光伏电站检修规程

光伏电站检修规程PAGEPAGE1光伏电站检修规程目录前言..............................................................1第一章二次设备一般性检修规程.....................................2第二章光伏并网逆变器检修规程.....................................19第三章35KV高压开关柜检修规程....................................30第四章变压器检修规程............................................48第五章电池组件检修规程...........................................60第六章直流防雷汇流箱检修规程.....................................62第七章SVG设备检修规程..........................................69第八章调度自动化系统及系统通信系统检修规程.......................77第九章直流控制电源检修规程......................................85第十章厂用电系统检修规程........................................95第十一章保护测控装置检修规程......................................98前言本规程是为光伏发电站设备检修编制的技术 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 文件，是企业标准化管理体系文件的组成部分。本标准在试行中，发现并提出有待改进的地方，以便修正完善。本标准由XX有限公司编制、审定、发布实施本标准归口单位：本标准起草单位：本标准的编写人：本标准的初审人：本标准的审核人：本标准的批准人：本标准由XX有限公司负责解释。本标准于xxxx年xx月xx日首次发布，xxxx年xx月xx日实施。第一章二次设备一般性检修规程1.范围本标准规定了继电器、电流互感器、电压互感器、可编程序控制器（PLC）、二次回路等二次设备一般性检修维护的基本内容。本标准适用于光伏电站二次设备的一般性检修。2. 规范 编程规范下载gsp规范下载钢格栅规范下载警徽规范下载建设厅规范下载 性引用文件下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。GB1207—1997电压互感器GB1208—1997电流互感器GB50171—92电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范DL/T727—2000互感器运行检修导则DL408—91电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）DL/T596—1996电气设备预防性试验规程DL/T995-2006继电保护和电网安全自动装置检验规程3.二次回路接线及器件安装的一般要求3.1二次回路接线应符合下列要求：3.1.1二次回路接线应符合图纸 设计 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 要求，接线正确；3.1.2导线与电气元件间采用螺栓连接、插接、焊接或压接等，均应牢固可靠；3.1.3盘、柜内的导线不应有接头，导线芯线应无损伤；3.1.4电缆芯线和所配导线的端部均应标明其回路编号，编号应正确，字迹清晰且不易脱色；3.1.5配线应整齐、清晰、美观，导线绝缘应良好，无损伤；3.1.6每个接线端子的每侧接线宜为1根，不得超过2根。对于插接式端子，不同截面的两根导线不得接在同一端子上；对于螺栓连接端子，当接两根导线时，中间应加平垫片；3.1.7二次回路接地应设专用螺栓（铜螺栓）。3.2盘、柜内的配线电流回路应采用电压不低于500V的铜芯绝缘导线，其截面不应小于2.5mm；其它回路截面不应小于1.5mm；对电子元件回路、弱电回路采用锡焊连接时，在满足载流量和电压降及有足够机械强度的情况下，可采用不小于0.5mm截面的绝缘导线。3.3连接盘、柜门上的电器、控制台板等可动部位的导线还应符合下列要求：3.3.1采用多股软导线，敷设长度应有适当裕度；3.3.2线束应有外套塑料管等加强绝缘层；3.3.3与电器连接时，端部应绞紧，并应加终端附件或挂锡，不得松散、断股；3.3.4可动部位两端应用卡子固定。3.4引入盘、柜内的电缆及其芯线应符合下列要求：3.4.1引入盘、柜的电缆应排列整齐，编号清晰，避免交叉，并应固定牢固，不得使所接的端子排受到机械拉力；3.4.2铠装电缆在进入盘、柜后，应将钢带切断，切断处的端部应扎紧，并应将钢带接地；3.4.3使用于静态保护、控制等逻辑回路的控制电缆，应采用屏蔽电缆。其屏蔽层应按设计要求的接地方式接地；3.4.4橡胶绝缘的芯线应外套绝缘管保护；3.4.5盘、柜内的电缆芯线，按垂直或水平有规律地配置，不得任意歪斜交叉连接。备用芯长度应留有适当余量；3.4.6强、弱电回路不应使用同一根电缆，并应分别成束分开排列；3.4.7交、直流回路不应使用同一根电缆。3.5直流回路中具有水银接点的电器，电源正极应接到水银侧接点的一端，这样有利于灭弧，防止接点烧损。3.6油污环境，应采用耐油的绝缘导线。日光直射环境，橡胶或塑料绝缘导线应采取防护措施（采用电缆穿蛇皮管或其它金属管等）。3.7安装于继电保护及自动装置盘内的切换压板应接触良好，相邻压板间应有足够安全距离，切换时不应碰及相邻的压板；对于一端带电的切换压板，应使在压板断开情况下，活动端不带电。3.8端子排的安装应符合下列要求：3.8.1端子排应无损伤，固定牢固，绝缘良好；3.8.2端子应有序号，端子排应便于更换且接线方便；离地高度宜大于350mm；3.8.3回路电压超过400V者，端子板应有足够的绝缘并涂以红色标志；3.8.4强、弱电端子宜分开布置；当有困难时，应有明显标志并设空端子隔开或设加强绝缘的隔板；3.8.5正、负电源之间以及经常带电的正电源与合闸或跳闸回路之间，宜以一个空端子隔开；3.8.6电流回路应经过试验端子，其它需断开的回路宜经特殊端子或试验端子。试验端子应接触良好；3.8.7潮湿环境宜采用防潮端子；3.8.8接线端子应与导线截面匹配,不应使用小端子配大截面导线；3.8.9盘内接线端子应按电流、电压、控制及信号各系统分类进行排列，跳合闸的端子不要与直流电源的正极端子排在一起。3.9保护及自动装置的结线系统中，开关或继电器的线圈一般应接操作电源的负极，接点接至正3极。3.10导线与盘的距离不得小于3～4毫米，如情况不允许时，应在导线下衬以绝缘纸，其宽度必须超过导线两边的3—4毫米以上。3.11任何情况下，继电器不绝缘部分与铁质盘间的距离不得小于3～4毫米。3.12所有盘上的配线应力求整齐美观，长短合适，减小检修中的误接线的可能。3.13盘上的每一器具均应在正面底座下注明其设备名称及编号，盘上每根连接线的两端均应标号，并与接线图相符。3.14配线应考虑在断开任何母线引出的分支回路时，主要回路不中断。3.15保护及自动装置回路中的电缆的连接，应用连接端子连接。3.16二次电缆应做电缆头，两端加装电缆标示牌。3.17对于二次回路结线应注意防止寄生回路存在对装置正常工作造成影响。3.18电缆敷设时应放在电缆桥架上，要整齐排列，避免交叉；与动力电缆应分开排列。3.19对没有设置电缆桥架的电缆沟要注意防水。4.二次回路绝缘的检查4.1二次回路进行绝缘测试时，应有防止弱电设备损坏的安全技术措施。继电保护回路、控制回路和信号回路有大量的弱电元件，例如，电容器、晶体管、集成芯片等，在测量二次回路绝缘之前必须将这些部件短路或从回路中断开。这些部件本身的绝缘检查应使用不超过它们试验电压值的摇表或有关仪表进行测量。4.2二次回路的绝缘电阻测定，采用500V或1000V兆欧表，应满足下列要求：4.2.1直流小母线和控制盘的电压小母线，在断开所有其它并联支路时不应小于10MΩ；4.2.2二次回路的每一支路和断路器、隔离开关、操作机构的电源回路不小于1MΩ，在比较潮湿的地方，允许降低到0.5MΩ。4.3电力变压器及电抗器的冷却装置、测温装置、气体继电器、套管中的电流互感器、二次回路等A级检修后的绝缘试验采用2500V兆欧表，其绝缘电阻一般不低于1MΩ。4.4高压组合电器辅助回路和控制回路绝缘试验采用500V或1000V兆欧表测定,其值不低于2MΩ。4.5空气断路器、真空断路器等分合闸线圈的绝缘试验采用1000V兆欧表，其绝缘电阻不应低于2MΩ。4.6检查绝缘之前，必须将所有二次结线的器具清扫干净并将受潮明显的部分加以干燥。4.7使用摇表时，必须按照下列规定：4.7.1摇表使用的测试线应用单根导线，其绝缘电阻值不得小于100MΩ，并在端头装有绝缘套，摇表及连接用的导线本身应干燥清洁；4.7.2进行工作前，首先校验一下摇表，将两根导线接到摇表上，开路时摇表指示应为无限大，短路时摇表指示应为零；4.7.3测定对地绝缘电阻时，必须正确地连接摇表，即将摇表上标着“地”或“一”的一端接地，当测定线间绝缘时，则摇表的连接法没有区别；4.7.4检查绝缘时，摇表转柄的速度应在每分钟120转左右，使用电摇表时则无此规定。当摇表用于通路检验时，与转柄速度快慢无关；4.7.5摇表检验长度超过200～300米的电缆绝缘时，如果电缆有可能分成几段的则应将电缆分成每段不超过200～300米来进行检查。否则所使用的摇表必须用示波器检查其波形，其交流电压分量不超过额定电压的10～15％。4.8绝缘降低的情况下，必须查明绝缘劣化的原因，待处理后再重测绝缘。为改善绝缘的降低，可采用下列办法：4.8.1改善继电器和辅助器械等的绝缘，可以在具有强力通风烘箱内干燥，如果没有烘箱，允许置于电炉或吹风机近处进行烘干；4.8.2改善盘上导线的绝缘，可以使用吹风机吹热空气干燥；4.8.3小的绝缘不好的安装零件，如接线端子，各种绝缘垫、绝缘管等则应进行更换；4.8.4一般干式仪表变压器电磁线圈及小型变压器应在烘箱内进行干燥，然后浸以绝缘漆再进行烘干；4.8.5电缆绝缘不好时,可将有电缆头的部位将绝缘物拆开，检查电缆头部位是否有受潮或脏污现象。处理后再重新测量绝缘。如果不是电缆头部位绝缘劣化，应检查电缆外皮是否有损坏的痕迹，如果是这种情况，应进行处理，重要的电缆应更换。4.9电缆的橡皮绝缘被油浸坏时，应当进行更换。如果因为某些原因不能更换全部电缆时，可以只更换损坏的部分，换上去的一段与其余部分的连接，应当使用端子板连接。在条件不许可的情况下，也可将浸坏的橡皮绝缘完全割去，在电缆的每一芯上，重新包上数层绝缘带，然后再刷上防油漆。4.10新装置投入运行时，应对全部连接回路用交流1000V进行1min的耐压试验。运行的设备及其回路每5年应进行一次耐压试验，当绝缘电阻高于1MΩ时，允许暂用2500V摇表测试绝缘电阻的方法代替。4.11二次回路交流耐压试验程序如下：4.11.1试验前应将回路中的弱电元件短路或断开；4.11.2全部二次回路耐压时，应将交流电压、电流回路全部连在一起；4.11.31000伏摇表测量绝缘电阻，其数值如不符合规定，则不得做耐压试验；4.11.4耐压试验结束后，再用摇表检查回路绝缘。如果摇表测量的绝缘电阻，较试验前未有降低，则绝缘试验认为合格，如果试验绝缘结果不合格时，则必须对损坏部件进行处理后再进行试验；4.11.5试验结束，所有结线系统在完全放电后，结线系统中因试验而变更的部分完全恢复到正常情况。4.12二次回路及设备需做交流耐压试验时由有资质的单位负责进行。每次试验后应提出试验报告。4.13二次回路及设备交流耐压试验时，应做好相应的安全措施。5.电气二次回路设备的检查与试验5.1开关检查与试验5.1.1检修的开关应进行下列试验：5.1.1.1检查并调整转换接点，此调整工作应在一次设备检修人员配合下进行；5.1.1.2测定跳合闸线圈的直流电阻；5.1.1.3测定跳合闸线圈的动作电压；5.1.1.4测量开关的合闸时间、跳闸时间以及合闸时三相触头不同时闭合的最大时间差，如大于规定值而又无法调整时，应及时通知继电保护整定计算部门；5.1.1.5继电保护装置动作试验，检查由继电器对于每一开关的合闸、跳闸动作情况，并检查投切过程中的转换接点动作情况。5.1.2转换接点的检查，应注意检查其可动部分与固定部分是否牢固，不许有松动。5.1.3转换接点动作时间的调整。合闸回路中转换接点在开关合闸时应当在传动装置行程终端时断开，跳闸回路中的传动接点则应在传动装置行程开始之后断开。5.1.4跳闸和合闸线圈的最低动作电压试验应使用分压器或串联电阻器，并在试验时采取冲击合闸的方法。断路器最低跳闸电压及最低合闸电压，其值不低于30％额定电压，开关分解之后，此项试验必须做。5.2控制及保护装置回路接触点的检查5.2.1二次回路的检修工作中，须根据各种接点的运转条件，慎重的检修所有接触点。5.2.2接触点的好坏根据下列三条判断：5.2.2.1接触电阻越小越好；5.2.2.2机械强度越高越好；5.2.2.3性能越稳定越好。5.2.3检查接触点时应注意检查下列各点：5.2.3.1触点是否清洁，是否粘有杂物；5.2.3.2接触面上是否有氧化现象；5.2.3.3焊接的接触点，检查有无脱焊和虚焊现象。5.2.4导线用螺丝连接时，必须遵守下列规定：5.2.4.1丝扣必须完整，螺丝拧入的深度至少应等于丝机的直径。螺丝不许撑靠在任何东西上；5.2.4.2螺丝帽不许双用，即把同一螺丝帽，既作与盘紧固零件之用，又作连接导线之用；5.2.4.3防止有松动现象，采用背帽弹簧垫平垫的方法，而且导线环钩必须按照上螺丝的方向配置；5.2.4.4镀铬、镀锡、镀锌的导线，无论如何不许去掉镀层；5.2.4.5刷漆时要小心，防止漆进入螺丝连接处和线头；5.2.4.6拧螺丝时，必须小心，以免损坏丝扣；5.2.4.7不许使用有油、酸、碱的抹布擦端子。5.2.5接头的焊接应遵守下列规定：5.2.5.1焊料的熔解温度，通常应低于焊接零件的熔解温度，焊接一般零件用锡铅焊料；5.2.5.2仅在净化过的表面，才允许焊接。通常使用助熔剂进行净化，焊接铜时用松香，焊接铁时用盐酸，对精密仪器、继电器内部小导线及半导体器件必须使用松香做助熔剂；5.2.5.3用焊锡焊接的导体不能承受力量，所有导体必须加以固定；5.2.5.4发生高热的地方(如电阻器)禁止使用锡焊，一般用银焊；5.2.5.5大电流的导线的线头必须用压接，不用焊接。5.3保护与自动装置回路动作试验5.3.1保护与自动装置动作试验项目如下：5.3.1.1根据原理图制定出校验顺序；5.3.1.2闭锁装置应试验闭锁的正确性；5.3.1.3回路接有切换开关端子等，用以改变结线的器具时应试验这些器具在各种位置下的动作情况；5.3.1.4全部试验完后，检查保护及自动装置操作开关的动作情况;动作于数个开关时，动作试验应将所有开关全部跳闸；5.3.1.5信号装置动作的正确性；5.3.1.6检查远方操作的动作可靠性；5.3.1.7检查保护及自动装置所操作的开关，其它机构的合闸及跳闸的动作情况。5.3.2检查保护与自动装置回路的动作情况应按照图纸进行，试验时应用启动装置的方法来完成。试验时应注意继电器的动作是否正确，同时检查继电器的标号是否正确。5.3.3保护及自动装置回路的动作试验，应首先作用于信号或动作引出继电器，不使开关跳闸，只在全部继电器相互动作试验完毕后，才校验对开关动作的情况。逆变器室及公用自动装置的动作试验，注意当时设备所处的状态、接点的位置，然后拟定试验顺序。5.3.4开关失灵保护的动作试验，除将其出口压板断开外，还要打开其相应的跳闸回路的接线，只作信号试验。5.4使用一次电流与工作电压进行的校验5.4.1一次电流及工作电压来校验保护及自动装置交流回路，继电器动作情况，应在正常结线方式下进行检查。5.4.2对新安装设备或设备回路经较大变动的装置，在投入运行以前，必须用一次电流和工作电压加以检验，以判定：5.4.2.1对接入电流、电压的相互相位、极性有严格要求的装置（如带方向的电流保护、距离保护等），其相别、相位关系以及所保护的方向是否正确；5.4.2.2电流差动保护（线路纵差及横差等）接到保护回路中的各组电流回路的相对极性关系及变比是否正确；5.4.2.3每组电流互感器的接线是否正确，回路连线是否牢靠。定期检验时，如果设备回路没有变动（未更换一次设备电缆、辅助变流器等）只需用简单的方法判明曾被拆动的二次回路接线确实恢复正常（如对差动保护测量其差电流，用电压表测量继电器电压端子上的电压等）即可。5.4.3用一次电流与工作电压的检验，一般需要进行如下项目：5.4.3.1用相序表测量电压的相序；5.4.3.2测量电压、电流的相位关系；5.4.3.3利用一次电流与工作电压向保护装置中的相应元件通入模拟的故障量或改变被检查元件的试验接线方式，以判明保护装置接线的正确性；5.4.3.4测量电流差动保护各组电流互感器的相位及差动回路中的差电流（或电压），以判明差动回路接线的正确性及电流变比补偿回路的正确性；5.4.3.5对于单相自动重合闸，须进行所在线路两侧电流电压相别、相位一致性的检验。5.4.4用一次电流及工作电压进行的检验结果，必须按当时的负荷情况加以分析，拟定预期的检验结果，凡所得结果与预期的不一致时，应进行认真细致的分析，查找确实原因，不允许随意改动保护回路的接线。5.4.5上述试验时，应防止造成开关跳闸，测差电压时应停用相应的保护。差动保护装置，在设备起动或充电时，必须投入，当设备空载运转良好后，在带负荷后暂行停用，进行工作电流校验，完全正确无误后投入使用。5.4.6模拟故障试验。用模拟故障来试验主要保护装置的起动值，应在设备大修后进行。6.电流、电压互感器及其回路的检验6.1检查电流、电压互感器的铭牌参数是否完整，出厂合格证及试验资料是否齐全，如缺乏上述数据时，应由有关的基建或厂家提供下列试验资料。6.1.1所有绕组的极性；6.1.2所有绕组及其抽头的变化；6.1.3电压互感器在各使用容量下的准确度；6.1.4电流互感器绕组的准确度（级别）及内部安装位置；6.1.5二次绕组的直流电阻（各抽头）；6.1.6电流互感器各绕组的伏安特性。6.2只有证实互感器的变比、容量、准确性符合设计要求后，才允许在现场安装。安装竣工后，由继电试验人员进行下列检查：6.2.1测试互感器各绕组间的极性关系，核对铭牌上的极性标志是否正确，检查互感器各次绕组的连接方式及其极性关系是否与设计符合，相别标志是否正确；6.2.2有条件时自电流互感器的一次通入大电流，检查工作抽头的变比是否正确（变压器套管变流器的极性与变比检验在变压器作短路电压试验时进行）；6.2.3测绘电流互感器二次绕组工作抽头U2＝f（I2）的励磁特性曲线，一般应测录到饱和部分多绕组电流互感器应按所得的U2＝f（I2）曲线分析核对各绕组的级别，以检验各绕组的使用分配（仪表、一般保护及差动保护等）是否合理；对二次侧带辅助变流器的电流互感器不能以此项试验来判别互感器10％误差值，这类互感器的误差只能根据制造厂家提供的技术资料来确定。如缺乏该数据时，应由有关试验部门提供。6.3对电流互感器及其二次回路进行外部检查。6.3.1检查电流互感器二次绕组在接线箱处接线的正确性及端子排引线螺钉压接的可靠性；6.3.2检查电流二次回路接地点与接地状况，电流互感器的二次回路必须分别且只能有一点接地；由几组电流互感器二次组合的电流回路，应在有直接电气连接处一点接地。6.4对电压互感器及其二次回路进行外部检查。6.4.1检查电压二次回路接地点与接地状况，对中性点直接接地电力网的电压互感器，如装置中的方向性元件是用相电压或零序电压，而且可由两组电压互感器供给时，则这两组电压互感器的二次及三次绕组只允许在一个公共地点直接接地，而每一组电压互感器二次绕组的中性点处经放电器接地；对于其他使用条件的电压互感器，则在每组电压互感器二次绕组的中性点各自直接接地；6.4.2检查电压互感器二次、三次绕组的所有二次回路接线的正确性及端子排引线螺钉压接的可靠性。6.4.3检查在开关厂的电压互感器二次中性点保护器安装是否符合规定；6.4.4检查电压互感器二次回路中所有自动开关的装设地点、脱扣电流是否合适；6.4.5检查串联在电压回路中的开关接点接触的可靠性；6.4.6经保护室中性线小母线连通的几组电压互感器二次回路，只应在保护室将中性线一点接地，各电压互感器二次中性点在出线站的接地点均应断开；为保证接地可靠，各电压互感器的中性线不得接有可能断开的熔断器（自动开关）或接触器等。来自电压互感器二次回路的“Y”绕组4根出线引入线和开口三角绕组的2根出线引入线必须分开接引，不得共用。6.5利用导通法依次检查由互感器引出端子箱到操作屏、保护屏、自动装置屏的电缆回路及电缆芯的标号，并检查电缆薄的填写是否正确。6.6自电流互感器的二次端子箱处向整个电流回路通入交流电流，测定回路的压降，计算电流回路每相与零相及相间的阻抗（二次回路负荷），将所测得的阻抗值结合U2＝f（I2）曲线，按保护的具体工作条件验算互感器是否满足10％误差的要求。6.7测量电压回路自互感器引出端子到配电屏电压母线的每相直流电阻，并计算电压互感器在额定容量下的压降，其值不应超过额定电压的3％。6.81000V摇表检查绝缘电阻。6.8.1互感器二次绕组对外壳及绕组间绝缘；6.8.2全部二次回路对地及同一电缆内的各芯间绝缘；6.8.3定期检验只测量全部二次回路对地的绝缘。6.9采用放电器接地的电压互感器的二次回路，需检查其接线的正确性及放电器的工频放电电压。定期检查时可用摇表检验放电器的工作状态是否正常，一般当用1000V摇表检验时，放电器应击穿，而用2500V摇表时，则应可靠击穿。6.10新投入或经更改的电流、电压回路，应直接利用工作电压检查电压二次回路，利用负荷电流检查电流二次回路接线的正确性。电压互感器在接入系统电压以后：6.10.1测量每一个二次绕组的电压；6.10.2测量相间电压；6.10.3测量零序电压,对小电流接地系统的电压互感器,在带电测量前,应在零序电压回路接入一合适的电阻负载,避免出现铁磁谐振现象,造成错误测量；6.10.4定相；6.10.5检验相序；6.10.6测量每相零序回路的电流值；6.10.7测量各相电流的极性及相序是否正确。被保护线路有负荷电流之后(一般宜超过20%的额定电流)。7.二次回路上工作的安全措施7.1所有二次回路的工作应在无电压的情况下进行，只有在特殊情况下才允许带电作业。特殊情况下系指：7.1.1两个系统间有不可分开的电气上的联系；7.1.2带电设备的保护；7.1.3运行中的设备测参数。7.2所有二次回路的工作均应按照接线图进行，不得凭记忆进行工作。7.3二次回路工作的有关安全措施应由运行值班员完成。其内容包括：7.3.1将一次设备与系统断开；7.3.2断开被校验的保护装置，打开跳闸或合闸的压板；7.3.3盘上悬挂“在此工作”标示牌，防止工作人员走错地方。7.4设备不停电，在保护及自动装置中进行工作时，除了打开端子和在被断开的压板上加罩外，还应对工作人员打开跳闸或合闸的电缆的芯线用胶布包好。7.5系统上进行校验工作时应与值班人员联系好，对开关及断路器的操作，逆变器的起动与停止，电压、电流的调整，保护压板的投切等操作，无论是为了准备工作或进行工作，还是恢复工作，仅能由运行值班人员完成。7.6校验保护及自动装置时，应防止开关的自动跳闸或投入而引起对检修人员的危险。进行开关传动装置的远方操作和保护动作试验时，必须与有关作业人员联系好，并取得值班人员的许可后方可进行。7.7因试验拆开或连接的线应当考虑为最低限度数量，以利于试验完毕不致忘记恢复被拆开之线头及拆掉试验过程中临时连接的连线。恢复原状应按下列规定进行：7.7.1拆动的线不多时，应将每次拆动的每根线头或临时连接的短路线 记录 混凝土 养护记录下载土方回填监理旁站记录免费下载集备记录下载集备记录下载集备记录下载 下来，当恢复每个线头时做出记号，最后查对是否全部恢复；7.7.2拆动的线较多时，应将实际的接线进行校对一次，然后开始工作，当恢复时再按图纸检查，进行全部校对；7.7.3拆下的线头不得过分的弯曲，以免折断并应检查有无伤痕。7.8打开直流操作回路导线及电压线头时，打开的线头应当属于负荷侧(即打开后不带电)，然后用胶布包好。7.9没有标志的线头拆开后须做好标记，以备按此恢复。7.10不论电源是否接地，全部试验结线被试的保护装置回路都不应有接地的地方。7.11试验中发现问 题 快递公司问题件快递公司问题件货款处理关于圆的周长面积重点题型关于解方程组的题及答案关于南海问题 与预期结果不符合时，必须立即停止工作并汇报上级部门，待得出结论后方可继续进行，禁止盲目地进行试验。7.12试验电源必须经过开关和适当容量的保险供电。7.13使用自耦变压器时，每次在使用前应将把手转至零位，使用滑动变阻器时，每次使用前将电阻放在最大位置，当用分压器使用时放在最小位置。7.14二次回路通电或耐压试验前，应通知值班员和有关人员，并派人到各现场看守，检查回路上确无人工作后，方可加压。电压互感器的二次回路通电试验时，为防止由二次侧向一次侧反充电，除应将二次回路断开外，还应取下一次熔断器（保险）或断开隔离开关（刀闸）。7.15带电的电流互感器二次回路上工作时，应采取下列安全措施：7.15.1严禁将电流互感器二次侧开路；7.15.2短路电流互感器二次绕组，必须使用短路片或短路线，短路应妥善可靠，严禁用导线缠绕；7.15.3严禁在电流互感器与短路端子之间的回路和导线上进行任何工作；7.15.4工作必须认真、谨慎，不得将回路的永久接地点断开；7.15.5工作时，必须有专人监护，使用绝缘工具，并站在绝缘垫上；7.15.6电流互感器二次回路测量电流时，使用的导线必须经过校验通路良好后方可接入；7.15.7电流互感器二次侧短路后，仍应有接地，故对于短路后失去接地点的地线应事先准备好临时地线。7.16带电的电压互感器二次回路上工作时，应采取下列安全措施：7.16.1严格防止短路或接地。应使用绝缘工具，戴手套。必要时，工作前停用有关保护装置；7.16.2接临时负载时，必须装有专用的隔离开关（刀闸）或熔断器（保险）。7.17二次回路上工作应至少由两人进行。7.18检验继电保护和仪表的工作人员，不准对运行中的设备、信号系统、保护连接片进行操作，但在取得值班人员许可并在检修工作盘两侧开关把手上采取防误操作措施后，可拉合检修开关。7.19试验用刀闸必须带罩，禁止从运行设备上直接取试验电源，熔丝配合要适当，要防止越级熔断总电源熔丝。8.系统接地查找8.1当发现直流系统接地后，应立即进行寻找。在任何情况下，直流系统不允许带接地现象运行。8.2当发现直流系统接地时，应先确定哪一极上发生接地，然后再进行查找。8.3判明接地点发生在哪一直流供电系统的工作，由运行人员采用分组选择的办法完成。8.4查找直流接地的工作人员，在找到了接地系统之后，应冷静的考虑以下几个问题：8.4.1发生接地时，现场有无作业组在工作；8.4.2有哪些是新安装的或是新修理过的设备；8.4.3有哪些带着电而不使用的设备或电缆；8.4.4哪些设备处于环境潮湿的地方；8.4.5从图纸上考虑好在各极的分路点解开结线时，正负极之间还有没有经常的负荷通路而造成其它继电器的误动作。8.5上述各方面考虑好了之后，先从估计可能发生接地的地方查起，逐渐找出接地极的分接点结线，当某导线解开，接地情况消失，或接地换到另一极上时，系证明该导线以下所连接回路有接地现象，然后再循着该导线以同样方法进行，直到接地点找到为止。找到接地点后，应立即进行处理。8.6查找直流接地的注意事项如下:8.6.1查找接地点禁止使用灯泡寻找的方法；8.6.2用仪表检查时所用仪表的内阻不应低于2000Ω/V；8.6.3当直流发生接地时禁止在二次回路上工作；8.6.4处理时不得造成直流短路和另一点接地；8.6.5查找和处理时必须由两人同时进行；8.6.6拉开空开前应采取必要措施,以防止直流失电可能引起保护及自动装置的误动。8.7查找接地的工作必须由对直流系统比较熟悉的人员来承担。8.8查找直流接地时，应断开直流熔断器或断开由专用端子到直流熔断器的连接。如必须在运行中查找，则须作好必要的技术措施（一般在设备运行中发生接地时不许随便打开线头，以防保护装置误动或自动装置误跳）。9.可编程序控制器的维护检修9.1检查可编程序控制器有无报警显示。9.2准备好可编程序控制器的电池备件，当出现电压低时，应立即进行更换。更换时速度要快，以防程序丢失。9.3测量回路绝缘时，应注意以下事项：9.3.1测量输入回路绝缘时，应将输入电缆（导线）与可编程序控制器断开，以避免对可编程序控制器造成伤害；9.3.2可编程序控制器的输出回路测量绝缘电阻时，根据回路的电压等级选择适当的摇表进行测量。9.4编程序控制器的程序进行修改时，工作完毕后应将写保护开关置保护位置。9.5可编程序控制器的程序要进行备份，以便紧急情况下快速恢复。9.6控制程序有变动时，要进行控制回路模拟试验。以检查设备工作的正确性。9.7可编程序控制器的编程软件要有备份，并妥善保管。9.8严禁用具有腐蚀性的物品清扫可编程序控制器。9.9设备进行A级检修时，应对控制程序进行全面的检查。10.检验规则及要求10.1一般性检查10.1.1一般性检查内容10.1.1.1外壳透明罩应完整，嵌接良好，有可靠的防尘密封设施，内部应清洁无尘埃和油污；10.1.1.2外部带电的导电部分与地(金属外壳或外露非带电金属零件)之间及两带电导电部分之间的电气间隙和爬电距离；10.1.1.3感应型继电器转动部分应灵活无异常现象，检查圆盘与电磁铁、永久磁铁间应清洁无异物，检查圆盘是否平整和上、下轴承的间隙是否合适；10.1.1.4检查机电型继电器可动部分的动作灵活性，转轴的横向和纵向活动范围是否适当，轴和轴承除有特殊要求外，禁止注入任何润滑油；10.1.1.5静态型继电器(包括晶体管型、集成电路型和微机型)的印制电路板表面及焊接质量；10.1.1.6检查集成或微机型继电器时要注意防止静电；10.1.1.7检查各零部件的安装与装配质量；10.1.1.8检查整定机构、接插件、弹簧(游丝)、按钮、开关和指示器等质量；10.1.1.9检查触点质量。10.1.2一般性检查要求10.1.2.1继电器外部(即壳体外部)的电气间隙和爬电距离的最小值应按表1规定，如有特殊要求，应在产品技术文件中规定；表1-1电气间隙和爬电距离回路额定绝缘电压(V)最小电气间隙(㎜)最小爬电距离（㎜）L—LL—MUn≤602．03．03．060＜Un≤3804．06．06．0注表中L—L表示两带电部分之间的电气间隙：L—M表示带电部分和暴露的金属零件之间的电气间隙。10.1.2.2所有焊接处不应出现虚焊、假焊现象，印制电路板线条应无锈蚀；10.1.2.3机电型继电器的弹簧(游丝)应无变形，当由起始位置转至最大刻度位置时，层间距离要均匀，整个平面与转轴要垂直；10.1.2.4接插件应接触可靠，插拔方便。整定机构应可靠地固定在整定位置，整定插头插针与整定孔的接触应良好；10.1.2.5各零部件的安装应完好，螺栓(钉)应拧紧，焊接头应牢固可靠；10.1.2.6按钮、开关等电气元件操作应灵活，经手动作5次不应出现发卡现象；10.1.2.7插拔机构及活动盖板等应灵活，不应磕碰其他部位；10.1.2.8对继电器触点的检查1)触点铆接要牢固，无挫伤和烧损现象，动合触点闭合后应有足够压力；2)两组或以上触点接触时差的检查。对于没有接触时差要求时，可以采用目测，其方法是缓慢移动衔铁，：利用灯光信号或万用表指示进行检查。对于有接触时差要求时，可分别测量各触点组的动作时间或返回时间，然后进行比较(以某一组触点为基准)；3)禁止使用砂纸、锉刀及锐利的工具擦拭和修理触点，触点烧伤处可用细油石修理并用鹿皮或绸布抹净，触点表面不得附有金属粉末和尘埃；4）对继电器触点的通断检查可使用对线灯或万用表。10.1.2.9一般性检查应在无损继电器的试验下及正常照明和视觉条件下进行。10.2一般电气性能检查10.2.1对内部安装的元器件如电容器、电阻、电子元器件、小型继电器等，只有在发现电气特性不能满足要求而又需要对上述元器件进行检查时，才核对其标注的标称值或者通电实测。10.2.2当输入规定的激励量时，各种信号指示器，如信号灯、光字牌以及音响信号等，应正确显示。10.2.3当输入—定激励量时，各种指示仪表应正确指示。10.2.4当输入的激励量为动作值时，应仔细观察触点的动作状况，除发现有抖动、接触不良等现象应及时处理外，还应结合整组试验，使触点接入规定的负荷，再一次观察触点应无抖动，粘住或出现持续电弧等异常现象。10.2.5继电器（包括其插件)单独检验调整完毕后，应仔细检查拆动过的部件和端子等是否都恢复正常，所有的临时衬垫等物件应清除，整定端子及整定机构的位置应与整定值相符，盖上外罩后，应结合整组试验检查动作情况，信号显示器的动作和复归应正确灵活。10.2.6测试性能时必须将壳罩装上。10.2.7整定点动作值的测试应重复10次(静态型继电器为5次)，误差、一致性或变差应符合规定的要求。10.2.8做电流或电压冲击试验时、冲击电流用继电保护设备安装处的最大故障电流(不超过250A)，冲击电压用1.1倍额定电压，时间1s若用负序电流或负序电压冲击试验时，只需将相序倒换成负序即可。对电流或电压冲击值如有特殊要求，应作出明确规定。10.2.9当试验电源的影响量(如电源频率、畸变因数、纹波系数、交流电源值波动等)变化影响电气性能较大时，应在记录试验数据的同时，注明试验时的试验电源影响量值。10.2.10检测有或无继电器功能应在无自热状态下进行，采用突然施加激励量的方法，动作或返回前后电压变化不允许超过5％，当电压有变化时，应取动作前的电压为继电器的动作电压，返回前的电压为继电器的返回电压。为保证电压变化不超过5％，直流电压采用电阻分压时的分压电阻值，应小于线圈电阻的1／4.75。10.3绝缘性能的检验10.3.1绝缘物条件应在干燥和没有自热的条件下检验绝缘性能。10.3.2大气环境条件检验绝缘性能时周围大气条件应为规定的大气环境条件：1)环境温度：15—35℃；2)相对湿度：45％～75％；3)大气压力：86—106kPa。10.3.3绝缘电阻的检验10.3.3.1检验部位。如无其他规定，一般对下列部位进行检验：1)各带电的导电电路对地(即外壳或外露的非带电金属零件)之间；2)无电气联系的各带电电路之间（如独立的输入电路之间，交流电路与直流电路之间等）。10.3.3.2绝缘电阻检验方法及要求。1）绝缘电阻值的检验，应在施加如表2中规定的测试仪器直流电压之后，至少经5s达到稳定值时确定；表1-2绝缘电阻测试仪电压等级额定绝缘电压(V)测试仪电压等级(V)≤60250≤250500≤50010002)检验部位按上述规定部位；3)检验用的接线，应保证其导线的绝缘电阻不小于500MΩ，试验用导线不得绞接；4)绝缘电阻值应符合继电器产品说明的规定要求。如果没有说明的，继电器接点之间、接点与外壳之间的绝缘电阻值应不低于50MΩ；5）对于220V（110V）电压等级的干簧接点继电器，接点之间的绝缘电阻应用1000V摇表测量，其值不应低于20MΩ。10.3.4介质强度的检验10.3.4.1检验部位。如无其他规定，一般同绝缘电阻检验部位；10.3.4.2确定介质强度试验电压的原则。如无其他规定，介质强度试验电压值按以下原则确定：1）一般介质强度试验电压按表3选择确定；表1-3介质强度试验电压额定绝缘电压(V)试验电压(kV)≤601.0≤1201.5≤2502．0≤5002．52)对于由仪用互感器直接激励的电路，试验电压不应低于2kV；3)接到用于外部接线的端子上的同一组触点(断开的动、静触点)之间，试验电压一般为lkV，或按产品技术要求规定；4)同一线圈中各绕组之间的试验电压值一般为lkV，或按产品技术要求规定；5)当在两个总是处于相同电位(如直接连在同一相)的两电路之间进行试验时，试验电压应为两倍额定绝缘电压值，但不低于500V，或为两电路中较高的一个额定绝缘电压值的2倍；6)新安装检验时，应按上述要求确定试验电压值，对于维修检验，对继电器进行介质强度检验时，试验电压值应为75％规定值。10.3.4.3介质强度检验方法。将试验设备的开路电压初调至不高于规定电压值的50％后施加到被试继电器，在不出现明显瞬变现象的条件下，将试验电压从初调值升高至规定值，并保持lmin。然后，尽可能快地将试验电压平稳降低至零；10.3.4.4介质强度试验电压源的要求1)当施加一半的规定试验电压值于继电器时，试验电压源的电压降应保证小于10％；2)电源电压的准确度应保证不低于5％；3)试验电压基本上应为正弦波，频率在45~65Hz之间。10.4试验电源和使用仪器仪表的一般要求10.4.1试验电源检验用的试验电源应符合以下要求：1)电源频率。不超过50±0．5Hz，当电源频率变化对某些继电器的电气性能影响较大，要求高准确度时，必须采用允许误差较小的电源频率。如果继电器的电气性能与频率无关，允许电源频率的误差可以大些；2)交流电源波形。正弦波，波形畸变因数不大于5％；3)交流电源中直流分量。允许偏差为峰值的2％；4)直流电源中交流分量(纹波)。直流电源中的交流分量(纹波)为最大瞬时电压与最小瞬时电压之差同直流分量的比值，用百分数表示，应不大于6％；5)直流电源的变化范围。额定电压为110、220V变化范围为80％一110％额定值，额定电压为48V及以下时，变化范围为90％一110％额定值；6)交流电源系统的不平衡度应不大于5％；7)各相电流大小相等，允许偏差不大于各电流平均值的1％；8)各相电流与该相电压间的夹角应大小相等，允许偏差不大于2°。10.4.2试验用仪器仪表的要求除另有规定外，试验中所使用的仪器仪表精度应满足下列要求：1)一般使用的仪器仪表精度应不低于0．5级，电子仪器应不低于2．5级；2)测量相位用仪器仪表精度不低于1．0级；3)测量延时用仪器仪表：当测量时间大于1s时，小于1s时，相对误差不大于0．1％。10.5误差、一致性的计算方法误差(％)＝〔10次(或5次)测量平均值－整定值〕/整定值?100％；一致性＝10次(或5次)测量的最大值—10次(或5次)测量的最小值；动作值一致性也可用相对值表示，即—致性(％)＝〔10次(或5次)测量的最大值—10次(或5次)测量的最小值〕/10次(或5次)测量平均值?100％。11.测量用具和仪表、仪器11.1要有能对电流、电压、电压与电流之间相角差、频率及其它参数，在足够的范围内加以调整和测量的试验设备。11.2测量标度范围小或测量小容量电源供给的电流和电压时(如滤波器、差动保护回路等)应当使用特殊的内阻损失低的仪表，如全部内阻不大于1欧姆的毫安表，内阻不小于1000欧姆／伏的电压表。11.3检查电压相序用的相序指示器应标明接线的相别和正相序的旋转方向。11.4使用小型电磁型和电动型仪表，应考虑外磁场对读数的影响，应将仪表放置于远离有电流流过的导体或变阻器的地方，为避免影响，可将往返的导线绕在一起，或使用无定位仪表。11.5分压器及负荷变阻器的使用。11.5.1电压可用分压器或单相调压变(只限交流)来调整，分压器的容量应能长时间接入电源的全电压；11.5.2当电流调整范围在0～3安培时，可使用电压调整用分压器；大电流的调整应使用负荷变阻器，负荷变阻器的选择应保证大电流流过时电阻不致受到本身温升的影响；11.5.3被试继电器的特性与电源波形无关时或在二次电流波形没有变化时才允许使用大电流发生器。11.6试验保护及自动装置的测量仪表应符合下列规定：11.6.1交流电流表0．5级；交流电压表0．5级；相位表1．5级；瓦特表0．5级；直流电流表1．5级；直流电压表1．5级。11.6.2所有仪表的基本误差及额外误差不得大于1．5％；11.6.3指针阻尼时间不超过2～3秒；11.6.4所有仪表上应标明其精度等级及其所有线圈的阻抗值。11.7测量正弦波电压和电流时，可用任何型式的交流式仪表，测量非正弦波电压和电流时，须考虑测量仪表的型式，在回路中调整继电器时，应当选用与被试继电器有相同反应的仪表，在变流器伏安特性试验时，应使用整流型电流表。11.8带电测直流回路某一线圈或接点时；应使用高内阻1000欧姆／伏的电压表。12.其它12.1按照接线图，检查配线是否正确，应用通路的方法进行检查。其方法就是使用对线灯检查同号的导线是否通路，在校验时必须注意到回路中是否有电流继电器线圈或变流器的线圈存在，因为这些线圈能使回路互相连通，以致可能发生错误。此外，在检查前必须先进行绝缘测量。12.2检查两端在不同室内的电缆时，应使用两只对线灯进行对线。禁止只用一只对线灯，而另一端接地的方法来检查。12.3对接线正确性的检查，除配线正确符合图纸外，还应当检查交流回路的接地点，即检查其是否仅有一根接地线（当接地线拆开时回路应不接地）。12.4无论利用直流或交流任何电源进行试验，须特别注意绝不允许短路或接地。试验设备应置于试验台或试验车上，并应防止表计掉下摔坏，试验前要检查试验电源容量及是否接地。12.5为保证导线无损伤，配线时宜使用与导线规格相对应的剥线钳剥掉导线的绝缘。螺丝连接时，弯线方向应与螺丝前进的方向一致。12.6双屏蔽层的电缆，为避免形成感应电位差，应采用两层屏蔽层在同一端相连并接地。第二章光伏并网逆变器检修规程1.范围本标准规定光伏并网逆变器设备的维护检修的基本内容；本标准适用于光伏电站光伏并网逆变器检修维护。2.规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。3.设备规范3.1光伏并网逆变器形式及主要参数3.1.1光伏并网逆变器形式为三相户内式光伏并网逆变器；3.1.2光伏并网逆变器性能参数；表2-1北京意科500kW逆变器技术参数设备名称并网逆变器型号YGI-T500KTL输入数据最大直流输入功率550kWp直流输入电压范围MPPT（UDC）500Vdc～820Vdc最大直流输入电压（UDC.max）880V最大直流输入电流（IDC.max）1100A输出数据额定交流功率500kW电网工作电压范围（UAC）270Vrms±10%电网频率50Hz总电流波形畸变率<3%功率因数>0.99最大效率98.5%功率损耗待机功耗（夜晚）<100W防护等级及环境条件符合EN60529国际防护等级标准IP20允许环境温度（T）-20℃-+40℃相对湿度,不冷凝15%-93%最高海拔（高于海平面）2000米表2-2阳光电源500kW逆变器技术参数输入最大输入功率560KW最大输入电压1000V启动电压500V最小工作电压460V最大输入电流1220AMPPT电压范围460～850VMPPT数量1输入连接端数8/16输出额定输出功率500KW最大输出视在功率550KVA最大输出电流1008A总电流波形畸变率<3%(额定功率)额定电网电压315V电网电压范围252～362V额定电网频率50/60Hz电网频率范围47～52Hz/57～62Hz功率因素范围0.9超前～0.9滞后隔离变压器无直流分量<0.5%额定输出电流效率最大效率98.7%欧洲效率98.5%保护输入侧断路设备直流负荷开关输出侧断路设备交流负荷开关直流过压保护具备交流过压保护具备电网监测具备接地故障监测具备过热保护具备绝缘监测具备常规数据尺寸（宽×高×深）1606×2034×860mm重量1250kg工作温度范围-30~+55℃夜间自耗电<20W外部辅助电源电压380V，3A冷却方式温控强制风冷防护等级IP21相对湿度0~95%无冷凝最高海拔6000m(＞3000m降额)排风需求量4500m3/h显示彩色触摸屏通讯RS485/Modbus，以太网3.2逆变器工作性能3.2.1光伏并网逆变器使用的环境条件环境温度：户内型为-20℃～+40℃；相对湿度≤93%，无凝露；无剧烈震动冲击,垂直倾斜度≤50；工作环境应无导电爆炸尘埃,应无腐蚀金属和破坏绝缘的气体和蒸汽；3.2.2光伏并网逆变器正常使用的电网条件光伏并网逆变器应在下列电网条件下正常运行：1）电压总谐波畸变率小于3%的公用电网；2）35kV及以上正、负电压偏差的绝对值之和不超过标称电压10%的电网电压；20kV及以下三相电压的允许偏差为额定电压的±7%电网电压；3）频率允许偏差值在49.5Hz～50.5Hz的电网。3.2.3光伏并网逆变器的性能指标3.2.3.1逆变效率光伏并网逆变器最大效率应不低于98.3%，其实际最大效率值应在产品铭牌上明确标注。欧洲效率不低于97.7%；3.2.3.2光伏并网电压电流谐波光伏并网逆变器在运行时不造成电网电压波形过度畸变和注入电网过度的谐波电压和谐波电流，以确保对连接到电网的其他设备不造成不利影响；光伏并网逆变器带载运行时，电流总谐波畸变率不超过5%，奇次、偶次谐波电流含有率不超过下表的要求：表2-3奇次、偶次谐波电流含有率奇次谐波次数谐波电流限制（%）偶次谐波次数谐波电流限制（%）3rd-9th4.02nd-10th1.011th-15th2.012th-16th0.517th-21st1.518th-22nt0.37523rd-33rd0.624th-34th0.1535th以上0.336th以上0.0753.2.3.3输出电压光伏并网逆变器交流输出三相电压的允许偏差不超过额定电压的±10%；3.2.3.4直流分量光伏电站并网运行时，光伏并网逆变器向电网馈送的直流分量不超过其交流额定值的0.5%；3.2.3.5电压不平衡度光伏电站并网运行时，光伏并网逆变器接入电网的公共连接点的负序电压不平衡度不超过2%，短时不得超过4%；光伏并网逆变器引起的负序电压不平衡度不超过1.3%，短时不超过2.6%；3.2.3.6噪声当光伏并网逆变器输入电压为额定值时，在距离设备水平位置1m处，用声压级计测量满载时的噪声不大于60dB；3.2.3.7待机功耗光伏并网逆变器的待机功耗不应大于100W。3.2.4光伏并网逆变器的电磁兼容性3.2.4.1电压波动和闪变光伏电站通过并网逆变器接入电网后，单独引起公共连接点处的电压波动限制不超过2%；公共连接点处短时间（10min）闪变不超过0.9，长时间（2h）闪变不超过0.7。并且在并网运行时电压波动和闪变的限制不超过GB/Z17625.3和GB17625.2规定的要求；3.2.4.2发射要求光伏并网逆变器连接到电网后，正常运行时的电磁发射不超过GB17799.4规定的发射限值；3.2.4.3抗扰度要求1)静电放电抗扰度光伏并网逆变器静电放电抗扰度符合GB/T17626.2标准抗扰度等级3的要求，即空气放电8kV和接触放电6kV,试验结果符合GB/T17626.2标准第9条中b类要求；2)射频电磁场辐射抗扰度光伏并网逆变器射频电磁场辐射抗扰度采用GB/T17626.3试验等级3的要求，试验场强10V/m，试验结果符合GB/T17626.3标准中a类要求；3)电快速瞬变脉冲群抗扰度光伏并网逆变器电快速瞬变脉冲群抗扰度采用GB/T17626.4试验等级3的要求，电源端2kV,信号控制端1kV，试验结果符合GB/T17626.4标准中b类要求；4)浪涌抗扰度当光伏并网逆变器电源端口施加1.2/50us的浪涌信号，试验等级为线对线±1kV，线对地24±2kV，试验结果符合GB