Parallelldrift av generatorer

Når generatorene går parallelt, vil de som regel oppføre seg omtrent som om de er koblet til et sterkt nett. Likevel vil ikke spenning (U), frekvens (f) og turtall (n) være helt stabile – de kan variere litt, avhengig av belastningen og reguleringen.
 

• Reaktiv effekt (kVAr) styres av magnetiseringen (feltstrømmen).
• Aktiv effekt (kW) styres av pådraget (drivstofftilførselen til motoren).

I tegninga over tar vi utgangspunkt i at både magnetisering og pådrag justeres manuelt, men i praksis skjer dette automatisk via skipets kraftstyringssystem (PMS – Power Management System).

Krav til god parallellkobling

Når generatorer skal parallellkobles, må de rotere helt synkront. For å få en stabil og jevn lastfordeling mellom to generatorer, må:

• Drivmaskinene ha samme turtallsstatikk (respons på endret belastning).
• Generatorene ha samme spenningsstatikk (hvordan spenningen endres ved belastning).

Disse forholdene er viktige for at lastfordelingen skal fungere riktig – mer om dette i delen om parallellkjøring.

Vi skal nå se på hva som skjer når vi forandrer på pådrag og magnetisering på et svakt nett.

Vi tar utgangspunkt i at begge generatorene har lik lastfordeling. Dette vil igjen si at de leverer like stor aktiv og reaktiv effekt til lasten. Strømdiagrammet er da lik for begge generatorene. Se for øvrig i figuren under.

Vektordiagrammene ovenfor illustrerer hvordan strøm og spenning påvirkes når vi øker pådraget på dieselmotor I.

Hva skjer når vi justerer pådrag og magnetisering i et svakt nett?

La oss si at vi har to generatorer som i utgangspunktet deler lasten likt – altså leverer like mye aktiv og reaktiv effekt. Strømforløpet er identisk for begge, og vektordiagrammene viser strøm og spenning.

Øker vi pådraget på dieselmotor I:

• Generator I forsøker å levere mer aktiv effekt.
• Men fordi generatorene er koblet til samme nett, kan den ikke øke frekvensen eller spenningen alene.
• I stedet øker den aktive strømkomponenten ut fra generator I, og den reduseres tilsvarende fra generator II.
• Resultat: Generator I overtar mer av den aktive lasten.

Selv om totalbelastningen i systemet er den samme, endres fordelingen:

• Diesel I får høyere last enn pådrag, og
• Diesel II får høyere pådrag enn last.

Dette gjør at begge dieselmotorene øker turtallet noe – siden de fortsatt er koblet til hver sin generator i samme nett.

Dette medfører:

• Større spenningsfall i begge generatorer, og endringer i strømretningen.
• Når turtallet og polhjulshastigheten øker, stiger også den induserte spenningen.
• Det fører til at klemmespenningen (U) stiger noe for begge generatorer.

Oppsummert når vi øker pådraget:

• Turtall (n) øker likt for begge.
• Frekvens (f) øker likt.
• Spenning (U) øker likt.

Tilsvarende vil en reduksjon i pådrag føre til redusert turtall, frekvens og spenning. Samtidig vil den aktive effekten flytte seg mellom generatorene.

Hva skjer når vi justerer magnetiseringen?

Øker vi magnetiseringen på generator I, mens lastfordelingen ellers er nøytral:

• Generator I vil levere mer reaktiv effekt (kVAr) til nettet.
• Generator II leverer da mindre reaktiv effekt.
• Generatorene får da ulik effektfaktor (cos φ).

Det betyr at:

• Vi har nå overkompensert reaktivt – altså for høy magnetisering i forhold til den reaktive lasten.
• Dette fører til at klemmespenningen stiger noe for begge generatorene.

Hva er et "svakt nett"?

Et svakt nett er et elektrisk system med:

• Høy impedans (f.eks. lang kabel, liten kortslutningsytelse).
• Lav evne til å holde spenning og frekvens stabile når belastning eller produksjon endres.

Typisk ser man dette i:

• Isolerte systemer med få eller små generatorer (som på et skip).

Før en generator kan kobles parallelt med en eller flere andre generatorer via hovedtavlen, må den synkroniseres korrekt. Dette er avgjørende for å sikre stabil drift, jevn lastfordeling og for å unngå skadelige strømstøt eller mekaniske påkjenninger.

Krav til parallellkjøring.

For at synkronisering og påfølgende parallellkjøring skal kunne gjennomføres på en sikker og effektiv måte, må følgende elektriske og mekaniske betingelser være tilnærmet oppfylt:

1. Tilnærmet spenningslikhet
2. Tilnærmet frekvenslikhet
3. Tilnærmet faselikhet (fasevinkel)

1. Spenningslikhet

Spenningslikhet betyr at generatorens og hovedtavlens fasespenninger har samme amplitude og svinger i takt. Det normale er at spenningene er like, men en liten forskjell aksepteres. I dette tilfellet har generatoren litt høyere fasespenning enn hovedtavlen, noe som er tillatt så lenge det er innenfor grenseverdier.

Svevespenning

Begrepet svevespenning beskriver den midlertidige spenningsforskjellen mellom hovedtavlens og generatorens spenninger som følge av faseforskjellen like før synkronisering. Målet er å koble inn generatoren når svevespenningen er nær null – vanligvis når synkroskopets viser peker rett opp (kl. 12) og roterer med klokken.

Eksempel

I et 440 V-anlegg vil svevespenningen kunne nå 508 V i faseopposisjon.

Spenningslikhet innebærer også at spenningene når nullpunkt og toppverdier samtidig – altså at bølgeformene er i fase.

2. Frekvenslikhet

Frekvenslikhet betyr at generatorens frekvens er lik frekvensen i hovedtavlen (for eksempel 50 Hz). Men i praksis justeres generatorens turtall litt over nettets for å oppnå rotasjon i synkroskopet. En forskjell på ca. 0,5 Hz gir passende synkronoskoprotasjon og gjør at generatoren leverer aktiv effekt rett etter innfasing.

Går generatoren med lavere turtall enn nettet, vil den trekke retureffekt etter innkobling. Dette er uønsket, og vern (effektbryter) vil i så fall kunne koble ut generatoren.

3. Faselikhet

Faselikhet innebærer at generatorens og nettets spenningsvektorer peker i samme retning – altså at de er i samme fasevinkel. Dette sikrer korrekt og støt-fri innkobling.

• Dersom generatoren går for sakte, vil fasen henge etter, og generatoren vil ikke kunne kobles inn korrekt.
• Går generatoren for fort, vil fasen ligge foran. Riktig rotasjonshastighet gir en langsom, medurs bevegelse på synkroskopet.

For mer detaljerte tekniske krav og anbefalinger vises det til NEK 410A.

Instrumenter for synkronisering

a) Synkroskop

Et synkroskop brukes til å vise faseforskjellen og rotasjonshastigheten mellom generator og tavle.

• Medurs rotasjon → Generatoren går for fort
• Moturs rotasjon → Generatoren går for sakte
  Riktig innkobling skjer når viseren står rett opp (kl. 12) og går med klokken.

b) Tre faselamper

Et alternativ til synkroskop er bruk av tre faselamper koblet mellom tilsvarende faser. Disse kan kobles:

Mørk innfasing

1. Rett over fase mot fase (L1-L1, L2-L2, L3-L3)
   → Alle lamper mørke samtidig = fase likhet.

Lys innfasing

1. Krysskoblet (L1-L2, L2-L3, L3-L1)
   → Alle lamper lyser eller slukker samtidig = riktig fase og rekkefølge.

Mørk innfasing

Mørk innfasing, figur under.

Hver lampe er koblet over sine respektive faser, og når alle tre lampene er helt mørke så er generator i fase med de andre generatorene. Like faser skal ha null spenningen mellom seg når effektbryter lukker, og kortslutter mellom de respektive like fasene. Spenning mellom fasene vil forårsake kortslutningsstrømmer avhengig av U_f.

Lys innfasing (metode 1).

Krysskobling (fase mot forskjøvet fase)

Dette er den metoden du refererer til.

• L1 (generator) → L2 (tavle)
• L2 (generator) → L3 (tavle)
• L3 (generator) → L1 (tavle)

Hva skjer her?

• Når to lamper lyser og én er mørk, betyr det at det er et lite faseavvik mellom generator og tavle.
• Den lampen som er mørk, viser at spenningen mellom de to krysskoblede fasene er tilnærmet null → disse to fasene er i fase.
• Når lampene roterer i et bestemt mønster, indikerer det om generatoren går for fort eller for sakte, og om fasefølgen er korrekt.

Innfasing skjer når den mørke lampen "roterer med klokken", og du kobler inn når den er i posisjon 12 (øverst).

Slik tolker du mønsteret:

Lysmønster	Betydning
2 lamper lyser, 1 mørk	Faseavvik nær null mellom én fasepar
Mørk lampe roterer med klokken	Generator har litt høyere frekvens → klar til innfasing
Mørk lampe roterer mot klokken	Generator går for sakte
3 lamper blinker jevnt og samtidig	Enten i fase (alle mørke) eller i faseopposisjon (alle lyse)
Ujevn blink eller tilfeldig mønster	Feil fasefølge eller for stor frekvensforskjell

Lys innfasing (metode 2)

Lysinnfasing med kobling:

• L1 (generator) → L2 (tavle)
• L2 (generator) → L1 (tavle)
• L3 (generator) → L3 (tavle)

Analyse av koblingen.

Fasepar som kobles:

• Lampe 1 (L1–L2): mellom to forskjellige faser → vil vise svingende lys (avhengig av fasevinkel og frekvensforskjell)
• Lampe 2 (L2–L1): også mellom to forskjellige faser → samme forhold, men speilvendt
• Lampe 3 (L3–L3): mellom samme fase → vil være mørk når fasene er i fase, og lyse når de er i opposisjon

Lampe 3 (L3–L3):

• Dette er direktekobling, og gir tydelig indikasjon på faselikhet for L3:
  • Mørk lampe → L3 (generator og tavle) er i fase → godt tidspunkt for innfasing
  • Lys lampe → L3 i faseopposisjon → ikke koble inn

Lampe 1 og 2 (L1–L2 og L2–L1):

• Disse er krysskoblet mellom ulike faser, og vil lyse periodisk, avhengig av:

  • Faseforskjell
  • Frekvensforskjell

• Du vil ofte se en roterende effekt mellom disse to lampene (enten med eller mot urviseren), akkurat som ved vanlig 3-fase krysskobling.

Praktisk bruk.

Denne koblingen kan:

• Gi dobbel informasjon:
  • Lampe 3 gir deg klar beskjed om faselikhet i én fase (L3)
  • Lamper 1 og 2 gir deg rotasjonsretning og fasefølge
• Være nyttig om du ønsker en kombinasjon av direkte faseindikasjon og rotasjonssjekk uten synkroskop

DEIF LSQ (Lamp Synchronising Device) er et lampebasert synkronoskop som brukes for å manuelt synkronisere en generator med en eksisterende strømforsyning (f.eks. hovedtavle eller landstrøm), ved hjelp av faselamper. Dette er en robust og enkel metode for å vurdere faseforhold uten bruk av analog viserinstrument eller digital synkroskop.

LSQ fra DEIF bruker tre lamper, koblet mellom generatorens og tavlens respektive faser. Dette gir en visuell indikasjon på:

• Faseforskjell
• Frekvensforskjell
• Fasefølge

Koblingsprinsipp

Vanligvis kobles LSQ-lampene i krysskobling:

• L1 (GEN) – L2 (BUS)
• L2 (GEN) – L3 (BUS)
• L3 (GEN) – L1 (BUS)

Dette gir en roterende lyssekvens dersom fasefølgen er riktig og frekvensen på generatoren er høyere enn nettet.

Hva lampene viser:

Roterende lys mønster

• Når generatorens frekvens er litt høyere enn tavlens, vil lysene rotere med urviseren.
• Dette betyr at generatoren "jager" fasene i nettet → riktig for innfasing.

Mørkt punkt

• Når alle tre lamper er mørke samtidig, er fasene i fase (0°) → riktig øyeblikk for innkobling.
• Dersom alle lamper er lyse → faseopposisjon → ikke koble inn.

Rotasjonsretning

• Med urviseren: riktig fasefølge, og generatoren går litt for fort → OK for innfasing
• Mot urviseren: feil fasefølge eller generator går for sakte → må justeres

Fordeler med LSQ

• Enkel og robust teknologi.
• Krever ikke strømforsyning – kun tilkobling til spenningskilder.
• Tåler røffe maritime miljøer (brukes mye i skip og offshore).
• Meget nyttig som backup eller primært synkroniseringsverktøy på små og mellomstore tavler.

Praktisk bruk.

1. Start generator, juster turtall for å få langsom rotasjon på lampene.
2. Observer lysrotasjonen.
   • Riktig rotasjon → klar for innfasing
   • Feil rotasjon → endre faserekkefølge eller juster hastighet
3. Vent til alle lamper er mørke samtidig.
4. Koble inn generatoren manuelt med effektbryter i det øyeblikket.

Beregning av svevespenningen

Når vi skal beregne svevespenningen så kan vi bruke den trigonometriske funksjon av sinus eller cosinussetningen.

Lampe 1.

Vinkelen mellom vektorene til lampe 1 er lik 40⁰.

$U_{s1} = \frac{2}{\sqrt{}3} * 440 * \sin{20deg} = 173,5\ V$

Lampe 2.

Vinkelen mellom vektorene til lampe 2 er lik 80⁰.

$U_{s1} = \frac{2}{\sqrt{}3} * 440 * \sin{40deg} = 326,54\ V$

Lampe 3.

Vinkelen mellom vektorene til lampe 3 er lik 80⁰.

$U_{s1} = \frac{2}{\sqrt{}3} * 440 * \sin{80deg} = 500,28\ V$

Synkronisering

Hva betyr synkronisering av generatorer?

Synkronisering er prosessen med å matche elektriske og mekaniske størrelser for to generatorer slik at de kan kobles sammen trygt:

De fire hovedkravene:

1. Spenning (U) – må være lik i begge generatorer (± 5 %)
2. Frekvens (f) – må være lik (± 0,1 Hz)
3. Fasevinkel – spenningskurvene må være i fase
4. Rotasjonsretning / fasefølgen – må være den samme (L1–L2–L3)

Hvordan gjøres synkronisering i praksis?

1. Måle og justere før innkobling:

   • En synkronoskop eller synkroniseringsinstrument (f.eks. DEIF RSQ-3) viser faseforskjellen og frekvensforskjellen.
   • Lysmetoden (3 lamper) kan også brukes:
     • Alle lamper mørke = perfekt fase
     • Alle lyser samtidig = feil fase
     • Roterende lys mønster = forskjellig frekvens

2. Juster generatoren som skal kobles inn:

   • Bruk turtall (pådrag) for å matche frekvensen.
   • Bruk magnetisering (feltstrøm) for å matche spenningen.

3. Innkobling:

   • Når alle forhold er oppfylt, kobles generatoren inn manuelt (eller automatisk via PMS/AVR).
   • Koble inn «5 på 12».
   • Ved perfekt synkronisering skjer det ingen støtstrømmer eller spenningssprang.

Innkobling ved «5 på 12» metoden.

Når du kobler inn "5 på 12" på synkronoscopet (dvs. litt før 12), gjør du det på et punkt hvor:

• Fasevinkelen mellom generator 2 og nett er nesten lik (nær null).
• Frekvensen til generator 2 er litt høyere enn nettets.
• Pilens bevegelse går med klokka, altså positiv frekvensforskjell – som betyr at generator 2 vil "ta igjen" nettet og synkronisere naturlig.

Hvorfor er dette riktig?

• Når pil går med klokka, betyr det at frekvensen til generator 2 er litt høyere enn nettet. Det er det du vil ha for en myk innkobling – fordi etter innkobling vil den synkroniserte generatoren bremse litt ned og "falle på plass".
• Ved å koble inn "5 på 12", gir du litt rom for denne justeringen. Hvis du venter helt til klokka 12:00 (perfekt fase), kan du treffe akkurat for sent, og fasefeilen blir for stor – det kan gi en liten spenningsstøt.
• Dersom pilen går mot klokka (frekvensen er for lav), kan du få en brå innkobling som gir mekaniske rykk og strømstøt.

Hva skjer ved feil synkronisering?

Hvis generatoren kobles inn med feil fase, frekvens eller spenning:

• Kraftige støtstrømmer kan oppstå.
• Mekanisk påkjenning på aksling og motor.
• Skade på generatorviklinger.
• Ustabil drift eller automatisk utkobling.

Automatisk synkronisering (PMS/AVR).

Moderne systemer om bord bruker automatiserte synkroniseringsfunksjoner:

• Kontrollsystemet justerer turtall og spenning automatisk
• Kobler inn generatoren nøyaktig på riktig tidspunkt
• Reduserer risiko og gir raskere innkobling

Etter innkobling, sjekk at:

• Lasten fordeles jevnt.
• Spenningen holder seg stabil.
• Ingen varsler eller alarmer utløses.

Enkle og praktiske "Do's (Do this) and Don'ts" (Do not do this) -skjema for manuell synkronisering:

Do's – Dette bør du gjøre:

Sjekkpunkt	Forklaring
Spenning lik	Juster magnetisering slik at spenningen til generator 2 ≈ nettspenning
Frekvens litt høyere	Øk turtallet slik at generator 2 har litt høyere frekvens enn nettet
Riktig fasefølge	Bekreft at L1-L2-L3 stemmer med nett (kan sjekkes med fasefølgeinstrument)
Synkronoskop går med klokka	Indikerer at frekvensen til generator 2 er litt høyere enn nettet
Koble inn "5 på 12"	Litt før perfekt fase = myk innkobling
Overvåk strøm og spenning etter innkobling	Sikrer at lasten fordeles riktig og ingen ubalanse oppstår

---

Don'ts – Dette må du unngå:

Feil	Hvorfor det er farlig
Pilen går mot klokka.	Frekvensen er for lav → gir støtstrøm og mekanisk belastning.
Koble inn ved feil spenning.	For høy/lav spenning → spenningssprang i tavla.
Feil fasefølge.	Feil rotasjonsretning og risiko for kortslutning.
Koble inn ved "kl. 6" eller "kl. 3".	Stor fasevinkel → kraftige støtstrømmer og spenningssprang.
For rask pil (stor frekvensforskjell).	Umulig å treffe riktig fase → farlig innkobling
Innkobling uten overvåkning.	Risiko for ubalanse eller overlast umiddelbart etter tilkobling.

Retureffekt

Hvordan oppstår retureffekt?

Retureffekt skjer når drivmaskinen (dieselmotor eller turbin) mister pådraget sitt og ikke lenger kan opprettholde momentet som trengs for å generere strøm. Dette kan skyldes:

• Drivstoffmangel eller svikt i drivsystemet – f.eks. hvis dieseltilførselen stopper eller turbinen får redusert damp- eller trykklufttilførsel.
• Feil på regulatoren – en dårlig justert regulator kan føre til at dieselmotoren ikke reagerer raskt nok på lastendringer.
• Plutselig lastreduksjon – hvis den totale belastningen på systemet synker brått, kan enkelte generatorer miste så mye effekt at de begynner å trekke strøm i stedet for å levere.
• Feil ved synkronisering – hvis en generator kobles feil inn i parallell, kan den umiddelbart begynne å trekke effekt.

Hva skjer når retureffekt oppstår?

Når en generator trekker effekt fra nettet, kan det føre til alvorlige problemer:

1. Belastning på de andre generatorene
   • De andre generatorene må kompensere for den tapte effekten, noe som kan føre til overbelastning og ustabilitet i systemet.
2. Mekanisk skade på drivmaskinen
   • Hvis en dieselmotor fortsetter å rotere uten å få drivstoff, kan den oppleve mekanisk ubalanse og skade på veivakselen eller turboladeren.
   • For en dampturbin kan dette føre til termiske spenninger og skade på lagrene.
3. Elektriske skader på generatoren
   • Generatoren er ikke designet for å fungere som en motor over lengre tid. Dette kan føre til overoppheting, viklingsskader og kortslutning.
4. Fare for blackout
   • Hvis flere generatorer mister effekt samtidig, kan hele systemet kollapse og føre til total strømstans (blackout) på skipet eller anlegget.

Hvordan beskytte seg mot retureffekt?

For å unngå skader og driftsstans må systemet ha beskyttelse mot retureffekt. Dette gjøres ved å bruke et retureffektvern som:

• Overvåker strømretningen i generatoren.
• Sammenligner aktiv effekt som generatoren leverer med en forhåndsinnstilt terskel (vanligvis 5–10 % av nominell effekt).
• Løser ut og kobler fra generatoren automatisk hvis retureffekt oppstår i mer enn noen sekunder.

I tillegg bør man:

• Regelmessig teste og justere regulatorene på dieselmotorene for å sikre at de reagerer riktig på belastningsendringer.
• Sørge for korrekt synkronisering ved parallellkobling av generatorer.
• Ha overvåking av drivstoffsystemet for å unngå uventede stopp i drivmaskinen.

Oppsummering

• Retureffekt oppstår når en generator begynner å trekke effekt fra nettet i stedet for å levere.
• Dette kan skje på grunn av drivstoffmangel, feil på regulatoren, lastendringer eller feil synkronisering.
• Konsekvensene kan være overbelastning av andre generatorer, mekaniske skader, elektriske feil og blackout.
• Retureffektvern beskytter systemet ved å koble ut generatoren automatisk hvis den trekker effekt for lenge.
• Forebygging: Jevnlig testing av regulatorer, riktig synkronisering og overvåking av drivstofftilførsel.

Betingelser for parallellkjøring av synkrongeneratorer

Det er en fordel at generatorene som skal kjøres parallelt er tilnærmet like i størrelse og ytelse, men dette er ikke et absolutt krav for å oppnå stabil drift.

Målet med parallellkjøring er at generatorene fordeler både aktiv og reaktiv effekt jevnt mellom seg. Dersom generatorene er like store, bør lasten fordeles likt. Har de ulik størrelse, bør fordelingen skje proporsjonalt etter kapasitet (i prosent av merkeverdi).

Reaktiv effekt og spenningsregulering
Vi begynner med den reaktive strømmen, som er grunnlaget for den reaktive effekten. For å oppnå jevn fordeling av reaktiv last mellom generatorene, må spenningsregulatorene være innstilt slik at spenningen synker når den reaktive belastningen øker (se illustrasjon nedenfor).

På skip er synkrongeneratorer ofte utstyrt med dempeviklinger i rotoren. Disse bidrar til å redusere effektpendlinger mellom generatorene under drift, noe som øker stabiliteten i systemet (jf. NEK 410A-2021).

Krav til spenningsregulering og effektfordeling
Ved parallell drift må spenningsregulatorene være innstilt slik at både aktiv og reaktiv effekt fordeles stabilt under alle belastningsforhold. Mindre pendlinger i effekt er tillatt – det aksepteres opptil 20 % variasjon i både aktiv og reaktiv effekt, målt i forhold til hver generators merkedata.

Figuren viser generatorens fallende spenning ved økende reaktiv belastning.

Statikk og stabilitet ved parallell drift

Dersom spenningsstatikken settes for lav, kan det føre til ustabil regulering. Resultatet kan bli pendlinger i nettspenningen, og i verste fall kan systemet bli ustabilt og føre til full strømstans – såkalt blackout.

For å sikre stabil drift er det vanlig å sette spenningsstatikken til mellom 2–4 %. Dette anbefales også i NEK 410A:2021.

Krav til spenningsregulering i henhold til NEK 410A.

NEK 410A stiller klare krav til spenningsreguleringen for vekselstrøms generatorer om bord i skip. Generatorene skal være utstyrt med automatiske spenningsregulatorer (AVR) som sikrer at spenningen holdes innenfor ± 2,5 % av merkespenningen under alle stasjonære belastningsforhold.

Ved plutselige lastendringer gjelder følgende krav til momentan spenningsvariasjon:

• Når generatoren går i tomgang og det tilkobles en fullast eller maksimal normal last plutselig, skal det momentane spenningsfallet ikke overstige 15 % av merkespenningen.
• Når en slik belastning plutselig kobles ut, skal momentan spennings økning ikke overstige 20 % av merkespenningen.

Disse kravene skal sikre god spenningskvalitet, stabil parallell drift og redusere risikoen for skade på utstyr og automatiske systemer ved raske lastendringer.

Figuren viser T_r målt fra t = 0 og til generatorspenningen igjen er kommet innenfor ± 2,5 % av stasjonær verdi ved momentant påslag av reaktiv strøm ved cos $\varphi$ = 0 - 0, 4.

Drivmaskinen til generator – regulering av aktiv effekt

Regulering av aktiv effekt og frekvens.

Dieselmotorens regulator, ofte omtalt som pådragsregulator eller governor, styrer motorens drivmoment. Denne reguleringen bestemmer hvor mye aktiv effekt generatoren produserer, og påvirker også systemets frekvens.

Når et aggregat (generator + dieselmotor) er koblet inn på samleskinnene, er det elektrisk låst til de andre generatorene. Det innebærer at alle aggregater på nettet har samme turtall, frekvens og spenning. Dette er en grunnleggende forutsetning for stabil parallell drift.

Effektfordeling mellom aggregater.

Etter synkronisering:

• En økning i pådraget til én dieselmotor vil ikke føre til høyere turtall for den aktuelle generatoren.
• I stedet vil det føre til at denne generatoren overtar en større andel av den totale aktive effekten i anlegget.
• Dette kan medføre en liten økning i frekvensen på samleskinnene, men siden alle aggregater er elektrisk koblet sammen, vil frekvensen justeres felles.

Etter at generatorene er parallellkoblet, fordeles belastningen manuelt eller automatisk ved hjelp av pådragsvendere på hovedtavlefeltet til hvert aggregat.

Automatisk lastfordeling.

Etter at aktiv effekt er jevnt fordelt mellom aggregatene, skal eventuelle endringer i last (økning eller reduksjon) automatisk fordeles proporsjonalt mellom aggregatene, forutsatt at dieselregulatorene er riktig justert og kalibrert. Dette er avgjørende for å unngå ubalansert belastning og ustabil drift.

Lastkurve for dieselmotor – yteevne og knekkpunkt

Figuren under viser en typisk lastkurve for en dieselmotor med regulator. Kurven illustrerer sammenhengen mellom motorens aktive effekt (P) og regulatorens pådrag.

Ved testing av dieselmotorens yteevne skal hver motor prøves individuelt, uten at andre aggregater er i parallell. Under testen økes generatorens aktive belastning gradvis – gjerne i trinn – for å kartlegge motorens evne til å levere effekt.

Etter hvert som belastningen øker, vil også motorens effektproduksjon øke, frem til et punkt hvor pådragsregulatoren gir fullt pådrag, men effekten ikke øker vesentlig videre. Dette punktet betegnes som knekkpunktet, og markerer grensen for hva motoren er i stand til å levere under stabile forhold.

Knekkpunktet er viktig å kjenne til:

• Det gir et mål på motorens maksimale kontinuerlige yteevne.
• Det danner grunnlag for riktig innstilling av lastfordeling ved parallell drift.
• Det brukes som referanse ved feilsøking, ytelsesanalyse og i forebyggende vedlikehold.

I figuren under er det vist en typisk lastkurve for en dieselmotor.

---

Speed droop og statikk for dieselmotorer

Innstillingsområde ved testing.

Ved individuell testing av hver dieselmotor skal det kontrolleres at motorens regulator (governor) kan justeres innenfor et tilstrekkelig frekvensområde:

• For anlegg med merkefrekvens 60 Hz: Turtallet i tomgang bør kunne stilles mellom 57–64 Hz.
• For anlegg med merkefrekvens 50 Hz: Turtallet bør kunne justeres mellom 47–54 Hz.

Dersom dette området ikke kan oppnås, kan det tyde på at regulatoren ikke vil fungere tilfredsstillende i parallell drift.

Krav til statikk i henhold til NEK 410A

NEK 410A stiller krav om at varig endring i dieselmotorens turtall fra tomgang til full aktiv belastning (og motsatt) ikke skal overstige 5 % av motorens nominelle turtall.

Anbefalt innstilling:

For å sikre stabil og balansert effektfordeling ved parallellkjøring, bør statikken justeres til mellom 4–5 %. Alle dieselmotorer i et anlegg bør ha så lik statikk som mulig for å unngå ubalanse i aktiv effekt.

---

Dieselmotorer i parallell drift

• Generatorens statikk bestemmes av spenningsregulatoren (AVR) og påvirker fordelingen av reaktiv effekt (kVAr).
• Dieselmotorens statikk bestemmes av motorens regulator (governor) og styrer fordelingen av aktiv effekt (kW).

Automatisk lastfordeling og turtallsynking.

For at automatisk lastfordeling skal fungere riktig ved parallell drift, må dieselmotorenes regulatorer være korrekt justert.

• Statikken for hver motor må være tilnærmet lik, slik at alle motorene får samme turtallsynking (speed droop) fra tomgang til full belastning.
• Anbefalt turtallsynking er minimum 4 %, noe som gir tilstrekkelig følsomhet og stabilitet i lastfordelingen.

Dersom alle dieselmotorene har lik statikk, vil de:

• Fordele aktiv effekt jevnt mellom seg under drift
• Opprettholde stabil systemfrekvens
• Svare riktig og koordinert ved lastendringer

Ulik statikk gir skjev lastfordeling.

Hvis statikken avviker mellom motorene, vil det føre til:

• Skjev fordeling av aktiv last
• Risiko for overbelastning av enkelte aggregater
• Ustabil eller ineffektiv parallell drift

Illustrasjon (se figurer).

• Figur A: Øverst Viser korrekt lastfordeling når statikken er lik for alle dieselmotorene
• Figur B: Nederst Viser skjev lastfordeling når statikken er ulik

---

Sammendrag av statikken og «Speed Droop» i skipsdieselmotorer

Hva er «Speed Droop»?

«Speed Droop» uttrykkes ofte i prosent og viser hvor mye turtallet synker når lasten øker fra null til full belastning.

I en standard dieselgenerator ligger denne verdien typisk mellom 2–5 %.

Hvorfor er «Speed Droop» viktig?

• Parallell drift av generatorer: På skip der flere dieselgeneratorer arbeider sammen, må de ha en viss droop for å kunne dele lasten stabilt.
• Stabil drift: Hvis regulatoren var 100 % statisk (ingen droop), ville den forsøke å opprettholde et konstant turtall uansett belastning. Dette kunne føre til ustabil drift, særlig når flere generatorer er koblet sammen.
• Unngår overstyring: En viss reduksjon i turtall med økende belastning gir en naturlig stabilisering og hindrer at regulatoren overkorrigerer.

Hvordan beregnes «Speed Droop»?

$Speed\ Droop\,(\%) = \frac{\lbrack n\,\left( \text{ubelastet} \right) - n\,\left( \text{full~belastning} \right)\rbrack * 100\ \%}{n(ubelastet)}$

• n (ubelastet) = nominelt turtall uten last
• n (full belastning) = turtall ved full last

For eksempel, hvis en dieselgenerator har et turtall på 1500 RPM uten last og 1470 RPM ved full last, blir Speed Droop:

$Speed\ Droop\,(\%) = \frac{(1500 - 1470) * 100\ \%}{1500}$ = 2 %

Praktisk betydning i skipsdrift.

• I parallell drift må generatorene ha lik eller justerbar «Speed Droop» for jevn lastdeling.
• For propulsjonsmotorer kan justering av «Speed Droop» påvirke responsen på lastendringer.
• Moderne generatorstyringer kan bruke elektroniske regulatorer for mer presis kontroll av droop.

«Speed Droop» i generatorer – frekvensendring (Hz).

I skipsdieselgeneratorer påvirker Speed Droop ikke bare turtallet til motoren, men også frekvensen (Hz) i det elektriske systemet. Fordi generatorens utgangsfrekvens er direkte knyttet til motorens turtall, vil en endring i belastning føre til en liten reduksjon i frekvens.

Sammenhengen mellom turtall og frekvens.

Frekvensen (f) i en generator er gitt av formelen:

$f = \frac{p \ * \ n}{60} = \frac{\text{polpar} \ * \  \text{turtall i minutter}}{\text{sekund}} = $ polpar * turtall i sekunder

Der:
- f = frekvens (Hz)
- p = antall polpar i generatoren
- n = turtall på dieselmotoren (RPM)

For en standard 4-polet generator:

• Ved 1500 RPM gir den 50 Hz (brukes i Europa og de fleste skip med 50 Hz-system).
• Ved 1800 RPM gir den 60 Hz (brukes i USA og enkelte skip).

Hvordan påvirker «Speed Droop» frekvensen?

Speed Droop fører til at turtallet synker ved økende belastning, noe som direkte reduserer frekvensen. Hvis en dieselmotor har en «Speed Droop» på 3 %, betyr det at frekvensen synker med 3 % av nominell frekvens når belastningen går fra null til full last.

Betydning for driften.

1. Parallell drift: Generatorene må ha lik «Speed Droop» for å fordele lasten jevnt.
2. Kritiske systemer: Visse systemer om bord krever stabil frekvens, så «droopen» må justeres for å unngå store svingninger.
3. Elektroniske regulatorer Moderne generatorstyringer kan redusere «Speed Droop»-effekten for å holde frekvensen mer stabil.

Hvordan justere eller kompensere for «Speed Droop» i skipsgeneratorer

For å sikre stabil drift og jevn lastfordeling mellom generatorene om bord, kan «Speed Droop» justeres eller kompenseres på flere måter:

1. Justering av «Speed Droop» på regulatoren.

Speed Droop styres av dieselmotorens regulator (guvernører), som regulerer drivstofftilførselen for å opprettholde turtallet.

Manuell justering på mekaniske regulator.

• Mange eldre motorer har mekaniske regulatorer med en justerings skrue for Speed Droop.
• Ved å redusere «droopen» (f.eks. fra 4 % til 2 %), blir motoren mer stabil og reagerer raskere på lastendringer.
• Ulempe: For lav droop kan gjøre parallell drift vanskelig fordi generatorene kan begynne å «slåss» om lasten.

Elektroniske regulator.

• Moderne generatorer har elektroniske regulatorer (guvernører) (f.eks. Woodward eller DEGO-systemer).
• Disse kan programmeres til å automatisk justere «droopen» basert på lastkrav og parallell drift.
• Noen systemer har isochronous control, som betyr at frekvensen holdes nesten konstant (0 % droop), men dette krever aktiv lastdeling via et styringssystem.

2. Bruk av Load Sharing-moduler.

For generatorer i parallell drift brukes ofte en load sharing-modul, som justerer droop dynamisk for å sikre jevn lastfordeling.

• Eksempel: Woodward EGCP-3 eller DEIF AGC-systemer.
• Disse enhetene kommuniserer med guvernørene og sørger for at generatorene deler lasten proporsjonalt.
• Dersom én generator har for høy droop, vil den ta for lite last, mens en generator med for lav droop kan ta for mye last og overbelastes.

3. Kompensasjon via frekvensregulatorer.

Hvis frekvenssvingninger blir et problem, kan et automatisk frekvensreguleringssystem installeres:

• Disse systemene overvåker frekvensen i kraftnettet og justerer motorens drivstofftilførsel.
• Typisk brukes AVR (Automatic Voltage Regulator) sammen med regulatoren for å holde spenning og frekvens stabil.

4. Bruk av Isochronous Load Sharing (ILS) i moderne systemer.

• I moderne skip er det vanlig med isochronous load sharing, hvor frekvensen holdes 100 % konstant (ingen droop).
• Dette krever at alle generatorene er koblet sammen via et load-sharing-nettverk, slik at systemet justerer drivstofftilførselen basert på samlet last.

Fordeler med ILS:

• Bedre frekvensstabilitet (f.eks. 50 Hz ± 0,1 Hz)
• Raskere respons på lastendringer
• Mindre manuell justering nødvendig

Ulemper

• Krever avansert styringssystem
• Hvis én generator mister kommunikasjon med systemet, kan det føre til ustabil drift

Oppsummering

• Manuell justering av mekanisk regulator kan brukes, men krever erfaring.
• Elektroniske regulator gir mer presis kontroll og automatisk justering.
• Load-sharing-moduler sikrer jevn lastfordeling i parallell drift.
• Frekvensregulatorer og AVR kan kompensere for droop og stabilisere systemet.
• Isochronous load sharing (ILS) gir best stabilitet, men krever et avansert system.

---

Isochronous load sharing

Hva betyr "Isochronous"?

"Isochronous" betyr konstant turtall (og dermed konstant frekvens), uavhengig av last.
En isokron regulator justerer pådraget umiddelbart slik at frekvensen holdes helt stabil – selv om lasten endrer seg.

Isochronous Load Sharing i praksis:

Når to eller flere generatorer skal jobbe parallelt og begge kjører i isokron modus, må de ha:

• Et kommunikasjonssystem mellom regulatorene (f.eks. droop-korreksjon eller lastdelingsmodul).
• Et kontrollsystem (typisk en del av PMS) som styrer aktiv lastfordeling automatisk.

Dette systemet sørger for at:

• Begge generatorene holder samme frekvens.
• Begge generatorene deler lasten jevnt (50/50) eller etter innstilt prosent.
• Det unngås ustabilitet, som ellers kan oppstå når to isokrone regulatorer "slåss" om å kontrollere frekvensen.

Fordeler med isokron lastdeling:

• Stabil frekvens – viktig for sensitive forbrukere.
• Jevn lastfordeling – reduserer slitasje.
• Høy nøyaktighet – bedre kontroll enn ved droop-drift alene.

Forskjell fra droop-drift:

Funksjon	Isochronous	Droop
Frekvenskontroll	Holder frekvensen helt konstant.	Lar frekvensen falle litt med økt last
Lastfordeling	Krever aktiv delingslogikk.	Deler automatisk pga. turtallsfall
Bruk	For nøyaktig kontroll (PMS).	Brukes ofte på større, uavhengige nett
Stabilitet	Kan bli ustabil uten kommunikasjon	Naturlig stabil

Typisk bruk på skip:

På moderne skip:

• Hoved generatorene går ofte i droop-modus når de er parallellkoblet, fordi det gir innebygd lastdeling uten kommunikasjon.

• Isochronous load sharing brukes ofte der:

  • Bare én generator er i drift (da er isokron best).
  • Flere generatorer kjøres sammen med et lastdelingssystem (PMS).
  • Det er behov for høy frekvensnøyaktighet (f.eks. spesialutstyr, landstrøm).

DEIF – Isochronous Load Sharing

DEIF har klare løsninger for isokron drift og lastdeling:

Produkter som støtter dette:

• DEIF PPM-3 / PPM-300 (Power Management Controller).
• DEIF AGC-4 / AGC-150 (Automatic Genset Controller).

Funksjoner

• Full støtte for Isochronous load sharing.
• Kommunikasjon mellom generatorstyringer via CAN, Modbus eller Ethernet.
• Automatisk lastdeling med høy nøyaktighet.
• Kan kjøre både droop, Isochronous, og kombi-modus.

DEIF brukes ofte i marine applikasjoner og er kjent for sin pålitelige last- og synkroniseringslogikk. PPM-3 er spesielt godt egnet for fartøy med krav om fleksibel og presis kraftstyring.

---

Prosedyre for manuell innfasing av generator 2 til hovedtavlen

Krav for parallellkobling.

For at to generatorer skal kunne kjøre parallelt, må de ha:

• Samme spenning – Begge må ha samme utgangsspenning.
• Samme frekvens – Frekvensene må være like før tilkobling.
• Samme fasevinkel – Spenningenes fasevinkel må være synkronisert.
• Samme faserekkefølge – Rekkefølgen på faseforbindelsene må være den samme.

Forutsetninger:

• Generator 1 (G1) er inne og forsyner hovedtavlen.
• Generator 2 G2) er klar til innfasing (oppvarmet, olje- og kjølevæske er innenfor driftsparametere).
• Relevant verneutstyr er benyttet.
• Ingen pågående alarmer eller feilindikasjoner på generatorene eller hovedtavlen.

Trinnvis prosedyre for manuell innfasing:

1. Forberedelser:

a) Kontroller generatorparametere:

• Spenning (V), frekvens (Hz), og fase på G2 skal være justerbare.
• Sikre at spenningsregulator og turtall/kraftregulator fungerer.

b) Start G2 i henhold til normal oppstarts prosedyre.

c) La generatoren stabilisere seg før videre justering (oljetrykk, temperaturer, og kjølevann skal være innenfor akseptable verdier).

2. Synkronisering av G2 mot G1 (hovedtavle).

a) Aktiver synkroniseringsutstyret:

• Bruk et synkronoskop eller synkroniseringslamper for å overvåke faseforskjell og frekvens.

b) Juster spenningen på G2:

• Juster spenningsregulatoren slik at G2 har samme spenning som hovedtavlen (innenfor ± 2 % av hovedtavlens spenning).

c) Juster frekvensen:

• Øk eller senk turtallet på G2 for å matche frekvensen til G1 (50 Hz eller 60 Hz, avhengig av system).

d) Overvåk synkronoskopet eller synkroniseringslampene:

• Dersom synkronoskop brukes, vent til diodelyset eller nålen beveger seg sakte mot klokken 12-posisjon.
• Dersom synkroniseringslamper brukes, skal de blinke saktere etter hvert som faseforskjellen minker.
• Målet er at synkronoskopets diodelys eller nål er så nær 12 som mulig, eller at lampene lyser samtidig med jevn styrke.

e) Utfør innfasing:

• Når nålen nærmer seg kl. 12 (eller lampene lyser jevnt), legg inn G2 bryteren på riktig øyeblikk (vanligvis rett før kl. 12-posisjon).

3. Lastfordeling etter innfasing:

a) Kontroller at G2 er stabilt tilkoblet hovedtavlen.

b) Juster lastdelingen mellom generatorene ved å:

• Øke pådraget (drivstofftilførselen) på G2 for at den skal begynne å ta på seg last. Dersom G2 ikke begynner å ta på seg last med en gang kan vi risikere at den går i returlast (også kalt «motorgang» eller «negativ kW».
• Sikre at begge generatorene deler lasten proporsjonalt og innenfor deres kapasitet (prosentvis fordeling etter størrelse).

c) Overvåk systemparametere nøye:

• Spenning, frekvens, kW, kVAr, og strømfordeling mellom generatorene.

4. Fordeling av reaktiv last (kVAr) etter innfasing:

Etter at G2 er faset inn og aktiv last (kW) er jevnt fordelt, må vi balansere den reaktive lasten (kVAr). Dette gjøres ved å justere spenningsregulatorene (AVR - Automatic Voltage Regulator) på hver generator.

Trinnvis prosedyre for reaktiv lastfordeling:

a) Overvåk effektfaktor (cos φ) og kVAr på hver generator:

• Bruk hovedtavlens effektmåler for å sjekke hvordan den reaktive lasten er fordelt.
• Hvis én generator tar for mye eller for lite reaktiv last, må justering gjøres.

b) Juster spenningsregulatoren (AVR) på G2:

• Øker du spenningen på en generator → den tar mer reaktiv last (kVAr).
• Senker du spenningen → den gir fra seg reaktiv last til den andre generatoren.
• Målet er at begge generatorene deler den reaktive lasten jevnt, og at effektfaktoren er nær 1 (optimalt rundt 0,8–0,95 avhengig av systemet).

c) Sikre stabilitet etter justering:

• Kontroller at reaktiv effekt er jevnt fordelt, og at det ikke oppstår spenningsubalanser.
• For høy reaktiv last på én generator kan føre til overbelastning eller spenningsvariasjoner.

d) Overvåk systemet videre:

• Spenning, frekvens og lastfordeling må overvåkes kontinuerlig for å sikre stabil drift.

Hvorfor er dette viktig?

Forhindrer ubalanse i kraftsystemet (som kan føre til spenningsvariasjoner).
Sikrer at begge generatorene jobber effektivt og ikke overbelastes.
Forbedrer kraftfaktor, noe som reduserer energitap i systemet.

5. Avslutning og overvåking

a) Sikre at generatorene forblir stabile i samkjøring.

b) Overvåk kontinuerlig for unormale tilstander som ubalanse, overbelastning eller spenningsvariasjoner.

c) Loggfør operasjonen i skipets maskinjournal.

Eksempel på beregningsoppgave

Løysingsforslag eksempel 1:

a)

$P_{1} = \ S_{1} * \cos\varphi = 1000 * 0,8 = 800\ kW$

$P_{2} = \ S_{2} * \cos\varphi = \ 750 * 0,8 = 600\ kW$

Maks total aktiv last $\ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ 1400\ kW$

4% fall i turtallet gir et fall i frekvensen på: 62,5 * 0,04 = $\underline{2,5 \ Hz}$

Frekvensen ved full last blir: 62,5 - 2,5 = $\underline{60\ Hz}$

b) Ved en belastning på 875 kW vil belastninga fordele seg prosentvis på følgende måte.

$P_{1} = 875 * \frac{800}{1400} = 500\ Kw\ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ P_{2} = 875 * \frac{600}{1400} = 375$

Ved å gå inn i diagrammet kan vi lese av frekvensen grafisk.

Frekvensen ved beregning:

$62,5 - 62,5 * \frac{4}{100} * \frac{500}{800} = 60,9375\ Hz\ \approx 61\ Hz$

Løsningsforslag eksempel 2

a)

$P = \ S * \cos\varphi\ = \ 1000\ *\ 0,8\ = \ 800\ \text{kW}$

«Speed droop» generator A:

Frekvensen fell 1 Hz på 300 kW

$\text{Frekvensen fell }\frac{1\ Hz}{300000\ W} = 0,00000333\ Hz/W$

Ved 0 kW vil frekvensen være:

$60\ Hz\ + \ \left( 300000\ W * 0,00000333 \right) = 60Hz + 1\ Hz = 61\ Hz$

Ved 800 kW vil frekvensen være:

$59\ Hz - \left( 200000\ W * 0,000003333 \right) = 59\ Hz - 0,667\ Hz = 58,33\ Hz$

Total fall i frekvens generator A = 61 Hz – 58,33 Hz = [2,67 Hz]{.underline}

«Speed droop» i % =$\frac{100\ \% * \left( 61 - 58,33 \right)\text{Hz}}{61\ Hz} =$ 4,37 %

«Speed droop» generator B:

Frekvensen fell 1 Hz på 400 kW

$\text{Frekvensen fell }\frac{1\ Hz}{400000\ W} = 0,0000025\ Hz/W$

Ved 0 kW vil frekvensen være:

$60\ Hz\ + \ \left( 300000\ W * 0,0000025 \right) = 60Hz + 0,75\ Hz = 60,75\ Hz$

Ved 800 kW vil frekvensen være:

$59\ Hz - \left( 100000\ W * 0,0000025 \right) = 59\ Hz - 0,25\ Hz = 58,75\ Hz$

Total fall i frekvens generator B = 60,75 Hz – 58,75 Hz = [2 Hz]{.underline}

«Speed droop» i % =$\frac{100\ \% * \left( 60,75 - 58,75 \right)\text{Hz}}{60,75\ Hz} =$ 3,29 %

b) Fra statistikk diagrammet i a kan vi som tilleggsopplysning få fram kor mye generatorene totalt kan lasts med.

Maksimal last for generatorene A og B ved automatisk lastfordeling:

Ved 58,75 Hz er generator B ved full last 800 kW.

Ved 58,75 Hz har generator A et fall i frekvens på 61 Hz – 58,75 Hz = 2,25 Hz

$Generator\ A\ har\ ei\ belastning\ pa\frac{2,25\ Hz}{0,00000333\ Hz/W} = 675000\ W = 675\ kW$

P =P_A+ P_B = 675 k W + 800 kW = 1475 kW

På grunn av ulik «Speed droop» får vi ikke lastet generator A fult ut (800 kW).