ISO 8528-5:2013
(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
ISO 8528-5:2013 defines terms and specifies design and performance criteria arising out of the combination of a Reciprocating Internal Combustion (RIC) engine and an Alternating Current (a.c.) generator when operating as a unit. It applies to a.c. generating sets driven by RIC engines for land and marine use, excluding generating sets used on aircraft or to propel land vehicles and locomotives. For some specific applications (e.g. essential hospital supplies and high-rise buildings), supplementary requirements can be necessary. The provisions of ISO 8528-5:2013 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 ISO 8528-5:2013 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
L'ISO 8528-5:2013 définit les termes et 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. Elle est applicable aux groupes électrogènes à courant alternatif entraînés par moteurs alternatifs à combustion interne utilisés dans les applications terrestres et marines, à l'exclusion des groupes électrogènes utilisés à bord des aéronefs ou pour la propulsion de véhicules terrestres et de locomotives. Pour des applications particulières (par exemple alimentation principale d'hôpitaux, immeubles de grande hauteur), des exigences supplémentaires peuvent être nécessaires. Les dispositions de l'ISO 8528-5:2013 doivent être considérées comme une base pour définir toute exigence supplémentaire. Pour les groupes électrogènes mus par d'autres machines d'entraînement de type alternatif (par exemple les moteurs à vapeur), les dispositions de l'ISO 8528-5:2013 peuvent être utilisées comme base pour établir les exigences correspondantes.
General Information
Relations
Frequently Asked Questions
ISO 8528-5:2013 is a standard published by the International Organization for Standardization (ISO). Its full title is "Reciprocating internal combustion engine driven alternating current generating sets - Part 5: Generating sets". This standard covers: ISO 8528-5:2013 defines terms and specifies design and performance criteria arising out of the combination of a Reciprocating Internal Combustion (RIC) engine and an Alternating Current (a.c.) generator when operating as a unit. It applies to a.c. generating sets driven by RIC engines for land and marine use, excluding generating sets used on aircraft or to propel land vehicles and locomotives. For some specific applications (e.g. essential hospital supplies and high-rise buildings), supplementary requirements can be necessary. The provisions of ISO 8528-5:2013 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 ISO 8528-5:2013 can be used as a basis for establishing these requirements.
ISO 8528-5:2013 defines terms and specifies design and performance criteria arising out of the combination of a Reciprocating Internal Combustion (RIC) engine and an Alternating Current (a.c.) generator when operating as a unit. It applies to a.c. generating sets driven by RIC engines for land and marine use, excluding generating sets used on aircraft or to propel land vehicles and locomotives. For some specific applications (e.g. essential hospital supplies and high-rise buildings), supplementary requirements can be necessary. The provisions of ISO 8528-5:2013 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 ISO 8528-5:2013 can be used as a basis for establishing these requirements.
ISO 8528-5:2013 is classified under the following ICS (International Classification for Standards) categories: 27.020 - Internal combustion engines; 29.160.40 - Generating sets. The ICS classification helps identify the subject area and facilitates finding related standards.
ISO 8528-5:2013 has the following relationships with other standards: It is inter standard links to ISO 8528-5:2018, ISO 8528-5:2005. Understanding these relationships helps ensure you are using the most current and applicable version of the standard.
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Standards Content (Sample)
INTERNATIONAL ISO
STANDARD 8528-5
Third edition
2013-03-15
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 2013
© ISO 2013
All rights reserved. Unless otherwise specified, no part of this publication may be reproduced or utilized otherwise in any form
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Web www.iso.org
Published in Switzerland
ii © ISO 2013 – All rights reserved
Contents Page
Foreword .iv
1 Scope . 1
2 Normative references . 1
3 Symbols, terms and definitions . 1
4 Other regulations and additional requirements .15
5 Frequency characteristics .15
5.1 General .15
6 Overfrequency characteristics .16
7 Voltage characteristics .16
8 Sustained short-circuit current.16
9 Factors affecting generating set performance .16
9.1 General .16
9.2 Power .16
9.3 Frequency and voltage .16
9.4 Load acceptance .17
10 Cyclic irregularity .19
11 Starting characteristics.20
12 Stop time characteristics.21
13 Parallel operation .22
13.1 Active power sharing .22
13.2 Reactive power sharing .24
13.3 Influence on parallel-operating behaviour .26
14 Rating plates .26
15 Further factors influencing generating set performance .29
15.1 Starting methods .29
15.2 Shutdown methods .30
15.3 Fuel and lubrication oil supply .30
15.4 Combustion air .30
15.5 Exhaust system .30
15.6 Cooling and room ventilation .30
15.7 Monitoring .31
15.8 Noise emission .31
15.9 Coupling .31
15.10 Vibration .32
15.11 Foundations .32
16 Performance class operating limit values .33
16.1 General .33
16.2 Recommendation for gas engine operating limit values.33
Bibliography .36
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.
International Standards are drafted in accordance with the rules given in the ISO/IEC Directives, Part 2.
The main task of technical committees is to prepare International Standards. Draft International
Standards adopted by the technical committees are circulated to the member bodies for voting.
Publication as an International Standard requires approval by at least 75 % of the member bodies
casting a vote.
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.
ISO 8528-5 was prepared by Technical Committee ISO/TC 70, Internal combustion engines.
This third edition cancels and replaces the second edition (ISO 8528-5:2005), which has been
technically revised.
ISO 8528 consists of the following parts, under the general title Reciprocating internal combustion engine
driven alternating current generating sets:
— Part 1: Application, ratings and performance
— Part 2: Engines
— Part 3: Alternating current generators for generating sets
— Part 4: Controlgear and switchgear
— Part 5: Generating sets
— Part 6: Test methods
— Part 7: Technical declarations for specification and design
— Part 8: Requirements and tests for low-power generating sets
— Part 9: Measurement and evaluation of mechanical vibrations
— Part 10: Measurement of airborne noise by the enveloping surface method
1)
— Part 11 : Rotary uninterruptible power systems — Performance requirements and test methods
— Part 12: Emergency power supplies to safety services
1) Part 11 is published as IEC 88528-11:2004.
iv © ISO 2013 – All rights reserved
INTERNATIONAL STANDARD ISO 8528-5:2013(E)
Reciprocating internal combustion engine driven
alternating current generating sets —
Part 5:
Generating sets
1 Scope
This part of ISO 8528 defines terms and specifies design and performance criteria arising out of the
combination of a Reciprocating Internal Combustion (RIC) engine and an Alternating Current (a.c.)
generator when operating as a unit.
It applies to a.c. generating sets driven by RIC engines for land and marine use, excluding generating sets
used on aircraft or to propel land vehicles and locomotives.
For some specific applications (e.g. essential hospital supplies and high-rise buildings) supplementary
requirements can be necessary. The provisions of this part of ISO 8528 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 part of ISO 8528 can be used as a basis for establishing these requirements.
2 Normative references
The following documents, in whole or in part, are normatively referenced in this document and are
indispensable for its application. For dated references, only the edition cited applies. For undated
references, the latest edition of the referenced document (including any amendments) applies.
ISO 3046-5:2001, Reciprocating internal combustion engines — Performance — Part 5: Torsional vibrations
ISO 8528-1:2005, Reciprocating internal combustion engine driven alternating current generating sets —
Part 1: Application, ratings and performance
ISO 8528-3:2005, Reciprocating internal combustion engine driven alternating current generating sets —
Part 3: Alternating current generators for generating sets
IEC 60034-1:2004, Rotating electrical machines — Part 1: Rating and performance
3 Symbols, terms and definitions
For indications of technical data for electrical equipment, IEC uses the term “rated” and the subscript
“N”. For indications of technical data for mechanical equipment, ISO uses the term “declared” and the
subscript “r”. Therefore, in this part of ISO 8528, the term “rated” is applied only to electrical items.
Otherwise, the term “declared” is used throughout.
An explanation of the symbols and abbreviations used in this International Standard are shown in Table 1.
Table 1 — Symbols, terms and definitions
Symbol Term Unit Definition
f Frequency Hz —
f Maximum transient frequency rise (over- Hz Maximum frequency which occurs on
d,max
shoot frequency) sudden change from a higher to a lower
power.
The symbol is different from that given in
ISO 3046-4:2009.
f Maximum transient frequency drop (under- Hz Minimum frequency which occurs on
d,min
shoot frequency) sudden change from a lower to a higher
power.
The symbol is different from that given in
ISO 3046-4:2009.
a
f Operating frequency of overfrequency limit- Hz The frequency at which, for a given setting
do
ing device frequency, the overfrequency limiting
device starts to operate.
f Setting frequency of overfrequency limiting Hz The frequency of the generating set, the
ds
device exceeding of which activates the overfre-
quency limiting device.
In practice, instead of the value for the
setting frequency, the value for the per-
missible overfrequency is stated (also see
Table 1 of ISO 8528-2:2005).
f No-load frequency Hz —
i
f Rated no-load frequency Hz —
i,r
b
f Maximum permissible frequency Hz A frequency specified by the generating
max
set manufacturer which lies a safe amount
below the frequency limit (see Table 1 of
ISO 8528-2:2005)
f Declared frequency (rated frequency) Hz —
r
f Maximum no-load frequency Hz —
i,max
f Minimum no-load frequency Hz —
i,min
f Frequency at actual power Hz —
arb
∧
Width of frequency oscillation Hz —
f
∨
I Sustained short-circuit current A —
k
t Time s —
t Total stopping time s Time interval from the stop command
a
until the generating set has come to a com-
plete stop and is given by:
t = t + t + t
a i c d
t Load pick-up readiness time s Time interval from the start command
b
until ready for supplying an agreed power,
taking into account a given frequency and
voltage tolerance and is given by:
t = t + t
b p g
a
For a given generating set the operating frequency depends on the total inertia of the generating set and the design of
the overfrequency protection system.
b
The frequency limit (see Figure 3 of ISO 8528-2:2005) is the calculated frequency which the engine and generator of the
generating set can sustain without risk of damage.
2 © ISO 2013 – All rights reserved
Table 1 (continued)
Symbol Term Unit Definition
t Off-load run-on time s Time interval from the removal of the
c
load until generating set off signal is given
to the generating set. Also known as the
“cooling run-on time”.
t Run-down time s Time from the generating set off signal
d
to when the generating set has come to a
complete stop.
t Load pick-up time s Time interval from start command until
e
the agreed load is connected and is given
by:
t = t + t + t
e p g s
t Frequency recovery time after load decrease s The time interval between the departure
f,de
from the steady-state frequency band
after a sudden specified load decrease and
the permanent re-entry of the frequency
into the specified steady-state frequency
tolerance band (see Figure 4).
t Frequency recovery time after load increase s The time interval between the departure
f,in
from the steady-state frequency band
after a sudden specified load increase and
the permanent re-entry of the frequency
into the specified steady-state frequency
tolerance band (see Figure 4).
t Total run-up time s Time interval from the beginning of
g
cranking until ready for supplying an
agreed power, taking into account a given
frequency and voltage tolerance.
t Run-up time s Time interval from the beginning of
h
cranking until the declared speed is
reached for the first time.
t On-load run-on time s Time interval from a stop command being
i
given until the load is disconnected (auto-
matic sets).
t Start preparation time s Time interval from the start command
p
until the beginning of cranking.
t Load switching time s Time from readiness to take up an agreed
s
load until this load is connected.
t Interruption time s Time interval from the appearance of the
u
criteria initiating a start until the agreed
load is connected and is given by:
t = t + t + t + t
u v p g s
= t + t
v e
This time shall be particularly taken into
account for automatically started generat-
ing sets (see Clause 11).
Recovery time (ISO 8528-12:1997) is a
particular case of interruption time.
a
For a given generating set the operating frequency depends on the total inertia of the generating set and the design of
the overfrequency protection system.
b
The frequency limit (see Figure 3 of ISO 8528-2:2005) is the calculated frequency which the engine and generator of the
generating set can sustain without risk of damage.
Table 1 (continued)
Symbol Term Unit Definition
t Voltage recovery time after load decrease s Time interval from the point at which a
U,de
load decrease is initiated until the point
when the voltage returns to and remains
within the specified steady-state voltage
tolerance band (see Figure 5).
t Voltage recovery time after load increase s Time interval from the point at which a
U,in
load increase is initiated until the point
when the voltage returns to and remains
within the specified steady-state voltage
tolerance band (see Figure 5).
t Start delay time s Time interval from the appearance of the
v
criteria initiating a start to the starting
command (particularly for automati-
cally started generating units). This time
does not depend on the applied generat-
ing set. The exact value of this time is the
responsibility of and is determined by
the customer or, if required, by special
requirements of legislative authorities.
For example, this time is provided to avoid
starting in case of a very short mains
failure.
t Cranking time s Time interval from the beginning of
z
cranking until the firing speed of the
engine is reached.
t Pre-lubricating time s Time required for some engines to ensure
that oil pressure is established before the
beginning of cranking. This time is usually
zero for small generating sets, which nor-
mally do not require pre-lubrication.
Rate of change of frequency setting under
v Rate of change of frequency setting
f
remote control expressed as a percentage
of related range of frequency setting per
second and is given by:
()ff− / f
i,maxi,min r
v = ×100
f
t
Rate of change of voltage setting under
v Rate of change of voltage setting
u
remote control expressed as a percentage
of the related range of voltage setting per
second and is given by:
()UU− /U
s,up s,do r
v = ×100
U
t
U Downward adjustable voltage V —
s,do
U Upward adjustable voltage V —
s,up
a
For a given generating set the operating frequency depends on the total inertia of the generating set and the design of
the overfrequency protection system.
b
The frequency limit (see Figure 3 of ISO 8528-2:2005) is the calculated frequency which the engine and generator of the
generating set can sustain without risk of damage.
4 © ISO 2013 – All rights reserved
Table 1 (continued)
Symbol Term Unit Definition
U Rated voltage V Line-to-line voltage at the terminals of the
r
generator at rated frequency and at rated
output.
Rated voltage is the voltage assigned by
the manufacturer for operating and per-
formance characteristics.
U Recovery voltage V Maximum obtainable steady-state voltage
rec
for a specified load condition.
Recovery voltage is normally expressed as
a percentage of the rated voltage. It nor-
mally lies within the steady-state voltage
tolerance band (ΔU). For loads in excess of
the rated load, recovery voltage is limited
by saturation and exciter/regulator field
forcing capability (see Figure 5).
U Set voltage V Line-to-line voltage for defined operation
s
selected by adjustment.
U Maximum steady-state voltage V Maximum voltage under steady-state con-
st,max
ditions at rated frequency for all powers
between no-load and rated output and at
specified power factor, taking into account
the influence of temperature rise.
U Minimum steady-state voltage V Minimum voltage under steady-state con-
st,min
ditions at rated frequency for all powers
between no-load and rated output and at
specified power factor, taking into account
the influence of temperature rise.
U No-load voltage V Line-to-line voltage at the terminals of the
generator at rated frequency and no-load.
U Maximum upward transient voltage on load V Maximum voltage which occurs on a sud-
dyn,max
decrease den change from a higher load to a lower
load.
U Minimum downward transient voltage on V Minimum voltage which occurs on a sud-
dyn,min
load increase den change from a lower load to a higher
load.
ˆ Maximum peak value of set voltage V —
U
max,s
ˆ Minimum peak value of set voltage V —
U
min,s
ˆ
Average value of the maximum and mini- V —
U
mean,s
mum peak value of set voltage
a
For a given generating set the operating frequency depends on the total inertia of the generating set and the design of
the overfrequency protection system.
b
The frequency limit (see Figure 3 of ISO 8528-2:2005) is the calculated frequency which the engine and generator of the
generating set can sustain without risk of damage.
Table 1 (continued)
Symbol Term Unit Definition
Quasi-periodic voltage variation (peak-to-
ˆ
Voltage modulation %
U
mod,s
peak) about a steady-state voltage having
typical frequencies below the fundamen-
tal generation frequency, expressed as
a percentage of average peak voltage at
rated frequency and constant speed:
ˆˆ
UU−
mod,s,maxmod,s,min
ˆ
U = 2 ×1000
mod,s
ˆˆ
UU+
mod,s,maxmod,s,min
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 volt-
age modulation (see Figures 11 and 12).
ˆ
Maximum peak of voltage modulation V Quasi-periodic maximum voltage varia-
U
mod,s,max
tion (peak-to-peak) about a steady-state
voltage
ˆ
Minimum peak of voltage modulation V Quasi-periodic minimum voltage varia-
U
mod,s,min
tion (peak-to-peak) about a steady-state
voltage
∧
Width of voltage oscillation V —
U
∨
Δf Downward frequency deviation from linear Hz —
neg
curve
Δf Upward frequency deviation from linear Hz —
pos
curve
Δf Steady-state frequency tolerance band The agreed frequency band about the
steady-state frequency which the fre-
quency reaches within a given governing
period after increase or decrease of the
load.
Δf Maximum frequency deviation from a linear Hz The larger value of Δf and Δf that
c neg pos
curve occur between no load and rated load (see
Figure 2)
The range between the highest and lowest
Δf Range of frequency setting Hz
s
adjustable no-load frequencies (see Fig-
ure 1) as given by:
Δff=− f
si,max i,min
Range between the declared no-load fre-
Δf Downward range of frequency setting Hz
s,do
quency and the lowest adjustable no-load
frequency (see Figure 1) as given by:
Δff=− f
s,do i,ri,min
Range between the highest adjustable no-
Δf Upward range of frequency setting Hz
s,up
load frequency and the declared no-load
frequency (see Figure 1) as given by:
Δff=− f
s,up i,maxi,r
a
For a given generating set the operating frequency depends on the total inertia of the generating set and the design of
the overfrequency protection system.
b
The frequency limit (see Figure 3 of ISO 8528-2:2005) is the calculated frequency which the engine and generator of the
generating set can sustain without risk of damage.
6 © ISO 2013 – All rights reserved
Table 1 (continued)
Symbol Term Unit Definition
Agreed voltage band about the steady-
ΔU Steady-state voltage tolerance band V
state voltage that the voltage reaches
within a given regulating period after a
specified sudden increase or decrease of
load. Unless otherwise stated it is given
by:
U
r
ΔUU=×2δ
st
Range of maximum possible upward and
ΔU Range of voltage setting V
s
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 as given by:
ΔΔUU=+ΔU
ss,ups,do
Range between the rated voltage and
ΔU Downward range of voltage setting V
s,do
downward adjustment of voltage at the
generator terminals at rated frequency,
for all loads between no-load and rated
output and within the agreed range of
power factor as given by:
ΔUU=− U
s,do rs,do
Range between the rated voltage and
ΔU Upward range of voltage setting V
s,up
upward adjustment of voltage at the gen-
erator terminals at rated frequency, for all
loads between no-load and rated output
and within the agreed range of power fac-
tor as given by:
ΔUUU=−
s,up s,up r
Maximum deviation from a linear fre-
Δδ f Frequency/power characteristic deviation %
st
quency/power characteristic curve in
the power range between no-load and
declared power, expressed as a percentage
of rated frequency (see Figure 2) as given
by:
Δf
c
Δδ f =×100
st
f
r
— Frequency/power characteristic curve — Curve of steady-state frequencies in
the power range between no-load and
declared power, plotted against active
power of generating set (see Figure 2).
The tolerance band expressed as a per-
α Related steady-state voltage tolerance band %
U
centage of the rated voltage as given by:
ΔU
α =×100
U
U
r
a
For a given generating set the operating frequency depends on the total inertia of the generating set and the design of
the overfrequency protection system.
b
The frequency limit (see Figure 3 of ISO 8528-2:2005) is the calculated frequency which the engine and generator of the
generating set can sustain without risk of damage.
Table 1 (continued)
Symbol Term Unit Definition
This tolerance band expressed as a per-
α Related frequency tolerance band %
f
centage of the rated frequency as given by:
Δf
α =×100
f
f
r
∧
β Steady-state frequency band %
f
f
∨
Envelope width oscillation of generat-
ing set frequency at constant power
around a mean value, expressed as a
percentage of rated frequency as given by:
∧
f
∨
β =×100
f
f
r
The maximum value of β occurring in the
f
range between 20 % power and declared
power shall be stated.
For powers below 20 %, the steady-state
frequency band can show higher values
(see Figure 3), but shall allow synchroni-
zation.
Temporary frequency deviation between
-
Transient frequency deviation (from initial %
δ f
d
undershoot frequency and initial fre-
frequency) on load increase (-) related to
quency during the governing process fol-
initial frequency
lowing a sudden load increase, related to
initial frequency, expressed as a percent-
age as given by:
ff−
- d,minarb
δ f = ×100
d
f
arb
A minus sign relates to an undershoot
after a load increase, and a plus sign to an
overshoot after a load decrease.
Transient frequency deviation shall be in
the allowable consumer frequency toler-
ance.
a
For a given generating set the operating frequency depends on the total inertia of the generating set and the design of
the overfrequency protection system.
b
The frequency limit (see Figure 3 of ISO 8528-2:2005) is the calculated frequency which the engine and generator of the
generating set can sustain without risk of damage.
8 © ISO 2013 – All rights reserved
Table 1 (continued)
Symbol Term Unit Definition
Temporary frequency deviation between
+
Transient frequency deviation (from initial %
δ f
d
overshoot frequency and initial frequency
frequency) on load decrease (+) related to
during the governing process following
initial frequency
a sudden load decrease, related to initial
frequency, expressed as a percentage as
given by:
ff−
d,maxarb
+
δ f = ×100
d
f
arb
A minus sign relates to an undershoot
after a load increase, and a plus sign to an
overshoot after a load decrease.
Transient frequency deviation shall be in
the allowable consumer frequency toler-
ance.
Temporary frequency deviation between
−
Transient frequency deviation (from initial %
δ f
dyn
undershoot (or overshoot) frequency and
frequency) on load increase (-) related to
initial frequency during the governing
rated frequency
process following a sudden load change,
related to rated frequency, expressed as a
percentage as given by:
ff−
d,minarb
−
δ f = ×100
dyn
f
r
Transient frequency deviation shall be in
the allowable consumer frequency
tolerance.
A minus sign relates to an undershoot
after a load increase, and a plus sign to an
overshoot after a load decrease.
Temporary frequency deviation between
+
Transient frequency deviation (from initial %
δ f
dyn
overshoot frequency and initial frequency
frequency) on load decrease (+) related to
during the governing process following
rated frequency
a sudden load change, related to rated
frequency, expressed as a percentage as
given by:
ff−
+ d,maxarb
δ f = ×100
dyn
f
r
Transient frequency deviation shall be in
the allowable consumer frequency
tolerance.
A minus sign relates to an undershoot
after a load increase, and a plus sign to an
overshoot after a load decrease.
a
For a given generating set the operating frequency depends on the total inertia of the generating set and the design of
the overfrequency protection system.
b
The frequency limit (see Figure 3 of ISO 8528-2:2005) is the calculated frequency which the engine and generator of the
generating set can sustain without risk of damage.
Table 1 (continued)
Symbol Term Unit Definition
Transient voltage deviation on load
−
Transient voltage deviation on load increase %
δU
dyn
increase is the voltage drop when the
generator, driven at rated frequency and
at rated voltage under normal excita-
tion control, is switched onto rated load,
expressed as a percentage of rated voltage
as given by:
UU−
dyn,minr
−
δU = ×100
dyn
U
r
Transient voltage deviation shall be in the
allowable consumer voltage tolerance.
A minus sign relates to an undershoot
after a load increase, and a plus sign to an
overshoot after a load decrease.
Transient voltage deviation on load
+
Transient voltage deviation on load decrease %
δU
dyn
decrease is the voltage rise when the
generator, driven at rated frequency and
at rated voltage under normal excitation
control, has a sudden rejection of rated
load, expressed as a percentage of rated
voltage as given by:
UU−
dyn,maxr
+
δU = ×100
dyn
U
r
Transient voltage deviation shall be in the
allowable consumer voltage tolerance.
A minus sign relates to an undershoot
after a load increase, and a plus sign to an
overshoot after a load decrease.
Range of frequency setting, expressed as a
δ f Related range of frequency setting %
s
percentage of rated frequency as given by:
ff−
i,maxi,min
δ f = ×100
s
f
r
Range of downward frequency setting
δ f Related downward range of frequency set- %
s,do
expressed as a percentage of the rated
ting
frequency as given by:
ff−
i,ri,min
δ f = ×100
s,do
f
r
Range of upward frequency setting
δ f Related upward range of frequency setting %
s,up
expressed as a percentage of the rated
frequency as given by:
ff−
i,maxi,r
δ f = ×100
s,up
f
r
a
For a given generating set the operating frequency depends on the total inertia of the generating set and the design of
the overfrequency protection system.
b
The frequency limit (see Figure 3 of ISO 8528-2:2005) is the calculated frequency which the engine and generator of the
generating set can sustain without risk of damage.
10 © ISO 2013 – All rights reserved
Table 1 (continued)
Symbol Term Unit Definition
Frequency difference between rated no-
δ f Frequency droop %
st
load frequency and the rated frequency f
r
at declared power expressed as a percent-
age of rated frequency at fixed frequency
setting (see Figure 1) as given by:
ff−
i,rr
δ f = ×100
st
f
r
δ Grade of quadrature-current compensation — —
QCC
droop
δ Cyclic irregularity — —
s
Difference between the setting frequency
δ f Overfrequency setting ratio %
lim
of the overfrequency limiting device and
the rated frequency divided by the rated
frequency, expressed as a percentage as
given by:
ff−
ds r
δ f = ×100
lim
f
r
Maximum deviation from the set voltage
δ U Steady-state voltage deviation %
st
under steady-state conditions at rated
frequency for all powers between no-load
and rated output and at specified power
factor, taking into account the influence of
temperature rise. The steady-state voltage
deviation is expressed as a percentage of
the rated voltage as given by:
UU−
st,max st,min
δU =± ×100
st
2U
r
Range of voltage setting expressed as a
δ U Related range of voltage setting %
s
percentage of the rated voltage as given
by:
ΔUU+Δ
s,up s,do
δU = ×100
s
U
r
Downward range of voltage setting
δ U Related downward range of voltage setting %
s,do
expressed as a percentage of the rated
voltage as given by:
UU−
rs,do
δU = ×100
s,do
U
r
a
For a given generating set the operating frequency depends on the total inertia of the generating set and the design of
the overfrequency protection system.
b
The frequency limit (see Figure 3 of ISO 8528-2:2005) is the calculated frequency which the engine and generator of the
generating set can sustain without risk of damage.
Table 1 (continued)
Symbol Term Unit Definition
Upward range of voltage setting expressed
δ U Related upward range of voltage setting %
s,up
as a percentage of the rated voltage as
given by:
UU−
s,up r
δU = ×100
s,up
U
r
δ U Voltage unbalance % Ratio of the negative-sequence or the
2,0
zero-sequence voltage components to the
positive-sequence voltage components at
no-load. Voltage unbalance is expressed as
a percentage of rated voltage.
a
For a given generating set the operating frequency depends on the total inertia of the generating set and the design of
the overfrequency protection system.
b
The frequency limit (see Figure 3 of ISO 8528-2:2005) is the calculated frequency which the engine and generator of the
generating set can sustain without risk of damage.
Key
P Power
f Frequency
1 Frequency/power characteristic curve
2 Power limit (the power limit of the generating set depends upon the power limit of the RIC engine (e.g. fuel
stop power) taking into account the efficiency of the a.c. generator)
a
Upward frequency setting range
b
Downward frequency setting range
c
Range of frequency setting
Figure 1 — Frequency / power characteristic, range of frequency setting
12 © ISO 2013 – All rights reserved
Key
P Power
f Frequency
1 Linear frequency/power characteristic curve
2 Frequency/power characteristic curve
a
Frequency/power characteristic deviation
Figure 2 — Frequency/power characteristic, deviation from the linear curve
Key
t Time
f Frequency
Figure 3 — Steady-state frequency band
Key
t Time
f Frequency
1 Power increase
2 Power decrease
Figure 4 — Dynamic frequency behaviour
14 © ISO 2013 – All rights reserved
Key
t Time
U Voltage
1 Power increase
2 Power decrease
Figure 5 — Transient voltage characteristics without quadrature-current compensation
voltage droop
4 Other regulations and additional requirements
For a.c. generating sets used on board ships and offshore installations which have to comply with rules
of a classification society, the additional requirements of the classification society shall be observed.
The classification society name shall be stated by the customer prior to placing of the order.
For a.c. generating sets operating in non-classified equipment, any additional requirements are subject
to agreement between the manufacturer and customer.
If special requirements from any other regulatory authority (e.g. inspecting and/or legislative authorities)
have to 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 Frequency characteristics
5.1 General
The generating set steady-state frequency characteristics depend mainly on the performance of the
engine speed governor.
The dynamic frequency characteristics, i.e. the response to load changes, depend on the combined
behaviour of all the system components (e.g. the engine torque characteristics, including type of
turbocharging system, the characteristics of the load, the inertia’s and the damping (see Table 1) and
thus on the individual design of all the relevant components. The dynamic frequency behaviour of the
generating set can be related directly to the generator speed.
Terms, symbols and definitions related to frequency characteristics are given in Table 1 (see Figures 1,
2, 3 and 4).
6 Overfrequency characteristics
The terms, symbols and definitions related to overfrequency characteristics are given in Table 1.
7 Voltage characteristics
The generating set voltage characteristics are determined mainly by the inherent design of the a.c.
generator and the performance of the automatic voltage regulator. Both the steady-state and the
transient frequency characteristics can also influence the generator voltage (see Figure 5).
Terms, symbols and definitions related to voltage characteristics are given in Table 1.
8 Sustained short-circuit current
The sustained short-circuit current, I , which can be important to current-operated protective devices,
k
can well be lower in service than the “ideal” value specified by the generator manufacturer for a fault
at the generator terminals. The actual value will be influenced by the circuit impedance between the
generator and the location of the fault (also see 10.3 of ISO 8528-3:2005).
9 Factors affecting generating set performance
9.1 General
The frequency and voltage performance of a generating set depends on the characteristics of component
parts of the generating set.
9.2 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; and
g) effect of nonlinear loads.
Consideration shall be given to the profile of the connected load in “sizing” the RIC engine and generator,
as well as the switchgear.
9.3 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;
16 © ISO 2013 – All rights reserved
b) brake mean effective pressure, p , of the RIC engine at declared power;
me
c) speed governor behaviour;
d) a.c. generator design;
e) a.c. generator excitation system characteristics;
f) voltage regulator behaviour;
g) rotational inertia of the whole generating set.
In order to establish the frequency and voltage characteristics of the generating set due to load changes, it is
necessary to determine maximum switched-on or switched-off loads given by the connected load equipment.
9.4 Load acceptance
Since it is practically impossible to quantify all influences on the generating set response to dynamic
loading, reference values for load application are given based on the permissible drop in frequency. A
higher brake mean effective pressure, p , usually makes loading in several steps necessary. Figures 6
me
and 7 show reference values for suddenly applied load steps depending on p at declared power for
me
diesel engines.
The response behaviour of gas engines is quite different to the response behaviour of diesel engines
because of completely different combustion phenomena. The procedure of dynamic loading shall be
decided by mutual agreement between the customer and the manufacturer.
The time intervals between the application of consecutive load steps depend on:
a) the swept volume of the RIC engine;
b) the RIC engine brake mean effective pressure;
c) the RIC engine turbo-charging system installed;
d) the type of RIC engine governor installed;
e) the installed voltage regulator characteristics; and
f) the rotational inertia of the complete generating set /RIC engine combination.
If necessary, these time intervals shall be agreed between the generating set manufacturer and the customer.
Criteria for establishing the required minimum rotational inertia are:
g) the permitted drop in frequency;
h) the cyclic irregularity; and
i) if appropriate, the behaviour in case of parallel operation.
Key
p declared power mean effective pressure
me
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 range
5 fifth power range
Figure 6 — Reference values for maximum possible sudden power increases as a function of
brake mean effective pressure, pme, at declared power (four-stroke engines)
For decision making purposes, the actual power acceptance behaviour of the engine to be used should
be considered (see ISO 3046-4:2009).
18 © ISO 2013 – All rights reserved
Key
p declared power mean effective pressure
me
P power increase referred to declared power at site conditions
1 first power stage
2 second power stage
3 third power stage
Figure 7 — Reference values for maximum possible sudden power increases as a function of
brake mean effective pressure, pme, at declared power (two-stroke high-speed engines)
For decision making purposes, the actual power acceptance behaviour of the engine to be used should
be considered (see ISO 3046-
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 8528-5
Troisième édition
2013-03-15
Groupes électrogènes à courant
alternatif entraînés par moteurs
alternatifs à combustion interne —
Partie 5:
Groupes électrogènes
Reciprocating internal combustion engine driven alternating current
generating sets —
Part 5: Generating sets
Numéro de référence
©
ISO 2013
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© ISO 2013
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sous quelque forme que ce soit et par aucun procédé, électronique ou mécanique, y compris la photocopie, l’affichage sur
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Tel. + 41 22 749 01 11
Fax + 41 22 749 09 47
E-mail copyright@iso.org
Web www.iso.org
Publié en Suisse
ii © ISO 2013 – Tous droits réservés
Sommaire Page
Avant-propos .iv
1 Domaine d’application . 1
2 Références normatives . 1
3 Termes, symboles et définitions . 1
4 Autres règlements et exigences supplémentaires .16
5 Caractéristiques relatives à la fréquence .16
5.1 Généralités .16
6 Caractéristiques relatives à la surfréquence .17
7 Caractéristiques relatives à la tension .17
8 Courant de court-circuit permanent .17
9 Facteurs affectant la performance des groupes électrogènes .17
9.1 Généralités .17
9.2 Puissance .17
9.3 Fréquence et tension . .18
9.4 Prise de charge .18
10 Irrégularité cyclique .20
11 Caractéristiques relatives au démarrage .21
12 Caractéristiques relatives aux délais d’arrêt .22
13 Fonctionnement couplé .23
13.1 Répartition de la puissance active .23
13.2 Répartition de la puissance réactive .25
13.3 Incidence sur le comportement en fonctionnement couplé .27
14 Plaques signalétiques .27
15 Autres facteurs ayant un impact sur la performance du groupe électrogène .30
15.1 Moyens de démarrage .30
15.2 Moyens d’arrêt .31
15.3 Alimentation en carburant et en huile de lubrification .31
15.4 Air pour la combustion .31
15.5 Dispositif d’échappement .31
15.6 Refroidissement du groupe électrogène et ventilation du local .31
15.7 Surveillance.32
15.8 Émissions de bruit .32
15.9 Accouplement .32
15.10 Vibrations .33
15.11 Fondations .33
16 Valeurs limites de fonctionnement et classes de performance .34
16.1 Généralités .34
16.2 Valeur limites recommandées pour un fonctionnement avec moteur à gaz.34
Bibliographie .37
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 (CEI) en ce qui concerne
la normalisation électrotechnique.
Les Normes internationales sont rédigées conformément aux règles données dans les Directives
ISO/CEI, Partie 2.
La tâche principale des comités techniques est d’élaborer les Normes internationales. Les projets de
Normes internationales adoptés par les comités techniques sont soumis aux comités membres pour vote.
Leur publication comme Normes internationales requiert l’approbation de 75 % au moins des comités
membres votants.
L’attention est appelée 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.
L’ISO 8528-5 a été élaborée par le comité technique ISO/TC 70, Moteurs à combustion interne.
Cette troisième édition annule et remplace la deuxième édition (ISO 8528-5:2005), qui a fait l’objet d’une
révision technique.
L’ISO 8528 comprend les parties suivantes, présentées sous le titre général Groupes électrogènes à
courant alternatif entraînés par moteurs alternatifs à combustion interne:
— Partie 1: Application, caractéristiques et performances
— Partie 2: Moteurs
— Partie 3: Alternateurs pour groupes électrogènes
— Partie 4: Appareillage de commande et de coupure
— Partie 5: Groupes électrogènes
— Partie 6: Méthodes d’essai
— Partie 7: Déclarations techniques pour la spécification et la conception
— Partie 8: Prescriptions et essais pour groupes électrogènes de faible puissance
— Partie 9: Mesurage et évaluation des vibrations mécaniques
— Partie 10: Mesurage du bruit aérien par la méthode de la surface enveloppe
— Partie 11: Systèmes électriques alternatifs sans interruption — Exigences de performance et
1)
méthodes d’essai
— Partie 12: Alimentation électrique de secours des services de sécurité
1) La partie 11 est publiée en tant que CEI 88528-11:2004.
iv © ISO 2013 – Tous droits réservés
NORME INTERNATIONALE ISO 8528-5:2013(F)
Groupes électrogènes à courant alternatif entraînés par
moteurs alternatifs à combustion interne —
Partie 5:
Groupes électrogènes
1 Domaine d’application
La présente partie de l’ISO 8528 définit les termes et 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.
Elle est applicable aux groupes électrogènes à courant alternatif entraînés par moteurs alternatifs à
combustion interne utilisés dans les applications terrestres et marines, à l’exclusion des groupes
électrogènes utilisés à bord des aéronefs ou pour la propulsion de véhicules terrestres et de locomotives.
Pour des applications particulières (par exemple alimentation principale d’hôpitaux, immeubles de
grande hauteur), des exigences supplémentaires peuvent être nécessaires. Les dispositions de la
présente partie de l’ISO 8528 doivent être considérées comme une base pour définir toute exigence
supplémentaire.
Pour les groupes électrogènes mus par d’autres machines d’entraînement de type alternatif (par exemple
les moteurs à vapeur), les dispositions de la présente partie de l’ISO 8528 peuvent être utilisées comme
base pour établir les exigences correspondantes.
2 Références normatives
Les documents suivants, en tout ou partie, sont référencés normativement dans le présent document
et sont indispensables pour son application. 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 3046-5:2001, Moteurs alternatifs à combustion interne — Performances — Partie 5: Vibrations de torsion
ISO 8528-1:2005, Groupes électrogènes à courant alternatif entraînés par moteurs alternatifs à combustion
interne — Partie 1: Application, caractéristiques et performances
ISO 8528-3:2005, Groupes électrogènes à courant alternatif entraînés par moteurs alternatifs à combustion
interne — Partie 3: Alternateurs pour groupes électrogènes
CEI 60034-1:2004, Machines électriques tournantes — Partie 1: Caractéristiques assignées et
caractéristiques de fonctionnement
3 Termes, symboles et définitions
Pour l’indication des caractéristiques techniques du matériel électrique, la CEI utilise le terme «assigné»
et l’indice «N». Pour les caractéristiques techniques des équipements mécaniques, l’ISO utilise le terme
«déclaré» et l’indice «r». Dans la présente partie de l’ISO 8528, le terme «assigné» s’applique donc
uniquement aux dispositifs électriques. Dans les autres cas, le terme «déclaré» est utilisé.
Le Tableau 1 fournit une explication des symboles et des abréviations utilisés dans la présente Norme
internationale.
Tableau 1 — Termes, symboles et définitions
Symbole Terme Unité Définition
f fréquence Hz —
f fréquence maximale transitoire (surfré- Fréquence maximale qui provient d’une chute
d,max
quence) brusque de la puissance.
Hz
Le symbole est différent de celui indiqué dans
l’ISO 3046-4:2009.
f fréquence minimale transitoire (sous- Fréquence minimale qui provient d’un accroisse-
d,min
fréquence) ment brusque de la puissance.
Hz
Le symbole est différent de celui indiqué dans
l’ISO 3046-4:2009.
a
f fréquence d’action du limiteur de sur- Fréquence à laquelle, pour un réglage donné, le
do
fréquence Hz limiteur de surfréquence commence à fonction-
ner.
f fréquence de déclenchement du limiteur Fréquence du groupe électrogène, dont le
ds
de surfréquence dépassement active le dispositif de limitation de
surfréquence.
Hz
Dans la pratique, c’est la valeur de surfréquence
admissible qui est déclarée au lieu de la fré-
quence de déclenchement (voir également le
Tableau 1 de l’ISO 8528-2:2005).
f fréquence à vide Hz —
i
f fréquence à vide assignée Hz —
i,r
b
f fréquence maximale admissible Fréquence spécifiée par le constructeur du
max
groupe électrogène, située suffisamment au-des-
Hz
sous de la fréquence limite (voir le Tableau 1 de
l’ISO 8528-2:2005).
f fréquence déclarée (fréquence assi- —
r
Hz
gnée)
f fréquence maximale à vide Hz —
i,max
f fréquence minimale à vide Hz —
i,min
f fréquence sous charge arbitraire Hz —
arb
∧
étendue des oscillations de fréquence —
f
Hz
∨
I courant de court-circuit permanent A —
k
t temps s —
t délai d’arrêt total du groupe électro- Délai entre l’ordre d’arrêt du groupe électro-
a
gène gène et l’arrêt complet de celui-ci, calculé selon
s
l’équation:
t = t + t + t
a i c d
t délai de préparation de prise de charge Intervalle de temps entre l’ordre de démarrage
b
et l’instant où le groupe électrogène est prêt
à fournir une puissance convenue, en tenant
s
compte des tolérances de fréquence et de tension
données, calculé selon l’équation:
t = t + t
b p g
a
Pour un groupe électrogène donné, la fréquence de fonctionnement dépend de l’inertie totale du groupe électrogène et
de la conception du système de protection contre la surfréquence.
b
La fréquence limite (voir la Figure 3 de l’ISO 8528-2:2005) est la fréquence calculée que le moteur et la génératrice du
groupe électrogène peuvent supporter sans risque de détérioration.
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Tableau 1 (suite)
Symbole Terme Unité Définition
t délai de refroidissement Intervalle de temps entre la suppression de la
c
charge et l’instant où le signal d’arrêt du groupe
s
électrogène est donné. Ce délai est également
connu sous le nom de «temps de marche à vide»
t délai d’arrêt Délai entre le signal d’arrêt du groupe électro-
d
s
gène et l’arrêt complet de celui-ci
t délai d’intervention Intervalle de temps entre l’ordre de démarrage
e
et l’alimentation de la charge convenue, calculé
s
selon l’équation:
t = t + t + t
e p g s
t temps de rétablissement de la fré- Intervalle de temps compris, après une réduction
f,de
quence après réduction de charge de charge brusque spécifiée, entre la sortie de
la fréquence de la bande de fréquence en régime
s
permanent et son retour définitif dans la bande
de tolérance de fréquence en régime permanent
spécifiée (voir Figure 4).
t temps de rétablissement de la fré- Intervalle de temps compris, après un accroisse-
f,in
quence après accroissement de charge ment de charge brusque spécifié, entre la sortie
de la fréquence de la bande de fréquence en
s
régime permanent et son retour définitif dans
la bande de tolérance de fréquence en régime
permanent spécifiée (voir Figure 4).
t délai de mise en route totale Intervalle de temps entre le début de rotation du
g
moteur alternatif à combustion interne et l’ins-
s tant où le groupe électrogène est prêt à fournir
une puissance convenue, en tenant compte des
tolérances de fréquence et de tension données.
t délai de mise en route partielle Intervalle de temps entre le début de rotation
h
du moteur alternatif à combustion interne et
s
l’instant où la vitesse déclarée est atteinte pour
la première fois.
t délai de coupure Intervalle de temps entre l’ordre d’arrêt et
i
s l’instant où la charge est déconnectée (groupes
électrogènes automatiques).
t délai de préparation au démarrage Intervalle de temps entre l’ordre de démarrage
p
s et le début de rotation du moteur alternatif à
combustion interne.
t délai de connexion de la charge Intervalle de temps entre l’instant où le groupe
s
s électrogène est prêt à la prise en charge de la
charge convenue et l’alimentation de celle-ci.
a
Pour un groupe électrogène donné, la fréquence de fonctionnement dépend de l’inertie totale du groupe électrogène et
de la conception du système de protection contre la surfréquence.
b
La fréquence limite (voir la Figure 3 de l’ISO 8528-2:2005) est la fréquence calculée que le moteur et la génératrice du
groupe électrogène peuvent supporter sans risque de détérioration.
Tableau 1 (suite)
Symbole Terme Unité Définition
t délai d’interruption Intervalle de temps entre l’apparition du critère
u
provoquant le démarrage et l’alimentation de la
charge convenue, calculé selon l’équation:
t = t + t + t + t
u v p g s
= t + t
v e
s
Ce délai doit être particulièrement pris en
compte pour les groupes électrogènes à démar-
rage automatique (voir Article 11).
Le temps de rétablissement (ISO 8528-12:1997)
est un cas particulier de délai d’interruption.
t temps de rétablissement de la tension Intervalle de temps entre le début de la réduction
U,de
après réduction de la charge de charge et l’instant où la tension retourne et se
s
maintient dans la bande de tolérance de tension
en régime permanent spécifiée (voir Figure 5).
t temps de rétablissement de la tension Intervalle de temps entre le début de l’accroisse-
U,in
après accroissement de la charge ment de charge et l’instant où la tension retourne
s et se maintient dans la bande de tolérance de
tension en régime permanent spécifiée (voir
Figure 5).
t délai de démarrage Intervalle de temps entre l’apparition du critère
v
provoquant le démarrage et l’ordre de démarrage
(particulièrement pour les groupes électrogènes
à démarrage automatique). Ce délai ne dépend
pas du groupe électrogène utilisé. La valeur
s exacte de ce délai relève de la responsabilité
du client et est déterminée par ce dernier ou, si
nécessaire, par les exigences spéciales des auto-
rités législatives. Par exemple, ce délai est prévu
pour éviter le démarrage dans le cas d’une très
brève coupure du secteur.
t délai de lancement Intervalle de temps entre le début de rotation du
z
s moteur alternatif à combustion interne et l’ins-
tant où la vitesse d’allumage est atteinte.
t délai de prégraissage Temps exigé par certains moteurs pour s’assurer
que la pression d’huile est établie avant le début
de rotation du moteur. Pour les petits groupes
s
électrogènes, ce temps est généralement nul
(ces groupes ne nécessitent généralement pas de
prégraissage).
Taux de variation du réglage de la fréquence
v taux de variation du réglage de la fré-
f
commandée à distance, exprimé en pourcentage
quence
de la plage relative de réglage de la fréquence par
seconde et calculé selon l’équation:
—
()ff− / f
i,maxmi, in r
v = ×100
f
t
a
Pour un groupe électrogène donné, la fréquence de fonctionnement dépend de l’inertie totale du groupe électrogène et
de la conception du système de protection contre la surfréquence.
b
La fréquence limite (voir la Figure 3 de l’ISO 8528-2:2005) est la fréquence calculée que le moteur et la génératrice du
groupe électrogène peuvent supporter sans risque de détérioration.
4 © ISO 2013 – Tous droits réservés
Tableau 1 (suite)
Symbole Terme Unité Définition
Taux de variation du réglage de la tension
v taux de variation du réglage de la ten-
u
commandée à distance, exprimé en pourcentage
sion
de la plage relative de réglage de la tension par
seconde et calculé selon l’équation:
—
()UU− /U
s,up s,do r
v = ×100
U
t
U tension de réglage inférieure V —
s,do
U tension de réglage supérieure V —
s,up
U tension assignée Tension entre phases aux bornes de la généra-
r
trice, à la fréquence assignée et à la puissance
assignée.
V
La tension assignée est la tension définie par le
constructeur pour les caractéristiques de fonc-
tionnement et de performance.
U tension de rétablissement Tension maximale obtenue en régime permanent
rec
dans des conditions de charge données.
La tension de rétablissement s’exprime générale-
ment en pourcentage de la tension assignée. Elle
se situe normalement dans la bande de tolérance
V
de tension en régime permanent (ΔU). Pour les
charges supérieures à la charge assignée, la
tension de rétablissement est limitée par la satu-
ration et la capacité de surexcitation de l’excita-
trice/du régulateur (voir Figure 5).
U tension de réglage Tension entre phases pour un fonctionnement
s
V
défini choisi par réglage.
U écart maximal de tension en régime Écart maximal de tension à la fréquence assignée
st,max
permanent en régime permanent, par rapport à la tension
de réglage dans la plage de puissances entre 0 et
V
la puissance assignée et pour le facteur de puis-
sance adopté, en tenant compte de l’influence de
l’échauffement.
U écart minimal de tension en régime Écart minimal de tension à la fréquence assignée
st,min
permanent en régime permanent, par rapport à la tension
de réglage dans la plage de puissances entre 0 et
V
la puissance assignée et pour le facteur de puis-
sance adopté, en tenant compte de l’influence de
l’échauffement.
U tension à vide Tension entre phases aux bornes de la géné-
V ratrice, à la fréquence assignée et sous charge
nulle.
U tension supérieure maximale transi- Tension maximale obtenue lors d’une brusque
dyn,max
V
toire par réduction de charge réduction de charge.
U tension inférieure minimale transitoire Tension minimale obtenue lors d’un brusque
dyn,min
V
par accroissement de charge accroissement de charge.
ˆ
valeur de crête maximale du réglage de —
U
max,s
V
tension
a
Pour un groupe électrogène donné, la fréquence de fonctionnement dépend de l’inertie totale du groupe électrogène et
de la conception du système de protection contre la surfréquence.
b
La fréquence limite (voir la Figure 3 de l’ISO 8528-2:2005) est la fréquence calculée que le moteur et la génératrice du
groupe électrogène peuvent supporter sans risque de détérioration.
Tableau 1 (suite)
Symbole Terme Unité Définition
ˆ
valeur de creux minimale du réglage de —
U
min,s V
tension
ˆ
moyenne des valeurs maximale de crête —
U
mean,s
et minimale de creux du réglage de V
tension
Variation quasi périodique de la tension (de crête
ˆ
modulation de tension
U
mod,s
à creux) autour d’une tension en régime perma-
nent présentant des fréquences types inférieures
à la fréquence fondamentale, exprimée en pour-
centage de la moyenne de la tension de crête à la
fréquence assignée et à vitesse constante:
ˆˆ
UU−
mod,s,maxmod,s,min
ˆ
U = 20×100
mod,s
ˆˆ
% UU+
mod,s,maxmod,s,min
Ce sont les perturbations cycliques ou aléatoires
qui peuvent être causées par les régulateurs, les
irrégularités cycliques ou des charges intermit-
tentes.
Le scintillement de l’éclairage est un cas parti-
culier de modulation de tension (voir Figures 11
et 12).
ˆ
valeur de crête maximale de la modula- Variation quasi périodique maximale de la ten-
U
mod,s,max
tion de tension V sion (de crête à creux) autour d’une tension en
régime permanent.
ˆ
valeur de crête minimale de la modula- Variation quasi périodique minimale de la ten-
U
mod,s,min
tion de tension V sion (de crête à creux) autour d’une tension en
régime permanent.
∧
étendue des oscillations de tension —
U
V
∨
Δf écart de fréquence vers le bas par rap- —
neg
Hz
port à une courbe linéaire
Δf écart de fréquence vers le haut par rap- —
pos
Hz
port à une courbe linéaire
Δf bande de tolérance de fréquence en Bande de fréquence convenue, autour de la fré-
régime permanent quence en régime permanent, que la fréquence
atteint pendant une période de régulation don-
née, après un accroissement ou une réduction de
la charge.
Δf écart de fréquence maximal par rapport Plus grande valeur de Δf et Δf qui apparaît
c neg pos
à une courbe linéaire Hz entre la charge nulle et la charge assignée (voir
Figure 2).
Étendue du réglage de la fréquence entre les
Δf plage de réglage de la fréquence
s
fréquences à vide minimale et maximale (voir
Figure 1), calculée selon l’équation:
Hz
Δff=− f
si,max i,min
a
Pour un groupe électrogène donné, la fréquence de fonctionnement dépend de l’inertie totale du groupe électrogène et
de la conception du système de protection contre la surfréquence.
b
La fréquence limite (voir la Figure 3 de l’ISO 8528-2:2005) est la fréquence calculée que le moteur et la génératrice du
groupe électrogène peuvent supporter sans risque de détérioration.
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Tableau 1 (suite)
Symbole Terme Unité Définition
Écart entre la fréquence à vide déclarée et la plus
Δf plage inférieure de réglage de la fré-
s,do
petite fréquence à vide réglable (voir Figure 1),
quence
calculé selon l’équation:
Hz
Δff=− f
s,do i,ri,min
Écart entre la plus grande fréquence à vide
Δf plage supérieure de réglage de la fré-
s,up
réglable et la fréquence à vide déclarée (voir
quence
Figure 1), calculé selon l’équation:
Hz
Δff=− f
s,up i,maxi,r
Plage de tension convenue, située autour de la
ΔU bande de tolérance de tension en
tension en régime permanent, que la tension
régime permanent
atteint, dans une période de régulation don-
née, après un accroissement ou une réduction
brusque spécifié(e) de la charge. Sauf spécifica-
V
tion contraire, elle est calculée selon l’équation:
U
r
ΔUU=×2δ
st
Plage maximale possible de réglages supérieur et
ΔU plage de réglage de la tension
s
inférieur de la tension aux bornes de la géné-
ratrice, à la fréquence assignée, pour toutes les
charges entre la charge nulle et la puissance
V
assignée et dans la gamme convenue des facteurs
de puissance, calculée selon l’équation:
ΔΔUU=+ΔU
ss,ups,do
Plage de réglage de la tension aux bornes de la
ΔU plage inférieure de réglage de la tension
s,do
génératrice, située entre la tension assignée et
la tension de réglage inférieur, à la fréquence
assignée, pour toutes les charges entre la charge
nulle et la charge assignée et dans la gamme
V
convenue des facteurs de puissance; elle est cal-
culée selon l’équation:
ΔUU=− U
s,do rs,do
Plage de réglage de la tension aux bornes de la
ΔU plage supérieure de réglage de la ten-
s,up
génératrice, située entre la tension assignée et
sion
la tension de réglage supérieur, à la fréquence
assignée, pour toutes les charges entre la charge
nulle et la charge assignée et dans la gamme
V
convenue des facteurs de puissance; elle est cal-
culée selon l’équation:
ΔUUU=−
s,up s,up r
a
Pour un groupe électrogène donné, la fréquence de fonctionnement dépend de l’inertie totale du groupe électrogène et
de la conception du système de protection contre la surfréquence.
b
La fréquence limite (voir la Figure 3 de l’ISO 8528-2:2005) est la fréquence calculée que le moteur et la génératrice du
groupe électrogène peuvent supporter sans risque de détérioration.
Tableau 1 (suite)
Symbole Terme Unité Définition
Écart maximal par rapport à une courbe carac-
Δδ f écart de caractéristique de statisme de
st
téristique de statisme de fréquence/puissance
fréquence/puissance
linéaire dans la plage de puissance entre zéro et
la puissance déclarée, exprimé en pourcentage
de la fréquence assignée (voir Figure 2) et calculé
%
selon l’équation:
Δf
c
Δδ f =×100
st
f
r
— courbe caractéristique de statisme de Courbe de fréquences en régime permanent en
fréquence/puissance fonction de la puissance active du groupe élec-
—
trogène, pour une puissance variant entre zéro et
la puissance déclarée (voir Figure 2)
Bande de tolérance exprimée en pourcentage de
α bande relative de tolérance de tension
U
la tension assignée et calculée selon l’équation:
en régime permanent
%
ΔU
α =×100
U
U
r
Bande de tolérance exprimée en pourcentage de
α bande relative de tolérance de fré-
f
la fréquence assignée et calculée selon l’équation:
quence
%
Δf
α =×100
f
f
r
∧
f
β bande de fréquence en régime perma-
f
∨
nent
Étendue des oscillations de fréquence autour
d’une valeur moyenne pour un groupe électro-
gène fonctionnant à puissance constante,
exprimée en pourcentage de la fréquence
assignée et calculée selon l’équation:
∧
f
∨
% β =×100
f
f
r
La valeur maximale de β apparaissant dans la
f
plage entre 20 % de la puissance et la puissance
déclarée doit être spécifiée.
Pour des puissances inférieures à 20 %, la bande
de fréquence en régime permanent peut présen-
ter des valeurs plus grandes (voir Figure 3) mais
il convient qu’elle permettre la synchronisation.
a
Pour un groupe électrogène donné, la fréquence de fonctionnement dépend de l’inertie totale du groupe électrogène et
de la conception du système de protection contre la surfréquence.
b
La fréquence limite (voir la Figure 3 de l’ISO 8528-2:2005) est la fréquence calculée que le moteur et la génératrice du
groupe électrogène peuvent supporter sans risque de détérioration.
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Tableau 1 (suite)
Symbole Terme Unité Définition
Variation transitoire de fréquence par rapport
−
écart de fréquence transitoire (par
δ f
d
à la fréquence initiale pendant le processus de
rapport à la fréquence initiale) par
régulation, suivant un brusque accroissement de
accroissement de charge (-), rapporté à
charge, rapportée à la fréquence initiale, expri-
la fréquence initiale
mée en pourcentage et calculée selon l’équation:
ff−
d,minarb
−
δ f = ×100
d
%
f
arb
Le signe moins concerne la limite inférieure
après accroissement de la charge, le signe plus
concerne la limite supérieure après réduction de
la charge.
L’écart de fréquence transitoire doit être dans la
tolérance de fréquence admise par le client.
Variation transitoire de fréquence par rapport
+
écart de fréquence transitoire (par
δ f
d
à la fréquence initiale pendant le processus de
rapport à la fréquence initiale) par
régulation, suivant une brusque réduction de
réduction de charge (+), rapporté à la
charge, rapportée à la fréquence initiale, expri-
fréquence initiale
mée en pourcentage et calculée selon l’équation:
ff−
d,maxarb
+
δ f = ×100
d
%
f
arb
Le signe moins concerne la limite inférieure
après accroissement de la charge, le signe plus
concerne la limite supérieure après réduction de
la charge.
L’écart de fréquence transitoire doit être dans la
tolérance de fréquence admise par le client.
Variation transitoire de fréquence par rapport
−
écart de fréquence transitoire (par
δ f
dyn
à la fréquence initiale pendant le processus de
rapport à la fréquence initiale) par
régulation, suivant un brusque changement de
accroissement de charge (-), rapporté à
charge, rapportée à la fréquence assignée, expri-
la fréquence assignée
mée en pourcentage et calculée selon l’équation:
ff−
− d,minarb
δ f = ×100
dyn
%
f
r
L’écart de fréquence transitoire doit être dans la
tolérance de fréquence admise par le client.
Le signe moins concerne la limite inférieure
après accroissement de la charge, le signe plus
concerne la limite supérieure après réduction de
la charge.
a
Pour un groupe électrogène donné, la fréquence de fonctionnement dépend de l’inertie totale du groupe électrogène et
de la conception du système de protection contre la surfréquence.
b
La fréquence limite (voir la Figure 3 de l’ISO 8528-2:2005) est la fréquence calculée que le moteur et la génératrice du
groupe électrogène peuvent supporter sans risque de détérioration.
Tableau 1 (suite)
Symbole Terme Unité Définition
Variation transitoire de fréquence par rapport
+
écart de fréquence transitoire (par
δ f
dyn
à la fréquence initiale pendant le processus de
rapport à la fréquence assignée) par
régulation, suivant un brusque changement de
réduction de charge (+), rapporté à la
charge, rapportée à la fréquence assignée, expri-
fréquence assignée
mée en pourcentage et calculée selon l’équation:
ff−
d,maxarb
+
δ f = ×100
dyn
%
f
r
L’écart de fréquence transitoire doit être dans la
tolérance de fréquence admise par le client.
Le signe moins concerne la limite inférieure
après accroissement de la charge, le signe plus
concerne la limite supérieure après réduction de
la charge.
L’écart de tension transitoire par accroissement
−
écart de tension transitoire par accrois-
δU
dyn
de charge, exprimé en pourcentage de la tension
sement de charge
assignée, est la chute de tension obtenue lorsque
la génératrice, entraînée à la fréquence assignée
et à la tension assignée sous excitation normale,
est connectée à la charge assignée; il est calculé
selon l’équation:
UU−
dyn,minr
−
%
δU = ×100
dyn
U
r
L’écart de tension transitoire doit être dans la
tolérance de tension admise par le client.
Le signe moins concerne la limite inférieure
après accroissement de la charge, le signe plus
concerne la limite supérieure après réduction de
la charge.
L’écart de tension transitoire par réduction de
+
écart de tension transitoire par réduc-
δU
dyn
charge, exprimé en pourcentage de la tension
tion de charge
assignée, est la surtension obtenue après la
brusque déconnexion de la charge assignée,
la génératrice étant entraînée sous excitation
normale à la fréquence assignée et à la tension
assignée; il est calculé selon l’équation:
UU−
+ dyn,maxr
%
δU = ×100
dyn
U
r
L’écart de tension transitoire doit être dans la
tolérance de tension admise par le client.
Le signe moins concerne la limite inférieure
après accroissement de la charge, le signe plus
concerne la limite supérieure après réduction de
la charge.
a
Pour un groupe électrogène donné, la fréquence de fonctionnement dépend de l’inertie totale du groupe électrogène et
de la conception du système de protection contre la surfréquence.
b
La fréquence limite (voir la Figure 3 de l’ISO 8528-2:2005) est la fréquence calculée que le moteur et la génératrice du
groupe électrogène peuvent supporter sans risque de détérioration.
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Tableau 1 (suite)
Symbole Terme Unité Définition
Plage de réglage de la fréquence, exprimée en
δ f plage relative de réglage de la fréquence
s
pourcentage de la fréquence assignée et calculée
selon l’équation:
%
ff−
i,maxi,min
δ f = ×100
s
f
r
Plage inférieure de réglage de la fréquence,
δ f plage inférieure relative de réglage de
s,do
exprimée en pourcentage de la fréquence assi-
la fréquence
gnée et calculée selon l’équation:
%
ff−
i,ri,min
δ f = ×100
s,do
f
r
Plage supérieure de réglage de la fréquence,
δ f plage supérieure relative de réglage de
s,up
exprimée en pourcentage de la fréquence assi-
la fréquence
gnée et calculée selon l’équation:
%
ff−
i,maxi,r
δ f = ×100
s,up
f
r
Différence entre la fréquence à vide assignée et
δ f statisme de fréquence
st
la fréquence assignée f à la puissance déclarée,
r
pour un réglage de fréquence donné, exprimée
en pourcentage de la fréquence assignée (voir
%
Figure 1) et calculée selon l’équation:
ff−
i,rr
δ f = ×100
st
f
r
δ degré de compensation du courant qua-
QCC
— —
dratique de la chute de tension
δ irrégularité cyclique — —
s
Différence entre la fréquence de déclenchement
δ f tolérance de surfréquence
lim
du limiteur de surfréquence et la fréquence assi-
gnée, divisée par la fréquence assignée, exprimée
en pourcentage et calculée selon l’équation:
%
ff−
ds r
δ f = ×100
lim
f
r
Écart maximal de tension à la fréquence assignée
δ U écart de tension en régime permanent
st
en régime permanent par rapport à la tension
de réglage dans la plage de puissances entre 0 et
la puissance assignée et pour le facteur de puis-
sance adopté, en tenant compte de l’influence de
l’échauffement. L’écart de tension en régime per-
%
manent est exprimé en pourcentage de la tension
assignée et calculé selon l’équation:
UU−
st,max st,min
δU =± ×100
st
2U
r
a
Pour un groupe électrogène donné, la fréquence de fonctionnement dépend de l’inertie totale du groupe électrogène et
de la conception du système de protection contre la surfréquence.
b
La fréquence limite (voir la Figure 3 de l’ISO 8528-2:2005) est la fréquence calculée que le moteur et la génératrice du
groupe électrogène peuvent supporter sans risque de détérioration.
Tableau 1 (suite)
Symbole Terme Unité Définition
Plage de réglage de la tension, exprimée en pour-
δ U plage relative de réglage de la tension
s
centage de la tension assignée et calculée selon
l’équation:
%
ΔΔUU+
s,up s,do
δU = ×100
s
U
r
Plage inférieure de réglage de la tension, expri-
δ U plage inférieure relative de réglage de
s,do
mée en pourcentage de la tension assignée et
la tension
calculée selon l’équation:
%
UU−
rs,do
δU = ×100
s,do
U
r
Plage supérieure de réglage de la tension, expri-
δ U plage supérieure relative de réglage de
s,up
mée en pourcentage de la tension assignée et
la tension
calculée selon l’équation:
%
UU−
s,up r
δU = ×100
s,up
U
r
δ U déséquilibre de tension Rapport des composantes inverse et homopo-
2,0
laire de la tension à la composante directe de
%
la tension à vide. Le déséquilibre de tension est
exprimé en pourcentage de la tension assignée
a
Pour un groupe électrogène donné, la fréquence de fonctionnement dépend de l’inertie totale du groupe électrogène et
de la conception du système de protection contre la surfréquence.
b
La fréquence limite (voir la Figure 3 de l’ISO 8528-2:2005) est la fréquence calculée que le moteur et la génératrice du
groupe électrogène peuvent supporter sans risque de détérioration.
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Légende
P puissance
f fréquence
1 courbe caractéristique de statisme de fréquence/puissance
2 limite de puissance (la limite de puissance du groupe électrogène dépend de la limite de puissance du moteur
alternatif à combustion interne, par exemple puissance d’arrêt de l’alimentation en combustible, en tenant
compte du rendement de l’alternateur)
a
Plage supérieure de réglage de la fréquence.
b
Plage inférieure de réglage de la fréquence.
c
Plage de réglage de la fréquence.
Figure 1 — Caractéristique de statisme de fréquence/puissance
et plage de réglage de la fréquence
Légende
P puissance
f fréquence
1 courbe caractéristique de statisme de fréquence/puissance linéaire
2 courbe caractéristique de statisme de fréquence/puissance
a
Écart de caractéristique de statisme de fréquence/puissance.
Figure 2 — Caractéristique de statisme de fréquence/puissance
et écart par rapport à une courbe linéaire
Légende
t temps
f fréquence
Figure 3 — Bande de fréquence en régime permanent
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Légende
t temps
f fréquence
1 accroissement de la charge
2 réduction de la charge
Figure 4 — Comportement dynamique de la fréquence
Légende
t temps
U tension
1 accroissement de la charge
2 réduction de la charge
Figure 5 — Caractéristiques de tension transitoire sans compensation du courant quadratique
de la chute de tension
4 Autres règlements et exigences supplémentaires
Pour les groupes électrogènes à courant alternatif utilisés à bord des navires et des installations au
large qui doivent répondre aux règles d’une société de classification, les exigences supplémentaires de la
société de classification doivent être satisfaites. Le nom de la société de classification doit être déclaré
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 client et le constructeur.
Lorsque des exigences particulières émanant de toute autre autorité de réglementation (par exemple
organisme de contrôle et/ou législatif) doivent être satisfaites, le nom de l’autorité correspondante doit
être déclaré par le client avant que la commande soit passée.
Toute exigence supplémentaire doit faire l’objet d’un accord entre le client et le constructeur.
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
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l’inertie, des amortissements (voir Tableau 1)] et donc de la conception particulière de tous les éléments
concernés. Le comportement dynamique de fréquence du groupe électrogène peut être directement lié
à la vitesse de la génératrice.
Les termes, les symboles et les définitions des caractéristiques relatives à la fréquence sont donnés dans
le Tableau 1 (voir Figures 1, 2, 3 et 4).
6 Caractéristiques relatives à la surfréquence
Les termes, les symboles et les définitions des caractéristiques relatives à la surfréquence sont donnés
dans le Tableau 1.
7 Caractéristiques relatives à la tension
Les caractéristiques de tension des groupes électrogènes s
...
Questions, Comments and Discussion
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