核电厂锡黄铜冷却盘管泄漏原因分析及改进措施

针对某核电厂核岛应急通风系统的锡黄铜冷却盘管发生的泄漏事故,对泄漏管样进行了宏观检查、材质、腐蚀产物、电化学、裂纹宏微观和断口SEM形貌等分析.结果表明,冷却介质中亚硝酸盐环境下锡黄铜发生的应力腐蚀开裂(SCC)是导致其冷却盘管泄漏的主要原因.一方面是因为亚硝酸盐生成的NH4+使锡黄铜管对SCC特别敏感,另一方面锡黄铜管内的残余应力加剧了管的应力腐蚀倾向.对此,提出了将破损冷却盘管更换为紫铜管,并将缓蚀剂中TTA的含量由1.0 mg/kg提高到10～20 mg/kg等改进措施.     

低碳钢在LNG电站烟气介质下的应力腐蚀原因分析

某液化天然气电站余热锅炉尾部受热面发生多次腐蚀泄漏。通过裂纹形貌观察、腐蚀产物分析、腐蚀性元素测量和管壁温度有限元计算等表明,裂纹具有典型应力腐蚀(SCC)形貌特征,腐蚀类型为沿晶SCC。导致SCC的原因是,机组调峰运行启停过程中的某些时段给水或烟气温度较低,使管外壁温度低于烟气露点从而导致烟气结露,形成SCC液态环境。SCC腐蚀的主导组分是CO2水溶液。     

发电厂冷凝器黄铜管的断裂失效分析

借助化学分析、XRD,SEM及EDS等测试手段,对断裂失效的某发电厂冷凝器用锡黄铜管进行了分析.结果表明,断裂失效的原因主要是应力腐蚀和腐蚀疲劳.并根据断裂机理,提出了预防措施.     

某GIS设备黄铜三通阀法兰失效分析

某变电站GIS设备黄铜三通阀法兰出现大批量的断裂或开裂现象,易导致SF₆气体泄漏,存在严重安全隐患。文中通过对失效三通阀的宏观形貌、化学成分、金相组织、结构等多方面进行分析、研究,明确了三通阀的开裂原因并提出改进措施。结果表明三通阀法兰材质为铅黄铜,因结构设计及装配方式不当受到较大的周向拉应力,在周围环境含有氧、硫元素的腐蚀性作用下,沿法兰的应力集中区域发生应力腐蚀开裂。     

奥氏体不锈钢尖峰加热器管泄漏原因分析

通过对某电厂奥氏体不锈钢尖峰加热器泄漏管进行宏观检查、化学成分、力学性能、金相检验、扫描电镜及能谱分析等试验,结合尖峰加热器管在运行中的特殊工况,对其泄漏原因进行了分析和研究。发现该管泄漏部位的微观裂纹走向呈穿晶形貌,断口表面形态主要为解理断裂,断口处的腐蚀残留产物中有较高含量的Cl元素,认为泄漏是由于尖峰加热器管在使用环境下介质中携带有害的Cl-,导致钢管在拉应力作用下产生应力腐蚀开裂,并就如何防止类似事故的发生提出了建议。     

扁平连接器线束故障原因分析

针对扁平连接器线束故障中接触不良的问题,使用CT设备、金相显微镜以及扫描电子显微镜、模拟试验等设备与方法,对接触不良线束进行原因分析.结果表明:接触不良的直接原因为线束接触片出现裂纹或断裂导致,属于应力腐蚀开裂(SCC).连接器中的电子流动方向是造成奇偶数位接触片腐蚀状态差异的直接原因.镀镍黄铜表面微裂纹,使黄铜基材裸...     

钛管凝汽器运行十年

宝钢自备电厂位于长江入海口吴淞地区,一年中约有半年遇到海水倒灌(每年十月下旬到次年四月底)。冷却水中的C1-最高可达3500mg/l。在宝钢附近的电厂在使用铝黄铜管后出现明显的坑蚀、溃蚀、应力腐蚀和脱锌腐蚀现象,造成凝汽器频繁泄漏。为此,我厂在建厂初期对凝汽器管材选择作了大量的论证。考虑到海水倒灌,泥沙量大等因素,希望选择一种具有耐腐蚀性及耐久性好的材质。当时了解到钛管在耐蚀性和耐久性方面均比铝黄铜管好数十倍(见表1)。     

石嘴山发电厂~#9炉高温段过热器泄漏原因金相分析

对石嘴山发电厂＃9炉高温段过热器泄漏管进行了宏观、微观等试验分析,认为应力腐蚀是导致该管泄漏的主要原因。     

脱锌腐蚀对H68A凝汽器黄铜管早期泄漏的影响

针对某火电厂H68A凝汽器黄铜管早期腐蚀泄漏问题,本文运用拉伸力学性能测试、扫描金相一微区成分分析和X射线衍射物相分析等先进检测手段对H68A凝汽器黄铜管内壁腐蚀特性进行观察和分析.结果表明,造成H68A凝汽器黄铜管腐蚀泄漏的主要原因是脱锌腐蚀.并且发现铜管选材不当、使用前没有成膜处理、冷凝水质不稳定和内表面的残碳膜等是其产生脱锌腐蚀的主要因素.     

某电厂水冷壁管氢致应力腐蚀泄漏原因分析

某电厂一台超临界锅炉水冷壁管在检修中发现3处穿透裂纹,裂纹位于水冷壁管排安装拼接焊缝附近。水冷壁管常见泄漏原因包括超温、腐蚀减薄和磨损减薄等。通过DR、金相和电镜等方法分析了该水冷壁管的开裂原因,发现氢致应力腐蚀是管壁泄漏的原因,氢致应力腐蚀使材料在没有发生明显变形减薄的情况下发生低应力脆性开裂,开裂前无征兆,危害很大。     

换热器铜管应力腐蚀分析

本文主要针对空调由于环境因素与结构导致换热器铜管应力腐蚀造成底部铜管泄漏问题。对于泄露件先通过充气确定泄露位置,对泄露位置取样,经过镶嵌、打磨、抛光,制作金相观察断裂位置形貌特征、晶粒尺寸、应力测试实验以及现场环境等情况进行分析。确认泄露原因为应力腐蚀造成的,由于泄露件工作环境有腐蚀介质,以及积水将导致接触到的铜管产生应力腐蚀的现象发生。为阻止腐蚀现象的继续发生,并根据应力腐蚀产生的机理,从应力腐蚀发生的三个必要条件水、腐蚀介质、金属出发,并结合实际情况提出相应整改措施,例如对换热器与底盘结构进行相应改进和优化,以及对铜管表面进行防腐处理。     

热网加热器换热管泄漏原因分析及处理

某电厂热网加热器不锈钢换热管使用1年半即发生开裂泄漏。通过对开裂管样进行宏观检验、化学成分分析、金相组织分析、电镜及能谱分析,认为其主要由不锈钢的应力腐蚀所致。对此,建议严格控制热网水中的Cl-、溶解氧、硬度等指标;在加热器停运后,立即采用除盐水冲洗以降低管内壁的Cl-浓度,并将换热管充水保护改为充氮保护。     

铜镍合金换热管的失效机理分析

某型海水换热器的冷却介质为海水。换热器运行数月后,换热管发生泄漏。对泄漏管的材质进行宏观及微观分析,测试结果表明,由于设计方案存在缺陷,致使海水换热器的冷却效率较低,在高温介质的加热下,换热器内的海水已呈沸腾状态,从而产生大量的气泡,发生了空泡腐蚀现象,造成换热管被迅速腐蚀,引发了材质的穿孔泄漏现象。     

海滨电厂凝汽器的腐蚀与保护

海滨电厂通常采用海水作为冷却介质。用海水冷却具有水温低、水源稳定可靠、经济等优点。但是海水将对凝汽器产生严重的腐蚀,因此海滨电厂凝汽器的腐蚀控制是一个极为重要的问题。黄岛电厂位于黄海胶州湾畔,现有两台125MW发电机组,循环水的电阻率为24.4Ω·cm,pH值为8.0。凝汽器的水箱用10CrMoAl低合合金制造,内衬环氧玻璃布,管板为HSn62-10锡黄铜,冷却管用B10铜镍合金。管子装机前用MBT+BTA预先成膜。从1980年到1985年之间,铜管多次发生     

热网加热器换热管泄漏原因分析

阜新金山煤矸石热电有限公司l号热网加热器运行3个月后,换热管发生泄漏.经分析,换热管泄漏是由于不锈钢的应力腐蚀开裂造成的.引起应力腐蚀的主要原因是换热管工作介质中含有氯离子.并且管中存在明显的残余应力.     

LW12-550型罐式断路器储气罐黄铜节流阀开裂原因分析

利用外观分析、化学成分分析、显微组织检测、扫描电子显微镜观察SEM、能谱分析EDS等试验方法对LW12-550型罐式断路器储气罐黄铜节流阀开裂原因进行了分析。结果表明:黄铜节流阀化学成分中含铅量严重超标,材质纯净度差,节流阀开裂属于在硫化物腐蚀环境下的应力腐蚀开裂。     

凝汽器黄铜管内应力检验方法的研究

一、前言应力腐蚀破裂是凝汽器黄铜管的主要损坏形式之一。把黄铜管的内应力严格控制在安全使用范围内,是防止发生腐蚀破裂的主要手段。以往检验黄铜管内应力的大小多用汞盐法,现在看来,此法除本身的科学性不够严谨外,还存在有许多不可克服的致命敝病。如,它只能检验出内应力≥98.067MPa的试件。按目前火力发电厂和原子能发电站大机组的水质情况,这样大内应力的黄铜管,在运行中肯定会发生问题。又如     

应制订专门的凝汽器铜管内应力检验标准——兼论YB781—75存在的问题与铜管断裂间关系

本文以大量事实阐明火电厂凝汽器黄铜管不同于一般热交热器铜管,由于使用环境恶劣,内应力大于19.6MPa(2kgf/mm~2)时容易发生应力腐蚀破坏,严重影响发电机组的安全运行。现行的《热交换器用黄铜管内应力检验方法》(YB781—75)不能保证黄铜管内应力低于19.6MPa(2kgf/mm~2),应根据凝汽器管的特殊性,建立不同于一般热交换器管的内应力检验标准,作者通过实践和试验认为用24小时氨薰法来检验凝汽器铜管内应力是适宜的。     

凝汽器黄铜管内应力检验方法对比试验研究

一、前言合金存在较高的拉应力时,在适当的腐蚀介质中,可产生腐蚀破裂,黄铜管腐蚀破裂倾向最大。在一个世纪之前就有人注意到这种现象,最早是发现黄铜弹壳的破裂,在十九世纪八十年代到九十年代德国发生过不少次弹壳破裂报废。第一次世界大战后美国军火库中子弹储     

凝汽器管的选材和防腐

经过多年对腐蚀管的解剖分析，确认凝汽器管的腐蚀主要有冲击腐蚀和沉积腐蚀两类。指出用河水作为冷却时，采用胶球清洗，停机放水等措施后，腐蚀趋势明显降低。日本ＢＳＴＦ３使用５年未发生腐蚀泄漏现象。