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柴油发电机组常见故障原因的分析与处理 （1）电控发动机不能启动及启动困难 柴油发动机能正常启动必须具备四个要素。 ·足够的喷油压力与喷油量。 ·足量的空气。 ·正确的喷油时刻。 ·正常的汽缸压缩压力。 如果某一工作要素异常便会引起发动机不能启动或启动困难。导致电控柴油发动机启动故障因素较多，有启动系统、燃油喷射系统和发动机机械故障等。发动机机械故障应在排除了燃油喷射系统和电控燃油喷射系统的故障后再作进一步的检查。启动故障一般表现为不能启动（无初始燃烧）和启动困难。其检查与排除方法如下。 ①检查有无故障码，若有，应按故障码内容进行检查。 ②检查启动时，发动机能否转动 a，当启动时，启动机不转，应按启动系统故障原因进行检查。首先检查蓄电池存电情况和极柱连接与接触情况；如果正常，则检查启动线路、熔断器及点火开关。如果启动时，启动机能转动而发动机不能转动时，为启动机与发动机啮合部分故障。 b，当启动时，发动机转速正常，但就是不能启动、应对燃油喷射系统及进气系统分别进行检查。对于采用电控燃油喷射式发动机、其启动时不需踩加速踏板。如果启动时将加速踏板全踩下或反复踩加速踏板以求增加供油量往往会使发动机转速瞬时增高、从而导致发动机产生燃油消耗量增加的现象。 ③脱开油门踏板线束，如此时发动机可以进入怠速运转，则说明故障为油门踏板出现了故障。 ④外观检查：检查进气管路有无漏气。 ⑤油路检查：检查油管的连接状态、进空气的现象及燃油的品质。 ⑥线束检査：线束连接状态是否有松动现象或插接小牢固的现象。 ⑦传感器的检查：检查传感器是否失效、线路松动或断裂及曲轴与凸轮轴的同步信号。 ⑧检查喷油器有无控制信号：若无控制信号，应检查熔断器、线路和ECU；若有控制信号，则应检查喷油器的喷雾情况是否正常。
柴油发电机组低温启动需要注意什么事项 对于高海拔地区的柴油发电机低温启动，由于大气压力比较低，需要注意什么事项？ 1）控制启动时间 在低温启动时，启动机连续带动柴油机转动一般不能超过10S；连续3次不能点火时，应暂停2～3min后再启动。若再启动2～3次仍不能点火时，则应检查油路中有无空气或堵塞，以及空气滤清器是否堵塞。若一直不停地启动，会使蓄电池过度放电，将造成极板老化。 2）多种启动方法应合理使用 为过到 的启动效果，前述几种启动方法往往要同时使用。但是低温启动液辅助启动与进气火焰预热、低温启动液辅助启动与进气螺旋电阻加热不能同时使用，否则火焰将点燃启动液混合气而发生爆炸，引起严重的后果。 3）使用低温启动液应注意 低温起动液容器应安装于阴凉通风处，远离高温热源，禁止明火靠近，以防爆炸伤人。低温启动液为易燃品，并有麻醉性，应密封保管，存放在温度较低，阴凉通风的库房，不可露天存放，储存中应注意人身。不准将低温启动液加入油箱中，以免产生气阻。 4）使用燃油加热器应正确选油 采用外置强制循环式燃油加热器时，不能使用汽油作燃料，应根据机器使用的环境温度，选用适当牌号的轻柴油（或煤油），当与柴油机使用相同牌号柴油时，应保证在使用环境温度下，柴油不结冰、不结蜡，防止供油回路堵塞。 5）少用拖车启动 尽量不要采取拖车启动的方法启动柴油机，因柴油机未经预热，机油黏度大，拖车启动会导致各部件因润滑不良而加剧磨损。 6）启动后应低速运转并查尾气 柴油机点火后的一段时间内，切忌加大油门高速运转，否则极易造成拉缸、烧轴、抱瓦等事故。柴油机启动后，应怠速运转2～3min，然后逐渐加至中速运转“暖机”。当冷却液的温度达到60°C以上时，检查仪表板上的机油压力、水温，以及指示灯是否正常，特别是机油压力应在0.15～0.50MPa范围内。在柴油机没有任何异响、正常运转的情况下，逐渐增加负荷进行作业。 7）启动时排气管会冒一阵白烟 不能用明火加热油箱 用明火加热油箱,不仅会损坏机体外表的油漆,并且简单烧坏塑料油管,形成漏油,甚至会因油箱内气体急剧胀大而发生爆炸,致使机体被毁和人员伤亡。在发动时要加入冷却水 如果在发动时不加冷却水,而等玉柴发电机组发动后再加冷却水,就会使温度升高的水箱因骤遇冷水而致使机体、缸盖产生裂纹。不能从进气管中添加机油 从进气管中加添机油,会使活塞和活塞环积炭,减少使用寿命。不能摘掉空气滤清器吸火发动摘掉空气滤清器吸火发动,会使不清洁的空气进入气缸、气阀等活动部件,加剧发电机部件的磨损。
浅谈发电机内冷水处理技术的进展状况 概述 发电机内冷水处理方法选择不合理时，很可能导致水质指标达不到标准要求，并且容易发生空心导线的堵塞或腐蚀，严重时会使线棒发热、甚至绝缘烧毁，导致事故停机。据1993～1995年不完全统计，全国300Mw及以上容量发电机发生发电机本体事故及故障53台次，其中发电机定子内冷水系统事故及故障29次，占54.7﹪；堵塞事故9台次，占17.0﹪。堵塞事故处理所需时间长，造成的经济损失巨大。通常单台机组事故处理时间长达上千小时，少发电量数亿千瓦。 在1998年前，国内发电机内冷水处理主要以加缓蚀剂处理技术为主。自1998年华能岳阳电厂发生发电机绝缘烧毁事故以来，越来越多的电厂对发电机内冷水水质给予了高度重视。《关于防止电力生产重大事故的二十项重点要求》和《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》DL／T80l一2002的发布和实施，对发电机内冷水水质提出了更高的标准，加缓蚀剂处理方案已经不能满足新标准的要求。 国内经过40余年的研究和探索，使内冷水处理技术得到了长足进展，出现了多种内冷水处理技术：加缓蚀剂处理法、小混床处理法、超净化处理法、H／OH混床+Na／OH混床交替处理法、加NaOH处理法、除氧法等等。 1.国内内冷水处理技术的发展状况 国内内冷水处理技术的发展历程，大致可以分为三个阶段：20世纪60年代开始的初步研究阶段、20世纪70年代形成的加药处理技术为主常规离子交换处理为辅的阶段和碱性离子交换处理技术为主阶段。 1.1初步研究阶段(1958--1976) 1958年上海电机厂生产出了世界上 台l2MW双水内冷发电机，自此开始了内冷水水质处理技术的试验研究。由于当时国外只有定子冷却水处理的经验，因此需要自行研究解决双水水质的处理技术和控制方法。 在上海某调峰机组进行了初的离子交换处理的尝试：离子交换柱采用塑料制成，取部分内冷水进行净化处理，内冷水的电导率和含铜量均有明显降低，取得了良好的效果。在当时环境下，生产部门虽然取得了很好的处理效果，但是在设计制造的落实上却遇到了困难，未能配备上这种装置。 另一种处理方法是降低内冷水中的含氧量。在华北某电厂采用开放式运行系统，将凝汽器凝结水通过凝结水泵直接送人发电机水系统，通过发电机吸收热量后，直接送人除氧器。这样，由于凝结水的含氧量很低，又没有再循环，不可能有大量的氧漏人，便能保证内冷水的低含氧量。经过处理后，内冷水的含氧量和含铜量均很低。但采用此方法，发电机的运行就取于凝结水泵的状况，很不。 限于当时的情况和诸多原因，这两种方法未能得以。只能靠加强排污，调节水质pH值和换水来维持内冷水的含铜量。操作和控制均很麻烦，除盐水损失也很大，而且每次停下吹管时，均会从中空导线中冲出大量黑棕色浑浊物。
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