QGDW 10907-2018 风电场调度运行信息交换规范
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QGDW 10907-2018 风电场调度运行信息交换规范
4. 1. 7远程浏览
风电场上传的远程浏览信息应包含： a）风电场监控系统使用的图形文件，如厂站接线图、光字牌图、间隔分图等； b）与图形文件相关的遥信、遥测等实时数据； c）历史记录、操作记录、故障综合分析结果等信息
4.2广域相量测量信息
建筑工程标准规范范本4.2.1实时监测信息
实时监测信息应包含风电场下列信息： a）升压站高压侧母线三相电压、三相基波电压、正序基波电压相量； b）升压站并网点接入电网线路三相电流、三相基波电流、正序基波电流相量； c）升压站主变高压侧三相电流、三相基波电流、正序基波电流相量： d）升压站低压侧母线三相电压、三相基波电压、正序基波电压相量： e）汇集线三相电流、三相基波电流、正序基波电流相量； f）频率和频率变化率以及开关量信号等； g）无功补偿装置的三相电流、三相基波电流、正序基波电流相量； h）风电机组的三相电流、三相基波电流、正序基波电流相量：
4.2.2动态数据记录信息
动态数据记录信息应包含风电场下列信息： a）事件告警信息； b）动态数据记录文件，含所测电压电流基波正序相量、三相电压基波相量、三相电流基波相量、 频率及开关状态信号； c）低频振荡信息； d）次/超同步振荡信息。
电能量计量信息应包含风电场升压站： a）并网点接入电网线路的正（反）向有功（无功）电量及表读数： b）主变各侧正（反）向有功（无功）电量及表读数； c）对有需要的风电场，集电线的正（反）向有功（无功）电量及表读数； d）电能量计量表计时钟信息、表计异常和计量CT、PT异常信息等。
4.4风电功率预测信息
风电功率预测信息应包含： a）短期：风电场次日零时起未来72h的风电输出功率； b）超短期：未来15min至4h的风电输出功率； c）调度开展的其它预测信息。
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发电计划信息包含： a）风电场向电网调度机构申报的发电计划信息： b）电网调度机构下达的风电场发电计划信息； c）发电计划执行情况统计和考核信息； d）电力现货市场和辅助服务市场信息。
4.6升压站继电保护及故障信息
升压站继电保护及故障信息应包含： a）继电保护动作故障简报信息，包括录波文件名称、访问路径、时间信息、故障类型、故障线路 测距结果、故障前后的电流、电压最大值和最小值、开关变位信息； b）故障录波信息，风电场升压站故障录波装置应接入的电气量至少应包括如下信息： 1）各条送出线路的三相电流： 2）升压站高、低压各段母线的三相及零序电压； 3）升压站高、低压各段母线的频率； 4）各条汇集线升压站侧的三相电流； 5）升压站内的保护及开关动作信息； 6）升压站无功补偿设备的保护及开关动作信息、三相电流； 7）升压变中性点直接接地电流、间隙接地电流； 8）接地变或接地电阻电流。 C）继电保护装置和故障录波器的运行状态、自检状态、通信状态、正常运行参数等信息
电场图像监控系统采集到的图像信息等。
图像监控系统采集到的图
1.8操作票及检修票信
操作票及检修票信息应包含： a）操作票下达及执行情况信息； b）检修票申报、下达及执行情况信息
4.9网络安全监测信息
4.9.1网络安全监测装置（Ⅱ型）就地部署 实现对本地电力监控系统的设备上采集、处理，同时把 处理的结果通过通信手段送到调度机构部署的网络安全管理平台。
9.1网络安全监测装置（II型）就地部署，实现对本地电力监控系统的设备上采集、处理，同时把 理的结果通过通信手段送到调度机构部署的网络安全管理平台。 9.2网络安全监测信息应覆盖风电场涉网部分所有主机设备、网络设备、安全防护设备的全部运行 息及安全告警信息： a）主机设备上送信息：操作系统层面所有的用户登录、操作信息、外设设备接入信息及外联等安 全事件信息等； b）网络设备上送信息：交换机相关的配置变更、流量信息、网口状态等安全事件信息； c）安全防护设备上送信息： 1）纵向加密认证装置：装置的运行状态、安全事件及配置变更等安全事件信息； 2）横向隔离装置：装置的运行状态、安全事件及配置变更等信息； 3）防火墙：装置的运行状态、安全事件、策略变更及设备异常等信息。
5.1数据采集和监控信息交换方式
数据采集和监控系统属于生产控制大区的控制区，信息交换应利用风电场（包括升压站）计算 系统或远动装置，通过电力调度数据网实现，通信规约应满足DL/T634.5104及DL/T476规约
5.2广域相量测量信息交换方式
广域相量测量系统属于生产控制大区的控制区，信息交换应利用风电场（包括升压站）相量测量装 置（PMU）或相量数据集中器（PDC），通过电力调度数据网按时间顺序逐次、均匀、实时传送动态数据， 传送的动态数据中应包含整秒时刻的数据。通信规约应满足GB/T26865.2的要求。
5.3电能量计量信息交换方式
电能量计量系统属于生产控制大区的非控制区，信息交换应利用风电场（包括升压站）电量采集装 置，通过电力调度数据网与相关调度主站交换信息， 通信规约应满足DL/T719的要求。
5.4风电功率预测信息交换方式
测系统，通过电力调度数据网 信规约应满足DL/T719的要求
5.5发电计划信息交换方式
发电计划系统属于生产控制大区的非控制区，信息交换应利用调度端和厂站端发电计划系统， 力调度数据网实现。通信规约应满足DL/T719的要求。
5.6继电保护及故障信息交换方式
继电保护及故障信息系统属于生产控制大区的非控制区，信息交换应利用风电场（包括开压站）保 护故障录波子站，通过电力调度数据网与相关调度主站设备交换信息，通信规约应满足DL/T667的要 求。
5.7图像监控信息交换方式
图像监控系统属于管理信息大区，信息交换应利用风电场（包括升压站）图像监控系统子站， 综合数据网与相关调度主站设备交换信息，通信规约应满足Q/GDW10517.1的要求。
5.8操作票、检修票信息交换方式
操作票、检修票管理系 站，宜通过综合数据网与相关 通信规约应满足Q/GDW10517.1的要求。
5.9网络安全监测信息交换方式
网络安全监测装置（II型）采用DL/T634.5104通信协议：网络安全管理平台作为服务端，网络安 全监测装置作为客户端；应采用自定义的报文类型；TCP连接建立后，应首先进行基于调度数字证书的 双向身份认证，认证通过后才能进行事件上传：应只与网络安全管理平台建立1条TCP连接。
6.1数据采集和监控信息交换
Q/GDW10907—2018
6.1.1数据采集和监控信息交换应满足DL/T5003的要求
6.1.2运行指标的要求如下（见表B.1）
a）遥测量指标如下： 1）遥测综合误差不应大于土1.0%（额定值）； 2）越死区传送整定最小值不小于0.25%（额定值）。 b）遥信量指标如下： 1）正确动作率不小于99.9%； 2）事件顺序记录站内分辨率应小于1mS。 c）遥控、遥调指标如下： 1）遥控正确率应达到100%； 2）遥调正确率要求不小于99.9%。
a）遥测量指标如下： 1）遥测综合误差不应大于土1.0%（额定值）； 2）越死区传送整定最小值不小于0.25%（额定值）。 b）遥信量指标如下： 1）正确动作率不小于99.9%； 2）事件顺序记录站内分辨率应小于1mS。 c）遥控、遥调指标如下： 1）遥控正确率应达到100%； 2）遥调正确率要求不小于99.9%。 6.1.3实时性指标的要求如下： a）遥测传送时间不大于4s； b）遥信变化传送时间不大于3s； c）遥控命令传送时间不大于1s、遥调命令传送时间不大于2s d）自动发电控制命令发送周期为4s16s。 5.1.4告警直传的技术要求如下： a）风电场监控系统应将本地告警信息转换为带站名和设备名的标准告警信息，传给主站； b）风电场监控系统应按照告警级别做好现有告警事件的分类整理，对告警信息进行合理分类和优 化，确保上送主站告警信息总量在合理范围之内，能够按照主站要求定制告警信息上送； c）风电场告警直传支持同时上送多个主站； d）链路中断后恢复，能够补传链路中断期间规定时间内的告警信息，事故类和异常类告警信息优 先补传； e）厂站告警网关因故障无法正常上送告警信息时应主动断开与主站连接且不再响应主站重连请 求，待故障恢复后，重新响应主站，建立连接： f）告警信息的传输规范要求、性能要求应满足Q/GDW11207的要求。 5.1.5远程浏览的技术要求如下： a）对主站的连接进行安全认证，对非法连接给予拒绝并记录； b）支持主站多路并发请求； c）应对主站请求进行优先级辨别，优先响应高优先级的主站请求： d）远程浏览的图形必须按照CIM/G格式进行相应转换，通过本地的G文件查看器检查图形，保证转 换出的图形效果与现场图形显示一致； e）正确及时响应主站端请求，包括画面请求、图元请求、资源图片请求、数据请求等； f）远程浏览的功能要求和性能要求应满足Q/GDW11208的要求。
6.1.3实时性指标的要求如下
6.1.4告警直传的技术要求如下
6.1.5远程浏览的技术要求如下：
a）对主站的连接进行安全认证，对非法连接给予拒绝并记录； b）支持主站多路并发请求； c）应对主站请求进行优先级辨别，优先响应高优先级的主站请求； d）远程浏览的图形必须按照CIM/G格式进行相应转换，通过本地的G文件查看器检查图形，保 换出的图形效果与现场图形显示一致； e）正确及时响应主站端请求，包括画面请求、图元请求、资源图片请求、数据请求等； f）远程浏览的功能要求和性能要求应满足Q/GDW11208的要求。
6.2广域相量测量信息交换的技术要求
6.2.1实时性指标的要求如下
实时性指标的要求如下： a）实时传送频次：动态数据的实时传送频次应可以整定，至少应具有25、50、100次/秒的可选频 次； b）装置实时传送的动态数据的输出时延，即实时传送的动态数据时标与数据输出时刻之时间差。 上传频次为25次/秒的PMU时延不应大于600mS；上传频次为50次/秒、100次/秒时，PMU的时延不 应大于300ms； C）执行主站的召唤历史数据命令时，不影响实时顿传送频次。
6.2.2性能指标要求：动态数据的幅值测量精度、相角测量精度、频率相角调制精度、阶跃响应等性 能指标应符合Q/GDW1131的相关条款要求
a）动态数据的最高记录频次不应低于100次/s，并具有多种可选记录频次；记录频次应是实时传送 频次的整数倍。动态数据的保存时间不应少于14天； b）数据记录的安全性要求如下： 1）装置不应因直流电源中断、快速或缓慢波动及跌落丢失已记录的动态数据； 2）装置不应因外部访问而删除动态记录数据； 3）装置不应提供人工删除和修改动态记录数据的功能； 4）时间同步、失步切换时，应能可靠记录动态数据，并保证记录数据时标的正确性。
6.3.1正反向有功、无功电量及表读数，默认数据周期为每15min一个数据，可通过主站设置数据间 隔，保存最近60天以上的数据。 6.3.2支持一发多收。可根据不同主站的要求与权限，上传不同时段范围、不同周期的数据。 6.3.3与主站建立通信后能与主站对时，与主站时钟同步
6.4风电功率预测信息交换的技术要求
6.4.1风电功率预测信息交换应满足NB/T31046的要求， 6.4.2短期风电功率预测：每天上报一次风电场次日零时起72h的风电输出功率，时间分辨率为15min （风电输出功率取15min内平均值）。 5.4.3超短期风电功率预测：每15min上报一次未来15min至4h的风电输出功率，时间分辨率为15min （风电输出功率取15min内平均值）。 6.4.4上传风电场测风塔的测风数据，时间分辨率不小于5min（测风数据取5min内平均值）
6.5发电计划信息交换的技术要求
6.5.1发电计划信息交换应满足NB/T31047的要求。 6.5.2风电场按照规定的时间上报次日96点发电曲线，时间分辨率为15min（发电曲线取15min内平 均值）。 6.5.3调度机构按照规定的时间下发次日96点发电曲线，时间分辨率为15min（发电曲线取15min内 平均值）。 6.5.4调度机构按照有关规定对发电计划的执行情况进行统计、考核，并定期发布。
6.6继电保护及故障信息交换的技术要求
6.6.1实时性指标：故障录波数据应满足GB/T22386和GB/T19963的要求，网络信息量最大时，网 络信息传输时间不大于2s。 6.6.2风电场故障录波装置应记录升压站内设备在故障前200ms至故障后6s的电气量数据
6.7图像监控信息交换的技术要求
7.1通信网络要求：IP通信网络应能采取一定的策略，对端到端的通信服务质量QoS提供保险 网承载、DiffServ或MPLS策略等。
7.2图像质量要求如下
a）视频制式：PAL：
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b）图像分辨率应支持QCIF、CIF、4CIF/D1、720p； c）图像分辨率选择支持VGA、QVGA、XGA、QXGA、2CIF、1080i、1080p
b）图像分辨率应支持QCIF、CIF、4CIF/D1、720p； c）图像分辨率选择支持VGA、QVGA、XGA、QXGA、2CIF、1080i、1080p。 5.7.3 帧率要求如下： a）分辨率CIF：顿率25F/s、码流量<384kbit/s情况下，要求≥220TVL，单路视频所需网络带宽不 宜低于512k； b）分辨率4CIF/D1：顿率25F/s、码流量<1.5Mbit/s情况下，要求≥275TVL，单路视频所需网络带 宽不宜低于2M； c）分辨率720p：顿率25F/s、码流量<3.5Mbit/s情况下，要求≥650TVL，单路视频所需网络带宽 不宜低于4M。
6. 7.3率要求如下
6.8电力监控系统安全防护的技术要求
6.8.1风电场调度运行信息通过电力调度数据网络传输，相关业务应符合国家发展和改革委员会第14 号令、GB/T22239以及国能安全（2015）36号文的要求。 6.8.2风电场（包括升压站）计算机监控系统或远动装置、同步相量测量装置（PMU）等直接实现对风 电场一次系统实时监控的生产业务系统和功能模块，应处于生产控制大区的控制区内。 6.8.3电能量计量系统、风电功率预测系统、发电计划系统、继电保护及故障信息管理系统等在线运 行但不具备控制功能的生产业务系统，处于生产控制大区的非控制区。 6.8.4图像监控系统、调度操作票、检修票系统处于管理信息大区。 6.8.5风电场内实时监控信息，不应接入外部公共网络。 6.8.6生产控制大区内业务系统使用公用通信网络、无线通信网络以及其它安全不可控网络与终端进 行通信的，应设立安全接入区。 6.8.7风电场生产控制大区在调度数据网入口的纵向边界，必须配备电力专用纵向加密认证装置，实 双向身份认证、访问控制和数据加密。 6.8.8风电场若采用汇聚站对区域内多个场站进行集中监视时，应通过专用网络组网并在场站纵向连 接处部署电力专用纵向加密认证装置。 89风由场应配置网络安全监测装置、监测信直接入网络安全管理平台
附录A （规范性附录） 风电机组运行状态BCD编码
风电机组运行状态的BCD编码见表A.1。
表A.1风电机组运行状态BCD编码
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附录B （规范性附录） 数据采集和监控信息交换技术指标
表B.1数据采集和监控信息交换技术指标
风电场调度运行信息交换规范
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编制主要原则 与其它标准文件的关系.. 主要工作过程... 标准结构和内容 条文说明
工字钢标准主要原则、 15 它标准文件的关系. .15 工作过程. ..15 结构和内容.. 16 兑明
本标准根据《国家电网公司关于下达2018年度公司第一批技术标准制修订计划的通知》（国家电网 科（2018）23号）的要求修订。 2013年11月，国家电网颁布了企业标准Q/GDW1907一2013《风电场调度运行信息交换规范》，随着 对风电研究的愈加成熟和深入，以及调度自动化系统的功能和性能进步，调度端对风电场调度运行数据 的内容需求有了进一步提升：此外，近年来有关风电的国家标准、行业标准以及企业标准陆续发布或更 新，对风电场调度运行数据的技术要求和传输方式也有所变化，加之《风电场调度运行信息交换规范》 引用的部分标准已作废或被取代，为贯彻国家电网有限公司安全生产相关要求，适应风电发展新形势下 的新需求，开展了修订工作。 本标准编制的目的是统一电网调度机构与并网风电场之间的调度运行信息交换的内容和方式，规范 风电场接入系统的建设，促进电网与风电的协调发展。
本标准的编制原则如下： a）遵守现有相关法律、条例、标准和导则，兼顾电网运行及风电发展的要求； 6 保障电网及风电场稳定、优质运行，同时尽量使标准条文具有一定的可操作性，便于理解、引 用和实施： 具有较强的针对性和可操作性，统一了电网调度自动化系统与并网风电场升压站计算机监控系 统或者远动装置、风电场功率控制系统、风电场风机监控系统和测风塔测量系统之间信息交换 范围，信息交换物理接口和信息内容等。
3与其它标准文件的关系
本标准与相关技术领域的国家现行法律、法规和政策保持一致。 本标准不涉及专利、软件著作权等知识产权使用问题。 本标准在编制过程中参考了以下标准文件： DL/T1512变电站测控装置技术规范； Q/GDW588 风电功率预测功能规范； Q/GDW678 智能变电站一体化监控系统功能规范； Q/GDW1392 2风电场接入电网技术规定； Q/GDW1680.35智能电网调度控制系统第3一5部分：基础平台数据采集与交换；
2018年1月，风电场调度运行信息交换规范修订项目启动。 2018年2月，确立修订工作总体目标，构建组织机构，确定参编单位及其人员，开展课题前期研究 工作。 2018年3月，调查现场风电场自动化信息接入情况。 2018年3月30日，组织国网吉林省电力有限公司调控中心各部门，召并初稿讨论会，会上吸取有关 专家的意见，对标准的适用范围、内容需求、信息交换方式、技术要求等部分进行了充分讨论和修改，
建筑技术论文Q/GDW10907—2018
形成第二版草稿，并进行第二次内部讨论，形成初稿。 2018年6月14日，编写组在北京召开讨论会，经过与会专家的讨论，对标准的章节结构进行了精简， 对章节内容进行了合并，对部分术语进行了补充。 2018年6月25日，组织国网吉林省电力有限公司调控中心各部门，召开了标准讨论会，对修改后的 标准初稿进行了讨论，并形成征求意见稿。 2018年7月，将标准征求意见稿发给各网省公司广泛征求意见。 2018年8月，编写组对返回的征求意见进行了讨论，并根据返回意见对标准征求意见稿进行了修改 形成了标准送审稿； 2018年9月13日，国家电网运行与控制技术标准专业工作组组织在北京召开送审会，经过与会专家 的讨论，审查结论为：审查组协商一致，同意修改后以技术标准形式报批。 2018年10月，对送审稿部分章节内容进行了合并或删除，对部分内容条款进行了细化和明确，对部 分术语和定义进行了补充和修改，形成了标准报批稿
本标准代替Q/GDW1907一2013，与Q/GDW1907一2013相比，本次修订做了如下重大调整： 增加了术语和定义； 修改了数据采集和监控信息上送内容； 修改了数据采集和监控信息交换的技术要求； 修改了广域相量测量信息交换的技术要求； 一修改了电力二次系统安全防护的技术要求； 增加了电能量计量信息上送内容； 增加了升压站继电保护及故障信息上送内容： 增加了网络安全监测信息上送内容； 增加了告警直传和远程浏览信息交换的技术要。 本标准按照《国家电网有限公司技术标准管理办法》（国家电网企管（2018）222号）的要 本标准的主要结构和内容如下： 本标准主题章共3章，第4章规范了风电场调度运行信息交换的内容，第5章规范了风电场 息交换的方式，第6章规范了风电场调度运行信息交换的技术要求，涵盖了数据采集和监控亻 相量测量信息、电能量计量信息、风电功率预测信息、发电计划信息、升压站继电保护及故 象监控信息、操作票及检修票信息、网络安全监测信息各方面的技术要求。 原标准起草单位包括国网吉林省电力有限公司；原标准主要起草人包括郑太一、李育发、 公、周玉光、胡可为、蒋宪军、张喜林、石钰，
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