Low-Voltage Ride-Through (LVRT), şebekeye bağlı bir fotovoltaik sistemin kısa süreli gerilim çökmesi sırasında şebekeden ayrılmadan çalışmayı sürdürmesi, inverter akımını güvenli sınırlar içinde tutması ve gerektiğinde şebeke gerilimini desteklemek için reaktif akım sağlamasıdır. Bu çalışmada iki kademeli, üç fazlı ve şebekeye bağlı 100 kW PV sistemi için üç kontrol tekniği tek bir yapıda birleştirilmiştir: global maksimum güç noktasını bulmaya yönelik GPOA-P&O–ESF MPPT, gerilim ve akım bozucularını tahmin edip bastıran LADRC ve dengesiz şebeke koşullarında pozitif/negatif dizi bileşenlerini ayırarak faz-frekans takibi yapan DSOGI-FLL.

MATLAB/Simulink ve NI PXIe tabanlı Hardware-in-the-Loop sonuçlarında önerilen koordineli yapı SLG, 2LG ve 3LG gerilim çökmesi senaryolarında DC-link gerilimini yaklaşık 900 V çevresinde tutmuş, inverter akımını sınırlandırmış, reaktif güç desteği sağlamış ve arıza sonrası hızlı toparlanma göstermiştir. 2LG, 0,5 pu gerilim çökmesi senaryosunda PV gücü 100 kW'dan 60 kW'a düşüp hata kaldırıldığında yeniden 100 kW'a çıkmış; reaktif güç geçici olarak yaklaşık 100 kVAR'a yükselmiş; current THD %3'ün altında tutulmuş ve sistem 0,1 saniyeden kısa sürede toparlanmıştır. Bununla birlikte makalenin bazı bölümlerinde SLG senaryosunun güç değerleri ve ikinci harmonik güç salınımlarının tamamen bastırıldığı iddiası konusunda metin içi tutarsızlıklar bulunmaktadır.

Neden LVRT gerekli?

Şebekedeki kısa devre veya gerilim çökmesi sırasında PV inverterlerinin aniden devreden çıkması, özellikle yüksek PV penetrasyonuna sahip şebekelerde gerilim kararlılığını daha da kötüleştirebilir. Bu nedenle modern grid code'lar belirli gerilim-zaman bölgelerinde PV santralinin bağlı kalmasını ve reaktif akım sağlayarak gerilim toparlanmasına destek olmasını ister.

Gerilim düştüğünde şebekenin kabul edebileceği aktif güç azalır. PV tarafı üretmeye devam ederse DC-link kapasitöründe enerji birikebilir ve DC-link gerilimi yükselebilir. Aynı anda inverter akımı da nominal sınırları aşabilir.

Bu Çalışmadaki Kontrol Yapısı Hangi Bileşenlerden Oluşuyor?

Önerilen mimari üç ana kontrol katmanını birlikte kullanır:

PV sisteminin fiziksel yapısı

Kaynak çalışmanın 6. sayfasındaki Şekil 3, sistemi iki aşamalı bir PV dönüştürücü yapısı olarak göstermektedir.

Enerji zinciri:

PV dizi → DC-DC boost converter → DC-link → üç fazlı inverter → filtre → yükseltici transformatör → şebeke

şeklindedir.

PV sisteminin nominal gücü 100 kW, DC-link referansı 900 V'tur.

PV dizi modeli

Çalışma PV modülü için çift-diyot eşdeğer model kullanmaktadır. Modelde fotokurak, iki diyot, seri direnç ve şönt direnç birlikte değerlendirilmiştir.

PV dizi parametreleri arasında:

• Panel gücü: 255 W
• Voc: 37,94 V
• Isc: 8,76 A
• Vmpp: 30,71 V
• Impp: 8,37 A
• Seri panel sayısı: 10
• Paralel dizi sayısı: 39

yer almaktadır.

GPOA-P&O Klasik P&O'dan Nasıl Ayrılıyor?

Klasik Perturb and Observe (P&O), tek tepe bulunan P-V eğrisinde basit ve etkili olabilir. Kısmi gölgelenmede ise bypass diyotları nedeniyle birden fazla yerel maksimum oluşabilir ve klasik P&O yanlış tepede kalabilir.

Önerilen yöntem önce sistemin uniform irradiance mi yoksa partial shading altında mı olduğunu belirlemeye çalışır.

Çalışmada iki ışınım kestirimi tanımlanmıştır:

\[ G_1= \frac{I_{0.8V_{oc}}} {I_{SC,STC}} G_{STC} \]

\[ G_2= \frac{I_{0.8V_{oc,array}}} {I_{MPP,STC}} G_{STC} \]

ve:

\[ |G_1-G_2|<30 \]

uniform koşul,

\[ |G_1-G_2|>30 \]

ise partial shading göstergesi olarak kullanılmıştır.

Bu 30 W/m² eşiği kaynak çalışmadaki panel ve deney koşullarına özgü ampirik bir parametredir.

Kısmi gölge tespit edilirse ne oluyor?

Normal koşulda doğrudan P&O izleme uygulanırken partial shading belirlendiğinde algoritma birkaç aday gerilim noktasını tarayarak global maksimum güç bölgesini arar ve ardından P&O ile ince izlemeye geçer.

Bu yaklaşımın amacı bütün P-V eğrisini sürekli taramadan global tepeyi daha hızlı bulmaktır.

LADRC Nedir?

Linear Active Disturbance Rejection Control (LADRC), sistem modelindeki bilinmeyen iç dinamikleri ve dış bozucuları tek bir “toplam bozucu” olarak ele alıp bunları Linear Extended State Observer (LESO) ile gerçek zamanda tahmin etmeye çalışan kontrol yaklaşımıdır.

Temel sistem:

\[ y^{(n)}(t)=f(t)+b_0u(t) \]

olarak ele alınır.

Burada \(f(t)\), model belirsizliği ile dış bozucuların toplamını temsil eder.

LESO bu bozucuyu ek durum değişkeni olarak tahmin eder ve kontrol girişinde karşı yönde kompanse eder.

LADRC neden PI yerine kullanıldı?

Klasik PI kontrolünde hata oluştuktan sonra integral etki devreye girer. Büyük şebeke bozucularında bu yapı overshoot, yavaş toparlanma veya integral birikimi sorunlarına daha duyarlı olabilir.

LADRC ise gözlemci üzerinden toplam bozucuyu tahmin ederek daha erken kompanse etmeyi hedefler.

Çalışmada LADRC:

• PV gerilim döngüsü,
• PV akım döngüsü,
• DC-link gerilim döngüsü,
• şebeke akım döngüsü

için kullanılmıştır.

LADRC ayarları

Gözlemci bant genişliği kontrol bant genişliğinin yaklaşık dört katı seçilmiştir.

LADRC Bant Genişliği Çok Yükseltilirse Ne Oluyor?

Düşük bandwidth bozucu reddini yavaşlatır ve DC-link toparlanma süresini artırır. Çok yüksek bandwidth ise teorik olarak daha hızlı kontrol sağlasa da ölçüm gürültüsü ve gerilim/akım ripple'ına duyarlılığı artırır.

Kaynak Tablo 3 nominal bant genişliğini hız, düşük overshoot ve gürültü dayanımı arasındaki en dengeli çalışma noktası olarak tanımlamaktadır.

DSOGI-FLL neden gerekli?

Dengeli üç fazlı şebekede klasik PLL yeterli olabilir. Ancak tek-faz-toprak veya iki-faz-toprak arızalarında negatif dizi gerilimi oluşur ve klasik SRF-PLL faz takibinde bozulabilir.

DSOGI-FLL yapısı:

• α-β bileşenlerini üretir,
• 90° faz kaydırılmış ortogonal sinyaller oluşturur,
• pozitif ve negatif diziyi birbirinden ayırır,
• FLL üzerinden şebeke frekansını adaptif olarak izler.

DSOGI-FLL Arıza Sırasında Ne Sağlıyor?

DSOGI-FLL özellikle asimetrik şebeke arızalarında pozitif dizi faz açısının güvenilir biçimde izlenmesini sağlar.

Makale sonuç bölümünde faz hatasının 0,5° altında kaldığını ve sistemin yaklaşık %40 gerilim asimetrisine kadar doğru faz takibini sürdürdüğünü bildirmektedir.

Bu bilgi reaktif akım referanslarının doğru fazda üretilmesi için kritiktir.

Reaktif güç nasıl belirleniyor?

Çalışma Çin grid code yaklaşımını temel alan bir referans kullanmaktadır.

Gerilim 0,9 pu üzerinde ise:

\[ Q_{ref}=0 \]

0,2-0,9 pu arasında:

\[ Q_{ref}=1.5S(0.9-V) \]

ve 0,2 pu altında:

\[ Q_{ref}=1.05S \]

kullanılmıştır.

Amaç, gerilim ne kadar düşerse reaktif akım desteğini o kadar artırmaktır.

İnverter aşırı akımı nasıl önleniyor?

Aktif ve reaktif güç referansları inverterin izin verilen görünür güç ve akım sınırı içinde tutulmaktadır.

Gerilim çökmesinde reaktif destek öncelik kazandıkça aktif güç referansı:

\[ P_{ref}= \sqrt{S_{max}^{2}-Q_{ref}^{2}} \]

ifadesiyle sınırlandırılmaktadır.

Bu sayede inverter reaktif destek verirken akım limitini aşmamaya çalışır.

DC-Link Gerilimi Neden Arıza Sırasında Yükseliyor?

PV panel tarafından üretilen enerji ile şebekeye aktarılabilen enerji arasında fark oluştuğunda fazla enerji DC-link kapasitöründe birikir.

Temel enerji dengesi:

\[ P_{dc}=P_{pv}-P_g \]

şeklindedir.

Şebeke gerilimi çöktüğünde \(P_g\) azalır, ancak \(P_{pv}\) aynı hızla düşmezse \(V_{dc}\) yükselir.

Çalışma LADRC ile DC-link akışını düzenlemekte ve gerektiğinde fazla enerjiyi boşaltmak için bir discharge resistor kullanmaktadır.

SLG Arızasında Ne Oldu?

Çalışma 0,3 pu seviyesine düşen tek-faz-toprak arızasını incelemiştir.

Kaynak metinde bu senaryo için bir sayı tutarsızlığı vardır. Sonuç bölümünün ilk açıklamasında PV tarafı yaklaşık 100 kW olarak korunurken grid aktif gücünün hata sırasında yaklaşık 60 kW'a düştüğü ve reaktif gücün yaklaşık 100 kVAR'a yükseldiği ifade edilmektedir.

Buna karşılık Tablo 5'te aynı 1LG 0,3 pu senaryosu için PV gücü 50 → 50 ±%2 kW, grid gerçek gücü yaklaşık 100 → 100 ±%2 kW ve reaktif güç 0 → 0 olarak listelenmiştir.

Bu değerler birbirleriyle uyumlu olmadığından tek bir sayısal senaryo “doğru sonuç” olarak seçilmemelidir.

Buna rağmen kaynak içindeki grafiklerin ortak gösterdiği sonuçlar şunlardır:

• DC-link gerilim sapması küçük tutulmaktadır.
• İnverter akımı sınır içinde tutulmaktadır.
• Arıza sonrasında sistem hızla nominal rejime dönmektedir.
• Önerilen GPOA-P&O + LADRC yaklaşımı klasik P&O/PI temelli yöntemlere göre daha düşük transient sapma göstermektedir.

2LG Arızasında Sonuçlar Nasıldı?

İki-faz-toprak arızası çalışmadaki daha tutarlı raporlanan senaryolardan biridir.

Arıza:

• Başlangıç: 0,4 s
• Bitiş: 0,7 s
• Gerilim çökmesi: 0,5 pu

olarak uygulanmıştır.

HIL sonuçları 2LG simülasyonuyla uyumlu mu?

Evet. Kaynak Tablo 8'de HIL sonuçlarının simülasyon trendiyle yakın uyum gösterdiği belirtilmektedir.

2LG senaryosunda HIL:

• PV güç: 100 → 60 → 100 kW
• DC-link: yaklaşık 900 V ±15 V
• Grid aktif güç: 100 → 60 → 100 kW
• Reaktif güç: 0 → yaklaşık 100 → 0 kVAR
• Current THD: ≤%3
• Recovery: yaklaşık 0,08-0,10 s

göstermiştir.

3LG Arızasında Ne Gözlendi?

Üç-faz-toprak arızasında yaklaşık %60'lık gerilim çökmesi uygulanmıştır.

Kaynak, PV tarafının yaklaşık 100 kW üretimi sürdürdüğünü, grid aktif gücünün yaklaşık 50 kW'a indirildiğini ve yaklaşık 50 kVAR reaktif destek üretildiğini bildirmektedir.

Arıza sonrasında sistem yaklaşık 100 ms içinde hata öncesi duruma dönmüştür.

Kaynak metinde bu bölümün ilk cümlesinde “SLG” yazmasına rağmen bölüm başlığı ve Şekil 21-22 açıkça bunun 3LG senaryosu olduğunu göstermektedir.

İkinci Harmonik Güç Salınımları Tamamen Yok Edildi mi?

Kaynağın bazı bölümleri bu yönde güçlü bir ifade kullanmaktadır; ancak matematiksel kontrol tanımı daha dikkatli yorum gerektirir.

Kaynakta \(K=0\) seçimi için:

• negatif dizi akımı bastırılır,
• double-frequency power oscillations tolere edilir

ifadesi kullanılmaktadır.

Bu nedenle yöntemin DC-link ve güç salınımlarını önemli ölçüde azalttığı söylenebilir; ancak çalışmanın matematiksel kontrol moduna göre bütün ikinci harmonik aktif/reaktif güç bileşenlerinin her koşulda tam olarak sıfırlandığı sonucu çıkarılamaz.

Çalışmanın Yöntemi ve Bulguları

Kontrol zinciri

Dinamik performans

MPPT karşılaştırması

Kaynak Şekil 18'de P&O, PSO, GWO, HHO ve önerilen GPOA-P&O aynı değişken irradiance profili altında karşılaştırılmıştır.

Önerilen yöntem:

• daha hızlı global peak yakınsaması,
• daha düşük power tracking error,
• daha düşük PV power oscillation,
• daha kararlı DC-link

göstermiştir.

Makalenin “>%99 efficiency” olarak verdiği değer burada MPPT tracking efficiency anlamındadır; bütün boost-inverter-transformer zincirinin toplam enerji dönüşüm verimi değildir.

HIL doğrulaması nasıl yapıldı?

Gerçek zamanlı doğrulama NI PXIe tabanlı bir platformda gerçekleştirilmiştir.

Model:

• PV dizi,
• DC-DC boost converter,
• DC-link kapasitörü,
• grid-connected inverter,
• grid filter,
• grid source,
• fault-generation module

içermektedir.

Kontrol algoritması DSP 180 arayüzü üzerinden çalıştırılmıştır.

Switching frequency: 10 kHz

Control sampling: 50 µs = 20 kHz

olarak seçilmiştir.

HIL Testi Gerçek PV Santrali Saha Testi Anlamına Geliyor mu?

Hayır. Hardware-in-the-Loop testi gerçek zamanlı hesaplama, kontrol kartı, sinyal örnekleme ve donanım arayüz gecikmelerini sisteme dahil eder ve salt offline simülasyondan daha gerçekçi bir doğrulamadır.

Ancak gerçek saha koşullarındaki PV modül yaşlanması, inverter termal davranışı, şebeke empedans değişimleri, sensör arızaları, uzun süreli harmonik maruziyet ve gerçek santral koruma sistemlerinin tamamını temsil etmez.

Çalışmanın doğrudan desteklediği sonuçlar

• GPOA-P&O partial shading altında yerel maksimumda kalma riskini azaltmaktadır.
• LADRC DC-link ve akım kontrolünde PI tabanlı baseline'lara göre daha hızlı transient response göstermiştir.
• DSOGI-FLL dengesiz grid voltage altında pozitif/negatif dizi ayrımını ve faz takibini sürdürebilmektedir.
• 2LG HIL testinde DC-link yaklaşık 900 ±15 V içinde kalmıştır.
• 2LG HIL testinde current THD ≤%3 raporlanmıştır.
• 2LG testinde yaklaşık 100 kVAR reaktif güç desteği sağlanmıştır.
• Simülasyon ve HIL sonuçları aynı 2LG senaryosunda benzer eğilim göstermiştir.
• Önerilen kontrol PI ve SCSO-tuned PI baseline'larına göre daha iyi fault recovery sonuçları vermiştir.

Çalışmanın desteklemediği genellemeler

• Toplam PV dönüştürme zincirinin %99'dan daha verimli olduğu söylenemez.
• Önerilen yöntemin tüm gerçek şebeke arızalarında %100 başarılı olduğu kanıtlanmamıştır.
• Şiddetli harmonik bozulma veya geniş frekans sapmalarında performans doğrudan test edilmemiştir.
• Line-to-line fault bu çalışmada doğrudan deneysel olarak doğrulanmamıştır.
• Uzun dönem PV modül, DC-link kapasitörü veya yarıiletken yaşlanması modellenmemiştir.
• Bütün ikinci harmonik güç salınımlarının K=0 kontrol modunda tamamen ortadan kaldırıldığı söylenemez.
• SLG senaryosundaki sayısal güç değerleri kaynak içinde tam olarak tutarlı değildir.

Gelecek çalışma

Yazarlar sistemin line-to-line faults, frekans sapmaları, grid-voltage harmonics ve birleşik fault-harmonic koşulları altında daha geniş biçimde doğrulanmasını önermektedir.

Ayrıca converter losses, sensor noise, parameter mismatch, uzun dönem yaşlanma, çoklu inverterli PV santralleri ve daha gelişmiş reinforcement-learning / nonlinear disturbance-rejection yaklaşımlarıyla karşılaştırma gelecekteki çalışma alanları olarak belirtilmiştir.

Kaynak ve Yöntem Notu

Özgün çalışma: Coordinated LADRC and GPOA-P&O MPPT for Robust Fault Ride-Through and Power Stability in Grid-Connected PV Systems.

Yazarlar: Tianhao Zhu, Zhenglu Shi, Hui Xiao, Zhihong Zeng, Chao Min, AL-Wesabi Ibrahim, Hassan M. Hussein Farh ve Abdullah M. Al-Shaalan.

Sorumlu yazar: Zhenglu Shi.

Kurumlar: Changsha University of Science and Technology; Hunan University; Imam Mohammad Ibn Saud Islamic University; King Saud University.

Yayın: Machines, 2026, 14, 876. MDPI.

DOI: 10.3390/machines14080876

Yayın süreci: 15 Haziran 2026'da alınmış, 11 Temmuz 2026'da revize edilmiş, 23 Temmuz 2026'da kabul edilmiş ve 1 Ağustos 2026'da yayımlanmıştır.

Hakemlik: Hakemli araştırma makalesidir.

Lisans: Creative Commons Attribution (CC BY).

PV sistem gücü: 100 kW.

DC-link: 900 V, 3000 µF.

Grid filter inductance: 3 mH.

Simülasyon: MATLAB/Simulink 2024a.

HIL: NI PXIe tabanlı gerçek zamanlı platform + DSP 180 kontrol arayüzü; 10 kHz inverter switching ve 20 kHz controller sampling.

Ana yöntemler: GPOA-P&O–ESF global MPPT, LADRC/LESO, DSOGI-FLL/PNSC, VOC, positive/negative-sequence current control ve LVRT reactive power reference generation.

Finansman: Ongoing Researchers Funding Program, King Saud University, Grant ORF-2026-337.

Veri erişilebilirliği: Çalışmanın özgün katkılarının makale içinde bulunduğu, ilave soruların sorumlu yazara yöneltilebileceği belirtilmiştir.

Çıkar çatışması: Yazarlar çıkar çatışması olmadığını beyan etmiştir.

Temel yöntemsel sınırlılıklar: Çalışma simülasyon ve HIL ağırlıklıdır; saha ölçekli uzun dönem PV santral doğrulaması yapılmamıştır. Converter losses, sensor noise, parametre belirsizliği ve yaşlanma ayrıntılı olarak modellenmemiştir. Şiddetli harmonik ve geniş frekans sapması senaryoları gelecekteki çalışmaya bırakılmıştır. Bazı 1LG sayısal değerleri ve ikinci harmonik güç salınımı ifadeleri kaynak içinde birbiriyle tam uyumlu değildir.