Standard for High Voltage eg connections

6.8 SCADA requirements – Class B 
6.8.1 General requirements 
S5.2.6.1 of the NER deals with remote monitoring of EG Systems by AEMO and the DNSP’s 
control centres to monitor the performance of the EG System. Table 29 provides remote monitoring 
guidelines which the DNSP shall use to determine the level of access standard for the EG System.
 

---

Standard for High Voltage EG Connections 
 
STNW1175 
Owner: EGM Engineering
Release: 4, 11 Feb 2022 
| 
Document ID: 2946177 
SME: Manager Generation & Customer Standards 
Uncontrolled When Printed
 
45 of 60 
Table 29 Remote monitoring and control access standards 
The supported SCADA communications protocols shall communicate in order of preference of: 
a. DNP3 Level 1; Sequence of Events (SOE) timestamping required. 
b. Modbus (currently not available for EG System connections with the DNSP). 
Note: Any Distribution System event such as switching or protection operation shall be time 
stamped at the source, and the time-stamped event sent to the DNSP. 
For time-stamped data, the DNSP can provide the time source over DNP3 or the Proponent can 
synchronise via their GPS clock. 
The DNSP has established an ethernet inter-connection capability method which can be 
considered for use by Proponents upon application. All telecommunications between the EG 
System and the DNSP Operational Technology Environment (OTE) will be conducted at layer 3 
(IP) level which is controlled through an edge defence (ED) device (refer to Section 4.13 of this 
Standard). 
6.8.2 Plant status 
The Proponent shall transmit all necessary EG System and EG Unit status information required by 
the DNSP and third parties as required to operate the Distribution System. As a minimum, status 
information may include: 
a. Power production: MW, Mvar, current, voltage, power factor. Information shall indicate 
direction of power flow; 
b. Proponent’s Connection Point circuit breaker status: Open /Closed /Tripped /Racked in or 
out; 
c. Auto/Manual start availability; 
d. IED status for critical components; 
e. EG System status (heartbeat); 
f. EG System specific information relevant to the EG Units such as number of wind turbines 
operating and available, battery state of charge; and 
g. For Proponents that can island their HV Network from the Distribution System, the 
Proponent shall provide information on the status of the Proponent’s connection to the 
Distribution System.