Low-Voltage Ride-Through (LVRT) ni uwezo wa mfumo wa photovoltaic uliounganishwa na gridi kuendelea kufanya kazi bila kujitenga na gridi wakati wa kushuka kwa muda mfupi kwa voltage, kuweka mkondo wa inverter ndani ya mipaka salama, na kutoa mkondo tendaji inapohitajika ili kusaidia voltage ya gridi. Katika utafiti huu, mbinu tatu za udhibiti zimeunganishwa katika muundo mmoja kwa mfumo wa PV wa hatua mbili, awamu tatu na uliounganishwa na gridi wa 100 kW: GPOA-P&O–ESF MPPT kwa kutafuta global maximum power point, LADRC kwa kukadiria na kukandamiza usumbufu wa voltage na mkondo, na DSOGI-FLL kwa kutenganisha vipengele vya positive/negative sequence na kufuatilia phase-frequency katika hali za gridi zisizo na uwiano.

Katika matokeo ya MATLAB/Simulink na Hardware-in-the-Loop yanayotegemea NI PXIe, muundo ulioratibiwa uliopendekezwa uliweka voltage ya DC-link karibu na 900 V katika hali za kushuka kwa voltage za SLG, 2LG na 3LG, ulidhibiti mkondo wa inverter, ulitoa msaada wa reactive power na ukaonyesha recovery ya haraka baada ya fault. Katika hali ya 2LG yenye voltage sag ya 0,5 pu, nguvu ya PV ilishuka kutoka 100 kW hadi 60 kW na kurudi 100 kW baada ya fault kuondolewa; reactive power ilipanda kwa muda hadi takriban 100 kVAR; current THD ilidumishwa chini ya %3 na mfumo ukarejea katika hali ya kawaida ndani ya chini ya sekunde 0,1. Hata hivyo, baadhi ya sehemu za makala zina kutokulingana kwa ndani kuhusu thamani za nguvu za hali ya SLG na madai kwamba second-harmonic power oscillations zimekandamizwa kabisa.

Kwa nini LVRT inahitajika?

Wakati wa short circuit au voltage sag kwenye gridi, kujitenga ghafla kwa PV inverter kunaweza kuzidisha uthabiti wa voltage, hasa katika gridi zenye kiwango kikubwa cha PV penetration. Kwa hiyo grid code za kisasa hutaka kituo cha PV kiendelee kuunganishwa ndani ya maeneo fulani ya voltage-time na kusaidia urejeshaji wa voltage kwa kutoa reactive current.

Voltage inaposhuka, active power ambayo gridi inaweza kupokea hupungua. Ikiwa upande wa PV utaendelea kuzalisha, nishati inaweza kujikusanya kwenye capacitor ya DC-link na voltage ya DC-link ikaongezeka. Wakati huohuo, mkondo wa inverter pia unaweza kuvuka mipaka yake ya kawaida.

Muundo wa Udhibiti katika Utafiti Huu Una Vipengele Gani?

Usanifu uliopendekezwa hutumia pamoja tabaka tatu kuu za udhibiti:

Muundo wa kimwili wa mfumo wa PV

Kielelezo 3 kwenye ukurasa wa 6 wa utafiti chanzo kinaonyesha mfumo kama muundo wa PV converter wa hatua mbili.

Mlolongo wa nishati:

PV array → DC-DC boost converter → DC-link → three-phase inverter → filter → step-up transformer → grid

ndivyo ulivyo.

Nguvu ya kawaida ya mfumo wa PV ni 100 kW, na reference ya DC-link ni 900 V.

Modeli ya PV array

Utafiti hutumia modeli sawa ya diodi mbili kwa PV module. Katika modeli hiyo, photocurrent, diodi mbili, series resistance na shunt resistance huzingatiwa pamoja.

Vigezo vya PV array ni pamoja na:

• Nguvu ya paneli: 255 W
• Voc: 37,94 V
• Isc: 8,76 A
• Vmpp: 30,71 V
• Impp: 8,37 A
• Idadi ya paneli za mfululizo: 10
• Idadi ya safu sambamba: 39

.

GPOA-P&O Inatofautianaje na P&O ya Kawaida?

Perturb and Observe (P&O) ya kawaida inaweza kuwa rahisi na yenye ufanisi kwenye P-V curve yenye peak moja. Katika partial shading, bypass diodes zinaweza kusababisha local maxima nyingi na P&O ya kawaida inaweza kubaki kwenye peak isiyo sahihi.

Mbinu iliyopendekezwa kwanza hujaribu kubaini kama mfumo uko chini ya uniform irradiance au partial shading.

Utafiti umefafanua makadirio mawili ya irradiance:

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

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

na:

\[ |G_1-G_2|<30 \]

hutumika kama hali ya uniform,

\[ |G_1-G_2|>30 \]

na hutumika kama kiashirio cha partial shading.

Kizingiti hiki cha 30 W/m² ni parameter ya kiempiria maalum kwa paneli na hali za majaribio katika utafiti chanzo.

Nini hutokea partial shading ikigunduliwa?

Katika hali ya kawaida ufuatiliaji wa moja kwa moja wa P&O hutumika; partial shading ikigunduliwa, algorithm huchanganua pointi kadhaa za voltage zinazowezekana ili kutafuta eneo la global maximum power na kisha huhamia kwenye fine tracking kwa P&O.

Lengo la mbinu hii ni kupata global peak kwa haraka zaidi bila kuendelea kuchanganua P-V curve nzima kila wakati.

LADRC ni Nini?

Linear Active Disturbance Rejection Control (LADRC) ni mbinu ya udhibiti inayochukulia unknown internal dynamics na external disturbances za modeli ya mfumo kama “total disturbance” moja na kujaribu kuzikadiria kwa wakati halisi kupitia Linear Extended State Observer (LESO).

Mfumo wa msingi:

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

huchukuliwa kwa namna hiyo.

Hapa \(f(t)\) inawakilisha jumla ya model uncertainty na external disturbances.

LESO hukadiria disturbance hii kama state variable ya ziada na kuikompensati kwa mwelekeo tofauti kwenye control input.

Kwa nini LADRC ilitumika badala ya PI?

Katika udhibiti wa kawaida wa PI, integral action huanza baada ya error kutokea. Katika disturbances kubwa za gridi, muundo huu unaweza kuwa nyeti zaidi kwa overshoot, recovery ya polepole au integral windup.

LADRC hulenga kukadiria total disturbance kupitia observer na kuikompensati mapema zaidi.

Katika utafiti, LADRC ilitumika kwa:

• PV voltage loop,
• PV current loop,
• DC-link voltage loop,
• grid current loop

.

Mipangilio ya LADRC

Observer bandwidth ilichaguliwa kuwa takriban mara nne ya controller bandwidth.

Nini Hutokea LADRC Bandwidth Ikiongezwa Sana?

Bandwidth ndogo hupunguza kasi ya disturbance rejection na huongeza DC-link recovery time. Bandwidth kubwa sana, ingawa kinadharia hutoa udhibiti wa haraka zaidi, huongeza sensitivity kwa measurement noise na voltage/current ripple.

Jedwali 3 la chanzo linafafanua nominal bandwidth kama operating point yenye uwiano bora kati ya kasi, overshoot ndogo na uwezo wa kustahimili noise.

Kwa nini DSOGI-FLL inahitajika?

Katika gridi ya awamu tatu iliyo na uwiano, PLL ya kawaida inaweza kutosha. Hata hivyo, katika single-line-to-ground au double-line-to-ground faults, negative-sequence voltage hutokea na SRF-PLL ya kawaida inaweza kuvurugika katika phase tracking.

Muundo wa DSOGI-FLL:

• hutengeneza vipengele vya α-β,
• hutengeneza orthogonal signals zilizohamishwa kwa 90°,
• hutenganisha positive na negative sequence,
• hufuatilia grid frequency kwa adaptive kupitia FLL.

DSOGI-FLL Hutoa Nini Wakati wa Fault?

DSOGI-FLL hasa huwezesha ufuatiliaji wa kuaminika wa positive-sequence phase angle wakati wa asymmetric grid faults.

Sehemu ya matokeo ya makala inaripoti kwamba phase error ilibaki chini ya 0,5° na mfumo uliendelea na phase tracking sahihi hadi takriban %40 voltage asymmetry.

Taarifa hii ni muhimu kwa kutengeneza reactive current references katika phase sahihi.

Reactive power huamuliwaje?

Utafiti hutumia reference inayotegemea mbinu ya China grid code.

Voltage ikiwa juu ya 0,9 pu:

\[ Q_{ref}=0 \]

kati ya 0,2-0,9 pu:

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

na chini ya 0,2 pu:

\[ Q_{ref}=1.05S \]

hutumika.

Lengo ni kuongeza reactive current support kadiri voltage inavyoshuka zaidi.

Overcurrent ya inverter inazuiwaje?

Active na reactive power references huwekwa ndani ya mipaka ya apparent power na current inayoruhusiwa kwa inverter.

Katika voltage sag, reactive support inapopewa kipaumbele zaidi, active power reference hupunguzwa kwa:

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

.

Kwa njia hii inverter hujaribu kutovuka current limit wakati ikitoa reactive support.

Kwa Nini DC-Link Voltage Huongezeka Wakati wa Fault?

Tofauti inapojitokeza kati ya nishati inayozalishwa na PV panel na nishati inayoweza kuhamishwa kwenye gridi, nishati ya ziada hukusanyika katika DC-link capacitor.

Uwiano wa msingi wa nishati:

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

.

Grid voltage inaposhuka, \(P_g\) hupungua; lakini ikiwa \(P_{pv}\) haipungui kwa kasi sawa, \(V_{dc}\) huongezeka.

Utafiti hutumia LADRC kudhibiti DC-link flow na, inapohitajika, discharge resistor kuondoa nishati ya ziada.

Nini Kilitokea katika SLG Fault?

Utafiti ulichunguza single-line-to-ground fault iliyoshuka hadi kiwango cha 0,3 pu.

Katika maandishi ya chanzo kuna inconsistency ya namba kwa scenario hii. Maelezo ya kwanza katika sehemu ya matokeo yanasema upande wa PV ulidumishwa karibu 100 kW, grid active power ilishuka hadi takriban 60 kW wakati wa fault na reactive power ilipanda hadi takriban 100 kVAR.

Kinyume chake, Jedwali 5 linaorodhesha kwa scenario ileile ya 1LG 0,3 pu PV power 50 → 50 ±%2 kW, grid real power takriban 100 → 100 ±%2 kW na reactive power 0 → 0.

Kwa kuwa thamani hizi hazilingani, scenario moja ya namba haipaswi kuchaguliwa kama “matokeo sahihi”.

Hata hivyo, grafu za chanzo zinaonyesha kwa pamoja matokeo yafuatayo:

• DC-link voltage deviation hudumishwa kuwa ndogo.
• Inverter current hudumishwa ndani ya mipaka.
• Baada ya fault, mfumo hurudi haraka kwenye nominal regime.
• Mbinu iliyopendekezwa ya GPOA-P&O + LADRC inaonyesha transient deviation ndogo kuliko mbinu za kawaida za P&O/PI.

Matokeo ya 2LG Fault Yalikuwaje?

Double-line-to-ground fault ni mojawapo ya scenario zilizoripotiwa kwa uthabiti zaidi katika utafiti.

Fault:

• Mwanzo: 0,4 s
• Mwisho: 0,7 s
• Voltage sag: 0,5 pu

ilitumika.

Je, matokeo ya HIL yanaendana na simulation ya 2LG?

Ndiyo. Jedwali 8 la chanzo linasema matokeo ya HIL yanaendana kwa karibu na trend ya simulation.

Katika scenario ya 2LG, HIL ilionyesha:

• PV power: 100 → 60 → 100 kW
• DC-link: takriban 900 V ±15 V
• Grid active power: 100 → 60 → 100 kW
• Reactive power: 0 → takriban 100 → 0 kVAR
• Current THD: ≤%3
• Recovery: takriban 0,08-0,10 s

.

Nini Kilionekana katika 3LG Fault?

Katika three-line-to-ground fault, voltage sag ya takriban %60 ilitumika.

Chanzo kinaripoti kuwa upande wa PV uliendelea kuzalisha takriban 100 kW, grid active power ilipunguzwa hadi takriban 50 kW na reactive support ya takriban 50 kVAR ilitolewa.

Baada ya fault, mfumo ulirudi kwenye hali ya kabla ya fault ndani ya takriban 100 ms.

Ingawa sentensi ya kwanza ya sehemu hii katika maandishi ya chanzo inasema “SLG”, kichwa cha sehemu na Kielelezo 21-22 vinaonyesha wazi kwamba hii ni scenario ya 3LG.

Je, Second-Harmonic Power Oscillations Ziliondolewa Kabisa?

Baadhi ya sehemu za chanzo zinatumia kauli yenye nguvu kuelekea hitimisho hilo; hata hivyo, ufafanuzi wa mathematical control unahitaji tafsiri ya tahadhari zaidi.

Katika chanzo, kwa chaguo \(K=0\):

• negative-sequence current hukandamizwa,
• double-frequency power oscillations huvumiliwa

imeelezwa.

Kwa hiyo inaweza kusemwa kuwa mbinu hii hupunguza kwa kiasi kikubwa DC-link na power oscillations; lakini kulingana na mathematical control mode ya utafiti, haiwezi kuhitimishwa kwamba vipengele vyote vya second-harmonic active/reactive power vinafanywa sifuri kabisa katika kila hali.

Mbinu na Matokeo ya Utafiti

Mlolongo wa udhibiti

Dynamic performance

Ulinganisho wa MPPT

Katika Kielelezo 18 cha chanzo, P&O, PSO, GWO, HHO na GPOA-P&O iliyopendekezwa zililinganishwa chini ya variable irradiance profile ileile.

Mbinu iliyopendekezwa ilionyesha:

• global peak convergence ya haraka zaidi,
• power tracking error ndogo zaidi,
• PV power oscillation ndogo zaidi,
• DC-link thabiti zaidi

.

Thamani ambayo makala imetoa kama “>%99 efficiency” hapa inamaanisha MPPT tracking efficiency; si overall energy conversion efficiency ya mlolongo wote wa boost-inverter-transformer.

Uthibitishaji wa HIL ulifanywaje?

Uthibitishaji wa wakati halisi ulifanywa kwenye platform inayotegemea NI PXIe.

Modeli ilijumuisha:

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

.

Control algorithm iliendeshwa kupitia interface ya DSP 180.

Switching frequency: 10 kHz

Control sampling: 50 µs = 20 kHz

zilichaguliwa.

Je, HIL Test Inamaanisha Field Test ya Kituo Halisi cha PV?

Hapana. Hardware-in-the-Loop test hujumuisha real-time computation, control card, signal sampling na hardware interface delays ndani ya mfumo, na ni uthibitishaji halisi zaidi kuliko offline simulation pekee.

Hata hivyo, haiwakilishi kikamilifu PV module aging katika hali halisi za field, inverter thermal behavior, mabadiliko ya grid impedance, sensor failures, long-term harmonic exposure na mifumo yote ya protection ya kituo halisi.

Matokeo yanayoungwa mkono moja kwa moja na utafiti

• GPOA-P&O hupunguza hatari ya kubaki kwenye local maximum chini ya partial shading.
• LADRC imeonyesha transient response ya haraka zaidi katika DC-link na current control kuliko PI-based baselines.
• DSOGI-FLL inaweza kuendelea na positive/negative sequence separation na phase tracking chini ya unbalanced grid voltage.
• Katika 2LG HIL test, DC-link ilibaki ndani ya takriban 900 ±15 V.
• Katika 2LG HIL test, current THD ≤%3 iliripotiwa.
• Katika 2LG test, reactive power support ya takriban 100 kVAR ilitolewa.
• Simulation na HIL results zilionyesha trend zinazofanana katika scenario ileile ya 2LG.
• Control iliyopendekezwa ilitoa fault recovery bora kuliko PI na SCSO-tuned PI baselines.

Generalizations ambazo utafiti hauungi mkono

• Haiwezi kusemwa kuwa total PV conversion chain ina efficiency ya zaidi ya %99.
• Haijathibitishwa kuwa mbinu iliyopendekezwa ni %100 successful katika faults zote halisi za gridi.
• Performance chini ya severe harmonic distortion au wide frequency deviations haijajaribiwa moja kwa moja.
• Line-to-line fault haijathibitishwa moja kwa moja kwa majaribio katika utafiti huu.
• Long-term aging ya PV module, DC-link capacitor au semiconductor haijamodeliwa.
• Haiwezi kusemwa kuwa second-harmonic power oscillations zote zimeondolewa kabisa katika K=0 control mode.
• Numerical power values katika scenario ya SLG hazilingani kikamilifu ndani ya chanzo.

Kazi ya baadaye

Waandishi wanapendekeza mfumo uthibitishwe kwa upana zaidi chini ya line-to-line faults, frequency deviations, grid-voltage harmonics na combined fault-harmonic conditions.

Pia, comparison na converter losses, sensor noise, parameter mismatch, long-term aging, multi-inverter PV plants na mbinu za juu zaidi za reinforcement-learning / nonlinear disturbance-rejection zimetajwa kama maeneo ya kazi ya baadaye.

Maelezo ya Chanzo na Mbinu

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

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

Mwandishi anayewasiliana: Zhenglu Shi.

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

Uchapishaji: Machines, 2026, 14, 876. MDPI.

DOI: 10.3390/machines14080876

Mchakato wa uchapishaji: Ulipokelewa 15 Juni 2026, ukarekebishwa 11 Julai 2026, ukakubaliwa 23 Julai 2026 na kuchapishwa 1 Agosti 2026.

Peer review: Ni makala ya utafiti iliyopitiwa na wataalamu.

Leseni: Creative Commons Attribution (CC BY).

Nguvu ya mfumo wa PV: 100 kW.

DC-link: 900 V, 3000 µF.

Grid filter inductance: 3 mH.

Simulation: MATLAB/Simulink 2024a.

HIL: NI PXIe-based real-time platform + DSP 180 control interface; 10 kHz inverter switching na 20 kHz controller sampling.

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

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

Upatikanaji wa data: Imeelezwa kuwa michango asilia ya utafiti imo ndani ya makala na maswali ya ziada yanaweza kuelekezwa kwa mwandishi anayewasiliana.

Mgongano wa maslahi: Waandishi wametangaza kuwa hawana mgongano wa maslahi.

Vikwazo vikuu vya kimetodolojia: Utafiti unategemea zaidi simulation na HIL; field-scale long-term PV plant validation haikufanywa. Converter losses, sensor noise, parameter uncertainty na aging hazikumodeliwa kwa kina. Severe harmonic na wide frequency deviation scenarios zimeachwa kwa kazi za baadaye. Baadhi ya numerical values za 1LG na kauli kuhusu second-harmonic power oscillation hazilingani kikamilifu ndani ya chanzo.