光伏系统、光伏组件的故障检测方法及装置与流程

1.本技术涉及光伏发电技术领域，尤其涉及一种光伏系统、光伏组件的故障检测方法及装置。


背景技术：

2.近年来，光伏装机量不断攀升，逐步成为主流发电技术。保证光伏系统长期可靠运行是行业关注的重点，因此光伏组件的健康状态检测尤为重要。
3.目前，光伏组件的故障检测主要采用电致发光(electro luminescence，el)检测方法，即利用晶体硅的电致发光原理，通过向光伏组件供电，同时利用高分辨率的近红外相机拍摄光伏组件的近红外图像，进而根据光伏组件的近红外图像是否正常判定光伏组件是否故障。
4.但是，上述el检测方法需要配备额外的图像采集设备和处理系统，例如近红外相机或者无人机，增加了检测成本。此外，不同类型的光伏组件发出的光频段不同，因此，不同类型的光伏组件需要的图像采集设备不完全相同，适用性差。


技术实现要素：

5.本技术提供了一种光伏系统、光伏组件的故障检测方法、光伏组件的故障检测装置以及光伏发电设备，无需增加任何检测设备和系统，也无需根据不同类型的光伏组件选择不同的检测设备，因此不仅可有效降低检测成本，还可有效覆盖所有需要进行光伏组件故障检测的光伏系统，适用性强。
6.第一方面，本技术提供了一种光伏系统，该光伏系统包括光伏组件和光伏发电设备，光伏组件连接光伏发电设备的输入端，光伏发电设备的输出端连接电网。光伏发电设备基于光伏组件在至少一个测量频率中各测量频率的输出电压和输出电流，确定光伏组件在各测量频率的等效阻抗，并获取光伏组件在各测量频率的阻抗偏差，其中，光伏组件在各测量频率的阻抗偏差为光伏组件在各测量频率的等效阻抗与在各测量频率的标准等效阻抗之间的阻抗偏差。在光伏组件在各测量频率的阻抗偏差中存在大于阻抗偏差阈值的阻抗偏差的情况下，对光伏组件进行iv曲线扫描，并获取光伏组件的iv曲线扫描数据。进而，在光伏组件的iv曲线扫描数据与iv曲线标准数据之间的偏差大于偏差阈值的情况下，确定光伏组件故障。由于光伏组件的整个故障检测过程，是由光伏系统中已有的光伏发电设备完成的，无需增加任何检测设备和系统，也无需根据不同类型的光伏组件选择不同的检测设备，因此不仅可有效降低检测成本，还可有效覆盖所有需要进行光伏组件故障检测的光伏系统，适用性强。
7.结合第一方面，在第一种可能的实施方式中，光伏发电设备根据第一参考电压和至少一个测量频率的交流测量信号生成第一驱动信号，并根据第一驱动信号控制光伏组件的输出电压，第一参考电压为光伏供电设备在向电网供电状态下的参考输入电压。之后，光伏发电设备获取在第一驱动信号控制下光伏组件在至少一个测量频率中各测量频率的输
出电压和输出电流。进而可在向电网正常供电的基础上，通过在光伏组件的输出电压和输出电流上叠加至少一个测量频率的交流测量信号的方式，获取光伏组件在至少一个测量频率中各测量频率的输出电压和输出电流，并不会影响光伏发电设备所在光伏系统的发电量。此外，本实施方式是通过一次集中注入多个不同测量频率的交流测量信号的方式来获取光伏组件在各测量频率的输出电压和输出电流，相比分批次注入多个不同测量频率的交流测量信号的方式而言，可有效减少光伏发电设备的工作量，提高光伏发电设备的工作效率，适用性强。
8.结合第一方面第一种可能的实施方式，在第二种可能的实施方式中，在至少一个测量频率均小于频率阈值的情况下，将第一参考电压和至少一个测量频率的交流测量信号叠加得到第二参考电压；并根据第二参考电压和光伏组件的当前输出电压生成第一调制波，进而根据第一调制波生成第一驱动信号。可以理解的，在交流测量信号对应的至少一个测量频率均小于频率阈值的情况下，由于是采用闭环注入交流测量信号方式生成第一驱动信号，因此可有效提高控制精度。
9.结合第一方面第一种可能的实施方式，在第三种可能的实施方式中，在至少一个测量频率均大于或者等于频率阈值的情况下，根据第一参考电压和光伏组件的当前输出电压生成第二调制波；并将第二调制波和至少一个测量频率的交流测量信号叠加得到第三调制波，进而根据第三调制波生成第一驱动信号。可以理解的，由于光伏发电设备内部的控制器中有低通滤波器，因此采用本实施方式中生成第一驱动信号的方式，可有效避免高频交流测量信号(即频率大于或者等于频率阈值的交流测量信号)被控制器中的低通滤波器滤掉的情况，从而保证第一驱动信号中保留有完整的高频交流测量信号。
10.结合第一方面，在第四种可能的实施方式中，光伏发电设备分别根据第一参考电压和至少一个测量频率中各测量频率的交流测量信号生成至少一个测量频率中各测量频率对应的驱动信号，并根据至少一个测量频率中各测量频率对应的驱动信号控制光伏组件的输出电压，第一参考电压为光伏供电设备在向电网供电状态下的参考输入电压。之后，光伏发电设备获取在至少一个测量频率中各测量频率对应的驱动信号控制下，光伏组件在至少一个测量频率中各测量频率的输出电压和输出电流。由于光伏组件在上述多个测量频率中各测量频率的输出电压和输出电流均是通过依次注入各测量频率的交流测量信号后计算得到的，因此该方式为分批次注入(交流测量信号)方式。相比一次集中注入多个不同测量频率的交流测量信号的方式而言，本实施方式无需对多个测量频率中各测量频率的大小进行限制，适用性强。
11.结合第一方面第四种可能的实施方式，在第五种可能的实施方式中，在交流测量信号对应的测量频率小于频率阈值的情况下，光伏发电设备分别将第一参考电压和至少一个测量频率中各测量频率的交流测量信号叠加得到至少一个测量频率中各测量频率对应的第三参考电压；并分别根据光伏组件的当前输出电压和各测量频率对应的第三参考电压生成各测量频率对应的第四调制波，进而根据各测量频率对应的第四调制波生成各测量频率对应的驱动信号。在交流测量信号对应的测量频率小于频率阈值的情况下，由于是采用闭环注入交流测量信号方式生成各测量频率对应的驱动信号，因此可有效提高控制精度。
12.结合第一方面第四种可能的实施方式，在第六种可能的实施方式中，在交流测量信号对应的测量频率大于或者等于频率阈值的情况下，光伏发电设备根据第一参考电压和
光伏组件的当前输出电压生成第五调制波；并分别将第五调制波和至少一个测量频率中的各测量频率的交流测量信号叠加得到各测量频率对应的第六调制波，进而根据各测量频率对应的第六调制波生成各测量频率对应的驱动信号。由于光伏发电设备内部的控制器中有低通滤波器，因此采用本实施方式中生成各高频测量频率(即大于或者等于频率阈值的测量频率)对应的驱动信号的方式，可有效避免高频交流测量信号(即测量频率大于或者等于频率阈值的交流测量信号)被控制器中的低通滤波器滤掉的情况，从而保证各高频测量频率对应的驱动信号中保留有完整的高频交流测量信号。
13.结合第一方面第一种可能的实施方式至第六种可能的实施方式，在第七种可能的实施方式中，光伏发电设备确定光伏发电设备的当前工作状态，并根据光伏发电设备的当前工作状态确定第一参考电压，该第一参考电压为光伏发电设备处于限功率工作状态下的参考输入电压，或者光伏发电设备处于非限功率工作状态下的参考输入电压。可以理解的，第一参考电压随着光伏发电设备的当前工作状态(即限功率工作状态或者非限功率工作状态)的变化而变化，因此可有效满足光伏发电设备处于不同工作状态下向电网供电的需求，灵活性高。
14.结合第一方面至第七种可能的实施方式，在第八种可能的实施方式中，光伏发电设备在光伏组件在各测量频率的阻抗偏差中，存在m个大于阻抗偏差阈值的阻抗偏差且m大于数量阈值，则对光伏组件进行iv曲线扫描，数量阈值为正整数。可以理解的，光伏发电设备在多个阻抗偏差中存在多个大于阻抗偏差阈值的阻抗偏差的情况下，确定光伏组件存在故障风险，进而对存在故障风险的光伏组件进行iv曲线扫描，因此可有效减少iv曲线扫描次数，从而减小检测时的功率波动，进而提高光伏系统的发电量。
15.结合第一方面至第八种可能的实施方式，在第九种可能的实施方式中，光伏发电设备将下降阶段扫描周期内光伏组件的下降阶段扫描数据，与上升阶段扫描周期内光伏组件的上升阶段扫描数据进行比对，并根据比对结果输出光伏组件的iv曲线扫描数据，其中，下降阶段扫描周期与上升阶段扫描周期构成光伏组件的iv曲线扫描周期。可以理解的，光伏发电设备通过比对下降阶段扫描数据和上升阶段扫描数据的方式得到光伏组串的iv曲线扫描数据，可有效解决iv曲线扫描过程由于光照变化导致的光伏组件的iv曲线扫描结果准确度较低的问题，从而提高光伏组件iv曲线扫描结果的准确性。
16.结合第一方面至第九种可能的实施方式，在第十种可能的实施方式中，光伏发电设备为dc/dc变换器，电网为直流电网，光伏系统还包括直流母线，dc/dc变换器的输出端通过直流母线连接直流电网。
17.结合第一方面至第九种可能的实施方式，在第十一种可能的实施方式中，光伏系统还包括逆变器和直流母线，光伏发电设备为dc/dc变换器，电网为交流电网，dc/dc变换器的输出端和逆变器的输入端并联至直流母线，逆变器的输出端连接交流电网。
18.结合第一方面至第九种可能的实施方式，在第十二种可能的实施方式中，光伏发电设备为逆变器，电网为交流电网。
19.第二方面，本技术提供了一种光伏组件的故障检测方法，该光伏发电设备的输入端连接光伏组件，光伏发电设备的输出端连接电网。该方法包括：基于光伏组件在至少一个测量频率中各测量频率的输出电压和输出电流，确定光伏组件在各测量频率的等效阻抗，并获取光伏组件在各测量频率的阻抗偏差，其中，光伏组件在各测量频率的阻抗偏差为光
伏组件在各测量频率的等效阻抗与在各测量频率的标准等效阻抗之间的阻抗偏差；在光伏组件在各测量频率的阻抗偏差中存在大于阻抗偏差阈值的阻抗偏差的情况下，对光伏组件进行iv曲线扫描，并获取光伏组件的iv曲线扫描数据；在光伏组件的iv曲线扫描数据与iv曲线标准数据之间的偏差大于偏差阈值的情况下，确定光伏组件故障。
20.结合第二方面，在第一种可能的实施方式中，根据第一参考电压和至少一个测量频率的交流测量信号生成第一驱动信号，并根据第一驱动信号控制光伏组件的输出电压，第一参考电压为光伏供电设备在向电网供电状态下的参考输入电压。之后，光伏发电设备获取在第一驱动信号控制下光伏组件在至少一个测量频率中各测量频率的输出电压和输出电流。
21.结合第二方面第一种可能的实施方式，在第二种可能的实施方式中，在至少一个测量频率均小于频率阈值的情况下，将第一参考电压和至少一个测量频率的交流测量信号叠加得到第二参考电压；并根据第二参考电压和光伏组件的当前输出电压生成第一调制波，进而根据第一调制波生成第一驱动信号。
22.结合第二方面第一种可能的实施方式，在第三种可能的实施方式中，在至少一个测量频率均大于或者等于频率阈值的情况下，根据第一参考电压和光伏组件的当前输出电压生成第二调制波；并将第二调制波和至少一个测量频率的交流测量信号叠加得到第三调制波，进而根据第三调制波生成第一驱动信号。
23.结合第二方面，在第四种可能的实施方式中，分别根据第一参考电压和至少一个测量频率中各测量频率的交流测量信号生成至少一个测量频率中各测量频率对应的驱动信号，并根据至少一个测量频率中各测量频率对应的驱动信号控制光伏组件的输出电压，第一参考电压为光伏供电设备在向电网供电状态下的参考输入电压。之后，获取在至少一个测量频率中各测量频率对应的驱动信号控制下，光伏组件在至少一个测量频率中各测量频率的输出电压和输出电流。
24.结合第二方面第四种可能的实施方式，在第五种可能的实施方式中，在交流测量信号对应的测量频率小于频率阈值的情况下，分别将第一参考电压和至少一个测量频率中各测量频率的交流测量信号叠加得到至少一个测量频率中各测量频率对应的第三参考电压；并分别根据光伏组件的当前输出电压和各测量频率对应的第三参考电压生成各测量频率对应的第四调制波，进而根据各测量频率对应的第四调制波生成各测量频率对应的驱动信号。
25.结合第二方面第四种可能的实施方式，在第六种可能的实施方式中，在交流测量信号对应的测量频率大于或者等于频率阈值的情况下，根据第一参考电压和光伏组件的当前输出电压生成第五调制波；并分别将第五调制波和至少一个测量频率中的各测量频率的交流测量信号叠加得到各测量频率对应的第六调制波，进而根据各测量频率对应的第六调制波生成各测量频率对应的驱动信号。
26.结合第二方面第一种可能的实施方式至第六种可能的实施方式，在第七种可能的实施方式中，确定光伏发电设备的当前工作状态，并根据光伏发电设备的当前工作状态确定第一参考电压，该第一参考电压为光伏发电设备处于限功率工作状态下的参考输入电压，或者光伏发电设备处于非限功率工作状态下的参考输入电压。
27.结合第二方面至第七种可能的实施方式，在第八种可能的实施方式中，在光伏组
件在各测量频率的阻抗偏差中，存在m个大于阻抗偏差阈值的阻抗偏差且m大于数量阈值，则对光伏组件进行iv曲线扫描，数量阈值为正整数。
28.结合第二方面至第八种可能的实施方式，在第九种可能的实施方式中，将下降阶段扫描周期内光伏组件的下降阶段扫描数据，与上升阶段扫描周期内光伏组件的上升阶段扫描数据进行比对，并根据比对结果输出光伏组件的iv曲线扫描数据，其中，下降阶段扫描周期与上升阶段扫描周期构成光伏组件的iv曲线扫描周期。
29.第三方面，本技术提供了一种光伏组件的故障检测装置，该装置位于光伏发电设备内，该装置可以为光伏发电设备中的控制器，该装置包括：
30.等效阻抗确定模块，用于基于光伏组件在至少一个测量频率的输出电压和输出电流，确定光伏组件在至少一个测量频率的等效阻抗；
31.阻抗偏差获取模块，用于获取光伏组件在各测量频率的阻抗偏差，其中，光伏组件在各测量频率的阻抗偏差为光伏组件在各测量频率的等效阻抗与在各测量频率的标准等效阻抗之间的阻抗偏差；
32.iv曲线获取模块，用于在光伏组件在各测量频率的阻抗偏差中存在大于阻抗偏差阈值的阻抗偏差的情况下，对光伏组件进行iv曲线扫描，并获取光伏组件的iv曲线扫描数据；
33.故障确定模块，用于在光伏组件的iv曲线扫描数据与iv曲线标准数据之间的偏差大于偏差阈值的情况下，确定光伏组件故障。
34.结合第三方面，在第一种可能的实施方式中，该装置还包括：
35.控制模块，用于根据第一参考电压和至少一个测量频率的交流测量信号生成第一驱动信号，并根据第一驱动信号控制光伏组件的输出电压，第一参考电压为光伏发电设备在向电网供电状态下的参考输入电压；
36.获取模块，用于获取在第一驱动信号控制下光伏组件在至少一个测量频率的输出电压和输出电流；
37.结合第三方面第一种可能的实施方式，在第二种可能的实施方式中，该控制模块包括：
38.第一叠加单元，用于将第一参考电压和至少一个测量频率的交流测量信号叠加得到第二参考电压；
39.第一控制单元，用于根据第二参考电压和光伏组件的当前输出电压生成第一调制波；
40.第一调制单元，用于根据第一调制波生成第一驱动信号。
41.结合第三方面第一种可能的实施方式，在第三种可能的实施方式中，该控制模块包括：
42.第一控制单元，用于根据第一参考电压和光伏组件的当前输出电压生成第二调制波；
43.第二叠加单元，用于将第二调制波和至少一个测量频率的交流测量信号叠加得到第三调制波；
44.第一调制单元，用于根据第三调制波生成第一驱动信号。
45.结合第三方面，在第四种可能的实施方式中，该装置还包括：
46.控制模块，用于分别根据第一参考电压和至少一个测量频率中各测量频率的交流测量信号生成至少一个测量频率中各测量频率对应的驱动信号，并根据至少一个测量频率中各测量频率对应的驱动信号控制光伏组件的输出电压，第一参考电压为光伏供电设备在向电网供电状态下的参考输入电压；
47.获取模块，用于获取在至少一个测量频率中各测量频率对应的驱动信号控制下，光伏组件在至少一个测量频率中各测量频率的输出电压和输出电流。
48.结合第三方面第四种可能的实施方式，在第五种可能的实施方式中，该控制模块包括：
49.第一叠加单元，用于分别将第一参考电压和至少一个测量频率中各频率的交流测量信号叠加得到至少一个测量频率中各测量频率对应的第三参考电压；
50.第一控制单元，用于分别根据光伏组件的当前输出电压和各测量频率对应的第三参考电压生成各测量频率对应的第四调制波；
51.第一调制单元，用于根据各测量频率对应的第四调制波生成各测量频率对应的驱动信号。
52.结合第三方面第四种可能的实施方式，在第六种可能的实施方式中，该控制模块包括：
53.第一控制单元，用于根据第一参考电压和光伏组件的当前输出电压生成第五调制波；
54.第二叠加单元，用于分别将第五调制波和至少一个测量频率中的各测量频率的交流测量信号叠加得到各测量频率对应的第六调制波；
55.第一调制单元，用于根据各测量频率对应的第六调制波生成各测量频率对应的驱动信号。
56.结合第三方面第一种可能的实施方式至第三方面第六种可能的实施方式中任一种，在第七种可能的实施方式中，该装置还包括：
57.第一确定模块，用于确定光伏供电设备的当前工作状态，并根据光伏供电设备的当前工作状态确定第一参考电压，第一参考电压为光伏供电设备处于限功率工作状态下的参考输入电压，或者光伏供电设备处于非限功率工作状态下的参考输入电压。
58.结合第三方面至第三方面第七种可能的实施方式中任一种，在第八种可能的实施方式中，该iv曲线获取模块用于：在光伏组件在至少一个测量频率的阻抗偏差中，存在m个大于阻抗偏差阈值的阻抗偏差且m大于数量阈值，则对光伏组件进行iv曲线扫描，数量阈值为正整数。
59.结合第三方面至第三方面第八种可能的实施方式中任一种，在第九种可能的实施方式中，该iv曲线获取模块用于：将下降阶段扫描周期内光伏组件的下降阶段扫描数据，与上升阶段扫描周期内光伏组件的上升阶段扫描数据进行比对，并根据比对结果输出光伏组件的iv曲线扫描数据，其中，下降阶段扫描周期与上升阶段扫描周期构成光伏组件的iv曲线扫描周期。
60.第四方面，本技术提供了一种光伏发电设备，该光伏发电设备的输入端连接光伏组件，输出端连接电网，该光伏发电设备包括控制器和供电电路。其中，供电电路的输入端连接光伏供电设备的输入端，供电电路的输出端连接光伏供电设备的输出端，供电电路用
于将光伏发电设备的输入端电压变换为光伏供电设备的输出端电压；控制器基于光伏组件在至少一个测量频率中各测量频率的输出电压和输出电流，确定光伏组件在各测量频率的等效阻抗；获取光伏组件在各测量频率的阻抗偏差，其中，光伏组件在各测量频率的阻抗偏差为光伏组件在各测量频率的等效阻抗与在各测量频率的标准等效阻抗之间的阻抗偏差；在光伏组件在各测量频率的阻抗偏差中存在大于阻抗偏差阈值的阻抗偏差的情况下，对光伏组件进行iv曲线扫描，并获取光伏组件的iv曲线扫描数据；在光伏组件的iv曲线扫描数据与iv曲线标准数据之间的偏差大于偏差阈值的情况下，确定光伏组件故障。
61.结合第四方面，在第一种可能的实施方式中，控制器根据第一参考电压和至少一个测量频率的交流测量信号生成第一驱动信号，并根据第一驱动信号控制光伏组件的输出电压，第一参考电压为光伏供电设备在向电网供电状态下的参考输入电压。之后，控制器获取在第一驱动信号控制下光伏组件在至少一个测量频率中各测量频率的输出电压和输出电流。
62.结合第四方面第一种可能的实施方式，在第二种可能的实施方式中，在至少一个测量频率均小于频率阈值的情况下，控制器将第一参考电压和至少一个测量频率的交流测量信号叠加得到第二参考电压；并根据第二参考电压和光伏组件的当前输出电压生成第一调制波，进而根据第一调制波生成第一驱动信号。
63.结合第四方面第一种可能的实施方式，在第三种可能的实施方式中，在至少一个测量频率均大于或者等于频率阈值的情况下，控制器根据第一参考电压和光伏组件的当前输出电压生成第二调制波；并将第二调制波和至少一个测量频率的交流测量信号叠加得到第三调制波，进而根据第三调制波生成第一驱动信号。
64.结合第四方面，在第四种可能的实施方式中，控制器分别根据第一参考电压和至少一个测量频率中各测量频率的交流测量信号生成至少一个测量频率中各测量频率对应的驱动信号，并根据至少一个测量频率中各测量频率对应的驱动信号控制光伏组件的输出电压，第一参考电压为光伏供电设备在向电网供电状态下的参考输入电压。之后，控制器获取在至少一个测量频率中各测量频率对应的驱动信号控制下，光伏组件在至少一个测量频率中各测量频率的输出电压和输出电流。
65.结合第四方面第四种可能的实施方式，在第五种可能的实施方式中，在交流测量信号对应的测量频率小于频率阈值的情况下，控制器分别将第一参考电压和至少一个测量频率中各测量频率的交流测量信号叠加得到至少一个测量频率中各测量频率对应的第三参考电压；并分别根据光伏组件的当前输出电压和各测量频率对应的第三参考电压生成各测量频率对应的第四调制波，进而根据各测量频率对应的第四调制波生成各测量频率对应的驱动信号。
66.结合第四方面第四种可能的实施方式，在第六种可能的实施方式中，在交流测量信号对应的测量频率大于或者等于频率阈值的情况下，控制器根据第一参考电压和光伏组件的当前输出电压生成第五调制波；并分别将第五调制波和至少一个测量频率中的各测量频率的交流测量信号叠加得到各测量频率对应的第六调制波，进而根据各测量频率对应的第六调制波生成各测量频率对应的驱动信号。
67.结合第四方面第一种可能的实施方式至第六种可能的实施方式，在第七种可能的实施方式中，控制器确定光伏发电设备的当前工作状态，并根据光伏发电设备的当前工作
状态确定第一参考电压，该第一参考电压为光伏发电设备处于限功率工作状态下的参考输入电压，或者光伏发电设备处于非限功率工作状态下的参考输入电压。
68.结合第四方面至第七种可能的实施方式，在第八种可能的实施方式中，控制器在光伏组件在各测量频率的阻抗偏差中，存在m个大于阻抗偏差阈值的阻抗偏差且m大于数量阈值，则对光伏组件进行iv曲线扫描，数量阈值为正整数。
69.结合第一方面至第八种可能的实施方式，在第九种可能的实施方式中，控制器将下降阶段扫描周期内光伏组件的下降阶段扫描数据，与上升阶段扫描周期内光伏组件的上升阶段扫描数据进行比对，并根据比对结果输出光伏组件的iv曲线扫描数据，其中，下降阶段扫描周期与上升阶段扫描周期构成光伏组件的iv曲线扫描周期。
70.应理解的是，本技术上述多个方面的实现和有益效果可互相参考。
附图说明
71.图1是本技术提供的光伏系统的应用场景示意图；
72.图2是本技术提供的光伏系统的一结构示意图；
73.图3是本技术提供的光伏组件的故障检测装置的一结构示意图；
74.图4是本技术提供的光伏组件的故障检测装置的另一结构示意图；
75.图5是本技术提供的光伏系统的另一结构示意图；
76.图6是本技术提供光伏系统的另一结构示意图；
77.图7是本技术提供的故障检测过程中光伏组件的输出电压和输出电流的一波形示意图；
78.图8是本技术提供的故障检测过程中光伏组件的输出电压和输出电流的另一波形示意图；
79.图9是本技术提供的光伏系统的另一结构示意图；
80.图10是本技术提供的光伏系统的另一结构示意图；
81.图11是本技术提供的光伏系统另一结构示意图；
82.图12是本技术提供的光伏系统又一结构示意图；
83.图13是本技术提供的光伏组件的故障检测方法的流程示意图。
具体实施方式
84.本技术提供的光伏系统可适用于不同的应用场景，比如，光伏供电场景、光储混合供电场景等。其中，光伏供电场景中，供电电源为光伏组件；光储混合供电场景中，供电电源包括光伏组件和储能电池组串。下面以光伏供电场景为例进行说明。
85.参见图1，图1是本技术提供的光伏系统的应用场景示意图。本技术提供的光伏系统包括光伏组件和光伏发电设备，光伏发电设备的输入端连接光伏组件，输出端连接电网。在光伏供电场景下，光伏发电设备可以为图1所示的dc/dc变换器，电网可以为图1所示的交流电网。光伏系统还包括逆变器，dc/dc变换器的输出端连接逆变器的输入端，逆变器的输出端连接至交流电网或者家用设备。可选的，这里与dc/dc变换器输入端相连的光伏组件的数量还可以是多个，多个光伏组件可串联和/或并联后与dc/dc变换器相连。在光伏系统开始运行后，dc/dc变换器可将与其输入端相连的光伏组件产生的直流电经过直流变换成电
压为预设值的直流电，并将该直流电输出至逆变器，逆变器将dc/dc变换器输出的直流电逆变为交流电，进而实现对交流电网或者交流负载(如家用设备)等多种类型的用电设备进行供电。在光伏系统向用电设备供电过程中需要对光伏组件进行故障检测时，dc/dc变换器基于光伏组件在第一频率的输出电压和输出电流确定光伏组件在第一频率的等效阻抗。在光伏组件在第一频率的等效阻抗与在第一频率的标准等效阻抗之间的阻抗偏差大于阻抗偏差阈值的情况下，对光伏组件进行iv曲线(即电流-电压曲线)扫描，并获取光伏组件的iv曲线扫描数据。进而在光伏组件的iv曲线扫描数据与iv曲线标准数据之间的偏差大于偏差阈值的情况下，确定光伏组件故障。相比上述el检测方法而言，本技术提供的光伏组件的故障检测方法，只需依靠光伏系统中与光伏组件相连的dc/dc变换器即可实现，无需增加任何设备和系统，也无需根据不同类型的光伏组件选择不同的检测设备，因此不仅可有效降低检测成本，还可有效覆盖各种类型的光伏系统，如大型光伏系统(即大型光伏电站)和小型光伏系统(即住宅光伏系统)，适用性强。上述只是对本技术提供的光伏系统的应用场景进行示例，而非穷举，本技术不对应用场景进行限制。
86.下面结合图2至图12对本技术提供的光伏系统和光伏发电设备的工作原理进行示例说明。
87.参见图2，图2是本技术提供的光伏系统的一结构示意图。如图2所示，光伏系统1包括光伏组件10和光伏发电设备11，光伏发电设备11的输入端连接光伏组件10，输出端连接电网。其中，光伏发电设备11包括供电电路111和控制器112，供电电路111的输入端连接光伏发电设备11的输入端，供电电路111的输出端连接光伏发电设备11的输出端，供电电路111用于将光伏发电设备11的输入端电压转换为光伏发电设备11的输出端电压，示例性的，在光伏发电设备11需要向电网供电的情况下，光伏发电设备11通过控制供电电路111将光伏组件10的输出电压变换为光伏发电设备11在向电网供电状态下的输出电压。
88.在一可选实施方式中，光伏发电设备11在需要对光伏组件10进行故障检测时，控制器112基于光伏组件10在至少一个测量频率中各测量频率的输出电压和输出电流，确定光伏组件10在各测量频率的等效阻抗，并计算光伏组件10在各测量频率的等效阻抗与在各测量频率的标准等效阻抗之间的阻抗偏差，得到光伏组件10在各测量频率的阻抗偏差。在光伏组件10在各测量频率的阻抗偏差中存在大于阻抗偏差阈值的阻抗偏差的情况下，控制器112对光伏组件10进行iv曲线扫描，并获取光伏组件10的iv曲线扫描数据。进而在光伏组件的iv曲线扫描数据与iv曲线标准数据之间的偏差大于偏差阈值的情况下，控制器112确定光伏组件10故障。
89.本技术提供的控制器112可以为光伏组件10的故障检测装置。为了方便描述，请参见图3，图3是本技术提供的光伏组件的故障检测装置的一结构示意图。如图3所示，该故障检测装置包括等效阻抗确定模块1121、阻抗偏差获取模块1122、iv曲线获取模块1123和故障确定模块1124。
90.具体的，在需要对光伏组件10进行故障检测时，等效阻抗确定模块1121基于光伏组件10在n个测量频率(即ω1,
……
,ωn)中各测量频率ωj的输出电压v(ωj)和输出电流i(ωj)，计算得到光伏组件10在各测量频率ωj的等效阻抗z(ωj)＝v(ωj)/i(ωj)，并将光伏组件10在各测量频率ωj的等效阻抗z(ωj)输出至阻抗偏差获取模块1122。其中，1≤j≤n，n为正整数。阻抗偏差获取模块1122计算光伏组件10在各测量频率ωj的等效阻抗z(ωj)与在
各测量频率ωj的标准等效阻抗z
ref
(ωj)之间的阻抗偏差，得到光伏组件10在各测量频率ωj的阻抗偏差δz(ωj)＝|z(ωj)-z
ref
(ωj)|，并将各测量频率ωj的阻抗偏差δz(ωj)输出至iv曲线获取模块1123。iv曲线获取模块1123判断各测量频率ωj的阻抗偏差δz(ωj)中，即δz(ω1)，
……
，δz(ωn)，n个阻抗偏差中是否存在大于阻抗偏差阈值z
th
的阻抗偏差。若存在，则iv曲线获取模块1123生成iv曲线扫描驱动信号，并将iv曲线扫描驱动信号输出至供电电路111,以使供电电路111在iv曲线扫描驱动信号的控制下，控制光伏组件10的输出电压，从而完成光伏组件10的iv曲线扫描，并将获取到的光伏组件10的iv曲线扫描数据输出至故障确定模块1124。故障确定模块1124将光伏组件10的iv曲线扫描数据与iv曲线标准数据进行对比，从而得到光伏组件10的检测结果。具体的，在光伏组件10的iv曲线扫描数据与iv曲线标准数据之间的偏差大于偏差阈值的情况下，故障确定模块1124确定光伏组件10故障；否则，确定光伏组件10健康。
91.进一步地，请参见图4，图4是本技术提供的光伏组件的故障检测装置的另一结构示意图。如图4所示，光伏组件的故障检测装置还包括控制模块1125、获取模块1126和第一确定模块1127。其中，控制模块1125包括第一叠加单元11251、第一控制单元11252、第一调制单元11253、第二叠加单元11254和测量信号生成及位置选择单元11255，获取模块1126包括采样单元11261和第一滤波单元11262，iv曲线获取模块1123包括判断单元11231、第二控制单元11232、第二调制单元11233、第二滤波单元11264和iv曲线数据生成单元11265。需要说明的是，第二控制单元11232与第一控制单元11252可以为同一个控制单元，也可以为两个不同的控制单元；第二调制单元11233与第一调制单元11253可以为同一个调制单元，也可以为两个不同的调制单元，本技术对此不做限制。
92.在一可选实施方式中，控制模块1125根据第一参考电压v
ref1
和n个测量频率(即ω1,
……
,ωn)的交流测量信号生成第一驱动信号，并根据第一驱动信号控制光伏组件10的输出电压，其中，第一参考电压v
ref1
为光伏供电设备11在向电网供电状态下的参考输入电压。之后，获取模块1126获取在第一驱动信号控制下光伏组件10在n个测量频率中各测量频率ωj的输出电压v(ωj)和输出电流i(ωj)。
93.具体的，在光伏发电设备11需要对光伏组件10进行故障检测时，采样单元11261实时或者按照预设频率采集光伏组件10端口电压和端口电流，即光伏组件10与供电电路111连接端口的电压和电流，得到光伏组件10的当前输出电压v(t1)和当前输出电流i(t1)，并将采集到的v(t1)和i(t1)输入第一确定模块1127。第一确定模块1127确定光伏发电设备11的当前工作状态(即非限功率工作状态或者限功率工作状态)，并基于光伏发电设备11的当前工作状态、光伏组件10的当前输出电压v(t1)和当前输出电流i(t1)，确定第一参考电压v
ref1
，并将第一参考电压v
ref1
输出至第一叠加单元11251。其中，光伏发电设备11处于非限功率工作状态下光伏发电设备11执行最大功率点跟踪(maximum power point tracking，mppt)来最大化输出功率，光伏发电设备11处于限功率工作状态下光伏发电设备11主动限制输出功率。第一参考电压v
ref1
为光伏发电设备11在向电网供电状态下的参考输入电压，换句话说，可通过使光伏组件10的输出电压平均值维持等于v
ref1
的方式，维持光伏系统1的正常发电运行。
94.与此同时，测量信号生成及位置选择单元11255根据n个测量频率和n个测量频率中各测量频率ωj对应的交流测量信号幅值ak生成n个测量频率的交流测量信号，并根据n个
测量频率，选择n个测量频率的交流测量信号的叠加单元(即第一叠加单元11251或者第二叠加单元11254)，进而将n个测量频率的交流测量信号输出至第一叠加单元11251或者第二叠加单元11254。
95.具体来讲，在n个测量频率均小于频率阈值ωb的情况下，测量信号生成及位置选择单元11255将n个测量频率的交流测量信号的叠加单元确定为第一叠加单元11251，并将n个测量频率的交流测量信号输出至第一叠加单元11251，该方式称之为闭环注入(交流测量信号)方式；在n个测量频率均大于或者等于频率阈值ωb的情况下，测量信号生成及位置选择单元11255将n个测量频率的交流测量信号的叠加单元确定为第二叠加单元11254，并将n个测量频率的交流测量信号输出至第二叠加单元11254，该方式称之为开环注入(交流测量信号)方式。其中，频率阈值ωb的典型选择范围为供电电路111开关频率的1/10至1/5，注入的交流测量信号对应的测量频率不高于供电电路111开关频率的1/2。示例性的，供电电路111开关频率为40khz，频率阈值ωb为供电电路111开关频率的1/10，即4khz。
96.需要说明的是，在进行闭环注入时，交流测量信号幅值为测量频率的非增函数。示例性的，在以闭环注入方式注入第一测量频率ω1和第二测量频率ω2的交流测量信号时，若ω2大于ω1，则a2不大于a1，其中，a1为第一测量频率ω1对应的交流测量信号幅值，a2为第二测量频率ω2对应的交流测量信号幅值。这样可避免随着检测频率增大导致检测电流进一步增大从而危及光伏系统1安全的情况，进而提高光伏系统1的安全性。
97.在一可选实施例中，在测量信号生成及位置选择单元11255将n个测量频率的交流测量信号输出至第一叠加单元11251的情况下，第一叠加单元11251将第一参考电压v
ref1
和n个测量频率的交流测量信号叠加后得到第二参考电压v
ref2
，并将第二参考电压v
ref2
输出至第一控制单元11252。第一控制单元11252根据第二参考电压v
ref2
和光伏组件10的当前输出电压v(t1)生成第一调制波，并将第一调制波输出至第二叠加单元11254。第二叠加单元11254向第一调制单元11253输出第一调制波。第一调制单元11253根据第一调制波生成第一驱动信号。
98.在另一可选实施例中，在测量信号生成及位置选择单元11255将n个测量频率的交流测量信号输出至第二叠加单元11254的情况下，第一叠加单元11251向第一控制单元11252输出第一参考电压v
ref1
。第一控制单元11252根据第一参考电压v
ref1
和光伏组件10的当前输出电压v(t1)生成第二调制波，并将第二调制波输出至第二叠加单元11254。第二叠加单元11254将第二调制波和n个测量频率的交流测量信号叠加后得到第三调制波，并将第三调制波输出至第一调制单元11253。第一调制单元11253根据第三调制波生成第一驱动信号。
99.之后，第一调制单元11253将生成的第一驱动信号输出至供电电路111，该第一驱动信号用于控制供电电路111中半导体开关器件的开关状态，从而在光伏组件10端口电压产生交流测量信号，同时维持光伏组件10的输出电压平均值等于第一参考电压v
ref1
。
100.采样单元11261采集在第一驱动信号控制下预设时间间隔内光伏组件10的输出电压和输出电流，并将预设时间间隔内光伏组件10的输出电压和输出电流输出至第一滤波单元11262。第一滤波单元11262基于n个测量频率中的各测量频率ωj，对预设时间间隔内光伏组件10的输出电压和输出电流进行频域滤波，得到光伏组件10在n个测量频率中各测量频率ωj的输出电压v(ωj)和输出电流i(ωj)，并将光伏组件10在n个测量频率中各测量频
率ωj的输出电压v(ωj)和输出电流i(ωj)输出至等效阻抗确定模块1121。
101.可以理解的，需要获取光伏组件10在多个不同频率测量中各测量频率的输出电压和输出电流时，可通过一次集中注入多个不同测量频率的交流测量信号的方式实现，相比分批次注入多个不同测量频率的交流测量信号的方式而言，可有效减少故障测量装置的工作量，提高故障检测装置的工作效率。
102.在另一可选实施方式中，控制模块1125分别根据第一参考电压v
ref1
和n个测量频率中各测量频率的交流测量信号生成n个测量频率中各测量频率ωj对应的驱动信号，并根据n个测量频率中各测量频率ωj对应的驱动信号控制光伏组件10的输出电压，其中，第一参考电压v
ref1
为光伏供电设备10在向电网供电状态下的参考输入电压。之后，获取模块1126获取在n个测量频率中各测量频率ωj对应的驱动信号控制下，光伏组件10在n个测量频率中各测量频率ωj的输出电压v(ωj)和输出电流i(ωj)。
103.由于本实施方式中，光伏组件10在n个测量频率中各测量频率ωj的输出电压v(ωj)和输出电流i(ωj)的获取方式相同，为了方便理解，下面以第一测量频率ω1为例进行介绍。
104.具体的，在光伏发电设备11需要对光伏组件10进行故障检测时，采样单元11261实时或者按照预设频率采集光伏组件10端口电压和端口电流，即光伏组件10与供电电路111连接端口的电压和电流，得到光伏组件10的当前输出电压v(t1)和当前输出电流i(t1)，并将采集到的v(t1)和i(t1)输入第一确定模块1127。第一确定模块1127确定光伏发电设备11的当前工作状态，并基于光伏发电设备11的当前工作状态、光伏组件10的当前输出电压v(t1)和当前输出电流i(t1)，确定第一参考电压v
ref1
，并将第一参考电压v
ref1
输出至第一叠加单元11251。
105.与此同时，测量信号生成及位置选择单元11255根据第一测量频率ω1和第一测量频率ω1对应的交流测量信号幅值a1生成第一测量频率ω1的交流测量信号，并根据第一测量频率ω1，选择第一测量频率ω1的交流测量信号的叠加单元(即第一叠加单元11251或者第二叠加单元11254)，进而将第一测量频率ω1的交流测量信号输出至第一叠加单元11251或者第二叠加单元11254。
106.具体来讲，在第一测量频率ω1小于频率阈值ωb的情况下，测量信号生成及位置选择单元11255将第一测量频率ω1的交流测量信号的叠加单元确定为第一叠加单元11251，并将第一测量频率ω1的交流测量信号输出至第一叠加单元11251，该方式称之为闭环注入(交流测量信号)方式；在第一测量频率ω1大于或者等于频率阈值ωb的情况下，测量信号生成及位置选择单元11255将第一测量频率ω1的交流测量信号的叠加单元确定为第二叠加单元11254，并将第一测量频率ω1的交流测量信号输出至第二叠加单元11254，该方式称之为开环注入(交流测量信号)方式。
107.在一可选实施例中，在测量信号生成及位置选择单元11255将第一测量频率ω1的交流测量信号输出至第一叠加单元11251的情况下，第一叠加单元11251将第一参考电压v
ref1
和第一测量频率ω1的交流测量信号叠加后得到第一测量频率ω1对应的第三参考电压v
ref31
，并将第一测量频率ω1对应的第三参考电压v
ref31
输出至第一控制单元11252。第一控制单元11252根据第一测量频率ω1对应的第三参考电压v
ref31
和光伏组件10的当前输出电压v(t1)生成第一测量频率ω1对应的第四调制波，并将第一测量频率ω1对应的第四调制波
输出至第二叠加单元11254。第二叠加单元11254向第一调制单元11253输出第一测量频率ω1对应的第四调制波。第一调制单元11253根据第一测量频率ω1对应的第四调制波生成第一测量频率ω1对应的驱动信号。
108.在另一可选实施例中，在测量信号生成及位置选择单元11255将第一测量频率ω1的交流测量信号输出至第二叠加单元11254的情况下，第一叠加单元11251向第一控制单元11252输出第一参考电压v
ref1
。第一控制单元11252根据第一参考电压v
ref1
和光伏组件10的当前输出电压v(t1)生成第五调制波，并将第五调制波输出至第二叠加单元11254。第二叠加单元11254将第五调制波和第一测量频率ω1的交流测量信号叠加后得到第一测量频率ω1对应的第六调制波，并将第一测量频率ω1对应的第六调制波输出至第一调制单元11253。第一调制单元11253根据第一测量频率ω1对应的第六调制波生成第一测量频率ω1对应的驱动信号。
109.之后，第一调制单元11253将生成的第一测量频率ω1对应的驱动信号输出至供电电路111，该第一测量频率ω1对应的驱动信号用于控制供电电路111中半导体开关器件的开关状态，从而在光伏组件10端口电压产生交流测量信号，同时维持光伏组件10的输出电压平均值等于第一参考电压v
ref1
。
110.采样单元11261采集在第一测量频率ω1对应的驱动信号控制下第一时间间隔δt1内光伏组件10的输出电压和输出电流，并将第一时间间隔δt1内光伏组件10的输出电压和输出电流输出至第一滤波单元11262。第一滤波单元11262基于第一测量频率ω1，对第一时间间隔δt1内光伏组件10的输出电压和输出电流进行频域滤波，得到光伏组件10在第一测量频率ω1的输出电压v(ω1)和输出电流i(ω1)。
111.进而，光伏组件的故障检测装置可通过控制模块1125和获取模块1126，基于上述方式得到光伏组件10在n个测量频率中各测量频率ωj的输出电压v(ωj)和输出电流i(ωj)。之后，第一滤波单元11262将得到的光伏组件10在n个测量频率中各测量频率ωj的输出电压v(ωj)和输出电流i(ωj)输出至等效阻抗确定模块1121。
112.由于光伏组件10在上述多个测量频率中各测量频率的输出电压和输出电流均是通过依次注入各测量频率的交流测量信号后计算得到的，因此该方式为分批次注入(交流测量信号)方式。
113.需要说明的是，在分批次注入不同测量频率的交流测量信号时，开环注入方式和闭环注入方式不能同时进行，即在一次交流测量信号注入过程中该交流测量信号的叠加单元只能选择第一叠加单元11251和第二叠加单元11254中的一个。
114.可以理解的，需要获取光伏组件10在多个不同频率测量中各测量频率的输出电压和输出电流时，可通过分批次注入多个不同频率的交流测量信号的方式实现，相比一次集中注入多个不同测量频率的交流测量信号的方式而言，本实施方式无需对多个测量频率中各测量频率的大小进行限制，适用性强。
115.之后，等效阻抗确定模块1121基于光伏组件10在n个测量频率中各测量频率ωj的输出电压v(ωj)和输出电流i(ωj)，计算得到光伏组件10在各测量频率ωj的等效阻抗z(ωj)＝v(ωj)/i(ωj)，并将光伏组件10在各测量频率ωj的等效阻抗z(ωj)输出至阻抗偏差获取模块1122。
116.可以理解的，光伏组件的故障检测装置可通过控制模块1125和供电电路111实现
在向电网供电的基础上，实现对光伏组件10的交流测量信号注入，再通过获取模块1126和等效阻抗确定模块1121实现对光伏组件10的等效阻抗的测量，因此在光伏组件10等效阻抗测量时并不会影响光伏系统1的发电量。此外，由于离线式光伏组件阻抗测量方式中用到的阻抗分析仪的电压和电流等级有限，无法兼顾大型光伏系统(即大型光伏电站)以及小型光伏系统(即住宅光伏系统)的场景的电压和电流等级，而本技术通过光伏系统中与光伏组件相连的光伏发电设备即可实现对光伏组件的等效阻抗的测量。因此，本技术相比离线式光伏组件阻抗测量方式而言，无需增加硬件设备，还可兼顾所有光伏系统对应场景的电压和电流等级，适用性强。
117.阻抗偏差获取模块1122计算光伏组件10在各测量频率ωj的等效阻抗z(ωj)与在各测量频率ωj的标准等效阻抗z
ref
(ωj)之间的阻抗偏差，得到光伏组件10在各测量频率ωj的阻抗偏差δz(ωj)＝|z(ωj)-z
ref
(ωj)|，并将各测量频率ωj的阻抗偏差δz(ωj)输出至判断单元11231。
118.判断单元11231判断各测量频率ωj的阻抗偏差δz(ωj)中，即δz(ω1)，
……
，δz(ωn)，n个阻抗偏差中是否存在大于阻抗偏差阈值的阻抗偏差。若不存在，则判断单元11231确定光伏组件10健康。若存在，则判断单元11231确定光伏组件10存在故障风险，并向第二控制单元11232发送iv曲线扫描指令。
119.在一可选实施例中，在上述n个阻抗偏差中存在任意一个大于阻抗偏差阈值的阻抗偏差的情况下，判断单元11231确定光伏组件10存在故障风险。可以理解的，光伏组件的故障检测装置可基于一个大于阻抗偏差阈值中的阻抗偏差确定光伏组件10存在故障风险，可扩大存在故障风险的光伏组件的范围，因此可有效提高故障检测准确度。
120.在另一可选实施例中，在上述n个阻抗偏差中存在m个大于阻抗偏差阈值的阻抗偏差且m大于数量阈值的情况下，判断单元11231确定光伏组件10存在故障风险，其中，数量阈值为正整数。可以理解的，光伏组件的故障检测装置在上述n个阻抗偏差中存在多个大于阻抗偏差阈值的阻抗偏差的情况下，确定光伏组件10存在故障风险，进而对存在故障风险的光伏组件进行iv曲线扫描，因此可有效减少iv曲线扫描次数，从而减小检测时的功率波动，进而提高光伏系统1的发电量。
121.第二控制单元11232基于iv曲线扫描指令，根据扫描参考电压和光伏组件10的当前输出电压v(t1)，生成扫描调制波，并将扫描调制波输出至第二调制单元11233。第二调制单元11233根据扫描调制波生成iv曲线扫描驱动信号，并将iv曲线扫描驱动信号输出至供电电路111,以使供电电路111在iv曲线扫描驱动信号的控制下，控制光伏组件10的输出电压，从而完成光伏组件10的iv曲线扫描，并将获取到的光伏组件10的iv曲线扫描数据输出至故障确定模块1124。故障确定模块1124将光伏组件10的iv曲线扫描数据与iv曲线标准数据进行对比，从而得到光伏组件10的检测结果。
122.需要说明的是，本技术中光伏组件的故障检测装置获取光伏组件在各测量频率的输出电压和输出电流的方式不唯一，具体来讲，光伏组件在各测量频率的输出电压和输出电流可以由故障检测装置直接从具有光伏组件等效阻抗测量功能的其他设备处获取，也可以通过故障检测装置通过控制测量得到，本技术对此不做限制。
123.在本技术实施例中，光伏组件10的故障检测装置在确定光伏组件10的n个阻抗偏差中存在大于阻抗偏差阈值的偏差阻抗的情况下，对光伏组件10进行iv曲线扫描，进而根
据扫描得到光伏组件10的iv曲线扫描数据判断光伏组件10是否故障。由于光伏组件10的整个故障检测过程，是由光伏系统1中已有的光伏发电设备11完成的，无需增加任何检测设备和系统，也无需根据不同类型的光伏组件选择不同的检测设备，因此不仅可有效降低检测成本，还可有效覆盖所有需要进行光伏组件故障检测的光伏系统，适用性强。此外，与基于多次iv曲线扫描进行故障检测的方式相比，本实施例中是在光伏组件10的n个阻抗偏差中存在大于阻抗偏差阈值的偏差阻抗时，对光伏组件10进行iv曲线扫描，因此可有效减小iv曲线扫描次数，从而可有效减小检测时的功率波动，进而提高光伏系统1的发电量。
124.为了方便介绍，下面均以分批次注入两个不同测量频率中各测量频率的交流测量信号(即第一测量频率ω1的交流测量信号和第二测量频率ω2的交流测量信号)的方式为例，对光伏组件的故障检测方式进行介绍。
125.参见图5，图5是本技术提供的光伏系统的另一结构示意图。如图5所示，光伏系统1包括光伏组件10、dc/dc变换器和直流母线(即正直流母线bus 和负直流母线bus-)，光伏组件10连接dc/dc变换器的两个输入端i11 、i11-，dc/dc变换器的两个输出端o11 、o11-通过直流母线连接直流电网。在图5所示的光伏系统1中，本技术提供的光伏发电设备11为dc/dc变换器，该dc/dc变换器包括供电电路111和控制器112。其中，供电电路111的两个输入端i111 、i111-分别连接dc/dc变换器的两个输入端i11 、i11-，供电电路111的两个输出端o111 、o111-分别连接dc/dc变换器的两个输出端o11 、o11-。供电电路111可以为boost电路、buck电路或者buck-boost电路。
126.进一步地，为了方便描述，下面以供电电路111为boost电路为例进行介绍。请参见图6，图6是本技术提供光伏系统的另一结构示意图。如图6所示，供电电路111为由电容c1、c2、电感l、开关管q和二极管d构成的boost电路，图6所示的光伏组件的故障检测装置与图5所示的控制器112对应。
127.在一可选实施方式中，在光伏系统1开始工作后，dc/dc变换器执行mppt来最大化输出功率，此时dc/dc变换器处于非限功率工作状态。在需要对光伏组件10进行故障检测时，第一确定模块1127通过采样单元11261获取光伏组件10的当前输出电压v(t1)和当前输出电流i(t1)，并计算光伏组件10的当前输出功率。在光伏组件10的当前输出功率小于或者等于dc/dc变换器的最大输出功率的情况下，第一确定模块1127确定dc/dc变换器的当前工作状态为非限功率工作状态，并通过改变光伏组件10与供电电路111连接端口的电压(即光伏组件10的输出电压)进而改变光伏组件10的输出功率，并将多个改变后的光伏组件10的输出功率中的最大值对应的光伏组件10的输出电压确定为第一参考电压v
ref1
。
128.在另一可选实施方式中，在光伏系统1开始工作后，dc/dc变换器根据接收到的限功率指令处于限功率工作状态。在需要对光伏组件10进行故障检测时，第一确定模块1127通过采样单元11261获取光伏组件10的当前输出电压v(t1)和当前输出电流i(t1)，并计算光伏组件10的当前输出功率。在光伏组件10的当前输出功率大于dc/dc变换器的最大输出功率的情况下，第一确定模块1127确定dc/dc变换器的当前工作状态为限功率工作状态。第一确定模块1127根据光伏组件10的当前输出功率p和参考输出功率p
ref
，计算得到输出功率误差δp＝p
ref-p，并将输出功率误差δp输出至第一确定模块1127中的功率控制器，如比例积分(proportional-integral，pi)控制器。功率控制器根据输出功率误差δp输出第一参考电压v
ref1
。
129.可以理解的，第一参考电压v
ref1
与dc/dc变换器的当前工作状态对应，可有效避免第一参考电压v
ref1
与dc/dc变换器的当前工作状态不对应，导致无法满足dc/dc变换器处于不同工作状态下向电网正常供电的需求，因此可提高光伏系统1的稳定性，适用性强。
130.第一确定模块1127在确定第一参考电压v
ref1
后，将第一参考电压v
ref1
输出至第一叠加单元11251。
131.与此同时，测量信号生成及位置选择单元11255根据第一测量频率ω1和第一幅值a1生成第一测量频率ω1的交流测量信号。假设第一测量频率ω1小于频率阈值ωb，则测量信号生成及位置选择单元11255确定第一叠加单元11251为第一测量频率ω1的交流测量信号的叠加单元，并将第一测量频率ω1的交流测量信号输出至第一叠加单元11251。
132.第一叠加单元11251将第一参考电压v
ref1
和第一测量频率ω1的交流测量信号叠加后得到第一测量频率ω1对应的第三参考电压v
ref31
，并将第一测量频率ω1对应的第三参考电压v
ref31
输出至第一控制单元11252。第一控制单元11252根据第一测量频率ω1对应的第三参考电压v
ref31
和光伏组件10的当前输出电压v(t1)生成第一测量频率ω1对应的第四调制波，并将第一测量频率ω1对应的第四调制波输出至第二叠加单元11254。这里的第一控制单元11252可以为电压控制器，如pi调节器。第二叠加单元11254向第一调制单元11253输出第一测量频率ω1对应的第四调制波。第一调制单元11253根据第一测量频率ω1对应的第四调制波生成第一测量频率ω1对应的驱动信号(如方波)。这里的第一调制单元11253可以为脉冲宽度调制(pulse width modulation，pwm)单元。
133.之后，第一调制单元11253将生成的第一测量频率ω1对应的驱动信号输出至供电电路111中的开关管q，该第一测量频率ω1对应的驱动信号用于控制开关管q的导通时长，从而在光伏组件10的输出电压产生第一测量频率ω1的交流测量信号，同时维持光伏组件10的输出电压平均值等于第一参考电压v
ref1
。
134.采样单元11261采集在第一测量频率ω1对应的驱动信号控制下第一时间间隔δt1内光伏组件10的输出电压和输出电流，并将第一时间间隔δt1内光伏组件10的输出电压和输出电流输出至第一滤波单元11262。第一滤波单元11262基于第一测量频率ω1，分别对第一时间间隔δt1内光伏组件10的输出电压和输出电流进行离散傅里叶变换(discrete fourier transform，dft)，从而得到光伏组件10在第一测量频率ω1的输出电压v(ω1)和输出电流i(ω1),并将光伏组件10在第一测量频率ω1的输出电压v(ω1)和输出电流i(ω1)输出至等效阻抗确定模块1121。等效阻抗确定模块1121根据光伏组件10在第一测量频率ω1的输出电压v(ω1)和输出电流i(ω1)，计算得到光伏组件10的在第一测量频率ω1的等效阻抗z(ω1)＝v(ω1)/i(ω1)，并将光伏组件10在第一测量频率ω1的等效阻抗z(ω1)输出至阻抗偏差获取模块1122。
135.之后，测量信号生成及位置选择单元11255根据第二测量频率ω2和第二幅值a2生成第二测量频率ω2的交流测量信号。假设第二测量频率ω2大于频率阈值ωb，则测量信号生成及位置选择单元11255确定第二叠加单元11254为第二测量频率ω2的交流测量信号的叠加单元，并将第二测量频率ω2的交流测量信号输出至第二叠加单元11254。
136.第一叠加单元11251向第一控制单元11252输出第一参考电压v
ref1
。第一控制单元11252根据第一参考电压v
ref1
和光伏组件10的当前输出电压v(t1)生成第五调制波，并将第五调制波输出至第二叠加单元11254。第二叠加单元11254将第五调制波和第二测量频率
ω2的交流测量信号叠加后得到第二测量频率ω2对应的第六调制波，并将第二测量频率ω2对应的第六调制波输出至第一调制单元11253。第一调制单元11253根据第二测量频率ω2对应的第六调制波生成第二测量频率ω2对应的驱动信号。
137.之后，第一调制单元11253将生成的第二测量频率ω2对应的驱动信号输出至供电电路111中的开关管q，该第二测量频率ω2对应的驱动信号用于控制开关管q的导通时长，从而在光伏组件10的输出电压产生第二测量频率ω2的交流测量信号，同时维持光伏组件10的输出电压平均值等于第一参考电压v
ref1
。
138.采样单元11261采集在第二测量频率ω2对应的驱动信号控制下第二时间间隔δt2内光伏组件10的输出电压和输出电流，并将第二时间间隔δt2内光伏组件10的输出电压和输出电流输出至第一滤波单元11262。第一滤波单元11262基于第二测量频率ω2，分别对第二时间间隔δt2内光伏组件10的输出电压和输出电流进行dft，从而得到光伏组件10在第二测量频率ω2的输出电压v(ω2)和输出电流i(ω2),并将光伏组件10在第二测量频率ω2的输出电压v(ω2)和输出电流i(ω2)输出至等效阻抗确定模块1121。等效阻抗确定模块1121根据光伏组件10在第二测量频率ω2的输出电压v(ω2)和输出电流i(ω2)，计算得到光伏组件10在第二测量频率ω2的等效阻抗z(ω2)＝v(ω2)/i(ω2)，并将光伏组件10在第二测量频率ω2的等效阻抗z(ω2)输出至阻抗偏差获取模块1122。
139.阻抗偏差获取模块1122基于光伏组件10在第一测量频率ω1的等效阻抗z(ω1)和在第二测量频率ω2的等效阻抗z(ω2)，计算得到光伏组件10在第一测量频率ω1的阻抗偏差δz(ω1)＝|z(ω1)-z
ref
(ω1)|以及在第二测量频率ω2的阻抗偏差δz(ω2)＝|z(ω2)-z
ref
(ω2)|，并将第一测量频率ω1的等效阻抗z(ω1)和第二测量频率ω2的等效阻抗z(ω2)输出至判断单元11231。其中，z
ref
(ω1)为光伏组件10在第一测量频率ω1的标准等效阻抗，z
ref
(ω2)为光伏组件10在第二测量频率ω2的标准等效阻抗。
140.判断单元11231判断第一测量频率ω1的阻抗偏差δz(ω1)和第二测量频率ω2的阻抗偏差δz(ω2)中是否存在大于阻抗偏差阈值z
th
的阻抗偏差。若不存在，则判断单元11231确定光伏组件10健康。否则，则判断单元11231确定光伏组件10存在故障风险。示例性的，在δz(ω1)＞z
th
或者δz(ω2)＞z
th
的情况下，判断单元11231确定光伏组件10存在故障风险；或者在δz(ω1)＞z
th
且δz(ω2)＞z
th
的情况下，判断单元11231确定光伏组件10存在故障风险。
141.判断单元11231在确定光伏组件10存在故障风险的情况下，向第二控制单元11232发送iv曲线扫描指令。第二控制单元11232基于iv曲线扫描指令，根据扫描参考电压和光伏组件10的当前输出电压v(t1)，生成扫描调制波，并将扫描调制波输出至第二调制单元11233。第二调制单元11233根据扫描调制波生成iv曲线扫描驱动信号，并将iv曲线扫描驱动信号输出至供电电路111,以使供电电路111在iv曲线扫描驱动信号的控制下，控制光伏组件10的输出电压从第一参考电压v
ref1
变化至开路电压，并按照预设下降规律从开路电压逐步下降至短路电压，进而按照预设上升规律从短路电压逐步上升至开路电压，最后从开路电压变化为第一参考电压v
ref1
。其中，预设下降规律可为固定压差的电压下降规律、抛物线的电压下降规律或者固定占空比变化率的电压下降规律中的至少一种，预设下降规律与预设上升规律完全相反。
142.与此同时，采样单元11261获取在下降阶段扫描周期光伏组件10的输出电压以及
与输出电压对应的输出电流以得到光伏组件10的下降阶段采样数据，并获取上升阶段扫描周期内光伏组件10的输出电压以及与输出电压对应的输出电流以得到光伏组件10的上升阶段采样数据，并将光伏组件10的下降阶段采样数据和上升阶段采样数据输出至第二滤波单元11264。其中，下降阶段扫描周期为光伏组件10的输出电压从开路电压逐步下降至短路电压过程所对应的时间段，上升阶段扫描周期为光伏组件10的输出电压从短路电压逐步上升至开路电压过程所对应的时间段，下降阶段扫描周期与上升阶段扫描周期的和为光伏组件10的iv曲线扫描周期。
143.第二滤波单元11264对光伏组件10的下降阶段采样数据和上升阶段采样数据进行低通滤波，保留上述扫描数据的直流部分，从而得到光伏组件10的下降阶段扫描数据和上升阶段扫描数据，并将光伏组件10的下降阶段扫描数据和上升阶段扫描数据输出至iv曲线数据生成单元11265。
144.iv曲线数据生成单元11265将下降阶段扫描周期内光伏组件10的下降阶段扫描数据，与上升阶段扫描周期内光伏组件10的上升阶段扫描数据进行比对，并根据比对结果输出光伏组件10的iv曲线扫描数据。其中，光伏组件10的iv曲线扫描数据可以为光伏组件10的下降阶段扫描数据或者光伏组件10的上升阶段扫描数据，也可以为光伏组件10的iv曲线的特征值(如在iv曲线上任意一点的曲率值、二阶导数值等)。
145.在一可选实施例中，iv曲线数据生成单元11265从光伏组件10的下降阶段扫描数据中获取k个下降阶段扫描数据p
11
(v
11
,i
11
)、p
11
(v
12
,i
12
)、
……
、p
1k
(v
1k
,i
1k
)，并从光伏组件10的上升阶段扫描数据中获取与k个下降阶段扫描数据中的输出电压值分别对应相等的k个上升阶段扫描数据p
21
(v
21
,i
21
)、p
21
(v
22
,i
22
)、
……
、p
2k
(v
2k
,i
2k
)，并计算i1＝(i
11
,i
12
,
……
,i
1k
)和i2＝(i
21
,i
22
,
……
,i
2k
)两组数据之间相关系数。其中，k为正整数，通常取32。若两组数据之间的相关系数小于预设相关系数阈值，则iv曲线数据生成单元11265发送组串iv曲线扫描失败的消息。若两组数据之间的相关系数大于或者等于预设相关系数阈值，则iv曲线数据生成单元11265将k个下降阶段扫描数据确定为光伏组件10的iv曲线扫描数据，或者iv曲线数据生成单元11265根据k个下降阶段扫描数据绘制出光伏组件10的iv曲线，计算光伏组件10的iv曲线的特征值，并将光伏组件10的iv曲线的特征值确定为光伏组件10的iv曲线扫描数据。可以理解的，故障检测装置通过比对下降阶段扫描数据和上升阶段扫描数据的方式得到光伏组件10的iv曲线扫描数据，可有效解决iv曲线扫描过程由于光照变化导致的光伏组件的iv曲线扫描结果准确度较低的问题，从而提高光伏组件iv曲线扫描结果的准确性。
146.之后，iv曲线数据生成单元11265将光伏组件10的iv曲线扫描数据输出至故障确定模块1124。故障确定模块1124将光伏组件10的iv曲线扫描数据与iv曲线标准数据进行对比，从而得到光伏组件10的检测结果。其中，在光伏组件10的iv曲线扫描数据为下降阶段扫描数据的情况下，iv曲线标准数据包括标准输出电压值和与标准输出电压对应的标准输出电流值，且标准输出电压值与下降阶段扫描数据中的输出电压值相同。在光伏组件10的iv曲线扫描数据为上升阶段扫描数据的情况下，iv曲线标准数据包括标准输出电压值和与标准输出电压对应的标准输出电流值，且标准输出电压值与上升阶段扫描数据中的输出电压值相同。
147.在一可选实施例中，在光伏组件10的iv曲线数据为k个下降阶段扫描数据的情况
下，故障确定模块1124分别计算各下降阶段扫描数据中的输出电流值与各下降阶段扫描数据中的输出电压值相同的标准输出电压值对应的标准输出电流值之间的差值绝对值，得到k个电流偏差值。在k个电流偏差值中存在大于电流偏差阈值的电流偏差值的情况下，确定光伏组件10故障。
148.在另一可选实施例中，在光伏组件10的iv曲线数据为iv曲线上任意一点的曲率值的情况下，故障确定模块1124计算iv曲线上任意一点的曲率值与标准曲率值(即iv曲线标准数据)之间的差值绝对值，得到曲率偏差值。在该曲率偏差值大于偏差阈值的情况下，故障确定模块1124确定光伏组件10故障。
149.在本技术实施例中，光伏组件10的故障检测装置在确定光伏组件10的2个阻抗偏差中存在大于阻抗偏差阈值的偏差阻抗的情况下，对光伏组件10进行iv曲线扫描，进而根据扫描得到光伏组件10的iv曲线扫描数据判断光伏组件10是否故障。由于光伏组件10的整个故障检测过程，是由光伏系统1中已有的dc/dc变换器完成的，无需增加任何检测设备和系统，也无需根据不同类型的光伏组件选择不同的检测设备，因此不仅可有效降低检测成本，还可有效覆盖所有需要进行光伏组件故障检测的光伏系统，适用性强。此外，与基于多次iv曲线扫描进行故障检测的方式相比，本实施例中是在光伏组件10的2个阻抗偏差中存在大于阻抗偏差阈值的偏差阻抗时，对光伏组件10进行iv曲线扫描，因此可有效减小iv曲线扫描次数，从而可有效减小检测时的功率波动，进而提高光伏系统1的发电量。与基于光伏组件的等效阻抗进行故障检测的方式相比，本技术基于光伏组件的等效阻抗和iv曲线扫描结果两部分确定光伏组件是否故障，因此可有效提高故障检测准确度。
150.进一步地，为了更好地理解图5和图6所对应的实施例，下面结合故障检测过程中光伏组件的输出电压和输出电流的波形图，对图5和图6所对应的实施例进行补充说明。
151.请参见图7，图7是本技术提供的故障检测过程中光伏组件的输出电压和输出电流的一波形示意图。如图7所示，在0《t《t1，dc/dc变换器在开始运行后，根据dc/dc变换器的当前工作状态确定第一参考电压v
ref1
，并保证光伏组件10的输出电压v(t)维持在第一参考电压v
ref1
，该时间段dc/dc变换器处于正常发电运行状态。
152.在t1时刻，dc/dc变换器进入第一次阻抗测量时段(即t1至t2所对应的时间段)，执行第一次光伏组件10的等效阻抗测量，根据第一测量频率ω1对应的驱动信号控制开关管q的导通时长，以实现向光伏组件10注入第一测量频率ω1的交流测量信号，记录第一测量频率ω1对应的驱动信号控制下，第一时间间隔δt1的光伏组件10的输出电压v(t)和输出电流i(t)。在第一时间间隔δt1的光伏组件10的输出电压v(t)和输出电流i(t)记录完成后，dc/dc变换器停止向光伏组件10注入第一测量频率ω1的交流测量信号，恢复正常发电运行状态(即保证光伏组件10的输出电压v(t)维持在第一参考电压v
ref1
)，并根据第一时间间隔δt1的光伏组件10的输出电压v(t)和输出电流i(t)，计算得到光伏组件10在第一测量频率ω1的等效阻抗z(ω1)。
153.在t2时刻，dc/dc变换器进入第二次阻抗测量时段(即t2至t3所对应的时间段)，执行第二次光伏组件10的等效阻抗测量，根据第二测量频率ω2对应的驱动信号控制开关管q的导通时长，以实现向光伏组件10注入第二测量频率ω2的交流测量信号，记录第二测量频率ω2对应的驱动信号控制下，第二时间间隔δt2的光伏组件10的输出电压v(t)和输出电流i(t)。在第二时间间隔δt2的光伏组件10的输出电压v(t)和输出电流i(t)记录完成后，dc/
dc变换器停止向光伏组件10注入第二测量频率ω2的交流测量信号，恢复正常发电运行状态，并根据第二时间间隔δt2的光伏组件10的输出电压v(t)和输出电流i(t)，计算得到光伏组件10在第二测量频率ω2的等效阻抗z(ω2)。
154.在t3时刻，dc/dc变换器进入阻抗偏差计算和判断时段(即t3至t4所对应的时间段)，分别根据光伏组件10在第一测量频率ω1的等效阻抗z(ω1)和第二测量频率ω2的等效阻抗z(ω2)，计算得到光伏组件10在第一测量频率ω1的阻抗偏差δz(ω1)以及在第二测量频率ω2的阻抗偏差δz(ω2)。并在δz(ω1)小于或者等于阻抗偏差阈值z
th
且δz(ω2)小于或者等于阻抗偏差阈值z
th
的情况下，dc/dc变换器确定光伏组件10健康。与此同时，dc/dc变换器在整个阻抗偏差计算和判断时段仍处于正常发电运行状态。
155.在t4时刻后，即在完成对光伏组件10的故障检测且确定光伏组件10健康后，dc/dc变换器处于正常发电运行状态。
156.进一步地，在阻抗偏差计算和判断阶段确定光伏组件存在故障风险的情况下，dc/dc变换器需要对光伏组件进行iv曲线扫描。请参见图8，图8是本技术提供的故障检测过程中光伏组件的输出电压和输出电流的另一波形示意图。如图8所示，在0《t《t1，dc/dc变换器处于正常发电运行状态。在t1时刻，dc/dc变换器进入第一次阻抗测量时段(即t1至t2所对应的时间段)，执行第一次光伏组件10的等效阻抗测量，计算得到光伏组件10在第一测量频率ω1的等效阻抗z(ω1)。在t2时刻后，dc/dc变换器进入第二次阻抗测量时段(即t2至t3所对应的时间段)执行第二次光伏组件10的等效阻抗测量，计算得到光伏组件10在第二测量频率ω2的等效阻抗z(ω2)。这里，图8中0至t3时段的具体描述请参见图7中对应部分的描述，此处不再赘述。
157.在t3时刻，dc/dc变换器进入阻抗偏差计算和判断时段(即t3至t4所对应的时间段)，分别根据光伏组件10在第一测量频率ω1的等效阻抗z(ω1)和第二测量频率ω2的等效阻抗z(ω2)，计算得到光伏组件10在第一测量频率ω1的阻抗偏差δz(ω1)以及在第二测量频率ω2的阻抗偏差δz(ω2)。并在δz(ω1)和δz(ω2)中存在大于阻抗偏差阈值z
th
的阻抗偏差的情况下，dc/dc变换器确定光伏组件10存在故障风险。与此同时，dc/dc变换器在整个阻抗偏差计算和判断时段仍处于正常发电运行状态。
158.在t4时刻，dc/dc变换器进入iv曲线扫描时段(即t4至t5所对应的时间段)，根据iv曲线扫描驱动信号控制开关管q的导通时长，以实现光伏组件10的输出电压从第一参考电压v
ref1
首先逐步上升至开路电压，与此同时光伏组件10的输出电流会从第一参考电压v
ref1
对应的参考电流i
ref1
逐步下降直至零。其次在下降阶段扫描周期(即t
41
至t
42
所对应的时间段)内，光伏组件10的输出电压按照固定压差的电压下降规律，从开路电压逐步下降至短路电压(即0)，与此同时，光伏组件10的输出电流会从零逐步上升直至电流峰值。再次在上升阶段扫描周期(即t
42
至t
43
所对应的时间段)内，光伏组件10的输出电压按照固定压差的电压上升规律，从短路电压逐步上升至开路电压，与此同时光伏组件10的输出电流会从电流峰值逐步下降直至零。最后光伏组件10的输出电压从开路电压逐步下降至第一参考电压v
ref1
，与此同时，光伏组件10的输出电流从零逐步上升至第一参考电压v
ref1
对应的参考电流i
ref1
。此外，dc/dc变换器在iv曲线扫描时段，还获取下降阶段扫描周期内光伏组件10的下降阶段扫描数据以及上升阶段扫描周期内光伏组件10的上升阶段扫描数据，并根据下降阶段扫描数据和上升阶段扫描数据得到光伏组件10的iv曲线扫描数据。
159.在t5时刻，dc/dc变换器进入iv曲线扫描数据判断时段，dc/dc变换器在光伏组件10的iv曲线扫描数据与iv曲线标准数据之间的偏差大于偏差阈值的情况下，确定光伏组件10故障。与此同时，dc/dc变换器在整个iv曲线扫描数据判断时段处于正常发电运行状态。
160.由图7和图8可知，在对光伏组件10的等效阻抗测量过程中，光伏组件10的输出电压v(t)和输出电流i(t)仅有小幅波动，而光伏组件10的输出电压平均值和输出电流平均值还分别维持在第一参考电压v
ref1
和第一参考电压v
ref1
对应的参考电流i
ref1
附近，因此，本技术提供的光伏组件的等效阻抗测量方式在测量过程中仅会造成小幅度的功率波动，并不会像离线式光伏组件阻抗测量方式一样影响光伏系统1的发电量，适用性强。
161.参见图9，图9是本技术提供的光伏系统的另一结构示意图。如图9所示，光伏系统1包括光伏组件10和逆变器，光伏组件10通过逆变器连接交流电网。在图9所示的光伏系统1中，本技术提供的光伏发电设备11为逆变器，该逆变器包括供电电路111和控制器112。其中，供电电路111的两个输入端i111 、i111-分别连接逆变器的两个输入端i11 、i11-，供电电路111的三个输出端o1111、o1112、o1113分别连接逆变器的三个输出端o111、o112、o113。这里供电电路111为逆变电路，该逆变电路包括第一相桥臂、第二相桥臂和第三相桥臂，第一相桥臂、第二相桥臂和第三相桥臂均并联至逆变电路的输入端。
162.进一步地，图9所示的光伏系统可等效为图10所示的光伏系统。如图10所示，图10所示的光伏组件的故障检测装置与图9所示的控制器112对应。此外，为简化表述，三相交流变量采用简化表示方法，即用三根短斜线表示该处变量或电气为三相变量，例如图10中交流电流ig，实际包括a相、b相和c相三相电流信息。此外，由于本实施例中的光伏系统1的输出端连接交流电网，因此与图6所示的故障检测装置相比，在本实施例中故障检测装置还包括第一交流采样模块1125，控制模块1125还包括第一交流电流控制单元11256，iv曲线获取模块1123还包括第二交流电流控制单元11236。其中，第一交流电流控制单元11256与第二交流电流控制单元11236可以为同一个交流电流控制单元，也可以为两个不同的交流电流控制单元，本技术对此不做限制。
163.其中，第一交流采样模块1125用于采集供电电路111输出端口的交流电流ig的交流电流幅值和交流电压的相位。第一交流电流控制单元11256和第二交流电流控制单元11236均用于控制供电电路111的输出端口的交流电流的幅值，以保证光伏系统1的正常发电功能。第一调制单元11253和第二调制单元11233均还用于将直流端的控制变量转换成与交流端口相匹配的电气变量。
164.在一可选实施方式中，在光伏系统1开始工作后，逆变器处于限功率工作状态或者非限功率工作状态。在需要对光伏组件10进行故障检测时，第一确定模块1127确定逆变器的当前工作状态，并根据逆变器的当前工作状态确定为第一参考电压v
ref1
。
165.与此同时，测量信号生成及位置选择单元11255根据第一测量频率ω1和第一幅值a1生成第一测量频率ω1的交流测量信号。假设第一测量频率ω1小于频率阈值ωb，则测量信号生成及位置选择单元11255确定第一叠加单元11251为第一测量频率ω1的交流测量信号的叠加单元，并将第一测量频率ω1的交流测量信号输出至第一叠加单元11251。
166.第一叠加单元11251将第一参考电压v
ref1
和第一测量频率ω1的交流测量信号叠加后得到第一测量频率ω1对应的第三参考电压v
ref31
，并将第一测量频率ω1对应的第三参考电压v
ref31
输出至第一控制单元11252。第一控制单元11252根据第一测量频率ω1对应的第
三参考电压v
ref31
和光伏组件10的当前输出电压v(t1)生成第一测量频率ω1对应的第四调制波，并将第一测量频率ω1对应的第四调制波输出至第一交流电流控制单元11256。第一交流电流控制单元11256根据采集到的交流电流幅值和参考交流电流幅值，对第一测量频率ω1对应的第四调制波的幅值进行调整，从而得到调整后的第一测量频率ω1对应的第四调制波，以保证光伏系统1的正常发电功能。第一交流电流控制单元11256将调制后的第一测量频率ω1对应的第四调制波输出至第二叠加单元11254。第二叠加单元11254向第一调制单元11253输出调制后的第一测量频率ω1对应的第四调制波。第一调制单元11253根据调制后的第一测量频率ω1对应的第四调制波生成第一测量频率ω1对应的驱动信号，其中，第一测量频率ω1对应的驱动信号包括第一驱动子信号、第二驱动子信号和第三驱动子信号。具体的，第一调制单元11253先根据调制后的第一测量频率ω1对应的第四调制波生成第一驱动子信号，再根据交流电压的相位对第一驱动子信号进行相位平移，从而得到第二驱动子信号和第三驱动子信号，并将第一驱动子信号、第二驱动子信号和第三驱动子信号分别输出至第一相桥臂的开关管、第二相桥臂的开关管和第三相桥臂的开关管，该第一驱动子信号用于控制第一相桥臂的开关管的导通时长，第二驱动子信号用于控制第二相桥臂的开关管的导通时长，第三驱动子信号用于控制第三相桥臂的开关管的导通时长，进而在光伏组件10的输出电压产生第一测量频率ω1的交流测量信号，同时维持光伏组件10的输出电压平均值等于第一参考电压v
ref1
。需要说的是，上述第一相桥臂至第三相桥臂的开关管可以为各相桥臂中位于上面的开关管，也可以是位于下面的开关管，同一相桥臂中位于上面的开关管的驱动子信号与位于下面的开关管的驱动子信号互补。
167.光伏组件10的故障检测装置获取在第一测量频率ω1对应的驱动信号控制下光伏组件10在第一测量频率ω1的输出电压v(ω1)和输出电流i(ω1),进而计算得到光伏组件10的在第一测量频率ω1的等效阻抗z(ω1)＝v(ω1)/i(ω1)。
168.之后，光伏组件10的故障检测装置可根据上述方式计算得到光伏组件10的在第二测量频率ω2的等效阻抗z(ω2)＝v(ω2)/i(ω2)。
169.光伏组件10的故障检测装置根据光伏组件10在第一测量频率ω1的等效阻抗z(ω1)和在第二测量频率ω2的等效阻抗z(ω2)，计算得到光伏组件10在第一测量频率ω1的阻抗偏差δz(ω1)以及在第二测量频率ω2的阻抗偏差δz(ω2)，并在δz(ω1)和δz(ω2)中存在大于阻抗偏差阈值z
th
的阻抗偏差的情况下，对光伏组件10进行iv曲线扫描。
170.光伏组件10的故障检测装置对光伏组件10进行iv曲线扫描的具体实现过程如下：判断单元11231在δz(ω1)和δz(ω2)中存在大于阻抗偏差阈值z
th
的阻抗偏差的情况下，向第二控制单元11232发送iv曲线扫描指令。第二控制单元11232基于iv曲线扫描指令，根据扫描参考电压和光伏组件10的当前输出电压v(t1)，生成扫描调制波，并将扫描调制波输出至第二交流电流控制单元11236。第二交流电流控制单元11236根据采集到的交流电流幅值和参考交流电流幅值，对扫描调制波的幅值进行调整，从而得到调整后的扫描调制波，以保证光伏系统1的正常发电功能。第二交流电流控制单元11236将调整后的扫描调制波输出至第二调制单元11233。第二调制单元11233根据交流电压的相位和调整后的扫描调制波生成iv曲线扫描驱动信号，即第一扫描驱动子信号、第二扫描驱动子信号和第三扫描驱动子信号，并将第一扫描驱动子信号、第二扫描驱动子信号和第三扫描驱动子信号分别输出至第一相桥臂的开关管、第二相桥臂的开关管和第三相桥臂的开关管，该第一扫描驱动子信
号用于控制第一相桥臂的开关管的导通时长，第二扫描驱动子信号用于控制第二相桥臂的开关管的导通时长，第三扫描驱动子信号用于控制第三相桥臂的开关管的导通时长，进而控制光伏组件10的输出电压从第一参考电压v
ref1
变化至开路电压，并按照预设下降规律从开路电压逐步下降至短路电压，进而按照预设上升规律从短路电压逐步上升至开路电压，最后从开路电压变化为第一参考电压v
ref1
。
171.与此同时，光伏组件10的故障检测装置在进行iv曲线扫描过程中，获取光伏组件10的iv曲线扫描数据，并在光伏组件10的iv曲线扫描数据与iv曲线标准数据之间的偏差大于偏差阈值的情况下，确定光伏组件10故障。
172.需要说明的是，在光伏组件10的故障检测过程中，故障检测装置中各个模块和各个单元执行的具体过程请参见图6对应实施例中对应部分的描述，此处不再赘述。
173.本实施例中，由于光伏组件10的整个故障检测过程，是由光伏系统1中已有的逆变器完成的，无需增加任何检测设备和系统，也无需根据不同类型的光伏组件选择不同的检测设备，因此不仅可有效降低检测成本，还可有效覆盖所有需要进行光伏组件故障检测的光伏系统，适用性强。此外，与基于多次iv曲线扫描进行故障检测的方式相比，本实施例中是在光伏组件10的2个阻抗偏差中存在大于阻抗偏差阈值的偏差阻抗时，对光伏组件10进行iv曲线扫描，因此可有效减小iv曲线扫描次数，从而可有效减小检测时的功率波动，进而提高光伏系统1的发电量。与基于光伏组件的等效阻抗进行故障检测的方式相比，本技术基于光伏组件的等效阻抗和iv曲线扫描结果两部分确定光伏组件是否故障，因此可有效提高故障检测准确度。
174.参见图11，图11是本技术提供的光伏系统另一结构示意图。如图11所示，光伏系统1包括光伏组件10、dc/dc变换器、直流母线(即正直流母线bus 和负直流母线bus-)和逆变器12，dc/dc变换器的两个输入端i11 、i11-连接光伏组件10，dc/dc变换器的两个输出端o11 、o11-，以及逆变器12的两个输入端i12 、i12-均并联至直流母线，逆变器12的三个输出端o121、o122、o123连接交流电网。在图11所示的光伏系统1中，本技术提供的光伏发电设备11为dc/dc变换器，该dc/dc变换器包括供电电路111和控制器112，供电电路111的两个输入端i111 、i111-分别连接dc/dc变换器的两个输入端i11 、i11-，供电电路111的两个输出端o111 、o111-分别连接dc/dc变换器的两个输出端o11 、o11-。
175.在供电电路111为boost电路的情况下，图11所示的光伏系统还可等效为图12所示的光伏系统。如图12所示，图12所示的光伏组件10的故障检测装置与图11所示的控制器112对应。在光伏系统1开始运行后，逆变器12根据逆变器12输出端口的交流电流幅值和交流电压的相位，并根据交流电流幅值和交流电压的相位生成逆变器驱动信号，该逆变器驱动信号用于控制逆变器内部逆变电路中三相桥臂的开关管的导通时长，从而使逆变器12向交流电网输出符合交流电网要求的交流电。
176.与图5所示的dc/dc变换器相比，本实施例中dc/dc变换器不直接与电网相连，而是后级增加了逆变器12与交流电网相连，该逆变器12有独立的控制系统。后级逆变器12的功能是提供了一个稳定的输出交流电压，对于前级dc/dc变换器而言，并没有影响。因此，本实施例中光伏组件10的故障检测的具体实现过程与图5和图6所对应实施例中的描述一致，此处不再赘述。
177.本实施例中，由于光伏组件10的整个故障检测过程，是由光伏系统1中已有的dc/
dc变换器完成的，无需增加任何检测设备和系统，也无需根据不同类型的光伏组件选择不同的检测设备，因此不仅可有效降低检测成本，还可有效覆盖所有需要进行光伏组件故障检测的光伏系统，适用性强。此外，与基于多次iv曲线扫描进行故障检测的方式相比，本实施例中是在光伏组件10的2个阻抗偏差中存在大于阻抗偏差阈值的偏差阻抗时，对光伏组件10进行iv曲线扫描，因此可有效减小iv曲线扫描次数，从而可有效减小检测时的功率波动，进而提高光伏系统1的发电量。与基于光伏组件的等效阻抗进行故障检测的方式相比，本技术基于光伏组件的等效阻抗和iv曲线扫描结果两部分确定光伏组件是否故障，因此可有效提高故障检测准确度。
178.参见图13，图13是本技术提供的光伏组件的故障检测方法的流程示意图。本技术实施例提供的光伏组件的故障检测方法适用于图3、图4、图6、图10和图12所示的光伏系统1中的光伏组件10的故障检测装置。光伏组件的故障检测方法可包括步骤：
179.s101，基于光伏组件在至少一个测量频率中各测量频率的输出电压和输出电流，确定光伏组件在各测量频率的等效阻抗。
180.在一可选实施方式中，光伏组件10的故障检测装置获取光伏组件10在n个测量频率(即ω1,
……
,ωn)中各测量频率ωj的输出电压v(ωj)和输出电流i(ωj)，并基于光伏组件10在n个测量频率中各测量频率ωj的输出电压v(ωj)和输出电流i(ωj)，计算得到光伏组件10在各测量频率ωj的等效阻抗z(ωj)＝v(ωj)/i(ωj)，其中，n为正整数。
181.s102，获取光伏组件在各测量频率的阻抗偏差。
182.其中，光伏组件在各测量频率的阻抗偏差为光伏组件在各测量频率的等效阻抗与在各测量频率的标准等效阻抗之间的阻抗偏差。
183.在一可选实施方式中，光伏组件10的故障检测装置计算光伏组件10在各测量频率ωj的等效阻抗z(ωj)与在各测量频率ωj的标准等效阻抗z
ref
(ωj)之间的阻抗偏差，得到光伏组件10在各测量频率ωj的阻抗偏差δz(ωj)＝|z(ωj)-z
ref
(ωj)|。
184.s103，在光伏组件在各测量频率的阻抗偏差中存在大于阻抗偏差阈值的阻抗偏差的情况下，对光伏组件进行iv曲线扫描，并获取光伏组件的iv曲线扫描数据。
185.在一可选实施方式中，光伏组件10的故障检测装置在光伏组件在各测量频率的阻抗偏差中存在一个大于阻抗偏差阈值的阻抗偏差的情况下，对光伏组件进行iv曲线扫描，并获取光伏组件的iv曲线扫描数据。
186.在另一可选实施方式中，光伏组件10的故障检测装置在光伏组件在各测量频率的阻抗偏差中存在m个大于阻抗偏差阈值的阻抗偏差且m大于数量阈值的情况下，对光伏组件进行iv曲线扫描，并获取光伏组件的iv曲线扫描数据，其中，数量阈值为正整数。
187.s104，在光伏组件的iv曲线扫描数据与iv曲线标准数据之间的偏差大于偏差阈值的情况下，确定光伏组件故障。
188.具体实现中，本技术提供的光伏组件的故障检测方法中故障检测装置所执行的更多操作可参见图3、图4、图6、图10和图12所示的光伏系统1中的光伏组件10的故障检测装置所执行的实现方式，在此不再赘述。
189.在本实施例中，由于光伏组件10的整个故障检测过程，是由光伏系统1中已有的光伏组件10的故障检测装置完成的，无需增加任何检测设备和系统，也无需根据不同类型的光伏组件选择不同的检测设备，因此不仅可有效降低检测成本，还可有效覆盖所有需要进
行光伏组件故障检测的光伏系统，适用性强。
190.以上，仅为本技术的具体实施方式，但本技术的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本技术揭露的技术范围内，可轻易想到变化或替换，都应涵盖在本技术的保护范围之内。因此，本技术的保护范围应以所述权利要求的保护范围为准。