Parallelldrift av generatorar

Når generatorane går parallelt, vil dei som regel oppføre seg omtrent som om dei er kopla til eit sterkt nett. Likevel vil ikkje spenning (U), frekvens (f) og turtal (n) vere heilt stabile – dei kan variere litt, avhengig av belastinga og reguleringa.

• Reaktiv effekt (kVAr) styrast av magnetiseringa (feltstraumen).
• Aktiv effekt (kW) styrast av pådraget (drivstofftilførselen til motoren).

I teikninga over tek vi utgangspunkt i at både magnetisering og pådrag justerast manuelt, men i praksis skjer dette automatisk via skipet sitt kraftstyringssystem (PMS – Power Management System).

Krav til god parallellkopling

Når generatorar skal parallellkoplast, må dei rotere heilt synkront. For å få ei stabil og jamn lastfordeling mellom to generatorar, må:

• Drivmaskinene ha same turtalsstatikk (respons på endra belasting).
• Generatorane ha same spenningsstatikk (korleis spenninga endrast ved belasting).

Disse tilhøva er viktige for at lastfordelinga skal fungere riktig – meir om dette i delen om parallellkøyring.

Vi skal no sjå på kva som skjer når vi endrar på pådrag og magnetisering på eit svakt nett.

Vi tek utgangspunkt i at begge generatorane har lik lastfordeling. Dette vil igjen seie at dei leverer like stor aktiv og reaktiv effekt til lasta. Straumdiagrammet er då lik for begge generatorane. Sjå for øvrig i figuren under.

Vektordiagramma ovanfor illustrerer korleis straum og spenning påvirkast når vi aukar pådraget på dieselmotor I.

Kva skjer når vi justerer pådrag og magnetisering i eit svakt nett

La oss seie at vi har to generatorar som i utgangspunktet delar lasta likt – altså leverer like mykje aktiv og reaktiv effekt. Straumforløpet er identisk for begge, og vektordiagramma viser straum og spenning.

Aukar vi pådraget på dieselmotor I:

• Generator I prøvar å levere meir aktiv effekt.
• Men fordi generatorane er kopla til same nett, kan den ikkje auke frekvensen eller spenninga åleine.
• I staden aukar den aktive straumkomponenten ut frå generator I, og den reduserast tilsvarande fra generator II.
• Resultat: Generator I overtek meir av den aktive lasta.

Sjølv om totalbelastinga i systemet er den same, endrast fordelinga:

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

Dette gjer at begge dieselmotorane aukar turtalet noko – sidan dei framleis er kopla til kvar sin generator i same nett.

---

Dette medfører:

• Større spenningsfall i begge generatorar, og endringar i straumretninga.
• Når turtalet og polhjulshastigheita aukar, stig også den induserte spenninga.
• Det fører til at klemmespenninga (U) stig noko for begge generatorar.

Oppsummert når vi aukar pådraget:

• Turtal (n) aukar likt for begge.
• Frekvens (f) aukar likt.
• Spenning (U) aukar likt.

Tilsvarande vil ein reduksjon i pådrag føre til redusert turtal, frekvens og spenning. Samtidig vil den aktive effekten flytte seg mellom generatorane.

Kva skjer når vi justerer magnetiseringa?

Aukar vi magnetiseringa på generator I, medan lastfordelinga ellers er nøytral:

• Generator I vil levere meir reaktiv effekt (kVAr) til nettet.
• Generator II leverer då mindre reaktiv effekt.
• Generatorane får då ulik effektfaktor (cos φ).

Det betyr at:

• Vi har no overkompensert reaktivt – altså for høg magnetisering i høve til den reaktive lasta.
• Dette fører til at klemmespenninga stig noko for begge generatorane.

Kva er eit "svakt nett"?

Eit svakt nett er eit elektrisk system med:

• Høg impedans (t.d. lang kabel, liten kortslutningsyting).
• Lav evne til å halde spenning og frekvens stabile når belasting eller produksjon endrast.

Typisk ser ein dette i:

• Isolerte system med få eller små generatorar (som på eit skip).

Før ein generator kan koplast parallelt med ein eller fleire andre generatorar via hovudtavla, må den synkroniserast korrekt. Dette er avgjerende for å sikre stabil drift, jamn lastfordeling og for å unngå skadelege straumstøt eller mekaniske påkjenningar.

---

Krav til parallellkøyring

For at synkronisering og påfølgjande parallellkøyring skal kunne gjennomførast på ein sikker og effektiv måte, må følgjande elektriske og mekaniske vilkår vere tilnærma oppfylt:

1. Tilnærma spenningslikheit
2. Tilnærma frekvenslikheit
3. Tilnærma faselikheit (fasevinkel)

1. Spenningslikheit

Spenningslikheit betyr at generatoren og hovudtavla sine fasespenningar har same amplitude og svingar i takt. Det normale er at spenningane er like, men ein liten forskjell aksepterast. I dette høvet har generatoren litt høgare fasespenning enn hovudtavla, noko som er tillate så lenge det er innanfor grenseverdiar.

Svevespenning

Begrepet svevespenning skildrar den midlertidige spenningsforskjellen mellom hovudtavla og generatoren sine spenningar som følgje av faseforskjellen like før synkronisering. Målet er å kople inn generatoren når svevespenninga er nær null – vanlegvis når synkroskopet sin visar peikar rett opp (kl. 12) og roterer med klokka.

Døme

I eit 440 V-anlegg vil svevespenninga kunne nå 508 V i faseopposisjon.

Spenningslikheit innebær også at spenningane når nullpunkt og toppverdiar samtidig – altså at bølgeformene er i fase.

2. Frekvenslikheit

Frekvenslikheit betyr at generatoren sin frekvens er lik frekvensen i hovudtavla (til dømes 50 Hz). Men i praksis justerast generatoren sitt turtal litt over nettet sitt turtal for å oppnå rotasjon i synkroskopet. Ein forskjell på ca. 0,5 Hz gir passande synkronoskoprotasjon og gjer at generatoren leverer aktiv effekt rett etter innfasing.

Går generatoren med lavare turtal enn nettet, vil den trekkje retureffekt etter innkopling. Dette er uønska, og vern (effektbrytar) vil i så fall kunne kople ut generatoren.

---

3. Faselikheit

Faselikheit innebær at generatoren og nettet sine spenningsvektorar peikar i same retning – altså at dei er i same fasevinkel. Dette sikrar korrekt og støt-fri innkopling.

• Dersom generatoren går for sakte, vil fasen henge etter, og generatoren vil ikkje kunne koplast inn korrekt.
• Går generatoren for fort, vil fasen ligge framfor. Riktig rotasjonshastigheit gir ein langsom, medurs rørsle på synkroskopet.

For meir detaljerte tekniske krav og tilrådingar visast det til NEK 410A.

Instrument for synkronisering

a) Synkroskop

Eit synkroskop nyttast til å vise faseforskjellen og rotasjonshastigheita mellom generator og tavle.

• Medurs rotasjon → Generatoren går for fort
• Moturs rotasjon → Generatoren går for sakte
  Riktig innkopling skjer når visaren står rett opp (kl. 12) og går med klokka.

b) Tre faselampar

Eit alternativ til synkroskop er bruk av tre faselampar kopla mellom tilsvarande fasar. Disse kan koplast:

Mørk innfasing

1. Rett over fase mot fase (L1-L1, L2-L2, L3-L3)
> → Alle lampar mørke samtidig = fase likheit.

Lys innfasing

2. Krysskopla (L1-L2, L2-L3, L3-L1)
→ Alle lampar lyser eller sløkkjer samtidig = riktig fase og rekkefølgje.

Mørk innfasing.

Mørk innfasing, figur under.

Kvar lampe er kopla over sine respektive fasar, og når alle tre lampane er heilt mørke er generator i fase med dei andre generatorane. Like fasar skal ha null spenninga mellom seg når effektbrytar lukkar, og kortsluttar mellom dei respektive like fasane. Spenning mellom fasane vil føre til kortslutningsstraumar avhengig av U_f.

Lys innfasing (metode 1).

Krysskopling (fase mot forskyvd fase)

Dette er den metoden du refererer til.

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

Kva skjer her?

• Når to lampar lyser og éin er mørk, betyr det at det er eit lite faseavvik mellom generator og tavle.
• Den lampen som er mørk, viser at spenninga mellom dei to krysskopla fasane er tilnærma null → disse to fasane er i fase.
• Når lampane roterer i eit bestemt mønster, indikerar det om generatoren går for fort eller for sakte, og om fasefølgjen er korrekt.

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

Slik tolkar du mønsteret:

Lysmønster	Betydning
2 lampar lyser, 1 mørk	Faseavvik nær null mellom éit fasepar
Mørk lampe roterer med klokka	Generator har litt høgare frekvens → klar til innfasing
Mørk lampe roterer mot klokka	Generator går for sakte
3 lampar blinkar jamnt og samtidig	Enten i fase (alle mørke) eller i faseopposisjon (alle lyse)
Ujamn blink eller tilfeldig mønster	Feil fasefølgje eller for stor frekvensforskjell

---

Lys innfasing (metode 2)

Lysinnfasing med kopling:

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

Analyse av koplinga.

Fasepar som koplast:

• Lampe 1 (L1–L2): mellom to ulike fasar → vil vise svingande lys (avhengig av fasevinkel og frekvensforskjell)
• Lampe 2 (L2–L1): også mellom to ulike fasar → same forhold, men speilvendt
• Lampe 3 (L3–L3): mellom same fase → vil vere mørk når fasane er i fase, og lyse når dei er i opposisjon

Lampe 3 (L3–L3):

• Dette er direktekopling, og gir tydeleg indikasjon på faselikheit for L3:
  • Mørk lampe → L3 (generator og tavle) er i fase → godt tidspunkt for innfasing
  • Lys lampe → L3 i faseopposisjon → ikkje kople inn

Lampe 1 og 2 (L1–L2 og L2–L1):

• Disse er krysskopla mellom ulike fasar, og vil lyse periodisk, avhengig av:

  • Faseforskjell
  • Frekvensforskjell

• Du vil ofte sjå ein roterande effekt mellom disse to lampane (enten med eller mot urvisaren), akkurat som ved vanleg 3-fase krysskopling.

Praktisk bruk

Denne koplinga kan:

• Gi dobbel informasjon:
  • Lampe 3 gir deg klar beskjed om faselikheit i éi fase (L3)
  • Lampar 1 og 2 gir deg rotasjonsretning og fasefølgje
• Vere nyttig om du ønskjer ein kombinasjon av direkte faseindikasjon og rotasjonssjekk utan synkroskop.

DEIF LSQ (Lamp Synchronising Device) er eit lampebasert synkronoskop som nyttast for å manuelt synkronisere ein generator med ei eksisterende straumforsyning (t.d. hovudtavle eller landstraum), med hjelp av faselampar. Dette er ein robust og enkel metode for å vurdere faseforhold utan bruk av analog viserinstrument eller digital synkroskop.

LSQ fra DEIF nyttar tre lampar, kopla mellom generatoren og tavla sine respektive fasar. Dette gir ein visuell indikasjon på:

• Faseforskjell
• Frekvensforskjell
• Fasefølgje

Koplingsprinsipp.

Vanlegvis koplast LSQ-lampane i krysskopling:

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

Dette gir ein roterande lyssekvens dersom fasefølgjen er riktig og frekvensen på generatoren er høgare enn nettet.

Kva lampane viser:

Roterande lysmønster.
- Når generatoren sin frekvens er litt høgare enn tavla sin frekvens, vil lysa rotere med urvisaren.
- Dette betyr at generatoren "jagar" fasane i nettet → riktig for innfasing.

Mørkt punkt.
- Når alle tre lampar er mørke samtidig, er fasane i fase (0°) → riktig øyeblikk for innkopling.
- Dersom alle lampar er lyse → faseopposisjon → ikkje kople inn.

Rotasjonsretning

• Med urvisaren: riktig fasefølgje, og generatoren går litt for fort → OK for innfasing
• Mot urvisaren: feil fasefølgje eller generator går for sakte → må justerast.

Fordelar med LSQ:

• Enkel og robust teknologi.
• Krev ikkje straumforsyning – kun tilkopling til spenningskildar.
• Tåler røffe maritime miljø (nyttast mykje i skip og offshore).
• Svært nyttig som backup eller primært synkroniseringsverktøy på små og mellomstore tavler.

Praktisk bruk.

1. Start generator, juster turtal for å få langsom rotasjon på lampane.
2. Observer lysrotasjonen.
   • Riktig rotasjon → klar for innfasing
   • Feil rotasjon → endre faserekkefølgje eller juster hastigheit
3. Vent til alle lampar er mørke samtidig.
4. Kople inn generatoren manuelt med effektbrytar i den augneblinken.

Berekning av svevespenninga

Når vi skal berekne svevespenninga kan vi nytte den trigonometriske funksjon av sinus eller cosinussetninga.

Lampe 1.

Vinkelen mellom vektorane til lampe 1 er lik 40⁰.

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

Lampe 2.

Vinkelen mellom vektorane til lampe 2 er lik 80⁰.

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

Lampe 3.

Vinkelen mellom vektorane til lampe 3 er lik 80⁰.

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

Synkronisering

Kva betyr synkronisering av generatorar?

Synkronisering er prosessen med å matche elektriske og mekaniske størelsar for to generatorar slik at dei kan koplast saman trygt:

Dei fire hovudkrava:

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

Korleis gjerast synkronisering i praksis?

1. Måle og justere før innkopling:

   • Eit synkronoskop eller synkroniseringsinstrument (f.eks. DEIF RSQ-3) viser faseforskjellen og frekvensforskjellen.
   • Lysmetoden (3 lampar) kan også nyttast:
     • Alle lampar mørke = perfekt fase
     • Alle lyser samtidig = feil fase
     • Roterande lysmønster = ulik frekvens

2. Juster generatoren som skal koplast inn:

   • Bruk turtal (pådrag) for å matche frekvensen.
   • Bruk magnetisering (feltstraum) for å matche spenninga.

3. Innkopling:

   • Når alle vilkår er oppfylt, koplast generatoren inn manuelt (eller automatisk via PMS/AVR).
   • Kople inn «5 på 12».
   • Ved perfekt synkronisering skjer det ingen støtstraumar eller spenningssprang.

Innkopling ved «5 på 12» metoden.

Når du koplar inn "5 på 12" på synkronoscopet (dvs. litt før 12), gjer du det på eit punkt der:

• Fasevinkelen mellom generator 2 og nett er nesten lik (nær null).
• Frekvensen til generator 2 er litt høgare enn nettet sin frekvens.
• Pila si rørsle går med klokka, altså positiv frekvensforskjell – som betyr at generator 2 vil "ta igjen" nettet og synkronisere naturleg.

Kvifor er dette riktig?

• Når pil går med klokka, betyr det at frekvensen til generator 2 er litt høgare enn nettet. Det er det du vil ha for ei mjuk innkopling – fordi etter innkopling vil den synkroniserte generatoren bremse litt ned og "falle på plass".
• Ved å kople inn "5 på 12", gir du litt rom for denne justeringa. Dersom du ventar heilt til klokka 12:00 (perfekt fase), kan du treffe akkurat for seint, og fasefeilen blir for stor – det kan gi eit lite spenningsstøt.
• Dersom pila går mot klokka (frekvensen er for lav), kan du få ei brå innkopling som gir mekaniske rykk og straumstøt.

Kva skjer ved feil synkronisering?

Dersom generatoren koplast inn med feil fase, frekvens eller spenning:

• Kraftige støtstraumar kan oppstå.
• Mekanisk påkjenning på aksling og motor.
• Skade på generatorviklingar.
• Ustabil drift eller automatisk utkopling.

Automatisk synkronisering (PMS/AVR).

Moderne system om bord nyttar automatiserte synkroniseringsfunksjonar:

• Kontrollsystemet justerer turtal og spenning automatisk
• Koplar inn generatoren nøyaktig på riktig tidspunkt
• Reduserer risiko og gir raskare innkopling

Etter innkopling, sjekk at:

• Lasta fordelast jamnt.
• Spenninga held seg stabil.
• Ingen varslar eller alarmar utløysast.

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

Do's – Dette bør du gjere:

Sjekkpunkt	Forklaring
Spenning lik	Juster magnetisering slik at spenninga til generator 2 ≈ nettspenning
Frekvens litt høgare	Auk turtalet slik at generator 2 har litt høgare frekvens enn nettet
Riktig fasefølgje	Bekreft at L1-L2-L3 stemmer med nett (kan sjekkast med fasefølgjeinstrument)
Synkronoskop går med klokka	Indikerar at frekvensen til generator 2 er litt høgare enn nettet
Kople inn "5 på 12"	Litt før perfekt fase = mjuk innkopling
Overvåk straum og spenning etter innkopling	Sikrar at lasta fordelast riktig og ingen ubalanse oppstår

---

Feil	Hvorfor det er farlig
Pila går mot klokka.	Frekvensen er for lav → gir støtstraum og mekanisk belasting.
Kople inn ved feil spenning.	For høg/lav spenning → spenningssprang i tavla.
Feil fasefølgje.	Feil rotasjonsretning og risiko for kortslutning.
Kople inn ved "kl. 6" eller "kl. 3".	Stor fasevinkel → kraftige støtstraumar og spenningssprang.
For rask pil (stor frekvensforskjell).	Umogleg å treffe riktig fase → farlig innkopling
Innkopling utan overvåking.	Risiko for ubalanse eller overlast straks etter tilkopling.

Retureffekt

Korleis oppstår retureffekt

Retureffekt skjer når drivmaskina (dieselmotor eller turbin) mistar pådraget sitt og ikkje lenger kan oppretthalde momentet som trengs for å generere straum. Dette kan skuldast:

• Drivstoffmangel eller svikt i drivsystemet – t.d. dersom dieseltilførselen stoppar eller turbinen får redusert damp- eller trykklufttilførsel.
• Feil på regulatoren – ein dårleg justert regulator kan føre til at dieselmotoren ikkje reagerer raskt nok på lastendringar.
• Plutseleg lastreduksjon – dersom den totale belastinga på systemet fell brått, kan enkelte generatorar miste så mykje effekt at dei byrjar å trekkje straum i staden for å levere.
• Feil ved synkronisering – dersom ein generator koplast feil inn i parallell, kan den straks byrje å trekkje effekt.

Kva skjer når retureffekt oppstår

Når ein generator trekkjer effekt frå nettet, kan det føre til alvorlege problem:

1. Belasting på dei andre generatorane
   • Dei andre generatorane må kompensere for den tapte effekten, noko som kan føre til overbelasting og ustabilitet i systemet.
2. Mekanisk skade på drivmaskina
   • Dersom ein dieselmotor fortset å rotere utan å få drivstoff, kan den oppleve mekanisk ubalanse og skade på veivakselen eller turboladaren.
   • For ein dampturbin kan dette føre til termiske spenningar og skade på lagra.
3. Elektriske skadar på generatoren
   • Generatoren er ikkje designa for å fungere som ein motor over lengre tid. Dette kan føre til overoppheting, viklingsskadar og kortslutning.
4. Fare for blackout
   • Dersom fleire generatorar mistar effekt samtidig, kan heile systemet kollapse og føre til total straumstans (blackout) på skipet eller anlegget.

Korleis beskytte seg mot retureffekt

For å unngå skadar og driftsstans må systemet ha vern mot retureffekt. Dette gjerast ved å nytte eit retureffektvern som:

• Overvåkar straumretninga i generatoren.
• Samanliknar aktiv effekt som generatoren leverer med ein førehandsinnstilt terskel (vanlegvis 5–10 % av nominell effekt).
• Løyser ut og koplar frå generatoren automatisk dersom retureffekt oppstår i meir enn nokre sekund.

I tillegg bør ein:

• Regelmessig teste og justere regulatorane på dieselmotorane for å sikre at dei reagerer riktig på belastingsendringar.
• Sørgje for korrekt synkronisering ved parallellkopling av generatorar.
• Ha overvåking av drivstoffsystemet for å unngå uventa stopp i drivmaskina.

Oppsummering

Vilkår for parallellkøyring av synkrongeneratorar

Det er ein fordel at generatorane som skal køyrast parallelt er tilnærma like i størelse og yting, men dette er ikkje eit absolutt krav for å oppnå stabil drift.

Målet med parallellkøyring er at generatorane fordelar både aktiv og reaktiv effekt jamnt mellom seg. Dersom generatorane er like store, bør lasta fordelast likt. Har dei ulik størelse, bør fordelinga skje proporsjonalt etter kapasitet (i prosent av merkeverdi).

Reaktiv effekt og spenningsregulering
Vi byrjar med den reaktive straumen, som er grunnlaget for den reaktive effekten. For å oppnå jamn fordeling av reaktiv last mellom generatorane, må spenningsregulatorane vere innstilt slik at spenninga fell når den reaktive belastinga aukar (sjå illustrasjon nedanfor).

På skip er synkrongeneratorar ofte utstyrt med dempeviklingar i rotoren. Disse bidreg til å redusere effektpendlingar mellom generatorane under drift, noko som aukar stabiliteten i systemet (jf. NEK 410A-2021).

Krav til spenningsregulering og effektfordeling
Ved parallell drift må spenningsregulatorane vere innstilt slik at både aktiv og reaktiv effekt fordelast stabilt under alle belastingsforhold. Mindre pendlingar i effekt er tillate – det aksepterast opptil 20 % variasjon i både aktiv og reaktiv effekt, målt i høve til kvar generator sine merkedata.

Figuren viser generatoren si fallande spenning ved aukande reaktiv belasting.

Statikk og stabilitet ved parallell drift

Dersom spenningsstatikken settast for lav, kan det føre til ustabil regulering. Resultatet kan bli pendlingar i nettspenninga, og i verste fall kan systemet bli ustabilt og føre til full straumstans – såkalla blackout.

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

Krav til spenningsregulering i samsvar med NEK 410A.

NEK 410A stiller klare krav til spenningsreguleringa for vekselstraums generatorar om bord i skip. Generatorane skal vere utstyrt med automatiske spenningsregulatorar (AVR) som sikrar at spenninga haldast innanfor ± 2,5 % av merkespenninga under alle stasjonære belastingsforhold.

Ved plutselege lastendringar gjeld følgjande krav til momentan spenningsvariasjon:

• Når generatoren går i tomgang og det tilkoplast ein fullast eller maksimal normal last plutseleg, skal det momentane spenningsfallet ikkje overstige 15 % av merkespenninga.
• Når ei slik belasting plutseleg koplast ut, skal momentan spenningsauke ikkje overstige 20 % av merkespenninga.

Disse krava skal sikre god spenningskvalitet, stabil parallell drift og redusere risikoen for skade på utstyr og automatiske system ved raske lastendringar.

Figuren viser T_r målt fra t = 0 og til generatorspenninga igjen er komen innanfor ± 2,5 % av stasjonær verdi ved momentant påslag av reaktiv straum ved cos $\varphi$ = 0 - 0, 4.

Drivmaskina til generator – regulering av aktiv effekt

Regulering av aktiv effekt og frekvens

Dieselmotoren sin regulator, ofte omtala som pådragsregulator eller governor, styrer motoren sitt drivmoment. Denne reguleringa bestemmer kor mykje aktiv effekt generatoren produserer, og påvirkar også systemet sin frekvens.

Når eit aggregat (generator + dieselmotor) er kopla inn på samleskinnene, er det elektrisk låst til dei andre generatorane. Det innebær at alle aggregat på nettet har same turtal, frekvens og spenning. Dette er ei grunnleggande forutsetning for stabil parallell drift.

Effektfordeling mellom aggregat

Etter synkronisering:

• Ei auke i pådraget til éin dieselmotor vil ikkje føre til høgare turtal for den aktuelle generatoren.
• I staden vil det føre til at denne generatoren overtek ein større andel av den totale aktive effekten i anlegget.
• Dette kan medføre ei lita auke i frekvensen på samleskinnene, men sidan alle aggregat er elektrisk kopla saman, vil frekvensen justerast felles.

Etter at generatorane er parallellkopla, fordelast belastinga manuelt eller automatisk med hjelp av pådragsvendarar på hovudtavlefeltet til kvart aggregat.

Automatisk lastfordeling.

Etter at aktiv effekt er jamnt fordelt mellom aggregata, skal eventuelle endringar i last (auke eller reduksjon) automatisk fordelast proporsjonalt mellom aggregata, forutsett at dieselregulatorane er riktig justert og kalibrert. Dette er avgjerende for å unngå ubalansert belasting og ustabil drift.

Lastkurve for dieselmotor – yteevne og knekkpunkt

Figuren under viser ei typisk lastkurve for ein dieselmotor med regulator. Kurven illustrerer samanhengen mellom motoren sin aktive effekt (P) og regulatoren sitt pådrag.

Ved testing av dieselmotoren sin yteevne skal kvar motor prøvast individuelt, utan at andre aggregat er i parallell. Under testen aukast generatoren sin aktive belasting gradvis – gjerne i trinn – for å kartlegge motoren sin evne til å levere effekt.

Etter kvart som belastinga auka, vil også motoren sin effektproduksjon auke, fram til eit punkt der pådragsregulatoren gir fullt pådrag, men effekten ikkje aukar vesentleg vidare. Dette punktet nemnast som knekkpunktet, og markerer grensa for kva motoren er i stand til å levere under stabile tilhøve.

Knekkpunktet er viktig å kjenne til:

• Det gir eit mål på motoren sin maksimale kontinuerlege yteevne.
• Det dannar grunnlag for riktig innstilling av lastfordeling ved parallell drift.
• Det nyttast som referanse ved feilsøking, ytingsanalyse og i forebyggande vedlikehald.

---

Speed droop og statikk for dieselmotorar

Innstillingsområde ved testing

Ved individuell testing av kvar dieselmotor skal det kontrollerast at motoren sin regulator (governor) kan justerast innanfor eit tilstrekkeleg frekvensområde:

• For anlegg med merkefrekvens 60 Hz: Turtalet i tomgang bør kunne stillast mellom 57–64 Hz.
• For anlegg med merkefrekvens 50 Hz: Turtalet bør kunne justerast mellom 47–54 Hz.

Dersom dette området ikkje kan oppnåast, kan det tyde på at regulatoren ikkje vil fungere tilfredsstillande i parallell drift.

Krav til statikk i samsvar med NEK 410A

NEK 410A stillar krav om at varig endring i dieselmotoren sitt turtal frå tomgang til full aktiv belasting (og motsett) ikkje skal overstige 5 % av motoren sitt nominelle turtal.

Tilrådd innstilling:

For å sikre stabil og balansert effektfordeling ved parallellkøyring, bør statikken justerast til mellom 4–5 %. Alle dieselmotorar i eit anlegg bør ha så lik statikk som mogleg for å unngå ubalanse i aktiv effekt.

---

Dieselmotorar i parallell drift

• Generatoren sin statikk bestemmast av spenningsregulatoren (AVR) og påvirkar fordelinga av reaktiv effekt (kVAr).
• Dieselmotoren sin statikk bestemmast av motoren sin regulator (governor) og styrer fordelinga av aktiv effekt (kW).

Automatisk lastfordeling og turtalsynking.

For at automatisk lastfordeling skal fungere riktig ved parallell drift, må dieselmotorane sine regulatorar vere korrekt justert.
- Statikken for kvar motor må vere tilnærma lik, slik at alle motorane får same turtalsynking (speed droop) frå tomgang til full belasting.
- Tilrådd turtalsynking er minimum 4 %, noko som gir tilstrekkeleg følsomheit og stabilitet i lastfordelinga.

Dersom alle dieselmotorane har lik statikk, vil dei:

• Fordele aktiv effekt jamnt mellom seg under drift
• Oppretthalde stabil systemfrekvens
• Svare riktig og koordinert ved lastendringar

Ulik statikk gir skeiv lastfordeling.

Dersom statikken avvik mellom motorane, vil det føre til:

• Skeiv fordeling av aktiv last
• Risiko for overbelasting av enkelte aggregat
• Ustabil eller ineffektiv parallell drift

Illustrasjon (sjå figurar)

• Figur A: Viser korrekt lastfordeling når statikken er lik for alle dieselmotorane
• Figur B: Viser skeiv lastfordeling når statikken er ulik

---

Samandrag av statikken og «Speed Droop» i skipsdieselmotorar

Kva er «Speed Droop»?

«Speed Droop» uttrykkast ofte i prosent og viser kor mykje turtalet fell når lasta aukar frå null til full belasting.

I ein standard dieselgenerator ligg denne verdien typisk mellom 2–5 %.

Kvifor er «Speed Droop» viktig?

• Parallell drift av generatorar: På skip der fleire dieselgeneratorar jobbar saman, må dei ha ein viss droop for å kunne dele lasta stabilt.
• Stabil drift: Dersom regulatoren var 100 % statisk (ingen droop), ville den forsøke å oppretthalde eit konstant turtal uansett belasting. Dette kunne føre til ustabil drift, særleg når fleire generatorar er kopla saman.
• Unngår overstyring: Ein viss reduksjon i turtal med aukande belasting gir ei naturleg stabilisering og hindrar at regulatoren overkorrigerer.

Korleis bereknast «Speed Droop»?

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

• n (ubelasta) = nominelt turtal utan last
• n (full belasting) = turtal ved full last

til dømes, dersom ein dieselgenerator har eit turtal på 1500 RPM utan last og 1470 RPM ved full last, blir Speed Droop:

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

Praktisk tyding i skipsdrift.

• I parallell drift må generatorane ha lik eller justerbar «Speed Droop» for jamn lastdeling.
• For propulsjonsmotorar kan justering av «Speed Droop» påvirke responsen på lastendringar.
• Moderne generatorstyringar kan nytte elektroniske regulatorar for meir presis kontroll av droop.

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

I skipsdieselgeneratorar påvirkar Speed Droop ikkje berre turtalet til motoren, men også frekvensen (Hz) i det elektriske systemet. Fordi generatoren sin utgangsfrekvens er direkte knytta til motoren sitt turtal, vil ei endring i belasting føre til ein liten reduksjon i frekvens.

---

Samanhengen mellom turtal og frekvens.

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

Der

• f = frekvens (Hz)
• p = antal polpar i generatoren
• n = turtal på dieselmotoren (RPM)

For ein standard 4-pola generator:

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

Korleis påvirkar «Speed Droop» frekvensen?

Speed Droop fører til at turtalet synk ved aukande belasting, noko som direkte reduserer frekvensen. Dersom ein dieselmotor har ein «Speed Droop» på 3 %, tyder det at frekvensen synk med 3 % av nominell frekvens når belastinga går frå null til full last.

Tyding for drifta

1. Parallell drift: Generatorane må ha lik «Speed Droop» for å fordele lasta jamnt.
2. Kritiske system: Visse system om bord krev stabil frekvens, så «droopen» må justerast for å unngå store svingingar.
3. Elektroniske regulatorar Moderne generatorstyringar kan redusere «Speed Droop»-effekten for å halde frekvensen meir stabil.

Korleis justere eller kompensere for «Speed Droop» i skipsgeneratorar

For å sikre stabil drift og jamnn lastfordeling mellom generatorane om bord, kan «Speed Droop» justerast eller kompenserast på fleire måtar:

---

1. Justering av «Speed Droop» på regulatoren.

Speed Droop styrast av dieselmotoren sin regulator (guvernører), som regulerer drivstofftilførselen for å oppretthalde turtalet.

Manuell justering på mekanisk regulator

• Mange eldre motorar har mekaniske regulatorar med ein justeringsskrue for Speed Droop.
• Ved å redusere «droopen» (t.d. frå 4 % til 2 %), vert motoren meir stabil og reagerer raskare på lastendringar.
• Ulempe: For lav droop kan gjere parallell drift vanskeleg fordi generatorane kan byrje å «slåss» om lasta.

Elektronisk regulator

• Moderne generatorar har elektroniske regulatorar (guvernørar) (t.d. Woodward eller DEGO-system).
• Disse kan programmerast til å automatisk justere «droopen» basert på lastkrav og parallell drift.
• Nokre system har isochronous control, som tyder at frekvensen haldast nesten konstant (0 % droop), men dette krev aktiv lastdeling via eit styringssystem.

2. Bruk av Load Sharing-moduler.

For generatorar i parallell drift nyttast ofte ein load sharing-modul, som justerer droop dynamisk for å sikre jamn lastfordeling.

• Døme: Woodward EGCP-3 eller DEIF AGC-system.
• Disse einingane kommuniserer med guvernørane og sørger for at generatorane delar lasta proporsjonalt.
• Dersom éin generator har for høg droop, vil den ta for lite last, medan ein generator med for lav droop kan ta for mykje last og overbelastast.

3. Kompensasjon via frekvensregulatorar.

Dersom frekvenssvingningar blir eit problem, kan eit automatisk frekvensreguleringssystem installerast:

• Disse systema overvåkar frekvensen i kraftnettet og justerer motoren sin drivstofftilførsel.
• Typisk nyttast AVR (Automatic Voltage Regulator) saman med regulatoren for å halde spenning og frekvens stabil.

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

• I moderne skip er det vanleg med isochronous load sharing, der frekvensen haldast 100 % konstant (ingen droop).
• Dette krev at alle generatorane er kopla saman via eit load-sharing-nettverk, slik at systemet justerer drivstofftilførselen basert på samla last.

Fordelar med ILS:

• Betre frekvensstabilitet (f.eks. 50 Hz ± 0,1 Hz)
• Raskare respons på lastendringar
• Mindre manuell justering nødvendig

Ulemper

• Krev avansert styringssystem
• Dersom éin generator mistar kommunikasjon med systemet, kan det føre til ustabil drift.

---

Isochronous load sharing

Kva betyr "Isochronous"?

"Isochronous" tyder konstant turtal (og dermed konstant frekvens), uavhengig av last.
Ein isokron regulator justerer pådraget straks slik at frekvensen haldast helt stabil – sjølv om lasta endrar seg.

Isochronous Load Sharing i praksis:

Når to eller fleire generatorar skal jobbe parallelt og begge køyrer i isokron modus, må dei ha:

• Eit kommunikasjonssystem mellom regulatorane (t.d. droop-korreksjon eller lastdelingsmodul).
• Eit kontrollsystem (typisk ein del av PMS) som styrer aktiv lastfordeling automatisk.

Dette systemet sørger for at:

• Begge generatorane held same frekvens.
• Begge generatorane delar lasta jamnt (50/50) eller etter innstilt prosent.
• Det unngåast ustabilitet, som ellers kan oppstå når to isokrone regulatorar "slåss" om å kontrollere frekvensen.

Fordelar med isokron lastdeling:

• Stabil frekvens – viktig for sensitive forbrukarar.
• Jamn lastfordeling – reduserer slitasje.
• Høg nøyaktigheit – betre kontroll enn ved droop-drift åleine.

Forskjell fra droop-drift:

Funksjon	Isochronous	Droop
Frekvenskontroll	Held frekvensen heilt konstant.	Let frekvensen falle litt med auka last
Lastfordeling	Krev aktiv delingslogikk.	Delar automatisk pga. turtalsfall
Bruk	For nøyaktig kontroll (PMS).	Nyttast ofte på større, uavhengige nett
Stabilitet	Kan bli ustabil utan kommunikasjon	Naturleg stabil

Typisk bruk på skip:

På moderne skip:

• Hovudgeneratorane går ofte i droop-modus når dei er parallellkopla, fordi det gir innebygd lastdeling utan kommunikasjon.
• Isochronous load sharing nyttast ofte der:
  • Berre éin generator er i drift (då er isokron best).
  • Fleire generatorar køyrast saman med eit lastdelingssystem (PMS).
  • Det er behov for høg frekvensnøyaktigheit (t.d. spesialutstyr, landstraum).

DEIF – Isochronous Load Sharing

DEIF har klare løysingar for isokron drift og lastdeling:

Produkt som støttar dette:

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

Funksjonar

• Full støtte for Isochronous load sharing.
• Kommunikasjon mellom generatorstyringar via CAN, Modbus eller Ethernet.
• Automatisk lastdeling med høg nøyaktigheit.
• Kan køyre både droop, Isochronous, og kombi-modus.

DEIF nyttast ofte i marine applikasjonar og er kjend for sin pålitelege last- og synkroniseringslogikk. PPM-3 er spesielt godt eigna for fartøy med krav om fleksibel og presis kraftstyring.

---

Prosedyre for manuell innfasing av generator 2 til hovudtavla

Krav for parallellkopling.

For at to generatorar skal kunne køyre parallelt, må dei ha:

• Same spenning – Begge må ha same utgangsspenning.
• Same frekvens – Frekvensane må være like før tilkopling.
• Same fasevinkel – Spenningane sin fasevinkel må vere synkronisert.
• Same faserekkefølgje – Rekkefølgja på faseforbindelsane må vere den same.

Forutsetningar:

• Generator 1 (G1) er inne og forsyner hovudtavla.
• Generator 2 G2) er klar til innfasing (oppvarma, olje- og kjølevæske er innanfor driftsparameter).
• Relevant verneutstyr er nytta.
• Ingen pågåande alarmar eller feilindikasjonar på generatorane eller hovudtavla.

Trinnvis prosedyre for manuell innfasing:

1. Førebuingar:

a) Kontroller generatorparameter:

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

b) Start G2 i samsvar med normal oppstartsprosedyre.

c) La generatoren stabilisere seg før vidare justering (oljetrykk, temperaturer, og kjølevatn skal vere innanfor akseptable verdiar).

2. Synkronisering av G2 mot G1 (hovudtavle).

a) Aktiver synkroniseringsutstyret:

• Bruk eit synkronoskop eller synkroniseringslampar for å overvåke faseforskjell og frekvens.

b) Juster spenninga på G2:

• Juster spenningsregulatoren slik at G2 har same spenning som hovudtavla (innanfor ± 2 % av hovudtavla si spenning).

c) Juster frekvensen:

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

d) Overvåk synkronoskopet eller synkroniseringslampane:

• Dersom synkronoskop nyttast, vent til diodelyset eller nåla rørar seg sakte mot klokka 12-posisjon.
• Dersom synkroniseringslampar nyttast, skal dei blinke saktare etter kvart som faseforskjellen minkar.
• Målet er at synkronoskopet sitt diodelys eller nål er så nær 12 som mulig, eller at lampane lyser samtidig med jamn styrke.

e) Utfør innfasing:

• Når nåla nærmar seg kl. 12 (eller lampane lyser jamnt), legg inn G2 brytaren på riktig augneblink (vanlegvis rett før kl. 12-posisjon).

3. Lastfordeling etter innfasing:

a) Kontroller at G2 er stabilt tilkopla hovudtavla.

b) Juster lastdelinga mellom generatorane ved å:

• Auke pådraget (drivstofftilførselen) på G2 for at den skal byrje å ta på seg last. Dersom G2 ikkje byrjar å ta på seg last med ein gang kan vi risikere at den går i returlast (også kalla «motorgang» eller «negativ kW».
• Sikre at begge generatorane delar lasta proporsjonalt og innanfor deira kapasitet (prosentvis fordeling etter størelse).

c) Overvåk systemparameter nøye:

• Spenning, frekvens, kW, kVAr, og straumfordeling mellom generatorane.

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

Etter at G2 er fasa inn og aktiv last (kW) er jamnt fordelt, må vi balansere den reaktive lasta (kVAr). Dette gjerast ved å justere spenningsregulatorane (AVR - Automatic Voltage Regulator) på kvar generator.

Trinnvis prosedyre for reaktiv lastfordeling:

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

• Bruk hovudtavla sin effektmålar for å sjekke korleis den reaktive lasta er fordelt.
• Dersom éin generator tek for mykje eller for lite reaktiv last, må justering gjerast.

b) Juster spenningsregulatoren (AVR) på G2:

• Aukar du spenninga på ein generator → den tek meir reaktiv last (kVAr).
• Senkar du spenninga → den gir frå seg reaktiv last til den andre generatoren.
• Målet er at begge generatorane delar den reaktive lasta jamnt, 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 jamnt fordelt, og at det ikkje oppstår spenningsubalansar.
• For høg reaktiv last på éin generator kan føre til overbelasting eller spenningsvariasjonar.

d) Overvåk systemet vidare:

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

Kvifor er dette viktig?

Hindrar ubalanse i kraftsystemet (som kan føre til spenningsvariasjonar).
Sikrar at begge generatorane jobbar effektivt og ikkje overbelastast.
Forbetrar kraftfaktor, noko som reduserer energitap i systemet.

5. Avslutning og overvåking

a) Sikre at generatorane forblir stabile i samkøyring.

b) Overvåk kontinuerleg for unormale tilstandar som ubalanse, overbelasting eller spenningsvariasjonar.

c) Loggfør operasjonen i skipet sin maskinjournal.

Døme på berekningsoppgåve

Døme 1

Løysingsforslag døme 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 turtalet gir eit fall i frekvensen på: 62,5 * 0,04 = 2,5 Hz

Frekvensen ved full last blir: 62,5 - 2,5 = 60 Hz

b) Ved ei belasting på 875 kW vil belastinga fordele seg prosentvis på følgjande 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 berekning:

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

Døme 2

Løysingsforslag døme 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 vere:

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

Ved 800 kW vil frekvensen vere:

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

Total fall i frekvens generator

A = 61 Hz – 58,33 Hz = $\underline{2,67 Hz}$

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

«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 vere:

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

Ved 800 kW vil frekvensen vere:

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

Total fall i frekvens generator B = 60,75 Hz – 58,75 Hz = 2 Hz

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

b) Fra statistikk diagrammet i a kan vi som tilleggsopplysing få fram kor mykje generatorane totalt kan lastast med.

Maksimal last for generatorane 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 eit fall i frekvens på 61 Hz – 58,75 Hz = 2,25 Hz

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

P =P_A+ P_B = 675 k W + 800 kW = $\underline{\underline{1475 kW}}$

Grunna ulik «Speed droop» får vi ikkje lasta generator A fult ut (800 kW).