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同步柴油发电机逆功率保护 1.何谓逆功率保护 当两台以上柴油发电机组并联运行时，若其中一台柴油发电机组的柴油机工作不正常或柴油机与发电机联轴器损坏等原因，使该机组的发电机不但不能输出有功功率，反而从供电系舯吸收功率，同步发电机变为同步电动机，即同步发电机处于逆功率状态下运行。 如果同步发电机在逆功率状态下运行，对供电系统是不利的，造成参以并联运行其他机组过载跳闸，供电中断，因此，应采取措施进行逆功率保护。 2.晶体管逆功率保护装置 晶体管逆功率保护装置电路。 由于逆功率保护是有功功率方向保护，因此，它的检测信号，应取电压、电流两方面的信号及其相位关系，并将其转换为反应有功功率的方向和大小的直流电压控制信号。 该装置逆功率保护信号是取自发电机S相的电压和电流来进行单相逆功率检测。它的电压形成回路中，电压变换器m1、m2吨的原边接成对称星形，取出电压Uso作为电压信号，并使Uso与发电机输出的相电压Uso同相位，其电流信IS号由S相的电流互感器取得，经两个单相桥式整流电路VD1、VD2整流，在电阻R3得电压U1，电阻R4得电压U2，功率检测环节是应用 值比较原理进行检测，当R1=R2时，功率检测环节输出的直流控制信号电压Umn与有功功率P成正比，并反映P的方向。在逆功率时，直流控制信号电压Umn为负值，即n点电位高于通m点电位。当逆功率达8％发电机额定功率时，三极管VT1导通，VT2截止，工作电源经电阻R15、R16对电容C进行充电，充电延时约5s，电容C充电电压UC达到稳压管W1击穿电压时，W1管导通，二极管VD3及三极管VT3导通，出口继电器d1通电动作，供电开关自动跳闸，从而达到保护的目的。
柴油发电机组发生重大故障前的有什么警示 柴油发电机组如果遇到很大的故障那就会有很严重的后果，那么发生故障前有哪些征兆呢？ 中国人讲究防患于未然，下面我们来了解下柴油发电机发生重大故障的前兆: 1.烧瓦的前兆 柴油机工作中转速突然降低，负荷加重，发动机冒黑烟，机油压力下降，曲轴箱内发出“唧唧”的干磨擦声，这是烧瓦的前兆。遇到这种情况应立即停机，否则会进一步加重轴瓦的磨损，轴颈表面抓粘迅速扩展，轴瓦与轴颈很快就会粘结抱死，发动机熄火。 2.粘缸的前兆 粘缸一般在柴油机严重缺水的情况下发生，粘缸前发动机运转无力，水温表指示超过100℃，往机体上滴几滴冷水，有“嘶嘶”的响声，并冒白烟，水滴很快蒸发。这时应让发动机低速运转或怠速运转来降低机组温度，若立即熄火，会导致活塞与气缸套发生粘缸。 3.气门落缸的前兆 气门落入气缸，一般是由于气门杆折断、气门弹簧折断、气门弹簧座开裂，气门锁夹脱落等原因引起的。当缸盖部位发出“当当”敲击声(活塞碰气门)，“嚓嚓”磨擦声(活塞碰气门)或伴有其它不正常响声，发动机工作不稳时，往往是气门落缸的前兆，这时应立即停车熄火，否则将会打坏活塞、缸盖和缸套，甚至顶弯连杆，打破机体，折断曲轴。 4.捣缸的前兆 捣缸属破坏性较大的机械故障，除气门落缸引起捣缸外，大多是由于连杆螺栓松退引起的。连杆螺栓松退或拉伸后，连杆轴承配合间隙增大，这时在曲轴箱部位可听到“嗒嗒”的敲击声，敲击声由小变大，福建发动机 连杆螺栓完全脱落或折断，连杆及轴承盖甩出，打破机体及有关零件。 5.断轴的前兆 当柴油机曲轴轴颈轴肩处因疲劳产生隐性裂纹时，故障征兆尚不明显，随着裂纹的扩大加重，发动机曲轴箱内发出沉闷的敲击声，转速变化时敲击声加重，发动机冒黑烟，不久，敲击声逐渐增大，发动机产生抖动，曲轴断裂，随即烯火。因此，当发动机曲轴箱内出现异常声响时，应立即停机检查。 6.飞轮碎裂的前兆 当飞轮出现隐性裂纹时，用手锤敲击，会发出沙哑的响声，发动机工作时，飞轮会产生敲击声，转速变化时，响声会增大，发动机震抖。此时若不停机检查，很容易导致飞轮突然碎裂、碎片飞出伤人等恶性事故。 7.“飞车”的前兆 “飞车”前，柴油发电机一般都会出现冒蓝烟、烧机油或转速不稳现象。开始时柴油机的转速不受油门的控制，迅速上升，直到超过额定转速，发动机冒出大量黑烟或蓝烟。此时若不迅速采取断油、断气、减压等措施制止，发动机转速还会继续升高，并发出狂吼声，排气管浓烟弥漫，转速失去控制，就会造成捣缸等重大事故的发生。
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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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