Appendice A Standard Review Plan 3.6.3: “LBB evaluation procedure”.

Appendice A

Appendice A

Standard Review Plan 3.6.3: “LBB evaluation procedure”.

1.1 Campo di applicazione della metodologia Leak-Before-Break.

Il criterio LBB dovrebbe essere applicato solo alle tubazioni di Classe 1 e Classe 2. La possibilità di applicazione ad altre tubazioni ad alta energia deve essere valutata di volta in volta ed in ogni caso dovrà essere messo in atto un sistema di ispezione in servizio che soddisfi i requisiti richiesti per le tubazioni di Classe 1 e Classe 2.

LBB non può essere applicato solo a determinati giunti saldati, dato che è necessario che esso sia applicato ad un intero sistema di tubazioni o ad una sua porzione analizzabile1.

1.1.1 Procedura per l’applicazione della metodologia LBB.

La dimostrazione della validità della metodologia LBB, consente di eliminare dal progetto la valutazione degli effetti dinamici legati alle tipologie di rottura delle tubazioni postulate nello Standard Review Plan 3.6.2 [1].

Ciò permette di rimuovere componenti protettivi come “whip restrains” e barriere per “jet impingement”, di rivedere il progetto degli elementi connessi alle tubazioni e di modificare i sistemi di sostegno delle condutture.

Tutto ciò può essere applicato sia agli impianti in fase di progetto o in costruzione, sia a quelli già in esercizio.

Affinché la procedura LBB descriva l’effettivo meccanismo di degradazione di una tubazione, è necessario investigare tutti i fenomeni diretti ed indiretti di rottura della tubazione e dimostrare che essi hanno scarsa probabilità di verificarsi.

Tipici meccanismi diretti di danneggiamento di una conduttura sono: • il colpo d’ariete;

• danneggiamento da creep; • erosione;

1 _{Le porzioni analizzabili di una tubazione sono generalmente i tratti compresi tra due punti di}

• corrosione; • fatica;

• particolari condizioni ambientali.

I meccanismi indiretti, invece, comprendono: • eventi sismici;

• sovrapressurizzazione del sistema dovuta a cause accidentali quali errore umano, incendio, allagamento che possono causare il malfunzionamento di sistemi elettrici o meccanici;

• missili generati da apparecchiature poste in prossimità della tubazione;

• cedimento di strutture, sistemi o componenti collocati nelle vicinanze della conduttura.

Affinché gli organi di controllo possano dare il consenso all’utilizzo della metodologia LBB, è necessario fornire la documentazione necessaria a dimostrare quanto segue:

I. La valutazione di LBB è stata effettuata utilizzando i carichi base di progetto e facendo riferimento alla configurazione del sistema così come è stato costruito ( configurazione di progetto più modifiche apportate in corso d’opera). Si è stabilita la corretta posizione dei supporti della tubazione e sono noti i pesi e l’esatto posizionamento di componenti come valvole e pompe. L’affidabilità degli smorzatori è stata dimostrata, poichè il loro errato funzionamento potrebbe modificare l’entità delle sollecitazioni impiegate nelle analisi di meccanica della frattura (la conformità con le specifiche tecniche può essere un valido strumento per dimostrare che la frequenza di rottura degli smorzatori è molto bassa).

II. I meccanismi di degradazione dovuti ad erosione, erosione/corrosione e erosione/cavitazione dovuti alle condizioni sfavorevoli di moto del fluido e alle particolari proprietà chimiche dell’acqua sono stati approfonditamente esaminati. I dati necessari possono essere ricavati da database ottenuti durante il monitoraggio dell’impianto o di altri simili ad esso. Queste valutazioni devono dimostrare che i meccanismi sopra descritti non rappresentano una causa di potenziale rottura della conduttura. La dimostrazione che le tubazioni non sono soggette a gravi fenomeni di corrosione è basata su investigazioni sulla frequenza e sul grado di corrosione dello specifico sistema di tubazioni in esame. Modifiche delle condizioni operative (come ad esempio il controllo chimico dell’acqua) o modifiche di progetto (come ad esempio il cambiamento del materiale impiegato

nella realizzazione delle condutture), sono misure che possono contribuire a migliorare la resistenza alla corrosione. I trattamenti volti ad eliminare gli stress residui sono un rimedio efficace nel ridurre la possibilità di rottura per corrosione intergranulare (IGSCC).

III. La quantificazione delle perdite è stata effettuata prendendo in considerazione adeguati margini di sicurezza. La valutazione delle perdite da un sistema sotto pressione è, infatti, resa difficoltosa a causa della presenza di un gran numero di fonti di incertezza. Le principali sono:

• la difficoltà nel prevedere fenomeni di parziale ostruzione della cricca dovuti al particolato presente nel fluido in uscita;

• l’impossibilità di prevedere l’esatta morfologia della fessura;

• l’utilizzo di modelli termo-fluido-dinamici bifase semplificati per descrivere l’efflusso (ciò è dovuto alla mancanza di un’ adeguata conoscenza dell’interazione esistente tra fase liquida e fase vapore durante l’efflusso; ciò impedisce la validazione di modelli più complessi);

• le incertezze legate alle tecniche di misura;

• la necessità di garantire margini legati a potenziali “sviste” in fase di ispezione da parte del personale;

• la frequenza di monitoraggio.

Il margine di sicurezza nella determinazione della dimensione della cricca passante, è stabilito considerando un efflusso minimo pari a 10 volte la perdita rilevabile. Margini minori sono accettabili solo se viene prodotta una dettagliata documentazione che permetta di limitare e quantificare le cause di incertezza sopra riportate.

I sistemi di rivelazione delle perdite impiegati risultano affidabili, ridondanti e sufficientemente sensibili in modo da garantire un adeguato margine per la rivelazione di perdite non identificate2 quali sono quelle legate alle cricche passanti ipotizzate per le analisi di meccanica della frattura. I sistemi di

2 _{Perdite, anche se limitate, sono generalmente sempre presenti nel circuito primario.}

Si tratta di perdite identificate, e perciò esattamente localizzate e caratterizzate da portate previste.Esse possono essere dovute, ad esempio, a trafilamenti attraverso i pacchi di tenute di pompe o valvole, ed in ogni caso non sono correlate alla presenza di cricche nella parete di una tubazione.

rivelazione presenti all’interno ed all’esterno della struttura di contenimento sono conformi a quanto indicato nella “Regulatory Guide 1.45” [2].

IV. La rottura di una tubazione a seguito di un evento di colpo d’ariete è un evento piuttosto improbabile. Per effettuare tale dimostrazione è necessario fare affidamento sui dati di frequenza del colpo d’ariete raccolti durante la vita di quel particolare impianto, mettere a punto procedure e condizioni operative che riducano la frequenza con cui si presenta tale fenomeno ed eventualmente modificare il progetto dell’impianto.

V. E’ stata effettuata una analisi di creep e creep-fatica. Condizioni operative inferiori a 370°C per acciaio ferritico ed inferiori ad 430°C per acciaio austenitico dovrebbero essere sufficienti a scongiurare l’insorgere di fenomeni di creep.

VI. Il materiale con cui sono realizzate le tubazioni non è suscettibile di rottura fragile per “cleavage” nell’intero campo di condizioni operative di temperatura del sistema.

VII. Il sistema in esame, nella sua storia, non ha mai presentato tendenza a rotture per fatica. In ogni caso è necessario effettuare una analisi che dimostri che una potenziale rottura per fatica termica o meccanica risulta alquanto improbabile provando che nel circuito si ha un miscelamento tra fluido ad alta temperatura e fluido a bassa temperatura tale da non generare cicli di stress termico rilevanti e che non sono presenti fenomeni vibratori in grado di causare rottura per fatica. Dopo aver affrontato la parte preliminare sopra esposta, è possibile avviare una procedura deterministica di LBB. I punti da seguire sono:

1. Dimostrare l’accuratezza degli strumenti utilizzati sia per le analisi di meccanica della frattura sia per i calcoli di portata di efflusso (si richiede un confronto con dati sperimentali e/o con modelli computazionali od analitici validati).

2. Identificare il tipo e le specifiche del materiale utilizzato come metallo base e come materiale di saldatura, raccogliere i dati relativi a tenacità, resistenza a trazione ed effetti a lungo termine come invecchiamento termico.

3. Specificare il tipo e l’intensità dei carichi applicati (forze, momenti flettenti e torcenti), la loro origine ed il metodo con cui vengono combinati. Per ciascun tratto di tubazione identificare le zone che presentano la combinazione più sfavorevole di sollecitazioni e proprietà del materiale sia per il metallo base, sia per quello di saldatura.

4. Ipotizzare una fessura passante alla posizione indicata al punto 3. La dimensione della cricca deve essere tale da garantire che la perdita sia rilevabile con i margini indicati al punto III. quando la tubazione è soggetta ai normali carichi (NOC) operativi ( pesi morti, espansione termica, pressione). Tali carichi devono essere combinati sommando algebricamente i valori individuali.

5. Utilizzare gli strumenti di meccanica della frattura od il metodo del carico limite riportato al seguente punto 12. per determinare la dimensione critica della cricca passante assumendo che agiscano i carichi normali più quelli dovuti al terremoto base di progetto (SSE). I carichi utilizzati per calcolare la dimensioni critica della fessura devono essere combinati nel modo seguente:

SSE pressione termico pesomorto combinata F F F F F = + + +

( )

Mi combinato =

( )

Mi pesomorto +

( )

Mi termico +

( )

Mi pressione +

( )

Mi _SSE

( )

( )

( )

( )

2

3 2

2 2

1 combinato combinato combinato

combinato M M M

M = + +

F rappresenta una forza assiale, Mi rappresenta la componente i-ma del momento

(i = 1, 2, 3) ed M rappresenta il momento complessivo.

6. Verificare che il rapporto tra la lunghezza critica calcolata al punto 5. e la lunghezza rilevabile calcolata al punto 4. risulta maggiore od uguale a 2.

7. Dimostrare che la cricca rilevabile non può divenire instabile se soggetta ad un carico 1.4 (NOC+SSE). Dimostrare, inoltre, che un’ eventuale crescita della cricca è stabile e le dimensioni finali della cricca sono tali da non poter causare un taglio istantaneo a ghigliottina della tubazione. Il margine di 1.4 può essere ridotto ad 1.0 se i carichi in NOC e quelli SSE sono combinati in valore assoluto nel modo indicato al punto 6.

8. La tenacità (curva J-R) e la resistenza a trazione (curva σ-ε) dei materiali costituenti la tubazione devono essere determinate alla temperatura corrispondente alla massima raggiunta durante le condizioni normali di funzionamento.

I provini utilizzati per realizzare le curve J-R dovrebbero essere sufficientemente grandi da permettere lo studio di cricche di dimensioni consistenti con quelle ricavate da analisi di tipo J/T. Dato che, però, esistono limitazioni di carattere pratico circa le massime dimensioni dei provini, può essere necessario estrapolare i dati sperimentali per ottenere valori relativi all’estensione della cricca in esame.

La normativa NUREG-1061 [3] riporta le tecniche di estrapolazine da utilizzare. Altre tecniche possono essere impiegate, purchè siano adeguatamente giustificate. Le curve di tensione-deformazione dovrebbero essere ottenute per tutta la zona che va dal limite di proporzionalità al massimo carico.

9. I tests dovrebbero essere effettuati utilizzando provini ricavati dallo stesso materiale con cui è stata realizzata la tubazione in esame. Se tali provini non sono disponibili le proprietà di tenacità e di resistenza a trazione possono essere ricavate utilizzando un materiale generico rappresentativo di quello in esame. Le prove devono essere effettuate impiegando provini realizzati sia con il materiale base sia con quello di saldatura.

10. L’uso indiscriminato del metodo del carico limite per valutare la stabilità di tubazioni fessurate, è vincolato a precise limitazioni. Tuttavia, per tubature realizzate in acciaio austenitico, è possibile utilizzare un metodo modificato di analisi limite per dimostrare l’esistenza di margini di sicurezza accettabili.

Tale metodo impone di costruire una curva (master curve), in cui l’indice di tensione SI fornito dalla relazione:

(1) SI =S+MP_m

è riportato in funzione della lunghezza totale L della cricca circonferenziale postulata.

Tale lunghezza è definita da:

(2) L =2ϑRm

con ϑ semiampiezza in radianti della cricca passante postulata; =

Rm = raggio medio della tubazione, ottenuto effettuando la media aritmetica tra

raggio esterno e raggio interno. Gli altri parametri sono definiti da:

(3) σ

(

β ϑ

)

π 2sin sin 2 ₋ = _f S (4)

(

)

_               − − = f m P σ π ϑ π β 0.5 dove:

Pm è la tensione membranale combinata che include il contributo di pressione,

M è un coefficiente di sicurezza che dipende dal metodo utilizzato per combinare i carichi (somma algebrica o somma in valore assoluto);

σf è il “flow stress” per acciaio austenitico;

Se ϑ+ fornito dalle equazioni (2) e (4) è maggiore di π, allora S e di β β devono essere calcolati con le relazioni seguenti:

(5) σ

(

β

)

π sin 2 f S = essendo: (6) _       − = f m P σ π β

Una volta costruita la “master curve” utilizzando le relazioni (1), (2) e (3) o (5), è possibile determinare la lunghezza massima ammissibile della cricca passante entrando nella curva con un valore di SI che viene determinato una volta noti i carichi ed il materiale con cui è realizzata la tubazione.

Il valore ammissibile della cricca deve essere confrontato con la dimensione rilevabile della fessura per verificare se il margine indicato al punto 6. è rispettato. Inoltre, affinché il valore ottenuto per θ possa essere considerato ammissibile, è necessario che il valore di S fornito dalle equazioni (3) o (5) sia maggiore di zero. Il valore di “flow stress” da utilizzare per costruire la “master curve” e l’ espressione di SI necessaria per entrare nella “master curve”, variano a seconda del tipo di materiale nel modo seguente:

Materiale base e giunti ottenuti con saldature tipo TIG:

Il “flow stress” utilizzato per costruire la “master curve” è fornito da: σ_f = 50.

(

σ_y+σ_u

)

nel caso in cui siano note la tensione di snervamento σ_y e la tensione di rottura

u

σ alla temperatura di funzionamento. In caso contrario, se M SI 17 < 2.5 allora: σ_f =51 ksi se 2.5 17M ≥ SI allora: σ_f =45 ksi

Il valore di SI utilizzato per entrare nella “master curve” per il metallo base ed i giunti ottenuti con saldature tipo TIG è dato da:

(7) SI =M

(

P_m+P_b

)

essendo Pb il valore delle tensioni flessionali combinate primarie che include pesi

morti e componenti sismiche.

Giunti di saldatura ottenuti con tecniche ad arco sommerso:

in questo caso il “ flow stress” utilizzato per costruire la “master curve” deve essere:

σ_f =51 ksi

Il valore di SI utilizzato per entrare nella “master curve” è dato dalla relazione:

SI = M

(

P_m+P_b +P_e

)

Z dove:

Pe sono le tensioni generate dall’espansione termica in condizioni normali di

esercizio e Z=1.15

(

1.0+0.010(OD−4)

)

, con OD diametro esterno della tubazione espresso in inches.

Una volta stabilita la lunghezza ammissibile della cricca all’appropriato valore di SI, è necessario verificare se sono rispettati i margini previsti per la dimensione della cricca e per le condizioni di carico.

Se i carichi sono combinati con il metodo del valore assoluto, allora M=1.0 e se la dimensione ammissibile della fessura ottenuta dalla “master curve” è maggiore od uguale a due volte la dimensione rilevabile della fessura, allora sia i margini sul carico sia quelli sulle dimensioni sono rispettati.

Se, invece, i carichi sono combinati con il metodo della somma algebrica, è necessario porre inizialmente M=1.4; se la dimensione ammissibile della fessura ricavata dalla master curve è almeno uguale alla dimensione rilevabile della cricca, allora il margine sul carico è rispettato.

Successivamente si pone M=1 e se la dimensione ammissibile della fessura risulta almeno il doppio della lunghezza rilevabile, allora anche il margine sulla dimensione della fessura è rispettato.

Bibliografia.

[1] NRC, The USNRC Federal Register, “Determination of rupture locations and dynamic effects associated with the postulated rupture of piping” , Standard Review Plan 3.6.2, USNRC, April 1996.

[2] Regulatory Guide 1.45, “Reactor Coolant Pressure Boundary Leakage Detection Systems”.

[3] The Pipe Break Task Group, “Evaluation of potential for pipe breaks”, NUREG-1061, vol.3, November 1984.