Q／GDW 12213-2022  可调节负荷资源接入调控机构技术规范

图1可调节负荷资源接入调控机构示意简图

5.2对于超过调控机构设定功率门槛的容量较大具备直采直控条件的大工业负荷等，可采取调度数据 网方式接入，应严格遵循并满足DL/T1306等调度数据网技术要求和安全防护技术要求。 5.3对于公司系统外的社会聚合商，为保证网络的安全性，应通过满足规范的互联网安全接入区或信 息内外网隔离接入调控机构相应隔离安全区域，数据交互应采取加密措施，不充许明文传输，与调控机 构间的互联网出口带宽应不低于100M，网络延时不超过500mS，数据丢包率不高于0.5%。 5.4对于公司系统内的聚合商，可通过公司信息内网和综合数据网接入调控机构，数据交互应采取加 密措施，不允许明文传输，网络延时不超过200mS，丢包率不高于0.5%，也可根据部署环境参照5.3通 过互联网安全接入。 5.5聚合商平台内部的运营网络应通过信息隔离装置、防火墙等方式设置合理的逻辑分区或物理隔离 区来阻隔来自终端采集控制网络的安全风险，确保与调度接入网络的安全互联和数据交互。 5.6聚合商平台通过无线（含4G/5G）网络、电力载波、有线光纤等各类公网或专网方式实现与运营 范围内分布式终端（充电桩、分布式储能等）的网络连接比例不宜低于85%，应确保终端网络信号稳定、 可靠，采集接入网络带宽宜不低于50M，网络延时不超过500mS，去包率不高于0.5%。 5.7聚合商平台与调控机构间的网络出口应采取双重甚至多重IP网络配置，确保与调度间的网络互联 几余可靠。通过互联网接入的聚合商平台应具备两个及以上的互联网运营商出口地址配置。 5.8聚合商平台若通过互联网与调度端进行数据通信，应采取满足电网要求的信息安全防护措施，可 通过硬加密（如加密卡或纵向加密装置）或软加密（如https加密协议）等方式实现数据交互加密。 5.9聚合商平台应取得国家认可的信息安全检测机构出具的信息安全等级保护三级或以上级别认证。 5.10聚合商应在申请接入前应向调控机构报送网络结构及安全防护相关资料并经电网公司信息和网 络安全等专业认可后方可开展资源接入，满足GB/T36572、国家发改委14号令和国家能源局国能安全 【2015】36号等相关标准和文件要求。

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6.1聚合商平台与负荷调控系统间的数据传输应采用网络方式进行通信并支持CIM/E文件（满足GB/T 30149要求）交互，包括https协议加密的WebService网络服务方式或调度常用的104（满足DL/T 634.5104要求）、476（满足DL/T476要求）等网络通信协议等。 6.2聚合商平台与负荷调控系统间若采用https协议加密的WebService网络服务方式，双方交互内容 描述语言应遵守YD/T2145中关于Webservice应用层和https传输层相关要求。 6.3聚合商应支持对接入的可调节负荷终端的数据实时采集及管理，负荷聚合量测应支持以变化数据 和全数据两种模式上送调控机构，其中全数据上送周期不宜大于30s。 3.4聚合商应将聚合商平台中负荷单体的静态信息和动态信息通过文本或规约报文形式以触发或周期 上送，上送调控机构的时间周期不应大于1分钟。 6.5聚合商上送的数据单位应满足调控机构要求（如聚合有功按MW，单体有功按kW）并与传统调度自 动化负荷数据极性一致。若可调节负荷具备发用电双重属性，上送数据的极性按照发电极性处理。 6.6聚合商对可调节负荷单体的数据采集内容参见附录AGB／标准规范范本，范围应包括： a）遥信：终端采集、控制装置投入信号、负荷单体是否在线等状态信号： b）遥测：装置测量的负荷电压（kV或V）、电流（单位：A）、功率（单位：kW）等； c）其他：负荷单体电量等其他数据。 6.7聚合商平台采集负荷单体终端的实时遥测数据周期应不大于30s，数据采集精度应不大于0.5%， 遥信数据从负荷侧变化到调度侧收到的延迟应不大于5秒。 6.8聚合商平台应具备主备穴余的通信网关机制与调控机构通信，主备间至少保持热备状态，确保单 台装置（模块）从异常发生到完成自动切换的时间应不大于10s。 3.9聚合商平台应通过适当的通道分配策略和数据保全机制，确保在故障切换期间不发生数据去失和 数据跳变，并具备响应负荷调控系统发出的数据补召上送请求。 6.10聚合商平台应确保周期性上传调控机构的完整性和规范性，在聚合商侧进行动态数据和静态数据 的数据校验，每日信息的完整率应大于99%。 息屋位表开始，应在48小时内莞成激据的上传调试及传动

7.1聚合商平台应具备对满足准入条件的负荷单体信息注册、业务审请、审核批准和运行评估等功能 7.2聚合商平台应具备数据采集与监视（SCADA）功能，支持对业务范围内聚合的负荷进行数据采集、 监视及信息处理等。 7.3聚合商平台应具备数据上送校验处理功能，包括合理性检查、零漂和跳变滤波、置数及采样保存 上送通道异常告警及切换等。 7.4聚合商平台应具备灵活的公式自定义计算功能，支持根据调控机构要求对数据进行处理和统计。 7.5聚合商平台应具备信息远程浏览功能，支持调控机构通过远程登录方式浏览聚合商平台业务信息 7.6聚合商平台应具备灵活的负荷聚合功能，支持将分散负荷按不同维度聚合参与不同调控场景业务。 7.7聚合商平台应具备APC功能，支持接收调度APC指令或计划曲线并按合理策略分解后向负荷单体 下达APC指令，宜支持对负荷的控制响应性能或调节贡献进行运行评价。 7.8聚合商平台应实现对聚合范围内90%以上的负荷终端的电量计量采集，安装的电能计量装置应取 得省级计量中心检定合格证书，具备双向计量、分时计量、分相计量有无功电能量数据的能力。 7.9聚合商平台应具备向调度上送负荷单体电量数据功能，用于调度侧进行功率量测数据稽查和校核。 7.10聚合商平台每月系统运行可靠率应不低于99%，上送数据校验合格率不低于99%。 7.11聚合商新建平台投运并稳定运行3个月后，聚合商应提交平台建设、负荷数据采集等方案及聚合 商平台验收报告，经调控机构审核后方可开展资源接入，参见附录B的表B.1。

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8.1聚合商应实现向运营范围内全部负荷终端下发APC指令或计划曲线，其中具备功率指令或计划值 接收能力的负荷终端数量及总容量占比均不应低于80%。 8.2聚合商进行单体控制目标分解时，应结合其动态评估负荷聚合和单体的实际调节能力（如功率上 下限和持续时间等）后，确保单体控制目标满足负荷终端安全约束和负荷用户用电需求双重约束。 8.3聚合商平台应在确保负荷终端设备安全的前提下尽快实现功率控制目标响应，从聚合商平台收到 调度总指令到负荷终端收到分解指令的时延应不大于5s。 B.4聚合商平台在正式参与实际调控业务前，应与调控机构开展24小时APC闭环联调试验。 8.5聚合商平台在参与调控业务期间的APC月可用率不应低于98%，APC月投入率不应低于98%。 8.6负荷单体首次接入聚合商平台时，其数据上送应稳定运行超过15日且完成装置的自动功率控制 （APC）测试并编制报告。 B.7可调节负荷聚合后的APC等效调节性能指标应满足调控机构制定的最低要求，指标定义可参照各 机构两个细则要求。调控机构应根据本区域不同类型负荷资源特点灵活制定相应标准，可参考如下要求： a）分布式储能、V2G及有序充电桩等电池类可调节负荷资源的调节速率宜不低于最大调节能力的 1.5%/min，调节精度宜不低于最大调节能力的1%，响应时间宜不高于60s； 普通充电桩、电采暖和楼宇空调等类型资源的调节速率宜不低于最大调节能力的1%/min，调 节精度宜不低于最大调节能力的1.5%，响应时间宜不高于120s； C 新类型型的可调节负荷资源首次纳入调控业务范畴时，其调节性能要求应以接入的调控机构 认定发布的结果为准

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附录A （资料性附录） 典型负荷单体数据要求

A.1.1电动汽车充电站静态信息包括：序号、站名、所在区域、全站容量、全站桩数量、站类型、是 否可控、运营系统内部站ID。 A.1.2充电桩静态信息包括：序号、桩名、所属站、桩容量、桩类型、桩厂家、投资方、是否可控、 运营系统内部设备ID。 A.1.3分布式储能站静态信息包括：序号、站名、所在区域、全站容量、投资方、是否可控、运营系 统内部站ID。 A.1.4虚拟电厂用户静态信息包括：序号、用户名、容量、所在区域、用户类型、业主方、是否可控、 运营系统内部用户ID。 A.1.5智能楼宇空调静态信息包括：序号、项目名、容量、所在区域、所在行业、业主方、是否可控、 运营系统内部设备ID。 A.1.6电采暖静态信息包括：序号、用户名、容量、所在区域、用户类型（如集中或分布式）、设备 厂家、蓄热方式、业主方、是否可控、运营系统内部设备ID， A.1.7V2G桩静态信息包括：序号、桩名、所在区域、桩容量、最大充电功率、最大放电功率、桩类 型、桩厂家、投资方、是否可控、运营系统内部设备ID

A.2.1电动汽车充电站动态信息包括：序号、站名、全站有功、全站无功、全站当日零点电量、运营 系统内部站ID A.2.2充电桩动态信息包括：序号、桩名、所属站、桩有功、桩无功、桩电流、桩当日零点电量、运 营系统内部设备ID。 A.2.3分布式储能站动态信息包括：序号、站名、全站有功、全站无功、全站当日零点电量、运营系 统内部站ID A.2.4虚拟电厂用户动态信息包括：序号、用户名、用户有功、用户无功、用户电流、用户当日零点 电量、运营系统内部用户ID。 A.2.5智能楼宇空调动态信息包括：序号、项目名、空调有功、空调无功、空调电流、用户当日零点 电量、运营系统内部用户ID。 A.2.6电采暖动态信息包括：序号、用户名、锅炉有功、锅炉无功、锅炉电流、用户当日零点电量、 运营系统内部用户ID。 A.2.7V2G桩动态信息包括：序号、桩名、桩有功、桩无功、桩电流、车辆SOC、全站当日零点电量、 运营系统内部用户ID。

聚合商平台接入单，参见表B.1。

聚合商平台接入单，参见表B.1

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附录B （资料性附录） 聚合商平台接入单

B.1聚合商平台接入单

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可调节负荷资源接入调控机构技术规范

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编制主要原贝 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

主要原则 也标准文件的关系， 工作过程， 吉构和内容， 兑明， 12

电力弱电管理、论文Q/GDW122132022

本标准依据《国家电网有限公司关于下达2020年第一批技术标准制修订计划的通知》（国家电网 科（2020）21号文）的要求编写。 电动汽车、分布式储能等行业技术的快速发展，电网中涌现了大量的电动汽车运营商、虚拟电厂运 营商、分布式储能聚合商、综合能源服务商等各类可调节负荷主体，具备较大的调控潜力。随着电力物 联网和无线通讯技术的发展，末端负荷的互联感知和可测可控逐步成为现实。 为推进负荷侧调控能力提升，提升电网资源配置能力，构建源网荷储多元协调调度控制新模式，驱 需引导各类可调节负荷资源参与调控业务。由于可调节负荷具有点多面广、电压等级低，主体成分复杂 等特点，从调度侧到负荷端存在数据链路长、系统层级和信息壁垒多等特点，负荷终端的数据准确性和 控制性能参差不齐，负荷聚合商平台的建设方式和技术指标也不完全统一，上述问题的存在造成按照现 有的源网侧调节资源接入方式和标准不能完全适应大规模可调节负荷聚合接入各级调控机构的业务需 求，不规范的接入甚至可能造成电网调控安全风险增大。 本标准编制主要目的是对接入各级调控机构的可调节负荷资源的聚合商平台技术性能、资源调节性 能、数据接入范围和技术管理要求等做出规范性要求，进一步为电网筛选出具备良好调节能力并满足调 度技术要求的优质负荷资源参与电网调控业务，提高可调节负荷主体接入各级调控机构的技术规范性： 提升负荷聚合商的技术水平及平台开发建设和运行维护水平

本标准主要根据以下原则编制： a）实用性原则，标准充分可调节负荷终端的技术实际和负荷参与调控业务的实际需求，在充分试 点验证可行的基础上确定了相关技术要求； 6） 先进性原则，标准紧密结合了国家电网有限公司调控运行“十四五”发展规划中关于源网荷储 协同调度发展方向，在负荷聚合商信息接入技术及应用方面提出了一系列举措，创新解决负荷 大规模接入调控机构的技术难题； 协调性原则，与已发布的调控机构相关标准制度保持一致，并在其基础上提出本标准相关技术 要求。

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问题

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2020年10月，根据征求意见及会议讨论情况，修改完善并形成标准送审稿。 2020年11月底，国家电网有限公司运行与控制技术标准专业工作组组织召开了线上标准审查会， 审查结论为：审查组经过协商一致，同意修改后报批。 2020年12月底，修改形成标准报批稿。

本标准按照《国家电网公司技术标准管理办法》（国家电网企管（2018）222号文）的要求编写。 本标准的主要结构和内容如下： 本标准主题章分为6章，由总体原则、网络与防护、数据采集、聚合商平台、控制性能、接入管理 组成。这6章是总分结构，第4章规范了可调节负荷接入调控机构的总体原则园林工艺、表格，第5章规范了负荷聚合 商接入调控机构的网络路径和安防基本要求，第6章规范了负荷聚合商与调控机构之间的采集通道规 约、传输周期、数据交互能力等技术性能要求，第7章规范了负荷聚合商平台应满足的功能要求和技术 指标等，第8章规范了可调节负荷资源在参与电网调控业务时的控制性能和负荷终端功率控制相关要 求，第9章规范了可调节负荷聚合商参与日常调度业务应该遵循的技术管理要求。以上各章相互关联、 有机结合，共同支撑可调节负荷资源接入调控机构的技术体系，提高负荷资源接入调控机构工作的安全 性、规范性和高效性