《电化学储能电站自动化系统技术规范》

ICS030.080

A16

团体标准

T/CASXXXX—XXXX

电化学储能电站自动化系统技术规范

technicalspecificationsforautomationsystemof

electrochemicalenergystoragestation

(征求意见稿)

XXXX-XX-XX发布XXXX-XX-XX实施

中国标准化协会发布

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电化学储能电站自动化系统技术规范

1范围

本文件规定了公用电化学储能电站自动化系统涉及的术语和定义、基本规定、系统结构、设备

配置及功能要求、性能指标要求、通道组织、信息采集传输要求。

本文件适用于新建、扩建或改建的公用电化学储能电站自动化系统的设计，其它电化学储能电

站可参照执行。

2规范性引用文件

下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用

文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）

适用于本文件。

GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程

GB/T36547电化学储能系统接入电网技术规定

GB/T36558电力系统电化学储能系统通用技术条件

GB/T51048电化学储能电站设计规范

DL/T448电能计量装置技术管理规程

DL/T5843kV～110kV电网继电保护装置运行整定规程

DL/T645多功能电能表通信协议

DL/T860变电站通信网络和系统系列标准

NB/T33014电化学储能系统接入配电网运行控制规范

NB/T33015电化学储能系统接入配电网技术规定

NB/T42090电化学储能电站监控系统技术规范

3术语和定义

下列术语和定义适用于本文件。

3.1

储能电站energystoragestation（ESS）

由一个或多个储能系统构成，能够进行电能存储、转换及释放的电站，可以由若干个不同或相

同类型的储能系统以及变配电系统、监控系统和辅助设备设施组成。

3.2

公用储能电站publicenergystoragesubstation

指接入公用电网的储能电站，分为电网侧储能电站和电源侧储能电站。电网侧储能电站是指由

电网公司投资或租赁使用。电源侧储能是指接入公用电网，投资主体为普通发电企业。

3.3

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用户储能电站userenergystoragesubstation

接入用户侧配电系统，由用户对充放电进行控制，以满足用户供电要求的储能电站。

3.4

统调储能电站Unifiedmanagementenergystoragesubstation

所有并入电网的公用储能电站，其储能设备均由省调调度管辖，影响发电出力的设备由省调调

度许可。

3.5

储能电站自动化系统automationsystemofelectrochemicalenergystoragesystem

利用计算机技术、通信技术和控制技术等对储能电站内的电化学储能单元、升压变、开关柜、

辅助系统等运行过程进行实时监视和控制的系统。

3.6

储能变流器powerconversionsystem(PCS)

储能系统中能够进行整流或逆变，实现对电能存储设备充放电的功率变换设备。

3.7

电池管理系统batterymanagementsystem(BMS)

监测电池的电、热等参数，具有相应的控制、保护和通信等功能的装置。

3.8

储能单元energystorageunit

能够独立实现电能存储、转换及释放的最小设备组合，一般由电能存储设备、储能变流器、变

压器及附属设施等构成。

3.9

并网点pointofconnection

储能电站与电网的连接点。对于有升压变压器的储能电站，指升压变压器高压侧母线或节点；

对于无升压变压器的储能电站，指储能电站的输出汇总点。

3.10

公共连接点pointofcommoncoupling

储能电站接入公用电网的连接点。

3.11

一次调频primaryfrequencymodulation

当电力系统频率偏离目标频率时，电化学储能电站通过协调控制器或储能变流器的自动反应，

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调整有功出力减少频率偏差所提供的服务。

3.12

调峰basicpeakshaving

电化学储能电站在规定的出力调整范围内，为了跟踪负荷的峰谷变化而有计划的、按照一定调

节速度进行的出力调整所提供的服务。

3.13

基本无功调节basicreactivepowerregulation

电化学储能电站在迟相功率因数大于0.8的情况下向电力系统发出无功功率，或在进相功率因

数大于0.95的情况下向电力系统吸收无功功率。

3.14

自动发电控制automaticgenerationcontrol

电化学储能电站在规定的出力调整范围内，跟踪电力调度指令，按照一定调节速率实时调整储

能变流器出力，以满足电力系统频率和联络线功率控制要求的服务。

3.15

自动电压控制automaticvoltagecontrol

在自动装置的作用下，电化学储能电站的无功出力、变电站和用户的无功补偿设备以及变压器

的分接头根据电力调度指令进行自动闭环调整，使全网达到最优的无功和电压控制的过程。

3.16

黑启动blackstart

黑启动是指电力系统大面积停电后，在无外界电源支持的情况下，由具备自启动能力的电化学

储能电站所提供的恢复系统供电的服务。

3.17

充电响应时间responsetimeforcharging

热备用状态下，储能电站自收到控制信号起，从热备用状态转成充电，直到充电功率首次达到

额定功率PN的90%的时间。充电响应时间如图1所示。

3

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图1充电响应时间

3.18

充电调节时间regulationtimeforcharging

热备用状态下，储能电站自收到控制信号起，从热备用状态转成充电，直到充电功率达到额定

功率PN且功率偏差始终控制在额定功率PN的±2%以内的起始时刻的时间。充电调节时间如图2

所示。

图2充电调节时间

3.19

放电响应时间responsetimefordischarging

热备用状态下，储能电站自收到控制信号起，从热备用状态转成放电，直到放电功率首次达到

额定功率PN的90%的时间。放电响应时间如图3所示。

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图3放电响应时间

3.20

放电调节时间regulationtimefordischarging

热备用状态下，储能电站自收到控制信号起，从热备用状态转成放电，直到放电功率达到额定

功率PN且功率偏差始终控制在额定功率PN的±2%以内的起始时刻的时间。放电调节时间如图4

所示。

图4放电调节时间

3.21

充电到放电转换时间transfertimefromchargingtodischarging

稳定运行状态下，储能电站从90%额定功率PN充电状态转换到90%额定功率PN放电状态的

时间。充电到放电转换时间如图5所示。

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图5充电到放电转换时间

3.22

放电到充电转换时间transfertimefromdischargingtocharging

稳定运行状态下，储能电站从90%额定功率PN放电状态转换到90%额定功率PN充电状态的

时间。放电到充电转换时间如图6所示。

图6放电到充电转换时间

3.23

缩略词

AGC：AutomaticGenerationControl自动发电控制

AVC：AutomaticVoltageControl自动电压控制

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EMS：EnergyManagementSystem能量管理系统

BMS：BatteryManagementSystem电池管理系统

PCS：PowerControlSystem功率变换系统

SCADA：SupervisoryControlandDataAcquisition监控与数据采集

SOE：SequenceofEvent事件顺序记录

SOC：StateofCharge荷电状态

4基本规定

4.1电化学储能电站的整站控制系统性能应满足并网调度协议（或和用户签定的协议）的要求，且

统调储能电站应能执行电网调度机构的调度指令。

4.2电化学储能电站自动化系统应满足GB/T36547、GB/T51048及DL/T860的相关要求

5系统结构

5.1总体结构及基本要求

公用储能电站自动化系统总体结构和基本要求为：

a）如图7所示为公用储能电站自动化系统参考架构图，其它储能电站可参照执行。

b）公用储能电站宜采用开放、分层、分布式计算机双星型网络结构，BMS和PCS单独组网，组

成间隔层储能单元接入站控层网络。

c）公用储能电站宜按业务将自动化系统和业务分为生产控制大区（安全Ⅰ区、安全Ⅱ区）和

管理信息大区（安全Ⅲ/Ⅳ区）。

d）采用的服务器、工作站、交换机等通用硬件设备应通过国家认可认证的检测机构的检测。应

用软件系统及专用设备应通过专业机构检测。防火墙、正（反）向隔离装置、纵向加密装置、网络

安全监测装置应具备国家信息安全部门和国家电力行业质量监测提供的检测报告。

e）生产控制大区应采用安全操作系统和数据库。

f）应满足电力监控系统安全防护相关规程规范要求。

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源网荷主站调控和集控中心

监控主机x2数据服务器x2综合应用服务器

时间同步

站调度数据网

控

层复用2M网关机A网关机B

A网防火墙

B网防火墙

储能单元1-N

间A网网安A网网安其它二

隔B网装置B网装置次系统

层

功率转换电池管理协调控源网荷互保护测公用其它

系统PCS系统BMS制器动终端控装置测控保护

设逆变器蓄电池安全I区安全II区

备升压变温控设备

层环网柜消防设备

图7公用储能电站自动化系统架构图

5.2通信接口

储能电站自动化系统内的通信接口应采用通用国际规约：

a）EMS与PCS通信宜采用冗余双星型网络。

b）EMS与BMS通信宜采用冗余双星型网络。

c）站控层网优先采用DL/T860进行建模和信息交互。

d）EMS与储能单元宜通过IEC61850通讯规约进行通信，实现信息交互。

e）EMS与其他系统通信宜采用IEC61850、Modbus等标准通信规约。

f）BMS和PCS之间和系统内部通信接口宜采用以太网或RS485，通信规约宜为Modbus或

CAN。

6设备配置及功能要求

6.1系统配置原则

储能电站自动化系统配置应满足以下要求：

a）储能电站自动化系统配置应能满足整个系统的功能要求及性能指标要求，服务器、数据库

容量应与监控系统控制采集的设计容量相适应，并留有扩充裕度。

b）储能电站监控系统主要设备宜采用双机双网冗余配置，热备用运行；网络宜采用双星型网

络结构，BMS和PCS单独组网，组成间隔层储能单元，接入站控层网络。

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c）站控层组网交换机宜采用千兆交换机。数据服务器宜集中布置，全量数据（包含单体电芯

数据）宜集中存储。

d）配置多种设备交互接口，包括远动装置、通过以太网交换机连接就地监控系统和各个间隔

（升压变压器、储能馈线、母线等）的测控保护单元、双向计量设备（交流计量）、时钟同步设备

等。

6.2功能基本要求

6.2.1数据采集

数据采集应满足以下要求：

a）储能元件的数据采集：对储能元件运行状态参数进行采集，至少包括电压、电流、荷电状

态、温度等遥测信号，以及开关状态、事故信号、异常信号等遥信信号。

b）变流器的数据采集：对变流器的电压、电流、温度等遥测信号，以及开关状态、事故信

号、异常信号等遥信信号进行采集。

c）电力网络的数据采集：对电力网络的电压、电流、相位、频率、有功功率、无功功率、功

率因数、有功电量、无功电量等遥测信号，以及开关状态、事故信号、异常信号等遥信信号进行采

集。

d）其他：如交直流电源系统、火灾报警系统等信息。

6.2.2数据处理

数据处理应满足以下要求：

a）具备储能元件和变流器的越限报警、故障统计等数据处理功能。

b）具备充放电过程数据统计等数据处理功能。

c）具备对储能系统的遥测、遥信、遥控、报警事件实时数据和历史数据的集中存储和查询功

能。

d）对于不同数据，包括未被初始化的数据、可疑数据、不刷新数据及不可用数据及人工置数

数据都需有不同质量标志。

e）允许人工设置数据。

6.2.3人机界面

人机界面应满足以下要求：

a）人机界面采用统一的风格，应遵循实用、方便、简洁、友好的原则。

b）应包括厂站接线图、充放电潮流图、PCS状态图、电池堆状态图、负荷曲线图、负荷分布

图，频率曲线图、其它曲线图、以及用户自定义各类画面等。

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c）应支持遥测、遥信(开关、刀闸、保护信号、变压器挡位信号等）、电度量、频率、系统实

时或置入的数据和状态、计算处理量(功率总加，计划负荷与实际负荷的差值、功率因数）、时间等

显示。

d）实时数据库所有对象的任何字段均可上画面显示，如：越限值，对象名，开关跳闸次数，

主机CPU负荷，主机磁盘占用率，网络状态，通道状态及用户增加的任何字段。

e）常用电力对象图元可自定义：遥测，遥信，潮流等；遥测量显示位数可定义。

j）除已制作的报表、曲线外，可选择任意时段的数据集合，以报表、曲线或其组合的方式显

示。

k）应支持在线进行报表数据修改。

l）应支持在线修改实时数据库和历史数据库。

m）应支持用电计划负荷的设置与修改。

n）操作员执行的所有操作都严格受到权限的控制，没有相应操作权限的操作员无法执行相应

的操作。

o）应采用不同的颜色区分PCS和电站的运行状态：

6.2.4控制与调节

控制与调节应满足以下要求：

a）应实现站内断路器、隔离开关、变压器分接头、变流器及其他控制运行相关的其他重要设

备的控制，如变流器启/停、运行/检修状态切换、并网充/放电、断路器开/关等。

b）控制方式：应具有手动控制和自动控制两种控制方式，遵守操作唯一性原则。其中，自动

控制功能应可投退，宜包括自动功率设定、运行曲线下发等。

c）宜支持但不限于下列控制调节模式：削峰填谷、系统调频、无功支撑、热备用、黑启动、

新能源接入控制等功能。

d）宜支持间隔内程序化控制、序列控制、事故自动控制等。

e）应具备五防闭锁功能。

6.3有功功率控制

储能电站应具备有功控制功能，能够接受并自动执行电力调度机构远方发送的有功功率及有功

功率变化的控制指令，有功功率控制指令发生中断后储能电站应自动执行电力调度机构下达的充放

电计划曲线。

基本功能要求：

a）储能电站有功控制应具备就地设定、远方调度控制等不同的运行模式，并具备切换功能。

b）储能电站能够自动接收调度主站系统下发的发电计划曲线或指令，并按发电计划曲线或指

令运行。

c）储能电站应能够接受调度主站AGC控制，控制对象为全场充放电有功功率。

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d）在正常运行情况下，电化学储能电站应依据电网调度机构给定或认可的控制曲线或指令进

行充放电功率控制，实际出力曲线与调度指令曲线的跟踪偏差不应超过±2%额定功率。

6.4无功功率控制

储能电站应具备无功功率调节和电压控制能力，能够按照电力调度机构指令，自动调节其发出

（或吸收）的无功功率，控制并网点电压在正常运行范围内，调节速度和控制精度应能够满足电力

系统电压调节的要求。

基本功能要求：

a）储能电站的AVC子站可对储能电站的无功补偿装置和储能变流器无功调节能力进行协调优

化控制，正常情况下充分利用储能变流器的无功调节能力，保持动态无功补偿装置的快速无功储

备。

b）储能电站计算机监控系统能够自动接收调度主站系统下发的电压控制指令（编码方式），并

通过控制储能电站无功补偿装置或储能变流器无功出力，控制储能电站电压满足控制要求；

c）储能电站计算机监控系统应具备本地控制功能。当子站与调度主站因通信异常、主站停运

等原因无法实现在线与调度主站闭环控制时，经AVC子站判断后子站进入本地控制模式本地控制

模式应执行省调按季度下发的电压曲线。当子站与调度主站通信恢复正常后，子站能够自动切换为

与调度主站闭环控制。

d）储能电站如采用分组投切/调压式无功补偿方式，则需要考虑补偿装置动作的顺序及次数，

并加以平衡；同时应考虑其与储能变流器无功以及动态无功补偿装置无功的协调控制。

e）在储能电站的无功调节能力不足时，要向调度主站系统发送告警信息。

f）为了保证在事故情况下储能电站具备快速调节能力，储能电站动态无功补偿装置须采用无

功控制模式。动态无功补偿装置在稳态下响应储能电站计算机监控系统的无功控制指令，在故障情

况下可以自主快速动作（<30ms），消除电压的异常波动。

g）储能电站自动化系统应考虑储能电站动态无功补偿装与其他装置的协调。在稳态下如动态

无功补偿装置已经发出或吸收较多无功，能够在保证电压平稳的前提下，用储能变流器无功将动态

无功补偿装置发出或吸收的无功置换出来，保证在故障情况下动态无功补偿装置可以快速有效动

作。

6.5一次调频

一次调频应满足以下要求：

a）接入10（6）kV及以上电压等级公用电网的电化学储能电站应具有参与一次调频的能力，

并满足GB/T31464的规定。用户侧储能电站按照自愿的原则可配备一次调频控制功能。

b）储能电站一次调频宜由协调控制器实现，协调控制器应具备频率采集能力，误差小于

0.005Hz。

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c）储能电站一次调频的性能参数（包括频差死区、限幅、不等率、稳定运行时间等）应可设

置，频差死区值为0.033~0.1Hz，限幅为额定功率的50%~80%，不等率为0.001%~0.1%，稳定运行

时间不小于1min。

d）储能电站的一次调频到达目标值的响应时间宜不大于200毫秒。

e）一次调频有关历史数据滚动保留的周期宜保证在一年及以上。

6.6源网荷互动终端

公用储能电站宜满足源网荷系统接入要求，PCS应配置相关接口，源网荷互动终端设备可采用

干接点直接与功率变换系统PCS接口，采用双网口与储能站监控后台通讯，控制策略分三个时间节

点，如下：

节点1：当发生特高压直流闭锁等设备故障时，源网荷系统启动按策略切除电网负荷，此时源

网荷主站立刻发命令至储能电站源网荷终端投入PCS系统，不管电池系统是在充电或者在热备用状

态，在接到源网荷主站命令时PCS设备立刻满功率放电。

节点2：PCS满功率放电1秒后，源网荷终端向监控系统发信号，告知监控系统PCS运行装置

状态，PCS解锁，此时由监控开始调节PCS放电容量，全部放电完或者保留部分电池电量不满发。

节点3：PCS接到源网荷命令5分钟后，源网荷终端信号复归，由监控系统继续监控PCS设备

运行状态。

具体本站源网荷终端配置要求与运行策略按各地方电力公司制定的要求执行。

6.7调度管理业务

公用储能电站应部署调度管理业务，满足以下要求：

a）储能电站宜部署网厂信息交互平台终端，通过Ⅳ区交互调度管理业务。

b）调度管理系统用于与调控中心进行交互，实现计划上报、检修申请、电量填报、操作票接

收等调度管理类业务。

c）储能电站的四遥信号宜接入储能集控中心，其数据采集与上送应与调控相对独立。

6.8网络及安全防护

网络及安全防护应满足以下要求：

a）采用双平面调度（集控）数据网方式进行采集。

b）调度（集控）数据网纵向边界处部署纵向加密装置，站内Ⅰ、Ⅱ区之间应部署防火墙

（Ⅰ、Ⅱ区有业务交互），生产控制大区与管理信息大区宜部署专用单向正反物理隔离装置。

c）生产控制大区Ⅰ、Ⅱ区宜分别部署一套网络安全监测装置，生产控制大区宜部署一套日志

审计系统，生产控制大区Ⅰ、Ⅱ区宜分别部署一套入侵检测系统，在主机与服务器上分别部署防病

毒软件。

6.9保护与安全自动装置

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公用储能电站应部署的保护与安全自动装置：

a）继电保护及安全自动装置的配置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求，其技术

条件应满足相关规程规范要求，装置为通过行业或国家级检测机构检测合格的产品。

b）电化学储能电站保护的配置及整定应与电网侧保护相适应，与电网侧重合闸策略相配合。

c）通过110kV及以上电压等级专线方式接入系统的储能电站应配置光纤电流差动保护作为主

保护，通过10（6）kV~35kV（66kV）电压等级专线方式接入系统的储能电站宜配置光纤电流差动

或方向保护作为主保护。

d）储能电站35kV及以上电压等级的母线宜设置母线保护。

e）故障记录装置的配置宜根据建设规模、故障分析需求确定，大型储能电站应配置专用故障

记录装置，能够记录故障前10s到故障后60s的情况。

f）储能电站应具备快速检测孤岛且断开与电网连接的能力。非计划孤岛情况下应在2s内与电

网断开。防孤岛保护动作时间应与电网侧备自投、重合闸动作时间配合。

g）储能电站应具备根据频率、电压事故情况实现过频过压切机、压出力、解列，低频增加出

力等措施，保证系统、机组的安全。

h）储能电站直流侧可不配置单独的保护装置，直流侧的保护可由功率变换系统（PCS）及电池

管理系统（BMS）来实现。直流侧保护配置宜包含：电池管理系统（BMS）保护配置、直流连接单

元保护配置、功率变换系统（PCS）保护配置和储能升压变压器保护配置。

i）储能系统应具有自动同期功能（由PCS系统实现），启动时与接入点的电压、频率和相位偏

差应在相关标准规定的范围内，不影响电网的电能质量。

j）储能电站宜满足源网荷系统接入要求，PCS应配置相关接口，在确保设备安全的前提下，接

受源网荷主站系统控制。

k）储能电站切除时间应符合线路保护、重合闸、备自投等配合要求，以避免非同期合闸。

6.10电能量计量系统

电能量计量系统应满足以下要求：

a）关口计量点原则上设置在产权分界处或合同协议中规定的贸易计算点，按照双表(主副表)配

置有功0.2S级、无功2.0级双向智能电能表。具体可遵循以下规定：

电化学储能电站采用专线接入公用电网，电量计量点设在公共连接点；

电化学储能电站采用T接方式接入公用线路，电量计量点设在电化学储能电站出线侧；

电化学储能电站接入用户内部电网，电量计量点设在并网点。

b）关口计量点对侧为关口比对点，按单表配置有功0.2S级，无功2.0级三相智能电能表（在

配套工程中考虑）。除关口计量点与关口比对点外，其余间隔均为非关口计量点，按单表配置有功

0.5S级，无功2.0级三相智能电能表。

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c）电能计量装置至少应具备双向有功和无功计量功能、事件记录功能，配有标准通信接口，

具备本地通信和通过电能信息采集终端远程通信的功能，采用智能电能表，电能表通信协议应符合

DL/T645的规定。

d）电化学储能电站宜设置2套电能量采集终端，1套将省关口计量信息送至省关口电能量计

量主站，另1套将地市关口与考核计量信息送至地区用电信息采集系统。

6.11电能质量在线监测

接入公用电网的电化学储能电站应在并网点部署1套A类电能质量在线监测装置，电能质量参

数包括电压、频率、谐波、功率因数等。

6.12同步相量测量装置

公用储能电站宜部署1套同步相量测量装置，应采集并网线路的电压、电流、有功、无功以及

电站的频率等电气量。

6.13时间同步系统

时间同步系统应满足以下要求：

a）公用储能电站应配置全站统一的时间同步系统。

b）支持北斗系统和GPS系统单向标准授时信号，优先采用北斗系统，支持卫星时钟与地面时

钟互为备用。

c）时钟扩展装置数量按工程实际需求确定。

d）站控层设备采用SNTP对时方式，间隔层设备宜采用IRIG-B电口对时方式，储能单元设备

宜采用IRIG-B电口或SNTP对时方式。

6.14交直流电源系统

公用储能电站优先采用交直流一体化电源系统，交直流电源系统包含站用交流电源系统、直流

电源系统、通信电源系统、UPS电源系统，系统采用DL/T860标准与站内监控系统通信。

a）站用交流电源系统：采用三相四线制接线、380/220V中性点接地系统，宜采用双回路供

电，正常供电时每台站用变各带一段母线，当任一台站用变退出工作时，另一台站用变电源自动切

换至失电的工作母线段继续供电。

b）直流电源系统：电压采用220V，宜采用单母线刀闸分段接线，每段母线分别采用独立的蓄

电池组及充电装置供电，正常运行时刀闸处于断开位置，切换过程中允许两组蓄电池短时并列运

行。蓄电池容量电气负荷按2小时事故放电时间考虑，通信负荷按4小时事故放电时间考虑。

c）通信电源系统：不设置独立的通信蓄电池组，宜按双套配置，每套DC/DC装置电源引自

220V不同直流段母线，由220V变换为-48V，为通信设备提供电源。

d）UPS电源系统：主机宜按双套配置，不自带蓄电池，直流电源由站内220V直流系统提供。

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7性能指标要求

性能指标要求见表1。

表1性能要求指标

序号参数名称单位标准参数值备注

1模拟量遥测综合误差％≤1.0NB/T42090-2016

电网频率测量误差Hz0.01NB/T42090-2016

2控制操作正确率％=100NB/T42090-2016

3遥测合格率％≥98NB/T42090-2016

4事故时遥信年正确动作率％≥99NB/T42090-2016

事件顺序记录站控层ms≤2NB/T42090-2016

5

分辨率（SOE）间隔层测控单元ms≤1NB/T42090-2016

遥测信息响应时间（从I/O输入端至站控层显示

6s≤2NB/T42090-2016

屏）

遥信变化响应时间（从I/O输入端至站控层显示

7s≤1NB/T42090-2016

屏）

8控制执行命令从生成到输出的时间s≤1NB/T42090-2016

9画面实时数据更新周期模拟量s≤3NB/T42090-2016

10画面实时数据更新周期开关量s≤2NB/T42090-2016

热备用s实时任务不中断NB/T42090-2016

11双机切换时间温备用s≤30NB/T42090-2016

冷备用min≤5NB/T42090-2016

12系统平均无故障间隔时间（MTBF）h≥20000NB/T42090-2016

13间隔层测控单元平均无故障间隔时间h≥40000NB/T42090-2016

各工作站的CPU正常时（任意30min内）％≤30NB/T42090-2016

14

平均负荷率电力系统故障（10s内）％≤50NB/T42090-2016

正常时（任意30min内）％≤30NB/T42090-2016

15网络平均负荷率

电力系统故障（10s内）％≤50NB/T42090-2016

16双机系统可用率％≥99.9NB/T42090-2016

17对时精度ms≤5NB/T42090-2016

模拟量点≥50万工程需求

18实时数据库容量状态量点≥25万工程需求

遥控点≥0.5万工程需求

15

T/CASXXX—20XX

序号参数名称单位标准参数值备注

遥调点≥0.5万工程需求

历史曲线采样间隔min1～30（可调）NB/T42090-2016

历史数据库存储

19历史趋势曲线，日报，月报，年

容量年≥1NB/T4