ISO 8528-5:2025

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 (AC) generator when operating as a unit. This unit can run in parallel to the grid or not. This document applies to AC 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 apply. 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. Le présent document 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 s'appliquer. Les dispositions du présent document sont la 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: Published
• Publication Date: 30-Apr-2025
• 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 - Internal combustion engines
• Current Stage: 6060 - International Standard published
• Start Date: 01-May-2025
• Due Date: 31-Oct-2025
• Completion Date: 01-May-2025

Relations

• Revises: ISO 8528-5:2022 - Reciprocating internal combustion engine driven alternating current generating sets - Part 5: Generating sets
• Effective Date: 05-Nov-2022

Overview

ISO 8528-5:2025 - "Reciprocating internal combustion engine driven alternating current generating sets - Part 5: Generating sets" defines the design and performance criteria for packaged generator sets (gensets) consisting of a reciprocating internal combustion (RIC) engine coupled to an AC generator. The sixth edition (2025) covers land and marine applications, for units that may operate in parallel with the public grid or stand-alone. It excludes aircraft applications and prime movers used to propel vehicles or locomotives. The document also serves as a basis for setting supplementary requirements for critical installations (e.g., hospitals, high‑rise buildings) and can inform requirements for other reciprocating prime movers (e.g., steam engines).

Key technical topics and requirements

ISO 8528-5:2025 focuses on the performance and interaction of the engine–generator unit. Major technical topics include:

• Frequency characteristics (no‑load, rated and safety frequencies; frequency setting and change rates)
• Voltage characteristics (rated, no‑load and adjustable voltage limits; voltage modulation and steady‑state tolerances)
• Sustained short‑circuit current and its implications for protection and generator sizing
• Factors affecting generating set performance: power, frequency/voltage behavior, load acceptance and transient response
• Cyclic irregularity, starting and stop‑time characteristics
• Parallel operation: sharing of active and reactive power between generating sets, and requirements when paralleling to the public grid
• Rating plates and nameplate information for correct identification and selection
• Additional influencing factors: fuel/lubrication, combustion air, exhaust, cooling and ventilation, monitoring, noise, coupling, vibration, foundations
• Performance class operating limit values and recommendations for specific prime movers such as gas engines

The standard also contains updated terms, symbols and illustrative figures to support consistent interpretation and testing.

Practical applications and who uses this standard

ISO 8528-5:2025 is intended for:

• Generator set manufacturers (design, testing, documentation)
• Marine and land OEMs integrating gensets into systems
• Power system and controls engineers (paralleling, protection, governor/AVR settings)
• Specifiers, procurement teams and facilities managers for hospitals, data centers, buildings and industrial sites
• Testing laboratories and conformity assessors
• Consultants and regulatory authorities drafting supplementary or safety requirements

Using ISO 8528-5 helps ensure reliable dynamic behavior, safe parallel operation, correct rating information and consistent performance across installations.

Related standards

Part of the ISO 8528 series. Key normative references include:

• ISO 8528-1:2018 (Application, ratings and performance)
• ISO 8528-3:2020 (Alternating current generators)
• ISO 3046-5 (Torsional vibrations)
• IEC 60034‑1 (Rotating electrical machines - Rating and performance)

For the full technical requirements and test procedures, obtain the complete standard from ISO or your national standards body.

Standards Content (Sample)

International
Standard
ISO 8528-5
Sixth edition
Reciprocating internal combustion
2025-05
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 2025
All rights reserved. Unless otherwise specified, or required in the context of its implementation, no part of this publication may
be reproduced or utilized otherwise in any form or by any means, electronic or mechanical, including photocopying, or posting on
the internet or an intranet, without prior written permission. Permission can be requested from either ISO at the address below
or ISO’s member body in the country of the requester.
ISO copyright office
CP 401 • Ch. de Blandonnet 8
CH-1214 Vernier, Geneva
Phone: [phone]
Email: [e-mail]
Website: www.iso.org
Published in Switzerland
ii
Contents Page
Foreword .iv
1 Scope . 1
2 Normative references . 1
3 Terms, definitions and symbols . 1
3.1 Terms and definitions .1
3.2 Symbols .10
4 Other regulations and additional requirements . 14
5 Frequency characteristics . 14
5.1 General .14
5.2 Safety frequency . 15
6 Voltage characteristics .15
7 Sustained short-circuit current .15
8 Factors affecting generating set performance .16
8.1 General .16
8.2 Power .16
8.3 Frequency and voltage.16
8.4 Load acceptance .16
9 Cyclic irregularity. 19
10 Starting characteristics.21
11 Stop time characteristics .23
12 Parallel operation .23
12.1 Generating sets coupled with each other without grid. . 23
12.1.1 Active power sharing .24
12.1.2 Reactive power sharing . 26
12.2 Generating sets connected to the grid in a paralleling application. .27
12.2.1 General .27
12.2.2 Influence on operating behaviour . . 28
12.2.3 Design features required for paralleling to a public grid network . 28
13 Rating plates .35
14 Additional factors influencing generating set performance. .36
14.1 Starting methods . 36
14.2 Shutdown methods . 36
14.3 Fuel and lubrication oil supply . 36
14.4 Combustion air . 36
14.5 Exhaust system . 36
14.6 Cooling and room ventilation .37
14.7 Monitoring .37
14.8 Noise emission .37
14.9 Coupling . 38
14.10 Vibration . 38
14.10.1 General . 38
14.10.2 Torsional vibration . 38
14.10.3 Linear vibration . 38
14.11 Foundations . 39
15 Performance class operating limit values .39
15.1 General . 39
15.2 Recommendation for gas engine operating limit values . 39
Bibliography .42

iii
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 document 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).
ISO draws attention to the possibility that the implementation of this document may involve the use of (a)
patent(s). ISO takes no position concerning the evidence, validity or applicability of any claimed patent
rights in respect thereof. As of the date of publication of this document, ISO had not received notice of (a)
patent(s) which may be required to implement this document. However, implementers are cautioned that
this may not represent the latest information, which may be obtained from the patent database available at
www.iso.org/patents. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights.
Any trade name used in this document is information given for the convenience of users and does not
constitute an endorsement.
For an explanation of the voluntary nature of standards, the meaning of ISO specific terms and 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.org/iso/foreword.html.
This document was prepared by Technical Committee ISO/TC 70, Internal combustion engines.
This sixth edition cancels and replaces the fifth edition (ISO 8528-5:2022), which has been technically
revised.
The main changes are as follows:
— Clause 3 has been updated;
— Subclause 12.2 has been re-written;
— list of symbols has been added in 3.2;
— errors have been corrected in Table 4;
— Figure 4 has been added;
— previous Figures 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10 and 11 have been renumbered and modified
— previous figure 12 has been deleted;
— Figures 13, 14 and 15 have been modified;
— previous Figure 17 has been deleted;
— new Figures 16, 17 and 18 have been added.
A list of all parts in the ISO 8528 series can be found on the ISO website.
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.

iv
International Standard ISO 8528-5:2025(en)
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 (AC) generator when operating as a unit. This
unit can run in parallel to the grid or not.
This document applies to AC 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 apply. 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 8528-3:2020, 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, definitions and symbols
3.1 Terms and definitions
For the purposes of this document, the following terms and definitions apply.
ISO and IEC maintain terminology databases for use in standardization at the following addresses:
— ISO Online browsing platform: available at https:// www .iso .org/ obp
— IEC Electropedia: available at https:// www .electropedia .org/

3.1.1
frequency
f
reciprocal of the period
Note 1 to entry: The symbol f is mainly used when the period is a time.
3.1.2
no-load frequency
f
i
frequency at which the generating set is operating without load
3.1.3
rated no-load frequency
f
i,r
frequency at which the generating set is designed to operate without load
3.1.4
rated frequency
f
r
frequency at which the generating set is designed to operate at rated load
3.1.5
maximum safety frequency
f
maxs
maximum frequency which causes a stop to production
3.1.6
minimum safety frequency
f
mins
minimum frequency which causes a stop to production
3.1.7
frequency setting rate of change
v
f
rate of change of frequency setting under remote control
ff− / f
()
i,maxi,min r
Note 1 to entry: v = ×100
f
t
where
f is the maximum no-load frequency;
i,max
f is the minimum no-load frequency;
i,min
f is the rated frequency (3.1.4).
r
Note 2 to entry: Expressed as a percentage of related range of frequency setting per second.
3.1.8
voltage setting rate of change
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
where
U is the rated voltage (3.1.11);
r
U is the downward adjustment of voltage (3.1.9);
s,do
U is the upward adjustment of voltage (3.1.10).
s,up
Note 2 to entry: Expressed as a percentage of the related range of voltage setting per second.
3.1.9
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
3.1.10
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
3.1.11
rated voltage
U
r
line-to-line voltage at the terminals of the generator at rated frequency and rated output
3.1.12
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
3.1.13
no-load voltage
U
line-to-line voltage at the terminals of the generator at rated frequency and no-load
3.1.14
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 (=Û ) at rated frequency and constant speed.
mean,s
∧∧
∧
UU−
mod,s,maxmod,s,min
U =×2 ×1000
mod,s
∧∧
UU+
mod,s,maxmod,s,min
Note 2 to entry:
a
f
= x100
∧
U
mean,s
where
Û is the maximum peak of voltage modulation;
mod,s,max
Û is the minimum peak of voltage modulation.
mod,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).

3.1.15
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
3.1.16
related range of frequency setting
δ f
s
range of frequency setting
Note 1 to entry: See Figure 1.
Note 2 to entry: Expressed as a percentage of rated frequency.
ff−
i,maxi,min
Note 3 to entry: δ f = ×100
s
f
r
where
f is the maximum no-load frequency;
i,max
f is the minimum no-load frequency;
i,min
f is the rated frequency (3.1.4).
r
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 AC generator]
a
Related upward range of frequency setting.
b
Related downward range of frequency setting.
c
Related range of frequency setting.
Figure 1 — Frequency/power characteristic, range of frequency setting
3.1.17
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: Δ ff=− f
s,do i,ri,min
where
f is the rated no-load frequency (3.1.3);
i,r
f is the minimum no-load frequency.
i,min
3.1.18
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: Δ ff=− f
s,up i,maxi,r
where
f is the maximum no-load frequency;
i,max
f is the rated no-load frequency (3.1.3).
i,r
3.1.19
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: ΔUU=−ΔΔU
ss,ups,do
where
ΔU is the upward range of voltage setting;
s,up
ΔU is the downward range of voltage setting.
s,do
UU−
su, pr
Note 2 to entry: ΔU = .%100
su, p
U
r
UU−
sd, or
Note 3 to entry: ΔU = .%100
sd, o
U
r
3.1.20
frequency/power characteristic deviation
Δδ f
st
maximum deviation from a linear frequency/power characteristic curve (3.1.21) 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
where
Δf is the maximum frequency deviation from a linear curve;
c
f is the rated frequency (3.1.4).
r
3.1.21
frequency/power characteristic curve
curve of steady-state frequencies in the power range between no-load and declared power, plotted against
active power of the generating set
Note 1 to entry: See Figure 2.
Key
P power
f frequency
1 linear frequency/power characteristic curve
2 frequency/power characteristic curve
3 positive deviation from a linear curve, Δf
pos
4 negative deviation from a linear curve, Δf
neg
a
Frequency/power characteristic deviation.
Figure 2 — Frequency/power characteristic, deviation from the linear curve

3.1.22
relative steady-state frequency tolerance band
α
f
ratio of the magnitude of frequency change to rated frequency
Note 1 to entry: Expressed as a percentage of rated frequency.
Δf
Note 2 to entry: α =×100
f
f
r
where
Δf is the steady-state frequency tolerance band (3.1.15);
f is the rated frequency (3.1.4).
r
3.1.23
steady-state frequency band
β
f
ratio of frequency oscillation envelope width frequency at constant power around a mean value of rated
frequency at constant power
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
where
∧
is the envelope width oscillation of generating set;
f
∨
f is the rated frequency (3.1.4).
r
Key
t time
f frequency
f frequency at actual power
arb
Figure 3 — Steady-state frequency band
3.1.24
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
where
f is the rated no-load frequency (3.1.3);
i,r
f is the minimum no-load frequency;
i,min
f is the rated frequency (3.1.4).
r
Note 3 to entry: See Figure 1
3.1.25
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
where
f is the rated no-load frequency (3.1.3);
i,r
f is the maximum no-load frequency;
i,max
f is the rated frequency (3.1.4).
r
Note 3 to entry: See Figure 1.
3.1.26
frequency droop
δ f
st
frequency difference between rated no-load frequency and the rated frequency f at declared power
r
Note 1 to entry: See Figure 1.
ff−
i,r r
Note 2 to entry: δ f = ×100
st
f
r
where
f is the rated no-load frequency (3.1.3);
i,r
f is the rated frequency (3.1.4).
r
Note 3 to entry: Expressed as a percentage of rated frequency at fixed frequency setting.
3.1.27
cyclic irregularity
δ
s
periodic fluctuation of speed caused by the rotational irregularity of the prime mover
3.1.28
steady-state voltage deviation
ΔU
st
change in steady-state voltage for all load changes between no-load and rated output, considering the
influence of temperature but ignoring the effect of quadrature current compensation voltage droop
UU−
st,max st,min
Note 1 to entry: ΔU =± ×100
st
2⋅U
r
where
U is the maximum steady-state voltage;
st,max
U is the minimum steady-state voltage;
st,min
U is the rated voltage (3.1.11).
r
Note 2 to entry: The initial set voltage is usually the rated voltage but can be anywhere within the range of voltage
setting.
Note 3 to entry: ΔU is expressed as a percentage of the rated voltage.
st
3.1.29
voltage unbalance
ΔU
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.

3.1.30
transient frequency deviation related to initial frequency
*
δ f
d
temporary frequency deviation following a sudden load change, related to initial frequency
Note 1 to entry: Limits given in Table 4.
*
Note 2 to entry: Defined by symbol δ f , where “*” may be + or –.
d
3.1.31
transient frequency deviation related to rated frequency
*
δ f
dyn
temporary frequency deviation following a sudden load increase, related to rated frequency
Note 1 to entry: Limits given in Table 4.
*
Note 2 to entry: Defined by symbol δ f , where “*” may be + or –.
dyn
3.1.32
national grid code
details of technical requirements for connecting to and using the national electricity transmission and
distribution system (also known as grid paralleling) in different regions or nations
3.1.33
external control signal
control signal from a source outside the generating set and any other locally paralleled generating sources
providing input demand values to change the generating set output values
3.1.34
central controller
control device located within a system of multiple paralleled generating sets or other power generation
sources to provide control signals to the individual generating sets and power generation sources to control
the power production resources to share, transition and balance loads in a standalone grid configuration
3.2 Symbols
Table 1 — Symbols
Symbol Term Meaning
∧ Envelope width oscillation of gener- Oscillation frequency at constant power around rated
f
ating set frequency caused by the reciprocating internal com-
∨
bustion engine. Measured as the difference between
the highest value of measured frequency and the low-
est value of measured frequency at steady state.
f Maximum no-load frequency Maximum frequency at which the generating set is
i,max
operating without load
f Minimum no-load frequency Minimum frequency at which the generating set is
i,min
operating without load
f Maximum transient frequency rise Maximum frequency which occurs on sudden change
d,max
(overshoot frequency) from a higher to a lower power.
f Maximum transient frequency drop Minimum frequency which occurs on sudden change
d,min
(undershoot frequency) from a lower to a higher power.
f Operating frequency of overfre- The frequency at which, for a given setting frequency,
do
quency limiting the overfrequency limiting device starts to operate.
device
TTabablele 1 1 ((ccoonnttiinnueuedd))
Symbol Term Meaning
f Setting frequency of overfrequency The frequency of the generating set, the exceeding of
ds
limiting which activates the overfrequency limiting device.
device In practice, instead of the value for the setting fre-
quency, the value for the permissible overspeed is
stated (see also ISO 8528-2:2018, Table 1).
f Maximum permissible frequency A frequency specified by the generating set manufac-
max
turer which lies a safe amount below the frequency
limit.
In practice, instead of the value for the setting fre-
quency, the value for the maximum permissible speed
is stated (see also ISO 8528-2:2018, Table 1)
f Frequency at actual power Frequency at which the generating set is rated to
arb
operate
Δf Positive deviation of frequency from Positive deviation from a linear curve that occurs
pos
a linear curve between no load and rated load (see Figure 2 item 3)
Δf Negative deviation of frequency Negative deviation from a linear curve that occurs
neg
from a linear curve between no load and rated load (see Figure 2 item 4)
Δf Maximum frequency deviation from Larger value of Δf and Δf that occurs between no
c neg pos
a linear curve load and rated load
+
f Upper limit of frequency deadband Upper limit of frequency about rated frequency f
db r
where the generating set must be capable of operating
at 100 % rated output power
-
f Lower limit of frequency deadband Lower limit of frequency about rated frequency f
db r
where the generating set must be capable of operating
at 100 % rated output power
t Frequency recovery time after load Time interval between the departure from the
f,de
decrease 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
t Frequency recovery time after load Time interval between the departure from the
f,in
increase steady-state frequency band after a sudden speci-
fied load increase and the permanent re-entry of the
frequency into the specified steady-state frequency
tolerance band
t Voltage recovery time after load Time interval from the point at which a load decrease
u,de
decrease is initiated until the point when the voltage returns to
and remains within the specified steady-state voltage
tolerance band
t Voltage recovery time after load Time interval from the point at which a load increase
u,in
increase is initiated until the point when the voltage returns to
and remains within the specified steady-state voltage
tolerance band
t Total stopping time Time interval from the stop command until the gener-
a
ating set has come to a complete stop and is given by:
t = t + t + t
a i c d
t Load pick-up readiness time Time interval from the start command until ready
b
for supplying an agreed power, taking into account a
given frequency and voltage tolerance and is given by:
t = t + t
b p g
t Off-load run-on time Time interval from the removal of the load until
c
generating set off signal is given to the generating set.
Also known as the "cooling run-on time".

TTabablele 1 1 ((ccoonnttiinnueuedd))
Symbol Term Meaning
t Run-down time Time from the generating set off signal to when the
d
generating set has come to a complete stop.
t Load pick-up time Time interval from start command until the agreed
e
load is connected and is given by:
t = t + t + t
e p g s
t Total run-up time Time interval from the beginning of
g
cranking until ready for supplying an
agreed power, taking into account a given frequency
and voltage tolerance.
t Run-up time Time interval from the beginning of
h
cranking until the declared speed is
reached for the first time.
t On-load run-on time Time interval from a stop command being given until
i
the load is disconnected (automatic sets).
t Start preparation time Time interval from the start command until the be-
p
ginning of cranking.
t Load switching time Time from readiness to take up an agreed load until
s
this load is connected.
t Interruption time Time interval from the appearance of the criteria
u
initiating a start until the agreed load is connected
and is given by:
t = t + t + t + t
u v p g s
= t + t
v e
This time shall be particularly taken into account for
automatically started generating sets (see Clause 10).
NOTE Recovery time (ISO 8528-12) is a particular
case of interruption time.
t Start delay time Time interval from the appearance of the criteria ini-
v
tiating a start to the starting command (particularly
for automatically started generating units). 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, if required, by special
requirements of legislative authorities. For example,
this time is provided to avoid starting in case of a
mains failure with very short duration.
t Cranking time Time interval from the beginning of
z
cranking until the firing speed of the engine is
reached.
t Pre-lubricating time Time required for some engines to ensure that oil
o
pressure is established before the beginning of crank-
ing. This time is usually zero for small generating sets,
which normally do not require pre-lubrication.
ΔU steady-state voltage tolerance band 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
−
transient voltage deviation on load Maximum voltage drop with respect to rated voltage
ΔU
dyn
increase when the generator, driven at rated frequency and
at rated voltage under normal excitation control, is
switched onto rated load
TTabablele 1 1 ((ccoonnttiinnueuedd))
Symbol Term Meaning
+
transient voltage rise on load de- maximum voltage rise with respect to rated voltage
ΔU
dyn
crease when the a.c. generator, driven at the rated speed and
at the rated voltage under normal excitation control,
has a sudden rejection of the rated output
U maximum upward transient voltage maximum voltage which occurs on a sudden change
dyn,max
on load decrease from a higher load to a lower load
U minimum downward transient volt- minimum voltage which occurs on a sudden change
dyn,min
age on load increase from a lower load to a higher load
Û maximum peak of voltage modula- quasi-periodic maximum voltage variation (peak-to-
mod,s,max
tion peak) about a steady-state voltage
Û minimum peak of voltage modula- quasi-periodic minimum voltage variation (peak-to-
mod,s,min
tion peak) about a steady-state voltage
Û average value of the maximum and
mean,s
minimum peak value of set voltage
ΔP
active power sharing proportional distribution of active power between
generating sets in parallel operation by means of suit-
able control methods
ΔQ reactive power sharing proportional distribution of reactive power between
generating sets in parallel operation by means of suit-
able control methods
−
transient frequency deviation temporary frequency deviation between undershoot
δ f
d
(from initial frequency) on load frequency and initial frequency during the governing

increase (−) related to initial fre- process following a sudden load increase, related to
See also 3.1.30
quency initial frequency
ff−
dm, in arb
−
where: δ f = ×100
d
f
arb
expressed as a percentage
+
transient frequency deviation temporary frequency deviation between overshoot
δ f
d
(from initial frequency) on load frequency and initial frequency during the governing

decrease (+) related to initial fre- process following a sudden load decrease, related to
See also 3.1.30
quency initial frequency
ff−
dm, ax arb
+
where: δ f = ×100
d
f
arb
expressed as a percentage
−
transient frequency deviation (from temporary frequency deviation between undershoot
δ f
dyn
initial frequency) on load increase frequency and initial frequency during the governing

(−) related to rated frequency process following a sudden load increase related to
See also 3.1.31
rated frequency
ff−
dm, in arb
−
where: δ f = ×100
dyn
f
r
expressed as a percentage
+
transient frequency deviation (from temporary frequency deviation between overshoot
δ f
dyn
initial frequency) on load decrease frequency and initial frequency during the governing

(+) related to rated frequency process following a sudden load decrease, related to
See also 3.1.31
rated frequency
ff−
dm, ax arb
+
where: δ f = ×100
dyn
f
r
expressed as a percentage
I Sustained short circuit current steady-state current in the armature winding when
k
after short-circuited, the speed being maintained at
its nominal value.
4 Other regulations and additional requirements
For AC generating sets used on board ships and offshore installations which shall 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 AC 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
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 the type of turbocharging
system, the characteristics of the load, the inertias and the damping) 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 (see Figure 4).
Key
1 point at which frequency initially departs from the observed steady-state frequency band after a sudden
specified load increase
2 point at which frequency permanently returns into the specified steady-state frequency tolerance band
3 point at which frequency initially departs from the observed steady-state frequency band after a sudden
specified load decrease
4 point at which frequency permanently returns into the specified steady-state frequency tolerance band
∧
envelope width of frequency oscillation of generating set
f
∨
Δf steady-state frequency tolerance band
f declared frequency (rated frequency)
r
f frequency at actual power (see Figure 3)
arb
f maximum transient frequency drop (undershoot frequency)
d,min
f maximum transient frequency rise (overshoot frequency)
d,max
A transient frequency deviation on load increase (-)
B transient frequency deviation on load decrease (+)
Figure 4 — Dynamic frequency behaviour
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 AC 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).
Key
t time
U voltage
ΔU steady-state voltage tolerance band
1 power increase
2 power decrease
Figure 5 — Transient voltage characteristics without quadrature-current compensation voltage droop
7 Sustained short-circuit current
The sustained short-circuit current, I , which can be important to current-operated protective devices, may
k
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 (see ISO 8528-3:2020, 8.3).

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.
i) protection settings for short circuit
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 (BMEP) of the RIC engine at declared power (see ISO 2710-1:2017,
13.12.2.1);
c) Engine governor behaviour;
d) AC generator design;
e) AC 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 BMEP

usually makes loading in several steps necessary. Figures 6 and 7 show reference values for suddenly applied
load steps depending on BMEP at declared power for RIC diesel 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 BMEP;
c) the RIC engine turbo-charging system installed;
d) the type of RIC engine governor installed;
e) the installed voltage regulator characteristics;
f) the rotational inertia of the complete generating set and 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:
— the permitted drop in frequency;
— the cyclic irregularity;
— if appropriate, the behaviour in the case of parallel operation.
In the absence of actual load acceptance behaviour of the RIC engine under consideration, the values shown
in Figures 6 and 7 may be used as reference values for load acceptance consideration.

---
...

Norme
internationale
ISO 8528-5
Sixième édition
Groupes électrogènes à courant
2025-05
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
DOCUMENT PROTÉGÉ PAR COPYRIGHT
© ISO 2025
Tous droits réservés. Sauf prescription différente ou nécessité dans le contexte de sa mise en œuvre, aucune partie de cette
publication ne peut être reproduite ni utilisée sous quelque forme que ce soit et par aucun procédé, électronique ou mécanique,
y compris la photocopie, ou la diffusion sur l’internet ou sur un intranet, sans autorisation écrite préalable. Une autorisation peut
être demandée à l’ISO à l’adresse ci-après ou au comité membre de l’ISO dans le pays du demandeur.
ISO copyright office
Case postale 401 • Ch. de Blandonnet 8
CH-1214 Vernier, Genève
Tél.: [phone]
E-mail: [e-mail]
Web: www.iso.org
Publié en Suisse
ii
Sommaire Page
Avant-propos .v
1 Domaine d’application . 1
2 Références normatives . 1
3 Termes, définitions et symboles . 1
3.1 Termes et définitions .1
3.2 Symboles .10
4 Autres règlements et exigences supplémentaires . 14
5 Caractéristiques relatives à la fréquence. 14
5.1 Généralités .14
5.2 Fréquence de sécurité . 15
6 Caractéristiques relatives à la tension .15
7 Courant de court-circuit permanent .16
8 Facteurs affectant la performance des groupes électrogènes .16
8.1 Généralités .16
8.2 Puissance .16
8.3 Fréquence et tension .17
8.4 Prise de charge .17
9 Irrégularité cyclique . 19
10 Caractéristiques de démarrage .21
11 Caractéristiques du temps d’arrêt .23
12 Fonctionnement couplé.23
12.1 Groupes électrogènes couplés entre eux sans réseau . 23
12.1.1 Répartition de la puissance active .24
12.1.2 Répartition de la puissance réactive . 26
12.2 Groupes électrogènes raccordés au réseau en application couplée . 28
12.2.1 Généralités . 28
12.2.2 Incidence sur le mode de fonctionnement . 28
12.2.3 Caractéristiques de conception requises pour la mise en parallèle avec un
réseau public . 28
13 Plaques signalétiques .35
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 de combustion . 36
14.5 Système d'échappement .37
14.6 Refroidissement et ventilation du local .37
14.7 Surveillance .37
14.8 Émissions de bruit .37
14.9 Accouplement . 38
14.10 Vibration . 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

iii
Bibliographie .42

iv
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 www.iso.org/avant-propos.
Le présent document a été élaboré par le comité technique ISO/TC 70, Moteurs à combustion interne.
Cette sixième édition annule et remplace la cinquième édition (ISO 8528-5:2022), qui a fait l’objet d’une
révision technique.
Les principales modifications sont les suivantes:
— L'Article 3 a été mis à jour;
— L'Article 12.2 a été réécrit;
— une liste de symboles a été ajoutée en 3.2;
— des erreurs ont été corrigées dans le Tableau 4;
— la Figure 4 a été ajoutée;
— les Figures précédentes Figures 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10 et 11 ont été renumérotées et modifiées;
— la Figure 12 précédente a été supprimée;
— les Figures 13, 14 et 15 ont été modifiées;
— la Figure 17 précédente a été supprimée;
— les nouvelles Figures 16, 17 et 18 ont été ajoutées.
Une liste de toutes les parties de la série ISO 8528 se trouve sur le site web de l’ISO.
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.

v
Norme internationale ISO 8528-5:2025(fr)
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.
Le présent document 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 s'appliquer. Les dispositions du présent document sont la
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 sont cités dans le texte de sorte qu’ils 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 8528-3:2020, 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, définitions et symboles
3.1 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 https:// www .electropedia .org/
3.1.1
fréquence
f
inverse de la période
Note 1 à l'article: Le symbole f est principalement utilisé lorsqu'une période représente une durée.
3.1.2
fréquence à vide
f
i
fréquence à laquelle le groupe électrogène fonctionne à vide
3.1.3
fréquence à vide assignée
f
i,r
fréquence à laquelle le groupe électrogène est conçu pour fonctionner à vide
3.1.4
fréquence assignée
f
r
fréquence à laquelle le groupe électrogène est conçu pour fonctionner à la charge assignée
3.1.5
fréquence de sécurité maximale
f
maxs
fréquence maximale entraînant une mise à l'arrêt de la production
3.1.6
fréquence de sécurité minimale
f
mins
fréquence minimale entraînant une mise à l'arrêt de la production
3.1.7
taux de variation du réglage de la fréquence
v
f
taux de variation du réglage de la fréquence commandée à distance
ff− / f
()
i,maxi,min r
Note 1 à l'article: v = ×100
f
t
où
f fréquence à vide maximale;
i,max
f fréquence à vide minimale;
i,min
f fréquence assignée (3.1.4).
r
Note 2 à l'article: Exprimé en pourcentage de la plage relative de réglage de la fréquence par seconde.
3.1.8
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
où
U tension assignée (3.1.11);
r
U tension de réglage inférieur (3.1.9);
s,do
U réglage supérieur de la tension (3.1.10).
s,up
Note 2 à l'article: Exprimé en pourcentage de la plage relative de réglage de la tension par seconde.
3.1.9
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
3.1.10
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
3.1.11
tension assignée
U
r
tension entre phases aux bornes de la génératrice, à la fréquence assignée et sous charge assignée
3.1.12
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
3.1.13
tension à vide
U
tension entre phases aux bornes de la génératrice, à la fréquence assignée et sous charge nulle
3.1.14
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 (= Û ) à la fréquence assignée et
mean,s
à vitesse constante.
∧∧
∧
UU−
mod,s,maxmod,s,min
U =×2 ×1000
mod,s
∧∧
UU+
mod,s,maxmod,s,min
Note 2 à l'article:
a
f
= x100
∧
U
mean,s
où
Û valeur de crête maximale de la modulation de tension;
mod,s,max
Û valeur de crête minimale de la modulation de tension.
mod,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. Les lumières clignotantes sont un cas particulier de modulation
de tension (voir Figures 8 et 9).

3.1.15
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
3.1.16
plage relative de réglage de la fréquence
δ f
s
plage de réglage de la fréquence
Note 1 à l'article: Voir Figure 1.
Note 2 à l'article: Exprimée en pourcentage de la fréquence assignée.
ff−
i,maxi,min
Note 3 à l'article: δ f = ×100
s
f
r
où
f fréquence à vide maximale;
i,max
f fréquence à vide minimale;
i,min
f fréquence assignée (3.1.4).
r
Légende
P puissance
f fréquence
P puissance assignée
r
1 fréquence/courbe caractéristique de 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 prenant en
compte l'efficacité de l'alternateur]
a
Plage supérieure relative de réglage de la fréquence.
b
Plage inférieure relative de réglage de la fréquence.
c
Plage relative de réglage de la fréquence.
Figure 1 — Caractéristique de statisme de fréquence/puissance et plage de réglage de la fréquence
3.1.17
plage inférieure de réglage de la fréquence
Δf
s,do
plage entre la fréquence à vide déclarée et la plus petite fréquence à vide réglable
Note 1 à l'article: Δ ff=− f
s,do i,ri,min
où
f fréquence à vide assignée (3.1.3);
i,r
f fréquence à vide minimale.
i,min
3.1.18
plage supérieure de réglage de la fréquence
Δf
s,up
écart entre la fréquence à vide déclarée et la plus grande fréquence à vide réglable
Note 1 à l'article: Voir Figure 1.
Note 2 à l'article: Δ ff=− f
s,up i,maxi,r
où
f fréquence à vide maximale;
i,max
f fréquence à vide assignée (3.1.3).
i,r
3.1.19
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 charge assignée et dans la gamme
convenue des facteurs de puissance
Note 1 à l'article: ΔΔUU=−ΔU
ss,ups,do
où
ΔU plage supérieure de réglage de la tension;
s,up
ΔU plage inférieure de réglage de la tension.
s,do
UU−
su, pr
Note 2 à l'article: ΔU = .%100
su, p
U
r
UU−
sd, or
Note 3 à l'article: ΔU = .%100
sd, o
U
r
3.1.20
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 (3.1.21)
dans la plage de puissance entre zéro et la puissance déclarée
Note 1 à l'article: Exprimé 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
où
Δf écart de fréquence maximal par rapport à une courbe linéaire;
c
f fréquence assignée (3.1.4).
r
3.1.21
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.
Légende
P puissance
f fréquence
1 fréquence linéaire/courbe caractéristique de puissance
2 fréquence/courbe caractéristique de puissance
3 écart positif par rapport à une courbe linéaire, Δf
pos
4 écart négatif par rapport à une courbe linéaire, Δf
neg
a
Fréquence/courbe caractéristique de puissance.
Figure 2 — Caractéristique de statisme de fréquence/puissance et écart par rapport à une courbe
linéaire
3.1.22
bande relative de tolérance de fréquence en régime permanent
αα
f
rapport entre le réglage de la fréquence et la fréquence assignée
Note 1 à l'article: Exprimée en pourcentage de la fréquence assignée.
Δf
Note 2 à l'article: α =×100
f
f
r
où
Δf bande de tolérance de fréquence en régime permanent (3.1.15);
f fréquence assignée (3.1.4).
r
3.1.23
bande de fréquence en régime permanent
ββ
f
rapport de la largeur de l'enveloppe de l'oscillation de la fréquence à puissance constante autour d'une valeur
moyenne de la fréquence nominale à puissance constante
Note 1 à l'article: Exprimée en pourcentage de la fréquence assignée.
Note 2 à l'article: Voir Figure 3.
∧
f
∨
Note 3 à l'article: β =×100
f
f
r
où
∧
largeur des oscillations de fréquence du groupe électrogène;
f
∨
f fréquence assignée (3.1.4).
r
Légende
t temps
f fréquence
f fréquence à la puissance réelle
arb
Figure 3 — Bande de fréquence en régime permanent
3.1.24
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
où
f fréquence à vide assignée (3.1.3);
i,r
f fréquence à vide minimale;
i,min
f fréquence assignée (3.1.4).
r
Note 3 à l'article: Voir Figure 1.
3.1.25
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
où
f fréquence à vide assignée (3.1.3);
i,r
f fréquence à vide maximale;
i,max
f fréquence assignée (3.1.4).
r
Note 3 à l'article: Voir Figure 1.
3.1.26
chute de fréquence
δ f
st
différence entre la fréquence à vide assignée et la fréquence assignée, f à la puissance déclarée
r
Note 1 à l'article: Voir Figure 1.
ff−
i,r r
Note 2 à l'article: δ f = ×100
st
f
r
où
f fréquence à vide assignée (3.1.3);
i,r
f fréquence assignée (3.1.4).
r
Note 3 à l'article: Exprimée en pourcentage de la fréquence assignée pour un réglage de fréquence donné.
3.1.27
irrégularité cyclique
δ
s
fluctuation périodique de la vitesse due à l'irrégularité du couple de la machine d'entraînement
3.1.28
écart de tension en régime permanent
ΔU
st
variation de la tension en régime permanent pour toutes les variations de charge entre l'absence de charge
et la sortie nominale, en tenant compte de l'influence de la température, mais en ignorant l'effet de la chute
de tension de la compensation de courant en quadrature
UU−
st,max st,min
Note 1 à l'article: ΔU =± ×100
st
2⋅U
r
où
U tension en régime permanent maximale;
st,max
U tension en régime permanent minimale;
st,min
U tension assignée (3.1.11).
r
Note 2 à l'article: La tension de réglage initiale est généralement la tension assignée, mais elle peut se situer n'importe
où dans la plage de réglage de la tension.
Note 3 à l'article: ΔU est exprimé en pourcentage de la tension nominale.
st
3.1.29
déséquilibre de tension
ΔU
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.

3.1.30
écart de fréquence transitoire par rapport à la fréquence initiale
δf*
d
écart de fréquence transitoire suivant une brusque variation de charge, rapporté à la fréquence initiale
Note 1 à l'article: Les limites sont indiquées dans le Tableau 4.
*
Note 2 à l'article: Défini par le symbole δ f , où «*» peut être + ou –.
d
3.1.31
écart de fréquence transitoire par rapport à la fréquence assignée
δf*
dyn
écart de fréquence transitoire suivant une brusque augmentation de la charge, rapporté à la fréquence
assignée
Note 1 à l'article: Les limites sont indiquées dans le Tableau 4.
*
Note 2 à l'article: Défini par le symbole δ f , où «*» peut être + ou –.
dyn
3.1.32
code de réseau national
détail des exigences techniques pour le raccordement et l'utilisation du système de transport et de
distribution d'électricité national (également appelé mise en parallèle avec le réseau) dans différentes
régions ou nations
3.1.33
signal de commande externe
signal de commande provenant d'une source extérieure au groupe électrogène et de toute autre source de
production mise en parallèle localement fournissant des valeurs de demande d'entrée pour modifier les
valeurs de sortie du groupe électrogène
3.1.34
contrôleur central
dispositif de commande au sein d'un système de groupes électrogènes multiples mis en parallèle ou d'autres
sources de production d'énergie destiné à fournir des signaux de commande aux groupes électrogènes
individuels et aux sources de production d'énergie afin de réguler les ressources de production d'énergie
pour partager, transformer et équilibrer les charges dans une configuration de réseau autonome
3.2 Symboles
Tableau 1 — Symboles
Symbole Terme Signification
∧
Largeur des oscillations de fréquence Fréquence des oscillations à puissance constante autour
f
du groupe électrogène de la fréquence assignée causée par le moteur alterna-
∨
tif à combustion interne. Mesurée comme la différence
entre la valeur la plus élevée de la fréquence mesurée et
la valeur la plus basse de la fréquence mesurée en régime
permanent
f Fréquence à vide maximale Fréquence maximale à laquelle le groupe électrogène
i,max
fonctionne à vide
f Fréquence à vide minimale Fréquence minimale à laquelle le groupe électrogène
i,min
fonctionne à vide
f Hausse maximale de la fréquence Fréquence maximale qui provient d'une chute brusque de
d,max
transitoire (surfréquence) la puissance
f Baisse maximale de la fréquence Fréquence minimale qui provient d'un accroissement
d,min
transitoire (sous-fréquence) brusque de la puissance

TTabableleaauu 1 1 ((ssuuiitte)e)
Symbole Terme Signification
f Fréquence de fonctionnement du Fréquence à laquelle, pour une fréquence de déclenche-
do
dispositif de limitation de ment donnée, le dispositif de limitation de surfréquence
commence à fonctionner
surfréquence
f Fréquence de déclenchement du dis- Fréquence du groupe électrogène, dont le dépassement
ds
positif de limitation de active le dispositif de limitation de surfréquence.
surfréquence Dans la pratique, c'est la valeur de surfréquence admis-
sible qui est déclarée au lieu de la fréquence de déclen-
chement (voir également le Tableau 1 de l'ISO 8528-
2:2018)
f Fréquence maximale admissible Fréquence spécifiée par le fabricant du groupe électro-
max
gène, située à une valeur sûre sous la limite de fréquence
(voir le Tableau 1 de l'ISO 8528-2:2018)
f Fréquence à la puissance réelle Fréquence à laquelle le groupe électrogène est prévu
arb
pour fonctionner
Δf Ecart positif de la fréquence par rap- Ecart positif par rapport à une courbe linéaire qui
pos
port à une courbe linéaire apparaît entre la charge nulle et la charge assignée (voir
Figure 2 point 3)
Δf Ecart négatif de la fréquence par rap- Ecart négatif par rapport à une courbe linéaire qui
neg
port à une courbe linéaire apparaît entre la charge nulle et la charge assignée (voir
Figure 2 point 4)
Δf Ecart de fréquence maximal par rap- Plus grande valeur de Δf et Δf qui apparaît entre la
c neg pos
port à une courbe linéaire charge nulle et la charge assignée
+
f Limite supérieure de bande morte de Limite supérieure de fréquence autour de la fréquence
db
fréquence assignée f à laquelle le groupe électrogène doit être
r
capable de fonctionner à 100 % de la puissance de sortie
assignée
-
f Limite inférieure de bande morte de Limite inférieure de fréquence autour de la fréquence
db
fréquence assignée f à laquelle le groupe électrogène doit être
r
capable de fonctionner à 100 % de la puissance de sortie
assignée
t Temps de rétablissement de la fré- Intervalle de temps compris, après une réduction de
f,de
quence après réduction de charge 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
t Temps de rétablissement de la Intervalle de temps compris, après un accroissement de
f,in
fréquence après accroissement de charge brusque spécifiée, entre la sortie de la fréquence
charge de la bande de fréquence en régime permanent et son
retour définitif dans la bande de tolérance de fréquence
en régime permanent spécifiée
t Temps de rétablissement de la tension Intervalle de temps entre le début de la réduction de
u,de
après réduction de la charge charge et l'instant où la tension retourne et se maintient
dans la bande de tolérance de tension en régime perma-
nent spécifiée
t Temps de rétablissement de la tension Intervalle de temps entre le début de l'accroissement de
u,in
après accroissement de la charge charge et l'instant où la tension retourne et se maintient
dans la bande de tolérance de tension en régime perma-
nent spécifiée
t Délai d'arrêt total du groupe électro- Intervalle de temps entre l'ordre d'arrêt du groupe élec-
a
gène trogène et l'arrêt complet de celui-ci, indiqué par:
t = t + t + t
a i c d
TTabableleaauu 1 1 ((ssuuiitte)e)
Symbole Terme Signification
t Délai de préparation de prise de Intervalle de temps entre l'ordre de démarrage et
b
charge l'instant où le groupe électrogène est prêt à fournir une
puissance convenue, en tenant compte des tolérances de
fréquence et de tension données, indiqué par:
t = t + t
b p g
t Délai de refroidissement Intervalle de temps entre la suppression de la charge et
c
l'instant où le signal d'arrêt du groupe électrogène est
donné également appelé «temps de marche à vide»
t Délai d'arrêt Délai entre le signal d'arrêt du groupe électrogène et
d
l'arrêt complet de celui-ci
t délai de prise en charge intervalle de temps entre l'ordre de démarrage et l'ali-
e
mentation de la charge convenue, indiqué par:
t = t + t + t
e p g s
t Délai de mise en route totale Intervalle de temps entre le début de rotation du moteur
g
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
t Délai de mise en route partielle Intervalle de temps entre le début de rotation du moteur
h
alternatif à combustion interne et l'instant où le groupe
électrogène atteint la vitesse déclarée pour la première
fois
t Délai de coupure Intervalle de temps entre l'ordre d'arrêt et l'instant où la
i
charge est déconnectée (groupes électrogènes automa-
tiques)
t Délai de préparation au démarrage Intervalle de temps entre l'ordre de démarrage et le
p
début de rotation du moteur alternatif à combustion
interne
t Délai de connexion de la charge Intervalle de temps entre l'instant où le groupe électro-
s
gène est prêt à la prise en charge de la charge convenue et
l'alimentation de celle-ci
t Délai d'interruption Intervalle de temps entre l'apparition du critère provo-
u
quant le démarrage et l'alimentation de la charge conve-
nue, indiqué par:
T = t + t + t + t
u v p g s
= t + t
v e
Ce délai doit être particulièrement pris en compte pour
les groupes électrogènes à démarrage automatique (voir
l’Article 10).
NOTE  Le temps de rétablissement (ISO 8528-12) est un
cas particulier de délai d'interruption.
t Délai de démarrage Intervalle de temps entre l'apparition du critère provo-
v
quant le démarrage et l'ordre de démarrage (particu-
lièrement pour les groupes électrogènes à démarrage
automatique). Ce délai ne dépend pas du groupe électro-
gène utilisé. La valeur exacte de ce délai relève de la res-
ponsabilité du client et est déterminée par ce dernier ou,
le cas échéant, par les exigences spéciales des autorités
législatives. Par exemple, ce délai est prévu pour éviter le
démarrage dans le cas d'une coupure du secteur de très
courte durée
t Délai de lancement Intervalle de temps entre le début de rotation du moteur
z
alternatif à combustion interne et l'instant où la vitesse
d'allumage du moteur est atteinte

TTabableleaauu 1 1 ((ssuuiitte)e)
Symbole Terme Signification
t Délai de prégraissage Temps exigé par certains moteurs pour s'assurer que la
o
pression d'huile est établie avant le début de rotation du
moteur. Pour les petits groupes électrogènes, ce temps
est généralement nul (ces groupes ne nécessitent généra-
lement pas de prégraissage)
ΔU
Bande de tolérance de tension en Plage de tension convenue, située autour de la tension
régime permanent 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
−
Ecart de tension transitoire par Chute de tension maximale par rapport à la tension
ΔU
dyn
accroissement de charge assignée obtenue lorsque la génératrice, entraînée à la
fréquence assignée et à la tension assignée sous excita-
tion normale, est connectée à la charge assignée
+
Augmentation de la tension transi- Augmentation maximale de la tension par rapport à
ΔU
dyn
toire la tension assignée, lorsque l'alternateur, entraîné à la
vitesse assignée et à la tension assignée, sous excitation
normale, a un rejet soudain de la puissance assignée
U Tension transitoire maximale à la Tension maximale qui se produit lors du passage soudain
dyn,max
hausse lors de la diminution de la d'une charge élevée à une charge plus faible
charge
U Tension transitoire minimale à la Tension minimale qui se produit lors du passage soudain
dyn,min
baisse lors de l'augmentation de la d'une charge faible à une charge plus élevée
charge
Û Valeur de crête maximale de la modu- Variation quasi périodique maximale de la tension (de
mod,s,max
lation de tension crête à crête) autour d'une tension en régime permanent
Û Valeur de crête minimale de la modu- Variation quasi périodique minimale de la tension (de
mod,s,min
lation de tension crête à crête) autour d'une tension en régime permanent
Û Valeur moyenne des valeurs de crête
mean,s
maximale et minimale du réglage de
tension
ΔP Répartition de la puissance active Répartition proportionnelle de la puissance active entre
groupes électrogènes en fonctionnement couplé au
moyen de méthodes de contrôle appropriées
ΔQ
Répartition de la puissance réactive Répartition proportionnelle de la puissance réactive
entre groupes électrogènes en fonctionnement couplé au
moyen de méthodes de contrôle appropriées
−
Ecart de fréquence transitoire (par Ecart de fréquence transitoire entre la sous-fréquence et
δ f
d
rapport à la fréquence initiale) par la fréquence initiale pendant le processus de régulation,

accroissement de charge (−), rapporté suivant un brusque accroissement de charge, rapporté à
Voir égale-
à la fréquence initiale la fréquence initiale
ment 3.1.30
ff−
dm, in arb
−
où: δ f = ×100
d
f
arb
est exprimé en pourcentage
+
Ecart de fréquence transitoire (par Ecart de fréquence transitoire entre la surfréquence et
δ f
d
rapport à la fréquence initiale) par la fréquence initiale pendant le processus de régulation,

réduction de charge (+), rapporté à la suivant une brusque réduction de charge, rapporté à la
Voir égale-
fréquence initiale fréquence initiale
ment 3.1.30
ff−
dm, ax arb
+
où: δ f = ×100
d
f
arb
est exprimé en pourcentage
TTabableleaauu 1 1 ((ssuuiitte)e)
Symbole Terme Signification
−
Ecart de fréquence transitoire (par Ecart de fréquence transitoire entre la sous-fréquence et
δ f
dyn
rapport à la fréquence initiale) par la fréquence initiale pendant le processus de régulation,

accroissement de charge (−), rapporté suivant un brusque accroissement de charge, rapporté à
Voir égale-
à la fréquence assignée la fréquence assignée
ment 3.1.31
ff−
dm, in arb
−
où: δ f = ×100
dyn
f
r
est exprimé en pourcentage
+
Ecart de fréquence transitoire (par Ecart de fréquence transitoire entre la surfréquence et
δ f
dyn
rapport à la fréquence assignée) par la fréquence initiale pendant le processus de régulation,

réduction de charge (+), rapporté à la suivant une brusque réduction de charge, rapporté à la
Voir égale-
fréquence assignée fréquence assignée
ment 3.1.31
ff−
dm, ax arb
+
où: δ f = ×100
dyn
f
r
est exprimé en pourcentage
I Courant de court-circuit permanent Courant court-circuité en régime permanent dans
k
l'enroulement d'induit, la vitesse étant maintenue à sa
valeur nominale
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, toutes les
exigences supplémentaires font l'objet d'un accord entre le fabricant et le client.
Toute exigence supplémentaire doit faire l'objet d'un accord entre le fabricant 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) 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 (voir
Figure 4).
Légende
1 point auquel la fréquence commence à s'écarter de la bande de fréquence observée en régime permanent après
un brusque accroissement de la charge spécifiée
2 point auquel la fréquence revient de façon permanente dans la bande de tolérance de fréquence en régime
permanent spécifiée
3 point auquel la fréquence commence à s'écarter de la bande de fréquence observée en régime permanent après
une brusque réduction de la charge spécifiée
4 point auquel la fréquence revient de façon permanente dans la bande de tolérance de fréquence en régime
permanent spécifiée
∧
largeur des oscillations de fréquence du groupe électrogène
f
∨
Δf bande de tolérance de fréquence en régime permanent
f fréquence déclarée (fréquence assignée)
r
f fréquence à puissance réelle (voir Figure 3)
arb
f baisse maximale de la fréquence transitoire (sous-fréquence)
d,min
f hausse maximale de la fréquence transitoire (surfréquence)
d,max
A écart de fréquence transitoire par accroissement de charge (-)
B écart de fréquence transitoire par réduction de charge (+)
Figure 4 — Comportement dynamique de la fréquence
5.2 Fréquence de sécurité
Les seuils des fréquences de sécurité maximale et minimale doivent être différents selon le 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 l
...