ISO 8528-4:2025
(Main)Reciprocating internal combustion engine driven alternating current generating sets — Part 4: Controlgear and switchgear
Reciprocating internal combustion engine driven alternating current generating sets — Part 4: Controlgear and switchgear
This document specifies the criteria for controlgear and switchgear for generating sets with reciprocating internal combustion engines. This document applies to alternating current (a.c.) generating sets driven by reciprocating internal combustion (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 serve as a basis for establishing any supplementary requirements. For generating sets driven by other prime movers (e.g. steam engines), this document serves as a basis for establishing requirements.
Groupes électrogènes à courant alternatif entraînés par moteurs alternatifs à combustion interne — Partie 4: Appareillage de commande et de coupure
Le présent document spécifie les critères relatifs à l'appareillage de commande et de coupure pour les groupes électrogènes entraînés par moteurs alternatifs à combustion interne. Le présent document s'applique aux groupes électrogènes à courant alternatif, entraînés par moteurs alternatifs à combustion interne, utilisés pour des 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 servent de base à l'établissement de toute exigence supplémentaire. Pour les groupes électrogènes entrainés par d’autres machines d'entraînement (par exemple les moteurs à vapeur), le présent document sert de base pour établir les exigences.
General Information
Relations
Standards Content (Sample)
International
Standard
ISO 8528-4
Third edition
Reciprocating internal combustion
2025-10
engine driven alternating current
generating sets —
Part 4:
Controlgear and switchgear
Groupes électrogènes à courant alternatif entraînés par moteurs
alternatifs à combustion interne —
Partie 4: Appareillage de commande et de coupure
Reference number
© ISO 2025
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Published in Switzerland
ii
Contents Page
Foreword .v
1 Scope . 1
2 Normative references . 1
3 Terms and definitions . 1
4 Other regulations and additional requirements . 2
5 General equipment requirements . 2
5.1 Mounting .2
5.2 Construction .2
5.3 Operating voltage .2
5.4 Rated frequency .2
5.5 Rated current .3
5.6 Control circuit voltage .3
5.7 Starter battery systems . .3
5.8 Environmental conditions .3
5.9 Enclosure and degree of protection .4
6 Generating set switchgear . 4
6.1 General .4
6.2 Load-switching devices .6
6.3 Fault current ratings .6
6.4 Cables and interconnections .6
6.5 Generator protection .7
7 Control modes . 7
7.1 General .7
7.2 Hand start/hand stop.7
7.3 Local electric start/hand stop .7
7.4 Local electric start/electric stop .7
7.5 Remote start/electric stop .7
7.6 Automatic start/automatic stop .7
7.7 Start on demand .8
7.8 Standby-to-mains control .8
7.9 Dual mutual standby control .8
7.10 Triple mutual standby control .8
7.11 Dual mutual standby-to-grid control .9
7.12 Combined with utility generation mode .9
7.13 Non-interrupting load transfer mode .9
7.14 Parallel operation.10
7.14.1 General .10
7.14.2 Manual operation .11
7.14.3 Automatic operation .11
7.15 Means of stopping . 12
7.16 Generating set parallel communication . 12
7.16.1 General . 12
7.16.2 Communication content . 13
7.16.3 Communication interface . 13
8 Generating set monitoring .13
8.1 General . 13
8.2 Electrical instrumentation . 13
8.3 Electrical protection and supervisory control . 13
8.3.1 Over-current protection . 13
8.3.2 Motor starting .14
8.3.3 Underspeed protection .14
8.3.4 Reverse-power protection .14
iii
8.3.5 Load protection, load shedding .14
8.3.6 Control-circuit protection .14
8.3.7 Earth-fault protection.14
8.4 Engine protection system .16
8.5 Engine instrumentation .17
Annex A (informative) Case .21
Bibliography .32
iv
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)
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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 third edition cancels and replaces the second edition (ISO 8528-4:2005), which has been technically
revised.
The main changes are as follows:
— Clauses 3, 6 and 7 and Annex A have been revised.
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.
v
International Standard ISO 8528-4:2025(en)
Reciprocating internal combustion engine driven alternating
current generating sets —
Part 4:
Controlgear and switchgear
1 Scope
This document specifies the criteria for controlgear and switchgear for generating sets with reciprocating
internal combustion engines.
This document applies to alternating current (a.c.) generating sets driven by reciprocating internal
combustion (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 serve as a basis for establishing any
supplementary requirements.
For generating sets driven by other prime movers (e.g. steam engines), this document serves as a basis for
establishing 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 6826, Reciprocating internal combustion engines — Fire protection
ISO 8528-5:2025, Reciprocating internal combustion engine driven alternating current generating sets —
Part 5: Generating sets
IEC 62271-200, High-voltage switchgear and controlgear - Part 200 : A.C. metal-enclosed switchgear and
controlgear for rated voltages above 1 kV and up to and including 52 kV
IEC 61439-1, Low-voltage switchgear and controlgear assemblies -Part 1: General rules
IEC 61850-3, Communication networks and systems for power utility automation -Part 3: General requirements
3 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
combined with utility generation mode
mode of generating set for joint power generation with grid
Note 1 to entry: In this control mode, the generator controller and switchgear configuration are specially designed in
order to ensure the power supply is not interrupted.
Note 2 to entry: Recommended switchgear design is shown in Figure 1-Type E and F.
3.2
non-interrupting load transfer mode
mode for generating set switching of the load from grid before the upstream grid schedules outage
Note 1 to entry: In this mode, the generator controller and switchgear configuration are specially designed in order to
ensure the power supply uninterrupted.
Note 2 to entry: Recommended switchgear design is shown in Figure 1-Type E and F.
4 Other regulations and additional requirements
For a.c. generating sets used on board ships and offshore installations which must comply with rules of
a classification society, the additional requirements of the classification society shall be observed. The
classification society shall be stated by the customer prior to placing the order.
For a.c. generating sets operating in non-classified equipment, any additional requirements are subject to
agreement between the manufacturer and customer.
If special requirements from any other regulatory authority (e.g. inspecting and/or legislative authorities)
must be met, the authority name shall be stated by the customer prior to placing the order.
Any additional requirements shall be subject to agreement between the manufacturer and customer.
5 General equipment requirements
5.1 Mounting
Switchgear, controlgear and monitoring equipment may be on or off the generating set and in one or more
cubicles.
5.2 Construction
The equipment shall be constructed in accordance with the following requirements:
— for rated alternating current voltages up to 1 kV, IEC 61439-1 applies;
— for rated alternating current voltages from 1 kV to 52 kV, IEC 62271-200 applies.
5.3 Operating voltage
The definition of operating voltage is given in IEC 61439-1 and IEC 62271-200.
5.4 Rated frequency
The operational frequency of the switchgear and controlgear shall be the same as the rated frequency of the
generating set.
The frequency shall lie within the limits specified in the relevant IEC standards for the incorporated
components. Unless otherwise stated, the acceptable operating limit values shall be assumed to comply with
the requirements of ISO 8528-5:2025, Clause 15.
5.5 Rated current
The rated current of the switchgear assembly shall be stated, taking into account the ratings of all components
of electrical equipment in the main circuit within the assembly, their disposition and application.
This current shall be carried without the temperature rise of any of its parts exceeding the limits specified
in IEC 61439-1 and IEC 62271-200.
If the switchgear assembly consists of multiple main circuits, derating shall be carried out, taking into
account the maximum sum of the actual currents at any one time.
The voltage variations during operation of the generator shall be taken into account when determining the
rated current of the equipment (see IEC 60034-1:2022, 12.3).
5.6 Control circuit voltage
A voltage of less than 250 V shall be used. The following voltages are recommended:
1)
a) for alternating current: 48 V, 110 V, 230 V, (250 V) ;
b) for direct current: 12 V, 24 V, 36 V, 48 V, 110 V, 125 V, 220 V.
Limits of control supply variation should be taken into account to ensure correct operation of control circuit
devices.
5.7 Starter battery systems
If the engine is to be started electrically, heavy-duty starter batteries of adequate capacity for the duty
considered shall be used and allowance made for the ambient temperature at which they are expected to
operate.
Partial voltages shall not be taken from the battery unless the battery will be equalized.
If the control circuitry is also connected to the starter battery, then the battery shall have sufficient capacity
for reliable operation of the control equipment under all conditions, even when cranking the engine.
For batteries which are always connected in parallel to the consumers, and which are discharged only in
case of power failure or peak current demand, a static charger adapted for consumer feeding shall be used.
Such a charging device shall have sufficient output to provide the control system standing load current in
addition to the necessary charging current for recharging the battery within an adequate time.
When the RIC engine is equipped with a mechanically driven battery-charging generator, recharging of the
battery is recommended to be executed within a reasonable engine running time. When such a battery-
charging generator is provided, the static charger may supply the control system with only a standing load
current and provide an adequate float charge current.
The charging equipment shall be selected so that no damage is caused to control relays and solenoids
connected across the battery by occasional over-voltage during charging.
Starter motor cables shall be dimensioned for a total cable voltage drop, while cranking the engine, not
exceeding 10 % of the nominal battery voltage.
5.8 Environmental conditions
Normal service conditions shall be as specified in IEC 61439-1 and IEC 62271-200.
Where there are deviations from the normal service conditions, they shall be complied with or special
agreements shall be made between the manufacturer and customer.
1) Value not specified in IEC 60038:2009, IEC standard voltages.
The customer shall inform the manufacturer if such exceptional service conditions exist.
In order to establish the ambient air temperature, the heat dissipation of other equipment installed in the
same room shall be considered.
5.9 Enclosure and degree of protection
The enclosure shall be determined and may be selected from requirements specified in IEC 60947-1. Degrees
of protection of persons against hazardous approach to live parts should be selected from IEC 62271-200.
6 Generating set switchgear
6.1 General
Generating set switchgear includes all main circuit equipment of the generator incoming unit. If required, it
may be extended by the mains incoming unit and the associated distribution.
Typical generating set switchgear schemes are shown in Figure 1.
All components incorporated in the switchgear shall be adequately rated to suit the generating set operation
specified. They shall also be suitable, if required, for mains operation.
a) Type A: Sole gen- b) Type B: Combined c) Type C: Combined d) Type D: Generating set
erating set switch- generating set/mains generating set switch- switchgear with remote
gear switchgear (preferably gear with incorporated COS (preferably for stand-
for parallel operation) COS (preferably for by to mains duty)
standby to mains duty)
e) Type E: Multi-gen- f) Type F: Multi-gener-
erating sets and ating sets and mains
mains switchgear switchgear that can
(preferably mobile add or subtract parallel
generating sets and units during operation
mains parallel oper- (preferably mobile gen-
ation, and planned erating sets and mains
replacement of parallel operation, and
mains’ power sup- planned replacement of
ply) mains’ power supply).
Compared to Type E,
Type F has an addition-
al switch (S4) to flexible
hot-swapping of slave
set in multi generators
parallel operation
Key
1 generating set incoming
2 generating set outgoing
3 generating set and/or mains incoming
4 associated distribution
5 mains incoming
6 mains supply
7 change over switching (COS) device (electrically or mechanically interlocked)
8 load distribution
9 mains supply distribution
10 local common
11 second generating set connected as (1) to (5) and (10)
Figure 1 — Generating set switchgear schemes
6.2 Load-switching devices
The current rating of load-switching devices shall be selected for compatibility with the continuous rating of
the generator, taking into account the corresponding utilization (service) category demanded (usually AC-1).
If the AC-1 rating is likely to be exceeded in service, the manufacturer’s specified making and/or breaking
capacity for the load-switching device should be considered.
The customer shall specify the number of poles required according to the requirements of the local supply
authority.
Where the ratings of the mains supply and generating set supply are dissimilar, then the change-over
switching device shall be matched to the respective load requirements.
6.3 Fault current ratings
During a specified short time, the switchgear and cables shall be capable of withstanding the maximum
expected fault current of the circuit in which they are located.
For a mains incoming unit incorporated in the switchgear, the customer shall give information about the
short-circuit conditions at the point of installation (see IEC 61439-1).
Short-circuit protection by a current-limiting switching device (e.g. high rupture capacity (HRC) fuse back-
up or current-limiting breaker) is permissible where appropriate. When such a current-limiting protection
is used, all components and interconnections downstream need only be selected for the rated conditional
short-circuit current.
6.4 Cables and interconnections
The temperature rise of cables and interconnections shall not exceed the maximum temperature limits of
their insulation material. Cables shall not be situated in such a way that transmitted heat dissipation would
have a detrimental effect on connected equipment, or on component parts in close proximity.
The voltage drop in interconnections shall meet the requirements for proper functioning for the intended
use of the installation.
Terminals shall designed so that conductors and cables corresponding to the appropriate rated currents can
be connected.
Cables and busbars shall be adequately mechanically supported.
6.5 Generator protection
The protection arrangement for the generator shall be selected as a minimum from the requirements as
defined in 8.3 and Table 1.
Consideration shall be given to the operational requirements of the generator when selecting the generator-
protection equipment (see IEC 60034-1).
The following information shall be given by the generator manufacturer:
a) the generator sustained short-circuit current (if any) with the corresponding time limit;
b) the sub-transient and transient reactance, together with the appropriate time constants;
c) the transient voltage performance resulting from any specified step Ioad change.
7 Control modes
7.1 General
Control modes are defined by the methods used for initiating the control sequence.
Table 1 gives guidelines on generating set protective and control devices.
7.2 Hand start/hand stop
The control of all functions is hand operated. This is used mainly on generating sets rated up to 20 kW and
usually does not include protective control.
7.3 Local electric start/hand stop
This is an extension of 7.2 incorporating an electric start. This design of generating set is often supplied
without protective control.
7.4 Local electric start/electric stop
This is an extension of 7.3 incorporating an electric stop. An electric stop is added primarily to facilitate the
inclusion of automatic protective control.
7.5 Remote start/electric stop
This is essentially a local electric start/electric stop but arranged so that the manually initiated start and
stop control is not located on or adjacent to the generating set. In cases where the manually derived signals
are initiated from a location where the set is inaudible or signal feed-back is not practical, an automatic
protective control shall be used.
7.6 Automatic start/automatic stop
With this type of control, starting or stopping the generating set is initiated by independently derived signals
without manual intervention.
Typical applications include mains-failure control, load-level control, time-clock control, liquid-level control
and thermostatic control.
Precautions shall be included to ensure adequately different switch-point values at ascending and descending
liquid levels, temperatures, etc., to minimize excessively frequent generating set operation.
7.7 Start on demand
This is usually applied to a domestic installation where the generating set is the only source of power supply.
When the agreed minimum load is switched on, the generating set starts automatically and continues to run
until the connected load is switched off.
7.8 Standby-to-mains control
In the event of a complete mains failure or a voltage deviation outside defined limits, this type of control
generates a mains failure detection signal which starts the generating set automatically. The system is
similarly designed to stop the set and restore mains supply to the load after restoration of the mains to
within defined voltage and frequency limits.
In order to achieve this, as a minimum the following facilities shall be incorporated:
a) mains-failure detection;
b) engine start /stop sequential control;
c) protection hold-off timer;
d) change-over switching device control; and
e) duty selection switch, MANUAL /AUTO.
The following additional facilities may be incorporated:
f) start delay;
g) engine start repeater;
h) engine warm-up timer;
i) switch closure delay timer;
j) mains restoration timer;
k) engine stop delay at no-load speed;
l) battery-charger failure detection;
m) starter pinion repeater;
n) preheating system;
o) hours-run counter;
p) monitoring equipment for special characteristics of the connected network (e.g. voltage, frequency,
phase, power).
7.9 Dual mutual standby control
This is related to the automatic duty cycling of two generating sets, one of which is the duty set and the other
standby to it. Duty change-over is controlled by a time clock, similar initiation or failure of the duty set itself.
The dual mutual standby arrangement is typically used for generating set continuously unattended
operation.
7.10 Triple mutual standby control
This is where three generating sets operate in a similar mode to dual mutual standby control and the standby
sequence is usually selectable.
7.11 Dual mutual standby-to-grid control
This is the same as dual mutual standby control except that the load is normally supplied by the utility grid,
and the sequence described in 7.9 takes place in the event of a grid failure.
At satisfactory restoration of the utility grid supply, the load is normally, but not necessarily, returned to the
utility grid and the selected standby sequence restored.
A variation of this arrangement is possible when the generating sets are used in sequence as the prime
power supply in a dual mutual standby mode with the utility grid supply acting as standby.
7.12 Combined with utility generation mode
In the scenarios requiring combined power generation of generation set and grid, such as the power supply
of the grid alone is insufficient when the demand power increases suddenly, the generating set will start up
and output constant power to the load in parallel with the grid.
To achieve the required control of the switchgear, the following features shall be incorporated in the
generating set as a minimum:
a) start /stop sequential control;
b) generating set output phase and voltage detection;
c) phase and voltage detection of the mains utility;
d) phase and voltage control;
e) synchronous closing control of the switchgear;
f) constant frequency and voltage output control.
The following additional facilities may be incorporated:
g) start delay;
h) engine start repeater;
i) engine warm-up timer;
j) switch closure delay timer;
k) engine stop delay at no-load speed;
l) battery-charger failure detection;
m) starter pinion repeater;
n) preheating system;
o) hours-run counter;
p) monitoring equipment for special characteristics (e.g. Voltage, Frequency, Phase, Power) of the
connected network.
7.13 Non-interrupting load transfer mode
In this scenario, the generating set supplies power to the loads instead of the utility, and there is no
interruption in the transfer process. The following sequence should be adopted:
a) the generating set connects to utility grid and starts up with fixed output power;
b) the generating set adjusts output power to be approximately equal to the load demand;
c) the generating set regulates the frequency and voltage after the utility grid has been disconnected from
the load;
d) following this, the grid can be taken out of service.
When the utility grid has been restored and the load is to be supplied from the grid the following sequence
should be adopted:
e) the load and generating set synchronizes with the grid and connects to the grid. The grid regulates the
frequency and voltage instead of the generating set;
f) the load is connected to the grid;
g) the generating set decreases output power to zero and then initiates a stop sequence.
In order to achieve this, as a minimum the following facilities shall be incorporated into the generating set:
h) start /stop sequential control;
i) output phase and voltage detection;
j) utility grid phase and voltage detection;
k) phase and voltage control of generating set;
l) synchronous closing control of switchgear;
m) constant power output control;
n) constant frequency and voltage output control;
o) generating set control mode conversion and utility grid switch joint control.
The following additional facilities may be incorporated:
p) start delay;
q) engine start repeater;
r) engine warm-up timer;
s) switch closure delay timer;
t) engine stop delay at no-load speed;
u) battery-charger failure detection;
v) starter pinion repeater;
w) preheating system;
x) hours-run counter;
y) monitoring equipment for special characteristics (e.g. Voltage, Frequency, Phase, Power) of the
connected network.
NOTE Non-interrupting load transfer mode is not the same as an uninterruptible power supply (UPS).
7.14 Parallel operation
7.14.1 General
This is a multi-set installation, possibly in conjunction with a mains incomer, that implies parallel operation
(see ISO 8528-1:2018, 7.3.2 and 7.3.3).
Paralleling requires that the incoming generating set be synchronized. This may be achieved either manually
or automatically. Synchronizing involves voltage and frequency adjustment to bring the incoming machine
into synchronism and phase with the existing system.
7.14.2 Manual operation
The following controls and instrumentation shall be available for manual synchronizing and parallel
operation:
a) generating set circuit breaker;
b) contactor or load switch;
c) short-circuit protection;
d) voltage-adjusting device, if applicable;
e) frequency-adjusting device;
f) synchronizing lamps, zero voltmeter or synchroscope to indicate the grade of frequency slip and phase
location:
— Switching-in has to be carried out accurately so that the "brightness" of lamp is not a sufficiently
sensitive guide. Synchronizing lamps should only be an additional equipment. If synchronizing lamps
are used, a multiple lamp combination should be connected so as to produce rotary light showing the
state of synchronization.
— When a zero voltmeter is used, the voltage has to be matched before the frequency.
g) reverse-power protection;
h) active-power meter;
i) ammeter;
j) voltmeter.
The following controls and instrumentation are recommended:
k) double frequency meter (incoming set and bus);
l) double voltmeter (incoming set and bus);
m) active load-sharing control;
n) check synchronizing facility;
o) reactive-power meter;
p) reactive load-sharing control.
7.14.3 Automatic operation
The following controls and instrumentation shall be available for automatic synchronizing and parallel
operation:
a) remote-operated generating set circuit breaker or load switch having a corresponding short closing time;
b) short-circuit protection;
c) voltage-adjusting device, if applicable (for reactive load level correction);
d) frequency-adjusting device (for active load level correction);
e) automatic active load-sharing control;
f) reverse-power protection;
g) automatic synchronizer;
h) synchronizing mode selection switch, MANUAL /AUTO;
NOTE The use of a synchronizing mode selection switch necessitates the equipment listed in 7.14.2.
i) ammeter;
j) voltmeter;
k) active-power meter.
The following controls and instrumentation are recommended:
l) double frequency meter (incoming set and bus);
m) double voltmeter (incoming set and bus);
n) synchronizing lamps, zero voltmeter or synchroscope to indicate the grade of frequency slip and phase
location:
— Switching-in has to be carried out so accurately that the "brightness" of lamp is not a sufficiently
sensitive guide. Synchronizing lamps should only be an additional equipment. If synchronizing lamps
are used, a multiple lamp combination should be connected so as to produce rotary light showing the
state of synchronization.
— When a zero voltmeter is used, the voltage has to be matched before the frequency.
o) over-current protection with short-circuit discrimination;
p) reactive power meter;
q) automatic reactive load-sharing control;
r) automatic power factor control.
NOTE Only needed for parallel operation with a commercial power system.
7.15 Means of stopping
When a stop system is required, a device shall be provided which, when operated, will interrupt the supply
of fuel into the engine combustion chamber. Any such device shall be arranged so as to remain in the “stop”
position until the engine has completely ceased to rotate.
In addition, an air shut-off valve may be required in the event of overspeed.
When activated by an automatic safeguard or protection relay, manual resetting of the stopping device shall
be possible.
7.16 Generating set parallel communication
7.16.1 General
So that generating sets of different batches or brands can be paralleled together effectively, it is recommended
that the communication interface and protocol satisfy the following requirements.
7.16.2 Communication content
The communication protocol should comprise 2 elements:
— The first element includes parameters such as rated active power and rated reactive power, which are
used to indicate the rated operating parameters of the generating set. These parameters do not require
to be updated in real-time.
— The second element comprises parameters which require updating in real time, such as the active power
rate, reactive power rate, priority of controlgear accumulated operating hours. These type of parameters
are used for real time status monitoring of the generating set.
The communication cases are clarified in Annex A.
7.16.3 Communication interface
The waterproof and dustproof performance of the communication interface and cables shall not be lower
than IP65 protection level (in accordance with IEC 61850-3).
Common communication protocols include CANbus, RS-485, RS-232, LIN, TCP/IP and IEEE 488 etc. It is
preferred to use CAN communication in low-power and transportable generating sets cluster for fast power
sharing. If CAN communication is used, the interface is preferred to contain at least 4 lines, including shield
line, CAN_H signal line, CAN_L signal line, and CAN_GND line.
8 Generating set monitoring
8.1 General
For the purposes of this document, monitoring means observation of the generating set operation to verify
correct functioning through measurement or protection and supervisory control parameters (see Table 1).
8.2 Electrical instrumentation
Generating sets shall at least be fitted with a voltmeter and an ammeter. Additional instrumentation for
parallel operation is given in 7.14.
Generating sets with outputs of more than 100 kW shall be fitted with a frequency meter and hours-run
counter. For three-phase generating sets, voltage and current shall be measured at all phases.
8.3 Electrical protection and supervisory control
8.3.1 Over-current protection
Protection against overload only requires disconnection of the generator from the load in the case of
necessity.
Protection against short circuit may be provided by a conventional circuit breaker with an over-current
release. To ensure, where necessary, short-circuit selectivity (short-circuit discrimination) over-current
protection relays or fuses in series in a circuit shall be chosen so that the relay or fuse closest to the fault
breaks first.
Coordination of short-circuit protective devices shall be the subject of agreement between the generating
set manufacturer and customer.
NOTE See ISO 8528-3:2020, 8.3 for generator-sustained short-circuit current influence ensuring selectivity of the
protective system.
8.3.2 Motor starting
Generating sets supplying induction motors shall handle the motor starting currents.
These starting currents sometimes may represent considerable values compared to the rated current of
the generator. In such cases, special consideration of the generator over-current protection relays may be
required.
NOTE Technical data published by engine/generator manufacturers generally include motor starting capability
in terms of engine output per kilowatt of gen
...
Norme
internationale
ISO 8528-4
Troisième édition
Groupes électrogènes à courant
2025-10
alternatif entraînés par moteurs
alternatifs à combustion interne —
Partie 4:
Appareillage de commande et
de coupure
Reciprocating internal combustion engine driven alternating
current generating sets —
Part 4: Controlgear and switchgear
Numéro de référence
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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
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Publié en Suisse
ii
Sommaire Page
Avant-propos .v
1 Domaine d’application . 1
2 Références normatives . 1
3 Termes et définitions . 1
4 Autres règlements et exigences supplémentaires . 2
5 Exigences générales pour l'appareillage . 2
5.1 Montage .2
5.2 Construction .2
5.3 Tension de fonctionnement .2
5.4 Fréquence assignée .3
5.5 Courant assigné .3
5.6 Tension du circuit de commande . .3
5.7 Systèmes de batteries de démarrage .3
5.8 Conditions d'environnement .4
5.9 Enveloppe et degré de protection . .4
6 Appareillage de coupure pour groupes électrogènes . 4
6.1 Généralités .4
6.2 Commutateurs de charge .6
6.3 Caractéristiques du courant de défaut .6
6.4 Câbles et interconnexions .6
6.5 Protection de la génératrice .7
7 Modes de commande . 7
7.1 Généralités .7
7.2 Démarrage manuel/arrêt manuel .7
7.3 Démarrage électrique local/arrêt manuel .7
7.4 Démarrage électrique local/arrêt électrique .7
7.5 Démarrage à distance/arrêt électrique .7
7.6 Démarrage automatique/arrêt automatique .7
7.7 Démarrage à la demande .8
7.8 Commande de secours du réseau .8
7.9 Groupes électrogènes de secours en duo .8
7.10 Groupes électrogènes de secours en triplet.9
7.11 Groupes électrogènes en duo de secours de réseau .9
7.12 Combiné avec le mode de production du réseau .9
7.13 Mode de transfert de charge sans interruption .10
7.14 Fonctionnement couplé .11
7.14.1 Généralités .11
7.14.2 Fonctionnement manuel .11
7.14.3 Fonctionnement automatique . 12
7.15 Moyens d'arrêt . 12
7.16 Communication couplée du groupe électrogène . 13
7.16.1 Généralités . 13
7.16.2 Contenu de la communication . 13
7.16.3 Interface de communication . 13
8 Surveillance du groupe électrogène .13
8.1 Généralités . 13
8.2 Instrumentation électrique . 13
8.3 Protection électrique et commande de surveillance .14
8.3.1 Protection contre les surintensités .14
8.3.2 Démarrage du moteur .14
8.3.3 Protection contre les sous-vitesses .14
8.3.4 Protection contre les retours de puissance .14
iii
8.3.5 Protection de charge, délestage .14
8.3.6 Protection de circuit de commande .14
8.3.7 Protection contre les défauts de mise à la terre . 15
8.4 Système de protection du moteur .17
8.5 Instrumentation du moteur .18
Annexe A (informative) Cas .22
Bibliographie .34
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’ISO attire l’attention sur le fait que la mise en application du présent document peut entraîner l’utilisation
d’un ou de plusieurs brevets. L’ISO ne prend pas position quant à la preuve, à la validité et à l’applicabilité de
tout droit de propriété revendiqué à cet égard. À la date de publication du présent document, l’ISO n'avait pas
reçu notification qu’un ou plusieurs brevets pouvaient être nécessaires à sa mise en application. Toutefois,
il y a lieu d’avertir les responsables de la mise en application du présent document que des informations
plus récentes sont susceptibles de figurer dans la base de données de brevets, disponible à l'adresse
www.iso.org/brevets. L’ISO ne saurait être tenue pour responsable de ne pas avoir identifié tout ou partie de
tels droits de propriété.
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 troisième édition annule et remplace la deuxième édition (ISO 8528-4:2005), qui a fait l'objet d'une
révision technique.
Les principales modifications sont les suivantes:
— Les Articles 3, 6 et 7 et l’Annexe A ont été révisés.
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 8528-4:2025(fr)
Groupes électrogènes à courant alternatif entraînés par
moteurs alternatifs à combustion interne —
Partie 4:
Appareillage de commande et de coupure
1 Domaine d’application
Le présent document spécifie les critères relatifs à l'appareillage de commande et de coupure pour les
groupes électrogènes entraînés par moteurs alternatifs à combustion interne.
Le présent document s'applique aux groupes électrogènes à courant alternatif, entraînés par moteurs
alternatifs à combustion interne, utilisés pour des 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
servent de base à l'établissement de toute exigence supplémentaire.
Pour les groupes électrogènes entrainés par d’autres machines d'entraînement (par exemple les moteurs à
vapeur), le présent document sert de base pour établir les exigences.
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 6826, Moteurs alternatifs à combustion interne — Protection contre l'incendie
ISO 8528-5:2025, Groupes électrogènes à courant alternatif entraînés par moteurs alternatifs à combustion
interne — Partie 5: Groupes électrogènes
IEC 62271-200, Appareillage à haute tension — Partie 200: Appareillage sous enveloppe métallique pour courant
alternatif de tensions assignées supérieures à 1 kV et inférieures ou égales à 52 kV
IEC 61439-1, Ensembles d’appareillage à basse tension — Partie 1: Règles générales
IEC 61850-3, Réseaux et systèmes de communication pour l’automatisation des systèmes électriques — Partie 3:
Exigences générales
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 https:// www .electropedia .org/
3.1
combiné avec le mode de production du réseau
mode de fonctionnement d'un groupe électrogène pour la production conjointe d'électricité avec le réseau
Note 1 à l'article: Dans ce mode de commande, le contrôleur de la génératrice et la configuration de l'appareillage de
coupure sont spécialement conçus pour assurer une alimentation ininterrompue.
Note 2 à l'article: La conception recommandée de l'appareillage de coupure est illustrée à la Figure 1 Type E et F.
3.2
mode de transfert de charge sans interruption
mode pour le groupe électrogène qui commute la charge du réseau avant l'arrêt programmé du réseau
supérieur
Note 1 à l'article: Dans ce mode, le contrôleur de la génératrice et la configuration de l'appareillage de coupure sont
spécialement conçus pour assurer une alimentation ininterrompue.
Note 2 à l'article: La conception recommandée de l'appareillage de coupure est illustrée à la Figure 1 Type E et F.
4 Autres règlements et exigences supplémentaires
Pour les groupes électrogènes à courant alternatif utilisés à bord des navires et des installations au large
qui nécessitent de 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 déclarée par le client
avant la passation de la commande.
Pour les groupes électrogènes à courant alternatif fonctionnant sur des équipements non classés, toutes
exigences supplémentaires nécessitent de faire l’objet d’un accord entre le constructeur et le client.
Lorsque des exigences particulières émanant de toute autre autorité de réglementation (par exemple
d'organismes de contrôle et/ou d'agences gouvernementales) nécessitent d’être satisfaites, le nom de
l'autorité correspondante doit être déclaré par le client avant la passation de la commande.
Toute exigence supplémentaire doit faire l'objet d'un accord entre le constructeur et le client.
5 Exigences générales pour l'appareillage
5.1 Montage
Les appareillages de coupure, de commande et de surveillance peuvent être montés sur ou à côté du groupe
électrogène et dans une ou plusieurs armoires.
5.2 Construction
L'appareillage doit être réalisé conformément aux exigences suivantes:
— pour les tensions assignées à courant alternatif jusqu'à 1 kV, l’IEC 61439-1 s'applique;
— pour les tensions assignées à courant alternatif comprises entre 1 kV et 52 kV, l’IEC 62271-200 s'applique.
5.3 Tension de fonctionnement
La définition de la tension de fonctionnement est donnée dans l’IEC 61439-1 et dans l’IEC 62271-200.
5.4 Fréquence assignée
La fréquence de fonctionnement des appareillages de coupure et de commande doit être la même que la
fréquence assignée du groupe électrogène.
La fréquence des composants intégrés doit se situer dans les limites spécifiées dans les normes IEC
pertinentes. Sauf indication contraire, les valeurs limites de fonctionnement acceptables doivent être
considérées conformes aux exigences de l'ISO 8528-5:2025, Article 15.
5.5 Courant assigné
Le courant assigné de l’appareillage de coupure doit être déclaré en prenant compte des caractéristiques
assignées de tous les composants de l'équipement électrique du circuit principal, de leur disposition et de
l'application.
Ce courant doit être transmis sans que l'élévation de température de n'importe quel composant ne dépasse
les limites spécifiées dans l’IEC 61439-1 et l’IEC 62271-200.
Si l’appareillage de coupure est constitué de plusieurs circuits principaux, un déclassement doit être effectué
en tenant compte de la somme maximale des courants réels à tout moment.
Les variations de tension pendant le fonctionnement de la génératrice doivent être prises en compte lors de
la détermination du courant assigné de l'appareil (voir l’IEC 60034-1:2022, 12.3).
5.6 Tension du circuit de commande
Une tension inférieure à 250 V doit être utilisée. Les tensions suivantes sont recommandées:
1)
a) en courant alternatif: 48 V, 110 V, 230 V, (250 V) ;
b) en courant continu: 12 V, 24 V, 36 V, 48 V, 110 V, 125 V, 220 V.
Il convient de prendre en compte les limites de variation de l'alimentation du circuit de commande afin
d'assurer un fonctionnement correct des équipements du circuit de commande.
5.7 Systèmes de batteries de démarrage
Si le moteur nécessite d'être démarré électriquement, des batteries de démarrage en service intensif
de capacité adéquate pour le service envisagé doivent être utilisées, en tenant compte de la température
ambiante à laquelle elles seront amenées à fonctionner.
Les tensions partielles ne doivent pas être prises sur la batterie à moins qu'elle ne soit munie d'un dispositif
d'égalisation.
Si le circuit de commande est également connecté à la batterie de démarrage, alors la capacité de la batterie
doit être suffisante pour garantir le fonctionnement correct de l'appareillage de commande dans toutes les
conditions, même pendant le démarrage du moteur.
Pour les batteries qui sont toujours connectées en parallèles aux consommateurs, et qui ne sont déchargées
qu'en cas de défaillance de puissance ou d'une demande de courant de pointe, un chargeur fixe adapté à
l’alimentation des consommateurs doit être utilisé.
Ce dispositif de charge doit avoir une capacité suffisante pour fournir au système de commande un courant
de charge permanent en plus du courant de charge nécessaire au rechargement de la batterie dans le temps
imparti.
Lorsque le moteur alternatif à combustion interne est équipé d'un chargeur de batterie à entraînement
mécanique, il est recommandé de recharger la batterie pendant une durée de fonctionnement raisonnable
du moteur. Lorsqu'un tel chargeur de batterie est fourni, le chargeur fixe peut se limiter à alimenter le
1) Valeur non spécifiée dans l'IEC 60038:2009, tensions standard IEC.
système de commande avec uniquement un courant de charge permanente et à assurer un courant de charge
de maintien des batteries adéquat.
L’équipement de charge doit être choisi de manière à garantir que les relais et solénoïdes de contrôle du
circuit de commande qui sont en parallèle avec la batterie ne seront pas détériorés par une surtension
occasionnelle pendant la charge.
Les câbles du démarreur doivent être dimensionnés de manière à ce que la chute de tension dans l'ensemble
du câblage, au démarrage du moteur, ne dépasse pas 10 % de la tension nominale de la batterie.
5.8 Conditions d'environnement
Les conditions normales de fonctionnement doivent être telles que spécifiées dans l’IEC 61439-1 et
l’IEC 62271-200.
Lorsqu'il existe des écarts par rapport aux conditions normales de fonctionnement, ils doivent être respectés
ou des accords spéciaux doivent être conclus entre le constructeur et le client.
Le client doit informer le constructeur de l'existence de telles conditions de fonctionnement exceptionnelles.
Pour déterminer la température de l’air ambiant, la dissipation de chaleur des autres équipements installés
dans le local doit être prise en compte.
5.9 Enveloppe et degré de protection
L'enveloppe doit être déterminée et peut être choisie à partir des exigences spécifiées dans l’IEC 60947-1. Il
convient de choisir le degré de protection des personnes contre l'approche dangereuse des parties actives
d'après l’IEC 62271-200.
6 Appareillage de coupure pour groupes électrogènes
6.1 Généralités
L’appareillage de coupure pour groupes électrogènes comprend tous les équipements du circuit principal
de puissance de la génératrice. Si exigé, il peut être complété par les éléments du réseau et de la distribution
correspondante.
Des schémas types d’appareillage de coupure pour groupes électrogènes sont représentés à la Figure 1.
Tous les composants de l’appareillage de coupure doivent être dimensionnés adéquatement pour convenir
au fonctionnement du groupe électrogène spécifié. Ils doivent également être adaptés, si exigés, pour le
fonctionnement du réseau.
a) Type A: Appa- b) Type B: Appareillage c) Type C: Appareillage d) Type D: Appareillage
reillage de coupure de coupure pour groupe de coupure pour groupe de coupure pour groupe
pour groupe élec- électrogène combiné électrogène combiné électrogène avec dispositif
trogène isolé associé au réseau (de avec dispositif de com- de commutation télécom-
préférence pour fonc- mutation incorporé (de mandé (de préférence en
tionnement couplé) préférence en secours secours des réseaux)
des réseaux)
e) Type E: Groupes f) Type F: Groupes élec-
électrogènes mul- trogènes multiples et
tiples et appareil- appareillage de cou-
lage de coupure du pure du réseau pouvant
réseau (de préfé- ajouter ou soustraire
rence, groupes élec- des unités couplées en
trogènes mobiles cours de fonctionne-
et fonctionnement ment (de préférence,
couplé du réseau, groupes électrogènes
et remplacement mobiles et fonctionne-
planifié de l'alimen- ment couplé au réseau,
tation du réseau) et remplacement plani-
fié de l'alimentation du
réseau)
Légende
1 arrivée du groupe électrogène
2 départ du groupe électrogène
3 arrivée du groupe électrogène et/ou du réseau
4 distribution associée
5 arrivée du réseau
6 alimentation par le réseau
7 dispositif de commutation (verrouillage électrique ou mécanique)
8 distribution de charge
9 distribution de l'alimentation par le réseau
10 local commun
11 deuxième groupe électrogène connecté comme (1) à (5) et (10)
Figure 1 — Schémas des appareillages de coupure pour groupes électrogènes
6.2 Commutateurs de charge
Le courant assigné de tout commutateur de charge doit être sélectionné pour sa compatibilité avec la
puissance continue assignée de la génératrice, en tenant compte de la catégorie d'emploi (en fonctionnement)
demandée (généralement AC-1).
Si les caractéristiques AC-1 peuvent être dépassées en fonctionnement, il convient de prendre en compte le
pouvoir de fermeture et/ou de rupture spécifié par le fabricant du commutateur de charge.
Le client doit spécifier le nombre de pôles exigé selon les exigences du distributeur local d'énergie.
Lorsque les caractéristiques de l'alimentation par le réseau et par le groupe électrogène sont différentes, le
dispositif de commutation doit être adapté aux exigences des charges correspondantes.
6.3 Caractéristiques du courant de défaut
Pendant une courte durée spécifiée, l’appareillage de coupure et le câblage doivent être capables de supporter
le niveau de courant de défaut prévu pour le circuit où ils sont placés.
Lorsqu'une arrivée du réseau est incorporée à l’appareillage de coupure, le client doit préciser les conditions
de court-circuit au point de branchement (voir l’IEC 61439-1).
La protection contre les courts-circuits par un dispositif de commutation limitant l'intensité (par exemple
par un fusible à haut pouvoir de coupure ou un disjoncteur à limitation d'intensité) est le cas échéant
admise. Lorsque de telles protections par limitation du courant sont utilisées, tous les composants et
interconnexions en aval nécessitent d’être dimensionnés uniquement pour que le courant de court-circuit
conditionnel assigné.
6.4 Câbles et interconnexions
La température des câbles et des interconnexions ne doit pas dépasser les limites maximales de température
de leurs isolants. Les câbles ne doivent pas être placés de manière à ce que la dissipation de la chaleur
transmise ait un effet préjudiciable sur l'équipement connecté ou sur les composants situés à proximité.
La chute de tension dans les interconnexions doit satisfaire aux exigences de bon fonctionnement pour
l'usage prévu de l'installation.
Les bornes doivent être conçues de sorte que les conducteurs et les câbles correspondant aux courants
assignés appropriés puissent être branchés.
Les câbles et les barres omnibus doivent être soutenus mécaniquement de manière adéquate.
6.5 Protection de la génératrice
Le dispositif de protection de la génératrice doit être sélectionné au minimum parmi les exigences définies
en 8.3 et au Tableau 1.
Les exigences opérationnelles de la génératrice doivent être prises en considération lors du choix de
l'équipement de protection de la génératrice (voir l’IEC 60034-1).
Les informations suivantes doivent être fournies par le fabricant de la génératrice:
a) le courant de court-circuit permanent de la génératrice (s'il existe) et la durée limite correspondante;
b) la réactance transitoire et subtransitoire, avec constantes de temps correspondantes;
c) la performance de tension transitoire résultant d'un palier de charge particulier.
7 Modes de commande
7.1 Généralités
Les modes de commande sont définis par les méthodes utilisées au début de la séquence de commande.
Le Tableau 1 donne des lignes directrices concernant les dispositifs de commande et de protection des
groupes électrogènes.
7.2 Démarrage manuel/arrêt manuel
La commande de toutes les fonctions est faite manuellement. Elle est utilisée principalement pour les
groupes électrogènes jusqu'à 20 kW et n’inclut pas la commande protection.
7.3 Démarrage électrique local/arrêt manuel
Il s'agit d'une extension du 7.2 comportant un démarrage électrique. Cette conception de groupe électrogène
est souvent fournie sans commande de protection.
7.4 Démarrage électrique local/arrêt électrique
Il s'agit d'une extension du 7.3 comportant un arrêt électrique. Un arrêt électrique est ajouté principalement
pour faciliter la mise en place d’une commande de protection automatique.
7.5 Démarrage à distance/arrêt électrique
Il s'agit essentiellement d'un démarrage/arrêt électrique local mais organisé de manière à ce que la
commande manuelle de démarrage et d'arrêt ne soit pas située sur où à côté du groupe électrogène. Dans
les cas où les signaux dérivés manuellement sont déclenchés à partir d'un endroit où le groupe est inaudible
ou lorsque le retour des signaux n'est pas réalisable, une commande de protection automatique doit être
utilisée.
7.6 Démarrage automatique/arrêt automatique
Avec ce type de commande, le démarrage ou l’arrêt du groupe électrogène est réalisé par des signaux dérivés
indépendants, sans intervention manuelle.
Les applications typiques comprennent un contrôle de défaut du réseau, un contrôle de niveau de charge,
une horloge de contrôle, un contrôleur de niveau de fluide et une sonde thermostatique.
Des précautions doivent être prises pour définir de manière appropriée les variations de niveaux du fluide,
de températures, etc. afin de réduire la fréquence excessive des interventions du groupe électrogène.
7.7 Démarrage à la demande
Il s'applique généralement aux installations domestiques lorsque le groupe électrogène est la seule source de
puissance.
Lorsque la charge minimale convenue est connectée, le groupe électrogène démarre automatiquement et
continue à fonctionner tant que la charge n'est pas déconnectée.
7.8 Commande de secours du réseau
En cas de panne totale du réseau électrique ou d'écart de tension hors des limites définies, ce type de
commande génère un signal de détection de défaut du réseau qui démarre automatiquement le groupe
électrogène. Le système est également conçu pour arrêter le groupe électrogène et rétablir l’alimentation
par le réseau à la charge, une fois que le réseau est revenu dans les limites de tension et de fréquence définies.
Pour ce faire, les éléments suivants doivent au moins être intégrés:
a) un dispositif de détection des défauts du réseau;
b) une commande séquentielle marche/arrêt du moteur;
c) une minuterie de l'arrêt de la protection;
d) une commande de basculement du dispositif de coupure; et
e) un sélecteur de service, MANUEL /AUTOMATIQUE.
Les éléments additionnels suivants peuvent être incorporés:
f) une temporisation de démarrage;
g) un dispositif de redémarrage du moteur;
h) une temporisation de préchauffage du moteur;
i) une temporisation de fermeture du dispositif de coupure;
j) une temporisation de reconnexion du réseau;
k) une temporisation d'arrêt du moteur tournant à vide;
l) une détection de défaut de charge des batteries;
m) un dispositif de redémarrage du pignon;
n) un système de préchauffage;
o) un compteur d'heures de fonctionnement;
p) un équipement de surveillance des caractéristiques particulières du réseau alimenté (par exemple
tension, fréquence, phase et puissance).
7.9 Groupes électrogènes de secours en duo
Ceci est lié au cycle de service automatique de deux groupes électrogènes, dont l’un est le groupe en service et
l'autre le groupe de secours. Le changement de service est commandé par une horloge, de manière similaire
au déclenchement ou à la panne du groupe en service lui-même.
L'installation de secours en duo est généralement utilisée pour un groupe électrogène fonctionnant en
continu sans surveillance.
7.10 Groupes électrogènes de secours en triplet
Il s'agit de trois groupes électrogènes fonctionnant selon un mode semblable à celui des groupes électrogènes
de secours en duo, avec la possibilité de choisir la séquence de secours.
7.11 Groupes électrogènes en duo de secours de réseau
Il s'agit de groupes électrogènes fonctionnant dans la même disposition que les groupes électrogènes de
secours en duo sauf que la charge est normalement alimentée par le réseau de distribution et que la séquence
décrite en 7.9 se produit en cas de défaut du réseau.
Lorsque l'alimentation du réseau de distribution est rétablie de manière satisfaisante, la charge est
généralement, mais pas nécessairement, renvoyée vers le réseau de distribution et la séquence de secours
sélectionnée est rétablie.
Une variante de cette configuration est possible lorsque les groupes électrogènes sont utilisés
successivement comme source de puissance principale dans le mode de secours en duo, l'alimentation du
réseau de distribution servant de secours.
7.12 Combiné avec le mode de production du réseau
Dans les scénarios nécessitant une production d'énergie combinée du groupe électrogène et du réseau,
notamment lorsque l'alimentation du réseau seul est insuffisante en cas d'augmentation soudaine de la
demande de puissance, le groupe électrogène démarre et fournit une puissance constante à la charge couplée
avec le réseau.
Pour réaliser le contrôle exigé de l'appareillage de coupure, les caractéristiques suivantes doivent être
incorporées au minimum dans le groupe électrogène:
a) une commande séquentielle marche/arrêt du moteur;
b) une détection de la phase et de la tension de sortie du groupe électrogène;
c) une détection de la phase et de la tension du réseau;
d) un contrôle de la phase et de la tension;
e) une commande de fermeture synchrone de l'appareillage de coupure;
f) un contrôle de la fréquence constante et de la tension de sortie.
Les éléments additionnels suivants peuvent être incorporés:
g) une temporisation de démarrage;
h) un dispositif de redémarrage du moteur;
i) une temporisation de préchauffage du moteur;
j) une temporisation de fermeture du dispositif de coupure;
k) une temporisation d'arrêt du moteur tournant à vide;
l) une détection de défaut de charge des batteries;
m) un dispositif de redémarrage du pignon;
n) un système de préchauffage;
o) un compteur d'heures de fonctionnement;
p) un équipement de surveillance des caractéristiques particulières (par exemple Tension, Fréquence,
Phase et Puissance) du réseau alimenté.
7.13 Mode de transfert de charge sans interruption
Dans ce scénario, le groupe électrogène alimente les charges à la place du réseau, et il n'y a pas d'interruption
dans le processus de transfert. Il convient d'adopter la séquence suivante:
a) le groupe électrogène se connecte au réseau de distribution et démarre avec une puissance de sortie fixe;
b) le groupe électrogène ajuste la puissance de sortie pour qu'elle soit approximativement égale à la
demande de la charge;
c) le groupe électrogène régule la fréquence et la tension après la déconnexion de la charge du réseau de
distribution;
d) Suite à cela, le réseau peut être mis hors service.
Lorsque le réseau de distribution a été rétabli et que la charge est à alimenter par le réseau, il convient
d'adopter la séquence suivante:
e) la charge et le groupe électrogène se synchronisent avec le réseau et se connectent au réseau. Le réseau
régule la fréquence et la tension à la place du groupe électrogène;
f) la charge est connectée au réseau;
g) le groupe électrogène réduit la puissance de sortie à zéro, puis lance une séquence d'arrêt.
Pour ce faire, les éléments suivants doivent au moins être intégrés dans le groupe électrogène:
h) une commande séquentielle marche/arrêt du moteur;
i) la détection de la phase et de la tension de sortie;
j) la détection de la phase et de la tension du réseau de distribution;
k) le contrôle de la phase et de la tension du groupe électrogène;
l) la commande de fermeture synchrone de l'appareillage de coupure;
m) le contrôle de la puissance de sortie constante;
n) le contrôle de la fréquence constante et de la tension de sortie;
o) la conversion du mode de commande du groupe électrogène et commande conjointe de la commutation
du réseau de distribution.
Les éléments additionnels suivants peuvent être incorporés:
p) une temporisation de démarrage;
q) un dispositif de redémarrage du moteur;
r) une temporisation de préchauffage du moteur;
s) une temporisation de fermeture du dispositif de coupure;
t) une temporisation d'arrêt du moteur tournant à vide;
u) une détection de défaut de charge des batteries;
v) un dispositif de redémarrage du pignon;
w) un système de préchauffage;
x) un compteur d'heures de fonctionnement;
y) un équipement de surveillance des caractéristiques particulières (par exemple Tension, Fréquence,
Phase et Puissance) du réseau alimenté.
NOTE Le mode de transfert de charge sans interruption n'est pas la même chose qu'une alimentation sans
interruption (ASI).
7.14 Fonctionnement couplé
7.14.1 Généralités
Il s'agit d'une installation à plusieurs groupes électrogènes, éventuellement en liaison avec le réseau, qui
implique un fonctionnement couplé (voir l'ISO 8528-1:2018, 7.3.2 et 7.3.3).
Le fonctionnement couplé exige que le groupe électrogène entrant soit synchronisé. Cette synchronisation
peut être réalisée manuellement ou automatiquement. Le procédé de synchronisation implique le réglage de
la tension et de la fréquence afin de mettre la machine entrante en synchronisme et en phase avec le système
existant.
7.14.2 Fonctionnement manuel
Les commandes et instruments suivants doivent être disponibles pour une synchronisation manuelle et le
fonctionnement couplé:
a) un disjoncteur du groupe électrogène;
b) un contacteur ou interrupteur de charge;
c) une protection contre les courts-circuits;
d) un dispositif de réglage de la tension, si nécessaire;
e) un dispositif de réglage de la fréquence;
f) des lampes de synchronisation, un voltmètre différentiel ou un synchronoscope pour indiquer les
différences de synchronisation ou de fréquence:
— La séquence de connexion nécessite d’être réalisée avec une exactitude telle que la «luminosité» des
lampes n'est pas un critère suffisamment sensible. Il convient que les lampes synchronisées ne soient
qu’un équipement complémentaire. Si des lampes synchronisées sont utilisées, il convient que leur
nombre et leur branchement permettent, par rotation des allumages, de mettre en évidence l'état de
synchronisme.
— Lorsqu'on utilise un voltmètre différentiel, la tension nécessite d’être réglée avant la fréquence.
g) protection contre les retours de puissance;
h) un wattmètre;
i) un ampèremètre;
j) un voltmètre.
Les commandes et instruments suivants sont recommandés:
k) un fréquencemètre double (groupe électrogène d'arrivée et barre);
l) un voltmètre double (groupe électrogène d'arrivée et barre);
m) un répartiteur de charge active;
n) un dispositif de contrôle de synchronisme;
o) un varmètre;
p) un répartiteur de charge réactive.
7.14.3 Fonctionnement automatique
Les commandes et instruments suivants doivent être disponibles pour une synchronisation automatique et
un fonctionnement couplé:
a) un disjoncteur télécommandé du groupe électrogène ou interrupteur de charge à fermeture rapide;
b) une protection contre les courts-circuits;
c) un dispositif de réglage de la tension, si nécessaire (pour correction du niveau de charge réactive);
d) un dispositif de réglage de la fréquence (pour correction du niveau de charge active);
e) un répartiteur automatique de charge active;
f) une protection contre les retours de puissance;
g) un synchroniseur automatique;
h) un sélecteur de mode de synchronisation, MANUEL /AUTOMATIQUE;
NOTE L'utilisation d’un sélecteur de mode de synchronisation nécessite les équipements cités en 7.14.2.
i) un ampèremètre;
j) un voltmètre;
k) un wattmètre.
Les commandes et instruments suivants sont recommandés:
l) un fréquencemètre double (groupe électrogène d'arrivée et barre);
m) un voltmètre double (groupe électrogène d'arrivée et barre);
n) des lampes synchronisées, un voltmètre différentiel ou un synchronoscope pour indiquer les différences
de synchronisation ou de fréquence:
— La séquenc
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