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前言

平煤供电系统概述变电站综合自动化

变电站综合自动化的基本概念及发展过程

实现变电站综合自动化的优越性

变电站的分类变电站综合自动化的体系结构

变电站综合自动化的结构模式

变电站综合自动化系统的设计

变电站综合自动化系统在工业项目中的应用

变电站安全管理规范

安全目标管理

“两票”管理

运行管理

平煤集团变电所供电系统110kV升压站于1994年投产，其“五防”闭锁装置在应用中不断完善和改进。

经过几年的努力，在倒闸操作时已能起到“防误”作用。

该升压站主接线方式为双母线带旁路，共有6条出线，每条出线有3组地刀，分别分布在开关的两侧与线路侧，直接与刀闸相联系的刀闸与地刀间有机械闭锁装置；一期运行的2条工作母线各有2把地刀，直接与母线PT刀闸相联的刀闸与地刀间有机械闭锁装置；旁路母线有1把接地刀闸；从二次回路看，母线侧的刀闸合入，受母线地刀及所属开关母线侧地刀的“闭锁”；线路侧开关的合入受线路侧地刀的“闭锁”。

微机“五防”全程实现电脑程序控制，将原接地刀的电磁锁换为专用的编码程序锁，将原没有上锁的电动刀闸控制箱加装专用的编码程序锁，如走错间隔时，插入程序锁电脑钥匙不能将锁打开，并在电脑钥匙的屏幕上显示出“锁编码不正确”的汉字提示，此时刀闸的操作不能进行，可避免事故的发生

电力企业经历了十几年的历程了。

在"贵在真实，重在整改"的指导思想下，安全评价工作得到了领导和一线单位的高度重视和欢迎，也为安全工作监督和管理带来了可靠的依据。

"安全性评价"和"危险点分析"是90年代以来我国电力企业创造性地运用于安全管理实践，取得了极大成效的现代安全管理办法。

积极推广、综合运用"安全性评价"和"危险点分析"等方法有利于辩识和治理事故隐患，有利于把"安全第一，预防为主"的方针落到实处，从而提高企业的安全生产水平。

平煤供电系统概述

平煤集团是一个国有大型煤炭企业,他拥有十几个矿区,从平顶山东面到西面都有平煤集团的存在，因此他拥有一个庞大的供电系统,平煤集团一共拥有三个电厂,二十八个变电站（所）,他的供电系统大致分为东、中、西三个部分。

东部主要以贾庄变电站为中心对月台站、田庄、尚庄、竹园、焦庄、张庄、化工厂、一矿、二矿、八矿、十矿、十二矿、十三矿供电。

贾庄35KV对一矿、二矿、月台站、田庄、化工厂、焦庄供电，经月台降压站对田庄、化工厂、十矿、十二矿供电，经焦庄35KV母线对八矿供电，经尚庄站35KV母线对竹园站供电。

中部主要以谢庄变电站为中心对一矿、三矿、四矿、五矿、七矿、九矿、十一矿、香山站供电，谢庄电力来源主要是来自坑口电厂，从坑口电厂输出110KV电压经谢庄变电站降至35KV对一矿、四矿、七矿、香山站供电，降至6KV对三矿、五矿、六矿供电，35KV经香山变电站降至6KV对十一矿、九矿供电。

西部主要以孙岭变电站为中心对大庄、高庄两个矿区供电，110KV电网电压经降压到35KV对高庄供电，降至6KV对大庄矿区供电。

平煤集团矿区电网运行方式是结合矿区电网的实际情况，以矿区电网自发、自用、自管；安全、经济、多发、多供、少损的原则制定的。

平煤集团的矿区之多就让平煤制定了比别的供电系统更严格的制度，其中应该严格执行以下几点：

1、一般情况下，备用回路带站变，在电源回路倒换时，注意站变的切换。

2、35KV、6KV电压互感器任意一台停电检修时，应先合上其二次联络开关，而后进行停电操作。

3、在分段运行方式中，双回路用户倒负荷联络开关时，应先合上地面变电站6KV母联开关。

4、运行回路，重合闸投入；充电备用回路，重合闸退出；电厂发电时，其并网联络重合闸解除。

5、正常运行方式需要调整时，需做好事故预想

变电站综合自动化

改革开放以来，随着我国国有经济的快速增长，电力系统也获得前所未有的发展，传统的变电站已远远不能满足现代电力系统的需求。

因此，变电站综合自动化在电力行业中越来越受重视，并得到广泛应用。

本章将详细阐述变电站综合自动化的基本概念和发展过程。

变电站综合自动化的基本概念及发展过程

变电站综合自动化的基本概念

变电站综合自动化是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站主要设备和输、配电线路的自动监控、测量、控制、保护以及与调度通讯（以下简称二次设备）等进行重新组合、优化设计的一种综合性的自动化功能。

变电站综合自动化系统即利用多台微型计算机和大规模集成电路等组成的综合自动化系统，通过对内各设备间相互交换信息、数据共享，利用计算机的高速计算能力和逻辑判断能力，监视和控制变电站的各种设备。

变电站综合自动化是提高变电站安全稳定运行水平、降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。

变电站综合自动化系统的发展过程

现有的变电站有三种形式：

第一种是传统的变电站；第二种是部分实现微机管理、具有一定自动化水平的变电站；第三种是全面微机化的综合自动化变电站。

变电站综合自动化的发展可以分为以下三个阶段。

1．由分立元件构成的自动装置阶段

20世纪70年代以前，由研究单位和制造厂家生产出的各种功能的自动装置，（比如采用的自动重合闸装置、低频自动减负荷装置、备用电源自动投入、直流电源和各种继电保护装置等），主要采用模拟电路，由晶体管等分立元件组成，对提高变电站和发电厂的自动化水平，保证系统安全运行，发挥了一定的作用。

但这些自动装置，相互之间独立运行，互不相干，而且缺乏智能，没有故障自诊断能力，在运行中若自身出现故障，不能提供告警信息，有的甚至会影响电网安全。

同时，分立元件的装置可靠性不高，维护工作量大，装置本身体积大，不经济。

2．以微处理器为核心的智能化自动装置阶段

20世纪80年代，随着我国改革开放的发展，微处理器技术开始引入我国，并逐步应用于各行各业。

在变电站自动化方面，用大规模集成电路或微处理机代替了原来的继电器晶体管等分立元件组成的自动装置，利用微处理器的智能和计算能力，可以发展和应用新的算法，提高了测量的准确度和可靠性；能够扩充新的功能，尤其是装置本身的故障自诊断功能，对提高自动装置自身的可靠性和缩短维修时间是很有意义的；此外，由于采用了数字式，统一数字信号电平，缩小了体积等，其优越性是明显的。

由于这些微机型的自动装置，只是硬件结构由微处理器及其接口电路代替，并扩展了一些简单的功能，虽然提高了变电站自动控制的能力和可靠性，但基本上还是维持着原有的功能和逻辑关系，在工作方式上多数仍然是各自独立运行，不能互相通信，不能共享资源，变电站和发电厂设计和运行中存在的问题没有得到根本的解决。

3．变电站综合自动化系统的发展阶段

我国是从20世纪60年代开始研制变电站自动化技术。

到70年代初，便先后研制出电气集中控制装置和集保护、控制、信号为一体的装置。

在80年代中期，由清华大学研制的35kV变电站微机保护、监测自动化系统在威海望岛变电站投入运行。

与此同时南京京自动化研究院也开发出了220kV梅河口变电站综合自动化系统。

此外，国内许多高等校及科研单位也在这方面做了大量的工作，推出一些不同类型、功能各异的自动化系统。

为国内的变电站自动化技术的发展起到了卓有成效的推动作用。

进入90年代，变电站综合自动化已成为热门话题，研究单位和产品如雨后春笋般的发展，具有代表性的公司和产品有：

北京四方公司的CSC2000系列综合自动化系统，南京南瑞集团公司的BSJ2200计算机监控系统，南京南瑞继电保护电气有限公司的RCS—9000系列综合自动化系统，上海惠安Powercomm2000变电站自动化监控系统，国电南自PS6000系列综合自动化系统，许继电气公司的CBZ—8000系列综合自动化系统等。

实现变电站综合自动化的优越性

变电站是电力系统的重要组成部分，担负着电能转换和电能重新分配的重要任务，对电网的安全和经济运行起着举足轻重的作用。

随着电力系统的发展，电网结构越来越复杂，各级调度中心需要获得更多的信息，以准确掌握电网和变电站的运行情况。

同时为提高电力系统的可控性，实现远方控制和监视，并逐步实现无人值守模式。

传统的变电站一般都采用常规设备。

二次设备中的继电保护和自动装置、远动装置等采用电磁式或晶体管式，体积大，设备笨重，主控室和继电保护室占地面积大、结构复杂、可靠性低、维护工作量大，本身又缺乏自动控制和调控手段，因此采用更先进的技术改造变电站是一种必然趋势。

最初我国对变电站监控技术的研究有两个方面：

一是在220kV以下中低压变电站中采用综合自动化技术，全面提高变电站的技术水平和运行管理水平；二是对高压变电站采用全新的保护和控制技术，促进各专业的技术上的协调，提高自动化水平和运行的可靠性。

随着变电站综合自动化技术的不断完善和成熟，一些厂家已生产并应用到高压变电站。

总体来看实现变电站综合自动化的优越性主要有以下几方面。

提高供电质量

在变电站综合自动化系统的功能中包括电压、无功自动控制功能，对具备有载调压变压器和无功补偿电容器的变电站，根据运行情况提高电压合格率，且无功补偿更合理，降低网络中的电能损失。

提高变电站的安全、可靠运行水平

变电站综合自动化系统装置都是有微机组成的、其配置灵活、灵敏度和可靠性高，调试方便，可用计算机在线监视继电保护运行参数及其工作情况，必要时可以从远方对某些保护参数重新进行整定。

还具有故障自诊断能力，使得变电站一次设备和二次设备的工做、作可靠性大大提高。

提高电力系统的运行管理水平

变电站实现综合自动化后，监视、测量、记录等工作全部有计算机来自动进行，既提高了测量的精度又避免了人为的主观干预，运行人员通过看CRT屏幕便可掌握变电站主要设备和各输、配电线路的运行工况和运行参数。

计算机及时将数据反映给值班人员或调度中心，大大提高运行管理水平。

降低造价，减少总投资

由于采用微机及通讯技术，可以实现资源共享和信息共享，变电站综合自动化系统大大减轻了电压互感器、电流互感器的负担，降低了电能损失，并节省大量的控制电缆。

综合自动化硬件电路多采用大规模集成电路，结构紧凑，体积小。

使变电站的占用面积大大减小。

随着技术得进步微机性能价格比不断增加，综合自动化系统功能和性能也不断增加逐渐完善，价格越来越低，最终减少变电站的总投资。

促进无人值守变电站管理模式的实行

变电站综合自动化装置均有故障自诊断能力，系统内部有故障时能自检出故障部位；微机保护和自动装置的定值可在线读出检查，或远距离重新整定；监控系统的抄表、记录等工作自动化进行。

可减少许多维护工作量和维修时间以及值班人员的劳动，为无人值守提供可靠的技术条件。

因此无人值守变电站采用综合自动化方式是今后的发展方向。

综合自动化促进了无人值班变电站管理模式的实行，无人值班变电站也为综合自动化的实现和发展提供了广阔的空间。

变电站的分类

由于二次系统的配置和构成主要取决于变电站的电压等级、规模和其在电网中的地位。

为实现变电站无人值班，对于同样规模的新建变电站和老变电站，其采用的技术手段，实现方法和技术要求可能差异很大。

为此，我们对变电站分类采用以下两种分类方法：

按电压等级分类

根据变电站的电压等级和规模，我们将变电站分为以下两类。

1．35～110kV变电站

这类变电站在系统中主要起分配电能的作用。

它的高压侧电压为35～110kV，低压侧电压一般是10kV或35kV和10kV。

低压侧系统的中性点一般采用不接地或经消弧线圈接地的方式。

这类变电站容量不大，属中小型变电站。

2．220～500kV变电站

这类变电站相当一部分为枢纽变电站，它在系统中的地位十分重要。

它的一次侧电压为220～500kV，二次侧电压为220kV或110kV。

220～500kV系统的中性点均采用直接接地的方式。

这种变电站接线复杂，地位重要，容量较大，属大中型变电站。

按新老变电站分类

1．新建变电站:

这类变电站主要包括新增变电站、全部更新变电站、二次设备全部更新变电站。

2．老变电站：

这类变电站主要为现有变电站和部分二次设备更新的变电站。

变电站综合自动化系统的体系结构

变电站综合自动化采用自动控制和计算机技术实现变电站二次系统的部分或全部功能。

为达到这一目的，满足电网运行对变电站的要求，变电站综合自动化系统体系结构如下图6-1所示

“数据采集和控制”、“继电保护”、“直流电源系统”三大块构成变电站自动化基础。

“通信控制管理’’是桥梁，联系变电站内部各部分之间、变电站与调度控制中心之间使其相互交换数据。

“变电站主计算机系统”对整个综合自动化系统进行协调、管理和控制，并向运行人员提供变电站运行的各种数据、接线图、表格等画面，使运行人员可远方控制断路器分、合操作，还提供运行和维护人员对自动化系统进行监控和干预的手段。

“变电站主计算机系统”代替了很多过去由运行人员完成的简单、重复和繁琐的工作，如收集、处理、记录、统计变电站运行数据和变电站运行过程中所发生的保护动作、断路器分、合闸等重要事件，还可按运行人员的操作命令或预先设定执行各种复杂的工作。

通信控制管理连接系统各部分，负责数据和命令的传递，并对这一过程进行协调、管理和控制。

与变电站传统电磁式二次系统相比，在体系结构上，变电站综合自动化系统增添了“变电站主计算机系统”和“通信控制管理”两部分；在二次系统具体装置和功能实现上，计算机化的二次设备代替和简化了非计算机设备，数字化的处理和逻辑运算代替了模拟运算和继电器逻辑；在信号传递上，数字化信号传递代替了电压、电流模拟信号传递。

数字化使变电站自动化系统与传统变电站二次系统相比，数据采集更精确、传递更方便、处理更灵活、运行维护更可靠、扩展更容易。

变电站综合自动化系统结构体系较为典型的是：

（1）在低压无人值班变电站里，取消变电站主计算机系统或者简化变电站主计算机系统。

（2）在实际的系统中，更为常见的是将部分变电站自动化设备，如微机保护、RTU与变电站二次系统中电磁式设备（如模拟式指针仪表、中央信号系统）揉和在一起，组成一个系统运行。

这样，即提高了变电站二次系统的自动化水平，改进了常规系统的性能，又需投入更多的物力和财力。

变电站综合自动化的结构模式

变电站综合自动化系统的结构模式主要有集中式、集中分布式和分散分布

集中式结构

集中式一般采用功能较强的计算机并扩展其I／O接口，集中采集变电站的模拟量和数量等信息，集中进行计算和处理，分别完成微机监控、微机保护和自动控制等功能。

集中式结构也并非指只由一台计算机完成保护、监控等全部功能。

多数集中式结构的微机保护、微机监控和与调度等通信的功能也是由不同的微型计算机完成的，只是每台微型计算机承担的任务多些。

例如监控机要担负数据采集、数据处理、断路器操作、人机联系等多项任务；担负微机保护的计算，可能一台微机要负责多回低压线路的保护等。

集中式结构如下图2-2所示

变电站综合自动化系统集中式结构图

1.集中式系统的主要特点有：

1）能实时采集变电站各种模拟量、开关量，完成对变电站的数据采集和实时监控、制表、打印、事件顺序记录等功能。

2）完成对变电站主要设备和进、出线的保护任务。

3）结构紧凑、体积小，可大大减少站地面积。

4）造价低，尤其是对35kV或规模较小的变电站更为有利。

5）实用性好。

6）经济实用。

2.集中式的主要缺点有：

1）每台计算机的功能较集中，若一台计算机出故障，影响面大，因此，必须采用双机并联运行的结构才能提高可靠性。

2）软件复杂，修改工作量大，系统调试烦琐。

3）组态不灵活，对不同主接线或规模不同的变电站，软、硬件都必须另行设计，工作量大。

4）集中式保护与长期以来采用一对一的常规保护相比，不直观，不符合运行和维护人员的习惯，调试和维护不方便，程序设计麻烦，只适合于保护算法比较简单的情况。

分布式结构

变电站综合自动化系统分布式结构图

该系统结构的最大特点是将变电站自动化系统的功能分散给多台计算机来完成。

分布式模式一般按功能设计，采用主从CPU系统工作方式，多CPU系统提高了处理并行多发事件的能力，解决了CPU运算处理的瓶颈问题。

各功能模块（通常是多个CPU）之间采用网络技术或串行方式实现数据通信，选用具有优先级的网络系统较好地解决了数据传输的瓶颈问题，提高了系统的实时性。

分布式结构方便系统扩展和维护，局部故障不影响其它模块正常运行。

该模式在安装上可以形成集中组屏或分层组屏两种系统组态结构，较多地使用于中、低压变电站。

分散（层）分布式

分散（层）分布式结构框图2-4如下：

变电站综合自动化系统分布式结构图

分布分散式结构系统从逻辑上将变电站自动化系统划分为两层，即变电站层（站级测控单元）和间隔层（间隔单元）。

也可分为三层，即变电站层、通信层和间隔层。

该系统的主要特点是按照变电站的元件，断路器间隔进行设计。

将变电站一个断路器间隔所需要的全部数据采集、保护和控制等功能集中由一个或几个智能化的测控单元完成。

测控单元可直接放在断路器柜上或安装在断路器间隔附近，相互之间用光缆或特殊通信电缆连接。

这种系统代表了现代变电站自动化技术发展的趋势，大幅度地减少了连接电缆，减少了电缆传送信息的电磁干扰，且具有很高的可靠性，比较好的实现了部分故障不相互影响，方便维护和扩展，大量现场工作可一次性地在设备制造厂家完成。

分布分散式结构的主要优点有：

1.间隔级控制单元的自动化、标准化使系统适用率较高。

2.包含间隔级功能的单元直接定位在变电站的间隔上。

3.逻辑连接到组态指示均可由软件控制。

4.简化了变电站二次部分的配置，大大缩小了控制室的面积。

5.简化了变电站二次设备之间的互连线，节省了大量连接电缆。

6.分布分散式结构可靠性高，组态灵活，检修方便。

变电站综合自动化系统的设计

变电站综合自动化系统以其简单可靠、可扩展性强、兼容性好等特点逐步为国内用户所接受，并在一些大型变电站监控项目中获得成功的应用。

系统设计思想

完整的变电站综合自动化系统除在各控制保护单元保留紧急手动操作跳、合闸的手段外，其余的全部控制、监视、测量和报警功能均可通过计算机监控系统来完成。

变电站无需另设远动设备，监控系统完全满足遥信、遥测、遥控、遥调的功能以及无人值班之需要。

从系统设计的角度来看有以下特点：

1.分布式设计。

系统采用模块化、分布式开放结构，各控制保护功能均分布在开关柜或尽量靠近开关的控制保护柜上的控制保护单元，所有的控制、保护、测量、报警等信号均在就地单元内处理成数据信号后经光纤总线传输至主控室的监控计算机，各就地单元相互独立，不相互影响。

2.集中式设计。

系统采用模块化、集中式立柜结构，各控制保护功能均集中在专用的采集、控制保护柜，所有的控制、保护、测量、报警等信号均在采集、控制保护柜内处理成数据信号后经光纤总线传输至主控室的监控计算机。

3.简单可靠。

由于用多功能继电器替代了传统的继电器，可大大简化二次接线。

分布式设计在开关柜与主控室之间接线；而集中式设计的接线也仅限于开关柜与主控室之间，其特点是开关柜内接线简单，其余接线在采集、控制保护柜内部完成。

4.可扩展性。

系统设计可考虑用户今后变电站规模及功能扩充的需要。

5.兼容性好。

系统由标准化之软硬件组成，并配有标准的串行通讯接口以及就地的I/O接口，用户可按照自己的需要灵活配置，系统软件也能容易适应计算机技术的急速发展。

系统规范

采用目前最为流行的工业标准软件，UNIX操作系统，X窗口人机接口及TCP/IP网络通讯规约。

为满足开放系统之要求，系统设计一般采用：

可携性软件设计——容许硬件技术发展后之软件转换；标准计算机产品——容许整个系统高度兼容性能。

系统功能

系统与用户之间的交互界面为视窗图形化显示，利用鼠标控制所有功能键等标准方式，使操作人员能直观地进行各种操作。

一般来说，系统应用程序菜单为树状结构，用户利用菜单可以容易到达各个控制画面，每个菜单的功能键上均有文字说明用途以及可以到达哪一个画面，每个画面都有报警显示。

所有系统之原始数据均为实时采集。

系统应用程序的每一项功能均能按用户要求及系统设计而改编，以符合实际需要，并可随变电站的扩建或运行需要而灵活地进行扩充和修改。

一般情况下系统可按以下基本功能配置：

（1）系统配置状况；

（2）变电站单线图；（3）报警表；（4）事件表；（5）遥控修改继电器整定值；（6）操作闭锁；（7）电量报表；（8）趋势图。

1．变电站单线图

单线图可显示变电站系统接线上各控制对象的运行状态并动态更新，例如：

1）馈线开关之状态，开关的状态可用颜色区别。

2）开关的操作由鼠标选择对应之开关或刀闸。

3）每路馈线之测量值可在同一画面上显示。

4）继电器整定值可修改。

2．数据采集、处理

采集有关信息，如开关量、测量量、外部输入讯号等数据，传至监控系统作实时处理，更新数据库及显示画面，为系统实现其他功能提供必需的运行信息。

3．运行监视：

系统的运行状况可通过文字、表格、图像、声音或光等方式为值班人员实时提供变电所安全监控所必需的全部信息。

1）报警：

按系统实际需要，用户可以指定在某些事件发生时或保护动作时自动发出报警，如一般可设置在以下情况发出报警：

开关量突变（如保护跳闸动作）；断路器位置错位；模拟量超过整定值；变压器保护动作（如瓦斯、温度）。

模拟量之越限值可在线修改。

每个报警均有时间、报警信息及确认状态显示。

2）事件：

系统中所有动作事件，如继电保护动作，断路器、隔离开关、接地刀闸的操作等。

均可自动打印及存入系统硬盘记忆，如设置对以下情况的事件进行记录：

所有报警信息；操作人员确认有关报警；开关的操作；继电器动作和状态信息；系统通讯状况。

每个事件均有时间及有关信息文字说明，并可自动打印记录。

4．调整继电器整定值：

可通过系统主机或集中控制柜修改各继电器的保护功能和整定值。

所有遥改功能均为在线方式，修改完成后的定值将直接传回对应的继电器储存。

5．操作闭锁：

系统对所有操作对象均可设定闭锁功能，以防止操作人员误操作。

6．模拟量采集及报表产生：

采集的数据储存於系统硬盘作为编辑报表的基础。

按变电站实际输入的信号，可制作出不同的报表：

有功电量日、月、年报表；馈线电流日、月、年报表。

7．趋势图：

趋势图提供操作人员快速及直观的数据统计，趋势图可分为图形式或表格式两种。

变电站综合自动化系统在工业项目中的应用

国产化变电站综合自动化系统运用现状

国产化的变电站综合自动化系统在我院设计中用得并不多，其主要原因如下：

1.由于甲方、设计院对传统的继电器控制保护系统有长期的运行、设计和维护经验，故一般认为老系统的可靠性高；

2.国产化的变电站综合自动化系统目前在国内尚未普及，仅在个别地区供电部门的大力推荐下，在当地的一些变电站中开始尝试这一新技术；

3.进口的变电站综合自动化系统价格昂贵，只有部分大型新建的并由外资贷款的工程，由于外方对技术水平的要求，全套引进这部分的技术及设备；

4.目前操作人员的素质不高，对新系统缺乏了解。

由于以上一些原因制约了变电站综合自动化系统在变电站的发展和运用。

变电站微机保护装置系统应用实例

在我院一个35kV变电所改造工程中，成功地将国产的变电站微机保护装置系统运用于终端变电站。

施工图设计初期采用的是传统的电磁式继电器保护，并设置了信号屏。

微机保护系统与传统保护系统的比较

传统的保护系统与微机保护装置系统的主要区别，在于用微机控制的多功能继电器替代了传统的电磁式继电器，并取消了传统的信号屏等装置，相应的信号都输入至计算机。

为便于集中控制，采用集中式设计——将所有的控制保护单元集中布置，整个变电站二次系统结构非常简单清晰，所有设备由微机保护屏、微机采集屏、交直流屏和监控系统组成。

屏柜的数量较传统的设计方式大量减少。

由于各种微机装置均采用网络通讯方式与当地的监控系统进行通讯而不是传统的接点输出到信号控制屏，因此二次接线大量减少。

同时由于采用了技术先进的当地监控系统来取代占