重庆电网网源协调重要参数整改报告.doc

附件1重庆电网并网机组网源协调重要参数相关问题和整改建议的通报随着电网迅猛发展，“特高压、大电网、大电源”特征凸显，给发电机组的涉网技术提出了更高的要求。“8.14”美加大停电等国内外多次大停电事故深刻教训是：部分并网机组励磁系统、涉网保护等配置不合理误动跳闸，直接导致事故停电范围扩大。2012年，重庆市调根据国家电网公司关于开展并网机组网源协调重要参数专项核查工作的通知（调运201223号），在国调和华中调控分中心统一部署下，组织全网开展了直调并网机组网源协调重要参数专项核查。通过核查工作发现重庆并网机组共存在6大类问题，现将存在一定普遍性的6大类问题通报如下，请各电厂根据参数核查结果结合自身机组运行情况进行整改，全部整改工作需在2014年2月前完成：1发电机一次设备存在问题发电机一次设备资料是各类限制与保护定值整定的基础，因此要求一次设备资料齐全准确。核查结果：发电机出厂资料方面，核查的20台机组中，提供了过激磁能力资料有8台，提供了发电机转子过励磁能力反时限曲线的机组0台。表 1 发电机资料提供及达标情况电厂名称机 组 号发电 机容 量 (MW)发电机厂家发电机型号PQ 曲 线机 组 过 激 磁 曲线机组 过励 能力 曲线机组过励 曲线是否 满足国标7064 要求彭水水电站1350MW阿尔斯通SF350-70/15880有有无无法判断彭水水电站2350MW阿尔斯通SF350-70/15880有有无无法判断彭水水电站3350MW阿尔斯通SF350-70/15880有有无无法判断彭水水电站4350MW阿尔斯通SF350-70/15880有有无无法判断彭水水电站5350MW阿尔斯通SF350-70/15880有有无无法判断珞璜电厂5600MW哈尔滨电机厂QFSN-600-2YH有无无无法判断珞璜电厂6600MW哈尔滨电机厂QFSN-600-2YH有无无无法判断江口1100MW哈尔滨电机厂SF100-28/7650有有无无法判断江口2100MW哈尔滨电机厂SF100-28/7651有有无无法判断江口3100MW哈尔滨电机厂SF100-28/7652有有无无法判断冉家坝电厂170M W重庆水轮机厂SF70-18/57000有无无无法判断冉家坝电厂270M W重庆水轮机厂SF70-18/57000有无无无法判断银盘水电站1150MW浙江富春江水电设备股份有限公司SF150-72/14100有无无无法判断银盘水电站2150MW浙江富春江水电设备股份有限公司SF150-72/14100有无无无法判断银盘水电站3150MW浙江富春江水电设备股份有限公司SF150-72/14100有无无无法判断银盘水电站4150MW浙江富春江水电设备股份有限公司SF150-72/14100有无无无法判断草街电站1125MWGEHASF-J125-88/15070有无无无法判断草街电站2125MWGEHASF-J125-88/15070有无无无法判断草街电站3125MWGEHASF-J125-88/15070有无无无法判断草街电站4125MWGEHASF-J125-88/15070有无无无法判断根据上表，存在的问题：1）部分发电机转子过负荷能力不满足国标要求，即火电机组低于国标隐极同步发电机技术要求 GB/T7064-2008要求，水电机组低于国标水轮发电机基本技术条件 GB/T7894-2009要求。2）部分发电机没有转子过负荷能力资料，只能将相关保护/限制定值与国家标准（GB7064、GB7894）比较，来判断其定值是否合理。GB7064规定，汽轮发电机转子绕组应具有下列规定的过电流能力（时间为10s120s）（I2-1）t=33.75式中：I转子电流标幺值t时间（秒）计算可得表 2：表 2 汽轮发电机转子过电流能力转子电流（%）209146125113时间（s）103060120GB7894规定，水轮发电机的转子绕组应能承受2倍额定励磁电流，持续时间：1）空气冷却的水轮发电机不少于50秒。2）水直接冷却或加强空气冷却的水轮发电机不少于20秒。整改措施：没有发电机转子过负荷能力资料的机组，应搜集并向调度部门报送相关资料。火电机组按照国标GB/T7064、水电机组按照国标GB/T894规定的转子过负荷能力作为限制/保护定制整定依据，不能低于国标的要求。发电机一次设备不满足国标性能要求的，应进行设备改造，达到国标要求。暂时无法改造的，运行调度部门应记录在案。建议日后新建机组不采用同型号机组。2发电机过励限制存在问题过励限制定值必须小于发电机转子过负荷能力数值，如果过励限制定值过大，则不能起到过励限制应起的限制作用，如果过励限制定值过小，会严重束缚发电机过负荷能力，不利于系统安全稳定运行。过励限制与发电机转子过负荷能力之间协调与否的核查结果如下：统计机组中，过励限制可以与发电机转子过负荷能力相协调的机组有4台。过励限制不能与发电机转子过负荷能力相协调的有13台，其中过励限制超过发电机能力的有0台，过励限制束缚发电机能力的有13台。其它3台机组情况不明。具体见表2。表 2过励限制与发电机能力的协调情况电厂名称机 组 号发电机容 量(MW)励磁厂家励磁型号励磁方 式过励限制是否与发电 机能力相协调过励限制 是否实测彭水水 电站1350MW南瑞电控NES5100自并励否/束缚发电机能力否彭水水 电站2350MW南瑞电控NES5100自并励否/束缚发电机能力否彭水水 电站3350MW南瑞电控NES5100自并励否/束缚发电机能力否彭水水 电站4350MW南瑞电控NES5100自并励否/束缚发电机能力否彭水水 电站5350MW南瑞电控NES5100自并励否/束缚发电机能力否珞璜电 厂5600MWGEEX2100自并励是否珞璜电 厂6600MWGEEX2100自并励是否江口1100MW广科所EXC9000自并励未提供资料否江口2100MW广科所EXC9001自并励未提供资料否江口3100MW广科所EXC9002自并励未提供资料否冉家坝 电厂170MW广科所EXC9003自并励是否冉家坝 电厂270MW广科所EXC9004自并励是否银盘水 电站1150MW南瑞电控NES5100自并励否/束缚发电机能力是银盘水 电站2150MW南瑞电控NES5100自并励否/束缚发电机能力是银盘水 电站3150MW南瑞电控NES5100自并励否/束缚发电机能力是银盘水 电站4150MW南瑞电控NES5100自并励否/束缚发电机能力是草街电 站1125MW其他其他自并励否/束缚发电机能力否草街电 站2125MW其他其他自并励否/束缚发电机能力否草街电 站3125MW其他其他自并励否/束缚发电机能力否草街电 站4125MW其他其他自并励否/束缚发电机能力否根据上表，这方面存在的问题是：有的励磁调节器过励限制功能基本原理错误，过励限制整定值与发电机转子过负荷能力不协调。部分机组的过励限制曲线定值过低，束缚发电机的转子过负荷能力；以草街电站#1、#2、#3、#4过励限制曲线为例，如图4-1 所示，可以看出机组励磁限制的裕度保留过大，束缚了机组的过励能力。图1 草街电站#1、#2、#3、#4 机组励磁限制定值整改措施：按照国家标准GB/T7409.3的要求，励磁调节器应配备并整定投入过励限制。过励限制设计基本原理存在缺陷的，应进行消缺升级工作。过励限制定值应具备国标 GB/T7064、GB/T 7894 规定的发电机转子过电流反时限特性，并与转子过负荷保护相匹配。匹配原则应遵循：过励限制定值转子过负荷保护定值发电机转子过电流能力。3转子绕组过负荷保护存在问题转子过负荷保护定值必须小于发电机转子过负荷能力数值，如果转子过负荷保护定值过大，则不能起到对机组的保护作用，如果保护定值过小，会严重束缚发电机过负荷能力，系统发生故障时，可能导致机组过早跳机，不利于系统安全稳定运行。转子过负荷保护与发电机转子过负荷能力协调与否的核查结果如下：转子过负荷保护定值与发电机过负荷能力协调配合的有4台机组，不协调的有5台机组，无转子过负荷保护的有4台机组，未提供资料的有7台机组。具体见表4。表 4 转子过负荷保护与发电机能力的协调情况电厂名称机组号发电机容量(MW)发变组保护中转子绕组过 负荷是否与发电机能力相 协调发变组保护中转子 绕组过负荷是否实 测彭水水电站1350MW否是彭水水电站2350MW否是彭水水电站3350MW否是彭水水电站4350MW否是彭水水电站5350MW否是珞璜电厂5600MW无转子过负荷保护未提供资料珞璜电厂6600MW无转子过负荷保护未提供资料江口1100MW未提供资料否江口2100MW未提供资料否江口3100MW未提供资料否冉家坝电厂170MW无转子过负荷保护未提供资料冉家坝电厂270MW无转子过负荷保护未提供资料银盘水电站1150MW是否银盘水电站2150MW是否银盘水电站3150MW是否银盘水电站4150MW是否草街电站1125MW未提供资料否草街电站2125MW未提供资料否草街电站3125MW未提供资料否草街电站4125MW未提供资料否根据上表，这方面存在的问题是：1）部分机组没有转子过负荷保护，给机组安全埋下隐患。2）转子过负荷保护整定值与发电机转子过负荷能力不配合，以彭水水电站1号机组为例，其转子过负荷保护定值如2所示。图2 彭水水电站1号机组转子过负荷保护定值曲线从图中可以看出，转子过负荷保护的定值超过了国标要求，转子过负荷保护 不能起到保护发电机的作用。整改措施：按照国家标准GB/T14285（继电保护和安全自动装置技术规程）的要求，发电机应配备并整定投入发电机转子过负荷保护。发电机转子过负荷保护应具有反时限特性，且反时限动作定值与GB/T7064、GB/T7894规定的发电机转子过电流反时限特性相匹配，发电机实际能力与GB/T7064、GB/T7894不一致时，与发电机实际能力相匹配。发电机转子过负荷 保护定值应低于发电机转子过负荷能力，且留有合理级差。无转子过负荷保护，但有励磁变过负荷（或过流）保护的，后者能否替代转子过负荷保护，应进行定值核查。4过励限制与转子绕组过负荷保护协调存在问题过励限制定值应该小于转子过负荷保护定值，转子过负荷保护定值必须小于发电机转子过负荷能力数值。如果限制定值大于转子过负荷保护定值，则相当于限制功能无效，系统发生故障时，可能导致机组过早跳机，不利于系统安全稳定运行。如果限制定值过多地小于转子过负荷保护定值，会严重束缚发电机转子过 负荷能力，故障情况下，同样不利于系统安全稳定运行。有的励磁调节器存在过励保护功能，部分过励保护动作于切机组，部分过励保护不动作于切机组，这时也应该考虑过励限制与过励保护的协调配合关系。核查结果如下：转子绕组过负荷保护定值与过励限制定值协调配合的有5台机组，不协调的有2台机组，无转子过负荷保护的有2台机组。过励限制与励磁调节器过励保护协调配合的机组共计2台，过励限制与励磁调节器过励保护不协调的机组共计5台，未提供过励保护的机组共计13台。具体见表5。表 5 过励限制与转子过负荷保护、过励保护的协调情况电厂名称机 组 号发电机容 量(MW)励磁厂家励磁型号励磁方 式过励限制与 转子过负荷 保护是否协 调过励限制与过励保 护是否协调彭水水电站1350MW南瑞电控NES5100自并励协调不协调彭水水电站2350MW南瑞电控NES5100自并励协调不协调彭水水电站3350MW南瑞电控NES5100自并励协调不协调彭水水电站4350MW南瑞电控NES5100自并励协调不协调彭水水电站5350MW南瑞电控NES5100自并励协调不协调珞璜电厂5600MWGEEX2100自并励不协调协调珞璜电厂6600MWGEEX2100自并励不协调协调江口1100MW广科所EXC9000自并励未提供转子 过励限制未提供过励保护江口2100MW广科所EXC9001自并励未提供转子 过励限制未提供过励保护江口3100MW广科所EXC9002自并励未提供转子 过励限制未提供过励保护冉家坝电厂170MW广科所EXC9003自并励无转子过负 荷保护未提供过励保护冉家坝电厂270MW广科所EXC9004自并励无转子过负 荷保护未提供过励保护银盘水电站1150MW南瑞电控NES5100自并励未提供转子 过负荷保护未提供过励保护银盘水电站2150MW南瑞电控NES5100自并励未提供转子 过负荷保护未提供过励保护银盘水电站3150MW南瑞电控NES5100自并励未提供转子 过负荷保护未提供过励保护银盘水电站4150MW南瑞电控NES5100自并励未提供转子 过负荷保护未提供过励保护草街电站1125MW其他其他自并励未提供转子 过负荷保护未提供过励保护草街电站2125MW其他其他自并励未提供转子 过负荷保护未提供过励保护草街电站3125MW其他其他自并励未提供转子 过负荷保护未提供过励保护草街电站4125MW其他其他自并励未提供转子 过负荷保护未提供过励保护根据上表，过励限制与转子绕组过负荷保护的不协调主要体现在：1）过励限制曲线高于转子过负荷保护定值曲线；2）或者过励限制曲线与转子过负荷保护定值曲线有交点。以珞璜电厂#5、#6为例，其转子过负荷保护定值曲线和过励限制曲线如图3所示。图 3 珞璜电厂 5、6 号机过励限制与转子过负荷保护定值配合3）部分具有过励保护功能的励磁调节器，其过励限制定值与过励保护定值不协调。整改措施：过励限制定值、发电机转子过负荷保护定值应具有反时限特性，并与国标GB/T7064、GB/T7894规定的发电机转子过电流反时限特性相匹配。发电机实际能力与GB/T7064、GB/T7894不一致时，与发电机实际能力相匹配。匹配原则应遵循：过励限制定值转子过负荷保护定值发电机转子过电流能力。并且三者之间留有合理级差。如果励磁调节器具有过励保护功能，当过励保护动作于切机时，则过励保护定值应与转子过负荷保护定值相等；当过励保护不动作于切机时，则过励保护定值应大于过励限制定值且小于转子过负荷保护定值。5定子过流限制与定子过负荷保护协调存在问题具有定子过流限制功能的励磁调节器，定子过流限制定值应该小于定子过负荷保护定值，定子过负荷保护定值必须小于发电机定子过负荷能力数值。如果限制定值大于转子过负荷保护定值，则相当于限制功能无效，系统发生故障时，可能导致机组过早跳机，不利于系统安全稳定运行。如果限制定值过多地小于转子过负荷保护定值，会严重束缚发电机定子过负荷能力，故障情况下，同样不利于系统安全稳定运行。核查结果如下：重庆20台机组中，7台机组的励磁调节器中没有定子过负荷限制功能，8台机组未提供未提供定子过负荷保护，5台机组定子过负荷限制与定子过负荷保护可以互相配合。具体见表6。表6 定子过负荷限制与定子过负荷保护的协调情况电厂名称机组号发电机容量(MW)励磁厂家励磁型号励磁方式定子过负荷限制与定子过负荷保护是否协调彭水水电站1350MW南瑞电控NES5100自并励协调彭水水电站2350MW南瑞电控NES5100自并励协调彭水水电站3350MW南瑞电控NES5100自并励协调彭水水电站4350MW南瑞电控NES5100自并励协调彭水水电站5350MW南瑞电控NES5100自并励协调珞璜电厂5600MWGEEX2100自并励未提供定子过负荷限制珞璜电厂6600MWGEEX2100自并励未提供定子过负荷限制江口1100MW广科所EXC9000自并励未提供定子过负荷限制江口2100MW广科所EXC9001自并励未提供定子过负荷限制江口3100MW广科所EXC9002自并励未提供定子过负荷限制冉家坝电厂170MW广科所EXC9003自并励未提供定子过负荷限制冉家坝电厂270MW广科所EXC9004自并励未提供定子过负荷限制银盘水电站1150MW南瑞电控NES5100自并励未提供定子过负荷保护银盘水电站2150MW南瑞电控NES5100自并励未提供定子过负荷保护银盘水电站3150MW南瑞电控NES5100自并励未提供定子过负荷保护银盘水电站4150MW南瑞电控NES5100自并励未提供定子过负荷保护草街电站1125MW其他其他自并励未提供定子过负荷保护草街电站2125MW其他其他自并励未提供定子过负荷保护草街电站3125MW其他其他自并励未提供定子过负荷保护草街电站4125MW其他其他自并励未提供定子过负荷保护根据上表，存在的问题是：励磁调节器具备定子过负荷限制功能的机组中，部分发电机的定子过负荷限制定值与定子过负荷保护定值、定子过负荷能力不协调。部分发电机组定子绕组过负荷保护可能先于定子过流限制动作，不能满足与发电机性能协调的要求。GB/T7409.3-2007同步电机励磁系统大、中型同步发电机励磁系统技术要求5.15节规定：自动电压调节器可装设定子电流限制功能。在励磁调节器中设置定子电流限制功能，当系统发生事故定子电流升高时，可以起到限制定子电流升高、避免因电流过大切除发电机组，充分发挥发电机组对电网的支撑作用，为源网协调运行提供保障。发电机定子过负荷能力的国标为：对于汽轮发电机，GB/T7064-2008隐极同步发电机技术要求规定：容量在1200MVA及以下的发电机，定子绕组允许的过电流时间与过电流倍数之间的关系由下式决定：（I2-1）t=37.5式中：I定子过电流的标幺值；t持续时间。对于水轮发电机，GB/T7894-2009水轮发电机基本技术条件规定见下表：表7 水轮发电机定子绕组允许过电流倍数与时间关系定子过电流倍数允许持续时间(分钟)空气冷却定子绕组水直接冷却定子绕组1.10601.15151.2061.2551.3041.40321.5021整改措施：按照国家标准GB/T14285（继电保护和安全自动装置技术规程）的要求，配备并整定投入发电机定子过负荷保护。发电机定子过负荷保护应具有反时限特性，且反时限特动作定值与GB/T7064、GB/T7894规定的发电机定子过电流反时限特性相匹配，发电机实际能力与GB/T7064、GB/T7894不一致时，与发电机实际能力相匹配。机组励磁调节器配备定子过流限制功能时，其定值应具备国标GB/T7064、GB/T7894规定的发电机定子过电流反时限特性，并与定子过负荷保护相匹配。匹配原则应遵循：定子过流限制定值定子过负荷保护定值发电机定子过电流能力，并且三者之间留有合理级差。6.励磁调差存在的问题及整改措施当前50MW以上的水电机组及100MW以上的火电机组绝大多数是单元接线，这样的机组应该采用负调差，以补偿部分升压变压器电抗，从而提高机组对电网无功的支撑能力，有利于电力系统稳定。但是通过调查发现，有很多大型机组采用零调差，限制了发电机无功发出（吸收）能力。核查结果如下：在统计的20台机组中，5台机组采用了负调差，5台机组采用0调差，6台机组采用正调差，另外4台机组未提供资料。采用负调差的机组约占25，负调差系数均为-3%。具体见表8。表8 调差系数的配置情况电厂名称机组号发电机容量(MW)励磁厂家励磁型号励磁方式主变电抗(%)调差系数(%)彭水水电站1350MW南瑞电控NES5100自并励14.92%-3%彭水水电站2350MW南瑞电控NES5100自并励14.92%-3%彭水水电站3350MW南瑞电控NES5100自并励14.92%-3%彭水水电站4350MW南瑞电控NES5100自并励14.92%-3%彭水水电站5350MW南瑞电控NES5100自并励14.92%-3%珞璜电厂5600MWGEEX2100自并励14.00%0珞璜电厂6600MWGEEX2100自并励14.00%0江口1100MW广科所EXC9000自并励13.00%0江口2100MW广科所EXC9001自并励13.00%0江口3100MW广科所EXC9002自并励13.00%0冉家坝电厂170MW广科所EXC9003自并励14.00%1%冉家坝电厂270MW广科所EXC9004自并励14.00%1%银盘水电站1150MW南瑞电控NES5100自并励14.72%10%银盘水电站2150MW南瑞电控NES5100自并励14.72%10%银盘水电站3150MW南瑞电控NES5100自并励14.72%10%银盘水电站4150MW南瑞电控NES5100自并励14.71%10%草街电站1125MW其他其他自并励13.89%草街电站2125MW其他其他自并励13.89%草街电站3125MW其他其他自并励13.89%草街电站4125MW其他其他自并励13.89%根据上表，调差设置存在的问题是：1）部分单元制接线的大型机组采用正调差或者零调差，限制了发电机无功支撑能力。2）部分电厂对连接在同一母线上的机组，有的采用正调差或零调差，有的采用负调差，这样在系统故障时，同一电厂的不同发电机无功出力差别很大，采用负调差的机组无功出力要明显大过采用正调差或零调差的机组。这就限制了该电厂多个机组对系统无功支撑的整体能力。例如：假设某电厂的三台机组是发电机21、22、23。三台机组的主变电抗均为6.25。发电机21、发电机22、发电机23调差系数分别为+3%、0%、-3%，它们相对于并列点的总调差分别为：9.25、6.25、3.25。切掉电厂母线外一电容负荷，得到如下仿真曲线：图5 切掉电容负荷时电厂三台机组的无功变化由图5可知，采用+3%调差的发电机21无功上升幅度Q15MVar，采用0调差的发电机22无功上升幅度Q27.3MVar，采用-3%调差的发电机23无功上升幅度Q313.8MVar。所以采用正调差与采用负调差的机组无功增量差别非常明显。这可能导致采用负调差的机组无功出力已经达到上限，而采用正调差的机组无功出力还远远没有充分发挥。整改措施：单元接线的机组应该采用负调差系数，且电厂连接于同一母线的各同容量机组相对于主变高压侧的总调差应该相同。其中，总调差为主变电抗与调差系数之和。另外，由于ABB、GE等厂家的励磁调节器中设置的调差系数正负与我国国标定义相反，因此设置时应按照国标定义来设置。重庆电网并网机组网源协调重要参数核查报告电厂名称机组号发电机容 量发电机厂家发电机型号励磁 厂家励磁型号励 磁 方 式高压 侧电 压等 级主变电 抗PQ 曲 线机组 过激 磁曲 线机 组 过 励 曲 线机组过 励曲线 是否满 足国标 要求是否完 成励磁 模型参 数实测过励限 制是否 与发电 机性能 协调过励 限制 是否 实测励磁调节 器中的过 励保护是 否与发电 机性能协 调励磁调 节器中 的过励 保护是 否实测发变组保护 中转子绕组 过负荷保护 是否与发电 机性能协调发变组 保护中 转子绕 组过负 荷是否 实测过励限 制与转 子过负 荷保护 是否协 调励磁过 励限制 与过励 保护是 否协调定子过负 荷限制与 定子过负 荷保护是 否协调调差 系数是否完 成进相 试验并 报调度彭水 水 电 站1350MW阿尔斯通SF350-70/15880南 瑞 电 控NES5100自 并 励22014.92%有有无无法 判断是否/束 缚发 电机 能力否否是否是协调不协调协调-3%是彭水 水 电 站2350MW阿尔斯通SF350-70/15880南 瑞 电 控NES5100自 并 励22014.92%有有无无法 判断是否/束 缚发 电机 能力否否是否是协调不协调协调-3%是彭水 水 电 站3350MW阿尔斯通SF350-70/15880南 瑞 电 控NES5100自 并 励22014.92%有有无无法 判断是否/束 缚发 电机 能力否否是否是协调不协调协调-3%是彭水 水 电 站4350MW阿尔斯通SF350-70/15880南 瑞 电 控NES5100自 并 励22014.92%有有无无法 判断是否/束 缚发 电机 能力否否是否是协调不协调协调-3%是彭水 水 电 站5350MW阿尔斯通SF350-70/15880南 瑞 电 控NES5100自 并 励22014.92%有有无无法 判断是否/束 缚发 电机 能力否否是否是协调不协调协调-3%是珞璜 电 厂5600MW哈尔滨电 机厂QFSN-600-2YHGEEX2100自 并 励50014.00%有无无无法 判断是是否是否无转子过 负荷保护不协调协调未提供定子过 负荷限 制0是珞璜 电 厂6600MW哈尔滨电 机厂QFSN-600-2YHGEEX2100自 并 励50014.00%有无无无法 判断是是否是否无转子过 负荷保护不协调协调未提供定子过 负荷限 制0是江 口1100MW哈尔滨电 机厂SF100-28/7650广 科 所EXC9000自 并 励22013.00%有有无无法 判断是未提 供资 料否未提供 资料否未提供资 料否未提供 转子过 励限制未提供 过励保 护未提供定子过 负荷限 制0是江 口2100MW哈尔滨电 机厂SF100-28/7651广科 所EXC9001自并 励22013.00%有有无无法 判断是未提供资 料否未提供 资料否未提供资 料否未提供转子过 励限制未提供过励保 护未提供定子过 负荷限0是20制江 口3100MW哈尔滨电 机厂SF100-28/7652广 科 所EXC9002自 并 励22013.00%有有无无法 判断是未提 供资 料否未提供 资料否未提供资 料否未提供 转子过 励限制未提供 过励保 护未提供定子过 负荷限 制0是冉家 坝 电 厂170MW重庆水轮 机厂SF70-18/57000广 科 所EXC9003自 并 励22014.00%有无无无法 判断是是否未提供 资料否无转子过 负荷保护无转子 过负荷 保护未提供 过励保 护未提供 定子过 负荷限 制1%是冉家 坝 电 厂270MW重庆水轮 机厂SF70-18/57000广 科 所EXC9004自 并 励22014.00%有无无无法 判断是是否未提供 资料否无转子过 负荷保护无