发电机轴电压的测量与判定

刘 欢 钱厚军 陈子明 易非凡 陈啟豪

（中核核电运行管理有限公司，浙江 海盐 314300）

0 引言

1 发电机轴电压产生的原因及其对发电机的危害

1.1 发电机轴电压产生的原因

发电机轴电压产生的原因大致有：同轴汽轮机的直流静电电压、励磁系统在发电机轴上产生的交流耦合电容电压、不平衡磁通在大轴两端产生的轴电压、发电机本身故障如转子匝间短路等使磁场产生畸变在大轴两端产生轴电压、因各类故障和非正常工况使发电机机壳、大轴、轴承等部位被磁化后存在剩磁，轴向磁通引发运行时出现轴电压等。

1.2 轴电压的存在对发电机的危害

当轴电压达到一定值时，如果没有适当措施处理，轴电压会把大轴与轴承之间的油膜击穿产生轴电流，大轴与轴承之间的油膜承担着润滑的作用，油膜部分被击穿会在油膜上产生薄弱点，导致轴与轴承之间的摩擦增大，加剧机械磨损。当轴电流流过轴承时，造成轴承沟道和钢球电腐蚀，从而导致轴承失效。

2 国家标准对轴电压的规定和对国家标准的理解

2.1 现行国家标准对测量轴电压的规定

现行国家标准GB/T 1029—2021《三相同步电机试验方法》中，第4.3条中对于轴电压测量与判定的描述如下：“被试电机应在额定电压、额定转速下空载运行。用高内阻交流电压表先测定U1，然后将转轴没有绝缘的一端与其轴承座短接（双侧绝缘的转轴短接任意一侧），测另一端对轴承座的电压U2（即油膜电压），再测该轴承座对地的电压U3”[1]，对应的测量示意图如图1。

图1 轴电压测量示意图

在电力行业标准DL/T 1768—2017《旋转电机预防性试验规程》中，第5章第25条关于轴电压测试的条文如下：“汽轮发电机大轴接地端（汽端）的轴承油膜被短路时，大轴非接地端（励端）轴承与机座间的电压应接近等于轴对机座的电压，汽轮发电机大轴非接地端对地电压一般应小于20 V”[2]。

2.2 对标准的理解

以上两份标准文件中，GB/T 1029—2021《三相同步电机试验方法》描述了U1、U2、U3的测量方法，但没有提到轴电压的合格范围。DL/T1768—2017《旋转电机预防性试验规程》中仅有关于U2+U3的合格范围（小于20 V），没有U2、U3各自的合格范围。

对于轴电压测试方法和验收标准，结合秦山核电厂双水内冷发电机，解读如下：

（1）目前运行的大型汽轮发电机组采用的方式多是在汽轮机侧安装接地电刷，在励磁侧的轴承座下方安装绝缘垫片，在发电机运行的过程中，汽轮机侧的接地电刷应该一直是处于接地的状态，汽轮机侧的轴承座是接地状态。通过这个接地电刷装置将汽轮机叶片累积的静电释放到大地，实现保护轴瓦的作用。

In order to obtain a trajectory satisfying the requirement of the IKPI,the evaluation function of thealgorithm is improved by taking the IKPI values of grids into account.The improved evaluation function is shown as

（2）汽侧大轴接地良好的情况下，即图1中U4接近为0，应该有U1≈U2+U3。

（3）DL/T1768中关于轴电压的大小还是比较宽松的，秦山核电厂双水内冷发电机自1991年投运时测得轴电压为7～8 V，因此规程中对轴电压的控制标准是U1≤10 V，且U2+U3≤U1≤1.1（U2+U3）。

（4）轴电压U1是发电机的固有特性，不会因为汽轮机侧大轴是否接地产生变化。在国标GB/T 1029—2021中，进行U1测试时，要求测量励侧与汽侧两端的电压，但是没有对汽侧大轴是否接地进行要求，所以测量U1时汽侧大轴是否接地均可。

（5）在国标GB/T 1029—2021中，进行U2、U3测试时，要求汽侧大轴与地轴承座短接（因汽侧轴承座不垫绝缘垫，直接与发电机基座连接，可以理解是要求将汽侧大轴接地），再测量励侧油膜电压U2和轴承座对地电压U3。实际情况是有时汽侧大轴接地装置不可靠（图1中U4较大），导致各项测试数据失真。

3 现场实测轴电压过程中出现的问题

2020年之前，秦山核电厂针对双水内冷发电机，仅在发电机解体检修（拆装轴承座及抽转子等）后，才在机组启动后并网前实施发电机轴电压测量，并网运行期间不测轴电压。2020年某核电厂出现轴瓦因轴电压超标而受损的事件后，根据此外部经验反馈，秦山核电厂对发电机轴电压情况进行排查，排查中发现秦山核电厂双水内冷发电机轴电压存在几个问题：

（1）在测量轴电压时，汽励两端电压U1为7.61 V，与历史数据基本一致；励侧大轴对地的电压U2+U3为9.20 V偏高，不满足规程验收要求。测量数据见表1中第一次数据。经过排查发现汽侧大轴对地电压（未拔出接地碳刷的情况下）达到了12.64 V，测试数据明显异常并引起工作人员重视，由实测数据判断出汽侧接地碳刷接地不良，导致大轴的轴电压电位偏高。检查发现汽侧接地碳刷与刷握之间配合较紧且存在碳粉与油污的混合物，恒压弹簧克服不了摩擦力导致碳刷与大轴脱离，汽侧大轴接地不良，经过针对性的处理后重新测量汽侧大轴对地电压U4低于1 V，重新测量数据见表1中第二次数据。

表1 轴电压测量数据

（2）分析第二次测量数据，能够满足U1≤10 V，且U2+U3≤U1≤1.1（U2+U3）的验收要求。鉴于外部经验反馈的教训，工作人员继续深入研究，认为U2应该越低越好，U2越低油膜越不容易击穿。但U2应该多少合适？经过查询相关资料，分析大轴与轴瓦间隙即油膜厚度，以及润滑油击穿电压，粗略推算认为U2应小于2 V。第二次数据中U2=7.44-5.77=1.67 V，能够满足推算的要求。同时继续分析油膜的电阻与轴承座底部绝缘垫片的实际绝缘电阻值，绝缘垫片的绝缘电阻应远大于油膜电阻，认为U3/U1≈90%较为合理。而第二组数据中U3/U1≈76%。

（3）本着钻研的精神，工作人员仔细观察发现励侧轴承座与基座之间有液体存在，两层绝缘片和一层金属垫片之间浸满了液体，经过化学分析主要成分是水和润滑油。同时还发现金属垫片安装在两层绝缘垫片下方，而国家标准及发电机厂要求金属垫片应在两层绝缘垫片中间。讨论认为垫片叠放次序弄错不应是U3偏低的原因，油水的存在可能导致U3偏低。

（4）2020年8月秦山核电厂结合双水内冷发电机解体检修，清理了励侧轴承座下部油水，同时按照正确的叠放次序安装垫片。在机组启动后并网前进行了轴电压测试，数据见表1中第三次测量数据，从该次数据来看，油膜电压U2=7.65-6.38=1.27 V有所降低，U3/U1≈81%。再次讨论认为，决定U3/U1分压比的因素，除了绝缘电阻以外，还应该考虑大轴与轴瓦之间电容、轴承座与基座之间电容的存在。

4 轴电压管理策略、验收标准与测量方法的改进

4.1 对轴电压的管理策略与验收标准的改进

鉴于外部经验反馈，以及现场排查发现的汽侧大轴接地不可靠问题，秦山核电厂制定的改进措施为：

（1）每周检查汽侧大轴接地情况，测量U4电压，结合每周进行的发电机周检查工作实施。验收标准为U4≤1V。如果不满足，及时处理碳刷，确保可靠接地。

（2）每周检查励侧轴承座底部是否有液体存在。

（3）每季度测量一次轴电压，验收标准仍为U1≤10 V，且U2+U3≤U1≤1.1（U2+U3），同时关注U3的变化，出现变化要及时分析原因，保持跟踪。

4.2 轴电压测量方法的改进

在轴电压测量规程中，对测量顺序与方法进行改进，首先测量U4，U4满足要求后再进行U1、U2、U3的测量。

4.3 轴电压在线监测的改进

通过外部调研，后续将进一步开展的改进工作如下：

（1）汽侧接地装置的改进。

目前国际国内大型发电机汽侧大轴采用碳刷+金属丝编制带组合电刷，可以有效解决上述单独使用碳刷带来的问题，大大提高接地可靠性，减少人员维护工作量，是机组后续改进的方向。

（2）装设轴电压、轴电流在线监测装置。

目前国际国内大型发电机大多数配置在线式轴电压、轴电流实时监测装置，智能化设备的投入使用可及时、准确的发出异常报警，减少人工工作量。秦山核电厂双水内冷发电机虽是运行30年的老机组，经增容改造仍将继续运行20年，针对老机组设计、定制在线式轴电压、轴电流实时监测装置，仍然非常必要。

5 总结与展望

定期检查发电机轴电压，确保轴电压处于允许范围内，对于汽轮发电机组的安全稳定运行非常重要。本文结合秦山核电厂双水内冷发电机轴电压检查维护的具体案例，描述了轴电压测量过程中发现的问题及管理改进，论述了轴电压的测量方法与验收标准，可供同行参考。针对老机组，工程技术人员仍应及时了解经验反馈及外部先进管理理念，同时还需保持对技术发展的关注，增设先进在线监测设备，减轻人员巡检与维护工作量，提高电厂设备运行可靠性和运行自动化水平。