子与Vin端子之间的输入电容器Cin、耦合在共用端子与Vout端子之间的输出电容器。电路可包含用于参考的中心点。电路可包含一对开关(例如，MOSFET晶体管)Q1和Q2，其中Q1耦合在Vin与中心点之间，且Q2耦合在共用端子与中心点之间。电路可进一步包含耦合在Vout端子与中心点之间的电感器L。通过交错切换开关Q1和Q2，电路可将输入电压Vin转换为输出电压Vout。如果电流通过Vin和共用端子输入到电路且在电容器Cin和Cout上的电压降分别在电压Vin和Vout下保持大约恒定，那么输入到电路的电流在电感器L处合并以形成约等于Vin和共用端子处的电流输入的总和的电感器电流。电感器电流可归因于对电容器Cin和Cout的充电和放电而含有波纹，但电容器上的电压波纹一般很小，且类似地，电感器电流波纹可一般很小。电感器电流可由所述对输出端子Vout输出。在一些实施例中，可利用多于两个Vout端子将输出电流分成多于两个部分。在一些实施例中，视需要，可包含单个输出端子，且系统设计者可在外部分离输出端子(即，在PV电力装置电路外部)。可由外部控制装置(未明确描绘)控制开关Q1和Q2的切换。如果如图3A中所描绘而布置电端子Vin、共用和Vout，那么电力装置302a可在例如图1A到图1D中所展示的那些配置的配置中用作电力装置(例如，装置102)。

现在参考图3B，图3B展示根据一个说明性实施例的光伏电力装置的内部电路系统中的一些。在一些实施例中，可使用降压+升压式DC/DC转换器的变体来实施光伏电力装置302b。电力装置可包含具有两个输入端子(表示为Vin和共用)和输出相同电压Vout的两个输出端子的电路。输出电压与共用端子有关。电路可包含耦合在共用端子与Vin端子之间的输入电容器Cin、耦合在共用端子与Vout端子之间的输出电容器。电路可包含用于参考的两个中心点。电路可包含多个开关(例如，MOSFET晶体管)Q1、Q2、Q3和Q4，其中Q1连接在Vin与第一中心点之间，且Q2耦合在共用端子与第一中心点之间。Q3可连接在Vout端子与第二中心点之间，且Q4可连接在共用端子与第二中心点之间。电路可进一步包含耦合在两个中心点之间的电感器L。

PV电力装置302b中的降压+升压式DC/DC的操作可以各种方式来配置。如果需要低于输入电压的输出电压，那么Q3可静态地接通，Q4可静态地断开，且其中Q1和Q2以互补方式彼此PWM切换，电路暂时等效于图3A中所描绘的降压式转换器，且输入电压被降压。如果需要高于输入电压的输出电压，那么Q1可静态地接通，Q2可静态地断开，且其中Q3和Q4以互补方式彼此PWM切换，输入电压被升压。通过交错切换开关Q1和Q2，电路可将输入电压Vin转换为输出电压Vout。如果电流通过Vin和共用端子输入到电路且在电容器Cin和Cout上的电压降分别为大约恒定的电压Vin和Vout，那么输入到电路的电流在电感器L处合并以形成等于Vin和共用端子处的电流输入的总和的电感器电流。电感器电流可归因于对电容器Cin和Cout的充电和放电而含有波纹，但如果在电容器Cin和Cout上的电压降大约恒定，那么电容器上的电压波纹很小，且类似地，电感器电流波纹可很小。电感器电流可由所述对输出端子Vout输出。在一些实施例中，可利用多于两个Vout端子将输出电流分成多于两个部分。在一些实施例中，视需要，可包含单个输出端子，且系统设计者可在外部分离输出端子(即，在PV电力装置电路外部)。

现在参考图4A，图4A说明根据说明性实施例的光伏电力装置。光伏电力装置402可包含壳体431。壳体431可容纳电路系统430(在功能上说明)。在一些实施例中，电路系统430可包含电力转换器440。电力转换器440可包含直流电-直流电(DC/DC)转换器，例如降压式、升压式、降压+升压式、反激和/或正激转换器。在一些实施例中，替代或除了DC/DC转换器，电力转换器可包含直流电-交流电(DC/AC)转换器(例如，经设计以将电力的小部分从DC转换为AC的逆变器或微型逆变器，例如300W微型逆变器)。

在一些实施例中，电路系统430可包含最大功率点跟踪(MPPT)电路495，所述MPPT电路495被配置成从电力装置所耦合到的PV发电器提取增加的电力。在一些实施例中，MPPT电路495可被配置成从连接到其输入端子的PV发电器提取增加的电力，且在一些实施例中，MPPT电路495可被配置成从连接到其输出端子的PV发电器提取增加的电力。在一些实施例中，电力转换器440可包含MPPT功能性，从而使得不再需要MPPT电路495。电路430可进一步包括控制装置470，例如微处理器、数字信号处理器(DSP)和/或FPGA。控制装置470可通过共用总线490控制电路系统430的其它元件和/或与电路系统430的其它元件通信。在一些实施例中，电路系统430可包含电路系统和/或传感器/传感器接口480，所述电路系统和/或传感器/传感器接口480被配置成直接地测量参数或从光伏发电器上或附近的所连接传感器接收所测量参数，例如由模块输出的电压和/或电流，由模块输出的电力，由模块接收的辐照度和/或模块上或附近的温度。在一些实施例中，电路系统430可包含通信装置450，通信装置450被配置成将数据和/或命令传输到其它装置和/或从其它装置接收数据和/或命令。通信装置450可使用电力线通信(PLC)技术、声学通信技术或无线技术(例如，BlueTooth^TM、ZigBee^TM、Wi-Fi^TM、蜂窝通信或其它无线方法)通信。

在一些实施例中，电路系统430可包含安全装置460(例如，保险丝、断路器和漏电检测器)。举例来说，保险丝可与导体403a、403b以及端子404a和404b中的一些或全部串联连接，其中保险丝经设计以在某些电流下熔化并断开电路系统。作为另一实例，PV电力装置402可包含断路器，其中控制装置470被配置成响应于检测到可能不安全的状况或在从系统控制装置接收命令(例如，经由通信装置450)后启动断路器且断开来自PV串或PV发电器的PV电力装置402。作为又一实例，PV电力装置402可包含旁通电路，所述旁通电路的特征在于开关，其中控制装置470被配置成响应于检测到可能不安全的状况或在从系统控制装置接收命令(例如，经由通信装置450)后启动旁通电路且使PV电力装置402的输入端子和/或输出端子短路。

电路系统430的各种组件可通过共用总线490传达和/或共享数据。输入电压(Vin)端子404a可被配置成耦合到光伏发电器的正输出端(例如，如图1A到图1D中)。输出电压(Vout)端子404b可被配置成耦合到不同光伏发电器的负输出端，如关于本文中的实施例中的一些(例如，如图1A到图1D中)所描述。在一些配置中，共用导体403a和输出电压(Vout)导体403b可耦合到其它光伏电力装置。

在一些实施例中，在制造时，导体403a和403b可在每一端处集成到光伏电力装置，从而产生所连接光伏电力装置的串，如图4B中所描绘，从而允许多个耦合的电力装置作为单个单元来制造和出售以用于快速且容易地部署。可根据光伏发电器的长度(或宽度)选择相邻电力装置之间的导体(例如，403a、403b)的长度，以实现将相邻电力装置连接到相邻光伏发电器。用使用集成(例如，预连接)导体403互连的电力装置制造电力装置的串作为单个单元可提供额外优点，例如成本降低(例如，通过节省两个连接器的成本。举例来说，图4A中描绘具有两个连接器和两个导体的PV电力装置402，且如果导体403a、403b不将PV电力装置402连接到相邻电力装置，那么可需要额外两个连接器)和因连接器之间的错误连接所致的电弧或过热风险降低。在一些实施例中，PV电力装置402的特征可在于集成导体403a，其中导体403b由端子替代以供连接到来自不同PV电力装置的集成导体。在一些实施例中，导体403a和403b可由类似于404a和404b的端子(例如，由Multi-Contact制造的MC4TM连接器或其它等效连接器)替代，以允许安装者插入他或她选择部署的电缆。端子404a和404b以及导体403a和403b可耦合到DC/DC或DC/AC电力转换器440的端子。举例来说，电力转换器440可包含类似于图3a中所描绘的转换器的降压式转换器。在所述情况下，图4A的Vin端子404a可耦合到图3a的对应Vin端子，图4A的Vout端子404b和Vout导体403b可耦合到图3a的Vout端子，且图4A的共用导体403a可耦合到图3a的共用端子。为了清晰起见，这些连接并未明确描绘，且在一些实施例中，连接可不同。

现在参考图4B，图4B展示PV电力装置的串的一部分。串405可为经由相同于或类似于图4A的共用导体403a的导体403彼此连接的PV电力装置402(例如，类似于或相同于图4A的PV电力装置402的装置)的串的部分。每个导体403的长度可为大约与PV发电器的长度尺寸相同，以使得每个PV电力装置能够耦合到多于一个PV发电器(如图2A中所描绘)和/或实现在串联串中将相邻PV电力装置耦合到相邻PV发电器。在一些实施例中，串405可作为单个单元来制造和/或封装、存储和出售，从而实现在PV设备中快速且容易地部署。

现在参考图4C，图4C说明根据说明性实施例的光伏电力装置。第一光伏电力装置420可包含壳体431和电路系统430(在功能上说明)。电路系统430可类似于或相同于如关于图4A所描述的电路系统430包括电路和装置。PV电力装置420可包括输入电压(Vin)端子411、共用端子412、输出电压(Vout)端子413和输出电压(Vout)端子414。可提供输入电压端子411以用于耦合(例如，连接)到第一光伏发电器的第一输出端子(例如，正输出端子)。可提供输出电压端子413以用于耦合(例如，连接)到第二光伏发电器的第二输出端子(例如，负输出端子)。可提供共用端子412以用于耦合到输出电压端子(例如，类似于或相同于输出端子414)，所述输出电压端子由类似于或相同于PV电力装置420的第二PV电力装置提供。可提供输出电压端子414以用于耦合到共用端子(例如，类似于或相同于共用端子412)，所述共用端子由类似于或相同于PV电力装置420的第三PV电力装置提供。

在一些实施例(例如，类似于或相同于图4A的实施例)中，第一导体将共用端子412耦合(例如，连接)到第二PV电力装置的输出电压端子，且第二导体将输出电压端子414耦合(例如，连接)到第三PV电力装置的共用端子。在一些实施例中，在制造时第一导体和第二导体连接第一电力装置、第二电力装置和第三电力装置，其中第一电力装置、第二电力装置和第三电力装置连同第一导体和第二导体是作为单个连接设备或单个连接设备的部分而提供。在一些实施例中，第一导体和第二导体并不连同PV电力装置420一起提供，且在安装PV电力装置420期间连接第一导体和第二导体。

现在参考图5，图5说明集成说明性实施例。集成设备515可包含耦合到PV电力装置502(例如，102、202、402a、402b等)的光伏发电器501(例如，101、201等)。一些实施例可使用本文中所描述的走线法将PV发电器501耦合到PV电力装置502。PV电力装置502可进一步包括类似于或相同于图4A的电路系统430的电路系统。举例来说，PV电力装置502可包括控制装置470，例如微处理器、数字信号处理器(DSP)和/或FPGA。PV电力装置502可包含最大功率点跟踪(MPPT)电路495，所述MPPT电路495被配置成从电力装置所耦合到的PV发电器提取最大电力。在一些实施例中，控制装置470可包含MPPT功能性，从而使得不再需要MPPT电路495。控制装置470可通过共用总线490控制PV电力装置502的其它元件和/或与PV电力装置502的其它元件通信。在一些实施例中，PV电力装置502可包含电路系统和/或传感器/传感器接口480，所述电路系统和/或传感器/传感器接口480被配置成测量光伏发电器501或PV电力装置502上或附近的参数——电压、电流、电力、辐照度和/或温度。在一些实施例中，PV电力装置502可包含通信装置450，通信装置450被配置成传输数据和/或命令和/或从其它装置接收数据和/或命令。通信装置450可使用电力线通信(PLC)技术或无线技术(例如，ZigBee、Wi-Fi、蜂窝通信或其它无线方法)通信。在一些实施例中，集成设备515和/或PV电力装置502可包含安全装置460(例如，保险丝、断路器和漏电检测器)。PV电力装置502的各种组件可通过共用总线490传达和/或共享数据。集成设备的特征可在于可从设备外部获得的四个端子，所述四个端子中的至少两者输出相同电压。集成设备515的组件可类似于或相同于图4A的电路系统430的组件。在图5中，输出相同电压的两个端子表示为512和513。集成设备可通过将组件嵌入光伏发电器、光伏发电器的壳体中或将组件安装到光伏发电器上来形成。集成设备可包含需要包括“构建块”的电路系统的一部分或全部，所述“构建块”可用于经优化光伏串的简单“即插即用”建构。以此方式，本文中详述的电流分离的优点可在内部集成电路布局中实现，其中集成电路中的一个电流路径包含光伏发电器501(例如，太阳能电池、板或瓦)，且另一电流路径旁通模块。还可实现集成电路的实施方案的额外优点(例如，易于连接、可能降低成本等)。

现在参考图6，图6展示根据另一说明性实施例的光伏系统。许多光伏串618(例如，618a、618b)可并联耦合在接地总线与电力总线之间以将电力提供到电力总线。电力总线和接地总线可耦合到系统电力装置606的输入端。在一些实施例中，系统电力装置606可包含DC/AC逆变器，且可将AC电力输出到电网、家庭或其它目的地。在一些实施例中，系统电力装置606可包括汇流箱、变压器和/或安全断开电路。一个或多个光伏串618可包括多个串联耦合的集成设备515。在串618中，一个设备515的端子510、511可耦合到接地总线。串中的其它设备515的端子510、511可耦合到串中的前述设备515的端子512、513。一个设备515的端子512、513可耦合到电力总线。串中的其它设备515的端子512、513可耦合到串中的下一设备515的端子510、511。以此方式建构的光伏系统可享受经优化光伏串、实现更便宜走线的多重电流路径、包含安全、监测和控制功能的完全集成组件和简单设备的益处。

在一些光伏系统中，耦合输出并非绝对是AC或DC的电压的装置可为有益的。举例来说，PV电力装置(例如，包括类似于图4A的电路系统430的电路系统的装置)可被配置成输出类似于整流正弦波、三角形波或方波的电压波形。在一些系统中，将每个PV电力装置配置成输出除DC以外的信号可减小被配置成将AC电力供应到电网或家庭的系统电力装置(例如，DC/AC逆变器)所需的滤波器和切换电路的大小和成本。

现在参考图7A，图7A展示根据另一说明性实施例的光伏系统，在所述光伏系统中可通过重路由光伏串内的电流部分来获得益处。系统700可包括彼此并联耦合的一个或多个光伏串705(仅说明一个串)。每个串可包括多个PV发电器701(例如，701a、701b等)和PV电力装置702(例如，702a、702b等)。在图7A中所描绘的实施例中，每个PV发电器701的输出端跨越电力装置702的输入端耦合，且PV电力装置的输出端彼此串联耦合以形成光伏串联串。每个PV电力装置的输入端可从PV发电器接收电力，且PV电力装置的输出端将电力递送到串705。

每个电力装置702可包含类似于或相同于图4A的电路系统430的电路系统。举例来说，每个电力装置702可包含DC/DC转换器，所述DC/DC转换器被配置成输出模拟整流正弦波、三角形波、方波或可稍后处理并转换为正弦波的其它波形的时变DC信号。不同的电力装置可输出彼此相同或在形状、量值和/或相位上不同的信号。可对电力装置的输出端求和以形成输入到系统电力装置706的串电压信号。

系统电力装置706可被配置成接收串电压输入且输出交流电(AC)信号，例如正弦波，所述正弦波可馈送到电网或家庭。在图7A中所描绘的说明性实施例中，每个电力装置702输出低电压整流正弦波，所述低电压整流正弦波经同步以与由同一串中的其它电力装置输出的整流正弦波同相。同步可通过主控制装置(例如，系统电力装置706的控制器720和通信装置750，如图7B中所描绘)命令PV电力装置产生某一波形的电压且在某一相位下实现。经同步、整流的正弦波可具有低频率，例如100Hz或120Hz，且可对所述正弦波求和以形成幅度大约为公用电网电压(例如，在欧洲系统为311[V]或在美国为156[V])的幅度的较高电压整流正弦波。

每个电力装置702输出的电压可大体上小于公用电网电压。串联连接的电力装置702的每个组的总计峰值输出电压可大约与公用电网峰值电压相同。举例来说，十个串联连接的电力装置702的串可具有约311V的总峰值电压，且十个电力装置702中的每一者的输出电压可平均输出约31V。

系统电力装置706可将输出电压配置成适合于馈入电网、家庭或存储装置。举例来说，如果串电压信号为电网电压幅度的整流正弦波，那么系统电力装置706可包括用以将整流正弦波转换为交流正弦波的全桥。在一些实施例中，串电压幅度可不同于电网电压幅度，且可通过电路和/或例如变压器等装置调整。在一些实施例中，串电压可类似于三角形波或方波，且可在将信号从时变DC转换为时变AC之前或之后应用滤波。

在一些实施例中，多个串705可在系统电力装置706的输入端处并联连接。每个串705可经由开关(未明确展示)连接到系统电力装置706，所述开关可操作以响应于在断开的串705处或在断开的串705中发生故障和/或未能将充分或经同步的电力提供到系统电力装置706而断开串705(例如，个别串705而非断开其它串705)。

在一些实施例中，系统电力装置706可调节整个串705的电压。举例来说，系统电力装置706可将峰值串电压设置为大体上恒定的值(例如，峰值为350V的整流正弦电压信号)，其中串电流根据可从PV发电器701获得的电力而变化。大体上恒定的峰值电压值可根据操作考虑因素(例如，系统电力装置706在不同输入电压和电流下的效率)、根据可用电力或作为安全响应协议的部分而周期性地改变。

在一些实施例中，系统电力装置706可调节流动通过串705的电流。举例来说，系统电力装置706可将串电流设置为大体上恒定的值，其中串电压幅度根据可从PV发电器701获得的电力而变化。大体上恒定的电流值可根据操作考虑因素(例如，系统电力装置706在不同输入电压和电流下的效率)、根据可用电力或作为安全响应协议的部分而周期性地改变。

现在参考图7B，图7B展示根据说明性实施例的系统电力装置706。系统电力装置706可包含全桥711、控制器720、滤波器730和传感器740。系统电力装置706可进一步包含额外组件，例如通信装置、传感器/传感器接口、安全装置和/或断开装置、监测装置和/或辅助电力电路(未明确描绘)，所述组件类似于或相同于图4A的电路系统430的组件。全桥711可包括四个开关(例如，MOSFET)Q1、Q2、Q3和Q4、两个输入端和两个输出端。Q1可连接在input1与X之间。Q2可连接在input1与Y之间。Q3可连接在input2与X之间。Q4可连接在input2与Y之间。

当开关Q1和Q4接通且开关Q2和Q3断开时，输出端子可输出为输入信号的反转的信号。当开关Q1和Q4断开且开关Q2和Q3接通时，输出端子可输出与输入信号相同的信号。如果输入信号为整流正弦波，例如图7A的系统700的串电压，那么通过反转整流正弦波的每第二个波瓣，可获得交流正弦波。可由控制器720控制开关Q1到Q4的切换。举例来说，控制器可施加PWM信号以在一个正弦波瓣的持续时间内断开开关Q1和Q4并接通开关Q2和Q3，且随后逆转信号(即，接通Q1和Q4并断开开关Q2和Q3)以反转下一正弦波瓣。控制器720可包含微处理器、数字信号处理器(DSP)、ASIC和/或FPGA。系统电力装置706可包含滤波器730，滤波器730可放置在装置的输入侧或输出侧上，以对可存在于经处理的信号中的高阶谐波进行滤波。701适当的滤波器(例如，低通LC滤波器)可减少高阶谐波，从而产生更酷似纯正弦波的输出信号。

传感器740可包括用于测量由系统电力装置706输出的电压的电压传感器。在一些实施例中，系统电力装置706的输出端耦合到公用电网，且传感器740可进一步测量电网电压。传感器740可将输出电压测量值提供到控制器720，其中控制器响应于由传感器740提供的测量值而切换开关Q1到Q4。举例来说，当传感器740测量负极性的输出电压时，传感器740可将负电压测量值提供到控制器720，且控制器720可响应性地将Q1和Q4切换为接通状态且将开关Q2和Q3切换为断开状态。通信装置750可被配置成与部署在PV电力装置中的通信装置(例如，类似于或相同于图4A的通信装置450的通信装置)通信。举例来说，如果通信装置450包含电力线通信收发器，那么通信装置750可类似地为PLC收发器。如果通信装置450包含无线收发器，那么通信装置750可类似地为无线收发器。通信装置750可将电压量值测量值传输到图7A的PV电力装置702，其中每个PV电力装置702被配置成输出对应于量值测量值的电压。

作为数字实例，当传感器740测量100V的输出电压时，通信装置750可将100[V]的测量值传输到PV电力装置702，其中每个PV电力装置702调整其占空比以输出100/N[V]，其中N是串联连接的PV电力装置702的数目。在一些实施例中，100[V]的总电压可在PV电力装置702当中不均匀地分离，其中每个PV电力装置702输出与由相应PV电力装置处理的电力成比例的电压，且由所有PV电力装置702输出的总电压等于100[V]。

在一些说明性实施例中，两个或多于两个系统电力装置706可并联部署在系统700中，从而在单个装置故障的情况下降低系统故障的风险。虽然组件冗余通常显著增加系统成本，但系统700的架构可使得能够使用廉价电路系统(例如，不需要昂贵处理能力的低频开关Q1到Q4和/或控制器720)来实施系统电力装置706，进而减少添加冗余组件的成本以降低系统故障的风险。通过添加备份系统电力装置706，系统700可减少单点故障的数目或不具有单点故障，使得单个装置的故障不致使整个系统停止产生电力。在一些实施例中，系统电力装置706内的某些组件可被复制以用于冗余。举例来说，系统700可包括系统电力装置706，系统电力装置706包括单个控制器720、单个滤波器730和单个通信装置750，但包括多个传感器740和全桥711。

现在参考图7C，图7C展示产生随时间变化的伪AC信号(例如，幅度以逐步方式变化以模拟偏压或整流交流电信号的DC输出)的说明性实施例。DC/DC转换器703可从DC电压源(例如，PV发电器701)接收输入。在替代实施例中，PV发电器701可在图7A和图7C中由交流电(AC)电源(例如，风力涡轮机)替代，PV电力装置702包括将AC输入电力转换为待输入到DC/DC转换器703的DC电力的交流电到直流电(AC/DC)整流电路(未明确描绘)。转换器703可进一步从参考信号产生器704接收参考信号，且可试图输出与所述参考信号成比例的电压信号。举例来说，信号发生器704可输出具有100mV幅度的整流正弦波参考，且转换器703可输出追踪参考但具有不同幅度的整流正弦。如果转换器703在显著高于参考信号频率的频率下操作，那么追踪对于任何参考波形可为高度准确的。举例来说，参考信号可具有低频率，例如100Hz或120Hz，且DC/DC转换器可在数十或数百kHz的频率下操作。转换器的高频率可允许其在为参考信号的周期的一小部分的时间框架内使输出电压快速稳定。

参考信号产生器704可以各种方式实施。在一些实施例中，数字样本可存储在耦合到DC/DC转换器703的存储器装置(例如，只读存储器(ROM)、随机存取存储器(RAM)、闪存或类似存储器装置)上，其中数字样本以规则间隔提供到DC/DC转换器703。在一些实施例中，参考信号产生器704可包括模拟振荡器和模数(A/D)转换器，所述A/D转换器被配置成对所述振荡器进行采样且将数字样本提供到DC/DC转换器703。在一些实施例中，参考信号产生器704可为用于从不同通信装置(例如，图7B的通信装置750，其传输由传感器740测量的样本)接收参考样本且将所述参考样本提供到DC/DC转换器703的通信装置。

仍参考图7C，DC-DC转换器703可进行方法710。在步骤707处，DC/DC转换器可对参考信号进行数字采样。在步骤708处，DC/DC转换器可调整其高频切换组件的占空比以输出与参考信号成比例(根据预定义的比率)的电压。在步骤709处，在处理下一样本之前，转换器可等待短时间。在一些实施例中，短时间是预定(例如，在例如约10微秒或约100微秒的时间段之后转换器可从存储器汲取新的参考样本或对振荡参考信号进行采样)。在一些实施例中，所述方法将等待直到从外部装置接收新的样本，在此情况下所述短时间不由转换器预先确定。在图7C中所描绘的说明性实施例中，参考信号为整流正弦，且转换器输出为不同幅度的整流正弦。频率越高，输出信号就可“越平滑”(例如，这是因为将在较小时间间隔步骤中调整输出电压)。

在例如系统700的说明性系统中，可能需要将光伏电力装置702配置成输出彼此形状类似的电压和电流信号，以维持系统电力因数接近一。举例来说，如果由PV电力装置输出的电压信号被塑形为三角形波，那么为了维持电力因数等于一，电流输出可为与三角形电压波成比例的三角形波(即，具有相同频率，且在两个信号之间无相移)。在一些实施例中，将输出电压或电流强加于电力装置输出端，从而要求转换器装置将电压或电流配置成匹配所强加的信号。说明性实施例可包含(但不限于)包括被配置成输出同相电压和电流波形以获得接近或等于一的电力因数的PV电力装置的系统。

可以若干方式实现同步PV电力装置以输出同相电压和电流波形。在一些实施例中，同步可通过同时向每个DC/DC转换器提供相同参考样本来实现。举例来说，图7B的通信装置750可同时将参考样本传输到串联连接的DC/DC转换器的整个串，其中每个DC/DC转换器在大约相同的时间接收样本且输出从同一参考样本导出的电压。在一些实施例中，每个DC/DC转换器可(例如，在存储器装置中)存储待根据预定时间间隔依序处理的一组数字样本，其中从外部装置接收的触发用信号通知每个转换器以从第一样本重新开始处理。

在一些实施例中，DC/DC转换器703可包含安置在DC/DC转换器703输出端子(在图7C中表示为output+和output-)之间的旁通电路(无明确展示)，且包含被配置成响应于由DC/DC转换器未能使转换器输出端与其它转换器输出端同步或响应于转换器或PV发电器701中的不同故障而启动旁通电路(例如，直接地将output+端子连接到output-端子)的控制器。响应于PV电力装置702(例如，图7A的PV电力装置702a)中的DC/DC转换器703的此类故障(或旁通)，其它串联连接的PV电力装置702(例如，PV电力装置702b到702n)可调整(例如，升高)其输出电压以补偿故障的装置。

现在参考图7D，图7D展示根据本发明的方面的用于使波形同步的方法。方法760可由一个PV电力装置或多个串联或并联连接的PV电力装置(例如，PV电力装置702)进行。每个电力装置可包含存储一系列输出电压参考样本的存储器装置。在步骤761处，电力装置可将计数器n初始化为第一参考样本。在步骤762处，从存储器汲取第n个(在初始化阶段为第一个)样本，且在步骤763处，电力装置调整高频转换器的占空比以输出与第n个样本成比例的电压。在步骤764处，所述方法可等待预定短时间段(例如，10微秒或100微秒)。如果时间过去了，那么所述方法可在步骤765处增大n且循环回到步骤762，在步骤762中，从存储器汲取新的样本。如果在预定时间过去之前接收触发，那么所述方法可循环回到步骤761且将n重设为等于1。

在一些实施例中，可从系统控制装置接收触发。举例来说，一组串联连接的PV电力装置702可各自在存储器中容纳对应于整流正弦波的单个波瓣的一系列1000个样本。系统电力装置706可被配置成经由通信装置750每10毫秒(对应于100Hz的频率)发送触发，其中每个PV电力装置702在大约相同时间接收触发。在接收触发后，每个PV电力装置可输出对应于整流正弦波的第一样本的0[V]。在步骤764处的每个预定短时间段可为每样本

微秒。在一些实施例中，每个PV电力装置可被配置成在处理最终样本之后，甚至在未接收触发的情况下，设置n＝1。触发可被用作定时同步备份方法，以确保PV电力装置至少在每次循环后重新同步。

现在参考图8，图8展示导体分离技术的说明性实施例可如何应用于例如系统700的说明性系统。光伏串805可为本文中所公开的其它光伏串(例如，图1A的光伏串105)的部分或与本文中所公开的其它光伏串相同。光伏串805可包括多个光伏发电器(例如，801a、801b等)和多个光伏电力装置802(例如，802a、802b等)。串电流可为变化(例如，逐步调整)的DC电流，例如，塑形为具有21.2[A]的峰值幅度的整流正弦波的量值15[A](RMS)的电流。串电流可划分成两个部分，其中第一DC部分路由通过光伏发电器502，且第二AC部分沿包括旁通路径803(例如，803a、803b等)的第二路电路系统由，从而旁通PV发电器。两个部分可通过接地总线在串的底部接合，且通过电力总线(未图示)在串的顶部接合。通过将串电流的DC部分路由通过光伏发电器，流动通过旁通路径的电流可包括偏压整流正弦波。偏压整流正弦电流的均方根(RMS)通过

给出，其中A是整流正弦波的幅度(路由通过旁通路径803)，且B是DC电流偏压(路由通过PV发电器)。存在针对其它电流波形(例如，三角形波)的类似定则。未偏压整流正弦电流的均方根通过

给出，其中A是整流正弦波的幅度。可展示，对偏压B的谨慎选择可显著减小流动通过旁通路径的电流的RMS，从而可能需要相比于携载整个、未偏压串电流所需的电缆更薄、更便宜的电缆。

对偏压B的选择可包含用以使电流的RMS值最小化的计算。举例来说，给定RMS电流的数学表达式，可以参数方式计算表达式的导数，且可选择B以将导数设置成对应于最小值的零。举例来说，给定整流正弦波电流信号的RMS值

计算I_RMS的最小值以获得

在一些实施例中，在电流的RMS值可能难以以分析方式计算的情况下，模拟可展示在B变化时获得的各种RMS值，且可选择适当的B(例如，以使电流RMS最小化)。

在一些实施例中，可选择B以便增大由光伏发电器输出的电力，且可因此选择A以(例如，通过分析方法或通过模拟)使RMS电流值最小化。

在针对旁通路径适当选择导体大小的情况下，还可减少损耗，如本文中先前所解释。在本文中所论述的说明性实施例中，PV发电器801a携载10[A]的DC电流，其中串电流的剩余部分——经由旁通路径803a将PV发电器801a旁通到PV电力装置504a的整流正弦波可偏压10[A]。PV发电器801b携载8[A]的DC电流，其中串电流的剩余部分——8[A]偏压的整流正弦波经由旁通路径803b旁通模块502b。PV电力装置802可包括类似于本文中关于电力装置702所论述的组件的组件且可利用类似于本文中关于电力装置702所论述的方法的方法。电力装置702的端子和内部电路系统可被配置成提供类似于本文中关于电力装置102、202、302a、302b、112、402、420和502所论述的配置的输入电压、共用电压和输出电压。

现在参考图9A，图9A展示根据说明性实施例的光伏电力装置。电力装置902可包括两个DC/DC转换器。可使用不同类型的DC/DC转换器，例如降压式、升压式、降压+升压式、反激和/或正激转换器。在一些实施例中，电力装置可包括两个不同类型的转换器。举例来说，一个转换器可为降压式转换器，且另一转换器可为降压+升压式转换器。两个转换器可包含(例如)3个端子：输入端子、输出端子和共用电压端子。每个转换器的输入端子可被配置成耦合到单独一组一个或多个PV发电器。举例来说，端子Tin1可耦合到一个DC/DC转换器的输入端，且可被配置成耦合到第一组一个或多个PV发电器。端子Tin2可耦合到其它DC/DC转换器的输入端，且可被配置成耦合到第二组一个或多个PV发电器。转换器的共用端子可彼此耦合且可经由外部端子Tcom获得。转换器的输出端子可彼此耦合，其中转换器被配置成处理输入电压以允许匹配和耦合输出电压。所耦合的输出端子可随后分成三个可从外部获得的输出端子Tout1、Tout2和Tout3，其中每个端子能够携载总光伏串电流的一部分。在一些实施例中，电力装置902可包括多于两个转换器，可耦合到多于两组光伏发电器，且特征可在于不同数目个可从外部获得的端子。在一些实施例中，多个光伏电力装置可在制造时使用预定长度的导体彼此耦合，作为单个单元来封装和出售，且在安装光伏系统时部署为单个单元。

现在参考图9B，图9B展示根据说明性实施例的光伏串的一部分。光伏发电器901a和901b的负输出端子耦合到串接地总线，且其正输出端子耦合到PV电力装置902a的Vin1和Vin2端子。PV电力装置902a的共用端子还可耦合到接地总线。电力装置902a的输出端子Vout1和Vout3可分别耦合到额外PV发电器901c和901d的负输出端子。可通过将装置902a的输出端子Vout2耦合到装置902b的共用端子而将电力装置902a耦合到串中的下一电力装置902b。可以类似于本文中所描述的方式连接额外PV发电器和电力装置以形成光伏串。串中的最终电力装置的三个输出端子可耦合到电力总线(未图示)。使用本文中所描述的走线方案允许沿三个路径分离串电流，从而可能减少系统损耗且允许对传导路径中的一些使用更便宜的导体。图9B中所说明的光伏串的部分可代替串105包含在光伏设备100中。

现在参考图10A，图10A展示PV电力装置1002a，其包括电路系统140a。PV电力装置可相同于或类似于根据各种说明性实施例的先前所描述的光伏电力装置(例如，图1A到图1D的PV电力装置102，图4A到图4B的PV电力装置402，图5的PV电力装置502等)。电路系统140a可类似于或相同于图3A的电路系统。图10A描绘当开关Q2断开且Q1接通时在电路系统140a的分支中流动的电流。电流Icomm1从共用端子流动到电路系统中，且电流Ip从Vin端子流动到电路系统中。电流IL流动通过开关Q1和电感器L，且电流Io分成两个部分——Io1和Io2，Io1和Io2分别流动通过两个Vout端子。电流Icin和Icout分别流动通过电容器Cin和Cout。根据所表示的电容器电压极性，Cin为放电，且Cout为充电。电感器L上的电压降为约(即，假设开关Q1上的可忽略电压降)Vout-Vin(其在此说明性实施例中将为负)(这是由于电路系统包括降压式转换器)，从而导致流动通过电感器L的电流减小。根据基尔霍夫电流定律(KCL)，以下关系式成立：

Icin＝Icomm1+Icout

IL＝Ip+Icin

Icout＝IL-Io

Io＝Io1+Io2.

电流Io1流动通过PV发电器101且流动到包括电路系统140b的PV电力装置1002b中，电路系统140b可类似于或相同于电路系统140a。如果无电流从PV发电器101漏出，那么Ip2＝Io1。类似地，Io2＝Icomm2，即，电路系统140a的输出电流部分中的一者变成PV电力装置电路系统140b的共用端子处的输入电流。

现在参考图10B，图10B展示在开关Q1断开且开关Q2接通时的电路系统140a。根据所表示的电容器电压极性，Cin为充电，且Cout为放电。电感器L上的电压降为Vout，Vout是正量，从而导致流动通过电感器L的电流增大。在Q2接通时电感器电流的增大补偿了在Q2断开时电感器电流的减小，且流动通过电感器L的DC电流在恒定操作条件下(例如，太阳能辐照度、PV发电器的性能或连接到光伏系统的负载不变)大约恒定。

现在参考图10C，图10C展示根据图10A和图10B的说明性实施例的电路系统140a的DC等效电路。根据在获得电路的等效DC模型时的惯例电感器L已用短路替代，且电容器Cin和Cout已由断路替代。在Q1和Q2以相反状态切换(例如，当Q1接通时Q2断开，且当Q1接通时Q2断开)的操作条件下，D表示开关Q1的占空比，即Q1接通的每个切换循环的相对部分(例如，D＝0.2对应于Q1接通20％的时间且Q2接通80％的时间)，随后DC电流Io可表达为Io＝D·I_p+(1-D)·I_comm1。

现在参考图10D，图展示串联连接的电路系统140a和140b的DC等效电路。电路系统140a的输出电流Io_a1耦合(例如，连接)到PV发电器101，其中PV发电器将电流Ip2输出到电路系统140b的Vin端子。如果几乎无或无电流从PV发电器101漏出，那么Io_a1≈Ip2。类似地，Io_a2＝Icomm2。电流表A1、A2、A3和A4可分别测量电流Io_a、Io_a2、Io_b和Io_b2的DC分量。电流Io_a1和Io_b1可易于通过结果计算为Io_b1＝Io_b-Io_b2和Io_a1＝Io_a-Io_a2。电流表A1和A2可为电力装置(例如，图4A的电力装置402)的部分且可耦合到控制装置和通信装置(例如，图4A的控制装置470和通信装置450，其中电路系统140a可为电力转换器440的部分)。类似地，电流表A3和A4可为不同电力装置(例如，图4A的第二电力装置402)的部分且可耦合到控制装置和通信装置(例如，图4A的控制装置470和通信装置450，其中电路系统140b可为电力转换器440的部分)。

仍参考图10D的电路系统的DC分析，不存在电存储装置(且假设无漏电)得到等式Ip1+Icomm1＝Io_a＝Io_a1+Io_a2＝Ip2+Icomm2＝Io_b＝Io_b1+Io_b2。开关Q4串联连接到电流表A2。类似地，开关Q3串联连接到PV发电器101，PV发电器101携载电流Io_a1。如上文所提及，Io_a1被计算为Io_a1＝Io_a-Io_a2，其中Io_a和Io_a2分别通过电流表A1和A2直接测量。在一些实施例中，可直接测量Io_a1连同Io_a和/或Io_a2。如果直接测量Io_a1和Io_a或Io_a2中的一者，那么可使用两个所测量的电流来计算未测量的电流。

仍参考图10D，改变开关Q3和Q4的占空比可影响电流表A1和A2的DC电流测量值。作为数字实例，如果Io_b＝Io_a＝15[A]且针对开关Q4的操作选择D＝0.5的占空比，那么等式15A＝I_{o_b}＝0.5·I_comm2+0.5·I_p2将成立。如果占空比从0.5变为0.2，那么新的等式将为15A＝I_{o_b}＝0.2·I′_comm2+0.8·I′_p2。因此(除非碰巧I_comm2＝I_p2，但所述状况可易于通过针对开关Q1选择产生不等式的占空比来避免)，I′_comm2≠I_comm2和I′_p2≠I_p2将成立，且改变电路系统140b的开关Q3和Q4的占空比可导致电路系统140a的电流表A1和A2的DC电流读数改变。

现在参考图10E，图10E说明根据说明性实施例的用于检测流动通过系统导体的电流中的交流电分量的设备。导体142可为携载电流I_142的导体，电流I_142可类似于或相同于图10B的电流IL、Io、Io1或Io2。电流I_142可包含可对应于DC电流(例如，图10D的Io_a、Io_a1或Io_a2)的直流(DC)分量。电流I_142可进一步包含由流动通过电力转换器电感器(例如，图10B中的电路系统140a的电感器L)的电流的变化产生的交流电(AC)分量I_rip。电流表A5可耦合到导体142且可被配置成测量电流I_142的AC电流分量I_rip。根据一个说明性实施例，电流表A5包括卷绕在导体142周围且耦合(例如，连接)到电阻器R的绕组。根据法拉第感应定律，在电阻器R上测量的电压将与穿过绕组的磁通量的变化成比例，所述穿过绕组的磁通量的变化又将与流动通过绕组的电流成比例。在一些实施例中，可使用不同类型的AC电流表，例如霍尔效应传感器。

通过电流表A5测量的电流I_rip可取决于流动通过导体142的电流的AC分量的幅度、频率和占空比。举例来说，如果电流I_142的AC分量具有高频率(例如，数十或数百kHz或MHz)，那么电流表A5可检测电流I_rip中的对应高频率。类似地，三角形电流波形的正斜率和负斜率可通过电流表A5来计算。在一些实施例中，电流表A5将电流测量值提供到控制器143，其中控制器143计算对应三角形波形的频率、斜率值和幅度。控制器143可类似于或相同于图4A的控制装置270。

现在参考图10F，图10F说明可通过控制图10D的开关Q1到Q4的切换而产生的各种交流电信号。Sig1为幅度为1Vp-p、上升斜率为

且下降斜率为

的20kHz三角形波。Sig2为幅度为0.2Vp-p、上升斜率

为且下降斜率为

的100kHz三角形波。显而易见的是，Sig1和Sig2具有基本上相同的形状和斜率值，这指示Sig1和Sig2是通过开关在类似占空比下切换产生的。然而，Sig2的频率比Sig1的频率大五倍，且波纹幅度对应地小五倍。Sig1可表示在操作图10B的电路、在20kHz的频率和0.7的占空比下切换开关Q3时通过AC电流表A2测量的电流。当Q3的频率增加到100kHz时，通过电流表A2测量的电流对应于Sig 2。如果Q3的切换频率维持在20kHz但占空比从0.7变为0.3，那么电流表A2测量对应于Sig3的电流，Sig3具有

和

在各种实施例中，部署在电力装置电路系统(例如，电路系统140b)中的DC电流表或AC电流表(例如，电流表A2)可通过改变部署在第二电力装置电路系统(例如，电路系统140a)中的开关(例如，Q3)的切换占空比来检测电流的变化。

现在参考图10G，图10G说明根据说明性实施例的PV电力装置电路系统。电力线通信(PLC)电路144a可部署在电路系统140a中、共用端子与输出电容器Cout的负节点之间。PLC电路145a可部署在电路系统140a中、Vout端子与输出电容器(例如)的正节点之间。PLC电路144b和145b可以类似方式部署在PV电力装置电路系统140b中。PLC电路144a到144b和145a到145b可以各种方式来实施。在一个实施例中，每个PLC电路包括并联电路，所述并联电路包括电阻器、电感器、电容器、电流源和电压表。选择电感器和电容器大小以在谐振频率下谐振，其中等效电路阻抗在谐振频率下实现最大值。每个PLC电路的电流源将高频(例如，数十或数百KHz)电流信号注入PV电力装置电路系统中，其中电流信号的一部分到达其它PLC装置，从而诱发电阻器端子上的且通过电压表测量的高频电压。

经由光伏电力装置的常规串联串进行电力线通信(PLC)的实施方案可具有挑战性，这归因于本身抑制高频电流信号的电感器(例如，电路系统140a的电感器L)的存在。此挑战一般通过甚至在由电感器引起的减弱之后在足够高以实现信号检测的幅度下广播电流信号来克服。然而，经由PV电力装置的串联成进行的点对点PLC包含区分由不同PV电力装置产生的电流信号的额外挑战。举例来说，在包括十个串联连接的PV电力装置的串中，由第一PV电力装置广播的电流信号可在大约相同的幅度下由其它九个电力装置接收，从而使得难以确定PV电力装置相对于彼此的相对次序。

通过将第一到PV电力装置的输出端耦合到相邻PV电力装置的输入端，本文中所描述的新颖走线方法可实现相邻PV电力装置之间的不受电感器阻碍的点对点PLC。在图10G的说明性实施例中，电路系统140a的PLC电路145a耦合到电路系统140b的PLC电路144b而无安置于其间的电感器。因为在PLC电路145a与144b之间不存在电感器，所以PLC电路145a可接收由PLC电路144b在高于由包含于串联串中的其它PLC电路接收的信号幅度的幅度下传输的高频电流信号。类似地，PLC电路144b可接收由PLC电路145a在高于由包含于串联串中的其它PLC电路接收的信号幅度的幅度下传输的高频电流信号。由相邻PV电力装置检测的增大的PLC信号幅度使得每个PV电力装置能够确定哪个(哪些)装置是其“邻居”，例如，直接相邻地连接。

如上文所提及，在一些说明性实施例中，PV电力装置电路系统(例如，图10D的电路系统)可甚至在无专用PLC电路系统的情况下实现单向相邻确定。举例来说，PV电力装置电路系统140a可确定其通过知道操作每个串联连接的PV电力装置所处的占空比和测量电流Io_a1和Io_a2来连接到电路系统140b。然而，电路系统140b可能不能够确定其连接到140a，而是其可确定其连接到串中的下一PV电力装置(例如，140c，未明确描绘)。通过添加PLC电路系统(例如，如图10G中所描绘)，相邻确定可为双向的。

各种方面包含映射光伏设备中的电力装置的位置，以及用于进行本地化算法的各种方法和设备。图10A到图10G中所公开的电路系统可使得某些PV电力装置能够确定在其具备关于邻近PV电力装置的操作状态的信息的情况下哪些其它PV电力装置直接连接到其。聚集由PV电力装置的串联串中的每个PV电力装置作出的确定可使得能够产生完整映射，所述映射包含每个PV电力装置的位置信息。

现在参考图11A，图11A描绘用于确定包括光伏串的串联耦合的PV电力装置的次序的说明性方法。根据说明性实施例，方法1100可应用于包括PV电力装置和电路系统的光伏串(例如，图1A的串105，其可包括具有类似于或相同于图10A到图10D、图10G的电路系统140a的电路系统的PV电力装置102)。方法1100可由与PV电力装置通信的控制装置进行。举例来说，所述方法可由图1A的系统电力装置106、图6的系统电力装置606、图11B的系统电力装置1006或图7A到图7B的系统电力装置706进行，其中控制装置和通信装置(例如，由图1A的系统电力装置110组成的装置或图7B的控制器720和通信装置750)进行方法步骤。在替代实施例中，PV电力装置(例如，图4a到图4c的PV电力装置402或420)可在“主模式”中操作且相对于由PV串组成的其它PV电力装置进行方法1100。

在步骤1101处，初始化所述方法。进行方法的控制装置可例如通过接收由串组成的PV电力装置的独特ID编号来发现光伏串中的PV电力装置。作为说明性实例，每个PV电力装置可将遥测(例如，通过无线传输器，或通过电力线通信)传输到系统电力装置，遥测包含PV电力装置的独特ID。系统电力装置可将PV电力装置的ID编号存储到存储器。

在一些实施例中，进行所述方法的控制装置可具有包括在PV串中的PV电力装置的列表。举例来说，控制装置可具有存储到存储器的PV电力装置识别编号。所述方法可识别连接PV电力装置的次序，其中所有串联耦合的PV电力装置最初是无序的(即，不存在关于布置PV电力装置的顺序次序的可用信息。举例来说，对于串联PV串中的每对第一PV电力装置和第二PV电力装置，第一PV电力装置是否比第二PV电力装置更接近地耦合到接地总线或第二PV电力装置是否比第一PV电力装置更接近地耦合到接地总线可能并非已知的。)在步骤1102处，装置(例如，706)可选择PV电力装置中的一者作为尚未被排序的所选电力装置(即，尚未确定其相对于不同PV电力装置的顺序次序)。在第一次到达步骤1102时，串中的所有PV电力装置可为供选为所选电力装置的候选者。在所述方法的一部分的后续迭代中，步骤1102可从不断缩小的电力装置池选择所选电力装置，这是由于在每个迭代处，所选电力装置可分类为“有序的”且在下一迭代处可不为供选择的候选者。

在步骤1103处，执行所述方法的装置可命令所选电力装置改变操作参数。举例来说，所选电力装置可包括开关(例如，所选电力装置可包括电路系统，例如图10D的电路系统140b，其包含开关Q3和Q4)，且在步骤1103处，可命令所选电力装置改变开关信号的占空比或频率。改变操作参数的命令可由系统电力装置发出，且所传输的命令可包含所选电力装置的ID编号。在一些实施例中，所述命令由PV电力装置中的一些或全部接收，但可被不具有由所述命令指示的ID编号的所有PV电力装置(即，并非所选电力装置的所有PV电力装置)忽略。

在说明性PV系统中，包括PV串的PV电力装置可周期性地将报告和/或遥测传输到系统电力装置。举例来说，参考图4A，通信装置250可周期性地将通过传感器/传感器接口280获取的测量值(例如，电流、电压、温度和/或辐照度测量值)传输到系统电力装置。在步骤1104处，进行方法1100的系统电力装置可等待从包括PV串的PV电力装置中的一些或全部接收测量值。PV电力装置中的一者或多者可报告指示其相邻于所选电力装置的测量值。

作为说明性实例，所选电力装置可包括图10D的电路系统140b。在步骤1103之前，开关Q3可在0.7的占空比下切换，且包括电路系统140a的电力装置可周期性地报告(例如，报告给系统电力装置)通过电流表A1和A2测量的DC电流。如先前所解释，通过电流表A2测量的DC电流可反射开关Q3的占空比。在步骤1103处，所选电力装置可由系统电力装置命令以将开关Q3的占空比从0.7变为0.3。占空比的变化可由通过电流表A2的测量值反射，且在步骤1104处，新的测量值可由系统电力装置从电力装置接收。

在步骤1105处，系统电力装置可将从PV电力装置接收的测量值与先前所接收的测量值相比较，且可检测从电路系统140b接收的测量值的变化。响应于检测从电路系统140b接收的测量值的变化，所述方法可确定电路系统140b相邻于所选电力装置，确定电路系统140b由相邻于所选电力装置的第二报告电力装置组成，且将报告电力装置独特地识别(例如，通过其相关联独特ID编号识别)为相邻于所选电力装置(例如，如通过其相关联独特ID编号识别)。

在步骤1106处，进行方法1100方法的系统电力装置可将所选电力装置视为“有序的”，且将其从无序装置池中去除。所述方法可将所选电力装置相邻于报告电力装置的指示保存到存储器。当所述方法迭代步骤1102到1107时，所述方法可生成将所选PV电力装置映射到其“邻居”(即，一个或多个相邻PV电力装置)的表。

在步骤1107处，如果无序装置继续存在，那么所述方法可循环回到步骤1102。如果无序装置不继续存在，那么所述方法可继续步骤1108，且聚集在迭代步骤1102到1107时存储的结果。在到达步骤1108之前存储的结果可使得所述方法能够识别PV电力装置在串中布线的序列。

现在参考图11B，图11B借助于实例说明在说明性PV串上运行方法1100的结果。在此示意性实例中，PV串1115包括四个PV电力装置：1002a、1002b、1002c和1002d，每个PV电力装置包括类似于或相同于图10A到图10D或图10G的电路系统140a的电路系统。在方法开始时，电力装置的次序是未知的(即，所述方法不知道哪个(即，第一)PV电力装置耦合到接地总线，哪一(即，第二)PV电力装置耦合到第一PV电力装置，等等。在所述方法初始化时，表1110是空的，且表111指示无序电力装置池包括串1115中的所有PV电力装置。在第一次到达步骤1102时，所述方法选择(例如，按随机的，最小的ID编号等)电力装置1002b作为所选电力装置。在步骤1102处，可命令PV电力装置1002b改变操作参数(例如，PV电力装置1002b中的开关元件的占空比)。在步骤1104处，PV电力装置1002a到1002d报告由传感器/传感器接口(例如，电流表)获取的测量值。在步骤1105处，所述方法可确定仅由PV电力装置1002a获取的测量值已大体上改变，且可确定PV电力装置1002a相邻于PV电力装置1002b。在步骤1106处，可将表1110的行#1保存到存储器，行#1指示PV电力装置1002a、1002b彼此相邻，且可从无序装置池去除PV电力装置1002b(如由表1111指示，在对应于第一迭代的结尾的行中)。

在步骤1107处，所述方法可确定无序装置池并非空的，循环回到步骤1102，且选择PV电力装置1002a作为所选电力装置。在一些实施例中，选择可为随机的。在一些实施例中，先前迭代的报告电力装置可变成所选电力装置(假设其仍在无序装置池中)。在下一次到达步骤1105时，所述方法可确定PV电力装置未报告改变的测量值，且可确定PV电力装置1002a耦合到接地总线。在此迭代中，不可标注报告电力装置，且可产生表1110的行#2，其指示PV电力装置1002a在此迭代处无邻居。在步骤1106处，可从无序装置池去除PV电力装置1002a。

在迭代步骤1102到1107额外两次之后，可到达步骤1108，其中表1110具有指示步骤1102到1107的四个迭代的结果的四行。在步骤1108处，所述方法可确定PV电力装置1002a耦合到接地总线，如由表1110的行#2指示。所述方法可确定PV电力装置1002b耦合到PV电力装置1002a(如由表1110的行#1指示)，PV电力装置1002c耦合到PV电力装置1002b(如由表1110的行#3指示)，且PV电力装置1002d耦合到PV电力装置1002c(如由表1110的行#4指示)。所述方法可因此确定电力装置的次序为1002a-1002b-1002c-1002d，如图中所展示。

除了映射光伏设备以外，相邻电力装置之间的点对点PLC还可用于多种通信和控制应用。举例来说，在一些光伏设备中，光伏电力装置可测量操作参数，例如输入或输出电压、输入或输出电流、输入或输出电力和在电力装置附近的温度和/或太阳能辐照度。这些操作参数可经由PLC周期性地传输(例如，通过沿电力装置串的一系列点对点PLC传输)到数据采集点，例如存储器或控制装置(例如，专用数据采集或控制装置，或包含于系统装置(例如，电力汇流箱或DC-AC逆变器)中的装置。在不使用如本文中所公开的点到点配置的PLC中，可在高电力幅度下传输所传输数据数据包，以使得能够在足以由PLC接收电路检测到的电力幅度下在数据采集点处接收所传输信号。举例来说，最末电力装置可距离数据采集点100米远，其中15个其它电力装置连接在最末电力装置与数据采集点之间。在不使用点对点PLC的情况下，最末电力装置将需要传输待在横穿15个其它电力装置之后距离100m处接收的高电力信号。通过利用部署在图10G的说明性实施例中的电路系统，每个相应第一电力装置可传输待在紧邻第一电力装置的第二电力装置处接收的信号，每个电力装置重复从其它电力装置接收的所有消息，从而减小所需信号电力幅度。连接到数据采集点的电力装置可物理上最接近数据采集点，且可在显著低于电力装置将另外彼此需要的幅度的幅度下传输数据，从而仍实现由收集数据的装置接收消息。在一些实施例中，连接到数据采集点的电力装置可在足以横穿若干PV电力装置的幅度下传输数据。在增大的幅度下传输数据的一个可能优点可为在中间装置故障的情况下实现连续通信。再次参考图11B，PV电力装置1002a可使用经由旁通路径116b的点对点电力线通信(PTPPLC)与PV电力装置1002b通信。在一些实施例中(例如，每个PV电力装置1002具有类似于或相同于图10A的电路系统140a的电路系统)，通信可为单向的(例如，电力装置1002b能够将数据发送到电力装置1002a，而电力装置1002a可能不能够将数据发送到电力装置1002b)，且在一些实施例中(例如，每个PV电力装置1002具有类似于或相同于图10G的电路系统140a的电路系统)，通信可为双向的(例如，电力装置1003a和1003b可能够将数据发送到彼此)。系统电力装置1006(例如，DC-AC逆变器或汇流箱)可类似于图1A的系统电力装置110，且可耦合在接地总线与电力总线之间，且可包括数据收集装置(例如，存储器装置、控制器等——未明确描绘)。系统电力装置1006可进一步包括经耦合以经由电力总线和/或接地总线进行电力线通信的PLC装置1007。类似于本文中所公开的其它说明性实施例，类似于PV串1115的额外PV串(未明确描绘)可与PV串1115并联耦合，且耦合到系统电力装置1006。在实现单向PLC的一些实施例中，PV电力装置1002d可将数据传输到PV电力装置1002c，PV电力装置1002c可将数据传输到PV电力装置1002b，PV电力装置1002b可将数据传输到PV电力装置1002a，且PV电力装置1002a可将数据传输到系统电力装置1006。在实现双向PLC的一些实施例中，PV电力装置1002d可将数据传输到系统电力装置1006和PV电力装置1002c，PV电力装置1002c可将数据传输到PV电力装置1003d和1003b，等等。

系统电力装置1006可被配置成将命令传输到PV电力装置1002a到1002d和/或将数据发送到PV电力装置1002a到1002d。举例来说，方法1100的步骤1103可包括系统电力装置1006经由指示所选PV电力装置的ID编号的电力总线传输PLC信号。

在一些实施例中，由PV电力装置发送到相邻PV电力装置的消息可在显著低于可发送到系统电力装置(例如，1006)的消息的电力幅度下传输。举例来说，PV电力装置1002b与1002c之间的通信可利用比PV电力装置1002b与系统电力装置1006之间的通信低得多的电力，这归因于两个通信装置之间的距离短得多且电路的数目少得多。在PV电力装置(例如，1002b)故障的情况下，相邻于故障的PV电力装置的两个PV电力装置(例如，1002a和1002c)可经由PLC通信，其中PV电力装置1002b为PLC信号提供旁通路径。PV电力装置1002a与1002c之间的PLC可在相比于PV电力装置1002c直接传输到系统电力装置1006所需的幅度减小的幅度下进行。显著的电力节省可通过不尝试由并非物理上接近系统电力装置1006的PV电力装置将数据传输到系统电力装置1006来实现。此外，用于传输PLC消息的相关联电路系统的大小和成本可通过将所传输数据限制于较低电力幅度来显著减小。

现在参考图11C，图11C说明根据说明性实施例的点对点电力线线通信(PTPPLC)的方法。可在例如第一PV电力装置(例如，图11B的PV电力装置1002a)可将消息(例如，包括遥测数据或其它操作数据)发送到系统电力装置(例如，系统电力装置1006)时使用方法1130。在步骤1131处，第一PV电力装置(例如，1002a)产生待发送的消息。在步骤1132处，第一PV电力装置使用PTPPLC将消息传输到第二相邻PV电力装置(例如，1002b)。举例来说，消息可被编码为经由PV电力装置之间的第一旁通路径(例如，图11B的116b)传输的高频(例如，数十或数百kHz)信号。在一些实施例中，第一PV电力装置可通过PV发电器(例如，耦合在PV电力装置1002a与1002b之间的PV发电器101)将消息传输到第二PV电力装置。在步骤1133处，第二PV电力装置(例如，1002b)可接收经由旁通路径传输的消息，且可经由第二旁通路径(例如，116c)将消息重新传输到相邻于重新传输PV电力装置(例如，1002c)的第三PV电力装置。在步骤1134处，第三PV电力装置(例如，1002c)可接收经由第二旁通路径(例如，116c)重新发射的消息，且可第二次经由第三旁通路径(例如，116d)将消息重新传输到第三PV电力装置(例如，1002d)。PV串中的每个PV电力装置可从第一相邻PV电力装置接收消息，且将消息重新传输到第二相邻PV电力装置，直到消息由相邻或物理上紧密接近系统电力装置(例如，1006)的最终PV电力装置接收为止。在步骤1134处，最终PV电力装置(例如，1002d)可接收经由最终旁通路径传输的消息，且可经由电力总线将消息转发到系统电力装置(例如，1006)。在一些实施例中，通信连接可反向，即，第一PV电力装置(例如，1002a)可经由接地总线直接地与系统电力装置1006通信，其中由最终PV电力装置(例如，1002d)产生的消息通过间断的PV电力装置(例如，1002c、1002b和1002a)。在一些实施例中，第一PV电力装置和最终PV电力装置(例如，1002a和1002d)可经由接地总线或电力总线直接地与系统电力装置(例如，1006)通信，其中由中间PV电力装置(例如，1002b和1002c)产生的消息通过第一PV电力装置或最终PV电力装置(例如，1002a或1002d)以供传输到系统电力装置(例如，1006)。

说明性实施例可包含包括多个DC/DC转换器的系统，每个DC/DC转换器从光伏发电器接收电力，DC/DC转换器串联或并联耦合在接地总线与电力总线之间，DC/DC转换器被配置成输出时变DC电压。包括一组开关的系统电力装置耦合在接地总线与电力总线之间，且被配置成接收时变DC电压并输出AC电压。在一些实施例中，系统电力装置进一步包括滤波器、控制器和/或通信装置。在一些实施例中，控制器被配置成切换特征在于系统电力装置的开关。在一些实施例中，通信装置被配置成与特征在于PV电力装置的通信装置通信。在一些实施例中，系统电力装置进一步包括第二组开关，控制器被配置成响应于第一组开关中的一者或多者的故障而切换第二组开关。在一些实施例中，系统包含第二系统电力装置，所述第二系统电力装置可响应于第一系统电力装置的故障而操作。在一些实施例中，DC/DC转换器被配置成输出经同步的时变DC电压和电流信号。

在本文中所公开的说明性实施例中，使用光伏发电器来举例说明可利用所公开的新颖特征的电源。在一些实施例中，除了或代替光伏发电器，电源还可包含电池、超级电容器、风力涡轮机或水电涡轮机、燃料电池或其它能源。电源可为交流(AC)电源或直流(DC)电源。在一些实施例中，电池可同时用作电源且用作电力负载，且通过系统电源充电。电流路由方法和其它本文中所公开的技术可应用于替代电源，例如上文所列的那些电源，且将光伏发电器几乎独占地提及为电源并不意图在这方面进行限制。

应注意，本文中在元件之间阐述各种连接。一般地描述这些连接，并且，除非另外规定，否则这些连接可为直接或间接的；本说明书并不意图在这方面进行限制。此外，一个实施例的元件可与其它实施例的元件以适当的组合或子组合形式进行组合。举例来说，一个实施例的电力装置和电流路由元件可与其它实施例的电力装置和电流路由元件互换。举例来说，来自图1A的PV发电器101可与来自图5的PV发电器501和/或图10A到图10D和图10G的发电器101互换，且来自图1A、图1C和图1D的串105可与图2A的串205和/或图8的串805互换。

Claims (16)

1.一种电力系统，其包括：

多个电力装置，其按序列布置，其中所述多个电力装置中的每个电力装置包括输出端、输入端和共用端；以及

多个第一电流路径，其中，在按所述序列布置的所述电力装置的每个相邻对之间，所述多个第一电流路径中的一者将相邻对中的第一电力装置的所述输出端连接到所述相邻对中的第二电力装置的所述共用端，且其中所述相邻对中的所述第一电力装置的所述输出端被配置成由多个第二电流路径中的一者经由多个电源中的一者连接到所述相邻对中的所述第二电力装置的所述输入端。

2.根据权利要求1所述的电力系统，其中：

所述输出端包括：一个输出端子、两个输出端子、或输出导体和输出端子；并且

所述共用端包括：共用端子或共用导体。

3.根据权利要求1所述的电力系统，其进一步包括所述多个电源和所述多个第二电流路径，其中所述相邻对中的所述第一电力装置的所述输出端由所述多个第二电流路径中的一者经由所述多个电源中的一者连接到所述相邻对中的所述第二电力装置的所述输入端。

4.根据权利要求1所述的电力系统，其中所述多个电力装置中的每一者包括第二输入端，其中所述相邻对中的所述第一电力装置的所述输出端被配置成由多个第三电流路径中的一者经由所述多个电源中的另一者连接到所述相邻对中的所述第二电力装置的所述第二输入端。

5.根据权利要求4所述的电力系统，其进一步包括所述多个电源、所述多个第二电流路径和所述多个第三电流路径，其中所述相邻对中的所述第一电力装置的所述输出端由所述多个第二电流路径中的一者经由所述多个电源中的一者连接到所述相邻对中的所述第二电力装置的所述输入端，且其中所述相邻对中的所述第一电力装置的所述输出端由所述多个第三电流路径中的一者经由所述多个电源中的所述另一者连接到所述相邻对中的所述第二电力装置的所述第二输入端。

6.根据权利要求1所述的电力系统，其中所述多个第一电流路径被配置成携载直流电(DC)。

7.根据权利要求1所述的电力系统，其中所述多个第一电流路径被配置成携载交流电(AC)。

8.根据权利要求1所述的电力系统，其中所述电力装置的末端电力装置被布置在所述序列的末端，是相邻对中的仅一个相邻对中的所述第二电力装置，且具有连接到接地总线或电力总线的所述末端电力装置的所述输出端。

9.根据权利要求1所述的电力系统，其中所述电力装置的开端电力装置被布置在所述序列的开端，是相邻对中的仅一个相邻对中的所述第一电力装置，且经由分开的第三路径和第四路径连接到电力总线或接地总线，所述第三路径将所述开端电力装置的所述共用端连接到所述电力总线或所述接地总线，且所述第四路径经由所述电源中的另一者将所述开端电力装置的所述输入端连接到所述电力总线或所述接地总线。

10.根据权利要求1所述的电力系统，其中所述电源包括光伏发电器。

11.根据权利要求1所述的电力系统，其中所述电力装置中的每一者与所述电源中的一者集成以形成多个集成设备中的一者。

12.一种用于电力系统的方法，其包括：

按序列布置多个电力装置；以及

针对按所述序列布置的电力装置的每个相邻对，将从相邻对中的第一电力装置的输出端流动的电流分成沿至少两个路径流动到所述相邻对中的第二电力装置的至少两个部分，其中所述至少两个部分中的一者或多者流动通过多个电源中的相应的一个或多个电源，且所述至少两个部分中的一者旁通所述多个电源中的所述相应的一个或多个电源。

13.根据权利要求12所述的用于电力系统的方法，其包括在每个相邻对的所述第二电力装置中，合并在所述至少两个部分中从所述第一电力装置的所述输出端流动的所述电流。

14.根据权利要求12所述的用于电力系统的方法，其包括操作所述第一电力装置和所述第二电力装置以执行以下操作中的一者或多者：直流电到直流电(DC/DC)电力转换、直流电到交流电(DC/AC)电力转换、或交流电到交流电(AC/AC)电力转换。

15.根据权利要求12所述的用于电力系统的方法，其包括将所述第一电力装置和所述第二电力装置嵌入所述多个电源中的第一电源和第二电源中。

16.根据权利要求12所述的用于电力系统的方法，其中所述多个电源包括光伏发电器。

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