ISO 8528-5:2018

Reciprocating internal combustion engine driven alternating current generating sets - Part 5: Generating sets

This document specifies design and performance criteria arising out of the combination of a reciprocating internal combustion (RIC) engine and an alternating current (a.c.) generator when operating as a unit. This unit can run paralleling or not to the grid. It applies to a.c. generating sets driven by RIC engines for land and marine use, excluding generating sets used on aircraft or to propel land vehicles and locomotives. For some specific applications (e.g. essential hospital supplies and high-rise buildings), supplementary requirements can be necessary. The provisions of this document are a basis for establishing any supplementary requirements. For generating sets driven by other reciprocating-type prime movers (e.g. steam engines), the provisions of this document can be used as a basis for establishing these requirements.

Groupes électrogènes à courant alternatif entraînés par moteurs alternatifs à combustion interne — Partie 5: Groupes électrogènes

Le présent document spécifie les critères de conception et de performance résultant de la combinaison d'un moteur alternatif à combustion interne et d'un alternateur lorsqu'ils fonctionnent comme une entité. Cette entité peut fonctionner couplée ou non avec le réseau. Il s'applique aux groupes électrogènes à courant alternatif entraînés par moteurs alternatifs à combustion interne utilisés dans les applications terrestres et marines, à l'exclusion des groupes électrogènes utilisés à bord des aéronefs ou pour la propulsion de véhicules terrestres et de locomotives. Pour des applications particulières (par exemple alimentation principale d'hôpitaux, immeubles de grande hauteur), des exigences supplémentaires peuvent être nécessaires. Les dispositions du présent document doivent être considérées comme base pour définir toute exigence supplémentaire. Pour les groupes électrogènes entraînés par d'autres machines d'entraînement de type alternatif (par exemple les moteurs à vapeur), les dispositions du présent document peuvent être utilisées comme base pour établir les exigences correspondantes.

General Information

• Status: Withdrawn
• Publication Date: 18-Oct-2018
• ICS: 27.020 - Internal combustion engines
• ICS: 29.160.40 - Generating sets
• Technical Committee: ISO/TC 70 - Internal combustion engines
• Drafting Committee: ISO/TC 70/WG 10 - Reciprocating internal combustion engine driven generating sets
• Current Stage: 9599 - Withdrawal of International Standard
• Start Date: 29-Jun-2022
• Completion Date: 13-Dec-2025

Relations

• Revised: ISO 8528-5:2022 - Reciprocating internal combustion engine driven alternating current generating sets - Part 5: Generating sets
• Effective Date: 10-Jul-2021
• Revises: ISO 8528-5:2013 - Reciprocating internal combustion engine driven alternating current generating sets - Part 5: Generating sets
• Effective Date: 19-Mar-2016

Standards Content (Sample)

INTERNATIONAL ISO
STANDARD 8528-5
Fourth edition
2018-10
Reciprocating internal combustion
engine driven alternating current
generating sets —
Part 5:
Generating sets
Groupes électrogènes à courant alternatif entraînés par moteurs
alternatifs à combustion interne —
Partie 5: Groupes électrogènes
Reference number
©
ISO 2018
© ISO 2018
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Published in Switzerland
ii © ISO 2018 – All rights reserved

Contents Page
Foreword .iv
1 Scope . 1
2 Normative references . 1
3 Terms and definitions . 1
4 Other regulations and additional requirements .17
5 Frequency characteristics .17
5.1 General .17
5.2 Safety frequency .18
6 Voltage characteristics .18
7 Sustained short-circuit current.18
8 Factors affecting generating set performance .18
8.1 General .18
8.2 Power .18
8.3 Frequency and voltage .18
8.4 Load acceptance .19
9 Cyclic irregularity .21
10 Starting characteristics.22
11 Stop time characteristics.24
12 Parallel operation .24
12.1 Generating sets coupled with each other without grid .24
12.1.1 Active power sharing .24
12.1.2 Reactive power sharing .27
12.2 Generating sets connected to the grid .29
12.2.1 General.29
12.2.2 Influence on operating behaviour .29
12.2.3 Design features .30
13 Rating plates .33
14 Additional factors influencing generating set performance .34
14.1 Starting methods .34
14.2 Shutdown methods .35
14.3 Fuel and lubrication oil supply .35
14.4 Combustion air .35
14.5 Exhaust system .35
14.6 Cooling and room ventilation .35
14.7 Monitoring .36
14.8 Noise emission .36
14.9 Coupling .36
14.10 Vibration .37
14.10.1 General.37
14.10.2 Torsional vibration . .37
14.10.3 Linear vibration .37
14.11 Foundations .37
15 Performance class operating limit values .38
15.1 General .38
15.2 Recommendation for gas engine operating limit values.38
Annex A (informative) Low voltage ride through capability .41
Bibliography .42
Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards
bodies (ISO member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out
through ISO technical committees. Each member body interested in a subject for which a technical
committee has been established has the right to be represented on that committee. International
organizations, governmental and non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work.
ISO collaborates closely with the International Electrotechnical Commission (IEC) on all matters of
electrotechnical standardization.
The procedures used to develop this document and those intended for its further maintenance are
described in the ISO/IEC Directives, Part 1. In particular, the different approval criteria needed for the
different types of ISO documents should be noted. This document was drafted in accordance with the
editorial rules of the ISO/IEC Directives, Part 2 (see www .iso .org/directives).
Attention is drawn to the possibility that some of the elements of this document may be the subject of
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expressions related to conformity assessment, as well as information about ISO's adherence to the
World Trade Organization (WTO) principles in the Technical Barriers to Trade (TBT) see www .iso
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This document was prepared by Technical Committee ISO/TC 70, Internal combustion engines.
Any feedback or questions on this document should be directed to the user’s national standards body. A
complete listing of these bodies can be found at www .iso .org/members .html.
This fourth edition cancels and replaces the third edition (ISO 8528-5:2013), which has been technically
revised. The main changes compared to the previous edition are as follows:
— Clause 3 has been updated to take into account the minimum and maximum safety frequency;
— new Subclause 14.2 has been added;
— new Annex A has been created.
A list of all parts in ISO 8528 series can be found on the ISO website.
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INTERNATIONAL STANDARD ISO 8528-5:2018(E)
Reciprocating internal combustion engine driven
alternating current generating sets —
Part 5:
Generating sets
1 Scope
This document specifies design and performance criteria arising out of the combination of a
reciprocating internal combustion (RIC) engine and an alternating current (a.c.) generator when
operating as a unit. This unit can run paralleling or not to the grid.
It applies to a.c. generating sets driven by RIC engines for land and marine use, excluding generating
sets used on aircraft or to propel land vehicles and locomotives.
For some specific applications (e.g. essential hospital supplies and high-rise buildings), supplementary
requirements can be necessary. The provisions of this document are a basis for establishing any
supplementary requirements.
For generating sets driven by other reciprocating-type prime movers (e.g. steam engines), the provisions
of this document can be used as a basis for establishing these requirements.
2 Normative references
The following documents are referred to in the text in such a way that some or all of their content
constitutes requirements of this document. For dated references, only the edition cited applies. For
undated references, the latest edition of the referenced document (including any amendments) applies.
ISO 3046-5, Reciprocating internal combustion engines — Performance — Part 5: Torsional vibrations
ISO 8528-1:2018, Reciprocating internal combustion engine driven alternating current generating sets —
Part 1: Application, ratings and performance
ISO 8528-3:2005, Reciprocating internal combustion engine driven alternating current generating sets —
Part 3: Alternating current generators for generating sets
IEC 60034-1, Rotating electrical machines — Part 1: Rating and performance
3 Terms and definitions
For the purposes of this document, the following terms and definitions apply.
ISO and IEC maintain terminological databases for use in standardization at the following addresses:
— ISO Online browsing platform: available at https: //www .iso .org/obp
— IEC Electropedia: available at http: //www .electropedia .org/
3.1
frequency
f
reciprocal of the period
Note 1 to entry: The symbol f is mainly used when the period is a time.
3.2
maximum transient frequency rise frequency
overshoot frequency
f
d,max
maximum frequency which occurs on sudden change from a higher to a lower power
Note 1 to entry: The symbol is different from that given in ISO 3046-4:2009.
3.3
maximum transient frequency drop frequency
undershoot frequency
f
d,min
minimum frequency which occurs on sudden change from a lower to a higher power
Note 1 to entry: The symbol is different from that given in ISO 3046-4:2009.
3.4
operating frequency of over frequency limiting device
a
f
do
frequency at which, for a given setting frequency, the over frequency limiting device starts to operate
3.5
setting frequency of over frequency limiting device
f
ds
frequency of the generating set, the exceeding of which activates the over frequency limiting device
Note 1 to entry: In practice, instead of the value for the setting frequency, the value for the permissible over
frequency is stated (also see ISO 8528-2:2005, Table 1).
3.6
no-load frequency
f
i
frequency at which the generating set is operating without load
3.7
rated no-load frequency
f
i,r
frequency at which the generating set is designed to operate without load
3.8
maximum permissible frequency
b
f
max
frequency specified by the generating set manufacturer which lays a safe amount below maximum
safety frequency
Note 1 to entry: See ISO 8528-2:2005, Table 1.
3.9
declared frequency
rated frequency
f
r
frequency at which the generating set is designed to operate
3.10
maximum no-load frequency
f ,
i max
maximum frequency at which the generating set is operating without load
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3.11
minimum no-load frequency
f ,
i min
minimum frequency at which the generating set is operating without load
3.12
frequency at actual power
f
arb
frequency at which the generating set is actually operating
3.13
maximum safety frequency
f
maxs
frequency which causes a stop of production
3.14
minimum safety frequency
f
mins
frequency which causes a stop of production
3.15
envelope width oscillation of generating set
∧
f
∨
envelope width oscillation of generating set frequency at constant power around a mean value
3.16
steady short-circuit current
I
k
steady-state current in the armature winding when after short-circuited, the speed being maintained
at its nominal value
3.17
duration
t
range of a time interval
Note 1 to entry: The duration of a time interval is a non-negative quantity equal to the difference between the
dates of the final instant and the initial instant of the time interval, when the dates are quantitative marks.
Different time intervals may have the same duration, e.g. the period of a time-dependent periodic quantity is a
duration that is independent of the choice of the initial instant.
Note 2 to entry: The duration is one of the base quantities in the International System of Quantities (ISQ) on
which the International System of Units (SI) is based. The term “time” instead of “duration” is often used in this
context and also for an infinitesimal duration.
Note 3 to entry: The coherent SI unit of duration and time is second, s (see IEC 60050-112). The units minute
(1 min = 60 s), hour (1 h = 60 min = 3 600 s), and day (1 d = 24 h = 86 400 s) are accepted for use with the SI.
Note 4 to entry: “Time” is used as a synonym for continuous time scales.
3.18
total stopping time
t
a
time interval from the stop command until the generating set has come to a complete stop
Note 1 to entry: t = t + t + t .
a i c d
3.19
load pick-up readiness time
t
b
time interval from the start command until ready for supplying an agreed power, taking into account a
given frequency and voltage tolerance
Note 1 to entry: t = t + t .
b p g
3.20
off-load run-on time
cooling run-on time
t
c
time interval from the removal of the load until generating set off signal is given to the generating set
3.21
run-down time
t
d
time from the generating set off signal to when the time when generating set has come to a complete stop
3.22
load pick-up time
t
e
time interval from start command until the agreed load is connected
Note 1 to entry: t = t + t + t .
e p g s
3.23
frequency recovery time after load decrease
t
f,de
time interval between the departure from the steady-state frequency band after a sudden specified
load decrease and the permanent re-entry of the frequency into the specified steady-state frequency
tolerance band
Note 1 to entry: See Figure 4.
3.24
frequency recovery time after load increase
t
f,in
time interval between the departure from the steady-state frequency band after a sudden specified
load increase and the permanent re-entry of the frequency into the specified steady-state frequency
tolerance band
Note 1 to entry: See Figure 4.
3.25
total run-up time
t
g
time interval from the beginning of cranking until ready for supplying an agreed power, taking into
account a given frequency and voltage tolerance
3.26
time of coupling to the grid
t
cg
time interval between the starting order and the moment when the generating set is coupled to the grid
3.27
run-up time
t
h
time interval from the beginning of cranking until the declared speed is reached for the first time
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3.28
on-load run-on time
t
i
time interval from a stop command being given until the load is disconnected (automatic sets)
3.29
start preparation time
t
p
time interval from the start command until the beginning of cranking
3.30
load switching time
t
s
time from readiness to take up an agreed load until this load is connected
3.31
interruption time
t
u
time interval from the appearance of the criteria initiating a start until the agreed load is connected
Note 1 to entry: t = t + t + t + t .
u v p g s
= t + t .
v e
Note 2 to entry: Recovery time (ISO 8528-12) is a particular case of interruption time.
3.32
voltage recovery time after load decrease
t
U,de
time interval from the point at which a load decrease is initiated until the point when the voltage
returns to and remains within the specified steady-state voltage tolerance band
Note 1 to entry: See Figure 5.
3.33
voltage recovery time after load increase
t
u,in
time interval from the point at which a load increase is initiated until the point when the voltage returns
to and remains within the specified steady-state voltage tolerance band
Note 1 to entry: See Figure 5.
3.34
start delay time
t
v
time interval from the appearance of the criteria initiating a start to the starting command (particularly
for automatically started generating units)
Note 1 to entry: This time does not depend on the applied generating set. The exact value of this time is the
responsibility of and is determined by the customer or by special requirements of legislative authorities. For
example, this time is provided to avoid starting in case of a very short mains failure.
3.35
cranking time
t
z
time interval from the beginning of cranking until the firing speed of the engine is reached
3.36
pre-lubricating time
t
time required for some engines to ensure that oil pressure is established before the beginning of
cranking
Note 1 to entry: This time is usually zero for small generating sets, which normally do not require pre-lubrication.
3.37
rate of change of frequency setting
v
f
rate of change of frequency setting under remote control
()ff− / f
i, i, r
maxmin
Note 1 to entry: v =×100 .
f
t
Note 2 to entry: Expressed as a percentage of related range of frequency setting per second.
3.38
rate of change of voltage setting
v
u
rate of change of voltage setting under remote control
()UU− /U
s,up s,do r
Note 1 to entry: v =×100 .
U
t
Note 2 to entry: Expressed as a percentage of the related range of voltage setting per second.
3.39
downward adjustment of voltage
U
s,do
lower limit of adjustment of voltage at the generator terminals at rated frequency, for all loads between
no-load and rated output and within the agreed range of power factor
3.40
upward adjustment of voltage
U
s,up
upper limit of adjustment of voltage at the generator terminals at rated frequency, for all loads between
no-load and rated output and within the agreed range of power factor
3.41
rated voltage
U
r
line-to-line voltage at the terminals of the generator at rated frequency and at rated output
3.42
recovery voltage
U
rec
maximum obtainable steady-state voltage for a specified load condition
Note 1 to entry: Recovery voltage is normally expressed as a percentage of the rated voltage.
Note 2 to entry: It normally lies within the steady-state voltage tolerance band (ΔU). For loads in excess of the
rated load, recovery voltage is limited by saturation and exciter/regulator field forcing capability.
Note 3 to entry: See Figure 5.
3.43
set voltage
U
s
maximum obtainable steady-state voltage for a specified load condition or line-to-line voltage for
defined operation selected by adjustment
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3.44
maximum steady-state voltage
U
st,max
maximum voltage under steady-state conditions at rated frequency for all powers between no-load and
rated output and at specified power factor, taking into account the influence of temperature rise
3.45
minimum steady-state voltage
U
st,min
minimum voltage under steady-state conditions at rated frequency for all powers between no-load and
rated output and at specified power factor, taking into account the influence of temperature rise
3.46
no-load voltage
U
line-to-line voltage at the terminals of the generator at rated frequency and no-load
3.47
maximum upward transient voltage on load decrease
U
dyn,max
maximum voltage which occurs on a sudden change from a higher load to a lower load
3.48
minimum downward transient voltage on load increase
U
dyn,min
minimum voltage which occurs on a sudden change from a lower load to a higher load
3.49
maximum value of set voltage
Û
max, s
maximum obtainable voltage for a specified load condition or line-to-line voltage for defined operation
selected by adjustment
3.50
minimum value of set voltage
Û
mini, s
miminum obtainable voltage for a specified load condition or line-to-line voltage for defined operation
selected by adjustment
3.51
mean value of set voltage
Û
mean, s
mean obtainable voltage for a specified load condition or line-to-line voltage for defined operation
selected by adjustment
3.52
voltage modulation
Û
mod, s
quasi-periodic voltage variation (peak-to-peak) about a steady-state voltage having typical frequencies
below the fundamental generation frequency
Note 1 to entry: Expressed as a percentage of average peak voltage at rated frequency and constant speed.
∧∧
∧
UU−
mod,s,maxmod,s,min
Note 2 to entry: U =×20×100 .
mod,s
∧∧
UU+
mod,s,maxmod,s,min
Note 3 to entry: This is a cyclic or random disturbance which can be caused by regulators, cyclic irregularity or
intermittent loads. Flickering lights are a special case of voltage modulation (see Figures 8 and 9).
3.53
maximum peak of voltage modulation
Û
mod, s, max
quasi-periodic maximum voltage variation (peak-to-peak) about a steady-state voltage
3.54
minimum peak of voltage modulation
Û
mod, s, min
quasi-periodic minimum voltage variation (peak-to-peak) about a steady-state voltage
3.55
width of voltage oscillation
∧
U
∨
envelope width oscillation of generating set voltage at constant power around a mean value
3.56
steady-state frequency tolerance band
Δf
agreed frequency band about the steady-state frequency which the frequency reaches within a given
governing period after increase or decrease of the load
3.57
negative deviation from a linear curve
Δf
neg
negative deviation from a linear curve that occurs between no load and rated load
Note 1 to entry: See Figure 2.
3.58
positive deviation from a linear curve
Δf
pos
positive deviation from a linear curve that occurs between no load and rated load
Note 1 to entry: See Figure 2.
3.59
maximum frequency deviation from a linear curve
Δf
c
larger value of Δf and Δf that occurs between no load and rated load
neg pos
Note 1 to entry: See Figure 2.
3.60
range of frequency setting
Δf
s
range between the highest and lowest adjustable no-load frequencies
Note 1 to entry: See Figure 1.
Note 2 to entry: Δff=− f .
si,max i,min
3.61
downward range of frequency setting
Δf
s,do
range between the declared no-load frequency and the lowest adjustable no-load
Note 1 to entry: See Figure 1.
Note 2 to entry: Δff=− f .
s,do i,ri,min
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3.62
upward range of frequency setting
Δf
s,up
range between the highest adjustable no-load frequency and the declared no-load frequency
Note 1 to entry: See Figure 1.
Note 2 to entry: Δff=− f .
s,up i,maxi,r
3.63
steady-state voltage tolerance band
ΔU
agreed voltage band about the steady-state voltage that the voltage reaches within a given regulating
period after a specified sudden increase or decrease of load
U
r
Note 1 to entry: ΔUU=×2δ .
st
3.64
range of voltage setting
ΔU
s
range of maximum possible upward and downward adjustments of voltage at the generator terminals
at rated frequency, for all loads between no-load and rated output and within the agreed range of
power factor
Note 1 to entry: ΔU = ΔU + ΔU .
s s,up s,do
3.65
downward range of voltage setting
ΔU
s,do
range between the rated voltage and downward adjustment of voltage at the generator terminals at rated
frequency, for all loads between no-load and rated output and within the agreed range of power factor
Note 1 to entry: ΔU = ΔU + ΔU .
s,do r s,do
3.66
upward range of voltage setting
ΔU
s,up
range between the rated voltage and upward adjustment of voltage at the generator terminals at rated
frequency, for all loads between no-load and rated output and within the agreed range of power factor
Note 1 to entry: ΔU = ΔU + ΔU .
s,up s,up r
3.67
frequency/power characteristic deviation
Δδ f
st
maximum deviation from a linear frequency/power characteristic curve in the power range between
no-load and declared power
Note 1 to entry: Expressed as a percentage of rated frequency.
Note 2 to entry: See Figure 2.
Δf
c
Note 3 to entry: Δδ f =×100 .
st
f
r
3.68
frequency/power characteristic curve
curve of steady-state frequencies in power range between no-load and declared power, plotted against
active power of generating set
Note 1 to entry: See Figure 2.
3.69
relative steady-state voltage tolerance band
α
U
ratio of magnitude of voltage change to rated voltage
ΔU
Note 1 to entry: α = ×100 .
u
U
r
3.70
relative steady-state frequency tolerance band
α
f
ratio of the magnitude of frequency change to rated frequency
Δf
Note 1 to entry: α =×100 .
f
f
r
3.71
steady-state frequency band
β
f
∧
envelope width oscillation f of generating set frequency at constant power around a mean value
∨
Note 1 to entry: Expressed as a percentage of rated frequency.
Note 2 to entry: See Figure 3.
∧
f
∨
Note 3 to entry: β =×100 .
f
f
r
3.72
transient frequency deviation (from initial frequency) on load increase (−) related to initial
frequency
-
δ f
d
temporary frequency deviation between undershoot frequency and initial frequency during the
governing process following a sudden load increase, related to initial frequency
Note 1 to entry: A minus sign relates to an undershoot after a load increase, and a plus sign to an overshoot after
a load decrease.
ff−
d,minarb
-
Note 2 to entry: δ f = ×100 .
d
f
arb
3.73
transient frequency deviation (from initial frequency) on load decrease (+) related to initial
frequency
+
δ f
d
temporary frequency deviation between overshoot frequency and initial frequency during the
governing process following a sudden load decrease, related to initial frequency
Note 1 to entry: A minus sign relates to an undershoot after a load increase, and a plus sign to an overshoot after
a load decrease.
ff−
d,maxarb
+
Note 2 to entry: δ f = ×100 .
d
f
arb
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3.74
transient frequency deviation (from initial frequency) on load increase (−) related to rated
frequency
−
δ f
dyn
temporary frequency deviation between undershoot (or overshoot) frequency and initial frequency
during the governing process following a sudden load change, related to rated frequency
Note 1 to entry: A minus sign relates to an undershoot after a load increase, and a plus sign to an overshoot after
a load decrease.
ff−
d,minarb
−
Note 2 to entry: δ f = ×100 .
dyn
f
r
3.75
transient frequency deviation (from initial frequency) on load decrease (+) related to rated
frequency
+
δ f
dyn
temporary frequency deviation between overshoot frequency and initial frequency during the
governing process following a sudden load change, related to rated frequency
Note 1 to entry: A minus sign relates to an undershoot after a load increase, and a plus sign to an overshoot after
a load decrease.
ff−
d,maxarb
+
Note 2 to entry: δ f = ×100 .
dyn
f
r
3.76
transient voltage deviation on load increase
−
δU
dyn
voltage drop when the generator, driven at rated frequency and at rated voltage under normal excitation
control, is switched onto rated load
Note 1 to entry: A minus sign relates to an undershoot after a load increase, and a plus sign to an overshoot after
a load decrease.
UU−
dyn,minr
−
Note 2 to entry: δU = ×100 .
dyn
U
r
3.77
related range of frequency setting
δ f
s
range of frequency setting
Note 1 to entry: Expressed as a percentage of rated frequency.
ff−
i,maxi,min
Note 2 to entry: δ f = ×100 .
s
f
r
3.78
related downward range of frequency setting
δ f
s,do
range of downward frequency setting
Note 1 to entry: Expressed as a percentage of the rated frequency.
ff−
i,ri,min
Note 2 to entry: δ f = ×100 .
s,do
f
r
3.79
related upward range of frequency setting
δ f
s,up
range of upward frequency setting
Note 1 to entry: Expressed as a percentage of the rated frequency.
ff−
i,maxi,r
Note 2 to entry: δ f = ×100 .
s,up
f
r
3.80
frequency droop
δ f
st
frequency difference between rated no-load frequency and the rated frequency f at declared power
r
expressed as a percentage of rated frequency at fixed frequency setting
Note 1 to entry: See Figure 1.
ff−
i,rr
Note 2 to entry: δ f = ×100 .
st
f
r
3.81
range of frequency of use paralleling to grid
δ fr
acceptable extent of operation frequency imposed by coupling to a grid
3.82
cyclic irregularity
δ
s
periodic fluctuation of speed caused by irregularity of the prime mover torque
3.83
overfrequency setting ratio
δ f
lim
difference between the setting frequency of the overfrequency limiting device and the rated frequency
divided by the rated frequency, expressed as a percentage
ff−
ds r
Note 1 to entry: δ f = ×100 .
lim
f
r
3.84
steady-state voltage deviation
δ U
st
maximum deviation from the set voltage under steady-state conditions at rated frequency for all powers
between no-load and rated output and at specified power factor, taking into account the influence of
temperature rise
Note 1 to entry: The steady-state voltage deviation is expressed as a percentage of the rated voltage.
UU−
st,max st,min
Note 2 to entry: δU =± ×100 .
st
2U
r
3.85
related range of voltage setting
δ U
s
range of voltage setting
Note 1 to entry: Expressed as a percentage of the rated voltage.
ΔUU+Δ
s,up s,do
Note 2 to entry: δU = ×100 .
s
U
r
12 © ISO 2018 – All rights reserved

3.86
related downward range of voltage setting
δ U
s,do
downward range of voltage setting
Note 1 to entry: Expressed as a percentage of the rated voltage.
UU−
rs,do
Note 2 to entry: δU = ×100 .
s,do
U
r
3.87
related upward range of voltage setting
δ U
s,up
upward range of voltage setting
Note 1 to entry: Expressed as a percentage of the rated voltage.
UU−
s,up r
Note 2 to entry: δU = ×100 .
s,up
U
r
3.88
voltage unbalance
δ U
2,0
ratio of the negative-sequence or the zero-sequence voltage components to the positive-sequence
voltage components at no-load
Note 1 to entry: Voltage unbalance is expressed as a percentage of rated voltage.
Key
P power
f frequency
P rated power
r
1 frequency/power characteristic curve
2 power limit (the power limit of the generating set depends upon the power limit of the RIC engine (e.g. fuel stop
power) taking into account the efficiency of the a.c. generator)
a
Upward frequency setting range.
b
Downward frequency setting range.
c
Range of frequency setting.
Figure 1 — Frequency/power characteristic, range of frequency setting
14 © ISO 2018 – All rights reserved

Key
P power
f frequency
1 linear frequency/power characteristic curve
2 frequency/power characteristic curve
3 Δf
pos
4 Δf
neg
a
Frequency/power characteristic deviation.
Figure 2 — Frequency/power characteristic, deviation from the linear curve
Key
t time
f frequency
Figure 3 — Steady-state frequency band
Key
t time
f frequency
1 power increase
2 power decrease
Figure 4 — Dynamic frequency behaviour
16 © ISO 2018 – All rights reserved

Key
t time
U voltage
1 power increase
2 power decrease
Figure 5 — Transient voltage characteristics without quadrature-current compensation
voltage droop
4 Other regulations and additional requirements
For a.c. generating sets used on board ships and offshore installations which have to comply with rules
of a classification society, the additional requirements of the classification society shall be observed.
The classification society shall be identified by the customer prior to placing of the order.
For a.c. generating sets operating in non-classified equipment, any additional requirements are subject
to agreement between the manufacturer and customer.
Any additional requirements shall be subject to agreement between the manufacturer and customer.
5 Frequency characteristics
5.1 General
The generating set steady-state frequency characteristics depend mainly on the performance of the
engine speed governor.
The dynamic frequency characteristics, i.e. the response to load changes, depend on the combined
behaviour of all the system components (e.g. the engine torque characteristics, including type of
turbocharging system, the characteristics of the load, the inertia's and the damping (see Table 1) and
thus on the individual design of all the relevant components. The dynamic frequency behaviour of the
generating set can be related directly to the generator speed.
5.2 Safety frequency
The threshold of the maximum and minimum safety frequency shall be different according to the
operating mode of the generating set: islanded or coupled to the grid. These values shall be higher or
lower than the range of frequency of each operating mode.
6 Voltage characteristics
The generating set voltage characteristics are determined mainly by the inherent design of the a.c.
generator and the performance of the automatic voltage regulator. Both the steady-state and the
transient frequency characteristics can also influence the generator voltage (see Figure 5).
7 Sustained short-circuit current
The sustained short-circuit current, I , which can be important to current-operated protective devices,
k
may be lower in service than the “ideal” value specified by the generator manufacturer for a fault at the
generator terminals. The actual value is influenced by the circuit impedance between the generator and
the location of the fault (also see ISO 8528-3:2005, 10.3).
8 Factors affecting generating set performance
8.1 General
The frequency and voltage performance of a generating set depends on the characteristics of
components and parts of the generating set.
8.2 Power
Among other factors with respect to the power, the following are particularly relevant and shall be
considered when “sizing” the generating set and switchgear:
a) application;
b) power requirements of the connected load;
c) load power factor;
d) starting characteristics of any connected electrical motors;
e) diversity factor of the connected load;
f) intermittent loads;
g) effect of nonlinear loads;
h) characteristics of the grid to which the generating set can be coupled.
Consideration shall be given to the profile of the connected load in “sizing” the RIC engine and generator,
as well as the switchgear.
8.3 Frequency and voltage
The effect on the transient frequency and voltage characteristics of the generating set to a sudden load
change depends on such influences as the following:
a) the turbo-charging system of the RIC engine;
b) brake mean effective pressure, p , of the RIC engine at declared power;
me
18 © ISO 2018 – All rights reserved

c) speed governor behaviour;
d) a.c. generator design;
e) a.c. generator excitation system characteristics;
f) voltage regulator behaviour;
g) rotational inertia of the whole generating set. In order to establish the frequency and voltage
characteristics of the generating set due to load changes, it is necessary to determine maximum
switched-on or switched-off loads given by the connected load equipment;
h) characteristics of the grid to which the generating set can be coupled.
8.4 Load acceptance
Since it is practically impossible to quantify all influences on the generating set response to dynamic
loading, reference values for load application are given based on the permissible drop in frequency. A
higher brake mean effective pressure, p , usually makes loading in several steps necessary. Figures 6
me
and 7 show reference values for suddenly applied load steps depending on p at declared power for
me
RIC engines.
The response behaviour of spark ignition engines is quite different to the response behaviour of diesel
engines because of completely different combustion phenomena. The procedure of dynamic loading
shall be decided by mutual agreement between the customer and the manufacturer.
The time intervals between the application of consecutive load steps depend on:
a) the swept volume of the RIC engine;
b) the RIC engine brake mean effective pressure;
c) the RIC engine turbo-charging system installed;
d) the type of RIC engine governor installed;
e) the installed voltage regulator characteristics; and
f) the rotational inertia of the complete generating set/RIC engine combination.
If necessary, these time intervals shall be agreed between the generating set manufacturer and the
customer.
Criteria for establishing the required minimum rotational inertia are:
g) the permitted drop in frequency;
h) the cyclic irregularity; and
i) if appropriate, the behaviour in case of parallel operation.
Key
bmep brake mean effective pressure of declared power in bar
P power increase referred to declared power at site conditions
1 first power stage
2 second power stage
3 third power stage
4 fourth power stage
5 fifth power stage
6 sixth power stage
Figure 6 — Reference values for maximum possible sudden power increases as a function of
brake mean effective pressure, bmep, at declared power (four-stroke engines)
For decision-making purposes, the actual power acceptance behaviour of the engine to be used should
be considered (see ISO 3046-4).
20 © ISO 2018 – All rights reserved

Key
bmep brake mean effective pressure of declared power in bar
P power increase referred to declared power at site conditions
1 first power stage
2 second power stage
3 third power stage
Figure 7 — Reference values for maximum possible sudden power increases as a function of
brake mean effective pressure, bmep, at declared power (two-stroke high-speed engines)
For decision-making purposes, the actual power acceptance behaviour of the engine to be used should
be considered (see ISO 3046-4)
9 Cyclic irregularity
The cyclic irregularity, δ , is the periodic fluctuation of speed caused by the rotational irregularity of
s
the prime mover. It is the ratio of the difference between the maximum and minimum angular velocity
to the mean angular velocity at the generat
...

NORME ISO
INTERNATIONALE 8528-5
Quatrième édition
2018-10
Groupes électrogènes à courant
alternatif entraînés par moteurs
alternatifs à combustion interne —
Partie 5:
Groupes électrogènes
Reciprocating internal combustion engine driven alternating current
generating sets —
Part 5: Generating sets
Numéro de référence
©
ISO 2018
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être demandée à l’ISO à l’adresse ci-après ou au comité membre de l’ISO dans le pays du demandeur.
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Case postale 401 • Ch. de Blandonnet 8
CH-1214 Vernier, Genève
Tél.: [phone]
Fax: [phone]
E-mail: [e-mail]
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Publié en Suisse
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Sommaire Page
Avant-propos .iv
1 Domaine d'application . 1
2 Références normatives . 1
3 Termes et définitions . 1
4 Autres règlements et exigences supplémentaires .17
5 Caractéristiques relatives à la fréquence .17
5.1 Généralités .17
5.2 Fréquence de sécurité .18
6 Caractéristiques relatives à la tension .18
7 Courant de court-circuit permanent .18
8 Facteurs affectant la performance des groupes électrogènes .18
8.1 Généralités .18
8.2 Puissance .18
8.3 Fréquence et tension . .18
8.4 Prise de charge .19
9 Irrégularité cyclique .21
10 Caractéristiques relatives au démarrage .23
11 Caractéristiques relatives aux délais d’arrêt .25
12 Fonctionnement couplé .25
12.1 Groupes électrogènes couplés entre eux sans réseau .25
12.1.1 Répartition de la puissance active .25
12.1.2 Répartition de la puissance réactive .28
12.2 Groupes électrogènes raccordés au réseau .30
12.2.1 Généralités .30
12.2.2 Incidence sur le mode de fonctionnement .30
12.2.3 Caractéristiques de conception .31
13 Plaques signalétiques .34
14 Facteurs supplémentaires ayant un impact sur la performance du groupe électrogène .36
14.1 Moyens de démarrage .36
14.2 Moyens d’arrêt .36
14.3 Alimentation en carburant et en huile de lubrification .36
14.4 Air pour la combustion .36
14.5 Dispositif d’échappement .36
14.6 Refroidissement et ventilation du local .37
14.7 Surveillance.37
14.8 Émissions de bruit .37
14.9 Accouplement .38
14.10 Vibrations .38
14.10.1 Généralités .38
14.10.2 Vibrations de torsion.38
14.10.3 Vibrations linéaires .38
14.11 Fondations .39
15 Valeurs limites de fonctionnement et classes de performance .39
15.1 Généralités .39
15.2 Valeurs limites recommandées pour un fonctionnement avec moteur à gaz .39
Annexe A (informative) Tenue aux baisses de tension .43
Bibliographie .44
Avant-propos
L'ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d'organismes
nationaux de normalisation (comités membres de l'ISO). L'élaboration des Normes internationales est
en général confiée aux comités techniques de l'ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude
a le droit de faire partie du comité technique créé à cet effet. Les organisations internationales,
gouvernementales et non gouvernementales, en liaison avec l'ISO participent également aux travaux.
L'ISO collabore étroitement avec la Commission électrotechnique internationale (IEC) en ce qui
concerne la normalisation électrotechnique.
Les procédures utilisées pour élaborer le présent document et celles destinées à sa mise à jour sont
décrites dans les Directives ISO/IEC, Partie 1. Il convient, en particulier de prendre note des différents
critères d'approbation requis pour les différents types de documents ISO. Le présent document a été
rédigé conformément aux règles de rédaction données dans les Directives ISO/IEC, Partie 2 (voir www
.iso .org/directives).
L'attention est attirée sur le fait que certains des éléments du présent document peuvent faire l'objet de
droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L'ISO ne saurait être tenue pour responsable
de ne pas avoir identifié de tels droits de propriété et averti de leur existence. Les détails concernant
les références aux droits de propriété intellectuelle ou autres droits analogues identifiés lors de
l'élaboration du document sont indiqués dans l'Introduction et/ou dans la liste des déclarations de
brevets reçues par l'ISO (voir www .iso .org/brevets).
Les appellations commerciales éventuellement mentionnées dans le présent document sont données
pour information, par souci de commodité, à l’intention des utilisateurs et ne sauraient constituer un
engagement.
Pour une explication de la nature volontaire des normes, la signification des termes et expressions
spécifiques de l'ISO liés à l'évaluation de la conformité, ou pour toute information au sujet de l'adhésion
de l'ISO aux principes de l’Organisation mondiale du commerce (OMC) concernant les obstacles
techniques au commerce (OTC), voir le lien suivant: www .iso .org/iso/fr/avant -propos .html.
Le présent document a été élaboré par le comité technique ISO/TC 70, Moteurs à combustion interne.
Il convient que l’utilisateur adresse tout retour d’information ou toute question concernant le présent
document à l’organisme national de normalisation de son pays. Une liste exhaustive desdits organismes
se trouve à l’adresse www .iso .org/fr/members .html
Cette quatrième édition annule et remplace la troisième édition (ISO 8528-5:2013) qui a fait l’objet d’une
révision technique. Les principales modifications par rapport à l’édition précédente sont les suivantes:
— l’Article 3 a été mis à jour pour tenir compte de la fréquence de sécurité maximale et minimale;
— un nouveau Paragraphe 14.2 a été ajouté;
— une nouvelle Annexe A a été créée.
Une liste de toutes les parties de la série ISO 8528 se trouve sur le site Web de l’ISO.
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NORME INTERNATIONALE ISO 8528-5:2018(F)
Groupes électrogènes à courant alternatif entraînés par
moteurs alternatifs à combustion interne —
Partie 5:
Groupes électrogènes
1 Domaine d'application
Le présent document spécifie les critères de conception et de performance résultant de la combinaison
d’un moteur alternatif à combustion interne et d’un alternateur lorsqu’ils fonctionnent comme une
entité. Cette entité peut fonctionner couplée ou non avec le réseau.
Il s’applique aux groupes électrogènes à courant alternatif entraînés par moteurs alternatifs à
combustion interne utilisés dans les applications terrestres et marines, à l’exclusion des groupes
électrogènes utilisés à bord des aéronefs ou pour la propulsion de véhicules terrestres et de locomotives.
Pour des applications particulières (par exemple alimentation principale d’hôpitaux, immeubles de
grande hauteur), des exigences supplémentaires peuvent être nécessaires. Les dispositions du présent
document doivent être considérées comme base pour définir toute exigence supplémentaire.
Pour les groupes électrogènes entraînés par d’autres machines d’entraînement de type alternatif (par
exemple les moteurs à vapeur), les dispositions du présent document peuvent être utilisées comme base
pour établir les exigences correspondantes.
2 Références normatives
Les documents suivants cités dans le texte constituent, pour tout ou partie de leur contenu, des
exigences du présent document. Pour les références datées, seule l’édition citée s’applique. Pour les
références non datées, la dernière édition du document de référence s’applique (y compris les éventuels
amendements).
ISO 3046-5, Moteurs alternatifs à combustion interne — Performances — Partie 5: Vibrations de torsion
ISO 8528-1:2018, Groupes électrogènes à courant alternatif entraînés par moteurs alternatifs à combustion
interne — Partie 1: Application, caractéristiques et performances
ISO 8528-3:2005, Groupes électrogènes à courant alternatif entraînés par moteurs alternatifs à combustion
interne — Partie 3: Alternateurs pour groupes électrogènes
IEC 60034-1, Machines électriques tournantes — Partie 1: Caractéristiques assignées et caractéristiques
de fonctionnement
3 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions suivants s’appliquent.
L’ISO et l’IEC tiennent à jour des bases de données terminologiques destinées à être utilisées en
normalisation, consultables aux adresses suivantes:
— ISO Online browsing platform: disponible à l’adresse https: //www .iso .org/obp;
— IEC Electropedia: disponible à l’adresse http: //www .electropedia .org/.
3.1
fréquence
f
inverse de la période
Note 1 à l'article: Le symbole f est principalement utilisé lorsqu’une période représente une durée.
3.2
fréquence maximale transitoire, hausse de la fréquence
surfréquence
f
d,max
fréquence maximale qui provient d’une chute brusque de la puissance
Note 1 à l'article: Le symbole est différent de celui donné dans l’ISO 3046-4:2009.
3.3
fréquence minimale transitoire, baisse de la fréquence
sous-fréquence
f
d,min
fréquence minimale qui provient d’un accroissement brusque de la puissance
Note 1 à l'article: Le symbole est différent de celui donné dans l’ISO 3046-4:2009.
3.4
fréquence d’action du limiteur de surfréquence
a
f
do
fréquence à laquelle, pour un réglage donné, le limiteur de surfréquence commence à fonctionner
3.5
fréquence de déclenchement du limiteur de surfréquence
f
ds
fréquence du groupe électrogène, dont le dépassement active le dispositif de limitation de surfréquence
Note 1 à l'article: Dans la pratique, c’est la valeur de surfréquence admissible qui est déclarée au lieu de la
fréquence de déclenchement (voir également ISO 8528-2:2005, Tableau 1).
3.6
fréquence à vide
f
i
fréquence à laquelle le groupe électrogène fonctionne à vide
3.7
fréquence à vide assignée
f
i,r
fréquence à laquelle le groupe électrogène est conçu pour fonctionner à vide
3.8
fréquence maximale admissible
b
f
max
fréquence spécifiée par le constructeur du groupe électrogène, située suffisamment au-dessous de la
fréquence de sécurité maximale
Note 1 à l'article: Voir ISO 8528-2:2005, Tableau 1.
3.9
fréquence déclarée
fréquence assignée
f
r
fréquence à laquelle le groupe électrogène est conçu pour fonctionner
2 © ISO 2018 – Tous droits réservés

3.10
fréquence maximale à vide
f ,
i max
fréquence maximale à laquelle le groupe électrogène fonctionne à vide
3.11
fréquence minimale à vide
f ,
i min
fréquence minimale à laquelle le groupe électrogène fonctionne à vide
3.12
fréquence sous charge arbitraire
f
arb
fréquence réelle à laquelle le groupe électrogène fonctionne
3.13
fréquence de sécurité maximale
f
maxs
fréquence entraînant une mise à l’arrêt de la production
3.14
fréquence de sécurité minimale
f
mins
fréquence entraînant une mise à l’arrêt de la production
3.15
étendue des oscillations de fréquence du groupe électrogène
∧
f
∨
étendue des oscillations de fréquence autour d’une valeur moyenne pour un groupe électrogène
fonctionnant à puissance constante
3.16
courant de court-circuit permanent
I
k
courant court-circuité en régime permanent dans l’enroulement d’induit, la vitesse étant maintenue à
sa valeur nominale
3.17
durée
t
plage d’un intervalle de temps
Note 1 à l'article: La durée d’un intervalle de temps est une grandeur non négative égale à la différence entre les
dates de l’instant final et l’instant initial de l’intervalle de temps, lorsque les dates sont des valeurs quantitatives.
Différents intervalles de temps peuvent avoir la même durée, par exemple la période de temps d’une grandeur
périodique dépendante du temps constitue une durée qui est indépendante du choix de l’instant initial.
Note 2 à l'article: La durée est l’une des grandeurs de base du Système international de grandeurs (ISQ) sur lequel
se base le Système international d’unités (SI). Dans ce contexte, le terme «temps» est souvent utilisé à la place de
«durée», et également pour désigner une durée infinitésimale.
Note 3 à l'article: L’unité SI cohérente de la durée et du temps est exprimée en seconde, s (voir IEC 60050-112).
Les unités par minute (1 min = 60 s), par heure (1 h = 60 min = 3 600 s), et par jour (1 d = 24 h = 86 400 s) en usage
avec le SI sont acceptées.
Note 4 à l'article: Le terme «temps» est utilisé comme synonyme pour les échelles de temps continues.
3.18
délai d’arrêt total du groupe électrogène
t
a
intervalle de temps entre l’ordre d’arrêt du groupe électrogène et l’arrêt complet de celui-ci
Note 1 à l'article: t = t + t + t .
a i c d
3.19
délai de préparation de prise de charge
t
b
intervalle de temps entre l’ordre de démarrage et l’instant où le groupe électrogène est prêt à fournir
une puissance convenue, en tenant compte des tolérances de fréquence et de tension données
Note 1 à l'article: t = t + t .
b p g
3.20
délai de refroidissement
temps de marche à vide
t
c
intervalle de temps entre la suppression de la charge et l’instant où le signal d’arrêt du groupe
électrogène est donné
3.21
délai d’arrêt
t
d
délai entre le signal d’arrêt du groupe électrogène et l’arrêt complet de celui-ci
3.22
délai d’intervention
t
e
intervalle de temps entre l’ordre de démarrage et l’alimentation de la charge convenue
Note 1 à l'article: t = t + t + t .
e p g s
3.23
temps de rétablissement de la fréquence après réduction de charge
t
f,de
intervalle de temps compris, après une réduction de charge brusque spécifiée, entre la sortie de
la fréquence de la bande de fréquence en régime permanent et son retour définitif dans la bande de
tolérance de fréquence en régime permanent spécifiée
Note 1 à l'article: Voir Figure 4.
3.24
temps de rétablissement de la fréquence après accroissement de charge
t
f,in
intervalle de temps compris, après un accroissement de charge brusque spécifiée, entre la sortie de
la fréquence de la bande de fréquence en régime permanent et son retour définitif dans la bande de
tolérance de fréquence en régime permanent spécifiée
Note 1 à l'article: Voir Figure 4.
3.25
délai de mise en route totale
t
g
intervalle de temps entre le début de rotation du moteur alternatif à combustion interne et l’instant où
le groupe électrogène est prêt à fournir une puissance convenue, en tenant compte des tolérances de
fréquence et de tension données
4 © ISO 2018 – Tous droits réservés

3.26
délai de couplage au réseau
t
cg
intervalle de temps entre l’ordre de démarrage et l’instant où le groupe électrogène est couplé au réseau
3.27
délai de mise en route partielle
t
h
intervalle de temps entre le début de rotation du moteur alternatif à combustion interne et l’instant où
la vitesse déclarée est atteinte pour la première fois
3.28
délai de coupure
t
i
intervalle de temps entre l’ordre d’arrêt et l’instant où la charge est déconnectée (groupes électrogènes
automatiques)
3.29
délai de préparation au démarrage
t
p
intervalle de temps entre l’ordre de démarrage et le début de rotation du moteur alternatif à
combustion interne
3.30
délai de connexion de la charge
t
s
intervalle de temps entre l’instant où le groupe électrogène est prêt à la prise en charge de la charge
convenue et l’alimentation de celle-ci
3.31
délai d’interruption
t
u
intervalle de temps entre l’apparition du critère provoquant le démarrage et l’alimentation de la charge
convenue
Note 1 à l'article: t = t + t + t + t .
u v p g s
= t + t .
v e
Note 2 à l'article: Le temps de rétablissement (ISO 8528-12) est un cas particulier de délai d’interruption.
3.32
temps de rétablissement de la tension après réduction de la charge
t
U,de
intervalle de temps entre le début de la réduction de charge et l’instant où la tension retourne et se
maintient dans la bande de tolérance de tension en régime permanent spécifiée
Note 1 à l'article: Voir Figure 5.
3.33
temps de rétablissement de la tension après accroissement de la charge
t
u,in
intervalle de temps entre le début de l’accroissement de charge et l’instant où la tension retourne et se
maintient dans la bande de tolérance de tension en régime permanent spécifiée
Note 1 à l'article: Voir Figure 5.
3.34
délai de démarrage
t
v
intervalle de temps entre l’apparition du critère provoquant le démarrage et l’ordre de démarrage
(particulièrement pour les groupes électrogènes à démarrage automatique)
Note 1 à l'article: Ce délai ne dépend pas du groupe électrogène utilisé. La valeur exacte de ce délai relève de la
responsabilité du client et est déterminée par ce dernier ou par les exigences spéciales des autorités législatives.
Par exemple, ce délai est prévu pour éviter le démarrage dans le cas d’une très brève coupure du secteur.
3.35
délai de lancement
t
z
intervalle de temps entre le début de rotation du moteur alternatif à combustion interne et l’instant où
la vitesse d’allumage est atteinte
3.36
délai de prégraissage
t
temps exigé par certains moteurs pour s’assurer que la pression d’huile est établie avant le début de
rotation du moteur
Note 1 à l'article: Pour les petits groupes électrogènes, ce temps est généralement nul (ces groupes ne nécessitent
généralement pas de prégraissage).
3.37
taux de variation du réglage de la fréquence
v
f
taux de variation du réglage de la fréquence commandée à distance
()ff− / f
i,maxmi, in r
Note 1 à l'article: v =×100 .
f
t
Note 2 à l'article: Exprimé en pourcentage de la plage relative de réglage de la fréquence par seconde.
3.38
taux de variation du réglage de la tension
v
u
taux de variation du réglage de la tension commandée à distance
()UU− /U
s,up s,do r
Note 1 à l'article: v =×100 .
U
t
Note 2 à l'article: Exprimé en pourcentage de la plage relative de réglage de la tension par seconde.
3.39
tension de réglage inférieur
U
s,do
limite inférieure de réglage de la tension aux bornes de la génératrice, à la fréquence assignée, pour
toutes les charges entre la charge nulle et la charge assignée et dans la gamme convenue des facteurs de
puissance
3.40
réglage supérieur de la tension
U
s,up
limite supérieure de réglage de la tension aux bornes de la génératrice, à la fréquence assignée, pour
toutes les charges entre la charge nulle et la charge assignée et dans la gamme convenue des facteurs de
puissance
6 © ISO 2018 – Tous droits réservés

3.41
tension assignée
U
r
tension entre phases aux bornes de la génératrice, à la fréquence assignée et sous charge assignée
3.42
tension de rétablissement
U
rec
tension maximale obtenue en régime permanent dans des conditions de charge données
Note 1 à l'article: La tension de rétablissement s’exprime généralement en pourcentage de la tension assignée.
Note 2 à l'article: Elle se situe normalement dans la bande de tolérance de tension en régime permanent (ΔU).
Pour les charges supérieures à la charge assignée, la tension de rétablissement est limitée par la saturation et la
capacité de surexcitation de l’excitatrice/du régulateur.
Note 3 à l'article: Voir Figure 5.
3.43
tension de réglage
U
s
tension maximale obtenue en régime permanent dans des conditions de charge données ou tension
entre phases pour un fonctionnement défini choisi par réglage
3.44
écart maximal de tension en régime permanent
U
st,max
écart maximal de tension à la fréquence assignée en régime permanent, par rapport à la tension de
réglage dans la plage de puissances entre 0 et la puissance assignée et pour le facteur de puissance
adopté, en tenant compte de l’influence de l’échauffement
3.45
écart minimal de tension en régime permanent
U
st,min
écart minimal de tension à la fréquence assignée en régime permanent, par rapport à la tension de
réglage dans la plage de puissances entre 0 et la puissance assignée et pour le facteur de puissance
adopté, en tenant compte de l’influence de l’échauffement
3.46
tension à vide
U
tension entre phases aux bornes de la génératrice, à la fréquence assignée et sous charge nulle
3.47
tension supérieure maximale transitoire par réduction de charge
U
dyn,max
tension maximale obtenue lors d’une brusque réduction de charge
3.48
tension inférieure minimale transitoire par accroissement de charge
U
dyn,min
tension minimale obtenue lors d’un brusque accroissement de charge
3.49
valeur maximale de la tension de réglage
Û
max, s
tension maximale obtenue dans des conditions de charge données ou tension entre phases pour un
fonctionnement défini choisi par réglage
3.50
valeur minimale de la tension de réglage
Û
mini, s
tension minimale obtenue dans des conditions de charge données ou tension entre phases pour un
fonctionnement défini choisi par réglage
3.51
valeur moyenne de la tension de réglage
Û
mean, s
tension moyenne obtenue dans des conditions de charge données ou tension entre phases pour un
fonctionnement défini choisi par réglage
3.52
modulation de tension
Û
mod, s
variation quasi périodique de la tension (de crête à crête) autour d’une tension en régime permanent
présentant des fréquences types inférieures à la fréquence fondamentale
Note 1 à l'article: Exprimée en pourcentage de la moyenne de la tension de crête à la fréquence assignée et à
vitesse constante.
∧∧
∧
UU−
mod,s,maxmod,s,min
Note 2 à l'article: U =20×100 .
mod,s
∧∧
UU+
mod,s,maxmod,s,min
Note 3 à l'article: Ce sont les perturbations cycliques ou aléatoires qui peuvent être causées par les régulateurs,
les irrégularités cycliques ou des charges intermittentes. Le scintillement de l’éclairage est un cas particulier de
modulation de tension (voir Figures 8 et 9).
3.53
valeur de crête maximale de la modulation de tension
Û
mod, s, max
variation quasi périodique maximale de la tension (de crête à crête) autour d’une tension en régime
permanent
3.54
valeur de crête minimale de la modulation de tension
Û
mod, s, min
variation quasi périodique minimale de la tension (de crête à crête) autour d’une tension en régime
permanent
3.55
étendue des oscillations de tension
∧
U
∨
étendue des oscillations de tension autour d’une valeur moyenne pour un groupe électrogène
fonctionnant à puissance constante
3.56
bande de tolérance de fréquence en régime permanent
Δf
bande de fréquence convenue, autour de la fréquence en régime permanent, que la fréquence atteint
pendant une période de régulation donnée, après un accroissement ou une réduction de la charge
3.57
écart négatif par rapport à une courbe linéaire
Δf
neg
écart négatif par rapport à une courbe linéaire qui apparaît entre la charge nulle et la charge assignée
Note 1 à l'article: Voir Figure 2.
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3.58
écart positif par rapport à une courbe linéaire
Δf
pos
écart positif par rapport à une courbe linéaire qui apparaît entre la charge nulle et la charge assignée
Note 1 à l'article: Voir Figure 2.
3.59
écart de fréquence maximal par rapport à une courbe linéaire
Δf
c
plus grande valeur de Δf et Δf qui apparaît entre la charge nulle et la charge assignée
neg pos
Note 1 à l'article: Voir Figure 2.
3.60
plage de réglage de la fréquence
Δf
s
étendue du réglage de la fréquence entre les fréquences à vide minimale et maximale
Note 1 à l'article: Voir Figure 1.
Note 2 à l'article: Δff=− f .
si,max i,min
3.61
plage inférieure de réglage de la fréquence
Δf
s,do
écart entre la fréquence à vide déclarée et la plus petite fréquence à vide réglable
Note 1 à l'article: Voir Figure 1.
Note 2 à l'article: Δff=− f .
s,do i,ri,min
3.62
plage supérieure de réglage de la fréquence
Δf
s,up
écart entre la plus grande fréquence à vide réglable et la fréquence à vide déclarée
Note 1 à l'article: Voir Figure 1.
Note 2 à l'article: Δff=− f .
s,up i,maxi,r
3.63
bande de tolérance de tension en régime permanent
ΔU
plage de tension convenue, située autour de la tension en régime permanent, que la tension atteint,
dans une période de régulation donnée, après un accroissement ou une réduction brusque spécifié(e)
de la charge
U
r
Note 1 à l'article: ΔUU=×2δ .
st
3.64
plage de réglage de la tension
ΔU
s
plage maximale possible de réglages supérieur et inférieur de la tension aux bornes de la génératrice, à
la fréquence assignée, pour toutes les charges entre la charge nulle et la puissance assignée et dans la
gamme convenue des facteurs de puissance
Note 1 à l'article: ΔU = ΔU + ΔU .
s s,up s,do
3.65
plage inférieure de réglage de la tension
ΔU
s,do
plage de réglage de la tension aux bornes de la génératrice, située entre la tension assignée et la tension
de réglage inférieur, à la fréquence assignée, pour toutes les charges entre la charge nulle et la charge
assignée et dans la gamme convenue des facteurs de puissance
Note 1 à l'article: ΔU = ΔU + ΔU .
s,do r s,do
3.66
plage supérieure de réglage de la tension
ΔU
s,up
plage de réglage de la tension aux bornes de la génératrice, située entre la tension assignée et la tension
de réglage supérieur, à la fréquence assignée, pour toutes les charges entre la charge nulle et la charge
assignée et dans la gamme convenue des facteurs de puissance
Note 1 à l'article: ΔU = ΔU + ΔU .
s,up s,up r
3.67
écart de caractéristique de statisme de fréquence/puissance
Δδ f
st
écart maximal par rapport à une courbe caractéristique de statisme de fréquence/puissance linéaire
dans la plage de puissance entre zéro et la puissance déclarée
Note 1 à l'article: Exprimée en pourcentage de la fréquence assignée.
Note 2 à l'article: Voir Figure 2.
Δf
c
Note 3 à l'article: Δδ f =×100 .
st
f
r
3.68
courbe caractéristique de statisme de fréquence/puissance
courbe de fréquences en régime permanent en fonction de la puissance active du groupe électrogène,
pour une puissance variant entre zéro et la puissance déclarée
Note 1 à l'article: Voir Figure 2.
3.69
bande relative de tolérance de tension en régime permanent
α
U
rapport entre le réglage de la tension et la tension assignée
ΔU
Note 1 à l'article: α = ×100 .
u
U
r
3.70
bande relative de tolérance de fréquence en régime permanent
α
f
rapport entre le réglage de la fréquence et la fréquence assignée
Δf
Note 1 à l'article: α =×100 .
f
f
r
3.71
bande de fréquence en régime permanent
β
f
∧
étendue des oscillations de fréquence f autour d’une valeur moyenne pour un groupe électrogène
∨
fonctionnant à puissance constante
Note 1 à l'article: Exprimée en pourcentage de la fréquence assignée.
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Note 2 à l'article: Voir Figure 3.
∧
f
∨
Note 3 à l'article: β =×100 .
f
f
r
3.72
écart de fréquence transitoire (par rapport à la fréquence initiale) par accroissement de charge
(−), rapporté à la fréquence initiale
-
δ f
d
écart de fréquence transitoire entre la sous-fréquence et la fréquence initiale pendant le processus de
régulation, suivant un brusque accroissement de charge, rapporté à la fréquence initiale
Note 1 à l'article: Le signe moins concerne la limite inférieure après accroissement de la charge, le signe plus
concerne la limite supérieure après réduction de la charge.
ff−
d,minarb
-
Note 2 à l'article: δ f = ×100 .
d
f
arb
3.73
écart de fréquence transitoire (par rapport à la fréquence initiale) par réduction de charge (+),
rapporté à la fréquence initiale
+
δ f
d
écart de fréquence transitoire entre la surfréquence et la fréquence initiale pendant le processus de
régulation, suivant une brusque réduction de charge, rapporté à la fréquence initiale
Note 1 à l'article: Le signe moins concerne la limite inférieure après accroissement de la charge, le signe plus
concerne la limite supérieure après réduction de la charge.
ff−
d,maxarb
+
Note 2 à l'article: δ f = ×100 .
d
f
arb
3.74
écart de fréquence transitoire (par rapport à la fréquence initiale) par accroissement de charge
(−), rapporté à la fréquence assignée
−
δ f
dyn
écart de fréquence transitoire entre la sous-fréquence (ou la surfréquence) et la fréquence initiale
pendant le processus de régulation, suivant une brusque variation de charge, rapporté à la fréquence
assignée
Note 1 à l'article: Le signe moins concerne la limite inférieure après accroissement de la charge, le signe plus
concerne la limite supérieure après réduction de la charge.
ff−
d,minarb
−
Note 2 à l'article: δ f = ×100 .
dyn
f
r
3.75
écart de fréquence transitoire (par rapport à la fréquence assignée) par réduction de charge (+),
rapporté à la fréquence assignée
+
δ f
dyn
écart de fréquence transitoire entre la surfréquence et la fréquence initiale pendant le processus de
régulation, suivant une brusque variation de charge, rapporté à la fréquence assignée
Note 1 à l'article: Le signe moins concerne la limite inférieure après accroissement de la charge, le signe plus
concerne la limite supérieure après réduction de la charge.
ff−
d,maxarb
+
Note 2 à l'article: δ f = ×100 .
dyn
f
r
3.76
écart de tension transitoire par accroissement de charge
−
δU
dyn
chute de tension obtenue lorsque la génératrice, entraînée à la fréquence assignée et à la tension
assignée sous excitation normale, est connectée à la charge assignée
Note 1 à l'article: Le signe moins concerne la limite inférieure après accroissement de la charge, le signe plus
concerne la limite supérieure après réduction de la charge.
UU−
dyn,minr
−
Note 2 à l'article: δU = ×100 .
dyn
U
r
3.77
plage relative de réglage de la fréquence
δ f
s
plage de réglage de la fréquence
Note 1 à l'article: Exprimée en pourcentage de la fréquence assignée.
ff−
i,maxi,min
Note 2 à l'article: δ f = ×100 .
s
f
r
3.78
plage inférieure relative de réglage de la fréquence
δ f
s,do
plage inférieure de réglage de la fréquence
Note 1 à l'article: Exprimée en pourcentage de la fréquence assignée.
ff−
i,ri,min
Note 2 à l'article: δ f = ×100 .
s,do
f
r
3.79
plage supérieure relative de réglage de la fréquence
δ f
s,up
plage supérieure de réglage de la fréquence
Note 1 à l'article: Exprimée en pourcentage de la fréquence assignée.
ff−
i,maxi,r
Note 2 à l'article: δ f = ×100 .
s,up
f
r
3.80
statisme de fréquence
δ f
st
différence entre la fréquence à vide assignée et la fréquence assignée, f , à la puissance déclarée, pour
r
un réglage de fréquence donné, exprimée en pourcentage de la fréquence assignée
Note 1 à l'article: Voir Figure 1.
ff−
i,rr
Note 2 à l'article: δ f = ×100 .
st
f
r
3.81
plage de fréquence d’utilisation couplée au réseau
δ fr
étendue de fréquence de fonctionnement acceptable, imposée par couplage au réseau
3.82
irrégularité cyclique
δ
s
fluctuation périodique de la vitesse due à l’irrégularité du couple de la machine d’entraînement
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3.83
tolérance de surfréquence
δ f
lim
différence entre la fréquence de déclenchement du limiteur de surfréquence et la fréquence assignée,
divisée par la fréquence assignée, exprimée en pourcentage
ff−
ds r
Note 1 à l'article: δ f = ×100 .
lim
f
r
3.84
écart de tension en régime permanent
δ U
st
écart maximal de tension à la fréquence assignée en régime permanent, par rapport à la tension de
réglage dans la plage de puissances entre 0 et la puissance assignée et pour le facteur de puissance
adopté, en tenant compte de l’influence de l’échauffement
Note 1 à l'article: L’écart de tension en régime permanent est exprimé en pourcentage de la tension assignée.
UU−
st,max st,min
Note 2 à l'article: δU =± ×100 .
st
2U
r
3.85
plage relative de réglage de la tension
δ U
s
plage de réglage de la tension
Note 1 à l'article: Exprimée en pourcentage de la tension assignée.
ΔUU+Δ
s,up s,do
Note 2 à l'article: δU = ×100 .
s
U
r
3.86
plage inférieure relative de réglage de la tension
δ U
s,do
plage inférieure de réglage de la tension
Note 1 à l'article: Exprimée en pourcentage de la tension assignée.
UU−
rs,do
Note 2 à l'article: δU = ×100 .
s,do
U
r
3.87
plage supérieure relative de réglage de la tension
δ U
s,up
plage supérieure de réglage de la tension
Note 1 à l'article: Exprimée en pourcentage de la tension assignée.
UU−
s,up r
Note 2 à l'article: δU = ×100 .
s,up
U
r
3.88
déséquilibre de tension
δ U
2,0
rapport des composantes inverse et homopolaire de la tension à la composante directe de la tension à vide
Note 1 à l'article: Le déséquilibre de tension est exprimé en pourcentage de la tension assignée.
Légende
P puissance
f fréquence
P puissance assignée
r
1 courbe caractéristique de statisme de fréquence/puissance
2 limite de puissance (la limite de puissance du groupe électrogène dépend de la limite de puissance du moteur
alternatif à combustion interne, par exemple puissance d’arrêt de l’alimentation en combustible, en tenant
compte du rendement de l’alternateur)
a
Plage supérieure de réglage de la fréquence.
b
Plage inférieure de réglage de la fréquence.
c
Plage de réglage de la fréquence.
Figure 1 — Caractéristique de statisme de fréquence/puissance et plage de réglage de la
fréquence
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Légende
P puissance
f fréquence
1 courbe caractéristique de statisme de fréquence/puissance linéaire
2 courbe caractéristique de statisme de fréquence/puissance
3 Δf
pos
4 Δf
neg
a
Écart de caractéristique de statisme de fréquence/puissance
Figure 2 — Caractéristique de statisme de fréquence/puissance et écart par rapport à une
courbe linéaire
Légende
t temps
f fréquence
Figure 3 — Bande de fréquence en régime permanent
Légende
t temps
f fréquence
1 accroissement de charge
2 réduction de charge
Figure 4 — Comportement dynamique de la fréquence
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Légende
t temps
U tension
1 accroissement de charge
2 réduction de charge
Figure 5 — Caractéristiques de tension transitoire sans compensation du courant quadratique
de la chute de tension
4 Autres règlements et exigences supplémentaires
Pour les groupes électrogènes à courant alternatif utilisés à bord des navires et des installations au
large qui doivent répondre aux règles d’une société de classification, les exigences supplémentaires de
la société de classification doivent être satisfaites. La société de classification doit être identifiée par le
client avant que la commande soit passée.
Pour les groupes électrogènes à courant alternatif fonctionnant sur des équipements non classés, toute
exigence supplémentaire doit faire l’objet d’un accord entre le constructeur et le client.
Toute exigence supplémentaire doit faire l’objet d’un accord entre le constructeur et le client.
5 Caractéristiques relatives à la fréquence
5.1 Généralités
Les caractéristiques de fréquence en régime permanent des groupes électrogènes dépendent
principalement de la performance du régulateur de vitesse du moteur.
Les caractéristiques dynamiques de fréquence, c’est-à-dire la réponse aux variations de charge,
dépendent du comportement combiné de tous les éléments du système [par exemple les caractéristiques
de couple du moteur, y compris le type de système de suralimentation, les caractéristiques de la
charge, de l’inertie, des amortissements (voir Tableau 1) et donc de la conception particulière de tous
les éléments concernés. Le comportement dynamique de fréquence du groupe électrogène peut être
directement lié à la vitesse de la génératrice.
5.2 Fréquence de sécurité
Les seuils des fréquences de sécurité maximale et minimale doivent être différents conformément au
mode de fonctionnement du groupe électrogène: isolé ou couplé au réseau. Ces valeurs doivent être
supérieures ou inférieures à la plage de fréquence de chaque mode de fonctionnement.
6 Caractéristiques relatives à la tension
Les caractéristiques de tension des groupes électrogènes sont déterminées principalement par la
conception intrinsèque de l’alternateur et par les performances du régulateur automatique de tension.
Les caractéristiques de fréquence en régime permanent et en régime transitoire peuvent également
influer sur la tension de la génératrice (voir Figure 5).
7 Courant de court-circuit permanent
Le courant de court-circuit permanent, I , qui peut être important pour les appareils de sécurité alimentés
k
électriquement, peut être bien inférieur en service à la valeur «idéale» spécifiée par le fabricant de la
génératrice en cas de défaut aux bornes de la génératrice. La valeur réelle est affectée par l’impédance du
circuit entre la génératrice et l’emplacement du défaut (voir également l’ISO 8528-3:2005, 10.3).
8 Facteurs affectan
...