Q／GDW 11000-2021  光伏发电站并网调度信息交换规范

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光伏发电站发电计划信息包含 a）光伏发电站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光伏发电站发电计划信息； 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继电保护及故障信息

开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； o）故障录波信息，光伏发电站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、低压侧母线的三相及零序电压； 3）升压站高、低压侧母线的频率； 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）升压站主变中性点直接接地电流、间隙接地电流。 ）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

土地标准光伏发电站气象监测信息应包含： a）总辐射辐照度（水平和倾斜）、直射辐照度、散射辐照度； b）环境温度、湿度、风速、风向、气压。

光伏发电站图形监控系统采集到的图像信息等

4.9操作票及检修票信息

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。

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

4.10电力监控系统厂站安全监测信息

电力监控系统厂站安全监测信息应覆盖光伏发电站涉网部分所有主机设备、网络设备、安全防护设 备的全部运行信息及安全告警信息： 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：

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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

数据采集和监控系统属于生产控制大区的控制区，信息交换应利用光伏发电站（包括升压站）计算 机监控系统或远动通信终端（RTU），通过电力调度数据网实现，通信规约应满足DL/T634.5104及DL/T 476规约的要求。

5.2广域相量测量信息

广域相量测量系统属于生产控制大区的控 则量装置（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

电能量计量系统属 包括开床站）电工 采集装置，通过电力调度

5.4光伏发电功率预测信息

换应利用光伏发电站（包括升开压站 光伏发电功率预测系统，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/T719 的要求。

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，通 电力调度数据网实现，通信规约应满足DL/T719的要求。

5.6继电保护及故障信息

继电保护及故障信息系统属于生产控制大区的非控制区，信息交换应利用光伏发电站 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 的要求。

伏发电站（包括升压站）图像监控系 通信规约应满足Q/GDW10517.1的要求。

5.9操作票及检修票信息

操作票、检修票管理系统属于管理信息大区，信息交换应利用光伏发电站（包括升压站）操作票、 检修票管理系统子站，宜通过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。

5.10电力监控系统厂站安全监测信息

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电力监控系统厂站安全监测信息交换应满足DL/T634.5104的要求。调度侧网络安全管理平台作为 服务端，场站侧网络安全监测装置作为客户端。客户端与服务端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

.1.2运行指 5.1.4告警直传的技术要求如下： a）光伏发电站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）光伏发电站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）光伏发电站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。 .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；

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）根据CIM/G规范正确转换站端图形： 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

5.2广域相量测量信息

6. 2. 1实时性指标的要求如下:

a）实时传送速率：动态数据的实时传送速率应可以整定，至少应具有25、50、100次/秒的可选速 率； 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的时间差。 上传速率为25次/秒、50次/秒、100次/秒时，PMU的时延不应大于600mS； c）执行主站的召唤历史数据命令时，不影响实时帧传送速率。 6.2.2性能指标的要求：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 性能华标应满品DL/T280DI/T140的相关西

6.2.3动态数据记录的要求如下

a）动态数据的最高记录速率应不低于100次/s，并具有多种可选记录速率；记录速率应是实时传 送速率的整数倍。动态数据的保存时间应不少于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。 33上主站建立通信能上主站对时上主站时钟同

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6.4光伏发电功率预测信息

6.4.1光伏发电功率预测信息交换应满足NB/T32301的要求。 6.4.2中期光伏发电功率预测：每天上报一次光伏发电站次日零时起168h的光伏发电有功功率，时 间分辨率为15min（光伏发电功率取15min内平均值） 6.4.3短期光伏发电功率预测：每天上报一次光伏发电站次日零时起72h的光伏发电有功功率，时间 分辨率为15min（光伏发电功率取15min内平均值） 5.4.4超短期光伏发电功率预测：每15min上报一次未来15min至4h的光伏发电有功功率，时间分 辨率为15min（光伏发电功率取15min内平均值） 6.4.5上传光伏发电站辐照量、辐照度、总辐射量，时间分辨率不小于5min。

6.5.1发电计划信息交换应满足NB/T31047的要求。 6.5.2光伏发电站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调度机构应根据光伏发电站功率申报曲线，综合考虑电网运行情况，编制并下发次日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和市场、辅助服务交易的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

实时性指标：故障录波数据应满足GB/T22386和GB/T19964的要求，网络信息量最大时， 息传输时间不大于2s。 光伏发电站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

气象监测信息交换技术要求应满足GB/T35221的要求。 实时气象数据采集和传输时间间隔应不 in，包括瞬时值和5min平均值：数据延时应不大于1min：气象监测数据可用率应大于95%。

6.8.1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提供保障，如 专网承载、DiffServ或MPLS策略等

6.8.2图像质量要求如下

6.8.3顿率要求如下

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。

6.9电力监控系统厂站安全监测信息

6.9.1光伏发电站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号令的要求。

号令的要求。 光伏发电站（包括升压站）计算机监控系统或远动通信终端（RTU）、同步相量测量装置（PM 妾实现对光伏发电站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

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6.9.3电能量计量系统、光伏发电功率预测系统、发电计划系统、气象监测信息、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。 6.9.4图像监控系统、调度操作票、检修票系统处于管理信息大区。 6.9.5光伏发电站生产控制大区与管理信息大区之间通信应当部署电力专用横向单向安全隔离装置。 光伏发电站生产控制大区的控制区与非控制区之间应当采用具有访问控制功能的网络设备、安全可靠的 硬件防火墙或者相当功能的设备，实现逻辑隔离、报文过滤、访问控制等功能， 6.9.6光伏发电站的生产控制大区的控制区、生产控制大区的非控制区和外部公共信息区需要进行数 据交换时，应加装经国家指定部门检测认证合格的电力专用安全隔离装置。 6.9.7光伏发电站内实时监控信息，不应接入外部公共网络。 6.9.8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。 6.9.9光伏发电站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，实现双向身份认证、访问控制和数据加密。纵向加密认证装置的隧道配置策略应细化至IP地址和 服务端口，保证与主站的数据通信均为密通状态，并全面关闭不必要的服务和端口。场站侧纵向加密认 证装置必须使用调控机构签发的调度数字证书，并接入调控机构网络安全管理平台。 6.9.10光伏发电站若采用汇集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或加密认证网关。 6.9.11 接入调度数据网的路由器、交换机必须采取有效的安全加固措施，关闭通用网络服务和网络 边界的OSPF路由功能，避免使用默认路由，采用安全增强的SNMPV2及以上版本的网管协议，密码强 度应满足国家规定要求，开启访问控制列表等安全措施。 6.9.12光伏发电站与远程集控中心、远程监视中心、设备制造厂商的纵向边界安全防护实施方案必 须经调控机构审核，安全设备配置策略必须经过现场验证确认安全。 6.9.13严格保证与调控机构通信的采集服务器的独立性，严禁将其用于给非调控机构的其他单位转 发数据。 6.9.14 如果光伏发电站生产控制大区中的业务系统与环保、安全等政府部门进行数据传输，其边界 防护应当采用生产控制大区与管理信息大区之间的安全防护措施。 6.9.15光伏发电站应配置电力监控系统厂站安全监测装置，监测信息接入调度内网安全监控平台

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附录A （规范性附录） 光伏逆变器运行状态BCD编码

附录A （规范性附录） 光伏逆变器运行状态BCD编码

表A.1逆变器运行状态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

中： Uain一越死区传送整定最小值； Ua一电压互感器一次额定值。

表B.1数据采集和监控信息交换技术指标

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光伏发电站并网调度信息交换规范

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道路标准规范范本编制背景 编制主要原则、 与其他标准文件的关系.. 主要工作过程. 标准结构和内容. 条文说明.

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本标准主要根据以下原则编制： a）遵守现有相关法律、条例、标准和导则，兼顾电网运行及光伏发电发展的要求； b）保障电网及光伏发电站稳定、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 c）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光伏发电站（升压站）计算 机监控系统或者RTU、光伏发电站功率控制系统、光伏发电站监控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与其他他标准文件的关系

2020年1月，确立修订工作总体目标，构建组织机构，确定参编单位及人员。 2020年2月至5月，基于光伏电站调度信息交换调研结果，根据规范化标准化要求，编写工作组 起草了标准初稿。

蝶阀标准Q/GDW110002021

2020年6月至7月，工作组组织内部专家进行评审，并根据专家修改意见进行调整，形成标准初 高。 2020年7月29日，国调中心组织召开标准初稿审查会，根据专家修改意见进行了调整。 2020年8月25日，编写组根据初稿审查会专家提出的修改意见，组织宁夏电力调度控制中心各部 门、各地区电网调度控制中心、国网宁夏电科院进行讨论和修改，形成征求意见稿。 2020年9月，国家电网运行与控制技术标准专业工作组将征求意见稿以电子邮件方式向各网省公 司及产业和科研单位广泛征求意见。 2020年10月28日，编写组组织宁夏电力调度控制中心各部门、国网宁夏电科院对反馈的修改意 见进行了讨论，并根据返回意见对标准征求意见稿进行了讨论和修改，形成了标准送审稿。 2020年11月20日，公司运行与控制技术标准专业工作组组织召开了标准审查会，审查结论为： 审查组经过协商一致，同意修改后报批。 2020年11月23日，编写组按审查意见修改，形成标准报批稿