1、ICS29.240国家电网公司企业标准Q /GDW 680.3 5 要 2011智能电网调度技术支持系统第 3-5 部分：基础平台数据采集与交换Smartgriddispatching supporting systemPart3-5:Foundationalplatform data acquisitionandexchange2011-12-28发布 2011-12-28实施国家电网公司 发 布Q /G D WQ / GDW 680.35 要 2011I目 次前言 II1 范围 12 规范性引用文件 13 术语和定义 14 概述 15 数据采集 25.1 数据采集功能要求 25.2 数据采
2、集内容和通信协议 25.3 数据转换和校验 45.4 数据多源处理 45.5 数据查询 45.6 安全性和可靠性要求 55.7 通道及链路管理 56 数据交换 56.1 数据交换功能要求 56.2 数据交换内容 56.3 数据交换通信方式 66.4 管理和维护 66.5 横向数据交换 66.6 纵向数据交换 77 界面要求 98 接口要求 98.1 输入数据 98.2 输出数据 99 性能要求 109.1 容量指标 109.2 实时性指标 109.3 应用故障切换 /重启动时间指标 109.4 应用的负载率指标 10附录 A（规范性附录） 数据采集与交换服务器和调度数据网络的关系 11编制说明
3、 15Q / GDW 680.35 要 2011II前 言随着坚强智能电网建设工作的深入开展，国家电网正在发展成为世界上电压等级最高、 技术水平最先进、 资源配置能力最强的坚强智能电网，电网的形态和运行特性将发生重大变化。 这对电网调度驾驭大电网、 进行大范围资源优化配置的能力以及电网调度一体化运行管理水平和信息化、 自动化、 互动化水平提出了新的更高的要求。作为保障电网安全、 优质、 经济运行的重要技术手段，现有电网调度技术支持系统已难以适应特高压大电网安全稳定运行的要求，迫切需要开展新一代电网调度技术支持系统 智能电网调度技术支持系统的研究和建设。 智能电网调度技术支持系统 系列标准，提出
4、了省级及以上智能电网调度技术支持系统体系架构及总体要求，定义了系统的名词和术语，明确了系统基础平台的技术要求，给出了省级及以上智能电网调度技术支持系统实时监控与预警、 调度计划、 安全校核、 调度管理四类应用的技术要求，具有涉及范围广、 系统性强、 一体化程度高等特点。 该系列标准转化为国家电网公司企业标准并贯彻执行，将会有力地推进电网调度技术支持系统标准化建设，全面提高电网调度的精益化和智能化水平。Q/GDW680 智能电网调度技术支持系统 系列标准包括以下 24 个部分： 第 1 部分：体系架构及总体要求 第 2 部分：名词和术语 第 3-1 部分：基础平台 消息总线和服务总线 第 3-2
5、 部分：基础平台 数据存储与管理 第 3-3 部分：基础平台 平台管理 第 3-4 部分：基础平台 公共服务 第 3-5 部分：基础平台 数据采集与交换 第 3-6 部分：基础平台 系统安全防护 第 4-1 部分：实时监控与预警类应用 电网实时监控与智能告警 第 4-2 部分：实时监控与预警类应用 水电及新能源监测分析 第 4-3 部分：实时监控与预警类应用 电网自动控制 第 4-4 部分：实时监控与预警类应用 网络分析 第 4-5 部分：实时监控与预警类应用 在线安全稳定分析与调度运行辅助决策 第 4-6 部分：实时监控与预警类应用 调度员培训模拟 第 4-7 部分：实时监控与预警类应用 辅
6、助监测 第 5-1 部分：调度计划类应用 数据申报与信息发布 第 5-2 部分：调度计划类应用 预测与短期交易管理 第 5-3 部分：调度计划类应用 检修计划 第 5-4 部分：调度计划类应用 发电计划 第 5-5 部分：调度计划类应用 水电及新能源调度 第 6 部分：安全校核类应用 安全校核 第 7-1 部分：调度管理类应用 调度生产运行管理 第 7-2 部分：调度管理类应用 专业和内部综合管理及信息展示发布 第 8 部分：分析与评估本部分是 Q/GDW680 智能电网调度技术支持系统 系列标准的第 3-5 部分。 。Q / GDW 680.35 要 2011III本部分由国家电力调度控制中
7、心提出并解释。本部分由国家电网公司科技部归口。本部分起草单位：中国电力科学研究院、 国网电力科学研究院、 华中电力调控分中心、 四川电力调度通信中心、 华东电力调控分中心、 江苏电力调度控制中心、 华北电力调控分中心。本部分主要起草人：辛耀中、 高保成、 杜鹏、 陶洪铸、 庄卫金、 叶飞、 王民昆、 王艳、 何江、 于芳、谢晓东、 孙名扬、 尚学伟、 严亚勤、 何鸣一、 肖小刚、 韩水保、 毕晓亮、 李汇群、 晏亮、 王昊、 宋光鹏、王耀鑫、 陈清山、 张鸿、 郑涛。Q / GDW 680.35 要 2011IVQ / GDW 680.35 要 20111智能电网调度技术支持系统第 3-5 部
8、分：基础平台 数据采集与交换1 范围本部分规定了智能电网调度技术支持系统数据采集和数据交换的功能、 性能等技术要求。本部分适用于省级及以上智能电网调度技术支持系统的设计、 研发、 建设和验收。2 规范性引用文件下列文件对本文件的应用是必不可少的。 凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是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/T 18700.1 远动设备和系统 第 6 部分：与 ISO 标准和 ITU-T 建议兼容的远动协议 第 503 篇 :TASE.2 服务和协议GB/T 18700.2 远动设备和系统 第 6 部分：与 ISO 标准和 ITU-
9、T 建议兼容的远动协议 第 802 篇 :TASE.2 对象模型DL/T476 电力系统实时数据通信应用层协议DL/T553 220kV 500kV 电力系统故障动态记录技术准则DL/T634.5101 远动设备及系统：第 5-101 部分 传输规约基本远动任务配套标准DL/T634.5104 远动设备及系统：第 5-104部分 传输规约采用标准传输协议子集的 IEC60870-5-101网络访问DL/T719 远动设备及系统：第 5 部分 传输规约 第 102 篇 电力系统电能累计量传输配套标准DL/T667 远动设备及系统：第 5 部分 传输规约 第 103 篇 继电保护设备信息接口配套标
10、准DL/T860 变电站通信网络和系统DL/T890.301 能量管理系统应用程序接口（ EMS-API）第 301 篇：公共信息模型（ CIM）基础Q/GDW131 电力系统实时动态监测系统技术规范Q/GDW137 电力系统分析计算用的电网设备参数和运行数据规范Q/GDW215 电力系统数据标记语言 E 语言规范Q/GDW216 电网运行数据交换规范Q/GDW680.1-2011 智能电网调度技术支持系统 第 1 部分：体系架构及总体要求Q/GDW680.2-2011 智能电网调度技术支持系统 第 2 部分：名词和术语SL330 水情信息编码标准IEEE Std C37.111 电力系统暂态
11、数据交换通用格式3 术语和定义标准 Q/GDW 680.2-2011 界定的术语和定义适用于本文件。4 概述本部分依据 Q/GDW 680.1-2011 编制，对 Q/GDW 680.1-2011 中的数据采集与交换的功能要求、 界面、 接口、 性能指标等进行了细化。智能电网调度技术支持系统数据采集与交换功能主要用于实现与厂站间的数据的采集和控制命令Q / GDW 680.35 要 20112的下发，与相关单位之间的纵向和横向信息交互。 本部分确定了数据采集与交换功能的构成、 定位、 通信协议和性能指标，以及调度技术支持系统各应用与数据采集与交换功能之间的数据逻辑关系。5 数据采集5.1 数据
12、采集功能要求数据采集功能应满足以下要求：a） 支持对厂站稳态、 动态、 暂态、 电能量、 水情等数据，以及雷电、 气象等信息的采集和处理；b） 支持下发对厂站的远方控制、 调节和参数设置等命令；c） 支持与调度数据网络双平面的连接，接入调度数据网双平面的有关技术要求见附录 A；d） 应提供统一的数据监视、 工况监视、 操作、 维护、 诊断、 统计等工具。5.2 数据采集内容和通信协议5.2.1 稳态数据采集5.2.1.1 采集内容和要求a） 模拟量，来自厂站的远动数据，包括一次设备（线路、 主变、 母线、 发电机等）的有功、 无功、电流、 电压值以及主变档位、 频率等；b） 状态量，来自厂站的
13、远动数据，包括开关量和多状态的数字量，即开关位置、 隔离刀闸、 接地刀闸位置、 保护硬接点状态以及 AGC 远方投退信号、 一次调频状态信号等其他各种信号量；c） 调度控制中心当地数据，如频率等；d） 应用下发的控制命令；e） 其它调度机构的数据。所有数据都应有质量标志和来源标志。5.2.1.2 通信协议稳态数据采集功能应支持专线通道和调度数据网络双平面通信方式，支持下列通信协议：a） GB/T18700.1；b） GB/T18700.2；c） DL/T634.5101；d） DL/T634.5104；e） DL/T476 等。5.2.2 动态数据采集5.2.2.1 采集内容和要求a） 动态数
14、据，包括带时标的发电厂和变电站的电压相量、 电流相量、 频率、 开关状态，机组的功率、 励磁电流、 励磁电压、 内电势与功角，以及状态量和事件标识；b） 可自动或人工召唤和接收子站的动态数据及暂态记录离线文件；c） 支持对相量测量装置配置信息的存储、 管理和检索，支持对相量测量装置的远程参数配置。5.2.2.2 通信协议动态数据采集功能应支持专线通道和调度数据网络双平面通信方式，支持 Q/GDW 131 通信协议。5.2.3 暂态数据采集5.2.3.1 采集内容和要求a） 状态量，包括保护投入信号、 开入开出状态信号；b） 模拟量，包括继电保护装置测量的电压、 电流、 功率、 频率，支持故障时
15、自动召唤和人工召唤两种方式；c） 保护动作故障信息，包括保护动作故障报告信息及故障时保护的采样值，支持故障时自动接收和人工召唤两种方式；Q / GDW 680.35 要 20113d） 保护运行记录，包括保护子站上送的装置自检信息、 保护装置的运行工况和投退；e） 保护定值，包括保护装置当前运行的定值区号和定值，及保护的多组备用定值；f） 故障录波数据，包括故障录波器的录波文件、 带录波功能的微机保护的分散录波文件、 微机保护采样值记录等，对不同类型文件的收集及格式化由子站负责完成。5.2.3.2 通信协议暂态数据采集功能应支持专线通道和调度数据网络双平面通信方式，支持下列通信协议和数据文件标
16、准：a） DL/T634.5101；b） DL/T667；c） DL/T634.5104；d） DL/T476；e） DL/T860；f） IEEE Std C37.111 等。5.2.4 电能量数据采集5.2.4.1 采集内容和要求a） 支持采集的原始数据不丢失，支持周期定时数据采集、 随机采集数据、 自动数据补采、 人工历史数据补采以及参数下装；b） 采集周期 1 分钟 1 个月可调。5.2.4.2 通信协议电能量数据采集功能应支持专线通道和调度数据网络双平面通信方式，支持 DL/T719 通信协议。5.2.5 水调数据采集5.2.5.1 采集内容和要求a） 支持通过多种组网信道接收遥测站
17、、 报汛站的报文数据，包括水位、 雨量等水情数据；b） 应能适应较差的通道状况，保证数据成功传输。5.2.5.2 通信协议水调数据采集功能应支持专线通道、 调度数据网络双平面及无线通信方式，支持 DL/T 476 及其水调扩展应用协议。5.2.6 雷电数据采集5.2.6.1 采集内容和要求a） 支持接收雷电探测站发送的地闪电磁辐射场信号数据，即雷电原始数据，包括电场强度、 磁场强度、 到达时间、 角度；b） 支持与其他系统联网，实时交换雷电原始数据，增强对边界区域的探测效率和精度；c） 雷电定位数据，包括时间、 位置、 雷电流峰值和极性、 回击次数等信息。5.2.6.2 通信协议雷电数据采集功
18、能应支持无线和调度数据网络双平面通信方式，支持 XML 文件。5.2.7 火电机组综合监测数据采集5.2.7.1 采集内容和要求a） 燃煤机组烟气脱硫数据；b） 火电机组发电煤耗数据；c） 热电机组热力和电力等数据。5.2.7.2 通信协议火电机组综合监测数据采集功能应支持专线通道和调度数据网络双平面通信方式，支持下列通信协议：Q / GDW 680.35 要 20114a） DL/T634.5101；b） DL/T634.5104；c） DL/T719。5.2.8 新能源综合监测数据采集5.2.8.1 采集内容和要求a） 风电、 太阳能发电数据；b） 风电场区域范围内的各种气象要素；c） 外
19、部气象数据并将其解析成太阳能板电压、 电池电压等数据。5.2.8.2 通信协议新能源综合监测数据采集功能应支持专线通道、 调度数据网络双平面及无线通信方式，支持下列通信协议：a） DL/T634.5101；b） DL/T634.5104；c） DL/T860。5.2.9 气象监测数据采集5.2.9.1 采集内容和要求从气象台获取的预报和实时气象信息。5.2.9.2 通信协议气象监测数据采集功能应支持无线通讯方式，支持 XML 文件。5.2.10 技术支持系统监视数据采集5.2.10.1 采集内容和要求a） 电网运行重要数据；b） 通信通道状态；c） 系统网络状态；d） 应用子系统运行工况；e）
20、 自动化系统机房运行环境监视。5.2.10.2 通信协议智能电网调度技术支持系统监测数据采集功能应采用基础平台的消息总线、 服务总线等功能完成监测数据的采集和交换。5.3 数据转换和校验应支持对二进制或 BCD 码的模拟量数据进行工程量的转换、 限值检查和合理性校验。 模拟量能设置满码值、 偏移量，通过假定在模拟量的整个范围内具有线性变换特性，可将原始模拟量生数据转换为工程单位数据。5.4 数据多源处理数据采集功能应可处理数据多种来源和多个数据通道的情况：a） 应能通过多种 /多个远动通道采集同一厂站的数据，同时支持接收从其它调度机构转发的数据；b） 同一测点的多数据源应具有优先级，应在满足合
21、理性校验后按优先级发送给后续应用，优先级可由用户设置；c） 应能对从多个数据源获取的数据进行比较，若在数值上有较大的统计偏差，应发出告警。5.5 数据查询数据采集功能应可支持对采集装置的多种扫描查询方式：a） 对连接不同通道或网络端口的采集装置，主站数据扫描请求应并行进行，对共享一个通信通道或网络端口的采集装置，其扫描请求应以顺序方式进行发送，扫描速率可调整；Q / GDW 680.35 要 20115b） 应具有对厂站进行总召的功能，总召周期可按厂站设置；c） 在正常扫描和传送时，如有控制命令需要传送，则应暂停扫描和传送，待控制命令传送结束后，扫描和传送从断点恢复；d） 对电量等数据可采用周
22、期召唤方式采集，周期可调，并支持手动召唤方式。5.6 安全性和可靠性要求a） 数据采集功能应采用专门的具有加密认证的数据采集通信网关，保证数据传输的安全性和稳定性；b） 数据采集功能应保证数据通信过程的连续性和可靠性，从发生故障到完成恢复的时间不应大于3 秒；c） 数据采集功能应保证在故障期间不丢失数据。5.7 通道及链路管理5.7.1 通道及链路监视数据采集功能应提供对通信通道及链路的监视：a） 监视各通道的运行情况，包括主 /备通道、 运行状态、 误码率、 停运时间、 收发数据字节统计数等；b） 可自动统计各通道的运行情况，当日和历史的通道状态可以通过曲线的方式显示；c） 可自动保存及人工
23、定义条件保存通道收发源码；d） 可在线监视、 解析报文，也可离线分析已存储的报文；e） 应详细记录通道投、 退及各类运行信息。5.7.2 通道及链路维护数据采集功能应提供对通信通道及链路的维护：a） 可监视通信通道运行状态，当通道异常时应能发出告警；b） 用户可在界面上对任一通道实施启动、 停止和禁止操作；c） 应提供通道管理操作界面；d） 可在线维护数据采集的轮询周期、 总召周期、 通信协议、 通信端口等参数；e） 支持通道运行参数和测点信息的图库一体化维护方式；f） 支持一个厂站多个通道的通信方式；g） 当采用主备双通道通信方式时，应支持主备双通道同时与子站或上下级调度通信的功能。6 数据
24、交换6.1 数据交换功能要求数据交换功能应满足以下要求：a） 支持调度机构内部不同应用之间、 不同调度机构之间以及调度机构与其它部门之间的数据交互；b） 数据交换功能是可配置的、 透明的、 统一的、 满足安全要求的、 跨平台的、 跨操作系统的；c） 支持调度数据网络双平面通信方式；d） 支持远程监控及运行维护的管理工具；e） 可自动记录与通信有关的运行信息，具备主备机制。6.2 数据交换内容数据交换功能应支持以下类型数据内容的交互：a） 文本文件：主要包括 CIM/XML 文件、 E 模型描述语言文件、 SVG/G 图形文件以及其他方式的文本文件；b） 数据库文件：主要包括智能电网调度技术支持
25、系统所支持的实时数据库文件和关系数据库文Q / GDW 680.35 要 20116件。6.3 数据交换通信方式6.3.1 安全文件传输支持调度机构内部的横向文件交换和上下级调度机构的纵向文件传输，支持跨越安全区的文件传输。6.3.2 简单邮件传输支持横向（生产大区和管理大区之间）、 纵向（上下级调度之间）的消息、 文件、 流程等内容的传输和交互，支持对纵向传输过程中文件的加密、 解密。6.3.3 跨隔离装置的单向数据传输支持跨越调度机构安全、 和区的单向数据交换，遵守电力二次系统安全防护总体方案要求。6.3.4 通信协议数据交换功能应支持以下通信协议：a） GB/T18700.1；b） GB
26、/T18700.2；c） DL/T634.5101；d） DL/T634.5104；e） DL/T476。6.4 管理和维护6.4.1 数据交换服务封装支持将某个具体应用功能通过基础平台提供的服务封装方法形成系统中可以被发现和使用的服务。6.4.2 配置工具数据交换功能应提供配置工具，实现以下功能：a） 数据交换节点的配置：增加、 删除、 管理应用系统的数据交换节点；b） 数据源地址和目的地址的配置，可跨越安全 I、 II、 III 区；c） 数据源和数据目的类型的配置：文件类型（文本文件、 二进制文件和多媒体文件）、 数据库类型；d） 数据交换的启动类型支持周期启动（秒、 分钟、 小时、 日
27、、 月级定时启动，周期可在线调整）、单次启动、 人工启动、 事件驱动、 服务响应等多种方式；e） 数据交换支持的类型：文件到文件、 文件到数据库、 数据库到文件、 数据库到数据库，其中基于数据库的数据交换支持采用 XML 标准、 E 格式数据标准等；f） 跨越安全区的交换：数据交换完全遵照网络安全隔离的数据单向流通机制。6.4.3 日志a） 提供监控界面，跟踪数据交换过程，保证数据交换过程的可监控，包括交换任务、 交换链路及交换内容；b） 应能方便地按指定的时间间隔（日、 月、 年、 指定时间段等）查询、 显示和保存各类信息。6.5 横向数据交换6.5.1 应用间的数据交换电网模型数据、 图形
28、数据、 实时断面数据、 历史数据、 以及监视控制类的分析和实时考核结果，需要本区应用共享，以及从实时监控与预警类分别向调度计划类和调度管理类传输，实现全网共享和应用分析功能。调度计划的调度计划结果、 短期负荷预测数据、 申报数据需要提供给实时监控与预警类应用，调度计划结果、 短期负荷预测数据、 电量、 水情数据需要向调度管理类传输。调度计划类需要调度管理类提供负荷预测用气象数据、 检修计划、 中长期计划数据以及稳定限额，Q / GDW 680.35 要 20117在计划的编制中考虑。 检修计划数据和稳定限额数据需要传入实时监控类中，形成其运行依据和指标。横向数据交换示意图如图 1 所示：图 1
29、 智能电网调度技术支持系统横向数据交换示意图6.5.2 与公司信息系统的数据交换调度技术支持系统和公司信息系统之间存在大量的数据交换，其中 OMS 将作为调度机构对外数据交换的统一窗口，具体涉及到生产、 基建、 营销、 交易、 规划、 财务等多个部门，主要数据包括以下几类：a） 电网设备参数：需要在 OMS 和公司信息系统之间双向传输；b） 电网准实时数据：需要从 OMS 向公司信息系统传输；c） 关口电量等数据：需要在 OMS 和公司信息系统之间双向传输；d） 调度日报等统计分析数据：需要从 OMS 向公司信息系统传输；e） 电网规划、 新设备投产数据：需要从公司信息系统向 OMS 传输；f
30、） 中长期交易计划：需要从公司信息系统向 OMS 传输；g） 人员等基础信息：需要从公司信息系统向 OMS 传输。6.5.3 与雷电监测系统的数据交换雷电监测系统向辅助监测应用传输数据。6.6 纵向数据交换纵向数据流向如图 2 所示：Q / GDW 680.35 要 20118图 2 智能电网调度技术支持系统纵向数据流向示意图6.6.1 实时监控与预警类应用a） 与有关调度机构交换相关模型、 图形、 参数、 量测信息等；b） 向下级调度机构下发控制指令。6.6.2 调度计划类应用a） 从电厂获得申报数据，包括注册数据、 运行数据、 竞价数据等；b） 向电厂发送发电计划，包括日前、 日内、 实时
31、发电计划等；c） 向上级调度机构上报系统负荷预测、 母线负荷预测、 发电计划、 检修计划等；d） 从下级调度机构获取系统负荷预测、 母线负荷预测、 发电计划、 检修计划等；e） 向下级调度机构下发交换计划等。6.6.3 安全校核类应用a） 从下级调度机构获取系统负荷预测、 母线负荷预测、 发电计划、 检修计划、 下级调度机构管理的设备限额等；b） 向下级调度机构下发计划潮流断面等。6.6.4 调度管理类应用a） 从厂站获得检修申请、 厂站设备参数、 厂站人员等信息；b） 向厂站发送检修计划、 操作票和定值单等信息；Q / GDW 680.35 要 20119c） 向上级调度机构上报设备参数、
32、检修申请、 设备运行信息、 统计分析结果、 分析评估结果、 生产运行报表等信息；d） 从下级调度机构获取设备参数、 检修申请、 设备运行信息、 统计分析结果、 分析评估结果、 生产运行报表等信息；e） 向下级调度机构下发检修计划、 分析评估结果、 统计分析结果等。7 界面要求数据采集和交换应用应提供丰富、 友好的人机界面，供运行和维护人员对数据通信进行监视和控制，包括以下画面：a） 实时监视画面，如链路状态、 RTU 状态、 端口状态等界面；b） 操作控制画面，如链路启停、 切换等界面；c） 运行维护界面，如规约设置、 链路配置等界面；d） 表格画面：如实时遥信表、 遥测表、 遥控表、 遥调表
33、、 设点表、 多源表等。8 接口要求8.1 输入数据a） 从 RTU 或厂站监控系统、 相量测量装置、 电表处理器、 微机保护装置或厂站自动化系统等通过通信规约传输的报文；b） 其它调度机构通过通信规约传输的报文；c） 从电网运行稳态监控应用发送的操作与控制命令，包括：1） 遥控命令；2） 遥调命令；3） 数据召唤命令等。d） 从人机界面发送的操作与控制命令，包括：1） 链路启停、 切换；2） RTU 挂起命令等。e） 其它调度机构输入的文本文件、 数据库文件等。8.2 输出数据a） 通过基础平台，向电网运行稳态监控应用发送实时数据，包括：1） 遥信报文和通道坏数据报文；2） 遥测报文和通道坏
34、数据报文；3） SOE 报文等。b） 通过基础平台，向告警服务发送告警信息，包括：1） 链路故障 /恢复、 切换报警；2） 通道故障 /恢复、 切换报警等。c） 向 RTU、 厂站监控系统等装置发送控制及操作命令，包括：1） 遥控命令、 遥调命令、 数据召唤命令；2） 远程配置参数；3） 数据补传等。d） 向其它调度机构发送的电网实时数据。Q / GDW 680.35 要 2011109 性能要求9.1 容量指标a） 遥测量 200000；b） 遥信量 1 000 000；c） 遥控量 50000；d） 遥调量 50000；e） 通道链路数 1024。9.2 实时性指标a） 遥测量越死区传送时
35、间：从数据采集服务器端口到 MMI 工作站上显示 2 秒；b） 遥信变位传送时间：从数据采集服务器端口到 MMI 工作站上显示 2 秒；c） 遥控命令传送时间：从 MMI 工作站上显示到数据采集服务器端口 1 秒；d） 遥调命令传送时间 2 秒（直接控制模式）；e） 全系统实时数据扫描周期 1 10 秒（可调），不同厂站可定义不同扫描速率；f） 电力调度机构间数据传输时间 5 秒。9.3 应用故障切换 / 重启动时间指标a） 通信功能故障自动切换时间 5 秒；b） 应用重启动：热备用方式 30 秒；c） 应用重启动：冷备用方式 5 分钟。9.4 应用的负载率指标a） 电网正常情况下，主服务器 CPU 负荷率（ CPU 测试
