Die digitalen Regler Woodward 723 Plus wurden in Schifffahrtsanwendungen weit verbreitet eingesetzt, nutzen jedoch ein veraltetes Kommunikationsprotokoll. Bei Modernisierungen oder Ausfällen stehen die Modelle 2300E, LECM und FLEX500 als Ersatz zur Verfügung. Die Geräte 2300E und FLEX500 besitzen dabei passende Abmessungen für eine unkomplizierte Nachrüstung in bestehenden Schaltschränken.

Das FLEX500-System bietet zusätzliche Ein- und Ausgänge, eine zukunftssichere Plattform sowie Fernwartungs- und Diagnosemöglichkeiten. Eine vollständige Erneuerung der Schaltschrankkomponenten ermöglicht zudem eine verbesserte Visualisierung der Antriebsdaten und vereinfacht die Fehlersuche im Betrieb.

Woodward 723 Plus Digital Control

Die programmierbaren Regler der Serien Woodward 721 und Woodward 723 haben sich vor etwa 20 Jahren auf großen Schiffen etabliert und sind mittlerweile nahezu zum Standard geworden. Dank ihrer Flexibilität und Anpassungsfähigkeit haben sie sich bei führenden Motorenherstellern wie MAK, Wärtsilä und Rolls Royce durchgesetzt.

1.1Ein herausragender Vorteil dieser Geräte ist die integrierte LON-BUS-Kommunikationsschnittstelle. Über diese Schnittstelle können bis zu sieben Geräte miteinander kommunizieren und Daten austauschen, wodurch eine effiziente Lastverteilung und Verfügbarkeitsüberwachung ermöglicht wird. Der LON-BUS ist ein MODBUS-ähnliches Protokoll, das von Woodward entwickelt wurde. Es ist wichtig zu beachten, dass moderne Geräte dieses Protokoll nicht mehr unterstützen. Daher erfordert ein Austausch in der Regel auch die Umrüstung anderer Motoren, um die volle Funktionalität der Lastverteilung zu gewährleisten.

Das Bild zeigt ein typisches Beispiel eines Schaltschrankes mit einem 723+ Regler für MAK. In den meisten Fällen werden diese Regler von Woodward in maßgeschneiderten, einbaufertigen Schaltschränken geliefert, die auf die spezifischen Anforderungen der Anwendung abgestimmt sind.

Diese speziellen Lösungen machen einen Austausch komplizierter. Selbst wenn ein identischer Regler auf einer Abwrackwerft gefunden wird, muss das passende Programm auf den Regler geladen werden, um eine optimale Funktion zu gewährleisten.

Austausch eines defekten 723 Plus

Für den Austausch bieten sich drei unterschiedlichen Geräte an:

2300 E

LECM

FLEX500

Vergleich der Steuergeräte

Das nebenstehende Bild zeigt, dass sowohl die 2300E als auch die Flex500 perfekt in die Abmessungen des 723+ passen. Dadurch ist sichergestellt, dass keine aufwendigen Anpassungen am Schaltschrank erforderlich sind – für eine schnelle und unkomplizierte Nachrüstung.

Woodward hat mehrere Versionen der Software entwickelt. Der Schwerpunkt lag jedoch auf der Standardisierung. Daher ist es nur von Vorteil, neben der Softwareversion auch die Installation zu kennen. Dies reduziert den Entwicklungsaufwand und macht das Endprodukt benutzerfreundlicher.

Empfehlung

Letztendlich liegt die Entscheidung beim Kunden, aber ich empfehle klar das teurere Flex500:

• Es bietet deutlich mehr Ein- und Ausgänge und ist das modernste System, das Woodward aktuell im Portfolio hat.
• Die Hardware wird in zahlreichen Anwendungen eingesetzt – von Wasser- und Dampfturbinen über Kompressoren bis hin zu PMS-Steuerungen und Datenerfassungssystemen.
• Es besteht eine sehr hohe Wahrscheinlichkeit, dass in Zukunft ein direkter Nachfolger mit identischen Anschlüssen für eine nahtlose steckbare Ersatzlösung verfügbar sein wird.
• Sowohl der 2300E als auch der Flex500 bleiben vorerst aktiv, und Woodward plant derzeit weder deren Abkündigung noch die Einführung eines Nachfolgers. In den nächsten fünf Jahren werden beide Geräte also weiterhin verfügbar sein.
• Dennoch habe ich den Eindruck, dass der 2300E nicht mehr aktiv weiterentwickelt wird und Kunden langfristig auf die 500er-Plattform umsteigen müssen.

Ein weiterer Vorteil des Flex500 sind seine modernen Schnittstellen:

• Dank dieser, kann die Software aus der Ferne aktualisiert und um neue Funktionen erweitert werden.
• Gesamte Überwachung findet z.B. über HTTP/UDP statt.
• Zudem kann ein zusätzlicher Flex500 als zentrale Steuereinheit mit bis zu siebenfacher Redundanz eingesetzt werden.

Was wird zum Abschätzen des Aufwandes benötigt?

In der Regel reichen die folgenden Angaben aus, um den Preis und die benötigte Ausrüstung grob abzuschätzen:

• Gerätenummer (PN),
• Software Version,
• Anwendung (Single/Dual -engine),
• Anwendung (Generator/Propulsion/beides),
• Schaltplan.

Eine mögliche Anordnung der Antriebe wird in weiterem Bild angedeutet:

Dieses Beispiel zeigt zwei voneinander isolierte Systeme, die weder miteinander kommunizieren noch elektrisch oder mechanisch miteinander verbunden sind. Daher müssen nicht alle sechs Regler ausgetauscht werden, sondern nur eine Gruppe von zwei bzw. vier Geräten.

Weiteren Maßnahmen

Im Schaltschrank befinden sich in der Regel nicht nur die Regler 723+, sondern auch weitere Erweiterungskarten, Trennverstärker, Anzeigeelemente usw.. Es ist daher sinnvoll, auch diese im Rahmen der Modernisierung durch neue zu ersetzen.

Da die modernen Steuerungen einen schnelleren Datenaustausch ermöglichen als die 723 – Steuerungen, kann eine aussagekräftige Visualisierung vorbereitet werden. Diese kann nicht nur den Status der Antriebe anzeigen, sondern auch Fehler im Klartext anzeigen, um die Fehlersuche zu erleichtern.

Die Grundidee der analogen Lastverteilung ist denkbar einfach und wird von Woodward bereits seit Jahrzehnten erfolgreich eingesetzt. Identische Schnittstellen finden sich daher auch in anderen Reglerserien wie dem 723 Plus, dem 721 oder sogar dem analogen 2301A LSSC.

Wie funktioniert die analoge Schnittstelle?

Die analoge Schnittstelle Load Sharing Line erfüllt gleichzeitig zwei Aufgaben: Spannung einspeisen und Spannung messen.

1. Einspeisung der Eigenleistung: Jeder Regler speist seine aktuell skalierte Generatorleistung (0 % bis 100 %) als Analogspannung im Bereich von 0 bis 6 V in die gemeinsame Linie ein.
2. Messung des Lastfehlers (Load Sharing Error): Bedenkt man, dass alle Regler parallel auf dieselbe Linie geschaltet sind, entspricht die Spannung auf der Linie stets der höchsten eingespeisten Spannung – also der des am stärksten belasteten Aggregats.
   • Ermittlung der Abweichung: Jeder Regler vergleicht die Spannung auf der Linie mit seinem eigenen eingespeisten Wert. Die mathematische Differenz ergibt den prozentualen Load Sharing Error.

Ein einfaches Gedankenspiel zur Veranschaulichung

Nehmen wir an, mehrere Generatoren laufen parallel im Inselbetrieb:

• Der am stärksten belastete Regler misst auf der Linie dieselbe Spannung, die er selbst einspeist. Sein Load Sharing Error ist somit 0. Für ihn besteht kein Handlungsbedarf.
• Die weniger belasteten Regler stellen eine Differenz zwischen der Linienspannung und ihrem eigenen Leistungssignal fest. Ihr Load Sharing Error ist größer als 0.
• Ausgleichsregelung: Über einen berechneten Offset (Bias) wird die Soll-Drehzahl der jeweiligen Motoren angepasst. Dadurch übernehmen diese schrittweise mehr Last vom am stärksten belasteten Generator.

Dieser Regelprozess läuft dynamisch so lange ab, bis der Load Sharing Error aller beteiligten Regler den Wert 0 erreicht hat und alle Aggregate prozentual gleichmäßig belastet sind.

Besonderheit bei Segmentierung und Koppelschaltern

In Anlagen mit einem oder mehreren Koppelschaltern (Bus Tie Breakers) muss die Load Sharing Line bei geöffnetem Schalter zwingend synchron aufgetrennt werden.

Sollte die Lastverteilungslinie trotz geöffnetem Koppelschalter verbunden bleiben, würden die Regler der getrennten Netzsegmente weiterhin versuchen, die Leistung über das Gesamtsystem auszugleichen. Dies führt zwangsläufig zu Regelschwingungen sowie massiven Über- oder Unterfrequenzen in den einzelnen Segmenten. Eine saubere galvanische oder relaisseitige Trennung der Load Sharing Line analog zur Schaltstellung der Schalter ist daher essenziell für einen stabilen Betrieb.

Ein weiterer zentraler Aspekt im Betrieb von Aggregaten mit dem Woodward 2301E ist der Ablauf vom Motorstart bis zur automatischen Lastübernahme.

Im Folgenden betrachten wir den typischen Ablauf für ein Aggregat, wenn die Leistungssammelschiene bereits von mindestens einem anderen Generator versorgt wird:

1. Start und Hochlauf

• Motorstart & Betriebsmeldung: Der Motor wird gestartet. Zeitgleich wird der digitale Eingang A (RUN) am Regler aktiviert.
• Leerlaufdrehzahl (Idle): Der Regler bringt den Motor zunächst auf die definierte Leerlaufdrehzahl (IDLE Speed).
• Nenndrehzahl (Rated): Die Beschleunigung auf Nenndrehzahl (RATED SPEED) erfolgt entweder durch das Aktivieren von Eingang C (RATED SPEED) oder – bei aktivierter Automatik – selbstständig durch den Regler.

2. Synchronisation und Zuschaltung

• Netzsynchronisation: Ein externes Synchronisiergerät liest die Netz- sowie Generatorwerte und gleicht Spannung, Frequenz und Phasenlage des Generators an die live versorgte Sammelschiene an.
• Schalterrückmeldung: Sobald die Werte identisch sind, schließt das Synchronisiergerät den Leistungsschalter des Generators (GCB). Gleichzeitig erhält der Regler über Eingang D (GCB CLOSED) die Rückmeldung, dass das Aggregat am Netz ist.
• Bereitschaftsphase: Der Motor läuft nun mit Nenndrehzahl am Netz, übernimmt jedoch vorerst noch keine Wirkleistung.

3. Belastung und Wechsel in den isochronen Betrieb

• Lastanforderung: Erst wenn der Eingang G (LOAD GENERATOR) aktiviert wird, beginnt der Regler, die Drehzahlreferenz leicht anzuheben, um dem Motor gezielt Wirkleistung aufzuprägen.
• Aktivierung der isochronen Lastverteilung: Sobald die Leistungsdifferenz zwischen der aktuellen Generatorleistung und dem System Load (der gemessenen Systemauslastung auf der Load Sharing Line) ca. 10 % unterschreitet, schaltet der Regler automatisch auf isochrone Lastverteilung um.Hinweis: Die aktive isochrone Lastverteilung wird durch die grüne LED in der Mitte der Reglerfront signalisiert.

Sonderfall: Synchronisation von Netzsegmenten (Tie Breaker / Koppelschalter)

Sollen zwei bereits unter Spannung stehende Netzsegmente über einen Koppelschalter (Tie Breaker) synchronisiert werden, muss die Frequenz einer der beiden Seiten kurzzeitig angepasst werden. Dies erfordert ein spezielles Vorgehen bei den beteiligten Reglern:

1. Umschaltung in den Droop-Betrieb: Die Generatoren der zu synchronisierenden Seite müssen kurzzeitig von Isochronous auf Statik (Droop), wie im Video unten, umgeschaltet werden.
   • Sanfter Übergang: Der Woodward 2301E übernimmt dabei die aktuelle Drehzahlreferenz nahtlos aus dem isochronen Betrieb, sodass im Moment des Umschaltens keine Frequenzabweichung entsteht.
2. Synchroner Drehzahlabgleich: Alle Motoren des betroffenen Segments passen nun gemeinsam und parallel ihre Drehzahl an, bis Frequenz und Phasenlage über dem Koppelschalter übereinstimmen.
3. Schließen des Koppelschalters: Sobald der Koppelschalter schließt, müssen zwei Aktionen synchron erfolgen:
   • Die Load Sharing Line der beiden Segmente wird galvanisch/relaisseitig miteinander verbunden (wie im vorherigen Abschnitt beschrieben).
   • Der digitale Eingang D (GCB / Tie Breaker CLOSED) wird an allen beteiligten Reglern aktiviert.

Ergebnis: Die neu hinzugeschalteten Generatoren passen ihre Leistung umgehend an. Sobald die Mindestbedingung (Differenz zum System Load < 10 %) erreicht ist, aktivieren alle Regler automatisch wieder die isochrone Lastverteilung – das Gesamtsystem läuft stabil und symmetrisch ausgeregelt.

Die analoge Lastverteilungslinie (Load Sharing Line) bietet bewährte Vorteile: Sie ist äußerst robust, einfach einzubinden und erfordert eine vergleichsweise unkomplizierte Konfiguration der einzelnen Teilnehmer.

Allerdings stößt die analoge Technik in komplexeren Anforderungsprofilen an ihre Grenzen. Die moderne Datenübertragung über CAN-Bus ermöglicht es heute, neben den reinen Leistungsdaten auch umfassende Statusmeldungen in Echtzeit auszutauschen. Dies erlaubt eine deutlich präzisere, dynamischere und sanftere Lastverteilung zwischen den Motoren. Mit moderner Hardware – wie beispielsweise dem Woodward 2300E – lässt sich diese digitale Vernetzung zukunftssicher und effizient umsetzen.

Austausch des Woodward EGB10 durch den ProAct (Gen III)

In diesem Beitrag wird der Austausch eines hydraulisch-mechanischen Drehzahlreglers durch ein digitales, elektronisches System behandelt. Konkret wird ein Woodward EGB10 durch einen ProAct-Aktuator der dritten Generation ersetzt.

Hydraulische Regler erfordern spätestens alle 30.000 Betriebsstunden eine Generalüberholung durch einen autorisierten Service-Partner. Diese Revisionen verursachen Kosten im vierstelligen Bereich. Zudem besteht das Risiko, dass sich das dynamische Verhalten des Reglers nach der Überholung verändert, was zu unruhigem Motorlauf führen kann.

Ein digitaler Regler bietet hier folgende Vorteile:

• Geringere Lebenszykluskosten: Die Anschaffungskosten liegen im Bereich einer mechanischen Revision.
• Wartungsarmut: Das System arbeitet nahezu wartungsfrei.
• Einfacher Austausch: Im Fehlerfall wird der Aktuator als komplette Einheit getauscht. Die Instandsetzung des Altgeräts (z. B. Lagerwechsel) kann anschließend ohne Stillstandszeiten der Anlage durchgeführt werden.

Der ProAct ist kein reines Stellglied, sondern ein autarkes, geschlossenes Regelsystem (Closed-Loop).

1. Sollwert-Verarbeitung: Das System empfängt das Positionssignal vom übergeordneten Drehzahlregler und setzt dieses in Bruchteilen einer Sekunde um.
2. Interne Regelung: Ein integrierter Positionssensor erfasst permanent die Ist-Stellung. Der interne Regelkreis steuert den Scheibenmotor direkt in CW- (Clockwise) oder CCW-Richtung (Counter-Clockwise).
3. Zustandsüberwachung: Die integrierte Elektronik ermöglicht ein kontinuierliches Monitoring des Aktuators, wodurch Ausfälle frühzeitig vermieden werden können.

Projekthintergrund und Risikoabwägung

Diese Faktoren gaben den Ausschlag für den Umbau auf einem Schiff mit dieselelektrischem Antrieb. Technisch bedeutete dieser Schritt den Verzicht auf das mechanisch-hydraulische Backup, das der EGB10 bei Stromausfall bietet. Der ProAct verfügt über kein solches Backup.

Bei einer Konfiguration mit drei Hauptmotoren und einer redundant ausgelegten Spannungsversorgung ist ein mechanisches Backup jedoch nicht zwingend erforderlich. Die Vorteile bei Präzision, Wartung und Diagnosefähigkeit führten letztlich zur Entscheidung für den ProAct Gen III.

Die technische Projektierung begann mit der exakten Bestimmung der Montageposition für den neuen Aktuator. Ziel dieser geometrischen Auslegung war es, die Hebelverhältnisse so zu wählen, dass ein nahezu identisches Gelenkspiel und eine optimale Kraftübertragung zum Regelgestänge des Motors gewährleistet sind.

Die folgenden Abbildungen dokumentieren diesen Konstruktions- und Planungsprozess:

Im direkten Vergleich wird die kompakte Bauform des neuen Aktuators deutlich. Auf der Konstruktionszeichnung bzw. dem Foto ist die Ausgangswelle des Aktuators exakt in derselben Position ausgerichtet wie die des ursprünglichen Reglers.

Diese geometrische Ausrichtung dient als Basis für die Konstruktion der Montagekonsole (Gestell), auf welcher der Aktuator final befestigt wird.

Die weiteren Aufnahmen zeigen zwar nicht denselben Motor, aber zwei baugleiche, nebeneinander installierte Aggregate im direkten Vergleich: Eine Maschine ist noch mit dem Woodward EGB-10P ausgestattet,

während die benachbarte bereits auf den ProAct Gen III umgerüstet wurde.

Der optische Vergleich verdeutlicht nochmals die erhebliche Platzersparnis und die kompakte Bauweise des elektronischen Aktuators gegenüber der mechanisch-hydraulischen Baugruppe.

Nachdem der neue Aktuator montiert und der Stellweg des Kraftstoffhebels über den gesamten Bereich von 0 % bis 100 % mechanisch überprüft worden war, erfolgte die Anpassung der Parameter im Drehzahlregler. Hierzu waren lediglich zwei Software-Konfigurationen erforderlich:

1. Wirkrichtung: Umstellung des Ausgangssignals von Reverse Acting (invertiert) auf Forward Acting (direkt wirkend).
2. Signalart: Anpassung des Ausgangssignals von 0…200 mA auf den Standard von 4…20 mA.

Anschließend wird der Konnektor „ACS06E24-28S-472“ vorbereitet, wobei die alten Steuerleitungen von dem Drehzahlregler zum Governor benutzt werden können:

Und nach dem der Konnektor an das ProACT angeschlossen wurde, kann die Maschine gestartet werden.

Das folgende Video zeigt das Verhalten beim Erststart:

Der erste Probelauf verlief vollständig erfolgreich. Aufgrund des engen Zeitfensters vor Ort konnte im ersten Schritt nur eine der drei Maschinen durch uns umgerüstet werden. Das Ergebnis und die Betriebswerte der modifizierten Anlage überzeugten die Besatzung jedoch so weit, dass die Mannschaft die verbleibenden zwei Motoren in den Folgetagen eigenständig und erfolgreich umgerüstet hat.

An dieser Stelle bedanke ich mich bei der Besatzung. Ohne deren Einsatz wäre es unmöglich Umbau durchzuführen.

Die 2300E Steuerung ist die ideale Lösung für Systeme mit Diesel- und Gasmotoren sowie Dampf- und Wasserturbinen, deren ursprüngliche Steuergeräte veraltet sind oder nicht mehr hergestellt werden. Mit modernen industriellen Schnittstellen wie CAN und MODBUS ermöglicht sie den einfachen Anschluss einer Vielzahl moderner Erweiterungsgeräte wie Ein-/Ausgangsmodule, Displays und mehr.

Dank der integrierten direkten Leistungsmessung ist die 2300E besonders geeignet für Generatoranwendungen. Dadurch können zusätzliche Messwandler vermieden werden, was die Effizienz steigert und die Lastverteilung zwischen den Motoren optimiert. Die 2300E bietet damit eine zukunftssichere und leistungsstarke Steuerungslösung für anspruchsvolle und kundenspezifische Systeme.

Flexibilität durch Erweiterungsmöglichkeiten

Die 2300E-Steuerung bietet eine überschaubare Anzahl an Ein- und Ausgängen, was jedoch kein Hindernis für vielseitige Anwendungen darstellt. Dank der Möglichkeit, externe I/O-Karten einzusetzen, lässt sich die Steuerung problemlos erweitern.

Von kosteneffizienten WAGO CAN-Feldbuskopplern bis hin zu leistungsstarken Woodward LINK-net Modulen stehen zahlreiche Optionen zur Verfügung. Damit können nahezu alle Arten von Sensoren sowie digitale und analoge Signale erfasst und ausgegeben werden – flexibel und anwendungsorientiert.

Programmierung

Die 2300E-Steuerung wird mit der bewährten GAP-Programmierumgebung konfiguriert. Da die erste GAP-Version bereits in den 1990er-Jahren entwickelt wurde, besteht eine hohe Wahrscheinlichkeit, dass bestehende Programme mit minimalem Zeitaufwand in die aktuelle Version konvertiert werden können.

Durch den Einsatz neuer Funktionen und moderner Ansätze wird nicht nur die Wiederinbetriebnahme älterer Anlagen ohne aufwendige Umbauten ermöglicht, sondern auch deren Funktionalität erweitert. Funktionen wie Überwachung, Visualisierung und Darstellung können integriert werden, wodurch die Effizienz und Übersichtlichkeit der Anlagen erheblich gesteigert werden.

Neues Leben für einen 15 Jahre alten Öltanker

Ein Schiff ist nur so zuverlässig wie sein Herzstück – der Motor. Doch was passiert, wenn die Mechanik noch topfit ist, die Steuerungstechnik aber langsam zum „Oldtimer“ wird? Wir haben gerade ein spannendes Retrofit-Projekt abgeschlossen, das genau hier ansetzt.

Ein 15 Jahre alter Öltanker mit einem robusten MAK-Single-Engine-Motor erhielt im Zuge seiner regulären Überholung ein digitales Upgrade, das den Arbeitsalltag der Crew grundlegend verändert. 

Warum ist die Entscheidung auf FLEX500 gefallen?

• Modernes Gerät mit allen denkbaren Zulassungen.
• Wird mit gleicher Software programmiert.
• Hohe Anzahl der Ein-/Ausgänge erlaubt auf die Erweiterungskarte (TWIDO) zu verzichten.
• und weiter, weiter …..

Abschied von der „Fehlersuche im Dunkeln“

Früher hieß es bei Störungen oft: Suchen, Raten, Hoffen. Ohne moderne Visualisierung tappte die Crew bei der Fehlersuche buchstäblich im Dunkeln. Damit ist jetzt Schluss. Wir haben das alte Motorsteuergerät durch unser hochmodernes FLEX-500 ersetzt und um ein intuitives HMI (Human-Machine Interface) ergänzt.

Die Vorteile des Upgrades auf einen Blick

Die Modernisierung bringt handfeste Vorteile für den Schiffsbetrieb:

• 7-Zoll-Visualisierung: Ein kristallklares Display liefert alle Statusanzeigen und Fahrdaten in Echtzeit.
• Intuitive Konfiguration: Über eine PC-Schnittstelle hat die Crew Zugriff auf alle notwendigen Informationen und detaillierte Beschreibungen – das macht die Bedienung sicher und transparent.
• Schlankere Hardware: Durch die hohe Anzahl an Ein- und Ausgängen am FLEX-500 wird die alte TWIDO PLC überflüssig. Weniger Bauteile bedeuten weniger potenzielle Fehlerquellen.
• Rechtssicherheit: Das Wichtigste für den Betreiber: Das modernisierte Programm basiert auf dem Original-Code. Somit gibt es keinerlei Probleme mit der Klassifizierung. Es wurde lediglich das Originalprogramm in Version GAP2 in die neueste GAP4 konvertiert und auf den neuesten Stand der Technik gebracht.

„ Moderne Technik trifft bewährte Mechanik: So machen wir Bestandsschiffe fit für die nächsten Jahrzehnte.“

Rekordverdächtige Einbauzeit

Das Beste zum Schluss: Ein solcher Umbau des Schaltschranks ist kein wochenlanges Mammutprojekt. Wir haben den Austausch innerhalb von nur einem einzigen Tag realisiert. Das bedeutet für den Reeder: Maximale Modernisierung bei null Betriebsausfall.

Wir wünschen der Crew allzeit gute Fahrt mit ihrer neuen, digitalen Kommandozentrale!

Kurz gesagt ist Droop eine lineare Funktion mit negativer Steigung, die von der Generatorleistung abhängt. Ich versuche hier zu erklären, wann sie notwendig ist und in welchen Fällen man ganz darauf verzichten kann.

Vor Beginn sollte man sich jedoch über die folgenden Begriffe im Klaren sein:

• schließlich Droop.
• Netzparallelbetrieb,
• Inselbetrieb,
• isochron und

Betriebsarten

Parallelbertrieb

Von Parallelbetrieb spricht man, wenn der Generator an ein stationäres System angeschlossen ist, dessen Frequenz sehr stabil ist und vom Generator nicht beeinflusst werden kann. Das beste Beispiel hierfür ist ein öffentliches Netz.

In diesem Bild ist ein Generator dargestellt, der gleichzeitig die Anlagen mit Strom versorgt und überschüssige Energie in das öffentliche Netz einspeist. Dies ist ein typisches Szenario für ein Blockheizkraftwerk.

Generator „dreht sich“ immer mit der Netzfrequenz, somit muss nur Generatorenleistung geregelt werden. Wird zu wenig Treibstoff dem Antrieb zugefügt, kann es sogar dazu kommen, dass der Generator vom Netz angetrieben wind. Bei zuviel, kann Generator überlastet werden.

Ähnlich der Leistung wird auch der Leistungsfaktor (cos PHI) anstelle der Generatorspannung geregelt.

Inselbetrieb

Wenn Stromerzeuger von dem Netz getrennt ist, spricht man von isoliertem- oder Inselbetrieb.

Im Gegensatz zum Netzparallelbetrieb ist die Generatorlast und die Blindleistung im Inselbetrieb von den Verbrauchern abhängig und die Aufgabe des Drehzahlreglers bzw. der Drehzahlregelung besteht darin, die Generatorfrequenz aufrecht zu erhalten. Die Spannung wird wiederum durch den automatischen Spannungsregler geregelt.

Solange es nur einen Erzeuger im System gibt, ist der Leistungsfluss überschaubar: Die gesamte erzeugte Energie wird vom Verbraucher aufgenommen. 

Interessant wird es erst, wenn ein weiterer Erzeuger hinzukommt.

Ein Teil der erzeugten Energie geht nicht nur in das Werk, sondern auch in den anderen Erzeuger und solange beide mit gleicher Frequenz betrieben werden, ist dieser Leistungsfluss nicht vorhersehbar. 

Entweder muss die Leistung wie beim Parallelbetrieb aktiv geregelt werden, oder die Erzeuger müssen nach der DROOP-Kennlinie gefahren werden.

Isochrone Betrieb im Isoliertem Netz

Isochrone Betrieb im isolierten Netz ist nur in zwei Fällen machbar:

• mit einem Erzeuger,
• bei zwei und mehr Erzeuger, wird Leistung aktiv verteilt.

Die Gesamtleistung des Systems berechnet sich nach der Gleichung:

Ps=P1 + P2.

Die Generatorleistungen können alle möglichen Werte annehmen. In Grenzfällen kann sogar ein Generator den anderen in die Rückleistung zwingen wie in diesem Bild gezeigt wird.

Vereinfacht kann dieses Phänomen so erklärt werden:

Im isolierten Betrieb ist die Generatorleistung eine Funktion der Frequenzdifferenz der beiden Generatoren.  So lange Frequenzen gleich sind, werden Generatoren auch gleich belastet. In der Realität ist dies aber unmöglich und einer der Antriebe ist immer etwas schneller als der anderer. 

Dieses Diagramm zeigt isochrone Erzeuger, die in ein isoliertes Netz einspeisen und deren Leistung nicht geregelt wird.

DROOP im isolierten Betrieb

Um dem entgegenzuwirken, wird der DROOP (P-Grad) eingeführt. Dies ist ein Maß für die Änderung der Motordrehzahl bei Laständerungen. Manchmal wird auch die Rack-Position oder der Ausgang des elektrischen Drehzahlreglers verwendet. Die Solldrehzahl wird in diesem Fall nach der Formel berechnet:

Stellen wir uns vor, dass zu dem Zeitpunkt des Zuschaltens eines weiteren Motors ist ein Antrieb bereits auf 70% seiner Nennleistung belastet. Bei der Leerlaufdrehzahl 1500 RPM und DROOP 3% ergibt seine Drehzahl – 1468.5 RPM.

Nun wird die Kupplung bzw. der Leistungsschalter zugeschaltet. Da der zweite Antrieb schneller läuft, wird dieser stärker belasten und den ersten Motor automatisch entlasten, bis sie sich in der Mitte, bei 35% treffen:

Spannungsregler werden nach dem gleichen Prinzip gesteuert. Hier spricht man jedoch meist von Statik anstelle von DROOP.

Der maximale DROOP-Wert liegt meist im Bereich bis 4%. Dies hängt damit zusammen, dass die maximal zulässige Frequenz nach DIN 6280-13 – 52 Hz beträgt, was genau der Abweichung bei Volllast entspricht. In diesem Fall wird die Leerlaufdrehzahl auf 1560 U/min eingestellt. Im Volllastbereich reduziert sich die Drehzahl auf 1500 U/min.

Droop ist bei schnell wechselnder Last, insbesondere im Inselbetrieb, unverzichtbar.

Im Idealfall übernimmt eine dem Drehzahlregler übergeordnete Steuerung den Lastabgleich und die Lastverteilung, in der Praxis ist es jedoch die Aufgabe des Drehzahlreglers, die Grundlast anzupassen bzw. die Lasten exakt zu verteilen, da die mechanische Droop mit großen Abweichungen verbunden ist.

Hier ist eine kurze Erläuterung über die Funktion und Möglichkeiten.

Da der MFR2 in den meisten Anlagen als Schutzgerät mit Synchronisierfunktionen und nicht als vollwertige Generatorsteuerung installiert war, wurden die wichtigsten Aufgaben wie Startvorbereitung, Gasqualitätsüberwachung, Drucküberwachung, Überwachung der Nebenaggregate usw. von einer zentralen Steuerung (SPS) übernommen.

Die Kommunikation zwischen MFR2 und SPS erfolgte in den meisten Fällen über einen Feldbus und in einigen Fällen über digitale und analoge Ein- und Ausgänge.

Im Gegensatz zu modernen Geräten sind die meisten Ein- und Ausgänge des MFR2 fest definiert und selbst wenn die Parametrierung nicht bekannt ist oder nicht geladen werden kann, lässt sich die Funktion aus dem Anschlussplan anhand der Standardbelegung ableiten:

Austausch eines defekten MFR2 durch easYgen3000XT

Während bei einem MFR2 ohne Busanbindung die Frage der Modernisierung recht einfach ist und die einfachste Antwort sofort einfällt – easYgen 3200XT oder easYgen3200XT-Lite, sollte man sich in anderem Fall diese Fragen stellen:

• Kann SPS-Gruppe angepasst werden, so dass Daten über Modbus TCP gelesen werden können?
• Welcher Feldbus verwendet wird?

Ich habe hier noch die bekannten PNs der je gebauten MFR2 zusammengefasst und nach Interface sortiert, damit ihr euch einen schnellen Überblick verschaffen könnt.

Nachfolgend werden einige Vorschläge dargestellt, die ein Retrofit ermöglichen, bei dem die übergeordnete Steuerung nicht angepasst werden muss. Das Datenprotokoll sowie das Medium des neuen Geräts werden mit dem alten identisch sein.

easYgen3200XT

Diese Generatorsteuerung eignet sich am besten (eine ausreichende Anzahl von Ein-/Ausgängen vorausgesetzt) als Ersatz für einen MFR2. Allerdings ist easYgen überdimensioniert und die meisten Funktionen werden nicht benötigt. Trotzdem ist der Umbau im Vergleich zu anderen Steuerungen am einfachsten, da easYgen eine Weiterentwicklung der MFR-Geräte ist und eine sehr ähnliche Logik besitzt.

Das nächste Bild zeigt ein Beispiel wie ein easYgen3200XT als Ersatz für eine defekte MFR2 – Steuerung verdrahtet werden kann.

In diesem Beispiel wurde das defekte Gerät als Synchronisiergerät und Netzüberwachungsrelais verwendet. Weitere Alarme, Meldungen und Messwerte wurden über Profibus DP an die übergeordnete Steuerung gesendet. Diese wiederum überwacht den gesamten Prozess und regelt die Generatorleistung entsprechend der vom MFR2 gelieferten Messwerte.

Auch in der Umbauphase gibt es kaum unerwartete Probleme. Wenn die Leitungen mindestens zehn Zentimeter aus dem Kabelkanal herausgezogen werden können und in der Tür noch Platz für einen Ausschnitt ist – kann es losgehen.

Hier auf dem Bild sieht man deutlich, dass EG3000XT größer als MFR2 ist.

Profibus DP

Allein aus dem Grund, dass Profibus DP – Standardschnittstelle für Siemens S5 und S7 war, fand dieser in Deutschland meiste Verbreitung.

Für den Austausch eines defekten MFR2…SB -Relais würde ich zwei Möglichkeiten vorschlagen:

Aus dem Haus von Woodward

easYgen 3200XT + ESEPRO in neuster Konfiguration.

Vor Kurzem hat Woodward in Zusammenarbeit mit ProconX eine neue Firmwareversion veröffentlicht die es ermöglicht Protokoll 5003 des easYgen 3000 ins Profibus DP – Protokoll des MFR2, bzw. GCP-30 umzuwandeln.

Vorteile: Lösung aus dem Haus von Woodward.

Nachteil: Langsame Konvertierung von CAN zu Profibus DP ( es werden neunzig Nachrichten über CAN-BUS zyklisch gesendet bis ein Wert erneuert wird. Bei einer Senderate von 20 ms. sind das 1,8 s.)

Eigene Entwicklung

easYgen 3200XT + ein geeigneter Modbus TCP/Profibus DP Konverter.

Es wird eine Flashdatei mit einem neuen Protokoll für easYgen erstellt und ein Konverter dafür vorbereitet.

Vorteile: sehr hohe Auffrischungsrate der Datensätze. Sowohl easYgen als auch Protokollkonverter sind standardisierten Industriellen Geräte. Hohe Verfügbarkeit. Schnelle Anpassung (durch mich).

Nachteile: Teilweise schlecht dokumentiert.

CAN-OPEN

Relativ selten wird MFR2 über CAN-OPEN an SPS angebunden.

In der Vergangenheit habe ich versucht einen CAN-BUS Konverter zu entwickeln der am Ausgang CAN-Sendetelegram des MFR hat. Mit einem Erfolg, obwohl die Verfügbarkeit des Konverters nicht sehr hoch war, da das Programm auf einem kleinem Industrie-PC lief und der Rechner übliche Software-Probleme zeigte.

Seit Kurzem hat Woodward ein kostenpflichtiges Firmware Update präsentiert – Option K57. Damit werden im easYgen3000XT MFR2, MFR3 und GCP30 – Protokolle emuliert.

mit anderen Worten – keine anderen Geräte werden benötigt. Einfach easYgen3000XT mit Option K57 einbauen und an SPS über CAN-BUS anschließen. Das wars.

Option K57 ist auch in dem Fall interessant, wenn in der Anlage mehreren MFRs oder GCPs über GW4 mit dem Leitsystem kommunizieren. Dabei muss aber klar werden, easygen Lastverteilungsnachricht der alten Geräte nicht verarbeiten kann und ein LSG (Load Sharing Gateway) eingebaut werden soll.

MODBUS-RTU

Einzige Alternative, ähnlich wie Eigene Entwicklung, nur mit einem Modbus TCP/Modbus RTU – Schnittstellenkonverter.

Wenn es noch weiteren Fragen gibt, beantworte ich diese gerne in kürzesten Zeit. Eine kurze Nachricht über Formular genügt.

Die Wahl fiel auf den easYgen-3500XT.

Die Entscheidung für diesen Regler ist die logische Konsequenz aus bewährten Vorteilen:

• Kontinuität beim selben Hersteller,
• eine vertraute Systemlogik,
• die extrem hohe Flexibilität des easYgen.

Ein solcher Umbau ist für uns längst Routine. Dank der Erfahrung aus früheren Projekten, einer präzisen Vorbereitung und einer lückenlosen Dokumentation konnten wir die gesamte Konvertierung in einem extrem engen Zeitfenster durchziehen.

Zum Verdrahten benötigt man nur eine solche Seite:

… und Geduld.

Der Einsatz war perfekt durchgetaktet: Tag 1 Anreise und Umbau, Tag 2 Inbetriebnahme und Abreise. Um jegliches Risiko zu minimieren, wurde das Zeitfenster bewusst auf Tage ohne kritische Operationen gelegt.

Ein großes Lob geht an dieser Stelle an den damaligen Schaltschrankbauer: Er hat nicht an der Kabellänge gespart und großzügige Reserven in den Kanälen hinterlassen. So musste keine einzige Leitung mühsam neu gelegt werden, um an den neuen Controller anzuschließen.

Das fertige Ergebnis der Modernisierung lässt sich auf den folgenden Bildern sehen.

die ersten Tests waren ein voller Erfolg. Hier ein Abschlusstest – Rücksynchronisation an Netz nach einem Notstromtest.

Aber Governor ist nicht gleich Governor. Hier ist ein Überblick über die gängigsten Typen, die uns im Alltag begegnen:

Die Klassiker und Spezialisten im Check

SG Governor

Der SG-Governor ist ein hydraulischer Regler mit Speed Droop, der in kleinen Diesel-, Gas- oder Benzinmotoren eingesetzt wird, bei denen keine isochrone (konstante) Drehzahlregelung erforderlich ist. Der Aufbau des Speed-Droop-Governors bewirkt, dass der Governor bei zunehmender Motorbelastung mit einer niedrigeren Geschwindigkeit arbeitet. Diese Eigenschaft ermöglicht die Stabilität des geregelten Systems und eine gleichmäßige Lastverteilung zwischen parallel geschalteten Einheiten.

(Drehmoment: < 4.0 Nm)

PSG Governor

Der PSG-Governor ist ein druckkompensierter Regler mit Speed-Droop oder isochroner Regelung zur Steuerung der Drehzahl von kleinen Diesel-, Gas- und Benzinmotoren sowie von kleinen Dampf- oder Industriegasturbinen. Er wird eingesetzt, um Motoren oder Turbinen zu steuern, die Generatoren, Gleichstromgeneratoren, Pumpen oder Kompressoren antreiben.

(Drehmoment: < 3.9 Nm)

TG Governor

Speziell für Dampfturbinen entwickelt. Er lässt sich nur mechanisch über Hebel oder Gewinde einstellen. Ein echtes Arbeitstier ohne viel Schnickschnack.

Drehmoment:

• TG10: T < 14 Nm
• TG13: T < 16.5 Nm
• TG17: T < 23 Nm

EGB Governor

Der EGB-Governor/Aktuator wird zusammen mit Woodward-Analog- oder Digitalsteuerungen verwendet, die ein proportionales Signal von 20–160 mA liefern, um Dual-Fuel-, Diesel- und Benzinmotoren sowie Gas- und Dampfturbinen zu steuern, die elektrische oder mechanische Lasten antreiben. Die integrierte hydraulische Ölversorgung erleichtert die Wartung des Governors in nahezu jeder Installationsumgebung.

Drehmoment:

• EGB10P: T < 11 Nm
• EGB13P: T < 14.2 Nm
• EGB35P: T < 38 Nm
• EGB50P: T < 54 Nm
• EGB29P: T < 34 Nm
• EGB58P: T < 71 Nm

PGG-EG Governor

(Pressure compensated Governor Generator Electric Governor) Die PGG-EG-Governor/Aktuatoren verfügen über eine Motordrehzahleinstellung für den Kugelkopf-Backup-Governor. Diese Einheiten werden üblicherweise in Generatoranwendungen oder Schiffen eingesetzt. Besonders breite Verbreitung fanden diese Governor bei MAK – oder Wärtsilä – Motoren. Eine extern einstellbare Droop-Funktion am Backup-Governor sowie eine Lastbegrenzung gehören zur Standardausstattung des PGG-EG.

Drehmoment:

• PGG-EG12: T < 16 Nm
• PGG-EG16: T < 22 Nm
• PGG-EG29 :T < 39 Nm
• PGG-EG58 :T < 79 Nm
• PGG-EG200 :T < 271 Nm

UG25+ Governor

Der universelle Governor UG-25+ ist ein mikroprozessorgesteuerter, mechanisch-hydraulisch verstärkter Regler zur Steuerung von Diesel-, Gas- oder Dual-Fuel-Motoren sowie Dampfturbinen. Der Governor bietet erweiterte Steuerungsfunktionen, wie z. B. Startkraftstoff- und Boost-Begrenzungsschemata. Die zusätzliche transiente Kraftstoffbegrenzung (Sprungregelung) verbessert die Lastaufnahme des Motors und reduziert transiente Emissionen erheblich. Der UG-25+ zeichnet sich durch schnelle Reaktionsfähigkeit und hohe Arbeitsleistung aus, ohne dass zusätzliche Hilfsgeräte wie ein Start-Booster erforderlich sind.

Drehmoment:

• UG-25+ standard: T < 45.4 Nm
• UG-25+ incr. output: T < 55 Nm

Wie funktioniert das Ganze eigentlich?

Stellt euch den Governor als Bindeglied zwischen Motor und Kraftstoffzufuhr vor. Er hängt direkt an der Kurbelwelle. Erhöht sich die Drehzahl, bewegen sich die sogenannten Fliehgewichte nach außen. Dieser Impuls regelt über einen Ölkreislauf den Druck auf einen Kolben, der wiederum den Kraftstoffhahn drosselt oder öffnet.

Die Hauptbestandteile eines hydro-mechanischen Governors an dem Beispiel eines UG8-Governor:

• Drehzahlspeederfeder
• Axiallagersystem
• Fliehgewichte
• Steuerkolben der Pilotventile
• Buchse des Pilotventils
• Ölpumpen
• Öl-Druckregelung
• Servo- (Kraft-) Kolben
• Kompensationssystem
• Antriebswelle

Kleiner Einblick in das Innenleben (am Beispiel des UG8): Das Innere ist ein mechanisches Kunstwerk aus Federn, Axiallagern, Pilotventilen, Ölpumpen und Kompensationssystemen.

Die Hybrid-Lösung: Das Beste aus beiden Welten (PG-EG & EGB z.B.)

Wer maximale Präzision will, aber bei der Sicherheit keine Kompromisse eingehen möchte, landet unweigerlich bei den Hybrid-Governor-Systemen wie dem PG-EG oder dem EGB.

Wie funktionieren sie? Diese Modelle besitzen zusätzlich einen proportionalen Eingang (meistens im Bereich von 20–160 mA). Hier kann ein externer, digitaler Drehzahlregler, wie Woodward 701, 721, 723 Plus oder 702 bei Lokomotiven, angeschlossen werden. Die Elektronik übernimmt dann das Kommando und steuert den Motor so exakt aus, dass spürbar Treibstoff eingespart wird und die Verbrennung optimal abläuft.

Das Sicherheits-Plus: Der mechanische Fallschirm Das eigentliche Highlight ist die Ausfallsicherheit. Sollte die elektronische Steuerung einmal aussetzen (z. B. durch einen Kabelbruch oder Sensorausfall), steht die Anlage nicht sofort still.

• Automatischer Wechsel: Der Governor schaltet im Fehlerfall nahtlos in den mechanischen Modus um.
• Backup-Betrieb: Der interne Fliehkraftregler übernimmt sofort die Kontrolle.

Das macht diese Hybride zur ersten Wahl für Anwendungen, bei denen ein plötzlicher Motorausfall kritisch wäre – wie in der Schifffahrt oder bei der Energieversorgung. Man kombiniert also die digitale Effizienz mit der mechanischen Unzerstörbarkeit.

Warum Wartung kein Luxus ist

Wenn man sich die Liste der Bauteile ansieht, wird schnell klar: Das ist Feinmechanik auf höchstem Niveau. Da sich viele Teile bewegen und unter Öldruck stehen, ist Verschleiß vorprogrammiert. Deshalb sollte man den Governor alle 30.000 bis 40.000 Betriebsstunden in die Fachwerkstatt schicken. Wer hier spart, riskiert teure Ausfälle.

Reparatur oder High-Tech-Tausch?

Die Überholung ist oft zeit- und kostenintensiv. Viele Firmen überlegen daher: „Warum nicht gleich auf vollelektronische Aktuatoren umrüsten?“

• Vorteil: Nahezu wartungsfrei und extrem präzise.
• Nachteil: Das mechanische Backup fällt weg. Wenn die Elektronik streikt, steht die Maschine still. Hier braucht man also immer einen schnellen Ersatzplan.

Zwei Steuerschränke von sechs.

In der Schaltschrankfront sieht man eine interessante Kombination: Ein 505E in der Panel-Mount-Ausführung direkt neben einer Bulkhead-Variante des ProTech 203. Um den Tiefenunterschied auszugleichen, wurden beim ProTech spezielle Abstandshalter verwendet. So konnte man verhindern, dass das Gerät zu weit nach vorne übersteht, und eine bündige Optik an der Schrankfront erzielen.

Hardware-Upgrade: Woodward lernt dazu

Normalerweise ist dieser Umbau Routine. Ein großes Lob an Woodward an dieser Stelle: Die physischen Maße, das Lochbild und sogar die Parameterstruktur der neuen 505XT sind nahezu identisch mit dem Vorgänger. Da hat jemand mitgedacht und aus den Fehlern der Vergangenheit gelernt, was uns die Arbeit im Feld massiv erleichtert.

Unerwartete Hürden beim Protech

Beim Protech-System stieß ich jedoch auf eine kleine Überraschung. Hier rächte sich ein Fehler aus der Vergangenheit:

• Damals wurde fälschlicherweise ein Gerät für die Wandmontage statt für den Schaltschrankeinbau verwendet.
• Da die Außenmaße des neuen Protech GII zudem ein paar Zentimeter größer sind als die des alten 203ers, passte nichts mehr wie gewohnt.

Die Folge: Die Schaltschränke mussten kurzfristig mechanisch angepasst werden. Dank der tatkräftigen Unterstützung des Teams vor Ort konnten wir dieses Hindernis aber schnell überwinden.

in der Zukunft sollte man unbedingt die Außenmaßen beachten. In diesem Fall hätte man lieber ein PROTECH in Panel-Mount – Variante auswählen anstelle des Bulkhead. Diese Variante lässt sich einfacher in der Tür einbauen und dichtet direkt mit dem Gehäuse ab, was den Schaltschrank zusätzlich von dem Staub schützt.

Effizienz-Hack:

Das Steckeradapterset

Ein entscheidender Faktor für den Zeitplan war die Entscheidung des Kunden, auf Steckeradaptersets zu setzen.

• Zeitersparnis: Da die digitalen Ein- und Ausgänge bereits fest zugeordnet sind, haben wir pro Gerät mindestens eine Stunde reine Verdrahtungszeit gespart.
• Troubleshooting-Vorteil: Sollte es zu Unstimmigkeiten kommen, lassen sich die alten Geräte testweise in Minuten wieder einstecken. So lässt sich schnell und unkompliziert nachweisen, dass die Hardware steht – und der Fehler vielleicht doch eher bei der SPS-Programmierung der Kollegen liegt.

Simulation

das besondere an dem 505XT ist, dass gesamte Anlage sich sehr gut mit Hilfe von GAP und NetSim durchsimulileren lässt. Damit können alle Programmierfehler entdeckt werden.

Mein Fazit für die Praxis

Man sollte keine Angst vor dem Umbau der 505-Steuerung haben. Mit der richtigen Vorbereitung und dem passenden Zubehör ist der Austausch durch einen Techniker in wenigen Stunden erledigt – und das nahezu ohne den laufenden Prozess unterbrechen zu müssen.

Innerhalb einer Arbeitswoche sechs komplette Systeme modernisiert – ein voller Erfolg!