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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

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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,

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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

37

Figura 2.2 Sketch of recirculating steam generator (UTSG) with indicated problems

Tabella 2.2 Units reporting steam generator problems worldwide (1992)

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Year Fatigue IGA Impinge-ment Other Pitting Prevet-

active SCC-ID SCC-OD Thinning Wear

1973 1024 18 3 0 2461 15 1974 709 1 2 9 1494 0 1975 464 3 0 7 1343 11 1976 4 374 2 2343 0 22 951 96 1977 14 6 499 15 3548 33 41 12 59 1978 4 1 221 30 1172 35 52 53 35 1979 5 3 1 990 1068 53 313 87 95 1980 1 1323 2 405 94 7513 387 38 1981 3 234 983 1086 174 733 1094 413 138 1982 12 180 331 3357 140 1644 477 260 158 1983 4 2 2 507 2221 35 1297 4269 870 85 1984 6 122 1832 265 385 251 1732 183 470 1985 2 289 1 1301 4307 1931 1444 1752 261 657 1986 9 535 14 2059 645 414 797 2713 305 228 1987 14 606 18 2137 377 104 1905 3389 98 534 1988 13 33 7 1978 634 1774 2521 4588 52 462 1989 18 470 689 2196 531 1741 2104 3243 62 466 1990 13 405 478 3075 479 1209 3739 3268 93 664 1991 11 280 278 2126 284 1392 3719 8978 58 492 1992 8 76 754 2077 2255 205 2293 7460 40 621 1993 1 89 114 3709 146 504 2253 7227 48 524 1994 74 35 316 4241 148 57 2813 16398 28 481 1995 1130 91 172 3228 80 72 20059 9943 46 414 1996 822 73 90 2695 68 87 2978 16545 31 508 1997 110 550 58 998 41 97 1486 5459 126 496 1998 72 173 72 506 56 394 945 2502 25 663 1999 55 264 72 465 130 131 1754 2712 49 829 Total

fault % 0.851 4086 1114 7197 2012 2028 27148 41975 0.758 12831

Tabella 2.3 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,

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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.

40

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.

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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

Figura 2.5 Some degradation problems at tube support plate

Denting

42

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

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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.

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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)

45

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.

46

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

47

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 “pipe-

cut” 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

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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

49

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

50

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].

51

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

52

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)

53

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.

Plant Number of

steam generators

Net capacity (MWe)

Replacement supplier

Tube material

Year of replacement

Gravelines 4 3 910 FRA I-690 TT 2000 Indian Point 2 4 864 W I-690 TT 2000

Kewaunee 2 540 W I-690 TT 2000 Arkansas 2 2 858 W I-690 TT 2000

Sfearon Harris 2 900 W I-690 TT 2001 Joseph 2 3 829 W I-690 TT 2001

Tihange 2 3 942 MHI I-690 TT 2001 Tricastin 3 3 915 FRA I-690 TT 2001

Calvert Cliffs 1 2 911 BWI I-690 TT 2002 Fessenheim 1 3 900 FRA I-690 TT 2002 South Texas 2 4 1250 W I-690 TT 2002

Calvert Cliffs 2 2 911 BWI I-690 TT 2003 Palo Verde 2 2 1270 ABB CE I-690 TT 2003 Tricastin 4 3 915 FRA I-690 TT 2003

St Laurent B2 3 880 FRA I-690 TT 2003 Oconee 1 2 846 BWI I-690 TT 2003 Oconee 2 2 846 BWI I-690 TT 2004

Sequoyah 1 4 1148 HAN I-690 TT 2004 Oconee 3 2 846 BWI I-690 TT 2005

Prairie Island 1 2 203 FRA I-690 TT 2005 Collaway 4 1240 2005

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

54

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

55

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

56

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

57

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

58

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 Carbon Steel 304 Stainless Steel Titanium 90-10 Cu-Ni Admiralty

Brass

ECT 91 % 98 % 91 % 92 % RFECT 77 %

IRIS 83 % 28 % 68 % Tabella 2.13 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, non-

destructive testing) e sul loro range di applicabilità.