GB／T 40604-2021 标准规范下载简介
GB／T 40604-2021 新能源场站调度运行信息交换技术要求.pdf5.1.1.3遥控信息
风电场接收的遥控信息应包含： a）有功功率控制投入/退出命令； b）无功电压控制投入/退出命令； c）有功功率控制模式； d）无功电压控制模式。
塔吊拆除施工方案接近实际5.1.1.4遥调信息
风电场接收的遥调信息应包含：
a）有功功率控制目标或者调整量信息 b）无功电压控制目标或者调整量信息
5.1.1.5告警直传信息
风电场上传的告警直传信息应包含： a） 事故信息； 异常信息； c) 越限信息； 变位信息； e）告知信息
5.1.1.6非实时信息
风电场上传的非实时信息应包含： a）风电场站内数据模型； b）图形模型信息等，
5.1.2信息交换方式和技术要求
5.2.1信息交换内容
风电场上传的测风信息交换内容应包含： a）测风装置10m、30m、50m、70m，轮毂高度的风速、风向信息； b）测风装置10m处的气温、气压、湿度等信息。
5.2.2信息交换方式和技术要求
测风信息交换应利用风电发电功率预测系统，通过电力调度数据网实现，通信规约应符合 DL/T719等的要求。 实时测风数据采集和传输时间间隔应不大于5min，包括5min平均值；数据延时应不大于1min 则风数据可用率应大于99%。测风信息交换技术要求应符合NB/T31046
5.3有功功率/无功电压控制信息
5.3.1信息交换内容
场上传的有功功率/无功电压控制遥测信息应包
风电场上传的有功功率/无功电压控制遥测信息应包含
a) 风电场有功功率最大、最小可调功率； b) 风电场无功功率最大、最小可调功率； ? 当前升有功功率速率、降有功功率速率； d) 升压站主变有载调压装置的分接头档位； e) 升压站无功补偿装置的无功功率、电流； 遥调电压、有功功率目标返回值
5.3.1.2有功功率/无功电压控制遥信信息
风电场上传的有功功率/无功电压控制遥信信息应包含 a）升压站无功补偿装置自动/手动信号； b) 有功功率控制和无功电压控制允许信号； C 有功功率控制和无功电压控制投人/退出信号； d 有功功率控制和无功电压控制远方/就地信号； e）有功功率控制和无功电压控制增出力闭锁信号、减出力闭锁信号
5.3.1.3有功功率/无功电压控制遥控信息
GB/T 406042021
a) 有功功率控制投入/退出命令； b) 无功电压控制投入/退出命令； c 有功功率控制模式； d）无功电压控制模式 OW Cor
5.3.1.4有功功率/无功电压控制遥调信息
风电场接收的有功功率/无功电压控制遥调信息应包含： a）有功功率控制目标或者调整量信息； b）无功电压控制目标或者调整量信息
5.3.2信息交换方式和技术要求
有功功率/无功电压控制信息交换应利用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，通信规约应符合DL/T476、DL/T634.5101、DL/T634.5104、DL/T667、DL/T719等的 要求。有功功率/无功电压控制信息已通过监控系统上传和接收的，不再单独与调度主站进行信息 交换。 模拟量越死区传送整定最小值应小于0.1%（额定值），并逐点可调；遥控正确率为100%，遥调正确 率应不低于99.9%；遥测传送时间应不大于4S；遥信变化传送时间应不大于3S；遥控、遥调命令传送时 间应不大于4s；有功功率控制命令控制周期4s～16s可调。有功功率/无功电压控制信息交换技术要 求应符合DL/T5003
5.4同步相量测量信息
5.4.1信息交换内容
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）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： ） 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； 频率、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
5.4.1.2同步相量测量动态数据记录信息
5.4.2信息交换方式和技术要求
应符合GB/T26865.2的要求。 应按时间顺序逐顺、均匀、实时传送动态数据，传送的数据中应包含整秒时刻的数据；应接受主站的 召唤命令，传送部分或全部动态数据，传送采样数据；动态数据时标与数据输出时刻的时间差应不大于 0mS；实时传送速率可以整定，应至少具有每秒1顺、10顺、25顿、50顿、100顺的可选速率；执行主站 的召唤历史数据命令时，不应影响实时顿传送速率。 同步相量测量信息技术要求应符合DL/T280
5.5继电保护和安全自动装置信息
5.5.1信息交换内容
5.5.1.1升压站继电保护信息
风电场上传的升压站继电保护信息应包含： 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、故障设备、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人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 升压变中性点接地装置的相关信息。 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
5.5.1.2安全自动装置信息
风电场上传的安全自动装置信息应包含： a）位置信息：
GB/T 40604—2021
b）控制命令； c) 异常和状态信息； d) 电气测量量； e) 故障信息； ）参数信息等
b）控制命令； c) 异常和状态信息； d) 电气测量量； e) 故障信息； f）参数信息等
5.5.2信息交换方式和技术要求
继电保护和安全自动装置信息交换应利用风电场保护故障录波和安全自动装置子站，通过电力调 度数据网实现，通信规约应符合GB/T26399、DL/T667等的要求。 故障录波信息量最大时，网络信息传输时间应不大于2S；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；安全稳定控制系统数据信息传送速度10ms～1000ms，实 时数据信息传送速度一般应小于100ms，准实时信息传送速度可比实时信息传送速度稍低。继电保护和 安全自动装置信息交换的技术要求应符合GB/T14285、GB/T19963、GB/T14598.24、GB/T26399
5.6.1信息交换内容
风电场上传的功率预测信息内容应包含： a）长期电量预测：风电场未来12个月的逐月电量及总电量； b）中期功率预测：风电场次日零时起未来240h的有功功率： c）短期功率预测：风电场次日零时起未来72h的有功功率； d）超短期功率预测：风电场未来15min~4h的有功功率
5.6.2信息交换方式和技术要求
风电发电功率预测信息交换应利用风电场风电功率预测系统，通过电力调度数据网实现，通信规约 应满足DL/T719的要求。 在长期电量预测方面，应每月上报未来12个月的电量预测数据，时间分辨率是月，宜每月上旬完成 预测数据上报；在中期功率预测方面，应每日上报次日0时至未来240h的功率预测数据及同期的预计 开机容量，时间分辨率15min，应每日8时前和14时前上报两次；在短期功率预测方面，应每日上报次 日0时至未来72h的功率预测数据及同期的预计开机容量，时间分辨率15min，应每日8时前和14时 前上报两次；在超短期功率预测方面，应每15min上报未来15min至4h的功率预测数据及同期的预 计开机容量，时间分辨率15min
5.7.1信息交换内容
风电场发电计划及交易信息可包含： 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； e）日前交易电量及日内实时交易信息。
5.7.2信息交换方式和技术要求
发电计划信息交换应利用调度端和厂站端发电计划系统等，通过电力调度数据网实现，通信规约应 符合DL/T719的要求。 风电场应每日在规定时间前向电网调度机构申报次日发电计划曲线，时间分辨率为15min；电网 周度机构应根据风电场功率申报曲线，综合考虑电网运行情况，编制并下达风电场发电计划曲线，时间 分辨率为15min；调度机构应按照有关规定对发电计划和市场、辅助服务交易的执行情况进行统计、考 核，并定期发布。发电计划信息交换的技术要求应符合NB/T31047
5.8.1信息交换内容
风电场上传的电能计量信息应包含： 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）主变高（中）压侧正（反）向有功（无功）电量及表读数； c）电能计量表计时钟信息、表计异常和计量电流互感器（CT）、PT异常信息等； d）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
5.8.2信息交换方式和技术要求
电能计量信息交换应利用风电场电量采集装置，通过电力调度数据网与相关调度主站交换信息，通 信规约应符合DL/T645、DL/T719的要求 电能计量正反向有功、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 居间隔，保存最近60天以上的数据；支持一发多收，可根据主站的要求与权限，上传不同时段范围、不同 周期的数据：与主站建立通信后应与主站对时，与主站时钟同步
5.9网络安全在线监测信息
5.9.1信息交换内容
5.9.2信息交换方式和技术要求
网络安全在线监测上传信息的处理时间≤1s；远程调阅的处理时间≤3s.
5.10操作票检修票信息
5.10.1信息交换内容
操作票及检修票信息交换内容应包含： 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
5.10.2信息交换方式和技术要求
GB/T 406042021
操作票及检修票信息交换应通过综合数据网与相关调度主站设备交换信息，宜采用 (B/S）方式或文件传输方式。
6光伏发电站调度运行信息
6.1.1信息交换内容
6.1.1.1遥测信息
光伏发电站上传的遥测信息应包含： ）逆变器的有功功率、无功功率； 6）逆变器的有功功率总加、无功功率总加； ）并网点接人电网线路的有功功率、无功功率和电流： ）升压站主变低压侧各馈线的有功功率、无功功率和电流； e）升压站主变高、低压侧各段母线的电压； f）升压站主变温度（包含主变本体油温、有载油温、本体绕组温度）： g）汇集线的有功功率、无功功率和电流： ）当前升有功功率速率、降有功功率速率： 升压站主变有载调压装置的分接头档位； 升压站无功补偿装置的无功功率、电流； k）遥调电压、有功功率目标返回值； 正常发电状态逆变器有功功率、无功功率； m）场外受限状态逆变器有功功率、无功功率； ）光伏发电站理论发电功率、光伏发电站可用发电功率； 正常发电状态、场外受限状态、场内受限状态和待机状态等四种状 台数。
光伏发电站上传的遥测信息应包含： a）逆变器的有功功率、无功功率； b）逆变器的有功功率总加、无功功率总加； c）并网点接人电网线路的有功功率、无功功率和电流； d）升压站主变低压侧各馈线的有功功率、无功功率和电流； e）升压站主变高、低压侧各段母线的电压； f）升压站主变温度（包含主变本体油温、有载油温、本体绕组温度）； g）汇集线的有功功率、无功功率和电流： h）当前升有功功率速率、降有功功率速率； i）升压站主变有载调压装置的分接头档位； 升压站无功补偿装置的无功功率、电流； k）遥调电压、有功功率目标返回值； 正常发电状态逆变器有功功率、无功功率； m）场外受限状态逆变器有功功率、无功功率； n）光伏发电站理论发电功率、光伏发电站可用发电功率； o）正常发电状态、场外受限状态、场内受限状态和待机状态等四种状态下光伏逆变器各状态的总 台数。
6.1.1.2遥信信息
光伏发电站上传的遥信信息应包含： a）升压站事故总信号； b）升压站并网点线路的断路器、隔离刀闸、接地刀闸位置状态信号； c）升压站母联、分段的断路器、隔离刀闸、接地刀闸、PT刀闸位置状态信号； d）升压站主变高、低压侧断路器、隔离刀闸、接地刀闸位置状态信号：
光伏发电站上传的遥信信息应包含： a）升压站事故总信号； b）升压站并网点线路的断路器、隔离刀闸、接地刀闸位置状态信号； ）升压站母联、分段的断路器、隔离力闻、接地刀闻、PT力闻位置状态信号： d）升压站主变高、低压侧断路器、隔离刀闸、接地刀闸位置状态信号；
6. 1.1.3遥控信息
光伏发电站接收的遥控信息应包含： a） 有功功率控制投人/退出命令； b) 无功电压控制投人/退出命令； c） 有功功率控制模式； d）无功电压控制模式。
光伏发电站接收的遥控信息应包含： a) 有功功率控制投人/退出命令； b) 无功电压控制投人/退出命令； c) 有功功率控制模式； d）无功电压控制模式。
6.1.1.4遥调信息
光伏发电站接收的遥调信息应包含： a）有功功率控制目标或者调整量信息 b）无功电压控制目标或者调整量信息
6. 1.1.5 告警直传信息
光伏发电站上传的告警直传信息应包含： a) 事故信息； b) 异常信息； c) 越限信息； d) 变位信息； e)告知信息
6.1.1.6非实时信息
光伏发电站上传的非实时信息应包含： a）光伏发电站内数据模型； b）图形模型信息等
6.1.2信息交换方式和技术要求
GB/T 40604—2021
传送时间应不大于3S；遥控、遥调命令传送 时间应不大于4S。监控信息交换技术要求应符合 31992,DL/T 5003
6.2.1信息交换内容
光伏发电站上传的测光信息应包含： 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
6.2.2信息交换方式和技术要求
测光信息交换应利用光伏发电功率预测系统，通过电力调度数据网实现，通信规约应符合 DL/T719等的要求。 实时测光数据采集和传输时间间隔应不大于5min，包括5min平均值；数据延时应不大于1min； 测光数据可用率应大于99%。 测光信息交换技术要求应符合GB/T30153
功功率/无功电压控制信
6.3.1信息交换内容
6.3.1.1有功功率/无功电压控制遥测信息
光伏发电站上传的有功功率/无功电压控制遥测信息应包含： a）光伏发电站有功功率最大、最小可调功率： b）光伏发电站无功功率最大、最小可调功率： 当前升有功功率速率、降有功功率速率： d) 升压站主变有载调压装置的分接头档位； 升压站无功补偿装置的无功功率、电流； 1 遥调电压、有功功率目标返回值
6.3.1.2有功功率/无功电压控制遥信信息
光伏发电站上传的有功功率/无功电压控制遥信信息应包含： a）升压站无功补偿装置自动/手动信号； b 有功功率控制和无功电压控制允许信号； C 有功功率控制和无功电压控制投人/退出信号； d 有功功率控制和无功电压控制远方/就地信号： e 有功功率控制和无功电压控制增出力闭锁信号、减出力闭锁信号
6.3.1.3有功功率/无功电压控制遥控信息
光伏发电站接收的有功功率/无功电压控制遥控信息应包含： a）有功功率控制投入/退出命令； b）无功电压控制投入/退出命令； c）有功功率控制模式； d）无功电压控制模式。
6.3.1.4有功功率/无功电压控制遥调信息
光伏发电站接收的有功功率/无功电压控制遥调信息应包含： a）有功功率控制目标或者调整量信息； b）无功电压控制目标或者调整量信息
6.3.2信息交换方式和技术要求
数据网实现，通信规约应符合DL/T476、DL/T634.5101、DL/T634.5104、DL/T667、DL/T719等的 要求。有功功率/无功电压控制信息已通过监控系统上传和接收的，不再单独与调度主站进行信息 交换。 模拟量越死区传送整定最小值应小于0.1%（额定值），并逐点可调；遥控正确率为100%，遥调正确 率应不低于99.9%；遥测传送时间应不大于4S；遥信变化传送时间应不大于3S；遥控、遥调命令传送时 间应不大于4S；有功功率控制命令控制周期4s～16s可调。有功功率/无功电压控制信息交换技术要 求应符合DL/T5003
6.4同步相量测量信息
6.4.1信息交换内容
6.4.1.1同步相量测量实时监测信息
光伏发电站上传的同步相量测量实时监测信息应包含： 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） 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 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； 汇集线三相电流、三相基波电流、正序基波电流相量； 频率、频率变化率以及开关量信号等； 无功补偿装置的三相电流、三 三相基波电流、正序基波电流相量
6.4.1.2同步相量测量动态数据记录信息
6.4.2信息交换方式和技术要求
同步相量测量信息交换应利用光伏发电站相量测量装置（PMU），通过电力调度数据网实现，通信 规约应符合GB/T26865.2的要求。 应按时间顺序逐帧、均匀、实时传送动态数据，传送的数据中应包含整秒时刻的数据；应接受主站的 召唤命令，传送部分或全部动态数据，传送采样数据；动态数据时标与数据输出时刻的时间差应不大于 50ms；实时传送速率可以整定，应至少具有每秒1顿、10顿、25、50顿、100帧的可选速率；执行主站
GB/T 406042021
的召唤历史数据命令时，不应影响实时帧传送速率。同步相量测量信息技术要求应符合DL/T280。
6.5继电保护和安全自动装置信息
6.5.1信息交换内容
6.5.1.1升压站继电保护信息
光伏发电站上传的升压站继电保护信息应包含： 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、故障设备、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，光伏发电站升压站故障录波装置应接人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； 升压站无功补偿设备的保护及开关动作信息、三相电流； 升压变中性点接地装置的相关信息， 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
6.5.1.2安全自动装置信息
光伏发电站上传的安全自动装置信息应包含： a) 位置信息； b) 控制命令： 异常和状态信息； d) 电气测量量； 故障信息； f）参数信息等
光伏发电站上传的安全自动装置信息应包含： a) 位置信息； b) 控制命令： 异常和状态信息； d) 电气测量量： 故障信息； f）参数信息等。
6.2信息交换方式和技
继电保护和安全自动装置信息交换应利用光伏发电站保护故障录波和安全自动装置子站，通过电 力调度数据网实现，通信规约应符合GB/T26399、DL/T667等的要求。 故障录波信息量最大时，网络信息传输时间应不大于2S；光伏发电站故障录波装置应记录升压站内设备 主故障前200ms至故障后6s的电气量数据；安全稳定控制系统数据信息传送速度10ms~1000ms，实时数 居信息传送速度一般应小于100ms，准实时信息传送速度可比实时信息传送速度稍低。继电保护和安全自动 装置信息交换的技术要求应符合GB/T14285、GB/T19964、GB/T14598.24、GB/T26399
6.6.1信息交换内容
光伏发电站上传的功率预测信息内容应包含： a）长期电量预测：光伏发电站未来12个月的逐月电量及总电量； b）中期功率预测：光伏发电站次日零时起未来240h的有功功率； c）短期功率预测：光伏发电站次日零时起未来72h的有功功率：
d）超短期功率预测：光伏发电站未来15min～4h的有功功率
6.6.2信息交换方式和技术要求
光伏发电功率预测信息交换应利用光伏发电站功率预测系统，通过电力调度数据网实现，通信规约 应符合DL/T719的要求。 在长期电量预测方面，应每月上报未来12个月的电量预测数据，时间分辨率是月，宜每月上旬完成 预测数据上报；在中期功率预测方面，应每日上报次日0时至未来240h的功率预测数据及同期的预计 十机容量，时间分辨率15min，应每日8时前和14时前上报两次；在短期功率预测方面，应每日上报次 日0时至未来72h的功率预测数据及同期的预计开机容量，时间分辨率15min，应每日8时前和14时 前上报两次；在超短期功率预测方面，应每15min上报未来15min至4h的功率预测数据及同期的预 计开机容量，时间分辨率15min
6.7发电计划及交易信息
6.7.1信息交换内容
光伏发电站发电计划及交易信息可包含： 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； e）日前交易电量及日内实时交易信息。
6.7.2信息交换方式和技术要求
发电计划信息交换应利用调度端和厂站端发电计划系统等，通过电力调度数据网实现，通信规约应 符合DL/T719的要求。 光伏发电站应每日在规定时间前向电网调度机构申报次日发电计划曲线，时间分辨率为15min 电网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，编制并下达光伏发电站发电计 刘曲线，时间分辨率为15min；调度机构应按照有关规定对发电计划和市场、辅助服务交易的执行情况 进行统计、考核，并定期发布。发电计划信息交换的技术要求应符合NB/T32025
6.8.1信息交换内容
光伏发电站上传的电能计量信息应包含： 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）主变高（中）压侧正（反）向有功（无功）电量及表读数； c）电能计量表计时钟信息、表计异常和计量CT、PT异常信息等； d）对有需要的光伏发电站，集电线的正（反）向有功（无功）电量及表读数
6.8.2信息交换方式和技术要求
电能计量信息交换应利用光伏发电站电量采集装置，通过电力调度数据网与相关调度主站交换 通信规约应符合DL/T645、DL/T719的要求。 电能计量正反向有功、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 隔，保存最近60天以上的数据；支持一发多收，可根据主站的要求与权限，上传不同时段范围、不
周期的数据；与主站建立通信后应与主站对时，与主站时钟同步
6.9网络安全在线监测信息
6.9.1信息交换内容
SY／T 7405-2018 导热油供热站设计规范GB/T 406042021
6.9.2信息交换方式和技术要求
6.10操作票检修票信息
6.10.1信息交换内容
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
6.10.2信息交换方式和技术要求
操作票及检修票信息交换应通过综合数据网与相关调度主站设备交换信息CJT358-2019 非开挖工程用聚乙烯管，宜采用网络 3/S）方式或文件传输方式
票及检修票信息交换应通过综合数据网与相关调度主站设备交换信息，宜采用网络浏览 式或文件传输方式。