数据的汇集、处理与转发;(2)远程通信;(3)终端的通信异常监视与上报;(4)远程维护和自诊断。监控功能型子站:(1)应具备通信汇集型子站的基本功能;(2)在所辖区域内的配电线路发生故障时,子站应具备故障区域自动判断、隔离及非故障区域恢复供电的能力,并将处理情况上传至配电主站;(3)信息存贮;(4)人机交互。6.5馈线自动化6.5.1实施原则馈线自动化功能应在对供电可靠性有进一步要求的区域实施,应具备必要的配电一次网架、设备和通信等基础条件,并与变电站/开闭所出线等保护相配合。6.5.2实现模式馈线自动化可采取以下实现模式:(1)就地型:不需要配电主站或配电子站控制,通过终端相互通信、保护配合或时序配合,在配电网发生故障时,隔离故障区域,恢复非故障区域供电,并上报处理过程及结果。就地型馈线自动化包括重合器方式、智能分布式等;(2)集中型:借助通信手段,通过配电终端和配电主站/子站的配合,在发生故障时,判断故障区域,并通过遥控或人工隔离故障区域,恢复非故障区域供电。集中型馈线自动化包括半自动方式、全自动方式等。7信息交互7.1基本要求信息交互基于消息传输机制,实现实时信息、准实时信息和非实时信息的交换,支持多系统间的业务流转和功能集成,完成配电自动化系统与其它相关应用系统之间的信息共享。信息交互宜遵循IEC61968的标准构架和接口方式。信息交互必须满足电力二次系统安全防护规定,采取安全隔离措施,确保各系统及其信息的安全性。7.2信息交互的内容7.2.1从相关应用系统获取的信息配电自动化系统从相关应用系统获取以下信息:(1)从上一级调度(一般指地区调度)自动化系统获取高压配电网(包括35kV、110kV)的网络拓扑、相关设备参数、实时数据和历史数据等;(2)从生产管理系统(PMS)获取中压配电网(包括10kV、20kV)的相关设备参数、配电网设备计划检修信息和计划停电信息等;
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