GB／T 41236-2022  能源互联网与分布式电源互动规范

6.1分布式电源通过接口装置接人能源互联网的同期并网装置、接口关键装置的保护选择应行 B/T14285中相关规定。 6.2分布式电源通过接口装置接人能源互联网的并/离网控制、运行管理、装置校核应符合GB/T33 相关规定。

5.6.3分布式电源接口装置接人能源互联网时的安全防护、并网检测等应符合GB/T33593中相关规定

6.1.1分布式电源与能源互联网的信息互动中的信息类型应包含项目信息、运行信息、运维信息、交易 信息等。 6.1.2信息互动的通信网可选用光纤专网、无线公网、无线专网、电力线载波等先进通信方式，可差异 化选择，但应保证通信网的安全性、可靠性和可扩展性

6.2.1项目建设信息包含环境信息、项目规模、分布式电源类别、系统及被接入系统直接关联部分相关 信息、项目应用场景及其他信息。 6.2.2产品信息包括产品电压等级、系统能效、各分支子系统功率/容量、系统组成设备数量、系统布置 方式、系统采用的技术路线及简介等，并提供系统正常维护及紧急状态下处理索引基本信息 6.2.3系统的检测机构信息应包含系统设备获得的认证信息、强制检验部件或设备的认证机构信息 建设单位组织验收的分布式电源项目相关信息

6.3.1分布式电源实时数据可定期主动上送，上送周期可远程设置。上行信息可由能源互联网平台选 择，包括但不限于： a） 并网点电压、电流、相位、频率、有功功率、无功功率、有功电量、无功电量及电能质量等数据； b） 分布式电源的有功功率、无功功率和功率因数； 发电状态、断开状态、故障与告警状态、检修状态等分布式电源的运行状态； d）故障和告警信息； e 必要的故障录波数据； 分布式能源预测数据； g 远程可视化数据。 6.3.2下行信息可由能源互联网平台选择下发至分布式电源，可定期主动下发，下发周期可远程设置石油天然气标准规范范本， 下行信息包括但不限于： a） 分布式电源的启停； b） 并网线路断路器的分合； c）分布式电源的有功功率、无功功率调节。 6.3.3接入能源互联网的分布式电源与能源互联网的运维信息互动包括但不限于：运维计划、运维工 单、设备在线监测实时数据、设备台账信息、设备缺陷信息、故障消缺记录等。

6.4.1基于分布式电源参与能源交易各方的基本信息，包括能源交易各方名称、公司地址、主营业务等 公司基本信息。 6.4.2分布式电源本身的基本信息，包括分布式电源的总功率/总容量、储能的介质以及系统主要设备 的供应商、投运时间等。 6.4.3有功/无功电量信息，能源互联网与分布式电源交易信息中应有交易的电量信息，分别包含独立 的有功电量和无功电量信息，并能有效区分放电/充电电量

6.4.1基于分布式电源参与能源交易各方的基本信息，包括能源交易各方名称、公司地址、主营业务等 公司基本信息。 6.4.2分布式电源本身的基本信息，包括分布式电源的总功率/总容量、储能的介质以及系统主要设备 的供应商、投运时间等。 6.4.3有功/无功电量信息，能源互联网与分布式电源交易信息中应有交易的电量信息，分别包含独立 的有功电量和无功电量信息，并能有效区分放电/充电电量。

7.1.1能源互联网与分布式电源的业务互动主要包括运行业务和市场业务。 7.1.2能源互联网与分布式电源开展业务互动，应符合国家有关法律法规、电网调度和能源交易政策 的相关要求，

2.1运行业务主要包括发电功率预测、发电意愿审报、发电优化调度、停电检修计划审报等。 .2.2根据参与互动的分布式电源类型、装机容量及相关数据信息，开展分布式电源发电功率预测服 务，并应满足以下要求： a 发电预测的时间尺度应包括短期预测和超短期预测，预测值的时间分辨率为15min； b） 发电量预测的水平比例尺应随优化程度的变化而变化； c）结合各类分布式电源的气候和历史数据，采用合适的方法构建发电预测具体模型，实现最优预 测策略。

7.2.1运行业务主要包括发电功率预测、发电意愿审报、发电优化调度、停电检修计划审报等。 7.2.2根据参与互动的分布式电源类型、装机容量及相关数据信息，开展分布式电源发电功率预测服 务，并应满足以下要求：

7.2.3进行发电意愿申报时应满足以下要求！

次日的竞标信息，其中主要包括能源互联网的整体审报发电量及其对应的发电成本曲线； b）在每一个调度周期结束后，调度机构应对分布式电源的实际发电量和发电效率进行考核，对弃 风弃光现象进行相应的经济惩罚 进行备用容量市场申报时，应满足分布式电源自身的出力上限限制，通过合理分配各分布式电 源的备用容量份额实现能源互联网内部发电计划优化，并应根据其备用容量份额大小对发电 量下调的分布式电源进行相应的经济补偿。 2.4能源互联网应能对参与互动的分布式电源进行优化调控，并满足以下要求： a）应向参与互动的分布式电源项目单位提供次日的负荷需求预测、电价等信息，帮助其根据自身 需求和发用电成本做出合理的发电意愿申报，并应根据其提交的次日发电意愿曲线等信息，制 定次日发电计划； b）应根据参与互动的分布式电源项目单位申报的发电意愿，结合系统负荷预测的结果，对全网的 分布式电源进行统一优化调度； c）应根据调度机构下达的主/备容量计划，在能源互联网内部以经济效益最天化为目标进行优化 调度，同时应满足区域供需平衡约束、发电机组容量和爬坡速率约束、中断量和中断时间约 束等； d）以集群方式参与互动的分布式电源应满足能源互联网内部多能互补、协调控制的要求，并应具 备分布式电源集群化监视和控制的功能。 2.5分布式电源项目单位根据设备运行情况及工作需要提报停电检修计划时应满足以下要求： a）设备检修计划应从设备情况及保证电网安全要求出发，根据设备监控状态和规程所规定的周 期和检修时间，综合考虑运行方式的合理性、供电质量和事故处理等问题： b）设备检修应尽量与系统电网设备检修结合进行，减少重复停电土壤标准，提高供电可靠性；

a）设备检修计划应从设备情况及保证电网安全要求出发，根据设备监控状态和规程所规定的周 期和检修时间，综合考虑运行方式的合理性、供电质量和事故处理等问题； b）设备检修应尽量与系统电网设备检修结合进行，减少重复停电，提高供电可靠性； c）设备检修计划应提前报管辖调度部门批准，并履行相应的开、峻工手续

7.3.1能源互联网与分布式电源的能源市场交易应以电能为核心，市场业务包括电能交易、碳交易以 及其他与能源相关的服务和金融衍生业务。 7.3.2分布式电源作为能量供应方应为供能质量负责，能源互联网可根据能量供需各方的实际情况 通过外部组合和内部分解开展能源交易

3.2分布式电源作为能量供应方应为供能质量负责，能源互联网可根据能量供需各方的实际情况 过外部组合和内部分解开展能源交易， 3.3应建立分布式电源市场化交易信息管理平台，并应满足以下要求： a）平台应具备可申请参与分布式发电市场化交易、递交双边电力交易合同、接受分布式发电市场 化交易售电方上网交易电量预测的功能； b）平台应设置针对交易电量进行统计分析的软件，供交易各方使用，在宏观层面上统计分布式电 源能源交易的各类项目价格信息，形成价格趋势图和市场容量分布图，支持分时段统计及分 析，宏观数据应向社会和能源互联网上的各关联方开放，以提供决策参考： c）平台负责对分布式电源项目的交易电量进行按月结算，能源互联网企业负责交易电量的计量 和电费收缴。 3.4应建立完善的市场交易安全保障机制，并满足以下要求： 市场交易应具有实时、方便、安全、可靠的特性，同时可反映系统状态和交易双方的需求，体现 政策和激励导向，建立交易信用制度，信息公开且规则透明； b）宜结合市场机制建设分层交易模型，可采用分布式记账/区块链等技术保证能源交易记录的真 实性和可追溯性；

a）市场交易应具有实时、方便、安全、可靠的特性，同时可反映系统状态和交易双方的需求，体现 政策和激励导向电镀标准，建立交易信用制度，信息公开且规则透明； b 宜结合市场机制建设分层交易模型，可采用分布式记账/区块链等技术保证能源交易记录的真 实性和可追溯性； c）参与能源交易的各方均要有独立的网络账户和密码，应从平台交易系统的快速恢复技术、身份

认证技术、异地灾备技术以及交易信息的安全传输技术等方面建立整个交易信息的安全保障。 7.3.5分布式电源市场化交易模式可包括直接交易模式、能源互联网代售模式和收购电价模式，可根 据所在地区电力市场的相关政策确定交易模式。 7.3.6根据调度协议，分布式电源参与电网调频等辅助服务业务时应根据其响应情况给予合理的经济 补偿。

[1］GB/T18657.5远动设备及系统第5部分：传输规约第5篇：基本应用功能 [2] GB/Z41237一2022能源互联网系统术语 [3] IEC61968（所有部分）电力企业应用集成配电管理系统接口（Applicationintegrationat electric utilitiesSystem interfaces for distribution management)