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柴油发电机组的压缩比降低的原因 压缩比为柴油发电机气缸总容积与燃烧室容积之比，它的变化，不仅影响柴油机的动力性和经济性，而且影响其启动性能。下面就为大家介绍一下压缩比降低的原因： 一、活塞在压缩终了时的位置偏低 1，相关零件变形或主要尺寸极差。例如在磨削曲轴连杆轴颈时，没有调整好偏心距，使磨削后的曲轴回转半径变小；连杆弯曲，使连杆大、小端孔中心距缩短；活塞销座孔铰偏，使活塞销座孔中心线至活塞顶平面距离缩短。这些因素，都会造成活塞在压缩上止点时的位置下移，压缩比下降。因此，修理中应遵守操作规范，保证修理质量；同时在换件时不要忘了检查，不要错换或装用不合格零件。换件时应检查的内容有：曲轴回转半径，连杆大、小端孔的中心距，活塞销座孔中心线至活塞顶平面的距离，机体上平面与主轴承座孔中心线之间的距离。 2，相关零件配合间隙过大。当曲轴主轴承与主轴颈、连杆轴承与连杆轴颈、连杆衬套与活塞销或活塞销与销座孔的配合间隙过大时，在压缩过程中，往往会造成活塞上止点的实际位置下移，使压缩比下降。因此，修理中应将这些配合间隙控制在允许值范围内。 二、燃烧室容积偏大 1，气缸垫厚度超过设计要求，或人为地增加了缸垫厚度。此时应更换符合要求的缸垫。 2，气门与气门座严重磨损，气门下沉量过大(甚至超过极限值)。此时应更换气门与门座圈。 3，活塞顶部凹坑(燃烧室的组成部分)烧蚀缺损，或换错零件，使凹坑容积过大(可用注水对比法检查)。此时应换用合格的活塞。 4，缸盖上的涡流室烧损，或质量不合格，容积过大(可用注水对比法检查)。此时应更换合格的缸盖。
喷油正时的检查和调整 由于燃油的喷射和燃烧都需要一定的时间，对于高速柴油机来说，往往在活塞压缩快到上止点前一定角度开始喷油（此角称喷油提前），以保证燃料在 时刻进行燃烧。因此，喷油是否正时，对于柴油机动力性和经济性影响很大。所以，正如前述，对于使用一定时间或经拆装过又重新装配的柴油机应进行喷油正时的检 与调整。 喷油正时是当活塞处于压缩行程上止点前喷油的时刻。KTTA型柴油机是上止点前5.16m或曲轴转角19°时，在喷油器和油杯之间的距离。喷油正时由推杆的行程量来表示。 1.喷油正时仪的安装 喷油正时的检查和调整是根据活塞位置与喷油器推杆位置的相互关系进行的。为此采用一种专门检查喷油正时的仪器（3375522正时仪，适用于所有康明斯柴油机。 喷油正时仪的安装方法如下： 先将推杆柱塞支撑4安装到活塞柱塞3的外切口里，对准推杆柱塞仪支撑的记号，紧固螺栓。再把指示表1和2装在支撑上、把加长杆安装到活塞行程指示表上。 安装前、首先卸下摇臂室盖、摇臂总成和喷油器。装上正时仪，即将正时仪的测量柴油机活塞行程的杆插进喷油器的座孔里，再把测量喷油器推杆行程的杆插在喷油器推杆球头座上。正时仪有两个千分表：一个千分表的测杆与活塞接触，叫活塞行程千分表：另一个千分表测杆顶在推杆球座上，叫推杆行程千分表，正时仪的安装位置必须与气缸中心线平行，否则影响则量的度。 2.喷油正时的检查 先检查和调整 缸： 1）按曲轴转向转动曲轴，使上止点记号“1-6TC”对准正时齿轮盖上的指引或记号，使一缸处于压缩终了的上止点位置，此时观察正时仪，两只柱塞都上下移动，如果这时发现两只柱塞不是都向上（一只向上，一只向下）移动，说明一缸是处于排气接近完了而进气开始，不是处于压缩终了位置，应将曲轴再转一圈，即可使一缸处于压缩终了位置。 2)在点1位置（活塞处于压缩至上止点位置）将活塞行程表杆下移至碰到活塞柱塞，并使表杆完全压缩后再升高0.64mm左右（为下一步留出量程），将该表固定在测量仪上，并将活塞行程千分表调至“0”位（为了下一步读数方便方便）。 3)顺序曲轴转向转动曲轴至上止点后90°的位置，在此位置将推杆行程千分表下移至碰到推杆柱塞，并使此表杆完全压缩后再升高0.64mm左右，再将表固定并将表调至“0”位。 4)按曲轴转向的相反方向转动曲轴并越过上止点，直到上止点前45°的位置。这一步骤的目的是为下一步测量时传动系统间隙（如齿轮啮合间隙)，以使测量准确。 以上四步均为准备工作，下一步便开始测量喷油提前角的大小。 5)按曲轴转动方向缓慢地转动曲轴，并注意工程活塞行程表，当该表量程为-5.161mm时停转曲轴(此位置是活塞处于压缩行程上止点前19°的位置。在此位置时读出推杆行程表的读数；若读数在规定值范围内，说明喷油是正时的；若读数大于规定值范围，说明喷油提前角过小；若读数小于规定值范围，说明喷油提前角过大。规定值一般在-2.9800～-1.0033之间为正时。
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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推广。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。
