大规模风电并网电能质量问题探讨

主要内容

甘肃电网概况酒泉千万千瓦风电基地概况风电并网电能质量标准风电机组及风电场电能质量测试结论及展望

甘肃电网概况

2011 年底电网主网

总容量5744.7 兆瓦

水电新增 110 兆瓦增容 7.2 兆瓦火电新增 900 兆瓦增容 340 兆瓦

风电 4257.5 兆瓦 光伏 130 兆瓦

2011 年新增装机容量

5703.1风电20.04%

水电6733.3324.08%

15264火电54.66%

其它91

0.33%

光伏150

0.54%

2011 年总装机容量 甘肃电网统调（五级调度）装机容量 27941.43 兆瓦，较 2010 年增长 5919.43 兆瓦。

00

100.0000%

99.9993%

1.26% 1.43%

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

频率 电压 网损

2011年2010年

2011 年电网运行指标

2012 年风电、光伏发电

2012 年

装机容量年初 5703.1MW,年底 7941.1MW 预计风速瓜州 6.8 米 / 秒玉门 6.5 米 / 秒其它 6.0 米 / 秒

平均利用小时瓜州 1610玉门 1570其它 1600

发电量100 亿

光伏发电量6.41 亿

2012 年电网调峰能力 随着 2012年全网峰谷差增大,全网发电装机容量增加、大容量机组所占比例提高，但甘肃电网风电装机容量大量增加，受风电反调峰影响，电网调峰压力增大，甘肃电网调峰仍将面临很大的困难。 风电大量并网后，在低谷期间风电大发，高峰期间风电全停方式下，甘肃电网调峰能力不能满足电网调峰需要。因风力发电的不稳定性，为保证全网发用电供需平衡，必须保证在用电负荷高峰期间无风的情况下，留取600兆瓦或以上的火电旋转备用容量，因此造成火电最小开机方式受限，用电负荷低谷期间，当风电大发时，系统调峰困难，火电负荷率偏低。

甘肃电网内目前安装运行的动态无功补偿装置主要有三种类型：磁控电抗器（ MCR ）、晶闸管控制电抗器（ TCR ）型无功补偿器（ SVC ），静止无功发生器（ SVG ）、 750kV 可控电抗器（ CSR ）。

2012 年无功电压

750 千伏电网，无论冬大还是夏小方式下，线路充电功率都较大，感性无功补偿不足，所有联络线均反映为无功功率在线路两侧同时下网。 330 千伏电网，在夏小方式下，甘宁、甘陕断面无功功率两侧同时下网，甘青断面无功功率由甘肃送向青海。冬大方式下，甘陕断面无功功率陕西送向甘肃，甘宁、甘青断面为甘肃送向宁夏与青海。（ 1 ）加快适合调度运行体系的全网（或河西电网） AVC 系统的研究工作，并尽早实施。（ 2 ）尽快完成网内风电场动态无功补偿装置的升级改造，确保河西电网电压的稳定。（ 3 ）尽快实现 750/330 千伏电网的解环运行。

2012 年无功电压

酒泉千万千瓦风电基地概况

风电 (5703.1MW) 主要分布在酒泉 ( 瓜州、玉门 ) 和白银。

风电装机容量

千万千瓦级风电基地之一总装机全国处于第三

风电总装机全国处于第三

风电基地风电场地理位置

风电接入系统输电方案示意

690V 35kV 35kV 330kV风电机组风电场升压变

330kV变电站主变

35kV线路

330kV750kV

66kV

750kV变电站主变

330kV线路

200～300MW

P,Q VG V1 V2 VpccT1 T2SVC

典型风电场的接线及 SVC 配置地点示意图

干河口北2× 180MVA

干河口东3× 180MVA

干河口西3× 180MVA

北大桥西3×180MVA

北大桥东2×180MVA1×240MVA

瓜洲

桥湾3×180MVA

玉门镇

昌马西3× 180MVA

嘉峪关

酒泉

安西

干河口2200MW干河口3

200MW

干河口1干河口5

干河口6干河口4200MW

干河口7200MW

干河口8200MW

北大桥1200MW

北大桥4200MW

北大桥5200MW

北大桥2200MW 北大桥3

200MW

龙源300MW

桥湾1200MW

桥湾2200MW 桥湾3

200MW

昌马1200MW

昌马2200MW 昌马3

200MW

100Mvar

100Mvar

100Mvar 100Mvar

100Mvar

100Mvar

100Mvar

风电场内系统示意35kV

0.69kV

SVC ……

……

其他风电场

系统

风电场汇集母线

风电机组 箱变

风电汇集架空线路

升压站入站电缆

升压变

2012 年，二期 8000 兆瓦开工建设。 2013 年预计将达到 958 万千瓦。2015 年达到 1448 万千瓦 。

酒泉基地风机运行情况风电输送能力—

2010 年 11 月 3 日建成双回 750kV 输电线路，新疆与西北750kV 主网相连，与原有双回 330kV 输电线路并列运行基本满足一期风电送出，开始建设 750kV 第二通道。

规划风电输送能力— ±800kV 特高压直流输电技术，酒泉——三华（湖南）力争 2013 年建成，满足二期送出

电网电压控制 750kV 线路距离长，充电功率大，高抗补偿度偏小，网架结构较弱，短路容量小，电压波动大。电网扰动对风电机组和风电场母线电压影响明显，当酒泉风电集中上网点附近 750/330kV 线路发生短路，大范围切机。

• 2011 年风电场电气设备故障 84 次，其中电缆头制作工艺不良引起电缆头爆炸、绝缘击穿跳闸 38 次（占 45.24% ），晶闸管击穿、瓷瓶裂缝等设备故障引起跳闸 24 次（占 28.57% ），其它原因 22 次（ 26.19% ）。其中造成风机大面积脱网的故障 6 次。

35B4

3501

330333023301

31041桥西敦

1B 2B 3B

35kV I母 35kV II母 35kV III母

35kV IB母 35kV IA母

• 2 月 24 日，甘肃桥西第一风电场内 35千伏电缆头单相击穿后发展成三相故障，导致酒泉地区16座风电场 598 台机组脱网，损失出力 84万千瓦，西北电网频率最低至 49.854赫兹。故障原因是桥西一场 35B4馈线进线柜电缆头制作工艺不良。

2011 年 2月 24 日实际短路•桥西升压站 #1 变 35kV 电压曲线（短路 60ms ）

桥西升压站• #1 变 330 千伏电压曲线， 204 降至 138 （ 0.676PU ）

敦煌变• #2 主变 330kV 电压曲线， 204 降至 154 （ 0.755PU ）

• 4 月 17 日，甘肃干西第二风电场内 35千伏两个电缆头绝缘击穿，发生三相接地短路故障，导致酒泉地区 16座风电场699 台机组脱网，损失风电出力 100.6 万千瓦，西北电网频率最低至 49.815赫兹。故障原因是 35C2 线电缆施工工艺不良， 35D2 线故障电缆存在质量问题以及 35千伏 I 母保护出口压板未投入，低压侧后备保护定值“过流 III 段时限”定值现场整定错误。 • 4 月 25 日，因大风影响（瞬时最大风力 11级），甘肃嘉峪关变电站 330 千伏嘉酒二线线路侧高跨龙门架跌落到地面，造成 330 千伏玉门变电站失压， 330 千伏玉门变所接的风电场全停，共甩风机 533 台，损失出力 47.9 万千瓦。受故障冲击，瓜州地区低电压期间 676 台机组脱网，损失出力 94.62 万千瓦，风机脱网后造成局部电网电压升高，敦煌 330千伏母线电压最高至 370 千伏，部分风机因过电压保护动作跳闸， 69台机组脱网，损失出力 11万千瓦。整个事故过程中共计 1278 台风机跳闸，损失出力 153.52 万千瓦 ,西北电网频率最低至 49.765赫兹，持续 5ms。

酒泉风电基地大规模脱网故障情况表（出力单位： MW ）故障日期

故障前状态 故障切机 低电压切机 高电压切机 其他原因 脱网合计 脱网率（ %）台数 出力 台数 出力 台数 出力 台数 出力 台数 出力 台数 出力

2.24

1226

1544.83

12 18 262 359.13

300 424.21

24 36.00

598 840.43

54.40

4.3 1507

1963.0

25 30 295 415.50

67 103.00

13 19.50

400 568.00

28.94

4.17

1523

1826.87

97 118.40

536 794.22

44 63.00

0 0 677 975.62

53.40

4.25

1880

1974.9

533

479 676 946.2

69 110.00

0 0 1278

1535.2

77.74

事故特征：首先，风电大发期间，风电场电气设备故障引发相间短路故障（以电缆馈线为主），保护动作跳闸切除故障区的风机，升压站内 35 千伏系统电压大幅跌落，引起系统上级电压和周边35 千伏电压跌落 (持续约 60ms)，在此期间大量风机因各种原因而发生脱网；随后，故障切除后系统电压回升，各风电场的无功补偿装置（ SVC ）无法进行自动电压调整，引起系统电压大幅升高，导致部分风机因过电压保护动作脱网，部分风机由于变流器模块故障、误发频率越限信号脱网，造成事故扩大。 不是由于风电特性引起的事故！！！

低电压穿越Low Voltage Ride-Through (LVRT)• LVRT 是指当电网发生故障，或扰动引起风电场并网点电压跌落时，在一定电压跌落的范围内，风力发电机组能够不脱网，从而为电网的自行调节赢得时间，这是提高电网安全稳定性的关键技术之一。

• 正常风电机组运行电压范围• ( 未投入低电压穿越功能 )• 额定工作电压 Un ： 690V ；• 长期工作电压： 0.9Un≤U≤ 1.1Un ；• 低电压持续时间： U≤ 0.9Un 0.2s ；• 即 0 ≤ U≤ 0.9Un 0.2s ；• 或者： 0.2Un ≤ U≤ 0.9Un 0.2s 。

2010 年 10 月23 日下午 16时 56 分， 750 千伏敦煌至哈密输电线路7 号铁塔附近。

电压

(百分数

)

20

40

60

80

100

120

0-1 10 2 4 5 63

时间(秒)

N. Volt.

ZVRT

200毫秒

625毫秒

Fault Volt.

LVRT

Reclose

风机大规模脱网整改措施 国家、国网系统召开了多次调查分析会，发出了一系列通报和整饬，出台了一系列措施和要求，进行了一系列的调研和督查。国家能源局连续下发两道通知“整饬”酒泉风电基地建设，起草并下发一系列标准、规定等。

• 国家电监会《关于切实加强风电场安全管理 有效遏止大规模风电机组脱网事故频发的通知》、《关于近期三期风电机组大规模脱网事故的通报》、西北电监局《西北区域风电场并网管理办法》，组织完成了全国风电安全大检查。 2012年 3月 1日发布的《关于加强风电安全工作的意见》对风电场的设计、建设、并网、运行、调度、监管六个方面提出了明确要求。 • 国家电力调度通信中心于 2011 年 4月 25 日发布《关于近期风电大规模脱网情况的通报》，《防止风电大规模脱网重点措施》，西北网调《关于进一步加强风电安全生产工作的通知》（西北电网调度 [2011]156 号），《网调直调风电场整改评价办法》（西电调字〔 2011〕 49号）等。

• 电缆头等施工质量的检查整改• 发挥风电机组的基本承受电压变化的能力，高低电压、高低频率• 大部分风电场实现集电线路单相故障的快速切除 小电流接地选线装置改造为在选线告警的基础上增加选线跳闸功能：选线告警后应经过短延时（如 0.5s ）直接跳该馈线开关；若未切除接地线路，母线监测到零序电压且 U0＞ 50V ，则经过较长延时 ( 如 1.0s)通过母差保护直接跳开低压母线所有支路开关。 优先选用性能优异的行波选线装置。 集电系统采用低电阻接地系统。• 无功补偿设备检查及整改• LVRT 改造和测试• 风电场风电功率预测系统

系统 AB 故障，风电场联网线实际波形

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35-100

-80

-60

-40

-20

0

20

40

60

80

100

t/s

220k

v/V

母线电压

A相B相C相

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35-3

-2

-1

0

1

2

3

t/s

220K

V/A

母线电流

ABC

0.075 0.08 0.085 0.09 0.095 0.1 0.105 0.11 0.1150

200

400

600

t/s

Z/Ω

风机阻抗幅值

正序负序

0.075 0.08 0.085 0.09 0.095 0.1 0.105 0.11 0.115-200

-100

0

100

200

t/s

angl

e(Z)

/。

风机阻抗相角

正序负序

2011 年风能资源状况 • 2011 年甘肃风电场风资源较差，片区间差异较大，月季间差异也较大。全网风电场平均风速 6.7 米 / 秒，同比小 2.9 ％。

2011 年风电运行情况 • 2011 年受风电场来风较小、新设备调试多、风电机组多次大面积脱网、安全整改和电网检修、安全约束等因素影响，全年风电发电量指标完成情况较差，平均发电利用小时数较低。全年风电场平均发电利用小时数 1640 小时，同比减少 242 小时。风电最大发电出力（ 4 月 22 日） 266 万千瓦，占当时全网总发电出力的 21% ，占当时全网用电负荷的 27% ，占当日全网最低用电负荷的 32% 。

光伏发电运行

- 10000

10002000300040005000600070008000900010000

时间

(kw)出力 国投敦煌 中广核敦煌 华电嘉峪关国电红柳洼 辰旭红柳洼

风电并网电能质量标准

GB/T 19963-2011风电场接入电力系统技术规定 前言1 范围 2 规范性引用文件3 术语和定义 4 风电场送出线路5 风电场有功功率 6 风电场功率预测7 风电场无功容量 8 风电场电压控制9 风电场低电压穿越 10 风电场运行适应性11 风电场电能质量 12 风电场仿真模型和参数13 风电场二次系统 14 风电场接入系统测试参考文献

风电场有功功率 有功功率控制系统，具备有功功率调节能力 风电场无功容量 适当容量的无功补偿装置，一般有滤波功能 风电场电压控制 实现对风电场并网点电压的控制 风电场运行适应性 当风电场并网点的闪变值满足 GB/T 12326 、谐波值满足 GB/T 14549 、三相电压不平衡度满足 GB/T

15543 等的规定时，风电场内的风电机组应能正常运行。

风电场电能质量（ 1 ）电压偏差

风电场并网点电压正、负偏差绝对值之和不超过标称电压的 10％，正常运行方式下，其电压偏差应在标称电压的－ 3％～＋ 7％范围内。 闪变 风电场所接入公共连接点的闪变干扰值应满足 GB/T 12326 的要求，其中风电场引起的长时间闪变值的限值应按照风电场装机容量与公共连接点上的干扰源总容量之比进行分配。

风电场电能质量（ 2 ） 谐波

风电场所接入公共连接点的谐波注入电流应满足 GB/T 14549 的要求，其中风电场向电力系统注入的谐波电流允许值应按照风电场装机容量与公共连接点上具有谐波源的发 /供电设备总容量之比进行分配。 监测与治理 风电场应配置电能质量监测设备，以实时监测风电场电能质量指标是否满足要求；若不满足要求，风电场需安装电能质量治理设备，以确保风电场合格的电能质量。

风电机组及风电场电能质量测试

• PS—3 型电能质量分析仪• PS—6 型电能质量分析仪• U900F 型电能质量测试仪• FLUCK1760 电能质量测试仪• 大梁风电场　大梁风电场装机容量为 66×0.75=49.5MW ，通过一回 110 千伏线路接入 330kV 瓜州变，导线型号为 LGJ-185 ，线路长约 12 公里。 • 瓜大线谐波测试• 接线位置及设置：• 110kV 瓜大线电度表屏 (110kV 出线 ) 。 PT 取自 110kV 母线电压，变比为 1100 ： 1 ； CT 取自 110kV 出线电流，变比为 600 ： 1 。• 据数据显示瓜大线传输功率变化范围为 0—30MW 。因此测试中选择瓜大线平均传输功率为 15MW 和 30MW 相对稳定运行阶段进行测试分析。

风电谐波测试报告

P=15MW 时谐波测试最大值 最小值 平均值 95% 概率值 限值 合格率

%

总电压 (KV) 69.174 67.011 68.046 69.105

基波电压 (KV) 69.170 67.004 68.037 69.098

电压总畸变率 (%) 2.676 0.743 1.578 2.252 2.00 87.85

谐波电压含有率(%)

2 0.089 0.005 0.021 0.038 0.80 100.00

3 0.361 0.008 0.172 0.322 1.60 100.00

4 0.243 0.005 0.072 0.198 0.80 100.00

5 2.606 0.114 1.438 2.180 1.60 65.30

6 0.184 0.006 0.034 0.063 0.80 100.00

7 0.673 0.119 0.396 0.590 1.60 100.00

8 0.083 0.005 0.017 0.032 0.80 100.00

9 0.489 0.012 0.183 0.356 1.60 100.00

参数 最大值 最小值 平均值 95% 概率大值 限值 合格率%

总电流 (A) 206.678 52.220 141.766 188.284

基波电流 (A) 206.674 52.213 141.759 188.278

总谐波电流 (A) 2.401 0.546 1.312 2.083 1000.00 100.0

谐波电流(A)

2 0.715 0.060 0.297 0.556 9.62 100.0

3 1.036 0.069 0.478 0.906 3.98 100.0

4 0.479 0.033 0.147 0.378 4.81 100.0

5 2.183 0.148 0.994 1.859 4.50 100.0

6 0.270 0.025 0.111 0.233 3.21 100.0

7 0.606 0.030 0.277 0.538 3.86 100.0

8 0.125 0.025 0.066 0.095 2.40 100.0

9 0.120 0.024 0.059 0.086 2.56 100.0

P=30MW 时谐波测试 参数 最大值 最小值 平均值 95% 概率大值 限值 合格率 %

总电压 (KV) 67.893 66.834 67.394 67.796

基波电压 (KV) 67.873 66.825 67.382 67.781

电压总畸变率 (%) 3.237 0.784 1.845 2.910 2.00 59.77

谐波电压含有率(%)

2 0.079 0.006 0.023 0.034 0.80 100.00

3 0.439 0.009 0.181 0.392 1.60 100.00

4 0.228 0.007 0.082 0.149 0.80 100.00

5 3.204 0.094 1.696 2.862 1.60 46.57

6 0.128 0.005 0.031 0.064 0.80 100.00

7 0.634 0.164 0.408 0.562 1.60 100.00

8 0.066 0.004 0.016 0.030 0.80 100.00

9 0.584 0.020 0.264 0.510 1.60 100.00

参数 最大值 最小值 平均值 95% 概率大值 限值 合格率%

总电流 (A) 176.55 154.28 164.94 173.638

基波电流 (A) 176.55 154.27 164.94 173.64

总谐波电流 (A) 2.444 0.810 1.521 2.188 1000.0 100.0

谐波电流(A)

2 0.610 0.076 0.366 0.537 9.62 100.0

3 0.974 0.157 0.610 0.925 3.98 100.0

4 0.417 0.040 0.161 0.284 4.81 100.0

5 2.213 0.074 1.126 1.942 4.50 100.0

6 0.284 0.042 0.136 0.241 3.21 100.0

7 0.532 0.170 0.354 0.499 3.86 100.0

8 0.134 0.033 0.073 0.101 2.40 100.0

9 0.112 0.016 0.059 0.088 2.56 100.0

• 在 110kV 瓜大线电压 5 次谐波含量超标，由于瓜州变 110kV 母线的短路容量比较大，再加上瓜大线占总风电容量的 1/4 ，所以测试电流值在国标范围内，但谐波的幅值上看 5 次谐波占主导地位。通过平均传输功率在 P=15MW 和 P=30MW 测试数据的比较，可知：随着风电机组运行数量的增多，支路中的谐波含量也越大。

JCT 风电场位于甘肃电网中北部，通过单回 110kV 出线接入电网。风电场共安装 30台单机容量为 1 500 kW 的 FD77A / 1500kW 型风力发电机组，出口电压为 0.69kV ，接线方式为一机一变，所发出电量经 1kV 电缆引接至箱式变电站低压侧，通过箱式变压器升压至 35kV ，再通过 3 回 35kV架空线路送入 110kV升压站的 35kV 母线上，然后经主变压器升压至110kV 通过架空导线并入电网。

电流不对称引起风机跳闸

• 30台风机的变频器大部分为 CONVERTEAM 公司生产，有 6台风机变频器为 ABB公司生产，装有 CONVERTEAM 变频器的风机普遍存在报“电网电流不对称”故障跳机现象，装 ABB 公司变频器的风机未发生跳机现象。

• |Ia|-0.5×(|Ib|+|Ic|)>75A

跳机过程中 110kV线路电流母线电压有效值

风机正常运行、跳机时出口电流有效值

• 在 110kV 线路侧，谐波电压和电压三相不平衡度符合国家标准，主要存在 17 、 19 次谐波电流超标。从风机出口看， 17 、 19 次谐波电流含量最大为基波电流的 1 ％，其不是构成跳机的主要原因。目前电网的运行水平能够满足风机正常运行条件，可以确定大规模风机跳机故障不是由电网的变化和风机电能质量因素引起的。• 测试中每台 CONVERTEAM 风机都存在一定的电流不对称现象，正常运行时达到 50～ 60A ，而 ABB 风机正常运行时的不对称电流只有 20A左右。由此可以看出，不同的风机变频控制系统对电流不对称程度影响较大。

结论及展望

风电场较多地分布于距离电力主系统和负荷中心较远的戈壁或草原等风力资源丰富的地带 , 与相对较为薄弱的电网相连接 , 由于风能的波动性和间歇性以及风电机组本身的运行特性使风电机组的输出功率是波动的 , 当风电机组并网运行时 , 会给当地所在的电网可能带来较为严重的影响。

结论

风电对电网稳态频率的影响• 频率是全局电力平衡问题，目前问题不是很突出• 当风电穿透率比较大时，大风速扰动会使系统频率产生较大影响• 当系统的运行条件比较恶劣 (如电压波动大 ) 时，风电机组很容易在系统扰动或风速扰动条件下停机，或各种原因导致大面积脱网• 风速达到切除风速

风电谐波问题• 现阶段，谐波问题逐步显现，主要是 5 、 7 次等高次谐波，测试表明还不是很严重。• 谐波的产生主要是由于电力系统存在铁磁饱和设备、电力电子开关设备和电弧设备等非线性设备。对于风电机组而言，谐波电流的真正来源是风电机组中的电力电子元件。• 定速机组由于没有电力电子设备，机组在连续运行中基本没有谐波产生，当机组进行投入操作时，软并网状还处于工作状态，将有谐波电流产生，但由于投入过程较短，谐波注入可以忽略。• 变速风电机组采用了电力电子设备。其中，双馈式异步式风电机组的发电机定子直接馈入电网，而发电机转子通过经直流环节连接的两个变流器馈入电网。永磁直驱同步风力发电机组所发电力则通过背靠背全功率变频器直接馈入电网，该背靠背全功率变频器由发电机侧变流器、直流环节和电网变流器组成。不论是哪种类型的变速风电机组，机组投入运行后变频器都将始终处于工作状态。因此变速风电机组的并网运行会引起谐波注入问题。

风电对电网电压的影响• 电压是局部问题，目前主要是功率波动引起电网电压波动，在甘肃河西电网问题突出，试验安装了 CSR 。事故时由于无功补偿装置问题导致电压升高。因为在输电系统，未影响用户• 风电场风速扰动除引起风电功率的波动外，还将导致电网电压的波动，特别是阵风和渐变风的影响。波动的幅度不但与风电功率大小有关，而且与风电场分布和电网特性等有关• 闪变还未测试，重视不够• 不对称度在正常运行时很小

风电对电能质量的影响是多方面的，但在甘肃电网中，电压问题是主要矛盾，需要引起重视。在发挥风电机组无功调节能力的基础上，配置合理且必要的动态无功补偿，研究考虑风电机组无功能力和动态无功补偿的全网电压无功协调控制策略，即智能 AVC ，达到增强安全稳定性、提高电压质量与减少电能损耗的目标，不断提高可再生能源的接纳能力，保障我国第一个千万千瓦级风电基地的可持续发展和甘肃乃至西北全网的安全、优质和经济运行。

展望

☆风电机组、风电场的并网点电压闪变？监测，必要性等？如果不是供用户，可以认为是电能中间产品？☆风电机组的暂态运行特性、暂态电能质量？☆风电机组的运行特性，与控制策略、有无 CROWBAR 、是否具备 LVRT 有关，风机出力大小的影响，能否等值、简化？实用？不同类型、新旧机组的相互影响等☆与光伏电站并列运行、大容量电力储能装置逐步应用后☆解列为“孤岛”后频率与电压自动控制 电压、频率变化大。☆特高压直流送出与交流混合运行，包括 VSC-HVDC应用☆重载高铁影响☆……

展望

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