断路器:遥控操作

断路器:遥控操作（精选三篇）

断路器:遥控操作 篇1

1 综合自动化系统

1.1 综合自动化网络概述

综合自动化系统是指利用计算机技术、自动控制技术、网络通信技术和数字信号处理等技术, 实现对变电站主要设备的自动监视、测量、控制、保护以及实现对变电站进行运行操作、信息远传与调度通信等综合协调的自动化功能。

变电站系统结构为网络拓扑的结构形式, 向上作为远方控制中心的网络终端, 同时又相对独立, 站内自成系统, 结构分为两部分:站控层和间隔层, 层与层之间应相对独立。采用分层、分布、开放式网络系统实现各设备间连接。分层分布式结构系统具有以下明显的优点: (1) 可靠性提高, 任一设备故障只影响局部, 而不影响其他设备, 当站级系统或网络故障, 仅仅影响到监控部分, 而继电保护、控制功能仍可继续运行; (2) 可扩展性和开放性较高, 有利于工程的设计及应用。采用分层、分布、开放式网络系统实现各设备间连接, 如图1所示。站控层网络均采用双以太网, 主网与备用网同时运行, 主网故障退出, 备网自动切换成主网运行, 并能够满足与电力系统其他专用网络连接及容量扩充等需要的要求。

站控层网络与间隔层网络采用直接连接方式, 站控层、间隔层设备一般采用集中布置, 即220 k V和110k V及主变的测控设备集中布置在继电器室内, 35 k V及以下的测控设备按分散方式布置在配电装置室内, 其35 k V或10 k V保护及测控采用了在开关室就地分散布置, 且采用保护与测控一体的装置。

1.2 综合自动化断路器控制方式

断路器操作控制方式, 可按远方控制中心或者操作队、站控层、间隔层、设备级的分层操作原则来考虑。通过断路器“选择切换开关”的切换, 操作的权限也由远方控制中心-站控层-间隔层-设备级的顺序层层下放, 原则上站控层、间隔层和设备层只作为后备操作或检修操作手段。

依据IEC 870-5-103《继电保护设备信息接口配套标准》及IEC 870-5-104《远动网络传输规约》和IEC870-5-101《基本远动任务配套标准》, 远方控制中心的控制命令从选定的通道向选定的一台数据处理及通信装置发出, 收到命令的数据处理及通信装置向站内测控装置发令, 执行后仍由该台数据处理及通信装置原路返送信息。工作人员下达遥控操作预置命令, 由综合自动化系统完成断路器的遥控操作, 并将操作有关控制状态信息发出相关报文, 如图2所示。在控制中心监控机上, 通过人工控制, 实现对远方变电站间隔层设备进行控制。上述三层的操作控制方式从图1可以看出, 间隔层设备操作在220 k V测控装置上完成, 利用操作员工作站完成站控层操作.而由远方控制中心完成对监控区域设备进行远方操作与控制, 或由操作队利用综合自动化系统在操作队完成操作, 无论断路器处在哪一层操作, 开关运行状态和操作选择切换开关的状态都应处于综合自动化计算机监控系统的监视中。当任何一级在操作时, 其他级操作均应处于闭锁状态[1]。

2 断路器遥控基本原理

2.1 直流电源输入

220 k V变电站继电保护及断路器操作电源由直流电源系统提供, 分别由1号充电机、蓄电池、控母与合母直流母线等设备组成并提供第一组直流电源系统, 第二组直流电源系统组成同前。目前变电站广泛采用DC 220 V作为保护及断路器操作控制电源, 为满足220 k V保护双重化要求, 要求直流小母线分列运行, 每组小母线分别提供各自独立的保护电源和断路器操作控制电源, 如图3所示。即1L+, 1L-为第一组直流电源输入回路, 2L+, 2L-为第二组直流电源输入回路。第一组直流电源经1K空气小开关, 送至断路器操作机构, 另一路送至CZX-12R操作箱。第二组直流电源经2K空气小开关, 也分别送至断路器机构及操作箱。12JJ, 2JJ电压继电器用于监视直流电源回路, 当直流电源出现故障时, 综合自动化发出“直流电源消失”信号。

2.2 断路器遥控开出

变电所综合自动化系统具有手动控制和自动控制2种控制方式。手动控制包括远方控制中心控制、站内主控室控制、就地手动控制 (含间隔层和设备层操作) , 并具备远方控制中心/站内主控室、站内主控室/就地手动的控制切换功能。控制级别由高到低顺序为:就地、站内主控、远方控制中心, 3种控制级别间相互闭锁, 同一时刻只允许一级控制。在实际工程应用中, 220 k V测控装置与保护装置是分别各自独立组屏的。以变电站某间隔层设备测控装置来分析断路器的遥控操作过程如图4所示。

由站控层工作站或远方控制中心工作人员下达遥控操作指令后, 综合自动化系统会将操作的设备名称、编号和设备惟一的节点号与数据处理装置进行比对后, 再将满足条件的返校结果显示在控制中心的监控机上, 工作人员可继续执行操作, 同时监控系统具有操作监护功能, 允许监护人员在操作员工作站上实施监护, 防止误操作。即工作人员在监控机桌面上依次做选择、返校、执行、撤销、超时、告警、遥控执行时间等记录或操作, 才能完成对断路器的遥控操作控制 (见图2) 。正常情况下220 k V无人值班变电站中测控装置面板上, 断路器的“就地/远方”切换开关1QK均切至“远方”位置, 此时其辅助接点“ (7) (8) ”接通, 直流操作电源1L+经1YK1~1YK5开入到测控装置“701, 703”端子, 当满足遥控合闸条件时, 测控装置接点HJ闭合, 沟通“703, 704”端子, 操作电源经1LP5压板开入1YK9去执行断路器合闸;当满足遥控分闸条件时, 测控装置接点TJ闭合, 沟通“701, 702”端子, 操作电源经1LP4压板开入到1YK7去执行断路器分闸。

经分析看出, 站控层工作站或远方控制中心对断路器遥控操作时, 测控屏上的遥控合闸1LP5压板及遥控分闸1LP4压板应投入, 同时1QK“就地/远方”切换小开关切至“远方”位置;而测控屏上的手合、手分断路器, 只需将1QK“就地/远方”切换小开关切至“就地”位置, 而不经遥控压板控制, 此时闭锁上层“站控层工作站”或“远方控制中心”对断路器遥控操作。

2.3 断路器三相合闸

站控层工作站或远方控制中心工作人员下达遥控操作指令后, 直流操作电源 (1L+) 1YK1经测控装置开入到1YK9, 测控屏1YK1与1YK9之间的回路接通, 启动断路器三相合闸, 如图5所示。手合1SHJ继电器励磁, 同时21SHJ, 22SHJ, 23SHJ继电器励磁, SHJ继电器组或ZHJ自动合闸继电器动作后各有3对动合触点闭合, 并分别送到U, V, W 3个分相合闸回路中, 分别启动断路器的分相合闸线圈。其中21SHJ~23SHJ继电器动作后, 其接点分别送给保护和重合闸, 作为“手合加速”、“手合放电”等。电阻与电容构成的手动合闸脉冲展宽回路, 用于保证就地操作或远方手合到故障线路时, 使保护加速跳闸[2]。1YK1与1YK9之间回路接通后, 励磁1SHJ手合继电器的同时, 励磁双位置继电器KKJ的动作线圈, 并保持断路器在合后位置, 与断路器位置接点构成“不对应”启动重合闸, 与断路器常闭接点一起启动“事故总”信号等。断路器遥控分闸后, KKJ返回线圈励磁后动作, 保持返回状态, 返回后的KKJ接点去闭锁重合闸。

2.4 断路器遥控执行分析

断路器合闸命令通过分相合闸回路发至断路器合闸机构, 断路器外围执行及机构控制原理如图6所示。

(1) 遥控合闸。无人值班变电站的断路器机构箱中的“就地/远方”切换开关切至“远方“位置 (见图6) , 其“远方”接点接通, “就地”接点断开, 此时ZJ失磁, 合闸回路中的ZJ2常闭接点闭合。断路器合闸前, 断路器处于分闸状态, 其断路器常闭辅助触点DL闭合。在外围执行回路中, 测控屏上的“就地/远方”QK正常运行状态下切至“远方”位置, 其接点“ (2) (4) ”接点接通, 而接点“ (1) (3) ”不通。遥控合闸接点”YH”, 在图4中对应的1YK5与1YK9的“703, 704”端子;遥控分闸接点“YT”, 在图4中对应的1YK5与1YK7的“701, 702”端子。断路器在分闸位置时, 其常开辅助接点DL断开, 使得TBJ-I防跳跃继电器的电流线圈失磁, 其常开接点TBJ1断开, 防跳继电器TBJ-U电压线圈失磁, 其常闭接点TBJ2闭合。远方控制中心或站控层工作站工作人员下达遥控操作“执行”指令后, “YH”接点闭合, DC 220 V操作控制电源从+KM经就地/远方切换开关QK的“ (2) (4) ”接点到“YH”接点,

经电气防跳跃闭锁的TBJ2常闭接点到断路器机构箱, 再经“就地/远方”切换开关的“远方”接点、ZJ2和DL常闭辅助接点、合闸线圈HQ到-KM, 合闸线圈HQ带电, 执行断路器机构合闸, 完成遥控合闸操作。发出遥信报文, 监控画面显示开关变位。

(2) 遥控分闸。断路器机构箱中的“就地/远方”切换开关切至“远方”位置, 其“远方”接点接通, “就地”接点断开。断路器分闸前, 断路器处于合闸状态, 其断路器常开辅助触点DL闭合。在外围执行回路中, 测控屏上的“就地/远方”QK正常运行状态下切至“远方”位置, 其接点“ (2) (4) ”接点接通, 而“ (1) (3) ”不通。遥控分闸接点“YT”, 在图4中对应1YK5与1YK7的“701, 702”端子。远方控制中心或站控层工作站工作人员下达遥控“执行”操作指令后, “YT”接点闭合, DC220 V操作控制电源从+KM经QK的“ (2) (4) ”接点到“YT”接点, 经防跳跃闭锁的TBJ-I电流线圈到断路器机构箱, 再经“就地/远方”切换开关的“远方”接点和DL常开辅助接点、分闸闸线圈TQ到-KM, 使分闸线圈TQ带电, 执行断路器机构分闸, 完成遥控分闸操作, 同样监控显示开关变位及报文信息。

3 断路器遥控操作异常分析及应对措施

在变电站正常操作工作中, 许多情况是不能遥控断路器的。 (1) 未通过综合自动化遥控验收的断路器。 (2) 断路器有缺陷影响安全运行的。 (3) 断路器达到跳闸次数, 仅剩余1次时。 (4) 断路器“控制回路断线”信号发出时。 (5) 断路器分合闸被闭锁时, 比如机构压力降低闭锁分合闸、弹簧未储能闭锁合闸、灭火室SF6压力异常, 闭锁分合闸或断路器不满足操作条件时。 (6) 现场正在操作相关设备时。 (7) 综合自动化监控系统出现异常或故障时。 (8) 设备正在检修时, 而非验收设备。 (9) 对于分相断路器, 若三相位置信号未全部上传。

断路器遥控操作失败时, 首先检查断路器有无“控制回路断线”、“分合闸闭锁”、“测控装置异常或通信中断”、“测控装置就地/远方”小开关位置是否正确等。

总结归纳有如下原因及一般处理办法: (1) 断路器控制回路断线时查找原因修理回路; (2) 断路器分合闸被闭锁或遥控被强行闭锁时, 检查是否符合操作条件, 有无违反操作规程等错误; (3) 测控装置异常故障时更换测控插件; (4) 网络通信异常或中断, 厂站工况退出时, 恢复通信系统; (5) 同期合闸操作, 不满足同期合闸条件; (6) 在控制中心操作时, 操作指令与设备遥信名称不匹配; (7) 断路器机构卡死, 机械拒动。 (8) 现场断路器遥控压板退出; (9) 断路器机构箱或者测控装置上的“就地/远方”切换开关切至“就地”; (10) 没有操作电源。对于 (7) ~ (10) 情况通知工作人员到现场处理。

在监控中心断路器遥控工作中, 经常会遇到遥控“返校失败”或“遥控超时”。其原因也有许多, 归纳起来有以下原因及处理办法。 (1) 测控单元出口继电器故障, 一般情况下更换出口插件即可消除。 (2) 通信受到干扰, 一般再次操作试一次。 (3) 测控单元故障。 (4) 测控单元地址冲突时, 就需要重新设置测控单元地址, 以免发生冲突。 (5) 测控单元与数据处理通信装置通信中断或数据处理通信装置通信与主站系统通信中断, 通知自动化人员处理, 恢复通信。 (6) 在具体工作中遥控对象号设置错误, 操作指令与遥控设备的遥控对象名不匹配, 使得遥控设备与定义的设备节点号不正确, 发“返校失败”, 此时需重新设置遥控对象号。

结合查看厂站工况界面的相应变电站通道状况, 若此时无“厂站工况退出”信号, “返校失败”说明从变电站总控单元到监控中心通信网络正常, 问题在变电站设备或装置上, 通知工作人员到现场检查设备[3]。

在变电站断路器设备无异常情况下, 综合自动化系统规定控制中心下达的指令15 s内得不到响应, 即发出“遥控超时”信号。当监控中心工作人员下达遥控指令后, 遇到网络拥堵, 数据传输慢, 或下达的遥控指令得不到响应, 综合自动化监控会出现“遥控超时”。若遥控工作中遇有“遥控预置超时”, 一般处理方法是再试一次。结合厂站工况界面查看相应变电站通道状况, 若2个通道同时退出, 可能造成对此站失去监控的严重后果, 此时要通知自动化工作人员检查通道, 期间厂站监控职权交由变电运维人员管理。断路器在遥控过程中出现的异常或遥控失灵下, 根据综合自动化系统遥控操作断路器的基本原理、方法, 针对不同异常和遥控失败的原因, 准确分析判断, 消除隐患, 从而找到正确的操作和控制方法。

4 结束语

220 k V综合自动化系统的变电站, 断路器的远方遥控操作控制成为一种工作常态, 特别是在电力系统出现故障, 快速处理事故, 切除故障, 恢复电力供电等工作中发挥了重要的作用。本文对220 k V变电站断路器遥控操作原理和操作过程进行了分析, 对控制过程中出现异常和遥控失灵的各种问题, 提出了具体的分析意见和应对措施。正确理解断路器遥控原理, 掌握断路器遥控的基本方法, 在不同的运行工况下, 准确地分析判断遥控过程中的异常或问题, 消除隐患, 从而找到正确的操作和控制方法, 保证断路器可控, 能控、在控, 对提高安全管理水平有益。有助于运行维护和监控工作人员在运行监控、断路器操作、事故处理、综合自动化设备验收等具体的工作中做到原理清楚, 心中有数, 确保变电设备安全运行。

摘要：分析了基于综合自动化系统的断路器遥控操作的基本原理, 讨论了220 kV断路器遥控操作的基本过程、操作方法, 对断路器遥控相关二次回路进行了分析, 对遥控操作出现的异常现象的原因进行了探讨, 并提出了应对措施, 且对运行维护和调控有关工作的人员具有参考意义。

关键词：综合自动化,断路器:遥控操作

参考文献

[1]江苏省电力公司.江苏电网35～220kV变电站自动化系统技技术规范[S].2007.

[2]许世辉, 方国元, 张辉明, 等.国家电网生产技能人员职业能力培训通用教材 (二次回路) [M].北京:中国电力出版社, 2010.

遥控天车岗位安全操作规程 篇2

1.遥控天车司机需经培训考试合格后持证上岗，严禁无证操作。学徒工需在专职司机的监护下进行操作、禁止单独操作。

2.开车前应仔细检查发射器，尤其对启动按钮、停止按钮、摇杆、电池电量等进行全面检查。

3.试车时先对起升机构的限位及急停开关进行检查确认如有问题禁止行车进行吊运作业。

4.大、小车禁止反车制动，禁止用限位开关代替停车，紧急开关代普通开关。5.遥控天车司机与吊物保持3米左右的水平距离，身体任何部位不得触摸所吊物件；

6.操作时吊物要保持平稳，起升机构先吊离地面0.5米，确认制动器可靠后作业，大小车运行前先对吊物的起升高度和动车方向的障碍物进行确认。

7.随着吊物移动时，行车操作人员应注意地面路况，严禁倒退及在视线盲区操作，行车在运行时严禁背对吊物，作业时不得与旁人闲谈。

8.运行中设备出现任何异常都应停车检查，消除故障后运行，不得带病作业。9.操作变频行车时各机构控制手柄要逐档加减速，严禁直接打回零位。10.操作中严格执行“十不吊”的要求：

1）超负荷、超高不吊 2）指挥信号不清，重量不明，光线阴暗不吊 3）吊物及附件捆扎不牢，吊具、吊索不符合安全要求不吊 4）吊挂物件直接加工不吊 5）歪拉斜拽不吊6）埋入地下物件重量不明不吊 7）吊物上站人或有浮放物不吊 8）氧气、乙炔等易燃易爆品不吊 9）带棱角刀口物件，锐角、钝角未垫好不吊 10)违章指挥不吊

11.工作完毕，将吊钩升起，小车打至司机室一端，关闭发射器放至指定位置，做好交接班。

电网调度遥控合闸操作失败原因分析 篇3

随着自动化控制技术、通信技术和网络技术的飞速发展,遥控操作技术作为电网调度自动化系统的一项重要功能已经取得广泛应用[1]。遥控操作在优化电网运行方式、处理紧急故障事故、保障电网安全稳定运行、提高供电质量等方面发挥着不可替代的作用。然而,网络通信的不安全状态,断路器执行机构、继电保护装置等自动化系统不可预料的缺陷,人为工作失误等往往会导致电网调度遥控操作失败,给电网日常安全运行造成不必要麻烦。这里提到的遥控操作是指从遥控选择开始到现场设备位置变化的全过程。本文将分析一起电网调度遥控电容器合闸操作失败故障,以期对相关人员有所帮助。

1 故障现象概述

某年9月26日10时30分左右,由于日运行负荷攀升,某110kV变电站10kV I母线电压已经越下限运行。为了有效保证母线电压合格率和用户供电电压质量,经理论分析,拟通过投切无功补偿电容器来调节电压,此时该变电站10kV I母只有#2电容器处于热备状态,具备投切条件。按照遥控操作步骤,选择遥控对象,在遥控预置成功后执行遥控,然而遥控执行成功后#2电容器517断路器并未变位,同样方法再试一次,情况依旧。经检查,自动化系统运行正常,#2电容器517断路器处于热备状态,设备无任何明显异常。此次操作事故前,也曾出现过类似问题。该110kV变电站10kV系统为单母带旁母接线方式,图1为遥控操作前的系统运行方式(各断路器隔离开关略)。

2 遥控操作失败原因分析

2.1 调度遥控基本原理

通常,利用监控主机在变电站主控室、集中控制中心或调度中心对断路器进行的控制称为远方控制或遥控[2,3]。遥控操作分为主站远动遥控和厂站(子站)遥控,其基本原理大致相同,遥控操作过程可分为遥控预置(也称为遥控选择)、遥控返校、遥控执行。操作人员在调度中心主站端(或变电站子站端)人机界面发出遥控命令,信号通过计算机接口和相应的通信通道(也称远动通道)传到被控站的远动设备及远动终端(RTU)。RTU接收到选择命令后启动选择定时器,校核性质码和对象码的正确性,并将信号传给测控装置或保护测控一体化装置相应性质和对象的继电器。RTU经适当延时后读取该遥控对象继电器的动作状态,形成返校信息,并将返校信息发往调度中心,调度中心显示该返校信息。如果校核正确就发遥控执行命令到RTU,反之发遥控撤销命令。正确信号命令最终传到户外对应的断路器机构箱,实现对断路器的分合闸操作。以某110kV变电站南瑞继保RCS-9700厂站综自自动化系统为例,该系统要在监护人管理下才能执行遥控操作。合闸遥控操作人机界面如图2所示。在通道等相关一切设备正常情况下,点击图2(d)中的遥控解锁后,再点击遥控选择就可进行遥控操作;分闸遥控操作程序亦然。

2.2 遥控失败原因类别分析

根据遥控原理,从遥控操作的三个环节可分析出,遥控操作失败的原因大致可分为遥控返校超时、遥控返校错误、遥控执行不成功。

(1)遥控返校超时:导致遥控返校超时的重要原因之一就是误码率高。高的误码率不但会影响信息的处理和传输速度,还会增加信息的拒收率。误码率高时,利用电力载波传输的通信方式就会存在阻抗变化、干扰和信号衰减的弊端。当变电站载波通信线路传输距离过长时,载波通信信号传输质量就会变差,载波机接收电平就会出现异常。在恶劣天气(如强风、大雨雪等)时,载波通信通道会受到严重干扰,出现遥控返校超时现象。此外,主站和各子站间的通信异常也可能引起遥控返校超时。

(2)遥控返校错误:遥控返校错误可能由调度主站数据库中该遥控对象点号定义错误或没建立相关关联或关联错误(也就是调度数据库维护问题)、遥控禁止标志填写错误等造成。

(3)遥控执行不成功:这里说的遥控执行不成功是指在遥控返校正确及通道正常的前提下,调度员下发遥控执行命令,而执行命令的断路器不动作。其原因是断路器机构或二次回路故障(譬如某接线松动),也可能是保护测控装置内部某接点不闭合导致不出口,还有就是机构箱及保护屏处远方就地控制把手置位问题。

经过分析总结,排除人为因素,导致遥控失败的原因大致可分为三类:自动化设备通信方面原因;变电站断路器机构等一次设备原因;继电保护等二次设备原因。

2.3 实际故障遥控合闸失败原因分析及结果

为了有效解决调度遥控合闸失败问题,对此问题开展了全面调查和分析。

(1)自动化专业现场检查结果及分析:鉴于主站端遥控执行正确,为确保通道无问题,故障发生后,自动化专业人员及时查看网络通信、主站端信号数据库、厂站端信号数据库情况。首先,进行现场检查和测试,遥控通信通道未见异常,误码率、遥控、遥信点号均正确;其次,联合调度员重新对此断路器进行遥控试验,根据遥控选择、遥控返校、遥控执行三个环节的结果,主站端调度遥控操作行为完全正确,遥控命令确实到达厂站端。因此,此次遥控失败的自动化方面原因得到排除。

(2)变电运行专业现场检查结果及分析:在现场,变电运行专业人员对一次设备进行了仔细检查。遥控时,517断路器远近控把手处于“远方”位置,现场各信号显示正常,于是考虑是断路器机构的问题。变电运行专业人员向调度中心申请现场手动合闸,#2电容器517断路器“合闸”,由此可见现场手动能合闸,表明了517断路器一次设备机构完全没有问题,排除了遥控失败的一次设备方面的问题。

(3)继保专业现场检查结果及分析:根据自动化专业、变电运行专业人员的检查结果分析,此次#2电容器遥控失败的原因极大可能是由#2电容器517断路器保护测控装置内部故障原因造成,为此,继保专业人员现场进行了检查。为了确保检查安全,将517断路器转检修后进行试验。首先,检查517断路器RCS-9631CS型保护测控装置,遥控控制设置正确,屏面遥合压板投入。在无法查明故障原因的情况下,继保专业人员向调度中心申请遥控试验一次。在遥控期间,打开二次回路接线端子合闸接点,用万用表测量电位,并聆听继电保护装置内部插件动作情况,发现遥控执行时万用表上没有显示“+”正电电位,RCS-9631CS保护测控装置内部发出“咔哒”声音。结合RCS-9631CS装置硬件图(如图3所示)分析,遥控操作要执行正确,则必须硬件回路正常,操作把手在“远方”位置,遥合继电器“YHJ”可靠闭合。而万用表无“+”正电显示,说明正电没有形成;“咔哒”声的出现说明“YHJ”继电器有动作,但未闭合,未形成二次回路的通路,即没有正电位,遥控不成功。该硬件属于装置中SWI插件,由此断定#2电容器保护测控装置RCS-9631CS SWI插件中遥合继电器“YHJ”可能在上次动作过程中卡塞,无法闭合。为了处理故障,重启RCS-9631CS装置一次以消除“YHJ”接点卡塞问题。重启装置后,再次申请调度端进行遥控操作,517断路器合、分闸正确,现场设备动作正确,遥控操作正确准确执行。至此确定此次#2电容器遥控合闸失败是保护测控装置RCS-9631CS SWI插件中遥合继电器“YHJ”接点卡塞导致。

3 结束语

导致遥控操作失败的原因复杂,专业人员在排查问题原因时不能盲目。本文中,RCS-9631CS保护测控装置中SWI插件中的遥合继电器“YHJ”卡塞是引起此次遥控合闸操作失败的实际原因,重启装置只能短期解决问题,通过更换电网中RCS-9631CS保护测控装置中SWI插件最终有效解决了此类问题。

参考文献

[1]江智伟.变电站自动化及其新技术[M].北京:中国电力出版社,2006

[2]国家电网公司人力资源部.二次回路[M].北京:中国电力出版社出版,2010