Capitolo II - Problemi di Degrado nei Generatori di

CAPITOLO 2
Problemi di Degrado nei Generatori di Vapore e il loro Impatto
sull’Esercizio delle Centrali PWR
2.1
Generalità.
Gli attuali generatori di vapore per reattori ad acqua pressurizzata (PWR) sono soggetti a
diversi meccanismi di degrado tali da rendere necessarie periodiche operazioni di ispezione,
manutenzione e riparazione.
Storicamente il generatore di vapore (SG) è considerato il più fastidioso tra i principali
componenti dei commerciali PWRs sparsi per il mondo. Una recente indagine dell’IAEA ha
evidenziato che dal 1985 al 1994 il non programmato fuori servizio dei generatori di vapore abbia
portato alla perdita di 87 bilioni di kWh stimabili in 3 bilioni di dollari per mancata produzione e
870 milioni di dollari come costi aggiuntivi per la fornitura della potenza perduta; i totali suddetti
ammontano fino a circa cinque o sei volte il loro valore nel caso in cui vengano incluse nel
computo sia i fuori servizio programmati che quelli non programmati.
Nell’arco dello stesso periodo, negli Stati Uniti le fermate legate ai guasti agli SGs,
seconde solo a quelle per il ricambio del combustibile, hanno inciso in maggior misura sulla perdita
di produzione di energia elettrica, con una riduzione del fattore di carico per gli impianti nucleari
intorno al 3% [11].
Questi numeri dimostrano ampiamente quanto è estremamente importante e necessario
investigare su tutti i potenziali meccanismi di degrado dei tubi degli SGs e il loro impatto
sull’integrità di un componente così vitale per l’intero impianto.
2.2 Tipologie di Guasto e problemi di Degrado.
I problemi di affidabilità hanno afflitto i generatori di vapore sin dall’introduzione della
tecnologia dei reattori nucleari ad acqua pressurizzata commerciali, negli ultimi anni cinquanta.
Varie forme di degrado dei tubi negli SGs hanno portato a tappare, plugging, più di 100000 tubi
fino al 1998 [12] in tutto il mondo. Nel solo anno 1996 il 41% dei 226 PWRs funzionanti inclusi
nel rapporto annuale dell’EPRI (Electric Power Research Institute) sulla situazione mondiale dei
problemi legati ai generatori di vapore, hanno richiesto l’operazione di plugging. Circa 105
generatori di vapore in 37 PWRs sono stati sostituiti dalla fine del 1996 per gravi problemi di
degrado, incluso 44 generatori in 15 impianti negli Stati Uniti. Il costo associato alla sostituzione di
34
uno SG oscilla tipicamente tra 100 milioni e 200 milioni di dollari per impianto non considerando i
costi aggiuntivi per rimpiazzare la mancata energia prodotta [13].
Le cause che hanno portato a sigillare i tubi nei generatori di vapore si sono evolute nel
tempo in relazione alle differenti soluzioni di progetto adottate, nel rispetto delle linee guida,
regulatory guidelines, per il mantenimento dell’integrità dei tubi. Questo è chiaramente mostrato in
Figura 2.1 che evidenzia la situazione negli USA dal 1973 al 1996: le cause che hanno portato al
degrado dei tubi negli SGs sono cambiate nel tempo in relazione alle diverse tipologie di progetto,
alle specifiche condizioni al contorno (condizioni chimico-fisiche dell’ambiente di lavoro) e ai
materiali impiegati.
Figura 2.1
Causes of steam generator tube plugging in the U.S. by year.
Come si sono presentate nuove forme di degrado, si è reso necessario lo sviluppo di nuovi
specifici meccanismi di protezione o di manutenzione. I punti base di questa evoluzione storica
vengono sommariamente illustrati nel seguito.
Nei generatori di vapore convenzionali i primi problemi legati al wastage “sciupio” dei tubi
erano dovuti all’utilizzo di un basso valore del rapporto molare dei fosfati Na/PO2 nella chimica
dell’acqua. Questo problema fu essenzialmente eliminato con l’introduzione del controllo chimico
dell’acqua secondaria tramite la sua misura del pH. I susseguenti problemi di denting
“ammaccamento” sui tubi sono stati risolti attraverso il controllo della chimica delle acque,
sostituendo le leghe rivestite di rame nel sistema secondario, e riprogettando le piastre di supporto
dei tubi (TSPs) per eliminare l’uso dell’acciaio al carbonio e modificando la geometria delle
giunzioni con i tubi. La Figura 2.1 indica chiaramente che negli anni recenti fenomeni di corrosione
sotto tensione sul diametro esterno e di attacco intergranulare (ODSCC/IGA) e, in minor misura,
35
stress corrosion cracking dell’acqua primaria (PWSCC), sono diventati le principali cause del
plugging dei tubi nei generatori statunitensi.
Nell’ultimo rapporto annuale sui generatori di vapore pubblicato dall’EPRI, nel contesto
dello Steam Generator Management Project (SGMP), sono elencati i principali meccanismi di
degrado: per esempio, nel 1999 in 238 impianti funzionanti un totale di 8546 tubi furono riparati a
causa di differenti modalità di degrado. Dalla statistica di tutte le cause che hanno indotto
riparazioni sugli SGs sparsi per il mondo nel periodo 1973-1999 è possibile redigere la seguente
graduatoria: 42% per ODSCC, 27% per IDSCC, 13% per wear “logoramento”, 4% per attacco
intergranulare, 14% altro. In ogni modo durante gli ultimi cinque anni la ODSCC ha incrementato
la sua importanza fino ad un 45%. In generale tutti i generatori di vapore mostrano una vita più
breve in confronto a quella dell’intero impianto e questo rende una loro periodica sostituzione una
pratica oramai comune: 61 generatori di vapore in 21 impianti sono o saranno sostituiti nel solo
periodo 2000-2005 [14].
Le problematiche legate alle diverse tipologie di degrado dei tubi negli Steam Generators,
riassunte in Tabella 2.1 e mostrate nel dettaglio in Figura 2.2, hanno avuto un significativo impatto
sull’esercizio di un impianto nucleare (Tabella 2.2 [11] e Tabella 2.3 [14]). Come conseguenza si
rende necessaria un scelta di compromesso tra il continuare ad esercire con generatori di vapore
degradati con più alti costi di gestione e manutenzione, una più alta esposizione del personale alle
radiazioni e maggiori rischi di forzati fuori servizio o il sostituire completamente il componente
difettoso.
Tabella 2.1
Steam Generator Degradation Definition
36
Figura 2.2
Sketch of recirculating steam generator (UTSG) with indicated problems
Tabella 2.2
Units reporting steam generator problems worldwide (1992)
37
Year
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
Total
fault %
Fatigue
4
14
4
5
1
3
12
4
6
2
9
14
13
18
13
11
8
1
74
1130
822
110
72
55
0.851
Tabella 2.3
IGA
3
234
180
2
122
289
535
606
33
470
405
280
76
89
35
91
73
550
173
264
4086
Impingement
6
1
1
2
1
14
18
7
689
478
278
754
114
316
172
90
58
72
72
1114
Other
1024
709
464
374
499
221
990
1323
983
331
507
1832
1301
2059
2137
1978
2196
3075
2126
2077
3709
4241
3228
2695
998
506
465
7197
Pitting
2
15
30
2
1086
3357
2221
265
4307
645
377
634
531
479
284
2255
146
148
80
68
41
56
130
2012
Prevetactive
SCC-ID
SCCOD
Thinning
Wear
18
1
3
2343
3548
1172
1068
405
174
140
35
385
1931
414
104
1774
1741
1209
1392
205
504
57
72
87
97
394
131
2028
3
2
0
0
33
35
53
94
733
1644
1297
251
1444
797
1905
2521
2104
3739
3719
2293
2253
2813
20059
2978
1486
945
1754
27148
0
9
7
22
41
52
313
7513
1094
477
4269
1732
1752
2713
3389
4588
3243
3268
8978
7460
7227
16398
9943
16545
5459
2502
2712
41975
2461
1494
1343
951
12
53
87
387
413
260
870
183
261
305
98
52
62
93
58
40
48
28
46
31
126
25
49
0.758
15
0
11
96
59
35
95
38
138
158
85
470
657
228
534
462
466
664
492
621
524
481
414
508
496
663
829
12831
Worldwide causes of steam generator tube repair
In principio si pensava che gli incidenti fossero essenzialmente legati ad isolati difetti di
fabbricazione, ad una cattiva chimica dell’acqua, ad una non corretta gestione in fase di esercizio e
ad altri fattori secondari. In seguito un più ampio campionario di rotture iniziò ad emergere,
richiamando all’attenzione anche le più ovvie cause e modalità di guasto. I fattori fisici più spesso
responsabili di queste forme di degrado e i tipici interventi correttivi sono brevemente illustrati:
o
Materiali Impiegati per il Fascio Tubiero – In origine la principale causa della
formazione di difetti nei tubi era rappresentata dalla lega inizialmente impiegata in
modo diffuso nei generatori di vapore sia dagli Stati Uniti che dal resto del mondo:
Inconel 600 sottoposto a ricottura (MA, mill-annealed) costituisce storicamente il
materiale più comunemente usato per generatori di vapore, una lega leggera in
nickel che ha dimostrato di essere suscettibile a diverse forme di fessurazione,
pitting, denting e altre forme di degradazione. Le stesse problematiche si sono
presentate con Alloy 600 termicamente trattato ad una più alta temperatura e ciò a
spinto i fabbricatori di generatori di vapore (Westinghouse, Babcock & Wilcox,
38
Framatome e Mitsubishi) all’impiego della lega Inconel 690 TT (termicamente
trattato) che ha dimostrato essere 9-10 volte più resistente alla fessurazione lato
secondario (EAC, Environmentally Assisted Cracking) nei confronti dell’Inconel
600 MA per un più alto contenuto in cromo (30% vs. 15%) [11][19]. Poche
informazioni sono tuttora disponibili su Alloy 690 TT per la sua limitata esperienza
in esercizio anche se si è già mostrato ampiamente affidabile per futuri impieghi.
Tutte le attività svolte sui materiali di impiego per i fasci tubieri hanno messo in
evidenza che la composizione e la microstruttura, fortemente influenzate dai
processi di fabbricazione dei materiali, rappresentano appena due delle tante
variabili che assicurano l’integrità strutturale dei tubi e che maggior attenzione
dovrà essere riservata al progetto del lato secondario, specialmente alla chimica
dell’acqua e alla formazione di depositi;
o
Progetto e Materiali per la Piastra Tubiera – L’attacco delle estremità del fascio
tubiero alla piastra tubiera rappresenta da sempre il punto cruciale dell’intero
generatore di vapore. Fenomeni di attacco intergranulare - fessurazione per
corrosione sotto tensione (IGA/SCC) sul lato secondario fu trovato inizialmente nei
crateri fra tubi e piastra tubiera nei generatori di vapore che avevano una
espansione parziale dei tubi sulla piastra o dove un accumulo di fanghi (sludges)
sulla piastra aveva creato degli effetti cratere. Nei generatori di vapore si sono
avuti numerosi fenomeni di corrosione sul lato secondario della piastra tubiera a
causa dell’ingresso di impurezze collegate alle perdite nel condensatore. I prodotti
di corrosione che entrano nel generatore di vapore come particolati consistono
generalmente in prodotti di ferro o rame o specie ioniche di questi materiali. Una
volta nello SG, questi prodotti di corrosione reagiscono o chimicamente o mediante
agglomerazione per formare fanghi che si depositano sulla superficie del lato
secondario della piastra tubiera. Questi fanghi costituiscono delle concentrazioni di
impurezze che producono la formazione di localizzati ambienti chimicamente
aggressivi. Nei generatori di vapore francesi di PWR da 1300 MWe si sono
riscontrate delle cricche trasversali nei tubi in corrispondenza della faccia superiore
della piastra tubiera (Figura 2.3). I tubi interessati sono quelli della zona centrale
del fascio, nota come zona di accumulo dei fanghi.
39
Figura 2.3
Sludge deposited on top of the tubesheet
Il problema si manifesta come una strizione locale che provoca delle ammaccature
(denting) e nei casi estremi delle fessure. Essa è dovuta a fenomeni di lenta
ossidazione di particelle metalliche contenute nei fanghi, che determinano un loro
accrescimento di volume. La più probabile sorgente di deformazione locale del
tubo è l’effetto combinato di fanghi e particelle che portano ad una fessurazione
per corrosione sotto tensione. Per ridurre tali fenomeni di deterioramento dei tubi
nei più moderni generatori di vapore sono state adottate differenti soluzioni
progettuali delle piastre tubiere e delle zone di attacco ai tubi con un opportuna
scelta dei materiali: sottile rivestimento di qualche millimetro depositato per
saldatura di materiale resistente alla corrosione (Inconel o Incoloy). I tubi sono
saldati al rivestimento della piastra tubiera e possono essere espansi
meccanicamente mediante rullo in corrispondenza delle sezioni superiore ed
inferiore della piastra. Un’alternativa alla espansione meccanica è l’espansione
idraulica del tubo o mediante carica esplosiva. Il giunto espanso nella parte
superiore della piastra serve a chiudere il gap tra il tubo e la piastra tubiera per
evitare la corrosione interstiziale (deep crevice corrosion).
o
Progetto e Materiali per le Piastre di Supporto dei tubi – L’intero fascio tubiero
è supportato al di sopra della piastra tubiera da piastre di sostegno e barre
antivibrazione (Figura 2.4). Le connessioni dei tubi alle piastre di supporto tendono
ad accumulare fanghi dando luogo a fenomeni di corrosione localizzata,
fessurazione e logoramento (fretting) (Figura 2.5). Altri inconvenienti riscontrati in
modelli di generatori Westighouse riguardano l’usura nella regione delle curve ad
U in corrispondenza delle barre antivibrazione (AVBS, antivibration bars). Questo
inconveniente è stato eliminato con tolleranze più strette e la sostituzione del
materiale da Inconel cromato ad acciaio inossidabile tipo 405.
40
Figura 2.4
Sketches of some support plate hole designs. (a),(b) drilled without flow holes;
(c) broached-trefoil; (d) broached-quatrefoil; (e) egg crate
Denting
Figura 2.5
Some degradation problems at tube support plate
41
Ciascuna griglia di sostegno è costituita da due righe di lamine arrotondate in
acciaio inossidabile, alte circa 20 mm, disposte in due piani orizzontali sovrapposti
(Figura 2.6). Questo progetto permette di avere grandi sezioni di passaggio per la
portata, piccole perdite di carico e la eliminazione della possibilità di deposizione
di contaminanti. Le diverse lamine sono mantenute in posizione da piastre più
spesse collegate in diagonale fra loro, ciò permette una perfetta inserzione dei tubi
senza alcun danno a causa della elevata precisione che può essere raggiunta. Una
miglioria nel progetto e nel materiale dei supporti ha prevenuto la formazione di
ricoprimenti di vapore attorno ai tubi e minimizzato la formazione di depositi
corrosivi di fanghiglia. Tutto questo ha contribuito a migliorare le prestazioni
dell’intero generatore di vapore.
Figura 2.6
Tube support plate and antivibration bar
o
Curve ad U a corto raggio – Nei generatori di vapore con fascio tubiero ad U,
tipo Westinghouse, i tubi vicini al centro del fascio hanno un più piccolo raggio di
curvatura. Durante le operazioni di fabbricazione le curve ad U a corto raggio sono
soggette a più gravose tensioni di quelle a più largo raggio o rispetto alle porzioni
rettilinee di tubo. Ciò favorisce l’innesco di fenomeni di fessurazione da corrosione
sotto tensione dovuta all’acqua primaria (PWSCC). Le cricche delle righe interne
delle curve ad U possono essere controllate mediante l’eliminazione in sito delle
tensioni residue con operazioni di shot peening o preventivamente tappando i tubi
suscettibili. Anche i supporti delle curve ad U sono realizzati mediante sottili
lamine di acciaio inossidabile per prevenire la formazione di ristagni di vapore o di
depositi fangosi.
I generatori di vapore tipo once-through (Babcok & Wilcox) hanno mostrato meno
problemi di degrado rispetto alla tipologia Westinghouse sin dalla loro prima messa in funzione. I
motivi di un loro migliore comportamento nei confronti dei vari fenomeni di degrado sono da
imputare ad una diversa concezione progettuale delle piastre di supporto dei tubi che ha portato ad
una riduzione della possibile area di attacco corrosivo e all’impiego di leghe opportunamente
42
pretrattare. Queste migliorie tecnologiche e di progetto sono state attualmente adottate anche nei
generatori di vapori a tubi ad U.
2.3 Manutenzione e Riparazione.
Diverse strategie sono state adottate per minimizzare i problemi di degrado e prolungare la
vita dei generatori di vapore. Un più attento controllo della chimica delle acque e periodici lavaggi
chimici sono stati usati per ridurre il numero di rotture e limitare se possibile le operazioni di
plugging e sleeving. Allorquando accade la rottura di un tubo, i rimedi comunemente adottati per
continuare nel funzionamento del generatore di vapore sono quelli di tappare i tubi rotti (plugging)
o inguainarli (sleeving). Nel seguito riassumiamo le principali operazioni di manutenzione:
o
Miglioramento della chimica dell’acqua – Varie sono le ragioni di formazione di
difetti o rotture sui tubi ma senza ombra di dubbio un notevole contributo è fornito
dalle impurezze o dal particolato contenuto nell’acqua del circuito secondario che
si deposita nei crateri formando uno strato di fanghiglia. Anche un’acqua
eccessivamente basica o acida oppure eccessivamente ossidante o riducente
favorisce un qualsiasi processo corrosivo. Cambiamenti nella chimica dell’acqua
secondaria negli anni ha portato a sostituire i trattamenti con fosfati con quelli
impieganti agenti chimici volatili per ridurre la formazione di particolati solidi che
si possono depositare nelle fessure e nei crateri presenti sulle superfici dei
generatori di vapore. Un migliore trattamento della chimica dell’acqua ha portato
qualche vantaggio ma non ha arrestato un diffuso degrado dei tubi in Inconel 600
ricotto. Un elevato contenuto di litio nell’acqua che determina un elevato pH
(utilizzato per controllare l’intensità di dose nel circuito primario) può
ulteriormente inasprire i problemi di PWSCC.
o
Lavaggio – L’accumulo di fanghi e prodotti di corrosioni all’esterno dei tubi
(essenzialmente magnetite e composti del rame [16]), specialmente alle
connessioni con la piastra tubiera e le piastre di supporto, sono responsabili di varie
forme di degrado, incluse la fessurazione per corrosione sotto tensione e l’attacco
intergranulare. Metodi di lavaggio di natura puramente meccanica come, flussi di
acqua in pressione, o di natura puramente chimica come, bagni di acido borico
fuori funzionamento o aggiunta di acido borico in esercizio, sono stati impiegati
per ridurre la formazione di depositi e mitigare o rallentare i processi di
degradazione. In sei unità negli Stati Uniti [16] si è resa necessaria l’operazione di
lavaggio chimico (Tabella 2.4) prima del 1994.
43
Tabella 2.4
Steam Generator Chemical Cleaning in the United States
o
Tappaggio dei tubi – Al Dicembre 1993 [11] circa 38000 tubi o lo 0.9 % di tutti i
tubi dei generatori di vapore in esercizio negli Stati Uniti sono stati tappati (Figura
2.7). In generale il 15 o 20 % dei tubi potrebbe dover essere tappato prima che si
renda necessaria l’operazione di sostituzione dell’intero generatore. Un eccessivo
numero di tubi tappati impedisce un corretto efflusso di refrigerante e questo
potrebbe richiedere una significativa riduzione nella potenza generata. I generatori
di vapore sono progettati per avere un numero di tubi in eccesso, perciò vengono
generalmente sottoposti al plugging quando iniziano a degradarsi. Una volta che
un certo numero di tubi è stato messo fuori servizio, l’operatore potrebbe decidere
di inguainare i tubi incluso quelli che inizialmente erano stati tappati. Dal 1987 al
1991, in varie unità sparse nel mondo, diverse sono state le posizioni dei difetti che
hanno portato al plugging dei tubi come è illustrato in Tabella 2.5.
Figura 2.7
Number of steam generator tubes plugged per year (1993)
44
Tabella 2.5
Location of Defects Requiring Tube Plugging at Units Throughout the World
(Percent of Tube Plugged)
o
Incamiciatura dei tubi – L’operazione di incamiciatura è utilizzata solamente per
i tubi che presentano fessure penetranti non più del 40 % lo spessore del tubo;
fessurazioni più serie portano all’inevitabile tappaggio del tubo interessato. Un
piccolo tubo o un semplice manicotto è inserito internamente al tubo in
corrispondenza della rottura del tubo, a cavallo dell’area degradata. Il manicotto è
poi saldato all’interno del tubo stesso per isolare il tutto o mediante brasatura o
mediante saldatura laser. Nello sleeving collegato con brasatura il metallo di
apporto è riscaldato fino al punto di fusione e poi alimentato sulle superfici di
contatto fra manicotto e tubo generando in tal modo una nuova struttura resistente
alla pressione. Questa tecnica è difficile da applicare al giunto inferiore della
piastra tubiera; in questo caso è necessario o espandere il manicotto o sigillarlo
mediante saldatura laser. La tecnica della saldatura laser raggiunge una profonda
penetrazione con una piccola larghezza del cordone utilizzando potenti laser
installati all’esterno del contenimento. Si può saldare in qualsiasi posizione
trasmettendo l’energia del laser mediante fibre ottiche. Le saldare circonferenziale
sono ottenute mediante una rotazione a spirale di uno specchio riflettente. Il
manicotto riesce a sigillare effettivamente le perdite di acqua nel secondario.
Questa tecnica di riparazione è in genere limitata alle porzioni di tubo vicino alla
piastra tubiera (Figura 2.8). Sebbene l’incamiciatura sia più costosa della sigillatura
e l’efflusso di acqua attraverso il tubo ne sia debolmente influenzato, la parte
interessata rimane in servizio. Negli Stati Uniti circa due dozzine di impianti
PWRs hanno avuto un’operazione di sleeving.
45
Figura 2.8
Sleeving Techniques
o
Accorgimenti migliorativi – Il vapore a bassa pressione che abbandona il turbo
generatore viene riconvertito in acqua nel condensatore prima di ritornate nel
generatore di vapore. Il condensatore è uno scambiatore di calore in cui l’acqua di
refrigerazione necessaria per la conversione del vapore è prelevata da un fiume o
direttamente dal mare. Perdite o condizioni di degrado dei tubi del condensatore
possono contaminare l’acqua del circuito secondario ed inasprire così fenomeni
indesiderati sui tubi del generatore di vapore. Opportuni accorgimenti sulla scelta
dei materiali per il condensatore (es. tubi in titanio), più sofisticate apparecchiature
di rilevazione di perdite e un miglior controllo della chimica dell’acqua,
minimizzano i problemi relativi al condensatore e quelli associati al generatore.
Nonostante gli accorgimenti migliorativi per il condensatore, il controllo della purezza
dell’acqua, i programmi di ispezione e lavaggio, una diversa gestione delle condizioni di esercizio e
altre azioni ancora, nuove problematiche di degrado stanno tuttora continuando a verificarsi.
Recentemente sono state riscontrate fessurazioni circonferenziali in corrispondenza dell’attacco
alla piastra tubiera completamente ignorate dalle tecniche standard di rilevazione ed ispezione.
Sebbene le cricche circonferenziali non siano un fenomeno nuovo, nuove apparecchiature per
l’ispezione dei tubi hanno mostrato che le fessure potrebbero essere più numerose di quelle
inizialmente ipotizzate. I rapporti dell’EPRI evidenziano come 28 impianti dal 1987 abbiano
riportato fessurazioni circonferenziali in prossimità della piastra tubiera.
Nel 1994 cricche circonferenziali furono rilevate in più di metà dei tubi all’attacco alla
piastra tubiera nei generatori di vapore dell’impianto nucleare di Maine Yankee. Il gestore, Maine
Yankee Atomic Power Company, ha provveduto allo sleeving di tutti i 17,109 tubi nei tre circuiti
dell’impianto. La riparazione è stata stimata in un costo complessivo di 64 milioni di dollari, non
46
tenendo conto dei costi aggiuntivi per la mancata fornitura di energia elettrica. Visti gli ultimi
ritrovati da parte dell’industria, l’ente di controllo statunitense (NRC) ha ordinato a ciascun gestore
di impianti PWR di mettere alla prova le nuove tecniche di rilevazione, testate con successo
durante la fase di ispezione del reattore Maine Yankee.
2.4 Sostituzione di un Generatore di Vapore.
Quando un gestore di impianto decide la completa sostituzione dei suoi generatori di
vapore deve necessariamente passare attraverso un notevole sforzo di pianificazione comprendente
un accurato esame del danno ai generatori., una stima del periodo necessario per la sostituzione e
dei costi associati all’operazione. Un totale di ben 12 impianti negli Stati Uniti ha necessitato la
completa sostituzione dei suoi generatori di vapore, tutti del tipo a tubi ad “U”, come mostrato in
Tabella 2.6 [16].
Due sono le tecniche utilizzate nella sostituzione del generatori di vapore: il metodo “pipecut” e quello “channel-head-cut”.
Nel primo metodo l’intero generatore di vapore è rimosso dal sistema di refrigerazione del
reattore tagliando le tubazioni del ramo caldo e del ramo freddo in prossimità dei fondi del
generatore. Il nuovo componente sostitutivo viene ricollegato alle tubazioni primarie per terminare
così l’operazione di riparazione. Se il portale del contenimento del reattore è sufficientemente
largo, l’intero generatore di vapore potrà essere rimosso intatto (dopo aver disconnesso la linea di
alimento e i giunti flangiati della linea vapore) e sostituito. Questo non solo riduce i tempi di
sostituzione e il rischio di esposizione del personale addetto all’operazione, ma anche i costi della
intera riparazione.
Nel secondo metodo la separazione del generatore di vapore dal resto del circuito è
realizzata con un taglio della cupola inferiore appena al di sotto dell’attacco della piastra tubiera.
Sia il tempo di fuori servizio del generatore che il rischio di esposizione alle radiazione
degli addetti si è ridotto notevolmente ottimizzando e pianificando nel dettaglio tutte le operazioni
di riparazione (Tabella 2.6). Una tra le più recenti sostituzioni, Unità South Carolina Electric & Gas
Company’s Summer, ha richiesto 38 giorni dal momento in cui il generatore è stato separato dal
sistema di refrigerazione fino alla prima messa in pressione delle tubazioni lato secondario per le
prove di tenuta. Il record di sostituzione spetta all’Unità 1 di Gravelines con i suoi 37 giorni.
Durante le fasi di sostituzione, così come in altre operazioni di routine (es. ricarica del combustibile
e manutenzione), la NRC impone a ciascun gestore di tenere basso il rischio indebito di esposizione
secondo il principio ALARA (“as low as reasonably achievable”). L’esposizione totale dei
lavoratori nella centrale di Summer fu di 33 rem pro capite mentre raggiunse un valore di 24 rem
nell’Unità1di North Anna. La sola eccezione nel continuo trend positivo in fatto di tempo di
sostituzione e tasso di esposizione è rappresentato dall’Unità2 di Millstone a Waterford: una delle
47
tubazioni della “cold leg” si spostò nel momento in cui è stata tagliata. Lo spostamento, avvenuto
malgrado i vincoli alla tubazione, liberò le tensioni nelle tubazioni generate durante l’installazione
e l’esercizio. A causa di ciò, la Northeast Nuclear Energy Company condusse un accurato esame
delle sollecitazioni sulle tubazioni e la verifica del loro allineamento. Tali operazioni comportarono
un periodo addizionale di 41 giorni seguiti da 12 giorni per le fasi di saldatura e ispezione
radiografica.
Tabella 2.6
Steam Generators Replacements in the United States
48
2.5 Costi e Benefici della sostituzione di un generatore di vapore.
2.5.1 Costi di sostituzione.
La completa sostituzione di un generatore di vapore può risultare una scelta economica. Un
generatore con estesi problemi di degrado sui tubi può portare a costi extra per le seguenti ragioni:
•
ispezione frequente dei tubi e monitoraggio delle perdite;
•
manutenzione e riparazione (plugging e sleeving);
•
controllo della chimica dell’acqua;
•
ispezione, manutenzione e monitoraggio del condensatore;
•
esposizione alle radiazioni del personale;
•
riduzione della potenza di esercizio per il plugging;
•
potenziali fuori servizio forzati per le perdite o le rotture nei tubi.
L’analisi di un singolo caso ha messo in luce che, in confronto al continuare ad esercire con
il componente difettoso, l’installazione di un nuovo generatore di vapore potrebbe ridurre i costi
annuali di riparazione di circa 3.4 milioni di dollari. Come aumentano i costi di manutenzione e il
fuori servizio diventa sempre più probabile, i vantaggi di una sostituzione dovranno essere tenuti in
seria considerazione.
I costi di sostituzione di un generatore di vapore variano significativamente in relazione ai
seguenti fattori:
•
numero di generatori da sostituire;
•
sostituzione parziale o totale;
•
sufficiente larghezza del portellone di ingresso al contenimento per consentire
l’accesso delle apparecchiature;
•
l’ammontare dello spazio libero all’interno del contenimento per il posizionamento
dell’unità e il tipo di compartimentazione in cui il generatore è collocato;
•
numero di tubazioni che devono essere tagliate e il numero di tranciature;
•
i requisiti per la schermatura dalle radiazioni;
•
necessità di supporti alle tubazioni;
•
problemi di disallineamento delle tubazioni.
Il costo di un singolo generatore di vapore si aggira tra i 12 e i 20 milioni di dollari ma il
costo di sostituzione sarà sensibilmente più alto. La completa sostituzione nei tre loop di un PWR
negli Stati Uniti intorno al 1994 è costata tra i 125 e i 153 milioni di dollari (Tabella 2.6) o circa
49
139-170$ per Kilowatt (kW) per una tipica unità da 900 MWe. Dieci Unità Statunitensi furono
sottoposte all’operazione di replacement negli anni novanta (Tabella 2.7).
Tabella 2.7
Planned Steam Generator Replacements in the United States (1995-1999)
Se aggiungere o no i costi di mancata produzione di energia con quelli di sostituzione del
generatore di vapore, questo dipende se l’operazione di replacement coincide o no con i fuori
servizio richiesti per il ricambio di combustibile e la manutenzione ordinaria. Se la sostituzione
avviene durante una fermata programmata questa inciderà solo sul tempo aggiuntivo al periodo di
fuori servizio. I tempi di sostituzione di un generatore di vapore si sono ridotti nel tempo fino a
raggiungere in certi casi gli appena due mesi di tempo.
I costi di sostituzione della potenza non fornita dipende da molti fattori, incluso
l’ammontare della potenza che dovrà essere rimpiazzata, la zona in cui si rende necessario questa
fornitura e la lunghezza del fuori servizio. Tenendo conto del costo dell’energia per megawattora
(MWh) e l’energia fornita in un mese da una centrale da 900 MWe con un fattore di carico del
100%, i costi di fornitura di energia si possono aggirare dai 13 milioni a non più di 30 milioni di
dollari. Se la fase di sostituzione coincide con una fermata programmata, i costi possono
ulteriormente diminuire e perciò il costo totale dell’operazione di replacement risulterà
sensibilmente più basso. Conseguenze economiche delle fermate non programmate per
malfunzionamento sui generatori di vapore sparsi in tutto il mondo, relative al periodo 1975-1988,
sono mostrate nella seguente Tabella [11].
50
Tabella 2.8
Worldwide cost for unplanned steam generator outages
2.5.2 Benefici derivanti dalla sostituzione.
In linea di principio sono ben quattro i vantaggi derivanti dalla sostituzione di un
generatore di vapore. Il primo beneficio è l’aver evitato o almeno l’aver sostanzialmente ridotto i
problemi associati con il degrado dei tubi ampiamente sottolineati nei paragrafi precedenti. I
vantaggi economici dall’aver eliminato un ripetuto plugging dei tubi, la manutenzione straordinaria
e l’inevitabile lavoro di ispezione si possono quantificare in qualche milione di dollari per anno. I
benefici derivanti dall’aver evitato forzati fuori servizio per rotture dei tubi sono di difficile
valutazione ma potrebbero tranquillamente ammontare a qualche decina di milioni di dollari, in
relazione a quando la rottura si verifica nella fase di esercizio; per esempio, se la rottura accade
immediatamente prima una fermata per un refueling, l’esercente avrà la possibilità di effettuare le
operazioni di manutenzione e riparazione sui generatori di vapore durante il fuori servizio
programmato. La rottura sui tubi richiede anche un attenta sorveglianza da parte dell’ente di
controllo ed una probabile attenzione addizionale da parte del gestore nazionale e dell’opinione
pubblica.
Il secondo beneficio è rappresentato dalla incrementata superficie di scambio termico che
potrebbe portare ad un aumento nella potenza elettrica erogata da una singola unità. Nell’impianto
di Summer, la SCE&G pianificò un aumento di circa 50 MWe (quasi il 5 %). Un maggior numero
di tubi e quindi una maggior superficie di scambio termico potrebbe ampliare i margini per
possibili operazioni di plugging, se necessario.
Il terzo beneficio è la riduzione dei rischi di esposizione alle radiazioni dopo una completa
sostituzione. Un prolungato esercizio con un generatore di vapore degradato incrementerà in
definitiva il rischio indebito e prolungherà il refueling a causa di una attenta ispezione e riparazione
dei tubi.
Il quarto beneficio è il posticipato decommissioning. Una prematura sospensione
dell’esercizio di una centrale nucleare crea problematiche addizionali nella fase di smantellamento.
Per prima cosa, il consorzio responsabile per il decommissioning dovrà aspettare di accumulare
51
l’intera somma per le operazioni di smantellamento. Per seconda cosa, il decommissioning richiede
molti anni di attenta pianificazione in previsione di una possibile attività di smantellamento.
In definitiva, gli esercenti nel valutare una possibile sostituzione di un generatore di vapore
troveranno l’operazione di sostituzione di un generatore di vapore più che conveniente da
giustificare se tengono di conto anche della possibilità di rinnovo della licenza di esercizio. Un
termine più lungo per la licenza consente di ammortizzare i costi di sostituzione ed abbassare il
costo del KWh per l’operazione di replacement.
2.5.3 Prospettive di SGs Replacement.
Per gli impianti tuttora funzionanti con i tubi dei generatori di vapore in lega di Inconel 600
mill-annealed si dovrà fronteggiare i problemi di degrado che con certezza si presenteranno. Nel
1993 l’ente di controllo americano dichiarò che non ci sarebbero stati rimedi ai problemi dei
generatori di vecchia generazione.
Tabella 2.9
Reactor with greater than 2% Tubes Plugged (1995, United States)
52
Prima del 1995 ben 23 unità americane erano candidate all’operazione di replacement
(Tabella 1.9), quelle in cui la percentuale dei tubi tappati variava dal 2 al 16 %, indice di un certo
grado di degradazione nei loro SGs. I gestori degli impianti stanno continuando ad apportare
aggiustamenti necessari ai loro sistemi per prolungare la vita dei loro generatori di vapore. Per
esempio, la Arizona Public Service Company gestore dell’impianto nucleare di Palo Verde mise in
atto una serie di accorgimenti per il loro impianto riuscendo a far credere che i loro SGs avrebbero
potuto ricoprire l’intera durata della licenza di esercizio (40 anni). La compagnia attribuì tali
risultati positivi alla riduzione della temperatura di hot leg di 10°F incrementando così la miscela di
vapore nella regione superiore, esterna ai tubi, del generatore garantendo così una autolavaggio
delle superfici.
Ad oggi la situazione delle operazioni di replacement recentemente effettuate è riassunta
nelle seguenti Tabelle.
Number of
Net
Replacement
Tube
Year of
steam
capacity
supplier
material
replacement
generators
(MWe)
3
910
FRA
I-690 TT
2000
Gravelines 4
4
864
W
I-690 TT
2000
Indian Point 2
2
540
W
I-690 TT
2000
Kewaunee
2
858
W
I-690 TT
2000
Arkansas 2
2
900
W
I-690 TT
2001
Sfearon Harris
3
829
W
I-690 TT
2001
Joseph 2
3
942
MHI
I-690 TT
2001
Tihange 2
3
915
FRA
I-690 TT
2001
Tricastin 3
2
911
BWI
I-690 TT
2002
Calvert Cliffs 1
3
900
FRA
I-690 TT
2002
Fessenheim 1
4
1250
W
I-690 TT
2002
South Texas 2
2
911
BWI
I-690 TT
2003
Calvert Cliffs 2
2
1270
ABB CE
I-690 TT
2003
Palo Verde 2
3
915
FRA
I-690 TT
2003
Tricastin 4
3
880
FRA
I-690 TT
2003
St Laurent B2
2
846
BWI
I-690 TT
2003
Oconee 1
2
846
BWI
I-690 TT
2004
Oconee 2
4
1148
HAN
I-690 TT
2004
Sequoyah 1
2
846
BWI
I-690 TT
2005
Oconee 3
2
203
FRA
I-690 TT
2005
Prairie Island 1
4
1240
2005
Collaway
ABB CE = ABB Combustion Engineering
HAN = Hanjung
BWI = B&W International
MHI = Mitsubishi Heavy Industries
FRA = Framatome ANP
W = = Westinghouse
Tabella 2.10 Planned steam generator replacements
Plant
53
Tabella 2.11
Babcok&Wilcox PWR Replacement Stean Generator Experience
2.6 Programma futuro per l’integrità strutturale dei generatori di
vapore.
La Nuclear Regulatory Commission (NRC) sta attualmente sviluppando nuove regole e
linee guida “performance-based” per garantire l’integrità strutturale dei tubi nei generatori di
vapore, dal momento che quelle esistenti formulate negli anni settanta stanno diventando oramai
obsolete alla luce di nuove forme di degrado che stanno affliggendo i tubi come fessurazione
circonferenziale, attacco intergranulare e fessurazione assiale discontinua. Per almeno alcuni modi
di degrado, l’applicazione delle attuali regole guida che assumono sia un uniforme assottigliamento
che fessure infinitamente lunghe può risultare troppo conservativo [17].
Le nuove norme dovrebbero garantire una maggiore flessibilità nella valutazione delle
diverse tipologie di degrado attraverso differenti limiti di accettabilità per ognuno di essi in
relazione alla loro diversa collocazione. La normativa dovrà richiedere il calcolo delle probabilità
di rottura del tubo e il tasso di perdita di fluido attraverso una fessura sia in condizioni di normale
esercizio che in situazioni incidentali di progetto a fine ciclo per fessure rilevate in fase di ispezione
in esercizio (ISI) [20]. Perciò risultano necessarie attendibili tecniche di valutazione non distruttive,
opportuni modelli di integrità ed iniziazione e propagazione dei fenomeni di corrosione e
fessurazione.
2.6.1 Idonea gestione dei problemi di degradazione.
Ogni componente strutturale, nel momento in cui è posto in esercizio, possiede dei difetti
considerati accettabili che durante il periodo di funzionamento possono accrescersi a causa di
54
meccanismi di degradazione legati alle condizioni di carico o alle proprietà chimico-fisiche
dell’ambiente di lavoro (fatica, tearing, tenso-corrosione, ecc). Nel momento in cui il difetto
raggiunge una dimensione critica, viene compromessa la capacità di sostenere i carichi e si ha la
rottura catastrofica dell’elemento strutturale. E’ necessario quindi indagare sulle diverse forme di
degrado e sul come e quando queste possono compromettere l’integrità strutturale di un
componente mettendo in atto opportune azioni di intervento e mitigazione.
Una gestione ad hoc delle diverse tipologie di degrado richiede una profonda conoscenza
della loro natura e degli effetti che la presenza di fessure ha su un dato generatore di vapore. Questa
dettagliata conoscenza richiede lo sviluppo di validi metodi di ispezione ed esame, di modo che le
fessure possano essere rilevate in maniera attendibile ed opportunamente classificate e
caratterizzate. Ciò consentirà una gestione più appropriata di ciascuna tipologia di degrado con
opportuni interventi di manutenzione e riparazione.
Per valutare il numero di fessure che si possono innescare durante l’intero ciclo di esercizio
dell’impianto sono necessarie informazioni più dettagliate sulla formazione di cricche;
informazioni sulla loro possibile propagazione ed evoluzione morfologica ci consentirà di valutare
la totale crescita di una fessura rilevata ad inizio ciclo e di quelle che si potranno innescare durante
la fase di esercizio. In aggiunta, sono altresì necessarie opportune correlazioni per valutare
l’effettiva integrità strutturale dei tubi per mettere in relazione le pressioni con i modi a rottura e il
tasso di perdita attraverso una fessura con il tipo, la forma, la morfologia della cricca rilevata.
Queste correlazioni ci consentiranno di determinare in maniera certa se fessure effettivamente
presenti nello spessore del tubo possono essere la causa di una probabile rottura sia in condizioni di
esercizio che in ipotetiche situazioni incidentali prese in considerazione in fase di progetto.
2.6.2 Attendibilità dei metodi di ispezione e identificazione delle fessure.
Varie sono le tecniche non distruttive (NDT) di rilevazione di difetti sui tubi di un
generatore di vapore (Figura 1.9), una loro breve descrizione può far comprendere pregi e difetti di
ciascuna di esse.
Figura 2.9
NDT techniques for heat exchanger Tubing
55
Il metodo convenzionale con bobina a corrente (ECT, Eddy Current Test ) è ad oggi la
tecnica più comunemente usata nella rilevazione di difetti nei tubi di un generatore di vapore.
Questa tecnica si basa sulla misurazione dell’impedenza di una bobina che cambia mentre il campo
elettromagnetico interagisce con il materiale. Inizialmente la bobina è disposta nel tubo e la misura
è tarata su un tratto di materiale privo di difetti. I cambiamenti di impedenza sono collegati con il
tipo ed la forma del difetto. Il metodo ECT è però limitato ai soli materiali non-ferromagnetici
come l'acciaio inossidabile, l'ottone, le leghe del rame-nichel, il titanio, Hastelloy, ecc. Questa
tecnica di rilevazione può essere di tipo differenziale o assoluto: il modo differenziale rileva i
piccoli difetti come il pitting e il cracking mentre il modo assoluto rileva la perdita di spessore
nella parete del tubo. Una apparecchiatura multicanale effettua l’acquisizione e l’elaborazione di
segnali elettronici, con la possibilità di selezionare il campo di frequenza in relazione al tipo di
materiale del tubo, alla geometria e agli scopi dell’ispezione. Nel predisporre l’operazione di
ispezione (ISI) sono generalmente quattro gli step di frequenza usata durante l’acquisizione dei dati
per ottimizzare e trovare un giusto compromesso per riuscire a rilevare fessure di piccole
dimensioni. Gli avvolgimenti elettrici a bobina utilizzati nell’ECT consentono di velocizzare i
tempi di ispezione raggiungendo velocità di 6 ft/sec e si sono dimostrati sufficientemente
attendibili per i tipi di fessure che si sono presentate in passato. Tuttavia la loro efficacia per certi
tipi di fessure, quelle presenti nelle ammaccature agli incastri dei tubi con le piastre tubiere e i
supporti, rimane discutibile mentre è oggi riconosciuta la loro inefficacia nella rilevazione di
fessurazioni circonferenziali generate per IGSCC. In genere, a prescindere dal tipo di fessura, un
difetto non viene rilevato fino a che questo non interessi almeno il 40-50% dello spessore del tubo.
Per compensare i limiti della tecnica convenzionale di rilevazione ad EC, speciali sonde di
ECT sono state messe appunto. Queste possono eseguire la rilevazione di fessure circonferenziali
in tubi alettati o posizionati in prossimità dell’attacco alla piastra tubiera grazie ad una speciale
configurazione degli avvolgimenti e alla possibilità di ruotare la testa della sonda.
La tecnica di rilevazione a distanza (RFECT, Remote Field Eddy Current Test) è basata
sulla trasmissione di un campo elettromagnetico attraverso il materiale del tubo. La bobina
eccitatrice genera dei flussi di corrente a bassa frequenza in direzione circonferenziale. Il campo
elettromagnetico si trasmette attraverso lo spessore e percorre il diametro esterno (Figura 2.10).
Una seconda bobina disposta ad una distanza pari a 2-5 volte il diametro esterno riceve questo
campo e in questa zona la corrente generata nella parete altera il campo primario proveniente
direttamente dalla bobina provocando una variazione di impedenza. Il RFECT è abbastanza
efficace nel controllo dei tubi in acciaio al carbonio ma è limita alla misura dell’ assottigliamento
della parete e presenta una velocità di monitoraggio pari a 10 inches/sec nettamente inferiore al
ECT.
Il metodo magnetoscopico (MFL, Magnetic Flux Leakage) è basato sull'influenza dei
difetti su un campo magnetico. Il metodo è limitato ai materiali ferromagnetici. La sonda MFL è
56
composta di un magnete con due tipi di raccolte magnetiche. Il primo sensore rileva il tasso di
cambiamento del flusso magnetico generato dalla presenza di piccoli difetti mentre l’altro rileva il
flusso invariato consentendo la valutazione della riduzione di spessore. Dal momento che il segnale
in tensione è direttamente proporzionale al tasso di cambiamento del flusso, dovrà essere
mantenuta una velocità costante di spinta della sonda. Una sua variazione repentina potrebbe
portare a segnali alterati e a valutazioni errate. Questa tecnica presenta la limitazione
dell’impossibilità di stabilire l’esatta dimensione di un difetto.
Il metodo di rilevazione ad ultrasuoni (IRIS, Internal Rotary Inspection System) si fonda
sul principio di misura dello spessore usando per l’appunto le onde ad ultrasuoni. La sonda IRIS
(Figura 2.10) consiste di un trasduttore ad ultrasuoni allineato al centro del tubo e di uno specchio
rotante che riflette il fascio in direzione radiale mentre ruota nel tubo. La sonda esplora l'intera
circonferenza del tubo mentre viene estratta dal tubo. Una delle limitazioni di questo metodo è lo
spessore minimo rilevabile che ammonta a 0.035 inches per tubi in acciaio al carbonio.
Figura 2.10
IRIS probe for ultrasonic test
La scelta di una particolare tecnica di ispezione dipende dal tipo di materiale e dai difetti
che devono essere rilevati come evidenziato in Tabella 2.12.
Tabella 2.12
Selection of NDT techniques for tube tesing
57
In definitiva, diversi progetti di sonde per l’ispezione sono stati messi a punto per riuscire
ad interpretare correttamente alcune discutibili rilevazioni fatte con il metodo convenzionale ECT a
bobina e migliorare in generale le tecniche di monitoraggio. Rimane in ogni modo necessaria una
qualifica dell’attendibilità di un nuovo metodo di ISI nel rispetto di una maggior accurata
probabilità di rilevazione dei vari tipi di fessura e della loro geometria. In un lavoro svolto
dall’NRC nell’ambito della valutazione dell’integrità strutturale di un generatore di vapore intorno
agli anni novanta mise in risalto la completa efficacia degli allora metodi di ispezione nei confronti
dei fenomeni di wastage e pitting, due dei più diffusi degli attuali meccanismi di degrado.
Un’indagine svolta alla fine degli anni novanta sui tubi con incisioni meccaniche ha invece
evidenziato come nessuna di queste fessure sia tipica della casistica delle attuali cause di
degradazione. E’ quindi indispensabile una maggior capacità di rilevazione e una dettagliata
definizione delle dimensioni di una fessura per accertare l’effettivo stato di degrado di un
componente dopo la fase di ISI di modo che possano essere opportunamente valutate le
conseguenze su tali difetti durante una nuova messa in esercizio del generatore di vapore. Tutto
questo richiederà di investigare su più sofisticate sonde per l’ispezione e su un maggior numero di
tubi estratti da generatori di vapore oramai dimessi per poter qualificare nuove tecniche e procedure
attraverso opportune fessure create ad hoc in laboratorio. Ad oggi però la tecnica comunemente
utilizzata per la rilevazione e l’ispezione di difetti sui tubi di un generatore di vapore rimane quella
delle correnti parassite (ECT) per la sua facilità di messa a punto, la rapidità di esecuzione e la
maggiore attendibilità rispetto alle altre metodologie (Tabella 2.13).
Technique
ECT
RFECT
IRIS
Tabella 2.13
Carbon Steel
304 Stainless
Steel
Titanium
90-10 Cu-Ni
Admiralty
Brass
91 %
98 %
91 %
92 %
77 %
83 %
28 %
68 %
Flaw Detection Performance by tube material and NDT technique
Una procedura standard comunemente adottata è quella di correlare il segnale di tensione
del metodo ECT rilevato a seguito di un problema di ODSCC alle piastre di supporto con l’integrità
strutturale e le perdite del tubo fessurato. Questo approccio è puramente empirico e le correlazioni
tra il segnale amplificato della tensione e la profondità di una fessura sono ancora approssimative.
L’uso di un segnale elettrico amplificato per caratterizzare l’integrità di un tubo richiede un
approccio conservativo nella valutazione e l’interpretazione dei dati acquisiti. In futuro bisognerà
dunque investigare sulla bontà dei segnali di tensione ottenuti da una prova di ispezione, su altri
parametri che possono caratterizzare un difetto, su nuove tecniche di ispezione (NDT, nondestructive testing) e sul loro range di applicabilità.
58