青海省高海拔光伏電站發電設備現場檢測規范DB63/T1780-2020

101
0
2020-06-05
簡介
本標準規定了光伏電站現場檢測條件、檢測設備、檢測流程、檢測安全、檢測抽樣、檢測規范和檢測報告等內容。本標準適用于海拔 1500 米以上高海拔地區光伏電站現場組件到逆變器的檢測。

文檔內容部分截取

ICS27.160F23備案號:71029-2020DB63青海省地方標準DB63/T1780—2020高海拔光伏電站發電設備現場檢測規范2020-04-08發布2020-05-01實施青海省市場監督管理局發布DB63/T1780—2020目次前言................................................................................II1范圍..............................................................................12規范性引用文件....................................................................13術語和定義........................................................................14檢測條件..........................................................................25檢測設備..........................................................................36檢測流程..........................................................................47檢測安全..........................................................................58檢測抽樣..........................................................................69檢測規范..........................................................................610檢測報告........................................................................11附錄A(資料性附錄)檢測報告模板...................................................12IDB63/T1780—2020前言本標準依據GB/T1.1-2009給出的規則編寫。本標準由青海天創新能源科技有限公司提出。本標準由青海省市場監督管理局歸口。本標準起草單位:青海省產品質量監督檢驗所、青海天創新能源科技有限公司。本標準主要起草人:朱青云、韓宏偉、劉宏、李田珍、劉立勇、周斌、姜志成、胡旭東、袁嬌、楊西、馬曉梅、李鴻鵬、林永輝。本標準由青海省市場監督管理局監督實施。IIDB63/T1780—2020高海拔光伏電站發電設備現場檢測規范1范圍本標準規定了光伏電站現場檢測條件、檢測設備、檢測流程、檢測安全、檢測抽樣、檢測規范和檢測報告等內容。本標準適用于海拔1500米以上高海拔地區光伏電站現場組件到逆變器的檢測。2規范性引用文件下列文件對于本文件的應用是必不可少的。凡是注日期的引用文件,僅所注日期的版本適用于本文件。凡是不注日期的引用文件,其最新版本(包括所有的修改單)適用于本文件。GB/T2828.1計數抽樣檢驗程序第1部分:按接收質量限(AQL)檢索的逐批檢驗抽樣計劃GB/T6495.1光伏器件第1部分:光伏電流-電壓特性的測量GB/T7251.1低壓成套開關設備和控制設備第1部分:總則GB/T18210晶體硅光伏(PV)方陣I-V特性的現場測量GB/T20626.1特殊環境條件高原電工電子產品第1部分:通用技術要求GB26860電力安全工作規程發電廠和變電站電氣部分GB/T31365光伏發電站接入電網檢測規程GB50343建筑物電子信息系統防雷技術規范NB/T32008光伏發電站逆變器電能質量檢測技術規程NB/T32032光伏發電站逆變器效率檢測技術要求NB/T32034光伏發電站現場組件檢測規程IEC61215-1地面光伏模塊設計資質和型式認可第1部分:試驗要求(Terrestrialphotovoltaic(PV)modules-Designqualificationandtypeapproval-Part1:Testrequirements)IEC61730-1光伏(PV)組件的安全條件第1部分:結構要求(Photovoltaic(PV)modulesafetyqualification-Part1:Requirementsforconstruction)IEC61730-2光伏(PV)組件的安全資格第2部分:測試要求(Photovoltaic(PV)modulesafetyqualification-Part2:Requirementsfortesting)3術語和定義下列術語和定義適用于本標準。3.1電致發光又可稱場致發光、或電場發光,簡稱EL(ElectroLuminescent),是通過加在兩電極的電壓產生電場,被電場激發的電子碰擊發光中心,而引致電子在能級間的躍遷、變化、復合導致發光的一種物理現象。1DB63/T1780—20203.2太陽能電池組件電致發光檢測儀利用太陽能電池的電致發光原理來檢測組件是否存在缺陷的設備。3.3缺陷主要指的是太陽能電池組件在電致發光作用下可觀察到的同心圓、亮點、黑心、黑邊、黑斑、亮斑、裂紋、斷柵、斷裂、黑片、隱裂片、明暗片等影響太陽能電池效率的性能特征。3.4標準測試條件是指太陽能電池溫度為25℃±1℃,大氣質量光譜輻照度分布AM為1.5,輻照度為1000W/m²的測試條件,簡稱STC(standardtestcondition)。4檢測條件4.1電站運行光伏電站現場檢測時間節點應確定在光伏電站已安裝投運后開展。4.2電站信息檢測前,應提供設計文件,至少應包括主接線圖和光伏方陣總平面布置圖,且應包含本標準以下條款信息:a)光伏方陣的一般說明,設計文件應包括以下光伏方陣資料:1)組件類型(廠家);2)組件總數;3)組串數量;4)每個組串的組件數量;5)組件傾角和方位角;6)匯流箱數量;7)每個匯流箱的組串數量;8)逆變器數量;9)每個逆變器的匯流箱數量。b)光伏組串信息,設計文件應包括以下光伏組串信息:1)組串電纜規格的尺寸和類型;2)組串過電流保護裝置的規格、類型和電壓/電流等級;3)匯流箱中組串保險的型號及類型。c)光伏匯流箱信息,設計文件應包括以下光伏匯流箱信息:1)匯流箱出線電纜規格的尺寸和類型;2)匯流箱過電流保護裝置的規格、類型和電壓/電流等級;3)匯流箱中斷路器型號及類型。2DB63/T1780—2020d)光伏方陣電氣說明,設計文件應包括以下方陣電氣信息:1)方陣匯流箱的位置;2)直流開關類型、位置和等級(電壓/電流);3)方陣過電流保護裝置的規格、類型和電壓/電流等級。e)接地保護,設計文件應包括以下接地保護信息:1)接地連接體的尺寸和連接點,包括詳細方陣框架等電位連接線的安裝;2)所有安裝浪涌保護(包括交直流線路)設備的詳細資料,包括位置、類型和等級。f)漏電保護,設計文件應包括以下漏電保護信息:1)設計文件應包括以下漏電保護信息;2)漏電保護器的位置;3)漏電保護器的類型;4)漏電保護器的等級。g)發電設備安全標識,高原型成套設備的銘牌等安全標識除應符合GB7251.1規定及常規型產品標準中有關銘牌要求外,還需要按GB/T20626.1規定,在銘牌上標出產品適用的海拔等級。4.3維護信息至少應包括下列內容:a)運行記錄;b)維護記錄。5檢測設備5.1逆變器檢測裝置逆變器檢測裝置應滿足如下要求:a)所用檢測設備能獲取太陽輻照值;b)所用檢測設備能獲取組件溫度;c)所用檢測設備能獲取環境溫度。5.2組件溫度檢測裝置組件溫度檢測裝置應滿足如下要求:a)測量范圍:-50℃~+100℃;b)測量精度:±0.5℃;c)工作環境溫度:-50℃~+100℃。5.3組件紅外檢測裝置組件紅外檢測裝置包括無人機搭載熱像儀、便攜式紅外熱像儀。分別應滿足如下要求:a)無人機搭載熱像儀應滿足如下要求:1)具有斷點續航能力;2)具備航線規劃及按航線飛行條件;3)具有自動識別、標注及自動定位功能;4)具備實時傳輸功能,傳輸距離滿足檢測范圍要求。b)便攜式紅外熱像儀應滿足如下要求:3DB63/T1780—20201)應選取精度小于等于±2%的檢測設備;2)靈敏度:小于0.15℃;3)具有連續拍攝功能;4)具有足夠的儲存空間,儲存格式推薦為:JPEG。5.4組串I-V檢測裝置組串I-V檢測裝置應滿足如下要求:a)具備STC轉換功能;b)測量誤差:小于0.1%;c)應選取精度小于等于±2%的檢測設備;d)所用檢測設備應具備存儲I-V曲線與參數的功能;e)所用檢測設備應含有與檢測設備相連接的輻照計;f)應選取測量組件背板表面溫度精度小于等于±1%的檢測設備;g)所用檢測設備應具備測量并儲存開路電壓和短路電流的功能。5.5組件EL檢測裝置組件EL檢測裝置應滿足如下要求:a)紅外相機:成像空間分辨率應大于每像素500um;b)恒流源供電:0V~500V自適應;c)暗室或暗環境:能使電池測試面上雜散光在800nm~1200nm范圍內的總強度應小于每平方米1mW。5.6絕緣電阻測試儀絕緣電阻測試儀應滿足如下要求:a)測試電壓大于等于250V;b)檢測時間能大于等于60s。5.7接地電阻測試儀接地電阻測試儀應滿足如下要求:a)能夠提供2.5倍于組件最大過流保護電流值的恒流源;b)合適的電壓表。5.8多路測試儀多路測試儀宜滿足如下要求:a)同時檢測組串數不少于16路;b)能夠進行實時數據存儲。5.9現場標態I-V車現場標態I-V車宜滿足如下要求:a)車內檢測環境能夠控制到STC測試條件的狀態;b)檢測車能夠開進光伏電站現場。6檢測流程4DB63/T1780—20206.1一般流程根據現場實時運行數據,找出有疑問的逆變器單位,進行小單元、完整檢測。對檢測數據進行分析以后,再擴大檢測范圍。6.2絕緣電阻、接地與漏電流進入現場后,先對方陣的絕緣電阻、接地與漏電流進行檢測,確保安全后再檢測其他發電設備。6.3逆變器查看歷史數據,結合實時氣象條件和運行數據,兩者進行對比,找出實時功率較差的逆變器,確定其所在方陣,進行現場檢測。先對逆變器進行檢測(可利用電能質量分析儀進行輸入、輸出功率和電能質量檢測),排除因氣象因素導致的功率下降和逆變器本身的問題,從而進一步進行逆變器輸入端的檢查。6.4匯流箱同一匯流箱中,檢測每一路的電壓、電流,對比找出有問題的組串后,對組串的各組件進行檢測,發現并更換有問題的組件后,再進行檢測,如果電壓、電流恢復到其他組串的值,則檢測、分析及措施就成功。6.5組串現場觀察組件的清潔度和被污染情況。通過逆變器顯示找出電壓或電流異常的支路,確定其匯流箱編號。找出相應的匯流箱,拉開各組串保險,利用I-V測試儀,檢測各組串的電壓、電流值,進行編號和數據記錄。6.6組件利用紅外熱像儀對組件、組件背板、組件連接線路進行檢測。經過紅外熱像儀及I-V檢測結果分析,縮小缺陷范圍,進行El隱裂檢測,對發現有隱裂問題的組件檢查其安裝壓塊和支架螺絲是否緊固。7檢測安全7.1作業現場的基本要求按照GB26860的規定執行。7.2作業人員的基本要求按照GB26860的規定執行。7.3檢測安全要求7.3.1檢測人員要求如下:a)限制非授權人員進入工作區;b)進行檢測前辦理停電工作票;c)禁止非專業人員進行電站電氣設備操作,避免觸電或造成系統停運;d)未經允許不得停運設備;e)不得接觸電氣設備,防止觸電;5DB63/T1780—20206f)工作人員正確使用檢測設備;g)工作人員帶好個人防護設備。7.3.2檢測環境要求如下:a)大風、雷雨等惡劣條件下不得進行檢測;b)選擇光照強度較強時刻進行檢測。7.3.3為了檢測安全和檢測數據準確,檢測線纜與電力電纜間隙應符合GB50343的規定。8檢測抽樣依據GB/T2828.1的規定和相關要求確定。9檢測規范9.1準備工作準備工作應包括以下步驟:a)搭建氣象站,接通電源,運行氣象站,用于后期檢測數據對比;b)現場做好保證安全的組織措施和技術措施;c)取出相應的設備,并進行測前檢查,保證設備能夠正常使用;d)分配各檢測人員檢測任務,各人員接到各自任務,迅速展開工作;e)接到紅外檢測任務的人員迅速開始檢測,其余人員開始準備I-V參數輸入及EL設備系統連接調試;f)提前查找被測組件溫度系數值(α、β、γ)。9.2光伏電站基本檢測9.2.1光伏組件基本檢查,應包括如下項目:a)光伏組件應選用按IEC61215-1和IEC61730-1的要求通過質量認證的產品;b)組件產品應是完整的,每個光伏組件上的標志應符合IEC61215-1的要求,標注額定輸出功率(或電流)、額定工作電壓、開路電壓、短路電流;有合格標志;附帶制造商的貯運、安裝和電路連接指示;c)組件互連應符合方陣電氣結構設計要求。9.2.2光伏組件方陣基本檢查,應進行以下檢查:a)方陣是否避免陰影遮擋影響,且各子方陣間應具有足夠間距;b)對于安裝在屋頂的光伏系統,應考慮周圍環境變化是否對光伏方陣存在影響。9.2.3接地與漏電流檢測,至少應包括以下內容:a)應確認漏電流保護器能正常動作后才允許進行檢測;b)光伏方陣支架是否對等電位連接導體進行接地。等電位體的安裝是否把電氣裝置外漏的金屬及可導電部分與接地體連接起來;c)光伏并網系統中的所有匯流箱、交直流配電柜、并網功率調節柜、電流橋架應保證可靠接地;d)使用接地電阻測量裝置對與樣本組件關聯的接地部分實施接地電阻測量,包括方陣、組串、匯流箱的接地電阻,以及上一級逆變器的接地電阻;e)使用電壓電流測量裝置對與樣本組件關聯的金屬部分實施剩余電流測量,包括方陣、組串、匯流箱的剩余電流,以及上一級逆變器的金屬外殼。DB63/T1780—202079.2.4接地連續性檢測應根據IEC61730-2要求進行。9.3光伏方陣絕緣電阻檢測9.3.1要求9.3.1.1光伏方陣應按照如下要求進行檢測:a)檢測時限制非授權人員進入工作區;b)不得直接觸摸電氣設備以防止觸電;c)絕緣檢測裝置應具有自動放電的能力;d)漏電保護器應斷開;e)在檢測期間應當穿好適當的個人防護服或設備;f)應定量減少電弧放電,在安全方式下使方陣的正極和負極短路;檢測要保證峰值電壓不能超過組件或電纜額定值。9.3.1.2方陣邊框接地的系統,可以采用下列兩種方法檢測:a)首選檢測方陣負極對地的絕緣電阻,其次檢測方陣正極對地的絕緣電阻;b)檢測光伏方陣正極與負極短路時對地的絕緣電阻。9.3.1.3方陣邊框沒有接地的系統,可以選擇做如下兩種方法檢測:a)在電纜與大地之間做絕緣檢測;b)在方陣電纜和組件邊框之間做絕緣檢測。9.3.2檢測9.3.2.1觀察檢測,應包括以下檢測:a)查看絕緣耐壓標識,根據普通型低壓電器在海拔2500m時仍有60%的耐壓裕度。b)查看高原型成套設備防護,除應滿足常規產品執行的GB/T7251.1中正常使用條件和本標準對海拔高度增加所采取的措施外,還應注重考慮GB/T7251.1中對應的產品標準規定的特殊使用條件及高原環境條件對成套設備的影響。9.3.2.2設備檢測,應包括以下檢測:a)測量電氣間隙:以空氣作為絕緣介質的低壓成套開關設備和控制設備,隨著安裝場地海拔高度的增加,應增大電氣間隙,其修正系數按GB/T20626.1要求中的規定。b)測量絕緣電阻:采用適當的方法進行絕緣電阻檢測,測量連接到大地與方陣電纜之間的絕緣電阻,絕緣電阻最小值見表1。檢測時間為60s,檢測方法參照NB/T32034執行。在做檢測之前應保證檢測安全。保證系統電源已經切斷之后,才能進行電纜檢測或接觸任何帶電導體。表1絕緣電阻最小值系統電壓(V)檢測電壓(V)最小絕緣電阻(MΩ)1202500.5<6005001<1000100019.4逆變器轉換效率檢測逆變器轉換效率檢測按照NB/T32032執行。9.5逆變器電能質量檢測DB63/T1780—2020逆變器電能質量檢測按照NB/T32008執行。9.6光伏組串一致性檢測根據運行和維護信息,對發電量偏低的方陣或組串進行抽檢。按照GB/T31365的規定,選取輻照度400W/m²以上,且光照條件穩定時,分別對光伏方陣所有匯流箱內各組串開路電壓、工作電流進行測量,并應注意以下事項:a)盡量在最短時間內測量匯流箱內每條組串電流值,并進行記錄;b)測量匯流箱內組串電壓值,并進行記錄;c)根據測量數據,對測量結果進行比對,每個被測匯流箱內的被測電壓、電流值最大偏差不應超過平均值的±5%;d)在測量單個匯流箱時,應盡可能在較短時間內完成檢測和記錄;e)可選用多路測試儀先檢測匯流箱內每條組串電流值,并比較出電流小的組串,再進行組串內其他檢測。9.7光伏組件外觀檢測對每個樣本組件仔細檢測下列情況:a)組件是否安裝牢固,有無松動;b)開裂、彎曲、變形、不規整或損傷的外表面,表面是否有破碎及破碎程度;c)破碎的光伏電池;d)產生裂紋,且開裂面積大于組件表面面積的10%的光伏組件;e)在組件的邊框和電池之間形成連續通道的氣泡或脫層;f)絕緣部件破損;g)可能影響組件性能的其他任何情況。對存在以上問題的光伏組件應根據組件所在陣列位置與生產批號進行書面記錄,并照相記錄。這些缺陷在后續的實驗中可能會加劇并對組件的性能產生不良影響。9.8光伏組件功率檢測光伏組件功率檢測應包括以下檢測步驟:a)選取需要被檢測的光伏組件;b)清潔被選光伏組件,并記錄被選組件的基本參數與生產批號;c)為有效推算出在STC條件下的檢測數據,檢測環境應滿足如下要求:1)晴天少云;2)環境輻照度不應低于700W/m²。d)根據GB/T18210要求,選取合適的輻照計,查看被測區域輻照度的均勻性,并將被測光伏組件放置在該區域,放置角度應與該組件安裝傾角保持一致;e)根據GB/T18210要求,對被測光伏組件背板表面溫度、被測光伏組件所在的光伏組串的中心背板表面溫度與I-V曲線特性參數進行測量,并保存記錄;f)可選用現場標態I-V車進行現場STC條件下檢測組件I-V特性及功率。9.9電流-電壓(I-V)特性檢測電流-電壓(I-V)特性檢測應包括以下檢測步驟:a)在現場條件下的光伏組件I-V特性檢測應在自然光下進行,并應保證在一次測量期間總輻照度(直接輻射+天空散射)的不穩定度不大于±1%;8DB63/T1780—20209b)檢測時輻照度能否達到檢測設備要求;c)組件參數輸入完成,連接輻照儀、溫度探頭、測試線至儀器,將輻照儀固定在組件一側,并將溫度探頭貼至被測組件背板,接通測試線,對要檢測的組串進行連接,準備檢測;d)標準電池單元應與組件平行,在同一水平面、切勿遮擋組件,使其固定,切勿手拿致使其晃動;e)時刻觀察輻照度指數,達到要求并趨于穩定時開始檢測;f)被測組串電壓、電流是否在儀器測量范圍內,如儀器測量最大電壓1000V、最大電流15A;g)設置被測組件參數,確保組件參數正確無誤,否則影響檢測結果;h)檢測步驟參照GB/T6495.1執行;i)保存檢測數據,注意區分組串和單塊組件的保存方式。9.10光伏組件熱斑檢測光伏組件熱斑檢測,目前可采用便攜式紅外熱像儀和無人機搭載熱像儀,兩者可相互配合使用,也可單獨使用:a)便攜式紅外熱像儀。1)應包括以下檢測步驟:?應使熱像儀紅外鏡頭面軸線與所要拍攝的目標垂直;?保證熱像儀拍攝距離;?盡量使被測物至于中心框中;?調節焦距及拍攝角度;?開始檢測;?對有問題的組件進行標記,方便查找;?保存拍攝好的數據,對于拍攝質量差的進行重新拍攝。2)應注意以下事項:?注意測量時,輻照度變化是否會影響檢測結果;?應緩慢調焦,調至最清晰方可;?使熱像儀定可能的應與組件保持角度垂直;?調節拍攝距離,應使熱像儀能拍攝到整塊組件;?手持儀器檢測時,切勿晃動,保持儀器平穩;?按一定順序檢測,否則導致后期無法識別組件的匹配圖像。b)無人機搭載熱像儀。1)應包括以下檢測步驟:?根據電站組件排布情況規劃預設無人機飛行航線,且保證紅外熱像儀鏡頭與組件的垂直性;?飛行高度保證能夠拍攝的組件的完整性;?實時觀察傳輸至終端的照片;?對發現熱斑的組件進行快速定位查找;?可以便攜式紅外熱像儀進一步確認;?對發現熱斑的組件再次進行人工標記,且與無人機標記位置保證一致。2)應注意以下事項:?拍攝時,熱像儀紅外鏡頭面軸線與所要拍攝的目標垂直;?熱像儀所表示溫度(最大、平均、最小),僅為熱像儀中心框中溫度;?拍攝時,保持無人機飛行平穩,儀器平穩,切勿晃動;?在拍攝太陽能電池組件時,應保持距離,使紅外熱像儀能拍攝到整塊組件,效果最佳;DB63/T1780—202010?任務配景單一,以防止太陽反射帶來的影響;?禁止在大風、雷雨等惡劣天氣條件下進行熱斑檢測,最好在天氣晴朗的條件下進行。9.11光伏組件隱性缺陷檢測9.11.1檢測步驟應包含以下檢測步驟:a)通過I-V和紅外熱像儀檢測結果的分析,找出缺陷組件;b)將被測組串進行斷電工作,并將組件正、負極對應連接至電源測試線的正、負極;c)將紅外攝像機安裝在暗室的相應位置,確認安全牢固;d)檢查組裝好的移動暗室,是否有松動不穩定、漏光等現象;e)檢查調整滑動輪位置,與現場組件安裝方式符合;f)排除暗室內部紅外攝像機鏡頭遮擋物,保持相機鏡頭潔凈;g)將移動暗室置于組件上方,滑動輪卡于相鄰組件縫隙中,其縫隙臨時作為暗室移動軌道,方便檢測人員進行操作;h)調節電壓范圍,準備檢測;i)由一人負責電腦拍攝操作,兩人負責現場暗室(待測組件)移動調試;j)待檢測完一塊之后,利用導向桿將暗室移至下一塊待測組件,重復此方式;k)根據紅外檢測組件編號對EL檢測結果進行一致編號,保存相應的檢測數據,以便后期分析;l)對于檢測不理想的數據重新進行檢測。9.11.2注意事項應注意以下事項:a)對檢測完成發現隱裂、暗片、黑片等問題組件進行標記,方便后期查找更換;b)拍攝過程中時刻注意暗室是否有漏光現象,確保暗室不能漏光,以保證檢測質量及準確性;c)調整好相機焦距,確保照片清晰度。9.12檢測收尾檢測完成后,應包括以下步驟:a)檢測現場收尾;b)收拾整理設備并裝車;c)恢復現場線路,撤除現場安全防護裝置;d)電站運維人員進行檢查驗收;e)辦理工作票終結;f)由運維人員投運設備。10檢測報告10.1檢測報告(參見附錄A)應包括但不限于以下信息:a)標題;b)檢測組織、機構的名稱和地址及檢測地點;c)每頁的認證標識或報告;d)客戶的姓名和地址;DB63/T1780—2020e)檢測項目的說明、性能、條件和標識;f)檢測項目收到日期和檢測日期、時間;g)檢測設備信息識別,包括名稱(帶ID)、校準信息、類型、規格參數;h)參考標準;i)參數設置(電流,電壓等);j)由受檢單位提供的被測光伏電站的規格參數;k)由受檢單位提供的被測光伏組件的規格參數;l)現場檢測環境參數;m)檢測條件下被測光伏電站現場組件的檢測結果;n)署名和標題,或對報告內容和報告日期承擔責任的同等人員,檢測人員、審核人員、批準和報告編號;o)其他相關內容。10.2在現場將各項檢測結果如實記入原始記錄表,原始記錄表應有檢測人員、校核人員和技術負責人簽名。原始記錄表應作為用戶檔案保存兩年。11DB63/T1780—202012AA附錄A(資料性附錄)檢測報告模板檢測報告模板見表A.1表A.1檢測報告模板DB63/T1780—2020表A.1檢測報告模板(續)13DB63/T1780—2020表A.1檢測報告模板(續)14DB63/T1780—2020表A.1檢測報告模板(續)15DB63/T1780—2020表A.1檢測報告模板(續)16DB63/T1780—2020表A.1檢測報告模板(續)17DB63/T1780—2020表A.1檢測報告模板(續)18DB63/T1780—2020表A.1檢測報告模板(續)19DB63/T1780—2020表A.1檢測報告模板(續)20DB63/T1780—2020表A.1檢測報告模板(續)21DB63/T1780—2020表A.1檢測報告模板(續)22DB63/T1780—2020表A.1檢測報告模板(續)_________________________________23…
展開
收起

全部評論

暫無評論

引用:

評論:

旧版麻将来了下载 股票分析软件代理 极速11选五哪个地方的 江西多乐彩十一选五今 青海快三开奖预测号 股票分析软件手机版 好运快3开奖查询 可以画线的股票app 藏宝图45612两肖两码 江苏东方6十1开奖时间 000983股票行情 三字解字平特一肖 安微快三大小全天计划 青海快三彩票平台 极速赛车app开奖号码预测 三分pk拾违法吗 贵州11选5任五最大遗漏