ISO 8528-5:2022
(Main)Reciprocating internal combustion engine driven alternating current generating sets — Part 5: Generating sets
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 doivent être considérées comme base pour définir toute exigence supplémentaire. Pour les groupes électrogènes entraînés par d'autres machines d'entraînement de type alternatif (par exemple les moteurs à vapeur), les dispositions du présent document peuvent être utilisées comme base pour établir les exigences correspondantes.
General Information
Relations
Standards Content (Sample)
INTERNATIONAL ISO
STANDARD 8528-5
Fifth edition
2022-06
Reciprocating internal combustion
engine driven alternating current
generating sets —
Part 5:
Generating sets
Groupes électrogènes à courant alternatif entraînés par moteurs
alternatifs à combustion interne —
Partie 5: Groupes électrogènes
Reference number
© ISO 2022
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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 . 9
4 Other regulations and additional requirements .10
5 Frequency characteristics .11
5.1 General . 11
5.2 Safety frequency . 11
6 Voltage characteristics .11
7 Sustained short-circuit current .12
8 Factors affecting generating set performance .12
8.1 General .12
8.2 Power .12
8.3 Frequency and voltage. 12
8.4 Load acceptance . 13
9 Cyclic irregularity.15
10 Starting characteristics.17
11 Stop time characteristics .18
12 Parallel operation .19
12.1 Generating sets coupled with each other without grid . 19
12.1.1 Active power sharing . 19
12.1.2 Reactive power sharing . 22
12.2 Generating sets connected to the grid . 24
12.2.1 General . 24
12.2.2 Influence on operating behaviour . . 24
12.2.3 Design features . 24
13 Rating plates .28
14 Additional factors influencing generating set performance .30
14.1 Starting methods . 30
14.2 Shutdown methods .30
14.3 Fuel and lubrication oil supply . 31
14.4 Combustion air . 31
14.5 Exhaust system . 31
14.6 Cooling and room ventilation . 31
14 .7 Mon it or i n g . 31
14.8 Noise emission . 32
14.9 Coupling . 32
14.10 Vibration . 32
14.10.1 General . 32
14.10.2 Torsional vibration . 32
14.10.3 Linear vibration .33
14.11 Foundations . 33
15 Performance class operating limit values .33
15.1 General . 33
15.2 Recommendation for gas engine operating limit values .34
Bibliography .37
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 documents should be noted. This document was drafted in accordance with the
editorial rules of the ISO/IEC Directives, Part 2 (see www.iso.org/directives).
Attention is drawn to the possibility that some of the elements of this document may be the subject of
patent rights. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights. Details of
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on the ISO list of patent declarations received (see www.iso.org/patents).
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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 fifth edition cancels and replaces the fourth edition (ISO 8528-5:2018), which has been technically
revised.
The main changes are as follows:
— Clause 3 has been revised;
— a list of symbols has been added in 3.2;
— mistakes have been corrected in Table 4;
— previous Figures 3, 7, 8, 14 and 16 have been modified and renumbered;
— previous Figures 1 and 17 have been deleted;
— Annex A has been deleted.
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 8528-5:2022(E)
Reciprocating internal combustion engine driven
alternating current generating sets —
Part 5:
Generating sets
1 Scope
This document specifies design and performance criteria arising out of the combination of a
reciprocating internal combustion (RIC) engine and an alternating current (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
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,maxmi, in r
Note 1 to entry: v =×100
f
t
where
f is maximum no-load frequency;
i,max
f is minimum no-load frequency;
i,min
f is 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 rated voltage (3.1.11);
r
U is downward adjustment of voltage (3.1.9);
s,do
U is 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 at rated frequency and constant speed.
∧∧
∧
UU−
mod,s,maxmod,s,min
Note 2 to entry: U =×20×100
mod,s
∧∧
UU+
mod,s,maxmod,s,min
where
Û is maximum peak of voltage modulation;
mod,s,max
Û is 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 7 and 8).
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 maximum no-load frequency;
i,max
f is minimum no-load frequency;
i,min
f is 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: See Figure 1.
Note 2 to entry: Δff=− f
s,do i,ri,min
where
f is rated no-load frequency (3.1.3);
i,r
f is 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: Δff=− f
s,up i,maxi,r
where
f is maximum no-load frequency;
i,max
f is 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: ΔU = ΔU + ΔU .
s s,up s,do
3.1.20
frequency/power characteristic deviation
Δδ f
st
maximum deviation from a linear frequency/power characteristic curve in the power range between
no-load and declared power
Note 1 to entry: Expressed as a percentage of rated frequency.
Note 2 to entry: See Figure 2.
Δf
c
Note 3 to entry: Δδ f =×100
st
f
r
where
Δf is maximum frequency deviation from a linear curve;
c
f is 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
Δf
Note 1 to entry: α =×100
f
f
r
where
Δf is steady-state frequency tolerance band (3.1.15);
f is 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 envelope width oscillation of generating set;
f
∨
f is 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 rated no-load frequency (3.1.3);
i,r
f is minimum no-load frequency;
i,min
f is rated frequency (3.1.4).
r
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 rated no-load frequency (3.1.3);
i,r
f is maximum no-load frequency;
i,max
f is rated frequency (3.1.4).
r
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,rr
Note 2 to entry: δ f = ×100
st
f
r
where
f is rated no-load frequency (3.1.3);
i,r
f is 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 maximum steady-state voltage;
st,max
U is minimum steady-state voltage;
st,min
U is 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.
3.2 Symbols
Symbol Term Meaning
envelope width oscillation of gener- oscillation frequency at constant
∧
ating set power around rated frequency
f
caused by the reciprocating internal
∨
combustion engine
f maximum no-load frequency maximum frequency at which the
i,max
generating set is operating without
load
f minimum no-load frequency minimum frequency at which the
i,min
generating set is operating without
load
f rated frequency frequency at which the generating
r
set is designed to operate
f frequency at actual power frequency at which the generating
arb
set is rated to operate
t frequency recovery time after load time interval between the depar-
f,de
decrease ture from the steady-state frequen-
cy 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 depar-
f,in
increase ture from the steady-state frequen-
cy band after a sudden specified
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
u,de
decrease which a load decrease is initiated
until the point when the voltage
returns to and remains within the
specified steady-state voltage toler-
ance band
t voltage recovery time after load time interval from the point at
u,in
increase which a load increase is initiated
until the point when the voltage
returns to and remains within the
specified steady-state voltage toler-
ance band
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
Symbol Term Meaning
− transient voltage deviation on load voltage drop when the generator,
ΔU
dyn
increase driven at rated frequency and at
rated voltage under normal excita-
tion control, is switched onto rated
load
+
transient voltage rise maximum voltage rise, when the a.c.
ΔU
dyn
generator, driven at the rated speed
and at the rated voltage under nor-
mal excitation control, has a sudden
rejection of the rated output
Û maximum peak of voltage modula- quasi-periodic maximum voltage
mod,s,max
tion variation (peak-to-peak) about a
steady-state voltage
Û minimum peak of voltage modula- quasi-periodic minimum voltage
mod,s,min
tion variation (peak-to-peak) about a
steady-state voltage
active power sharing proportional distribution of active
ΔP
power between generating sets in
parallel operation by means of suit-
able control methods
reactive power sharing proportional distribution of reac-
ΔQ
tive power between generating sets
in parallel operation by means of
suitable control methods
- transient frequency deviation temporary frequency deviation
δ f
d
(from initial frequency) on load between undershoot frequency and
increase (−) related to initial fre- initial frequency during the govern-
quency ing process following a sudden load
increase, related to initial frequency
+
transient frequency deviation temporary frequency deviation
δ f
d
(from initial frequency) on load between overshoot frequency and
decrease (+) related to initial fre- initial frequency during the govern-
quency ing process following a sudden load
decrease, related to initial frequen-
cy
−
transient frequency deviation (from temporary frequency deviation
δ f
dyn
initial frequency) on load increase between undershoot (or overshoot)
(−) related to rated frequency frequency and initial frequency dur-
ing the governing process following
a sudden load change, related to
rated frequency
+
transient frequency deviation (from temporary frequency deviation
δ f
dyn
initial frequency) on load decrease between overshoot frequency and
(+) related to rated frequency initial frequency during the govern-
ing process following a sudden load
change, related to rated frequency
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 speed governor.
The dynamic frequency characteristics, i.e. the response to load changes, depend on the combined
behaviour of all the system components (e.g. the engine torque characteristics, including 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.
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 4).
Key
t time
U voltage
ΔU steady-state voltage tolerance band
1 power increase
2 power decrease
Figure 4 — 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,
k
may be lower in service than the “ideal” value specified by the generator manufacturer for a fault at the
generator terminals. The actual value is influenced by the circuit impedance between the generator and
the location of the fault (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.
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.
c) Speed 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 5 and 6 show reference values
for suddenly applied load steps depending on bmep at declared power for RIC engines.
The response behaviour of spark ignition engines is quite different to the response behaviour of diesel
engines because of completely different combustion phenomena. The procedure of dynamic loading
shall be decided by mutual agreement between the customer and the manufacturer.
The time intervals between the application of consecutive load steps depend on:
a) the swept volume of the RIC engine;
b) the RIC engine 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.
Key
bmep brake mean effective pressure of declared power in bar
P power increase referred to declared power at site conditions
1 first power stage
2 second power stage
3 third power stage
4 fourth power stage
5 fifth power stage
6 sixth power stage
Figure 5 — Reference values for maximum possible sudden power increases as a function of
bmep at declared power (four-stroke diesel engines)
For decision-making purposes, the actual power acceptance behaviour of the engine to be used should
be considered (see ISO 3046-4).
Key
bmep brake mean effective pressure of declared power in bar
P power increase referred to declared power at site conditions
1 first power stage
2 second power stage
3 third power stage
Figure 6 — Reference values for maximum possible sudden power increases as a function of
bmep at declared power (two-stroke high-speed engines)
9 Cyclic irregularity
The cyclic irregularity, δ , is the periodic fluctuation of speed caused by the rotational irregularity of
s
the prime mover. It is the ratio of the difference between the maximum and minimum angular velocity
to the mean angular velocity at the generator shaft at any constant load. In the case of single operation,
the cyclic irregularity takes effect in a corresponding modulation in generator voltage and is therefore
determined by measuring the variation in generated voltage and is given by Formula (1):
∧∧
UU−
max,smin,s
δ = (1)
s
∧
U
mean,s
Voltage modulations cause changes in the luminance of lamps. This can create the visual phenomenon
called flicker.
Figure 7 shows a simplified voltage flicker waveform which contains one modulation frequency f with
∧ ∧
an amplitude a . The steady-state voltage varies between U and U .
f
mod,s,max mod,s,min
The limits for voltage modulation are given in Table 4.
Key
t time
U voltage
Figure 7 — Sinusoidal voltage modulation of an amplitude a and frequency f
f
Voltage flicker in the frequency range around 10 Hz becomes annoying. The annoyance grows very
rapidly with the amplitude a of the fluctuation. The 10 Hz equivalent voltage flicker value is defined as
f
ag=∑() a , whereas g denotes the frequency weighting factor corresponding to the
10 ff f
modulation frequency component.
Figure 8 plots the distribution curve of the frequency weighting factor. The frequency to which it is
most sensitive is 10 Hz, at which the frequency weighting factor is 1.
Key
f frequency
g frequency weighting factor
f
Figure 8 — Curve giving equivalent perceptibility due to change in brightness
It is the responsibility of the generating set manufacturer to minimize cyclic irregularities in the
frequency range from 6 Hz to 15 Hz.
−1
Special consideration shall be given for generating sets working in parallel with low-speed (100 min
−1
to 180 min ) compression ignition (diesel) engine sets in order to avoid resonance between engine
torque irregularity and electromechanical frequency oscillation of the set (see ISO 8528-3:2020, 7.4).
NOTE It is possible to alter the cyclic irregularity of rotational speed at the generator relative to the
measured value of the cyclic irregularity at the internal combustion engine by installing a resilient coupling
between the internal combustion engine and the generator and/or by modifying the mass moment of inertia.
10 Starting characteristics
The starting characteristics depend on several factors, for example:
a) ambient air temperature;
b) temperature of the RIC engine;
c) starting air pressure;
d) starter battery condition;
e) oil viscosity;
f) total inertia of the generating set;
g) fuel quality;
h) state of the starting equipment.
They are subject to agreement between the customer and the generating set manufacturer (see
Figure 9).
Key
t time
f frequency
U voltage
1 starting pulse
2 level of reaching firing speed
3 voltage curve
4 frequency curve
Figure 9 — Starting characteristics
11 Stop time characteristics
The stop time characteristics in Figure 10 describe the standard shutdown procedure of a generating
set. When triggering the stop command (1) for the generating set, the load will be ramped down within
the period t . At step (2), the circuit breaker opens and causes voltage and frequency to jump to their
i
no-load values. During this period t , the generating set is operated at no-load speed until essential
c
components have cooled down below a defined temperature limit. The fuel supply stop signal is sent at
step (3) and the generating set coasts during the interval t until completely stopping.
d
Key
t time
f frequency
U voltage
1 stop command
2 power removed
3 fuel stop signal
Figure 10 — Stopping characteristics
The described procedure does not consider a shutdown under full load caused by a protective device.
12 Parallel operation
12.1 Generating sets coupled with each other without grid
12.1.1 Active power sharing
12.1.1.1 Factors influencing active power sharing
Active power sharing (see Figures 11 and 12) can be influenced by one or more of the following:
a) the speed governor droop characteristic;
b) the dynamic behaviour of the RIC engine and its speed governor;
c) the dynamic behaviour of the coupling;
d) the dynamic behaviour of the AC generator, taking into account the characteristics of the network
or the consumer's equipment;
e) the automatic voltage regulator characteristics.
Key
P power
f frequency
1 tolerance band
Figure 11 — Example of power sharing in parallel running operation when power limit is 100 %
load
Key
P power
f frequency
1 tolerance band
Figure 12 — Example of power sharing in parallel running operation when power limit is not
100 % load
12.1.1.2 Calculation method
The difference, ΔP , expressed as the percentage between the proportion of power supplied by an
i
individual generating set and the proportion of the total power supplied by all generating sets at ideal
frequency characteristic, is given by Formula (2):
n
P
∑ j
P
j=1
i
ΔP =− ×100 (2)
i
n
P
r,i
P
∑ r,j
j=1
where
n is the number of parallel-operating generating sets;
i is the index for identifying the individual generating set which is considered within the group
of all parallel-operating generating sets;
P is the partial active power of the individual generating set considered;
i
P is the rated active power of the individual generating set considered;
r,i
ΣP is the sum of the partial active power of all parallel-operating generating sets;
j
ΣP is the sum of the rated active power of all parallel-operating generating sets.
r,j
If optimum active power sharing is achieved at the total rated active power, then the maximum deviation
in active power sharing for a particular generating set, in the active power range from minimum load
to 100 % of its rated active power, occurs when the engine speed governor settings remain unchanged.
If automatic active power sharing systems are employed, active power deviation can be reduced,
compared with the values obtained through the engine speed governor characteristics alone. In order
to avoid a motoring operation in the event of power deviations between generating sets operating in
parallel, appropriate precautions, for example reverse power relays, are required.
12.1.1.3 Examples of active power sharing
The examples shown in Table 1 are given assuming a value of cos φ = 0,8.
Table 1 — Examples of active power sharing
n
P
∑ j
n n
Related Partial
P
i j=1
P =
P P P =
power power ΔP
i,p
∑ r,j ∑ j s,p i
n
P
Example Genset
r,i
P j=1 P
r,i i j=1
P
∑ r,j
j=1
kW kW kW kW % % %
1 400 275 68,7 −6,3
1 2 400 1 200 300 900 75 75 0
3 400 325 81,3 +6,3
1 400 335 83,7 +8,7
2 2 300 900 210 675 70 75 −5
3 200 130 65 −10
NOTE Power deviation resulting from constant hunting is included in the tolerances for active power sharing. In the event
of sudden load changes, the values for constant deviation and hunting in active power sharing can be temporarily exceeded.
12.1.2 Reactive power sharing
12.1.2.1 Factors influencing reactive power sharing
Reactive power sharing can be influenced by one or more of the following:
a) the grade of the quadrature-current compensation voltage droop (δ );
QCC
b) whether stabilization by equalizer links is present;
c) the automatic reactive power sharing control characteristic;
d) the automatic voltage regulator characteristic.
12.1.2.2 Calculation method
The difference, ΔQ , expressed as the percentage between the proportion of reactive power supplied
i
by an individual generating set and the proportion of the total reactive power supplied by all the
generating sets at ideal voltage droop characteristic, is given by Formula (3):
n
Q
∑ j
Q
j=1
i
ΔQ =− ×100 (3)
i
n
Q
r,j
Q
∑ r,j
j=1
where
n is the number of parallel-operating generating sets;
i is the index for identifying the individual generating set which is considered within the group
of all parallel-operating generating sets;
Q is the partial reactive po
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 8528-5
Cinquième édition
2022-06
Groupes électrogènes à courant
alternatif entraînés par moteurs
alternatifs à combustion interne —
Partie 5:
Groupes électrogènes
Reciprocating internal combustion engine driven alternating current
generating sets —
Part 5: Generating sets
Numéro de référence
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Case postale 401 • Ch. de Blandonnet 8
CH-1214 Vernier, Genève
Tél.: +41 22 749 01 11
E-mail: copyright@iso.org
Web: www.iso.org
Publié en Suisse
ii
Sommaire Page
Avant-propos .iv
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 .12
5 Caractéristiques relatives à la fréquence.12
5.1 Généralités .12
5.2 Fréquence de sécurité .12
6 Caractéristiques relatives à la tension .12
7 Courant de court-circuit permanent .13
8 Facteurs affectant la performance des groupes électrogènes .13
8.1 Généralités .13
8.2 Puissance . 13
8.3 Fréquence et tension . 14
8.4 Prise de charge . 14
9 Irrégularité cyclique .16
10 Caractéristiques relatives au démarrage .18
11 Caractéristiques relatives aux délais d'arrêt .19
12 Fonctionnement couplé.20
12.1 Groupes électrogènes couplés entre eux sans réseau . 20
12.1.1 Répartition de la puissance active . 20
12.1.2 Répartition de la puissance réactive . 23
12.2 Groupes électrogènes raccordés au réseau . 25
12.2.1 Généralités . 25
12.2.2 Incidence sur le mode de fonctionnement . 25
12.2.3 Caractéristiques de conception . 26
13 Plaques signalétiques .29
14 Facteurs supplémentaires ayant un impact sur la performance du groupe
électrogène .31
14.1 Moyens de démarrage . 31
14.2 Moyens d'arrêt . 31
14.3 Alimentation en carburant et en huile de lubrification . 32
14.4 Air pour la combustion . . 32
14.5 Dispositif d'échappement . 32
14.6 Refroidissement et ventilation du local . 32
14.7 Surveillance . 32
14.8 Émissions de bruit . 33
14.9 Accouplement . 33
14.10 Vibrations . 33
14.10.1 Généralités . 33
14.10.2 Vibrations de torsion .34
14.10.3 Vibrations linéaires .34
14.11 Fondations .34
15 Valeurs limites de fonctionnement et classes de performance .34
15.1 Généralités .34
15.2 Valeurs limites recommandées pour un fonctionnement avec moteur à gaz . 35
iii
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 cinquième édition annule et remplace la quatrième édition (ISO 8528-5:2018), qui a fait l’objet
d’une révision technique.
Les principales modifications sont les suivantes:
— l'Article 3 a été révisé;
— une liste des symboles a été ajoutée au 3.2;
— les erreurs ont été corrigées dans le Tableau 4;
— les précédentes Figures 3, 7, 8, 14 et 16 ont été modifiées et renumérotées;
— les précédentes Figures 1 et 17 ont été supprimées;
— l'Annexe A a été supprimée.
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.
iv
NORME INTERNATIONALE ISO 8528-5:2022(F)
Groupes électrogènes à courant alternatif entraînés par
moteurs alternatifs à combustion interne —
Partie 5:
Groupes électrogènes
1 Domaine d'application
Le présent document spécifie les critères de conception et de performance résultant de la combinaison
d'un moteur alternatif à combustion interne et d'un alternateur lorsqu'ils fonctionnent comme une
entité. Cette entité peut fonctionner couplée ou non avec le réseau.
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 doivent être considérées comme base pour définir toute exigence supplémentaire.
Pour les groupes électrogènes entraînés par d'autres machines d'entraînement de type alternatif
(par exemple les moteurs à vapeur), les dispositions du présent document peuvent être utilisées comme
base pour établir les exigences correspondantes.
2 Références normatives
Les documents suivants 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
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,maxmi, in 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 à la fréquence assignée et à
vitesse constante.
∧∧
∧
UU−
mod,s,maxmod,s,min
Note 2 à l'article: U =×20×100
mod,s
∧∧
UU+
mod,s,maxmod,s,min
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. Le scintillement de l'éclairage est un cas particulier de
modulation de tension (voir Figures 7 et 8).
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 courbe caractéristique de statisme de fréquence/puissance linéaire
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: Voir Figure 1.
Note 2 à l'article: Δff=− 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: Δff=− 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 puissance assignée et dans la
gamme convenue des facteurs de puissance
Note 1 à l'article: ΔU = ΔU + ΔU .
s s,up s,do
3.1.20
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
dans la plage de puissance entre zéro et la puissance déclarée
Note 1 à l'article: Exprimée en pourcentage de la fréquence assignée.
Note 2 à l'article: Voir Figure 2.
Δf
c
Note 3 à l'article: Δδ f =×100
st
f
r
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 courbe caractéristique de statisme de fréquence/puissance linéaire
2 courbe caractéristique de statisme de fréquence/puissance
3 écart positif par rapport à une courbe linéaire, Δf
pos
4 écart négatif par rapport à une courbe linéaire, Δf
neg
a
Écart de caractéristique de statisme de fréquence/puissance.
Figure 2 — Caractéristique de statisme de fréquence/puissance et écart par rapport
à une courbe linéaire
3.1.22
bande relative de tolérance de fréquence en régime permanent
α
f
rapport entre le réglage de la fréquence et la fréquence assignée
Δf
Note 1 à l'article: α =×100
f
f
r
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
β
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
∧
étendue 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
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
3.1.26
statisme 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,rr
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 exprimée en pourcentage de la tension assignée.
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.
3.2 Symboles
Symbole Terme Signification
étendue des oscillations de fré- fréquence des oscillations à puis-
∧
quence du groupe électrogène sance constante autour de la puis-
f
sance assignée causée par le moteur
∨
alternatif à combustion interne
f fréquence à vide maximale fréquence maximale à laquelle le
i,max
groupe électrogène fonctionne à
vide
f fréquence à vide minimale fréquence minimale à laquelle le
i,min
groupe électrogène fonctionne à
vide
f fréquence assignée fréquence à laquelle le groupe élec-
r
trogène est conçu pour fonctionner
f fréquence à la puissance réelle fréquence à laquelle le groupe élec-
arb
trogène est prévu pour fonctionner
t temps de rétablissement de la fré- intervalle de temps compris, après
f,de
quence après réduction de charge une réduction de charge brusque
spécifiée, entre la sortie de
la fréquence de la bande de fré-
quence 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,
f,in
fréquence après accroissement de après un accroissement 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 ten- intervalle de temps entre le début
u,de
sion après réduction de la charge de la réduction de charge et l’instant
où la tension retourne et se main-
tient dans la bande de tolérance
de tension en régime permanent
spécifiée
t temps de rétablissement de la intervalle de temps entre le début
u,in
tension après accroissement de la de l’accroissement de charge et
charge l’instant où la tension retourne
et se maintient dans la bande de
tolérance de tension en régime per-
manent spécifiée
Symbole Terme Signification
bande de tolérance de tension en plage de tension convenue, située
ΔU
régime permanent autour de la tension en régime
permanent, que la tension atteint,
dans une période de régulation
donnée, après un accroissement ou
une réduction brusque spécifié(e)
de la charge
−
écart de tension transitoire par chute de tension obtenue lorsque
ΔU
dyn
accroissement de charge la génératrice, entraînée à la
fréquence assignée et à la tension
assignée sous excitation normale,
est connectée à la charge assignée
+
augmentation de la tension transi- augmentation maximale de la ten-
ΔU
dyn
toire sion, lorsque l'alternateur, entraîné
à la vitesse assignée et à la tension
assignée, sous excitation normale,
a un rejet soudain de la puissance
assignée
Û valeur de crête maximale de la variation quasi périodique maxi-
mod,s,max
modulation de tension male de la tension (de crête à crête)
autour d’une tension en régime
permanent
Û valeur de crête minimale de la variation quasi périodique mini-
mod,s,min
modulation de tension male de la tension (de crête à crête)
autour d’une tension en régime
permanent
répartition de la puissance active répartition proportionnelle de la
ΔP
puissance active entre groupes élec-
trogènes en fonctionnement couplé
au moyen de méthodes de contrôle
appropriées
répartition de la puissance réactive répartition proportionnelle de la
ΔQ
puissance réactive entre groupes
électrogènes en fonctionnement
couplé au moyen de méthodes de
contrôle appropriées
- écart de fréquence transitoire (par écart de fréquence transitoire entre
δ f
d
rapport à la fréquence initiale) par la sous-fréquence et la fréquence
accroissement de charge (−), rap- initiale pendant le processus de
porté à la fréquence initiale régulation, suivant un brusque
accroissement de charge, rapporté à
la fréquence initiale
+
écart de fréquence transitoire (par écart de fréquence transitoire entre
δ f
d
rapport à la fréquence initiale) par la surfréquence et la fréquence
réduction de charge (+), rapporté à initiale pendant le processus de
la fréquence initiale régulation, suivant une brusque
réduction de charge, rapporté à la
fréquence initiale
−
écart de fréquence transitoire (par écart de fréquence transitoire entre
δ f
dyn
rapport à la fréquence initiale) par la sous-fréquence (ou la surfré-
accroissement de charge (−), rap- quence) et la fréquence initiale
porté à la fréquence assignée pendant le processus de régulation,
suivant une brusque variation de
charge, rapporté à la fréquence
assignée
Symbole Terme Signification
+ écart de fréquence transitoire (par écart de fréquence transitoire entre
δ f
dyn
rapport à la fréquence assignée) par la surfréquence et la fréquence
réduction de charge (+), rapporté à initiale pendant le processus de
la fréquence assignée régulation, suivant une brusque
variation de charge, rapporté à la
fréquence assignée
4 Autres règlements et exigences supplémentaires
Pour les groupes électrogènes à courant alternatif utilisés à bord des navires et des installations au
large qui doivent répondre aux règles d'une société de classification, les exigences supplémentaires de
la société de classification doivent être satisfaites. La société de classification doit être identifiée par le
client avant que la commande soit passée.
Pour les groupes électrogènes à courant alternatif fonctionnant sur des équipements non classés, toute
exigence supplémentaire doit faire l'objet d'un accord entre le constructeur et le client.
Toute exigence supplémentaire doit faire l'objet d'un accord entre le constructeur et le client.
5 Caractéristiques relatives à la fréquence
5.1 Généralités
Les caractéristiques de fréquence en régime permanent des groupes électrogènes dépendent
principalement de la performance du régulateur de vitesse du moteur.
Les caractéristiques dynamiques de fréquence, c'est-à-dire la réponse aux variations de charge,
dépendent du comportement combiné de tous les éléments du système (par exemple les caractéristiques
de couple du moteur, y compris le type de système de suralimentation, les caractéristiques de la charge,
de l'inertie, des amortissements) et donc de la conception particulière de tous les éléments concernés.
Le comportement dynamique de fréquence du groupe électrogène peut être directement lié à la vitesse
de la génératrice.
5.2 Fréquence de sécurité
Les seuils des fréquences de sécurité maximale et minimale doivent être différents conformément au
mode de fonctionnement du groupe électrogène: isolé ou couplé au réseau. Ces valeurs doivent être
supérieures ou inférieures à la plage de fréquence de chaque mode de fonctionnement.
6 Caractéristiques relatives à la tension
Les caractéristiques de tension des groupes électrogènes sont déterminées principalement par la
conception intrinsèque de l'alternateur et par les performances du régulateur automatique de tension.
Les caractéristiques de fréquence en régime permanent et en régime transitoire peuvent également
influer sur la tension de la génératrice (voir Figure 4).
Légende
t temps
U tension
ΔU bande de tolérance de tension en régime permanent
1 accroissement de charge
2 réduction de charge
Figure 4 — Caractéristiques de tension transitoire sans compensation du courant quadratique
de la chute de tension
7 Courant de court-circuit permanent
Le courant de court-circuit permanent, I , qui peut être important pour les appareils de sécurité
k
alimentés électriquement, peut être bien inférieur en service à la valeur «idéale» spécifiée par le
fabricant de la génératrice en cas de défaut aux bornes de la génératrice. La valeur réelle est affectée
par l'impédance du circuit entre la génératrice et l'emplacement du défaut (voir l'ISO 8528-3:2020, 8.3).
8 Facteurs affectant la performance des groupes électrogènes
8.1 Généralités
Les performances en fréquence et en tension d'un groupe électrogène dépendent des caractéristiques
des composants et des éléments du groupe électrogène.
8.2 Puissance
Parmi tous les facteurs qui concernent la puissance, les facteurs suivants sont particulièrement
importants et doivent être pris en compte lors du dimensionnement du groupe électrogène et de
l'appareillage de coupure:
a) l'application;
b) les exigences de puissance de la charge connectée;
c) le facteur de puissance de la charge;
d) les caractéristiques de démarrage de tous les moteurs électriques alimentés;
e) le facteur de diversité de la charge connectée;
f) les charges intermittentes;
g) l'effet des charges non linéaires;
h) les caractéristiques du réseau auquel le groupe électrogène peut être couplé.
Le profil de la charge connectée doit être pris en considération pour le dimensionnement de la
génératrice et du moteur alternatif à combustion interne, ainsi que pour l'appareillage de coupure.
8.3 Fréquence et tension
L'effet d'une brusque variation de charge sur les caractéristiques de fréquence et de tension en régime
transitoire d'un groupe électrogène dépend des facteurs suivants:
a) Le système de suralimentation du moteur alternatif à combustion interne;
b) La pression moyenne effective au frein, bmep, du moteur alternatif à combustion interne à la
puissance déclarée;
c) Le comportement du régulateur de vitesse;
d) La conception de l'alternateur;
e) Les caractéristiques du système d'excitation de l'alternateur;
f) Le comportement du régulateur de tension;
g) L'inertie de rotation de tout le groupe électrogène. Pour définir les caractéristiques de fréquence et
de tension du groupe électrogène dues aux variations de charge, il est nécessaire de déterminer les
capacités de prise de charge et de délestage, qui dépendent de la nature de la charge alimentée;
h) Les caractéristiques du réseau auquel le groupe électrogène peut être couplé.
8.4 Prise de charge
Puisqu'il est virtuellement impossible de quantifier toutes les influences sur la réponse du groupe
électrogène à une variation de charge instantanée, des valeurs de référence sont indiquées pour
l'application de la charge. Elles sont basées sur la chute de fréquence admissible. Les pressions
moyennes effectives au frein, bmep, les plus élevées impliquent généralement une prise de charge
progressive par paliers. Les Figures 5 et 6 illustrent des valeurs de référence des paliers de prise de
charge soudainement appliqués en fonction de la pression moyenne effective au frein à la puissance
déclarée des moteurs alternatifs à combustion interne.
La réponse des moteurs à allumage par étincelle diverge fortement de la réponse des moteurs diesel,
car les processus de combustion de ces deux organes sont totalement différents. Le comportement
en réponse à une variation de la charge doit être décidé d'un commun accord entre le client et le
constructeur.
Les délais entre les paliers de charge consécutifs dépendent des facteurs suivants:
a) la cylindrée du moteur alternatif à combustion interne;
b) la pression moyenne effective au frein du moteur alternatif à combustion interne;
c) le système de suralimentation du moteur alternatif à combustion interne;
d) le type de régulateur du moteur alternatif à combustion interne;
e) les caractéristiques du régulateur de tension;
f) l'inertie de rotation de l'ensemble groupe électrogène/moteur alternatif à combustion interne.
Si nécessaire, ces délais doivent faire l'objet d'un accord entre le constructeur du groupe électrogène et
le client.
Les critères de détermination de l'inertie de rotation minimale exigée sont les suivants:
— les valeurs admissibles pour la chute de fréquence;
— l'irrégularité cyclique;
— le cas échéant, les conditions de fonctionnement couplé.
Légende
bmep pression moyenne effective au frein de la puissance déclarée en bar
P accroissement de charge rapporté à la puissance déclarée dans les conditions du site
1 premier palier de charge
2 deuxième palier de charge
3 troisième palier de charge
4 quatrième palier de charge
5 cinquième palier de charge
6 sixième palier de charge
Figure 5 — Valeurs de référence maximales des paliers de prise de charge de la puissance
déclarée en fonction de la pression moyenne effective au frein, bmep, à la puissance déclarée
(moteurs à quatre temps diesel)
Lors de la prise de décision, il convient de tenir compte du comportement réel du moteur considéré lors
de la prise de charge (voir ISO 3046-4).
Légende
bmep pression moyenne effective au frein de la puissance déclarée en bar
P accroissement de charge rapporté à la puissance déclarée dans les conditions du site
1 premier palier de charge
2 deuxième palier de charge
3 troisième palier de charge
Figure 6 — Valeurs de référence maximales des paliers de prise de charge de la puissance
déclarée en fonction de la pression moyenne effective au frein, bmep, à la puissance déclarée
(moteurs à deux temps à régime rapide)
9 Irrégularité cyclique
L'irrégularité cyclique, δ , caractérise la fluctuation périodique de la vitesse due à l'irrégularité du
s
couple de la machine d'entraînement. C'est le rapport de la différence entre la valeur maximale et la
valeur minimale de la vitesse angulaire sur la vitesse angulaire moyenne de l'arbre de la génératrice
pour toute charge constante. En fonctionnement en solo, l'irrégularité cyclique donne lieu à une
modulation correspondante de la tension de la génératrice et est donc déterminée par mesurage de la
variation de tension de la génératrice, selon la Formule (1):
∧∧
UU−
max,smin,s
δ = (1)
s
∧
U
mean,s
Les modulations de tension entraînent des changements de la luminance des lampes. Cela peut créer le
phénomène visuel appelé scintillement.
La Figure 7 montre une forme d'onde simplifiée de scintillement de tension qui contient une modulation
∧
de fréquence f avec une amplitude a . La tension en régime permanent varie entre U et
f mod,s,max
∧
U .
mod,s,min
Les limites de la modulation de tension sont indiquées dans le Tableau 4.
Légende
t temps
U tension
Figure 7 — Modulation sinusoïdale de la tension d'une amplitude a et d'une fréquence f
f
Le scintillement de la tension dans la gamme de fréquences autour de 10 Hz devient gênant. La gêne
augmente très rapidement avec l'amplitude a de la fluctuation. La valeur équivalente du scintillement
f
de 10 Hz est défini comme suit:
ag=∑() a , où g désigne le facteur de pondération de la fréquence correspondant à la
10 ff f
composante de fréquence de modulation.
La Figure 8 illustre la courbe de distribution du facteur de pondération en fonction de la fréquence. La
fréquence à laquelle elle est la plus sensible est 10 Hz, valeur pour laquelle le facteur de pondération en
fréquence est de 1.
Légende
f fréquence
g coefficient de pondération de la fréquence
f
Figure 8 — Courbe de perception équivalente due à un changement de luminosité
Il incombe au fabricant du groupe électrogène de minimiser les irrégularités cycliques dans la gamme
de fréquences de 6 Hz à 15 Hz.
Une attention particulière doit être portée aux groupes électrogènes à moteurs à allumage par
−1 −1
compression (diesel) en fonctionnement couplé à vitesse faible (100 min à 180 min ), afin d'éviter
toute résonance entre l'irrégularité du couple moteur et les oscillations de fréquence électromécaniques
du groupe électrogène (voir ISO 8528-3:2020, 7.4).
NOTE Il est possible de modifier l'irrégularité cyclique de la vitesse de rotation de la génératrice par
rapport à la valeur mesurée de l'irrégularité cyclique du moteur alternatif à combustion interne, en installant
un accouplement élastique entre le moteur alternatif à combustion interne et la génératrice et/ou en modifiant le
moment d'inertie massique.
10 Caractéristiques relatives au démarrage
Les caractéristiques de démarrage dépendent de nombreux facteurs, tels que:
a) la température de l'air ambiant;
b) la température du moteur alternatif à combustion interne;
c) la pression de l'air de démarrage;
d) l'état des batteries de démarrage;
e) la viscosité de l'huile;
f) l'inertie totale du groupe électrogène;
g) la qualité du carburant;
h) l'état du dispositif de démarrage.
Ces caractéristiques font l'objet d'un accord entre le client et le constructeur du groupe électrogène
(voir Figure 9).
Légende
t temps
f fréquence
U tension
1 impulsion de démarrage
2 niveau d'atteinte de la vitesse d'allumage
3 courbe de tension
4 courbe de fréquence
Figure 9 — Caractéristiques de démarrage
11 Caractéristiques relatives aux délais d'arrêt
Les caractéristiques du temps d'arrêt dans la Figure 10 décrivent la procédure standard d'arrêt d'un
groupe électrogène. Lors du déclenchement de la commande d'arrêt (1) du groupe électrogène, la charge
est réduite dans la période t . À l'étape (2), le disjoncteur s'ouvre et fait sauter la tension et la fréquence
i
à leurs valeurs à vide. Pendant cette période t , le groupe électrogène fonctionne à vide jusqu'à ce que
c
les composants essentiels aient refroidi en dessous d'une température limite définie. Le signal d'arrêt
de l'alimentation en combustible est envoyé à l'étape (3) et le groupe électrogène fonctionne en roue
libre pendant l'intervalle t jusqu'à l'arrêt complet.
d
...
Questions, Comments and Discussion
Ask us and Technical Secretary will try to provide an answer. You can facilitate discussion about the standard in here.
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