联络开关（精选4篇）
联络开关 篇1
10 kV线路上的联络开关设备大都由断路器与隔离开关组合而成, 断路器与隔离开关之间的导线一般用设备线夹来连接。由于这一段导线较长, 风吹导线时产生的外力作用较大, 而设备线夹的强度较小, 时间一长容易使设备线夹在断路器桩头或隔离开关桩头处损伤、折断, 造成线路断线故障。
在经历几次相同的故障抢修后, 我们尝试用铝并沟线夹代替设备线夹来处理此类故障, 使问题得到彻底解决。具体做法如下。
(1) 在断路器桩头处用大号铝并沟线夹 (断路器的桩头较粗) 。一个沟夹住桩头, 另一个沟夹住导线, 调整好导线方向后, 紧固线夹上的螺丝。若导线较细, 则先用铝包带缠绕, 使其直径与桩头直径大致相同即可。
(2) 由于隔离开关上的螺丝较细, 可用小号铝并沟线夹。一端将导线夹紧, 另一端去掉螺丝与铝片后, 与隔离开关桩头连接在一起。
由于铝并沟线夹较厚, 风吹导线的作用力不易使其损伤、折断。另外, 只要将所有的螺丝紧固, 铝并沟线夹上也不易产生铜、铝化学反应。2011-07-11收稿
联络开关 篇2
1.1 施工所需工具
所需工具:10k V高压验电笔1只, 接地棒1只, 万用表1个, 绝缘手套1双, 绝缘靴1双, 红、绿、黄胶带各一盘、硅胶若干瓶、防锈油或凡士林1kg、10寸活动扳手至少两把等。
1.2 施工前准备
(1) 施工单位必须提前办理《停送电操作申请单》, 经机电运输科供电主管科长及调度中心或相关科室审批后方可进行操作。
(2) 提前由搬运工把高压开关运往现场合适位置放置。
(3) 现场负责人携带瓦斯便携仪, 派4名以上专职电工、一名瓦检员提前到达变电所做好准备工作。
(4) 施工前, 由现场负责人向所有参加施工人员贯彻工序、工艺及安全注意事项等, 并签字。
2 施工工序及工艺过程
(1) 现场负责人向调度中心请示工作开始, 并向调度中心说明要更换某变电所高压联络开关, 接到调度中心指令后开始停电。
(2) 确认所处变电所高压联络开关处于断开状态, 并悬挂“有人工作, 禁止合闸”的警示牌。
(3) 断开由变电所高压开关所供电的低压开关, 然后断开高压开关真空断路器并拉出隔离开关。
(4) 现场负责人联系上一级变电所当班配电工, 断开上一级变电所高压开关真空断路器及隔离开关, 并悬挂“有人工作, 禁止合闸”的警示牌。
(5) 测量变电所内瓦斯浓度, 瓦斯浓度在低于0.5%时方可对本回路高压开关逐台进行验电、放电、搭接临时接地线。
(6) 更换变电所内待更换的高压联络开关。
更换时应按以下顺序进行:拆开停电回路高爆开关一次侧接线室外盖;拆开停电回路高爆开关二次侧接线室外盖;用10KV的验电笔对拆开的高爆开关一次、二次接线室验电。人员手持点距带电点裸露部位距离不小于0.7m;用截面不小于25mm2、长度不小于1.5 m的软裸铜导线, 用绝缘棒对各个接线室的高压电缆头进行放电;对高爆开关搭接临时保护接地线。接地线要用截面不小于25mm2、长度不小于1.5m的软裸铜导线, 并将接地线可靠接地;拆除要更换高爆开关;人工把拆除的高爆开关移至合适位置;将新高爆开关移至更换位置;安装好二次侧接线室外盖;放置干燥剂、防爆面涂抹防锈油;紧固二次侧高爆开关的螺丝、弹垫等情况。
核对新高爆开关接线柱与控制高爆开关二次侧:通知上级变电所当班配电工闭合高压开关;闭合变电所高压进线开关, 然后闭合新更换高压开关及高压联络开关;在变电所新更换高压开关和高压进线开关二次侧上核对I回路与II回路之间相序;相序确定后, 断开本变电所高压联络开关及高压进线开关的真空断路器并拉出隔离开关, 悬挂“有人工作、不准送电”的警示牌。联系停上一级高爆开关;安装新高爆开关一次侧及外盖。
(7) 更换后, 由现场负责人向上一级变电所汇报, 经调度中心同意后恢复本回路供电。
(8) 依次闭合本回路高压隔离开关及真空断路器, 闭合高压开关供电的低压开关。
3 施工时安全注意事项
(1) 停送电操作前, 现场负责人必须确认两回路高低压设备运行正常。停送电操作时, 必须由现场负责人统一指挥, 在得到调度中心指令后方可进行停送电操作。
(2) 停送电操作人员必须穿合格的高压绝缘靴、戴合格的高压绝缘手套, 站在绝缘垫上操作。验电、放电时操作人员必须戴合格的高压绝缘手套。
(3) 停电操作完成后, 配电工必须对检修回路的进线高压开关悬挂“有人工作, 禁止合闸”的警示牌。
(4) 更换过程中, 必须断开变电所高压联络开关的真空断路器及隔离开关, 并悬挂“有人工作, 禁止合闸”的警示牌。
(5) 现场负责人要携带报警瓦斯便携仪, 连续监测工作地点前后各20米范围内巷道及硐室各隅角的瓦斯浓度, 瓦斯浓度低于0.5%时方可进行“验电、放电、搭接临时接地线、对相”等工作。
(6) 高低压停电必须严格按“先停低压、后停高压、先停分开关、后停总开关, 送电顺序与之相反”的原则进行操作。
(7) 提前通知涉及下山泵房, 通知司泵工将水仓水位排至最低, 备用水仓保持空仓, 在用水仓空仓容积保证50%以上。
(8) 变电所设置5m范围的临时警戒线, 以防非工作人员误入现场。
(9) 电缆头要用三色胶带做分相标记并将电缆头可靠固定。电缆头的带电裸露部分与设备及人员间距必须大于0.7m, 电缆头的三相芯线之间要保持300mm的间距。
(10) 核相过程中, 如发现核相器电压表显示混乱, 必须立即停止核相工作, 检查核相器接地线的连接情况。
(11) 核相时核相器的手持点严禁接触测试杆红色标志环以上部分。
(12) 核相时核相器的检测电极必须徐徐接近并接触高压电缆芯线, 当核相器电压表指针稳定后, 测试杆可离开芯线。但测试杆的其他部分严禁接触带电部分或接地线。
(13) 在换相过程中, 现场负责人必须认真检查各部分连接线 (红色为高压线、黑色为接地线) 情况, 尤其是核相器的接线情况。
(14) 核相时要有专人操作、专人监护 (现场负责人) 、专人记录, 严禁相互兼职。核对每相时, 必须有三次正确的核对过程。在最终确定相序时, 做到记录人、操作人、监护人三对照, 如一方有异议, 必须重新核对相序。
(15) 工作结束后, 必须对新高爆开关重新进行整定。
摘要：本文介绍了更换高压联络开关及核对相序工序及工艺。
联络开关 篇3
10k V架空线路配置电压型自动化开关实现了故障的自动隔离和非故障线路的快速恢复供电, 减少了故障停电时间, 提高了供电可靠性。自2013年以来, 珠海配电网大规模使用了电压型自动化开关, 但是与其它地区电网一样, 其联络开关的自动化功能一直处于退出状态, 未能很好地发挥自动化线路的自愈功能来缩短非故障线段的停电时间。因此, 有必要对联络开关投入自动化功能的风险进行充分识别, 研究探讨有效的预控措施, 考量投入联络开关自动化功能的可行性。
1 珠海电压型自动化线路的技术方案
珠海配电网选定了一些成熟稳定的手拉手架空线路配置电压型分段负荷开关, 如图1所示。第一级自动化开关PVS1和PVS5只在电源侧配置了TV, 以防止线路向变电站返送电。电压型自动化开关必须进行两次重合闸:第一次重合闸确认故障区段;第二次重合闸恢复非故障区段的送电。为了实现变电站两次重合闸的功能, 第一级自动化开关PVS1和PVS5的得电合闸X时限整定为42s。
2 投入联络开关自动化功能的风险及预控措施
2.1 环网线路长期合环运行
图1中, 正常运行时, 若联络开关PVS3的一侧TV断线, 则其控制器将检测为一侧失压, 经故障确认长延时XL (105s) 后, PVS3合闸会导致2回线路环网运行。这将存在风险:一是若环网建设的2回线路来自不同的母线, 这时10k V线路将通过变压器与上一级电网形成电磁环网, 如果上一级电网解列, 那么负荷电流将瞬间转移到这2回线路导致线路严重过载而跳闸;二是环网内可能存在很大的环流导致一侧变电站开关跳闸, 使另一侧线路带整个环网负荷, 可能引起线路过载;三是合环运行会增大10k V系统的短路容量, 可能超过开关的遮断容量而导致故障切除失败。
只要短路容量增大后不超过开关的遮断容量, 以上风险就在可接受的范围内。假设珠海电网两条存在联络的母线之间通过1km的线路联络, 利用BPA对10k V母线进行三相短路故障扫描计算可知, 全网三相短路故障电流最大值为15.4k A, 小于10k V系统的短路容量限定值20k A, 合环之后不会出现短路电流超标的情况。考虑到合环运行的诸多弊端, 调度员一旦发现联络开关自动合闸, 应手动断开变电站10k V线路开关以解除环网运行。
2.2 扩大故障停电范围
图1中, 若变电站1经消弧线圈接地, 则单相接地故障时系统仍可继续运行2h而不跳闸, 而变电站2是经小电阻接地的, 单相接地故障时将由零序保护切除线路。假如C区有单相接地故障, 变电站1选线装置报告线路CB1接地, 调度员手动切除CB1线路, 经延时XL后, 联络开关合闸, 将故障区段合闸到CB2线路上, 之后CB2开关检测到零序电流而跳闸, 这时A~F区全部停电, 相比不投入联络开关功能时扩大了故障停电范围 (D~F区) 。
扩大故障停电范围是因为手切开关的同时给重合闸功能放电, 自动化线路失去了故障隔离功能, 可采用调度员手动合闸的操作来代替重合闸。上述故障中, 当调度员手动切除CB1线路后, 若经过很短的时间T又手动合上CB1开关, 那么PVS2开关在合闸时因检测到零序电压而跳闸, 同时联络开关PVS3将启动残压闭锁功能不再合闸, 这种处理方式在避免扩大故障停电范围的同时, 也恢复了非故障区段的送电。
手动合闸送电到故障区段的时间t1必须小于联络开关送电到故障区段的时间t2, 才能成功隔离故障。C区故障时, t1时间最长, t2时间最短, 这种情况下有t1=T+X1+X2, t2=XL, t1
当变电站1和变电站2都是经消弧线圈接地时, 同理也存在扩大故障范围的情况, 必须手切故障线路后迅速手动合闸。
虽然新建的电压型自动化线路的第一级开关都只在电源侧装设了TV, 但仍然有部分线路的第一级开关在两侧都装设了TV。如果投入联络开关的自动化功能, 这将存在很大的安全隐患。如图1所示, 当变电站1的10k V母线故障或者线路故障越级跳闸导致变压器变低后备保护动作切除变压器变低开关时, 联络开关PVS3合闸, 将电返送至故障母线或故障线路上, 造成设备遭受第二次故障冲击, 同时将故障范围扩大到变电站2。因此, 如果要投入联络开关的自动化功能, 必须把第一级开关的负荷侧TV拆除, 或者退出第一级开关负荷侧来电合闸功能。
为了消除扩大故障停电范围的安全隐患, 可以对联络开关自动化开关的程序进行升级, 增加零序电压闭锁合闸功能, 当检测到经消弧线圈接地的系统侧有零序电压时, 闭锁延时合闸功能。硬件上要求在联络开关经消弧线圈接地系统侧装设三相五柱式TV, 才能采集到零序电压。如果变电站接地选线装置实现选线跳闸功能, 且跳闸信号介入保护跳闸回路, 能够启动线路重合闸功能, 那么也可以消除扩大故障停电范围的安全隐患。
2.3 紧急限电失败
在需要限电的情况下手动切除CB1线路时, 经过延时后, CB1线路的负荷转由CB2线路供电。如果CB1、CB2线路属于同一限电断面下的负荷, 就不能单独切除CB1线路, 应该同时切除CB2线路才能达到限电的效果。
2.4 其它操作风险
2.4.1 带电接地线
图1中, 需要将C区线路由运行转检修时, 其停电操作步骤可能是:断开PVS2开关→在C区线路上装设接地线。如果联络开关投入自动化功能, 当切除PVS2开关, 经过延时后, PVS3开关合上, 这时C区线路处在运行状态, 不能装设接地线, 否则将发生带电合接地线的恶性误操作事故, 必须在停电之前退出联络开关的自动化功能。
2.4.2 用户短时电压冲击
图1中, 需要将B区线路停电时, 如果先断开PVS1开关, 经延时PVS3开关合闸, 再断开PVS2开关, 则B区线路用户将经受一次瞬时电压的冲击。为了提升用户体验, 停电时应先停负荷侧开关PVS2, 再停电源侧开关PVS3。
2.4.3 带电断引流线
图1中, 需要将PVS2靠PVS3侧的引线带电拆除时, 如果没有投入联络开关的自动化功能, 只需将C区的负荷转为冷备用之后就可进行带电作业。但投入联络开关PVS3自动化功能之后, 则必须退出联络PVS3的自动化功能, 否则带电拆除引流线之后, PVS3将自动合闸送电至已拆除的引流线, 从而造成很大的人身安全风险。
3 结束语
电压型自动化线路投入联络开关的自动化功能可更好地实现自愈功能, 尽快恢复非故障线段的供电。但投入联络开关的自动化功能将存在形成电磁环网、扩大故障范围、限电失败和带电挂接接地线等风险, 因此必须采取以下有效的预控措施才能投入。
(1) 联络开关偷合形成电磁环网时, 调度员立即下令切除一侧变电站开关。
(2) 线路两侧变电站如果有一侧是经消弧线圈接地系统时, 建议将联络开关的延时合闸时间设定为最大值。调度员手动切除单相接地线路后, 必须在规定的时间内手动合上所切除的开关, 人工实现重合闸功能, 来隔离故障线段。此外, 本文还提出了在联络开关用于经消弧线圈接地系统时增加零序电压闭锁功能的思路, 同时提出接地选线装置跳闸信号接入保护跳闸回路的解决办法。
(3) 第一级自动化开关装设双侧TV和投入联络开关自动化功能, 两者只能选其一。若第一级开关装设了双侧TV, 则不能投入联络开关自动化功能;若投入联络开关的自动化功能, 则第一级开关不能装设双侧TV。
(4) 如果联络开关两侧线路属于同一限电断面, 那么限电时必须同时切除两回线路, 否则达不到限电的效果。
(5) 投入联络开关自动化功能后, 计划停电时必须先停负荷侧开关, 再停电源侧开关;将线段转检修之前, 必须退出线段两侧开关的自动化功能。
(6) 在主干线上开展带电断引流线的工作时, 注意退出联络开关的自动化功能。
参考文献
[1]刘增良.电气设备及运行维护[M].北京:中国电力出版社, 2004
[2]西北电力设计院.电力工程电气设计手册[M].北京:中国电力出版社, 2006
[3]唐志平.供配电技术[M].北京:电子工业出版社, 2006
联络开关 篇4
某钢铁公司中央供水系统担负着各用户供水的重要任务, 在运行过程中, 系统电源供电的安全性、连续性是水供应保障的前提和基础, 通常供电电源采用两进线一母线的供电方式, 在低压进线某一段供电系统发生故障时, 能否可靠、快速的投入联络开关, 是保证电源不间断供电的关键[1]。
对于传统的继点控制, 其维护量大, 切换不够快速、可靠[2], 在一定程度上影响着供电的连续性。本文运用西门子s7-200PLC替代传统继电器组合控制, 基于PLC控制的投切控制系统, 具有接线简单、动作迅速、可靠性高等特点[3], 对低压进线、联络开关逻辑切换问题进行分析、研究, 利用自动化控制和网络技术的优势, 对过程控制进行实时监控, 通过对传输数据分析, 实现故障提前预判, 提高反应时间, 从而保证了系统的安全有效运行。
1 系统方案设计原则
中央水系统低压配电系统, 采用两进线一母线模式。引自10 k V双回路供电电源, 其中两台变压器正常运行情况下, 两台变压器分别带Ⅰ、Ⅱ段母线运行, QF1、QF2在合闸位置, QF3在分闸位置。当某一台变压器失电或有故障时, 相应的进线断路器跳闸后, 母联断路器QF3合闸, 另一台变压器带Ⅰ、Ⅱ段母线运行, 保证供电的连续性和可靠性。图1针对两进线一母线配电系统, 在程序逻辑控制上, 优先考虑供电的安全可靠性, 同时结合工作现况, 以操作简单, 维护量少, 故障易查, 方便适用等为出发点, 寻求最佳方案。
(1) 设“本地”和“远程”两地操作, 且本地优先, 便于检修或调试。
(2) 当选“远程”操作, 设联络开关“自投不复位”选中或取消功能, 实现远程联络开关自投功能。
(3) 必须保证最多两台断路器合闸, 遵循“三选二合闸”原则。
2 自动化网络系统
随着企业生产对供电性能的要求不断提高, PLC已广泛应用于各个工业自动化领域, 其所具有的优势是常规电气器件无法取代, 在系统控制自动化设计中, 由于所应用的控制要求又相对简单, 所以采用S7-200PLC来实现。。
本系统选S7-200系列的CPU224, CPU224模块有数字量14I/10O点, 带1个扩展模块和通讯EM277扩展模块[4], 一方面完成现场数据的采集、转换、报警和控制等功能, 与中央主控计算机监控系统的通信要求, 另一方面其体积小、性能优、易扩展、安装简单等特点, 适合小规模的现场监控[5], S7-200PLC完成进线、联络切换功能, 并通过EM277 Profibus总线模块, 与中央水系统自动化S7-300PLC的控制核心Profibus DP总线接口连接, S7-300PLC的以太网模块通过以太网与上位机进行人机界面 (WINCC监控画面) 的各种请求, 实现对两进线一母线配电系统进行远程监控及远程操作功能, 如图2和图3所示。
3 系统控制硬件的设计
根据系统设计的要求, 为了整个系统的稳定工作, 设计了变压器电压检测信号、主低压开关控制回路、控制电源等完备的信号数据采集保护措施, 提供准确、可靠的信号, 实现对供电系统的有效检测, 避免系统误动作或在应急自投中无法可靠工作, 造成损失或发生重大事故。
3.1 变压器电压检测
在电源进线端设变压器电压检测信号, 用来判断、确定某一进线电源失压, 为了防止因电压检测回路断线引起PLC误动作信号, 所以, 电压检测信号采集来自于两个继电器, 一般将两个常闭触点串联后引至PLC作为电压检测输入信号使用, 电压检测信号电路原理图如图4所示。
继电器KA1、KA2接在QF1进线端, 继电器KA3、KA4接在QF2进线端, 变压器有电时, 继电器吸合, 常闭触点断开, 变压器失电时, 继电器释放, 常闭触点闭合。
3.2 进线、联络开关控制回路
低压进线开关和低压联联络开关均选用型号为GSW1系列万能式短路器, 带过流、速断脱扣器, 电动储能开关, 用来分配电能和保护线路及电源设备。对每台断路器取2对常闭辅助触点, 分别引至PLC输入回路, 作为程序判断的条件之一, 用来保证在任何条件下, 3台开关都只能合闸2台。对于进线、联络开关均接入失压脱扣线圈, 进线开关控制回路电源分别引自于本身, 在控制电源失压时实现进线开关自动跳闸, 也可确保进线、联络开关电气联锁的可靠。联络开关失压脱扣线圈控制回路电源分别引自于UPS电源, 为具备开关自投提供必要的条件之一。如图5和图6所示。
3.3 控制电源
对于s7-200PLC、电压检测信号和进线、母联控制回路供电电源的保障, 是控制系统能否可靠工作的前提和基础, 其电源的连续性至关重要。因增加的负载较小, 将控制电源接入原有的在线式UPS电源中, 保证自动化控制系统电源失电后在短时间内能正常工作, 及时自投母联开关, 恢复供电。
4 系统逻辑设计
针对断路器合、分闸控制, 在PLC柜门上设有“手动 (本地) ”和“半自动 (远程) ”SK控制开关。正常工作时, 开关选“半自动”方式;检修或故障处理时开关选“手动”方式。在两种控制模式下, “手动 (本地) ”控制优先, 任何情况, 三台断路器合闸程序设计应保证最多两台断路器合闸。遵循“三选二合闸”进行逻辑联锁控制。
4.1 在PLC柜门上选“手动”控制方式
主操作台监控画面中自动弹出“断路器远程无效”小窗口, 提示操作为“手动 (本地) ”控制方式, 转换开关“SK手动位”和PLC双重联锁实现“三选二合闸”功能, 其在电气柜上进行以下操作。
(1) 在需要系统停电或某段母线检修时, 均可单独操作并可靠分断某台断路器, 断开供电电源。
(2) 当QF1、QF2断路器均已合闸时, 联络断路器QF3操作合闸无效。
(3) 当QF1、QF2断路器中有一个开关未合闸时, 联络断路器QF3操作合闸有效;当合上QF3断路器后, QF1、QF2中只能有一个断路器操作合闸有效。
(4) 主操作台监控画面可以对三台断路器进行分闸, 但合闸无效。
(5) “手动 (本地) ”控制方式下, 联络断路器QF3自动投入无效。
4.2 在PLC柜门上选“半自动”控制方式
主操作台监控画面中自动弹出“断路器远程有效”小窗口, 提示操作为“半自动 (远程) ”控制方式, 且画面显示“自投功能取消”时, 转换开关“SK自动位”和PLC双重联锁实现“三选二合闸”功能, 其在画面上进行以下操作。
(1) 在系统发生紧急事故需要停电时, 均可单独操作并可靠分断某台断路器, 断开供电电源。
(2) 当QF1、QF2断路器均已合闸时, 联络断路器QF3操作合闸无效。
(3) 当QF1、QF2断路器中有一个开关未合闸时, 联络断路器QF3操作合闸有效;当合上QF3断路器后, QF1、QF2中只能有一个断路器操作合闸有效。
4.3 在操作为“半自动 (远程) ”控制方式下, 选画面“自投功能投入”时, 可实现联络开关自投功能。
(1) 当某一台变压器失电或有故障时, 相应的 (QF1或QF2) 进线断路器跳闸, 进行逻辑判断并确认无误后, 联络断路器QF3自动投入, 此时, 另一台变压器带Ⅰ、Ⅱ段母线运行。
(2) 当故障变压器恢复来电或故障解除时, 该 (QF1或QF2) 进线断路器不允许自动再次合闸;若要恢复正常的供电方式, 只能人工现场确认后, 分QF3断路器, 才能再合 (QF1或QF2) 断路器。
4.3 系统运行逻辑
I段进线断路器的合闸用QF1Close表示, I段进线断路器的分闸用QF1open表示, 同样的对于Ⅱ段进线断路器及母线联络柜的状态信号分别用QF2Close、QF2open、QF3Close、QF3open来表示, 因此对于两个进线断路器及母线联络柜各自的合闸条件有以下逻辑。
通过对以上三个断路器合闸条件的分析, 在任何条件下都只有两个断路器处于合闸状态, 由于两路进线电源不是来自同一个系统, 因此避免了分段开关合闸时可能导致的非同期合闸, 避免造成事故。
4.4 系统逻辑功能图
根据所选硬件设备和系统逻辑控制设计要求, 对系统开关动作逻辑进行编程, 进线开关 (QF1和QF2) 逻辑功能较简单, 以下主要绘制联络开关QF3逻辑功能图7。
5 调试及运行
对编写的程序, 在投入使用前, 进行系统模拟实验。首先屏蔽变压器电压检测信号, 将进线、联络开关位置均放在试验位, 进行“手动 (本地) ”和“半自动 (远程) ”两种模式下的操作试验, 包括联络开关的自动投入功能, 进一步测试进线、联络开关的逻辑控制关系、开关状态及画面的远程监控等信息的正常与否, 在进线、联络开关位置在试验位调试完毕后, 将进线、联络开关均放在工作位置, 恢复变压器电压检测信号, 断开其中一台变压器高压进线侧电源, 测试带电逻辑联锁及自动投入功能, 待系统逻辑关系正常后, 再作另一台变压器的断电测试, 直到整个系统正常为止, 调试结束, 系统可投入使用。
6 应用效果
通过以上方案的实施和应用, 实现了利用S7-200PLC控制双电源进线与母线联络柜的连锁, 实践证明, 利用PLC实现的连锁控制能替代复杂的传统继电器控制线路, 其PLC易编程且系统可靠, 维护方便, 动作灵敏准确, 故障率低, 同时人机远程监控及操作具有较强的实用性, 易做到无人值守要求, 具有一定的应用前景。
参考文献
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