(5)控制正确率100%。

(6)调节正确率100%。

(7)系统故障自动切换时间：完成实时业务的冗余服务器小于15秒。

4.3.4 CPU及网络负荷率

(1)在任一5分钟内，CPU的平均负荷率：

1)电网正常状态下

1.调度员工作站小于35%。2.SCADA服务器小于25%。3.Web站点和计算机通信子系统小于50%。4.历史数据服务器小于30%。5.EMS/DTS应用服务器小于25%。

2)电网事故状态下

1.调度员工作站小于50%。2.SCADA服务器小于40%。3.Web站点和计算机通信子系统小于60%。4.历史数据服务器小于30%。5.EMS/DTS应用服务器小于30%。

(2)SCADA/EMS系统局域网在任一5分钟平均负荷率：1)电网正常状态下小于5%。2)电网事故状态下小于10%。

4.3.5 事件顺序记录分辨率

(1)系统分辨率小于20毫秒。

(2)站内分辨率小于4毫秒。

4.3.6 系统事故追忆

(1)正常情况下全部量测数据的变化过程以24小时为周期循环保存。

(2)事故分析用数据：事故前1小时，后1小时的量测数据。

4.3.7 通信速率

(1)RTU和变电站自动化系统专线模拟通道数据采集速率300/600/1200bit/s。

(2)RTU和变电站自动化系统专线数字通道数据采集速率1200-9600bit/s。

(3)与非实时系统采用100/1000MB局域网通信。

4.3.8 远动通道

在通道误码率不大于10-3时，系统能正常工作。一般情况下各直调厂站可为单通道，由数据网络与其形成互为备用。

4.4 本章小结

系统在实现上述功能的同时，力求在技术有所突破，体现如下特色。

(1)软件、硬件功能合理分配。系统力求结构简单，采用大量软件功能代替硬件功能。下位机RTU既能实现数据采集、遥控等功能，也能实现调制解调、通信等功能;上位机为前置机，与调度机、管理机等构成一个LAN，分别运行系统的一个模块：前置模块，监控模块，管理模块。三者共享一个数据库，同时又能直接通信。

(2)系统的通用性。系统兼容多种通信规约，能够同时解释RTS-100 SCI1801当前普遍使用的规约，还可随着系统硬件的变更加入新的规约。动态图形配置可以根据变电所的硬件配置和线路走向动态配置。

(3)系统在局域网内采用点—点通信方式，而不再通过数据库打交道，大大提高了实时性，调度端的命令可及时下达，RTU采集的实时数据也能快速反映到调度机上。

(4)系统操作和维护方便。系统程序结构化和模块化，方便用户掌握和程序改动升级。

参考文献

[1]于尔铿，刘广一，周京阳.能量管理系统：第一讲EMS的技术发展.电力系统自动化，1997

[2]于尔铿，刘广一，周京阳，等.能量管理系统—第14讲能量管理系统技术展望.电力系统自动化，1998.

[3]金振东，刘觉.90年代电网自动化的发展方向.电力系统自动化，1995.

[4]王明俊.我国电网调度自动化的发展—从SCADA到EMS.电网技术.2004(4).

[5]于尔铿，陈竟成，张学仁，孙文英，王静，王玉生.地区电网调度自动化系统的应用功能.电网技术.1998(3)