色环电阻快速识别法.docx
《色环电阻快速识别法.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《色环电阻快速识别法.docx（17页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。
色环电阻快速识别法
色环电阻快速识别法
（1）熟记第一、二环每种颜色所代表的数。
可这样记忆：
棕1，红2，橙3，黄4，绿5，蓝6，紫7，灰8，白9，黑0。
这样连起来读，多复诵几遍便可记住。
记准记牢第三环颜色所代表的阻值范围，这一点是快识的关键。
具体是：
金色：
几点几Ω
黑色：
几十几Ω
棕色：
几百几十Ω
红色：
几点几kΩ
橙色：
几十几kΩ
黄色：
几百几十kΩ
绿色：
几点几MΩ
蓝色：
几十几MΩ
从数量级来看，在体上可把它们划分为三个大的等级，即：
金、黑、棕色是欧姆级的；红橙黄色是千欧级的；绿、蓝色则是兆欧级的。
这样划分一下是为了便于记忆。
（3）当第二环是黑色时，第三环颜色所代表的则是整数，即几，几十，几百kΩ等，这是读数时的特殊情况，要注意。
例如第三环是红色，则其阻值即是整几kΩ的。
（4）记住第四环颜色所代表的误差，即：
金色为5％；银色为10％；无色为20％。
下面举例说明：
例1当四个色环依次是黄、橙、红、金色时，因第三环为红色、阻值范围是几点几kΩ的，按照黄、橙两色分别代表的数"4"和"3"代入,，则其读数为43kΩ。
第环是金色表示误差为5％。
例2当四个色环依次是棕、黑、橙、金色时，因第三环为橙色，第二环又是黑色，阻值应是整几十kΩ的，按棕色代表的数"1"代入，读数为10kΩ。
第四环是金色，其误差为5％
在某些不好区分的情况下，也可以对比两个起始端的色彩，因为计算的起始部分即第1色彩不会是金、银、黑3种颜色。
如果靠近边缘的是这3种色彩，则需要倒过来计算。
色环电阻的色彩标识有两种方式，一种是采用4色环的标注方式，令一种采用5色环的标注方式。
两者的区别在于：
4色环的用前两位表示电阻的有效数字，而5色环电阻用前三位表示该电阻的有效数字，两者的倒数第2位表示了电阻的有效数字的乘数，最后一位表示了该电阻的误差。
对于4色环电阻，其阻值计算方法位：
阻值=（第1色环数值*10+第2色环数值）*第3位色环代表之所乘数
对于5色环电阻，其阻值计算方法位：
阻值=（第1色环数值*100+第2色环数值*10+第3位色环数值）*第4位色环代表之所乘数
例1：
某4色环电阻色彩标识如下：
该电阻标称阻值=26*107=260,000,000Ω=260MΩ，误差范围±5%
例2：
某5色环电阻色彩标识如下：
该电阻阻值=508*1，000=508，000Ω=508KΩ，误差范围±5%
对于4环电阻，前2环直接换成数字，第3环表示乘以10的若干次幂，如第一、二、三环的颜色分别为棕
（1）、紫（7）、红
（2），则表示的电阻为17×10^2，即表示1.7K的电阻值。
对于5环电阻，则第4环表示乘以10的若干次幂，用前3环表示的数字乘以10的n次幂（n为第4环表示的数字）。
4色环电阻：
第一色环是十位数，第二色环是个位数，
第三色环是应乘倍数，第四色环是误差率
5色环电阻：
第一色环是百位数，第二色环是十位数，
第三色环是个位数，第四色环是应乘倍数，
第五色环是误差率。
例如:
5色环电阻的颜色排列为红红黑黑棕，
则其阻值是220×1=220Ω，误差±1％
5色环电阻通常都是误差±1％的金属膜电阻。
1绪论
1.1数字变电站的发展过程
随着经济建设的进展，我国电力工业建设得到迅速的发展，电力系统输电容量不断扩大，电力网落结构更为庞大、复杂，推动了作为电力系统中的一个重要组成部分的变电站的模式的飞速发展。
常规变电站模式的二次设备主要由继电保护、就地监控（测量、控制、信号）、远动等装置组成。
这些设备分属不同的专业，加上管理体制上的一些原因，在变电站上述各专业的设备出现了功能重复、装置重复配置、互连复杂等问题。
随着微机技术的发展和在电力系统的普遍应用，这些装置都采用微机型的，即微机保护、微机监控、微机远动等。
这些微机装置尽管功能不一，但其硬件配置却大体相同，装置所采集的量和要控制的对象许多是共同的。
这就迫切需要打破各专业分界的框框，从全局出发来考虑全微机化的变电站二次设备的优化设计，这便提出了变电站综合自动化的问题。
变电站综合自动化利用微机技术将变电站的二次设备（包括控制、信号、测量、保护、自动装置、远动装置）经过功能的重新组合和优化设计，构成了对变电站执行自动监视、测量、控制和协调的综合性自动化系统。
它是计算机、自动控制、电子通讯技术在变电站领域的综合应用，它具有功能综合化、结构微机化、操作监视屏幕化、运行管理智能化等特点。
国外从70年代末80年代初就开始进行保护和控制综合自动化新技术的开发和试验研究工作。
各大电力设备制造公司都陆续推出了系列化产品。
90年代以来，世界各国新建变电站大部分采用了变电站综合自动化系统。
我国在70年代初期便先后研制成电气集中控制装置和"四合一"集控台。
随着微机技术在电力系统应用的日益成熟，80年代中期，我国亦开始研究变电站综合自动化技术，它就是利用大规模集成电路组成的自动化系统，代替常规的测量和监视仪表，代替常规控制屏、中央信号系统和远动屏，用微机保护代替常规的继电保护屏，改变常规的继电保护装置不能与外界通信的缺陷。
其特征是功能综合化、结构微机化、操作监视屏幕化、运行管理智能化等特征。
虽然常规变电站综合自动化技术发展至今，虽已部分实现了计算机化和网络化，但是常规变电站存在以下缺点：
（1）、由于设备之间缺乏互操作性，不能够实现一体化。
各厂家设备功能和接口的差异，导致设备维护和升级成本高;
（2）、变电站自动化系统与互感器、开关等终端设备需要通过大量的电缆相连，传输环节较多，电缆损耗，电磁兼容，电磁干扰、施工工艺等等问题，导致传输的模拟信号失真、误差大;
（3）、一次设备的在线检测信息不能共享;
（4）、变电站内、变电站与控制中心之间不能提供完全信息共享平台，造成物理设备的重复使用和浪费;
（5）、庞大的综合自动化、通信系统体现出附带设备众多等等缺点不断显数字现出来。
所以构建新的变电站模式，数字通讯技术及新的网络结构在变电站中的应用己很必要，即建设数字化变电站。
数字化变电站是指变电站信息采集、传输、处理、输出过程全部数字化即将设备采集、交换、传输的模拟交流量、开关量、控制命令等转化为数字信息，运用IEC61850协议构建的分层、分布式数字化网络系统，使全站设备信息采集、传输、处理、输出能共享一个信息平台，达到设备之间具有互操作性的目的。
其基本特征为设备智能化、通信网络化、模型和通信协议统一化、运行管理自动化。
数字变电站自动化技术经过10多年的发展已经达到了一定的水平,在我国城乡电网改造与建设中不仅中低压变电站采用了自动化技术,实现无人值班,而且在220kV及以上的超高压变电站建设中也大量采用综合自动化新技术,从而提高了电网建设的现代化水平,增强了输配电的可能性,降低了变电站建设的总造价。
随着智能化开关、光电式电流电压互感器、一次运行设备在线状态检测、变电站运行操作培训仿真等技术日趋成熟以及计算机高速网络在实时系统中的开发应用,势必对已有的变电站自动化技术产生深刻的影响,全数字化变电站自动化系统即将出现。
1.2数字变电站应具备以下特点
1.2.1光电化的电流电压互感器
采用罗氏线圈原理实现的光电互感器主要特点有绝缘简单，体积小、重量轻、CT动态范围宽，无饱和现象，无谐振、二次输出不怕开路，数字量输出的特点。
一般可分为有源和无源两种，有源光电互感器即传感头部分需要外加"取能"或"送能"电源，利用光纤传输数据，易于实现高精度、高可靠性的电子电路，难点是电源的远端取电技术和电源的管理，并且有源的物理距离受一定的限制，长时间大功率激光供能对光电设备寿命影响，易受电磁干扰等问题。
无源光电互感器即不需要外加电源的自励源式互感器，难点是如何减小"唤醒电流"的死角，晶体的双折射现象，光纤的偏振效应，维尔德常数的温度效应等。
1.2.2合并器
因有可能常规互感器与光电互感器同时存在、或光电互感器三相交流量的同步，主变不同电压侧间隔获得数据差动保护需求、母线不同间隔差动、线路两侧差动保护，安稳装置的同步要求，需要点对点的光纤网络数据收集和分发，使得合并器的出现就尤为重要。
1.2.3智能化的一次设备
智能设备首先应具备数字化接口，一次设备被检测的信号回路和被控制的操作驱动回路，采用微处理器和光电技术设计，变电站二次回路中常规的继电器及其逻辑回路被可编程控制器代替，常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替。
通过过程总线接口给间隔层设备提供电气信息，接受间隔层设备的跳合闸等控制命令；各断路器的智能终端输入开关位置、低气压、刀闸位置等状态量，输出跳合闸命令，含操作回路；本体智能终端输入非电量、中性点刀闸位置、档位等信号，输出档位控制、中性点刀闸控制和风扇控制等接点，智能化设备是机电一体的进一步结合。
1.2.4网络化二次设备
网络化的二次设备具有数字化接口，能满足电子式互感器和智能开关的要求，能满足IEC-61850的要求，目前的问题是基于IEC-61850的间隔层和站控层的二次设备和一次设备之间相互配合的技术壁垒实际上比常规站更高，设备之间的连接全部采用高速的网络通信，二次设备不再出现功能装置重复的I/O现场接口，二次电缆也由大量控制电缆改为少量光缆，通过网络真正实现数据共享、资源共享，常规的功能装置变成了逻辑的功能模块。
因为网络化二次设备的出现，也使得二次保护、监控控制等设备与一次设备可以实现就地安装。
1.2.5自动化的运行管理和检修
数字化变电站运行管理，运行规程和检修方案都要独立地制定，自动化系统应包括电力生产运行数据、状态记录统计无纸化、自动化；变电站运行发生故障时，能及时提供故障分析报告，指出故障原因及处理意见；系统能自动发出变电站设备检修报告，即常规的变电站设备"定期检修"改为"状态检修"。
光电互感器二次也因可以开路、无谐振等特点，检修安全要求和方法也有别于常规站。
1.3本文主要工作
本文将对数字化变电站的建设方案问题进行深入研究与分析。
在已有数字化
变电站的相关理论基础上，
（1）在充分总结数字化变电站相关理论和技术的基础上，初步形成数字化变电站的整体模型，提出了数字化变电站的特征和需要实现的功能。
（2）对变电站三层网络进行技术分析，针对一个常规的35kV变电站，提出了过程总线和变电站总线的组网原则，按照提出的组网原则构建数字化变电站的通信网络结构。
（3）绘制数字变电站综合自动化系统的结构框图
（4）对构建35kV数字化变电站的主要产品和关键技术进行调研基础上，提出了数字化变电站的主要设备配置原则和选择方案，形成了先进、可靠的数字化变电站建设方案。
（5）对国内某些进行试点研究的数字化变电站建设方案进行总结和归纳，
运用前面的研究成果，探讨在现有技术条件下建设数字化变电站需要采取的一些
过渡方案和技术措施，并进一步讨论在目前大量常规一次设备和现有综合自动化
系统存在的情况下，如何实现与这些设备的兼容，使本文提出的数字化变电站建
设方案更具有实用性和可操作性。
1.4数字变电站综合自动化系统应具备的功能
（1）、具有高可靠性、互操作性、可扩展性的要求。
（2）、高可靠性指系统应具有冗余结构，特别是作为系统数据通道的通信系统和人机截而的监控主站应具有互相独立的冗余配置。
（3）、在故障情况下，冗余的通信系统和监控主站应该可以在系统不停止工作的情况下进行热切换，以保证系统执行相应的保护和自动控制任务。
（4）、互操作性即同一厂家或不同厂家的多个IED要具有交换信息并使用这些信息进行协同操作的能力，设备的互操作性可以最大限度地保护用户原来的软硬件投资，实现不同厂家产品集成。
（5）、可扩展性就是要求系统在设计时，软件系统和硬件系统尽可能采用模块化设计方法，方便未来的系统扩展，同时要求通信接口标准化，系统具有开放性。
2数字变电站综合自动化系统的结构
2.1数字化变电站的网络结构
根据IEC61850通信协议定义，数字化变电站自动化系统分为三层网络结构。
这三个层次分别称为"过程层"、"间隔层"、"站控层"。
各层次内部及层次之间采用高速网络通信，通信媒介为网络线或光纤，见图1。
图1数字化变电站自动化系统逻辑结构
2.1.1过程层
过程层是一次设备与二次设备的结合面，或者说过程层是指智能化电气设备的智能化部分。
过程层的主要功能分三类：
电力运行实时的电气量检测；运行设备的状态参数检测；操作控制执行与驱动。
电力运行的实时电气量检测，主要包括电流和电压幅值、相位以及谐波分量的检测，与常规方式相比所不同的是传统的电磁式互感器被光电/电子式互感器取代，传统模拟量被直接采集数字量所取代。
运行设备的状态参数在线监测与统计，变电站需要进行状态参数检测的设备主要有变压器、断路器、隔离开关、母线、电容器、电抗器以及直流电源系统。
在线检测的内容主要有温度、压力、密度、绝缘、机械特性以及工作状态等数据。
操作控制的执行与驱动包括变压器分接头调节控制，电容、电抗器投切控制，断路器、隔离开关合分控制，直流电源充放电控制。
2.1.2间隔层
间隔层设备的主要功能是：
汇总本间隔过程层实时数据信息，实施对一次设备保护控制功能，和本间隔操作闭锁、操作同期及其他控制功能；对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别的控制；承上启下的通信功能，即同时高速完成与过程层及站控层的网络通信功能。
必要时，上下网络接口具备双口全双工作方式，以提高信息通道的冗余度，保证网络通信的可靠性。
2.1.3站控层
站控层设备的主要功能是：
通过两级高速网络汇总全站的实时数据信息，不断刷新实时数据库，按时登录历史数据库；按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心；接收调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行；具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能；具有站内当地监控，人机联系功能，如显示、操作、打印、报警、图像、声音等多媒体功能；具有对间隔层、过程层诸设备的在线维护、在线组态、在线修改参数的功能。
由于光电/电子式互感器本身的结构特点和工作方式，导致互感器的角差、比差现场试验难以进行，甚至极性试验也无法开展，只能等到设备投运带电后，才能检验接线的准确性。
另外，光电/电子式互感器的局放试验、伏安特性试验的试验方法和标准也与常规设备有很大的区别，这都需要设备厂家和运行主管单位专门制定。
其中，一次设备由主变压器，断路器，隔离开关，电流、电压互感器等组成。
变电站中传统的电磁式电压、电流互感器存在着磁饱和、铁磁谐振、动态范围小、暂态特性差等缺点，绝缘结构复杂，体积庞大。
一次设备需要依靠大量电缆来实现与保护、测控装置的信息传送，妨碍了自动化系统对现场一次设备控制功能的扩展，电子式互感器和智能断路器技术的发展为解决高低压设备之间信息的数字化传输提供了条件。
二次设备主要由保护、测控装置及一些安全自动装置等组成（对于由微处理器构成的具有数据处理和通信功能的二次设备以下统称为智能电子设备，IED）a变电站自动化系统是指集保护、测量、控制、远传等功能为一体，通过通信网络来实现信息共享的一套微机化的二次设备及系统。
通过变电站自动化系统可以实现对一次电气设备的保护以及远方/就地操作、控制和监视等功能。
4.1.3数字化变电站自动化系统中的网络选型
网络系统是数字化变电站自动化系统的命脉，它的可靠性与信息传输的快速性决定了系统的可用性。
常规变电站自动化系统中单套保护装置的信息采集与保护算法的运行一般是在同一个CPU控制下进行的，使得同步采样、A/D转换，运算、输出抓'制命令整个流程快速，简捷，而全数字化的系统中信息的采样、保护算法与控制命令的形成是由网络上多个CPU协同完成的，如何控制好采样的同步和保护命令的快速输出是一个复杂问题，其最基本的条件是网络的适应性，关键技术是网络通
信速度的提高和合适的通信协议的制定。
如果采用通常的现场总线技术可能不能胜任数字化变电站自动化的技术要求。
目前以太网（ethernet）异军突起，已经进入工业自动化过程控制领域，固化OS工七层协议，速率达到100MHz的嵌入式以太网控制与接口芯片已大量出现，数字化变电站自动化系统的两级网络全部采用100MHz以太网技术是可行的。
4.2光电流互感器的应用
4.2.1传统的电磁式电流互感器存在的问题
在电力系统中，电磁感应式电流互感器被用十测量电流已有一百多年的历史，它们具有结构简单、运行稳定等优点。
但随着电力系统向高电压大电流方向的发展，传统的电磁式电流互感器越来越呈现出由十其工作原理所决定的技术上难以解决的困难，弊端越来越突出:
①电压等级提高，增大了绝缘结构的复杂性，体积大，笨重，目'成本上升，造价高。
②存在磁饱和。
在电力系统特别是大容量超高压电力系统中，一次回路短路电流不仅数值很大，而'含有大量非周期分量，致使铁芯过度饱和，激磁电流几十倍甚至几百倍的增大，造成电流互感器二次电流数值和波形的严重失真，从而导致继电保护误动作。
即使选择具有暂态特性的电流互感器也不可能完全排除此类情况的出现。
③电流测量的线性范围小。
当电流过大或过小时，比差和相差等测量误差会加大。
为了减小误差，须采用导磁系数高的优质铁磁材料，增大磁路面积，减小磁路长度，使铁芯工作在线性状态下。
但是增大铁芯截面将使互感器尺寸和重量增大，而采用优质材料，又会大大增加互感器的成本。
④互感器二次侧输出开路时，一次电流全部变为激磁电流，铁芯中磁通量剧增。
而二次侧的感应电势与磁通变化率成正比，因此会产生高电压，有可能达到数千伏。
这不但危及人身设备安全，还有可能使二次绕组和二次设备的绝缘遭到损害，甚至使铁芯因过热烧毁。
⑤电流互感器二次负载过大超过电流互感器所容许的二次阻抗时，激磁电流会大大增加，使得铁芯进入饱和状态，从而影响电流互感器的测量精度。
长时间运行还会使铁芯损耗增大、发热严重甚至烧坏绝缘。
潜在着突然性爆炸及绝缘击穿引起的单相对地短路等系统的不稳定因素。
⑥当内部充以矿物油作为绝缘和散热介质时，存在着突然失效（如绝缘击穿）而可能导致的燃烧、爆炸的危险，对周围设备及工作人员构成潜在威胁。
⑦它是按机电继电器的要求而设计，故输入功率大，功率损耗大，体积亦大。
传统的电磁式电流互感器无法保证暂态测量的精确度，给继电保护的可靠性和灵敏性构成威胁，也是目前变电站综合自动化系统中测量和保护不容易实现数据完全共享的主要根源。
4.2.2光学电流互感器（0丁VicalCurrent丁ransducer，简称。
丁A）的优点与传统的电流互感器相比，光学电流互感器的主要优点表现在:
（1）没有因充油而产生的易燃、易爆炸等危险。
光学电流互感器绝缘结构简单，可以不采用油绝缘，在结构设计上就可避免这方面的危险。
（2）不含铁芯，消除了磁饱和、铁磁谐振等问题。
互感器运行暂态响应好、稳定性好，保证了系统运行的高可靠性。
（3）低压侧无开路高压危险。
光学电流互感器的高压与低压之间只存在光纤联系，而光纤具有良好的绝缘性能，因此可保证高压回路与二次回路在电气上完全隔离，低压侧没有因开路而产生高压的危险，同时因没有磁祸合，消除了电磁干扰对互感器性能的影响。
（4）暂态响应范围大，测量精度高。
光学电流互感器有很宽的动态范围，一个测量通道额定电流可测到几十安培至几千安培，过电流范围可达几万安培。
因此既可同日寸满足计量和继电保护的需要，又可免除电磁感应式互感器多个测量通道的复杂结构。
（5）频率响应范围宽。
光学电流互感器传感头部分的频率响应取决十光纤在传感头上的渡越时间，实际能测量的频率范围主要取决十电子线路部分，其极限频带在几兆赫兹以上，能够很好地满足电力系统故障录波的要求。
现代光学电流互感器已经可以测出高压电力线路上的谐波，还可进行电流暂态、高频大电流与直流的测量，对研究新原理继电保护装置很有好处。
（6）优良的绝缘性能，造价低。
在光学电流互感器中，高压侧信息通过由绝缘材料做成的光纤传输到低压侧，绝缘结构简单。
实验测得，0.15m的光缆耐110KV
（7）抗电磁干扰能力强。
光学电流互感器通过光信号传递信息，避免了电磁干扰对测量的影响。
（8）体积小、重量轻，安装运输方便。
光学电流互感器的传感头本身的重量一般小于1Kg，如美国西屋公司公布的345KVOTA的高度为2.7m，重量为109kg,而同等电压等级的充油电磁感应式电流互感器高为6.lm，重达7718kg。
（9）由十信息载体是光，用光纤传输信号，因此具有光学敏感和光纤传输的优点。
例如耐腐蚀、耐老化等。
（10）适应了电力计量与保护数字化、微机化和自动化发展的潮流。
光学电流互感器一般以弱功率数字量输出，非常适合微机继电保护装置的需要。
这将最佳地适应口趋广泛采用的微机保护、电力计量数字化及自动化发展的潮流。
2.2系统架构介绍
TKDS3000系统采全光式电子互感器、100M自愈式光纤环式以太网、GPS全球卫星定位系统（时间同步）、数字式电度表、智能化的一次设备、IEC61850通讯规约，数据的采集和控制全部采用光纤传输，节约了二次电缆。
这些设备及功能，完全区别与常规的变电站，实现了变电站的全数字化和设计简约化，以及管理的智能化。
图TKDS系统的典型结构
（1）协议实现特点
将通讯协议表示层之上（包括presentation,acse,mms）的协议数据单元（PDUs）全部表示成c语言结构，并通过高效的ASN.1编解码函数进行处理，协议扩充灵活方便。
采用动态内存分配方式，有效避免内存泄露。
系统自带数据包采集工具，方便调试分析。
（2）用户关心信息的筛选及中文显示
实现了遥信、遥测、定值及SOE等信息的筛选及中文显示，方便用户查看操作。
遥测支持整型和浮点型两种类型，符合公式：
（i×scaleFactor）+offset=f×10units.multiplier，定值处理支持定值组控制块（FC为SE、SG）和设点（FC为SP）两种方式，适应性强。
图2通讯及控制操作界面
（3）可配置图形信息对应
图元与系统采集的数据属性可以通过配置工具进行灵活对应，方便现场调试维护。
图3一次图形显示界面
（4）自定义数据库。
通过自定义的数据库动态存储数据属性，字段包括路径名、数据类型、取值、品质、时标等，查询时配有中文显示，方便用户查看及打印。
2.3.间隔层保护装置
常规变电站自动化系统中保护装置的信息采集与保护算法的运行一般是在同一个CPU控制下进行的（是同步采样），A/D转换、运算、输出控制命令整个流程快速、简捷。
而数字化变电站自动化系统中信息的采集、保护算法与控制命令的形成是由网络上多个CPU协同完成的。
2.3.1硬件结构
图4硬件结构框图
保护装置硬件是基于DSP的微机保护平台，装置采用后插拔结构，印制板布局合理，提高了装置的电磁兼容性能。
采用双处理器结构，完成强大的保护测控和人机界面功能。
保护CPU采用高性能的数字信号处理器TMS320F2812芯片，提供了高速的数据处理能力，保证了实时高性能算法的实现，保证装置快速出口。
同时模拟量及数字开关量采用光纤信号传递提高了传输的可靠性降低了电磁干扰。
除TMS320F2812丰富的片上资源外，外扩了512K*16位RAM、掉电保持时钟芯片、串行EEPROM、CAN、RS485、光纤及以太网口。
保护监控单元采用模块化结构，可按照要求灵活方便的配置。
装置保护功能相对独立完整，本间隔层的保护功能决不依赖通讯网；单元设有8套保护定值，单元定值区存放于大容量串行EEPROM中，确保定值不被误操作修改
升级会员 