Impianti Nucleari
RL (812) 99
Facoltà di Ingegneria
Dipartimento di Ingegneria Meccanica, Nucleare e della Produzione
Università di Pisa
APPUNTI DI IMPIANTI NUCLEARI
Parte III: Componenti
RL 812 (99)
Prof. Bruno Guerrini
Dr. Ing. Sandro Paci
Anno Accademico 1998/1999
Parte III: Componenti
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Ringraziamenti
Gli Autori desiderano ringraziare tutti coloro che hanno contribuito, in diversa maniera, ed
incoraggiato il presente lavoro di sistematizzazione ed ampliamento degli appunti delle lezioni di
“Impianti Nucleari” tenute dal Prof. Bruno Guerrini presso la Facoltà di Ingegneria
dell’Università di Pisa. In particolare, si ringraziano gli ingg. Walter Ambrosini, Marco Barlettani
ed Antonio Manfredini per il prezioso lavoro di revisione della versione iniziale di queste dispense.
Un particolare ringraziamento va all’ing. Paolo Di Marco per il contributo notevole alla parti
relative ai cicli delle macchine termiche ed al moto di un fluido nei condotti.
Un grazie anche ai ns. Studenti, per la costante attenzione con cui hanno seguito la nascita e lo
sviluppo di questo lavoro, testimoniata dai contributi estratti dalle tesine da Essi elaborate
all’interno del Corso e dalle segnalazioni, sempre benvenute, di errori od omissioni inevitabilmente
presenti. E’ a Loro che questo notevole sforzo è dedicato, come aiuto alla loro preparazione
professionale nel campo dell’ingegneria nucleare.
Bruno Guerrini
Sandro Paci
Parte III: Componenti
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Parte III: Componenti
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1. INDICE
1.
INDICE .................................................................................................................................. 5
1.1 Elenco delle Figure........................................................................................................... 11
1.2 Elenco delle Tabelle ......................................................................................................... 15
1.3 Abbreviazioni................................................................................................................... 17
2.
SISTEMI DI CONTENIMENTO PER GLI IMPIANTI NUCLEARI DI POTENZA ..... 19
2.1 Introduzione..................................................................................................................... 19
2.2 Evoluzione del Concetto di Contenimento...................................................................... 19
2.3 Caratteristiche dei Sistemi di Contenimento .................................................................. 20
2.3.1 Principali Tipi di Contenitori Adottati.......................................................................... 20
2.3.2 Specifiche di Progetto ................................................................................................. 22
2.3.2.1 Sistemi di Contenimento per i PWRs ...................................................................... 22
2.3.2.2 Sistemi di Contenimento per i BWRs ...................................................................... 24
2.3.3 Carichi Indotti sul Contenitore da Eventi Esterni ......................................................... 25
2.4 Condizioni di Carico nei Sistemi di Contenimento Conseguenti ad Incidenti Severi ... 25
2.5 Linee di Tendenza per il Progetto dei Futuri Sistemi di Contenimento ........................ 27
2.6 Determinazione del Picco di Pressione in un Contenitore a Piena Pressione per un
Large LOCA in un PWR ........................................................................................................ 27
2.7 Prove di Tenuta dei Sistemi di Contenimento ................................................................ 36
3.
ANALYSIS OF LOSS OF COOLANT ACCIDENT FOR LWRS.................................... 45
3.1 ECCS Design Summary for a PWR ................................................................................ 45
3.2 ECCS Design Summary for a BWR................................................................................ 46
3.3 Classification of LOCAs .................................................................................................. 47
3.4 The Course of a LOCA.................................................................................................... 49
3.4.1 PWR LOCA................................................................................................................ 49
3.4.2 BWR LOCA ............................................................................................................... 53
3.5 CFR Title 10 Part 50 Sec. 46 - Acceptance Criteria for ECCSs for LW Nuclear Power
Reactors ................................................................................................................................... 57
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3.6 CFR Title 10 Part 50 App. A - General Design Criteria for Nuclear Power Plants.......59
3.7 CFR Title 10 Part 50 App. K - ECCS Evaluation Models..............................................71
4.
GENERAL OVERVIEW OF SEVERE ACCIDENT PHENOMENOLOGIES IN LWRS79
4.1 Introduction......................................................................................................................79
4.2 General Overview of Source Term Related Phenomena.................................................81
4.2.1 Blow-down Phase Phenomena .....................................................................................82
4.2.2 Interactions up to the Melting Point of Zircaloy ...........................................................82
4.2.3 Interactions at Temperature above the Melting Point of Zircaloy..................................83
4.2.3.1 Dissolution of UO2 by Melting Zircaloy..................................................................83
4.2.3.2 Failure of ZrO2 Layer .............................................................................................84
4.2.3.3 Core Relocation Mechanisms ..................................................................................84
4.2.4 Quenching Models .......................................................................................................85
4.2.5 RPV Failure Models.....................................................................................................86
4.2.6 Impact on the Containment after Breach of the RPV ....................................................87
4.2.7 Configuration of Core Material ....................................................................................89
4.3 Ex-Vessel Accident Evolution ..........................................................................................93
4.3.1 Thermo-Mechanical Loads on Containment .................................................................97
4.3.2 Ejected Fuel-Containment Interactions.........................................................................98
4.3.2.1 Melt Ejection and Direct Containment Heating........................................................99
4.3.2.2 Corium - Concrete Interaction...............................................................................100
4.3.2.3 Ex-Vessel Debris Bed Coolability..........................................................................102
4.3.3 Combustible Gases in Containment ............................................................................103
4.3.3.1 Current Approaches to Resolution or Mitigation ...................................................104
4.4 Fission Products Release and Transportation ...............................................................105
4.5 The Dynamic Behaviour of Aerosols in a Confined Space ...........................................110
4.6 References.......................................................................................................................114
4.7 L’Incidente di TMI-2 .....................................................................................................116
4.7.1 L’Impianto.................................................................................................................117
4.7.2 Sequenza Cronologica Dettagliata degli Eventi ..........................................................118
4.7.3 Effetti dell’incidente...................................................................................................121
4.7.4 Gli insegnamenti dell’incidente ...................................................................................122
4.7.4.1 What Good came in US from the TMI-2 Event?....................................................124
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4.8 L’incidente di Chernobyl............................................................................................... 125
4.8.1 L’Impianto ................................................................................................................ 125
4.8.2 Sequenza Cronologica degli Eventi............................................................................ 127
4.8.2.1 Analisi dell’incidente............................................................................................. 128
4.8.2.2 Cause dell’incidente.............................................................................................. 130
4.8.2.3 Informazioni aggiornate sull’incidente................................................................... 130
4.8.2.4 Limitazione delle conseguenze.............................................................................. 132
4.8.2.4.1 Rilasci radioattivi .......................................................................................... 133
4.8.3 Considerazioni finali .................................................................................................. 133
5.
FABBRICAZIONE DEL COMBUSTIBILE.................................................................... 135
5.1 Ciclo del combustibile.................................................................................................... 135
5.1.1 Ciclo aperto............................................................................................................... 135
5.1.2 Ciclo Chiuso.............................................................................................................. 137
5.2 Giacimenti e Minerali di Uranio ................................................................................... 137
5.3 Estrazione dell'Uranio ................................................................................................... 138
5.4 Concentrazione dei Minerali di Uranio ........................................................................ 138
5.5 Purificazione dei Concentrati di Uranio ....................................................................... 139
5.6 Produzione dei Composti dell'Uranio e dell'Uranio Metallico..................................... 139
5.6.1 Generalità.................................................................................................................. 139
5.6.2 Biossido di Uranio..................................................................................................... 140
5.6.3 Esafluoruro di Uranio ................................................................................................ 140
5.7 Arricchimento Isotopico dell'Uranio............................................................................. 141
5.8 Impianto di Riprocessamento del Combustibile........................................................... 144
5.9 Fasi del Riprocessamento del Combustibile.................................................................. 144
5.10 Processo “Purex”............................................................................................................ 145
5.10.1 Fasi del processo Purex ............................................................................................. 146
5.10.2 Considerazioni sui Processi di Estrazione con Solvente.............................................. 147
6.
FABBRICAZIONE DEGLI ELEMENTI DI COMBUSTIBILE .................................... 149
6.1 Fabbricazione delle Barrette ......................................................................................... 149
6.1.1 Preparazione delle Pastiglie ....................................................................................... 150
6.2 Preparazione delle Barrette ........................................................................................... 152
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6.3 Comportamento del Combustibile Durante il Funzionamento del Reattore ...............153
6.4 Progetto Termomeccanico della Barretta......................................................................155
6.5 Stato di Sollecitazione e di Deformazione della Guaina................................................156
6.5.1 Interazione fra Pastiglia e Guaina ...............................................................................157
6.5.2 Griglie Distanziatrici ..................................................................................................158
6.6 Elemento di Combustibile..............................................................................................159
7.
FABBRICAZIONE DI ELEMENTI DI COMBUSTIBILE MOX ..................................161
7.1 Preparazione delle polveri ..............................................................................................161
7.1.1 Processo Vipac ..........................................................................................................161
7.1.2 Processo “Reference” o “Traditional” .......................................................................162
7.1.3 Processo “MIMAS” ..................................................................................................163
7.1.4 Processo “OCOM” ....................................................................................................164
7.1.5 Processo “AUPuC” ...................................................................................................164
7.1.6 Processo “MHD” ......................................................................................................165
7.2 Fasi di Fabbricazione Successive ...................................................................................165
7.2.1 Compattazione e Sinterizzazione................................................................................166
7.2.2 Aggiustamento Dimensionale, Impilamento Pellet ed Assemblaggio ...........................166
7.2.3 Trasporto e Immagazzinamento .................................................................................167
7.3 Descrizione dell'impianto di fabbricazione di MOX ad Hanau....................................168
8.
CICLO DEL COMBUSTIBILE NEI REATTORI DI POTENZA ..................................171
8.1 Generalità .......................................................................................................................171
8.2 Considerazioni Generali sui Cicli di Combustibile .......................................................173
8.2.1 Cicli di Combustibile nei Reattori a Gas e nei Reattori ad Acqua Pesante....................174
8.2.2 Cicli di Combustibile nei Reattori ad Acqua Leggera ..................................................177
8.2.2.1 Perdita di Accoppiamento .....................................................................................179
8.2.2.2 Ciclo a Caricamento Sparso ..................................................................................181
9.
PROBLEMATICHE NELL'UTILIZZO DI COMBUSTIBILI AD OSSIDI MISTI.......185
9.1 Introduzione ...................................................................................................................185
9.1.1 Cenni Storici..............................................................................................................185
9.1.2 Smaltimento delle Testate Nucleari ............................................................................185
8
Parte III: Componenti
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9.2 Diversità nel Comportamento Termico e Meccanico in Pila........................................ 188
9.2.1 Proprietà Termiche.................................................................................................... 189
9.2.2 Proprietà Meccaniche ................................................................................................ 189
9.2.2.1 Variazioni Dimensionali........................................................................................ 189
9.3 Proprietà Rilevanti del Plutonio.................................................................................... 190
9.4 Controllo del Reattore ................................................................................................... 191
9.5 Soluzioni Adottate per il Lay-out del Core delle Diverse Filiere.................................. 194
9.5.1 CANDU.................................................................................................................... 195
9.5.2 LWR ......................................................................................................................... 195
9.5.2.1 PWR .................................................................................................................... 196
9.5.2.2 BWR.................................................................................................................... 204
9.6 Bibliografia .................................................................................................................... 207
10. PRINCIPALI CARATTERISTICHE DI ALCUNE LEGHE DI ZIRCONIO ................ 209
10.1 Caratteristiche Meccaniche e Termiche........................................................................ 209
10.2 Compatibilità ................................................................................................................. 210
10.2.1 Ossidazione ............................................................................................................... 210
10.2.2 Idrurazione................................................................................................................ 211
10.3 Effetti dell’Irraggiamento Neutronico sulle Leghe di Zirconio .................................... 212
11. SISTEMI DI TUBAZIONI................................................................................................ 213
11.1 Colpo di Frusta delle Tubazioni .................................................................................... 216
12. POMPE .............................................................................................................................. 223
12.1 Generalità....................................................................................................................... 223
12.2 Pompe Centrifughe ........................................................................................................ 225
12.2.1 Generalità.................................................................................................................. 225
12.2.1.1 Curva Caratteristica.......................................................................................... 226
12.2.2 Leggi di Affinità ........................................................................................................ 228
12.2.3 Numero di Giri Caratteristico .................................................................................... 229
12.2.4 Punto di Funzionamento e Regolazione della Portata ................................................. 230
12.2.4.1 Punto di Funzionamento ................................................................................... 230
12.2.4.2 Regolazione della Portata ................................................................................. 230
Parte III: Componenti
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12.2.4.2.1 Variazione della Caratteristica Esterna .......................................................231
12.2.4.2.2 Variazione della Caratteristica Interna ........................................................231
12.2.4.2.3 Regolazione Mediante By-pass...................................................................232
12.2.5 Stabilità di Funzionamento .........................................................................................233
12.2.6 Cavitazione................................................................................................................234
12.2.7 Pompe per Impianti Nucleari......................................................................................236
12.2.8 Transitorio di Portata per Mancata Alimentazione Elettrica ........................................243
13. VALVOLE .........................................................................................................................245
14. I CONDENSATORI...........................................................................................................251
14.1 Introduzione ...................................................................................................................251
14.2 Classificazione.................................................................................................................251
14.2.1 Condensatori a Miscela ..............................................................................................252
14.2.2 Condensatori a Superficie ..........................................................................................254
14.3 Caratteristiche di Progetto del Condensatore ...............................................................257
14.3.1 Caratteristiche Costruttive e Materiali ........................................................................262
14.3.2 Sistemi di Estrazione degli Incondensabili ..................................................................263
14.4 Bibliografia .....................................................................................................................265
14.5 Appendice: Quantità d’Acqua Necessarie per la Condensazione.................................265
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Parte III: Componenti
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1.1 Elenco delle Figure
Figura 2.1: Pressure history of the containment.............................................................................. 23
Figura 2.2: Barriers against the release of radioactive products in a PWR....................................... 31
Figura 2.3: French PWR containments. .......................................................................................... 32
Figura 2.4: BWR MARK III containment. ..................................................................................... 33
Figura 2.5: PWR ice condenser containment. ................................................................................. 34
Figura 2.6: Multi-unit CANDU subatmospheric containment. ........................................................ 35
Figura 4.1: Evolution paths for SA containment phenomena for a LWR inerted containment.......... 96
Figura 4.2: TMI-2 containment.................................................................................................... 117
Figura 4.3: Schema dell’impianto di TMI-2.................................................................................. 118
Figura 4.4: Postulated end-state conditions of the TMI-2 reactor vessel and core......................... 122
Figura 5.1: Ciclo aperto del combustibile. .................................................................................... 135
Figura 5.2: Ciclo chiuso del combustibile. .................................................................................... 137
Figura 5.3: Diagramma di stato dell’esafluoruro di uranio. ........................................................... 141
Figura 5.4: Diagramma del riprocessamento................................................................................. 145
Figura 5.5: Diagramma del processo Purex. ................................................................................. 146
Figura 5.6: Distribuzione del nitrato di uranile esaidrato fra la fase organica e la fase acquosa. ..... 148
Figura 6.1: Tipico processo di fabbricazione tramite sinterizzazione............................................. 151
Figura 6.2: Verifiche e controlli ................................................................................................... 152
Figura 6.3: Ceramografia di combustibile irraggiato. .................................................................... 153
Figura 6.4: Forma a clessidra di una pastiglia di combustibile secondo il modello di Gittus-Verder154
Figura 7.1: Processo “reference” per la preparazione delle polveri. .............................................. 162
Figura 7.2: Diagramma della fabbricazione del combustibile con processo MIMAS per la
preparazione delle polveri. ................................................................................................... 164
Figura 7.3: Diagramma di fabbricazione delle pellet con preparazione delle polveri mediante processo
OCOM. ............................................................................................................................... 164
Figura 7.4: Diagramma del processo MHD [Kaneda 1995]. ......................................................... 165
Figura 8.1: Reazioni nucleari per irraggiamento dell'U238 (ciclo uranio - plutonio). ....................... 172
Figura 8.2: Reazioni nucleari per irraggiamento del Th232 (ciclo torio - uranio)............................. 173
Figura 8.3: Variazioni di reattività................................................................................................ 174
Figura 8.4: Reattività disponibile in funzione del burn-up. ............................................................ 178
Figura 8.5: Distribuzione di potenza radiale in un PWR da 260. MWe con ciclo “out-in” in tre
regioni. ................................................................................................................................ 180
Figura 8.6: Distribuzione di potenza radiale in un PWR da 1,000. MWe....................................... 180
Figura 8.7: Cella elementare per un BWR. ................................................................................... 181
Parte III: Componenti
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Figura 8.8: Ciclo a caricamento sparso (metodo a 5 “Batch” per il reattore di Dresden). ..............182
Figura 8.9: Relazione tra le dimensioni del “Batch” ed i vari effetti...............................................183
Figura 9.1: Numero di testate da smaltire entro il 2003 [Hippel 1993]. .........................................186
Figura 9.2: Costo di immagazzinamento di 50. g di plutonio.........................................................187
Figura 9.3: Temperatura di fusione della miscela UO2 - PO2 [Todreras, 1990].............................188
Figura 9.4: Conducibilità termica della miscela della miscela UO2 - PO2 [Todreas, 1990].............188
Figura 9.5: Variazione di diametro con l'irraggiamento [Goll, 1993]. ............................................189
Figura 9.6: Confronto tra variazione nella dimensione circonferenziale tra MOX e UO2 [Deramaix,
1993]. 189
Figura 9.7: Confronto tra l'allungamento percentuale dei MOX e UO2 [Deramaix, 1993]. ............190
Figura 9.8: Andamento del fattore p in funzione del rapporto di moderazione...............................193
Figura 9.9: Assembly MOX 16x16 con uranio naturale come matrice. ..........................................196
Figura 9.10: Assembly MOX 16x16 con tailings di uranio. ...........................................................197
Figura 9.11: Ciclo “Low-leakage loading” all'equilibrio................................................................197
Figura 9.12: Assembly di MOX 16x16 in uso in PWR Siemens.....................................................198
Figura 9.13: Reattività in funzione del rapporto di moderazione. ..................................................199
Figura 9.14: Assembly di MOX sovramoderata. ...........................................................................200
Figura 9.15: Schema del reattore sovramoderato. .........................................................................201
Figura 9.16: “Out-in” (four-batch) 100% MOX refuelling pattern. ...............................................202
Figura 9.17: “Low-leakage” (four-batch) 100% MOX refuelling pattern. .....................................202
Figura 9.18: Reattività in due noccioli equivalenti (MOX sovramoderato Pu 9%, standard UO2 5%).203
Figura 9.19: Confronto tra strategia Standard e strategia SAM.....................................................203
Figura 9.20: Assembly zoning MOXST e MOXRC. .....................................................................204
Figura 9.21: Assembly di MOX 9x9 utilizzata BWR Gundremmingen. .........................................205
Figura 9.22: Assembly di MOX 9x9 proposta per BWR (Water Channel).....................................205
Figura 10.1: Curva di ossidazione tipica per una lega di zirconio. .................................................211
Figura 10.2: Curve di ossidazione tipiche. ....................................................................................211
Figura 11.1: Vista prospettica del sistema primario del PWR. .......................................................214
Figura 11.2: Smorzatore dinamico................................................................................................215
Figura 11.3: Sistema di vincolo ad U. ...........................................................................................216
Figura 11.4: Tubazione incastrata.................................................................................................217
Figura 11.5: Andamento del momento nella sezione. ....................................................................218
Figura 11.6: Disposizione del sistema di vincolo. ..........................................................................218
Figura 11.7: Geometria del problema............................................................................................218
Figura 12.1: Circuito ipotetico. ....................................................................................................223
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Parte III: Componenti
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Figura 12.2: Rappresentazione schematica di una pompa centrifuga. ............................................ 226
Figura 12.3: Girante di pompa centrifuga con i triangoli di velocità in ingresso ed in uscita. ......... 227
Figura 12.4: Andamento del lavoro in funzione della portata. ....................................................... 227
Figura 12.5: Caratteristiche teorica e reale di una girante centrifuga con pale rivolte all’indietro... 228
Figura 12.6: Caratteristica interna di una pompa centrifuga. ......................................................... 228
Figura 12.7: Curve caratteristiche di una pompa centrifuga per differenti valori della velocità di
rotazione n........................................................................................................................... 229
Figura 12.8: Individuazione del punto di funzionamento C di una pompa inserita in un circuito. ... 230
Figura 12.9: Pompa provvista di valvola di strozzamento V per la regolazione della portata. ........ 231
Figura 12.10: Variazione del punto di funzionamento di una pompa regolata mediante strozzamento.231
Figura 12.11: Variazione del punto di funzionamento C di una pompa regolata mediante variazione
del numero di giri n. ............................................................................................................. 232
Figura 12.12: Pompa provvista del circuito di by-pass per la regolazione della portata. ................ 232
Figura 12.13: Variazione del punto di funzionamento di una pompa regolata mediante by-pass. ... 232
Figura 12.14: Rappresentazione di un punto di funzionamento stabile di una pompa. ................... 233
Figura 12.15: Rappresentazione di un punto di funzionamento instabile di una pompa. ................ 233
Figura 12.16: Trasformazioni del contenuto energetico del fluido tra la flangia di ingresso del corpo
pompa e l'occhio della girante. ............................................................................................. 235
Figura 12.17: Pompa senza tenuta a “motore inguainato”. ........................................................... 237
Figura 12.18: Pompa centrifuga con motore incamiciato. ............................................................. 238
Figura 12.19: Schema funzionale di una pompa e.m. a c.c. ........................................................... 240
Figura 12.20: Rappresentazione schematica di una pompa e.m. a c.c............................................ 240
Figura 12.21: Sezione verticale di una pompa di circolazione primaria per un reattore PWR KWU.241
Figura 12.22: Sezione di una pompa di circolazione in esecuzione monoblocco tipo RSR, per la
centrale di Kahl.................................................................................................................... 242
Figura 13.1: Valvola di intercettazione......................................................................................... 245
Figura 13.2: Valvola di regolazione ............................................................................................. 245
Figura 13.3: Valvola a spina ........................................................................................................ 246
Figura 13.4: Caratteristiche di valvole di controllo ....................................................................... 246
Figura 13.5: Determinazione della portata in un circuito in funzione del grado di apertura della
valvola di controllo. ............................................................................................................. 247
Figura 13.6: Tipica valvola di non ritorno. ................................................................................... 248
Figura 13.7: Sezione di valvola di sicurezza. ................................................................................ 248
Figura 14.1: Condensatori a miscela ordinari................................................................................ 253
Figura 14.2: Condensatore barometrico ....................................................................................... 253
Figura 14.3: Piastra tubiera del condensatore ............................................................................... 254
Figura 14.4: Schemi di condensatori a superficie (semplice, doppio e triplo passaggio)................. 255
Parte III: Componenti
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Figura 14.5: Condensatore zonato................................................................................................255
Figura 14.6: Condensatore a cuore. ..............................................................................................256
Figura 14.7: Nuova disposizione dei tubi. .....................................................................................257
Figura 14.8: Profilo di scambio termico. .......................................................................................260
Figura 14.9: Andamento della pressione in funzione della temperatura..........................................261
Figura 14.10: Dispositivo di ispezione per le tubazioni del condensatore.......................................262
Figura 14.11: Pompa ad eiettore per l'estrazione del condensato...................................................264
Figura 14.12: circuito di raffreddamento di tipo aperto .................................................................266
Figura 14.13: circuito di raffreddamento di tipo chiuso con torre di raffreddamento......................266
Figura 14.14: Torri di raffreddamento a) ad umido a circolazione naturale; b) a secco a circolazione
forzata..................................................................................................................................267
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Parte III: Componenti
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1.2 Elenco delle Tabelle
Tabella 2.1: Caratteristiche contenitore PUN. ................................................................................ 21
Tabella 4.1: Relationship between SA phenomena for in vessel core degradation............................ 90
Tabella 4.2: Relationship between SA phenomena for coolability and MCCI .................................. 91
Tabella 4.3: Relationship between SA phenomena for containment processes................................. 91
Tabella 4.4: Relationship between SA phenomena for FP behaviour............................................... 92
Tabella 4.5: Accident progression phenomena and their implication on FP release........................ 109
Tabella 4.6: Le più importanti violazioni delle prescrizioni operative commesse dal personale. ..... 132
Tabella 5.1: Principali minerali dell’uranio.................................................................................... 138
Tabella 7.1: Caratteristiche progettuali dell'impianto. ................................................................... 168
Tabella 7.2: Quantità massime di radionuclidi............................................................................... 169
Tabella 7.3: Dosi a cui sarebbe esposta la popolazione in caso di incidente................................... 169
Tabella 8.1: Valori costanti nucleari a 2,200. m/s per elementi fissili............................................. 172
Tabella 9.1: Composizione di miscele di plutonio per uso civile e militare [Decressin, 1995]. ....... 187
Tabella 9.2: Proprietà neutroniche del plutonio e dell'uranio......................................................... 190
Tabella 9.3: Proprietà radiologiche dei principali isotopi del plutonio. .......................................... 191
Tabella 9.4: Frazione dei neutroni ritardati in funzione del combustibile utilizzato. ....................... 191
Tabella 9.5: Cicli di combustibile all'equilibrio in PWR di potenza. ............................................... 199
Tabella 9.6: RSM in pcm per diversi schemi di caricamento ......................................................... 201
Tabella 9.7: Dati per BWR da 1,300. MWe con e senza combustibile MOX................................. 206
Tabella 10.1: Leghe di zirconio.................................................................................................... 209
Parte III: Componenti
15
Impianti Nucleari
16
RL (812) 99
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
1.3 Abbreviazioni
AEC
AGR
AM
ANS
ATR
AUPuC
BHW
BNFL
BOC
BWR
CANDU
CBUF
CCI
CFR
CSNI
DBA
DCC
DH
DCH
DDT
DF
DNBR
EBWR
ECCS
EDF
EOC
EPR
FA
FBR
FP
GCR
GE
GRS
GV
HM
HP
HPME
HTGR
HWR
IHX
KfK
LACE
LB LOCA
LMFBR
LOCA
LP
Parte III: Componenti
Atomic Energy of Canada
Advanced Gas cooled Reactor
Accident Management
American Nuclear Society
Advanced Test Reactor
Ammonium Uranyl Plutonyl Carbonate
Boiling Heavy Water
British Nuclear Fuel
Begin of Cycle
Boiling Water Reactor
Canadian Deuterium Uranium
Cycling Burn-Up Factor
Core Concrete Interaction
Code of Federal Regulation
Committee on Safety of Nuclear Installation
Design Basis Accident
Degraded Core Coolability
Decay Heat
Direct Containment Heating
Deflagration-to-Detonation Transition
Decontamination Factor
Departure From Nucleate Boiling Ratio
Experimental BWR
Emergency Core Cooling System
Eletricitè de France
End of Cycle
European Pressurized Reactor
Fuel Assembly
Fast Breeder Reactor
Fission Product
Gas Cooled Reactor
General Electric
Gesellschaft für Anlagen und ReaktorSicherheit
Generatore di Vapore
Heavy Metal
High Pressure
High Pressure Melt Ejection
High Temperature Gas cooled Reactor
Heavy Water Reactor
Intermediate Heat eXchanger
Kernforshungszentrum Karlsruhe
LWR Aerosol Containment Experiments
Large Break Loss Of Coolant Accident
Liquid Metal Fast Breeder Reactor
Loss Of Coolant Accident
Low Pressure
17
Impianti Nucleari
LVRF
LWR
Magnox
MCCI
MCHFR
MCPR
MFCI
MHD
MIMAS
MOX
MTC
Nc
Nm
NPP
NPSH
NRC
NSRR
OCHW
OCOM
OECD
OMR
PCI
PEC
PHW
PNC
PORV
PSA
PWR
RCCA
RCS
RIA
RN
RPV
RSM
SA
SAM
SB LOCA
SFD
SG
SKB
SRV
ST
TBP
Tc
Tm
18
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Low Void Reactivity Fuel
Light Water Reactor
Magnesium no oxidation
Molten Core Concrete Interaction
Minimum Critical Heat Flux Ratio
Minimum Critical Power Ratio
Molten Fuel Concrete Interaction
Microwave-Heating direct Denitration
MIcronized MASter
Mixed Oxide Fuel
Moderator Temperature Coefficient
Nuclei di combustibile per unità di volume
Nuclei di moderatore per unità di volume
Nuclear Power Plant
Net Positive Suction Head
Nuclear Reactor Commission
Nuclear Safety Research Reactor
Organic Cooled Heavy Water moderated
Optimized CO-Milling
Organization for Economic Cooperation and Development
Over Moderated Reactor
Pellet Cladding Interaction
Prova Elementi Combustibile
Pressurized Heavy Water
Power Reactor and Nuclear Fuel Development Corporation
Power Operated Relief Valve
Probabilistic Safety Analysis
Pressurised Water Reactor
Rod Cluster Control Assembly
Reactor Coolant System
Reactivity Initiated Accident
Radio Nuclide
Reactor Pressure Vessel
Reactivity Margin Shutdown
Severe Accident
Sub Assembly Management
Small Break Loss Of Coolant Accident
Severe Fuel Damage
Steam Generator
Swedish Nuclear Fuel and Waste Management Company
Safety and Release Valve
Source Term
Tributil-fosfato
Temperatura del combustibile
Temperatura del moderatore
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
2. SISTEMI DI CONTENIMENTO PER GLI IMPIANTI NUCLEARI DI POTENZA
2.1 Introduzione
Come è noto, negli impianti nucleari sono contenuti prodotti radioattivi (prodotti di fissione, prodotti
di attivazione, ecc.) che la messa in atto di opportuni sistemi dovrebbe contenere, evitando un loro
rilascio significativo all’esterno dell’impianto.
La sicurezza degli impianti nucleari, con particolare riferimento a quelli di potenza, ha come costante
riferimento il concetto della difesa in profondità basato sull’adozione in cascata degli interventi di
prevenzione, di protezione e di mitigazione.
In accordo con questo concetto fondamentale, è prevista la presenza di un conveniente numero di
barriere che dovrebbero consentire di mantenere in misura estremamente modesta il rilascio
all’esterno di prodotti radioattivi, non solo in condizioni di normale funzionamento, ma anche a
seguito di situazioni incidentali o accidentali, aventi come causa iniziatrice rotture o
malfunzionamenti di parti dell’impianto o determinati da eventi esterni a carattere eccezionale.
La prima barriera è costituita dalla matrice del combustibile, la seconda dalle guaine delle barrette, la
terza dal circuito primario, la quarta, infine, dal contenitore di sicurezza all’interno del quale è
collocata l’isola nucleare dell’impianto.
Nella Figura 2.2 sono schematicamente indicate le barriere suddette.
Le considerazioni che saranno esposte nel seguito saranno particolarmente rivolte a quest’ultima
barriera, in quanto le altre sono già state sufficientemente trattate in altre parti del corso.
2.2 Evoluzione del Concetto di Contenimento
La necessità di dotare un impianto nucleare di un contenitore di sicurezza fu chiaramente precisata
fin dall’inizio dello sviluppo dell’energia nucleare, come risulta dalla lettura dell’Appendice A al 10
CFR 50 (riportata in nel seguito).
Il contenitore fu inizialmente concepito come un sistema essenzialmente passivo, la cui presenza
diventava determinante qualora il verificarsi di incidenti ragionevolmente possibili, anche se molto
improbabili, poteva compromettere in varia misura l’efficacia delle prime tre barriere prima indicate.
L’esempio più significativo a tale riguardo è costituito dall’incidente di perdita di refrigerante
determinato da rotture del circuito primario.
Il progetto del contenitore faceva normalmente riferimento ad eventi incidentali di origine interna,
con particolare riguardo al “Large LOCA”, assunto all’inizio come Massimo Incidente Credibile
(MCA) e, successivamente, come incidente di progetto (DBA).
Si ritiene comunque opportuno precisare che la presenza del contenitore non avrebbe comunque
consentito un “rilassamento” delle misure imposte dalle esigenze di prevenzione e di protezione che
rimanevano in ogni caso fondamentali per la sicurezza, nella corretta applicazione del concetto della
difesa in profondità.
Successivamente fu ritenuta opportuna la predisposizione all’interno del contenitore di sistemi attivi
il cui funzionamento avrebbe portato ad una positiva modificazione del transitorio conseguente
all’incidente ipotizzato e, quindi ad una riduzione dei rilasci di prodotti radioattivi all’esterno
dell’impianto. Si possono citare come esempio a tale riguardo i sistemi di spruzzamento all’interno
ed all’esterno del contenitore, i sistemi di filtrazione, i sistemi per la soppressione del vapore, ecc..
In queste condizioni non appare più corretto parlare di contenitore, quanto piuttosto di sistema di
contenimento.
Parte III: Componenti
19
Impianti Nucleari
RL (812) 99
Nelle fasi ancora successive ci si rese conto che ai fini della sicurezza era necessario valutare non
solo l’impatto dell’impianto sull’ambiente, ma anche l’impatto dell’ambiente sull’impianto. Il sistema
di contenimento costituisce in questo senso una componente particolarmente significativa, dovendo
rappresentare una delle misure necessarie, da un lato, per ridurre in limiti estremamente contenuti i
rilasci all’esterno di prodotti radioattivi, e, dall’altro, per proteggere l’isola nucleare dell’impianto
dagli eventi di tipo naturale (trombe d’aria ecc.) o dovuti alle attività umane (caduta di aerei, ecc.).
I noti incidenti che si sono purtroppo verificati prima a Three Miles Island e poi a Chernobyl hanno
fornito una chiara dimostrazione, se ci fosse stato bisogno, dell’importanza di questa salvaguardia.
Gli stessi incidenti hanno inoltre fatto constatare che la fusione del nocciolo, ritenuto fino ad allora
un evento “incredibile” non era in realtà tale e che pertanto si rendeva necessaria un’adeguata
revisione della filosofia della sicurezza. Questa revisione, per quanto attiene al sistema di
contenimento poteva anche portare a modifiche del sistema stesso che potessero consentire la
salvaguardia dell’ambiente anche a seguito di “incidenti severi” con marcato danneggiamento del
nocciolo del reattore.
2.3 Caratteristiche dei Sistemi di Contenimento
Si può osservare che esiste un sostanziale accordo fra i requisiti base di progetto dei sistemi di
contenimento degli impianti nucleari di potenza istallati nei diversi Paesi del mondo occidentale, sia
per quanto attiene alle condizioni di normale esercizio che a quelle incidentali o accidentali.
Per ciascuna filiera, i sistemi del reattore sono praticamente gli stessi, indipendentemente dal Paese
ove gli impianti stessi sono localizzati. Ciò dipende essenzialmente dal fatto che il numero dei
fornitori dell’isola nucleare è molto contenuto (Westinghouse, General Electric, Framatome,
Siemens, ecc.).
I sistemi di contenimento invece sono spesso costruiti da differenti “Architech Engineers” (Bechtel,
Gibbs & Hill, EDF Tractebel, Ebasco, ecc.) con la conseguenza che anche per lo stesso tipo di
reattore sono in funzione impianti con sistemi di contenimento abbastanza differenti, anche se
coerenti con la stessa filosofia di progetto.
Nei paragrafi successivi, dopo una sintetica descrizione dei tipi di contenitore più comunemente
impiegati, saranno indicate le principali specifiche di progetto cui fare riferimento.
2.3.1 Principali Tipi di Contenitori Adottati
I sistemi di contenimento normalmente adottati appartengono, in prima approssimazione alle
seguenti categorie:
• contenitori a piena pressione (adottati essenzialmente nei PWRs);
• contenitori con sistemi a soppressione di pressione:
♦ con piscina di soppressione (adottati nei BWRs);
♦ con condensatori di ghiaccio (adottati in alcuni PWRs);
• contenitori a pressione inferiore a quella atmosferica (adottati nei reattori CANDU).
Nella Figura 2.3 sono schematicamente rappresentati i contenitori di sicurezza adottati in Francia per
le unità PWR da 900. e da 1,300. MWe. Ambedue i contenitori sono realizzati in calcestruzzo. Il
contenitore delle unità da 1,300. MWe è in realtà costituito da due contenitori, uno interno
(primario) e l’altro esterno (secondario). L’atmosfera fra i due contenitori viene mantenuta a
pressione inferiore a quella atmosferica. Per garantire un elevato grado di tenuta del contenitore
primario, la parete interna dello stesso è rivestita in acciaio.
20
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
Ambedue i contenitori sono a piena pressione. La miscela acqua vapore rilasciata in seguito ad un
incidente di perdita di refrigerante (LOCA), rimane all’interno del contenitore, con conseguente
aumento della pressione. Il volume libero del contenitore primario per il PWR da 1,300. MWe è pari
a circa 70,000. m3.
Il contenitore inizialmente previsto per il PUN era analogo a quello sopra indicato, con le
caratteristiche geometriche indicate nella Tabella 2.1.
Volume libero:
73,000. m3
Spessore della parete del contenitore primario:
1.4 m
Spessore del rivestimento in acciaio:
1. mm
Spessore della parete del contenitore secondario:
0.8 m
Temperatura di progetto
215. °C
Pressione di progetto
4.2 atm
Tasso di perdita (% del volume libero/giorno)
0.5
Tabella 2.1: Caratteristiche contenitore PUN.
Nella Figura 2.4 è schematicamente rappresentato un contenitore a soppressione di pressione (tipo
MARK III) normalmente adottato nei BWRs. Il volume libero del contenitore, per un impianto da
1300. MWe è pari a circa 15,000. m3.
Il principio alla base di questo tipo di contenitore può essere così riassunto. Per la rottura di una linea
principale del sistema di processo (nei BWRs, l’incidente di riferimento è la tranciatura netta di una
linea di ricircolazione) la miscela acqua vapore in uscita dalla sezione di rottura si mescola con
l’atmosfera gassosa contenuta nel cosiddetto pozzo secco (dry well) con conseguente aumento della
pressione. Tale aumento determina un abbassamento del livello dell’acqua presente nell’anello
esterno del dry well, provocando l’apertura delle linee orizzontali di collegamento tra lo stesso dry
well e la piscina di soppressione. La miscela aria-acqua-vapore gorgoglia nell’acqua contenuta nella
piscina con conseguente condensazione del vapore e, quindi, riduzione della pressione. Il passaggio
della miscela attraverso l’acqua della piscina rende altresì possibile una sostanziale riduzione della
concentrazione di molti prodotti radioattivi (iodio in particolare) che, assorbiti dall’acqua, non sono
più rilasciabili all’esterno.
Anche in questi contenitori, la parete interna della struttura in calcestruzzo del contenitore primario è
rivestita con un liner in acciaio.
Nella Figura 2.5 è schematicamente rappresentato un contenitore con sistema di soppressione a
ghiaccio, impiegato, come è stato prima ricordato, in alcune unità PWR. Il contenitore primario è
praticamente suddiviso in due parti: una inferiore e l’altra superiore collegate tra loro da una camera
a sezione anulare nella quale sono disposti cestelli contenenti blocchetti di ghiaccio. La separazione
della massa di ghiaccio in singoli blocchetti deve essere preservata, per evitare una riduzione
dell’area di scambio totale. I sistemi di processo dell’impianto sono contenuti nella parte inferiore.
La miscela acqua-vapore rilasciata a seguito di un LOCA nella parte inferiore del contenitore
provoca un aumento della pressione nella zona suddetta, determinando il passaggio della miscela
attraverso i cestelli di ghiaccio con conseguente condensazione del vapore.
Parte III: Componenti
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Impianti Nucleari
RL (812) 99
Nella Figura 2.6 è mostrata la disposizione di una centrale nucleare con 4 unità CANDU. Il sistema
di contenimento è costituito da un grosso recipiente (vacuum building) mantenuto in leggera
depressione, collegato attraverso appositi condotti agli edifici dei 4 reattori.
Un esame sommario di quanto è stato detto consente di poter constatare quanto segue:
• il sistema di contenimento a piena pressione è indubbiamente molto semplice, ma richiede volumi
liberi interni molto elevati per mantenere nei limiti ragionevoli la sovrapressione all’interno del
contenitore in situazioni incidentali;
• i contenitori dotati di sistemi di soppressione del vapore permettono una significativa riduzione
del volume libero, ma sono certamente più complicati;
• i contenitori a bassa pressione appaiono interessanti, ma sono in effetti utilizzabili soltanto per
alcuni tipi di impianto.
La scelta del sistema di contenimento è in realtà fortemente determinata da considerazione di
carattere economico, dal momento che tutti i sistemi ai quali è stato fatto sopra riferimento sembrano
adeguati dal punto di vista della sicurezza.
2.3.2 Specifiche di Progetto
L’analisi sarà ristretta ai contenitori a piena pressione impiegati nei PWRs ed a quelli a soppressione
di vapore impiegati nei BWRs. La motivazione di questa scelta appare pienamente giustificata se si
tiene conto della rilevanza dei reattori di questo tipo nel complesso degli impianti nucleari di potenza
attualmente in esercizio ed in costruzione.
2.3.2.1 Sistemi di Contenimento per i PWRs
Si ritiene necessario precisare in primo luogo che l’incidente base di riferimento (DBA) per i reattori
di questo tipo è costituito dalla rottura netta a ghigliottina della tubazione del ramo freddo (cold leg)
di uno dei circuiti primari a valle della pompa di circolazione.
I requisiti cui fare riferimento nel progetto dei contenitori a piena pressione, normalmente utilizzati
nei PWR, riguardano essenzialmente:
a) la pressione di progetto;
b) le differenze di pressione che si possono stabilire durante l’evoluzione dell’incidente fra i diversi
compartimenti del contenitore;
c) le forze di getto e di reazione, nonché gli effetti dovuti all’azione di “missili”;
d) le caratteristiche di tenuta;
e) il comportamento del contenitore a lungo termine, dopo un eventuale incidente.
Saranno fornite nel seguito per ciascuno dei punti sopra indicati alcune precisazioni di maggiore
dettaglio.
Pressione
L’input di energia termica nell’atmosfera interna al contenitore è dovuto:
•
all’efflusso del fluido primario (acqua-vapore) attraverso la sezione di rottura; nelle analisi fatte
in alcuni paesi viene anche aggiunta l’energia del fluido secondario presente in 1 generatore di
vapore;
•
all’energia immagazzinata nelle strutture delle parti dell’impianto collocate all’interno del
contenitore;
22
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
•
RL (812) 99
al calore di decadimento del nocciolo del reattore.
L’asportazione di energia dall’atmosfera interna al contenitore è essenzialmente dovuta:
•
al riscaldamento delle strutture interne;
•
all’intervento dei sistemi di rimozione del calore a medio e a lungo termine;
•
alla cessione di calore all’ambiente attraverso le pareti esterne del contenitore. Gli effetti
conseguenti potranno avere rilevanza diversa a seconda del contenitore impiegato, ma
certamente potranno essere significativi soltanto a medio ed a lungo termine.
L’intervento dei sistemi di spruzzamento interni, previsti nella maggior parte dei sistemi di
contenimento, non rappresenta certamente un mezzo per asportare energia, (e per questo motivo non
è stato inserito tra i punti precedenti), ma costituisce comunque un modo particolarmente efficace
per ottenere l’abbassamento della pressione e per una parziale riduzione dei prodotti radioattivi che
possono essere rilasciati all’esterno.
Nella Figura 2.1 è riportato l’andamento della pressione all’interno di un contenitore primario a piena
pressione a seguito di un Large LOCA. La valutazione è stata fatta non tenendo conto dei sistemi di
spruzzamento, ma ipotizzando il funzionamento dei sistemi per la rimozione del calore residuo.
6
5.69 bar Design Pressure of the containment
Pressure (bar)
5
4
3
2
1
0
1.E+00
1.E+01
1.E+02
1.E+03
1.E+04
1.E+05
1.E+06
Time (s)
Figura 2.1: Pressure history of the containment.
(PWR, 1300. MWe, no spray system, decay heat removal)
Si può osservare che la pressione raggiunge il suo valore massimo dopo circa 10. s.
Nel Capitolo 2.6 viene esposta la metodologia che può essere seguita per la determinazione del picco
di pressione.
Differenze di Pressione
Le differenze di pressione che possono determinarsi fra i diversi compartimenti del contenitore
durante il transitorio incidentale devono essere prese in attenta considerazione nella progettazione
del sistema, soprattutto per quanto attiene alle pareti di separazione ed alle aperture presenti nelle
pareti stesse.
Parte III: Componenti
23
Impianti Nucleari
RL (812) 99
Le principali grandezze cui fare riferimento per l’analisi suddetta sono le seguenti:
• portata di massa
• localizzazione, tipologia e dimensione della sezione di rottura;
• cessione di calore alle strutture;
• trasferimento del fluido (acqua, vapore, incondensabili) fra i diversi compartimenti.
Evidentemente per l’effettuazione dell’analisi richiesta sarà necessario fare ricorso a codici di calcolo
a molti nodi, da definirsi in relazione alle compartimentazioni effettivamente presenti all’interno del
contenitore.
Forze di reazioni, Forze di Getto, “Missili”
La rottura ipotizzata come evento iniziatore ed il conseguente efflusso del refrigerante danno luogo a
carichi di reazione ed a carichi dovuti al getto del fluido che interessano alcune parti del contenitore.
Durante la rottura ed a seguito della stessa potranno altresì originarsi frammenti di materiale di
diverse dimensioni e di diversa natura (missili), in grado di impattare sulle stesse parti e, addirittura,
sulla superficie interna del contenitore stesso.
I carichi conseguenti alle azioni sopra sommariamente indicate devono essere adeguatamente
determinati ed inseriti fra quelli di progetto, dovendosi dare dimostrazione che gli effetti degli stessi
non compromettono l’integrità strutturale e la capacità funzionale dei sistemi interni di rilevante
importanza per la sicurezza, ne determinano sensibili riduzioni delle caratteristiche di tenuta del
contenitore primario.
Caratteristiche di Tenuta del Contenitore
Per i contenitori degli impianti nucleari di potenza installati nella quasi totalità dei Paesi Occidentali,
è richiesto che il tasso di perdita sia mantenuto al di sotto dello 0,25% per giorno del volume libero
interno.
Per raggiungere questo obbiettivo le pareti interne al contenitore primario sono rivestite con un
“liner” in acciaio e particolare attenzione viene posta nella realizzazione dei diversi tipi di
penetrazione (per l’alimentazione elettrica, per il passaggio di fluidi, per il passaggio del personale,
per il trasferimento di apparecchiature, ecc.) e nella loro manutenzione e controllo durante
l’esercizio.
Il tasso di perdita viene determinato sperimentalmente mediante prove di tenuta effettuate in modo
globale dopo la costruzione dell’impianto e prima del caricamento del combustibile, e
sistematicamente ripetute durante l’esercizio, limitatamente alle zone interessate alle penetrazioni.
Comportamento a Lungo Termine
A medio ed a lungo termine dopo un eventuale incidente, è richiesto che la pressione dell’atmosfera
all’interno del contenitore primario sia mantenuta al di sotto di quella atmosferica.
2.3.2.2 Sistemi di Contenimento per i BWRs
Come è stato già detto, i contenitori impiegati nei reattori appartenenti a questa filiera sono del tipo a
soppressione di pressione.
Per la maggior parte delle grandezze in gioco, i requisiti richiesti sono sostanzialmente uguali a quelli
relativi ai sistemi di contenimento dei PWRs con alcune eccezioni, le più importanti delle quali
possono essere così sintetizzate:
• non essendo presenti i generatori di vapore, non deve essere ovviamente considerato come input
di energia il rilascio di fluido secondario;
24
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
• è necessario prendere in attenta considerazione le perturbazioni indotte nella piscina di
soppressione dal rilascio nella stessa della miscela aria-acqua-vapore e dalla conseguente
condensazione del vapore. Si deve peraltro tener presente a questo proposito che la piscina è
generalmente utilizzata anche in condizioni di normale esercizio per lo scarico del vapore
attraverso le linee di sfioro.
• il tasso di perdita deve essere mantenuto al di sotto dell’1% per giorno del volume interno del
contenitore. L’aumento del tasso di perdita ammesso per questo tipo di contenitore rispetto a
quello richiesto per i contenitori a piena pressione appare giustificato dalla riduzione della
concentrazione dei prodotti radioattivi presenti in forma rilasciabile nell’atmosfera del contenitore,
determinata dal passaggio della miscela attraverso l’acqua della piscina.
2.3.3 Carichi Indotti sul Contenitore da Eventi Esterni
Nella progettazione del sistema di contenimento devono essere prese in considerazione le condizioni
di carico derivanti da eventi esterni. Gli eventi cui fare riferimento sono essenzialmente i seguenti:
• terremoti;
• trombe d’aria;
• inondazioni;
• impatto con oggetti pesanti;
• esplosioni di parti di impianti convenzionali localizzati all’esterno della centrale, i cui effetti
potrebbero però avere importanza per la sicurezza dell’impianto nucleare.
L’entità dei carichi derivanti dagli eventi sopra indicati, sono ovviamente connessi con le
caratteristiche del sito dell’impianto. Comunque, nella maggior parte dei paesi occidentali sono
definiti requisiti minimi di progetto da rispettare indipendentemente dal sito prescelto.
2.4 Condizioni di Carico nei Sistemi di Contenimento Conseguenti ad Incidenti Severi
Nelle specifiche di progetto dei sistemi di contenimento degli impianti nucleari di potenza
attualmente in esercizio non era stata presa in considerazione la fusione del nocciolo del reattore,
ritenendo che un evento di questo tipo potesse ritenersi ragionevolmente non credibile.
Gli incidenti che si sono verificati nel 1979 a Three Miles Island e, successivamente, nel 1986 a
Chernobyl, hanno purtroppo dimostrato che la probabilità di tali eventi, anche se molto bassa è
certamente diversa da zero, dal momento che in ambedue i casi si è avuta fusione, almeno parziale,
del nocciolo del reattore. Si deve comunque ricordare che il sistema di contenimento del reattore di
Three Miles Island, per quanto progettato non tenendo conto di questo evento, ha consentito di
mantenere in termini particolarmente ridotti i rilasci all’esterno di materiali radioattivi che sono stati
invece estremamente elevati nell’incidente della centrale di Chernobyl, caratterizzata dalla sostanziale
assenza del contenitore di sicurezza.
Poiché il sistema di contenimento costituisce, come è stato più volte ricordato, l’ultima barriera
contro il rilascio all’esterno di materiale radioattivo, appare opportuno individuare le condizioni di
carico nel contenitore conseguenti ad ipotizzabili scenari incidentali conseguenti a possibile fusione
del nocciolo del reattore per stabilire a quali tra questi è ragionevolmente possibile fare riferimento
nella progettazione dei contenitori per le future centrali elettronucleari.
Si deve comunque far presente che gli incidenti con fusione del nocciolo non sono compresi fra gli
incidenti base di progetto e che, pertanto, nella quasi totalità dei paesi non sono presi in
considerazione nelle procedure autorizzative. In effetti però, in Germania ed in Francia si ritiene che
Parte III: Componenti
25
Impianti Nucleari
RL (812) 99
nei sistemi di contenimento dei nuovi impianti, in particolare dell’EPR, si dovrà tener conto anche di
questo tipo di eventi.
Poiché il livello di conoscenze attualmente disponibili è largamente insufficiente per consentire
un’adeguata analisi dei possibili scenari incidentali, è stata già da tempo avviata in molti paesi una
intensa attività di studio e di ricerca in proposito. Pur con le limitazioni sopra indicate, si può
comunque ritenere in prima grossolana approssimazione che una possibile sequenza incidentale possa
fare riferimento agli eventi seguenti:
1.
Nell’intervallo di tempo immediatamente successivo al surriscaldamento del nocciolo, si avrà
una reazione fortemente esotermica dello zirconio delle guaine delle barrette con il vapore, con
ulteriore produzione di calore e di idrogeno che sarà rilasciato all’interno del contenitore
primario.
2.
Il nocciolo fuso (corium) immesso nell’acqua residua ancora contenuta nel plenum inferiore
potrebbe dare luogo in particolari condizioni, legate alla velocità di immissione del corium, alla
sua distribuzione ed alla quantità di acqua presente, ad una esplosione di vapore (Steam
Explosion).
3.
Il corium potrebbe seriamente danneggiare o, addirittura, determinare la fusione del fondo del
recipiente in pressione ed essere pertanto proiettato nell’atmosfera del contenitore con
conseguente input di energia termica. Potrebbero inoltre verificarsi ulteriori reazioni
esotermiche dello zirconio residuo con vapore e ossigeno ed infine le particelle ad altissima
temperatura del corium potrebbero innescare l’ignizione dell’idrogeno. Tutti i processi sopra
indicati porterebbero ad un aumento della temperatura e della pressione dell’atmosfera interna
al contenitore.
4.
Parti del nocciolo potrebbero impattare con componenti vitali presenti all’interno del
contenitore o con le pareti dello stesso, compromettendo l’integrità del sistema di
contenimento.
5.
Il corium potrebbe infine venire a contatto con il fondo del contenitore, realizzato normalmente
in calcestruzzo, dando luogo, per reazioni con lo stesso, ad ulteriore produzione di idrogeno e
potendo anche attraversare lo spessore del basamento.
Nel precisare che nessuno dei sistemi di contenimento attualmente esistenti è in grado di soddisfare
alle condizioni di carico conseguenti alle fusioni del nocciolo per tutti gli scenari incidentali
ipotizzabili, è però possibile constatare il mantenimento in limiti accettabili dell’integrità dei sistemi
stessi per alcuni di questi scenari.
Una adeguata conoscenza di tali condizioni di carico rende comunque possibile la individuazione di
ragionevoli interventi che possono essere messi in atto per migliorare le prestazioni di questo
componente di fondamentale importanza per la sicurezza.
Gli indirizzi di base cui si fa attualmente riferimento possono essere così sintetizzati:
• potenziare le azioni di prevenzione per una effettiva riduzione della probabilità di accadimento di
incidenti che possano portare alla fusione del nocciolo. Si ritiene che ciò possa essere ottenuto
con il potenziamento e l’aggiunta di sistemi, ivi compresi quelli antincendio e di ricombinazione
dell’idrogeno, il cui intervento porti ad un abbassamento della pressione nel recipiente in
pressione del reattore e nel contenitore primario. Si ritiene inoltre particolarmente importante
innalzare il livello di competenza e di affidabilità del personale per avere una sempre più corretta
gestione dell’incidente.
• ridurre le conseguenze derivanti dal verificarsi di un incidente severo con l’impiego, ad esempio,
di sistemi di depressurizzazione del contenitore dotati di efficienti sistemi di trattamento e di
26
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
filtrazione dei fluidi, di sistemi di inertizzazione dell’atmosfera del contenitore primario
(specialmente nei BWRs), ecc.
2.5 Linee di Tendenza per il Progetto dei Futuri Sistemi di Contenimento
Una intensa attività è attualmente in fase di sviluppo da parte dei costruttori delle compagnie
elettriche e degli stessi enti di controllo per ridurre il rischio connesso con la utilizzazione
dell’energia nucleare e, conseguentemente, la diffidenza del pubblico verso questa importante fonte
energetica. A questi fini, il potenziamento dell’efficacia dei sistemi di contenimento in tutte le
condizioni nelle quali l’impianto potrebbe trovarsi ad operare durante la sua vita operativa, è
certamente di grande importanza.
Le linee fondamentali che sono alla base delle numerose iniziative finora intraprese possono essere
così riassunte:
• ulteriore riduzione della probabilità di accadimento di incidenti severi;
• rafforzamento del sistema di contenimento per renderlo idoneo a sopportare i carichi conseguenti
ai meno improbabili scenari incidentali derivanti dalla fusione del nocciolo.
A parte i nuovi sistemi di contenimento previsti per i reattori a maggiore sicurezza intrinseca e
passiva proposti dalla Westinghouse per l’AP-600 e dalla General Electric per lo SBWR, è
interessante ricordare il progetto in fase di sviluppo in modo congiunto da parte della Framatome e
della Siemens per un PWR da 1,500. MWe.
Nello studio è previsto, come specifica di progetto, che per qualunque condizione operativa non si
abbiano rilasci di materiali radioattivi di entità tale da determinare significativi livelli di
contaminazione all’esterno dell’impianto e da richiedere, nella predisposizione dei piani di
emergenza, una possibile evacuazione della popolazione.
Nello stesso progetto è prevista la sistemazione nella zona sottostante al recipiente in pressione di un
raccoglitore del corium (core catcher) per evitare la interazione del corium stesso con il basamento
del contenitore.
2.6 Determinazione del Picco di Pressione in un Contenitore a Piena Pressione per un
Large LOCA in un PWR
Si ammetta in prima approssimazione che tutto il fluido contenuto nel circuito primario venga
rilasciato all’interno del contenitore e che si possa ritenere trascurabile nella prima fase del transitorio
il calore ceduto alle strutture e quello prodotto nel nocciolo del reattore.
In queste condizioni si potranno scrivere le seguenti equazioni:
(1)
ma h1a + mf1 hf1 = ma h2a + mf2 hf2 + mg2 hg2
(2)
(3)
ma + mf1 = ma + mf2 + mg2
ma va1 = ma va2 + mf2 vf2 + mg2 vg2 = V
dove:
ma massa dell’aria presente nel contenitore
mf1 massa del liquido contenuto nel circuito primario
mf2 massa del liquido nel contenitore dopo l’incidente
mg2 massa del vapore nel contenitore dopo l’incidente
Parte III: Componenti
27
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RL (812) 99
h1a entalpia dell’aria nel contenitore prima dell’incidente
h2a entalpia dell’aria nel contenitore dopo l’incidente
hf1 entalpia del liquido contenuto nel circuito primario
hf2 entalpia del liquido nel contenitore dopo l’incidente
hg2 entalpia del vapore nel contenitore dopo l’incidente
va1 volume specifico dell’aria prima dell’incidente
va2 volume specifico dell’aria dopo l’incidente
vf2 volume specifico del liquido nel contenitore dopo l’incidente
vg2 volume specifico del vapore nel contenitore dopo l’incidente
V
volume libero nel contenitore
L’equazione (1) può essere scritta nella forma seguente:
mf1 hf1 - ma ca (t2a - t1a) = mf2 hf2 + mg2 hg2
dove:
ca calore specifico medio dell’aria nel contenitore
t2a temperatura dell’aria nel contenitore dopo l’incidente
t1a temperatura dell’aria nel contenitore prima dell’incidente
Le equazioni sopra riportate consentono di determinare i valori di picco di pressione e delle quantità
del liquido e del vapore all’interno del contenitore nella prima fase del transitorio conseguente
all’incidente ipotizzato.
Per la risoluzione del sistema si preferisce procedere per approssimazioni successive partendo da un
valore ipotizzato della pressione p2 (e quindi della temperatura t2) della miscela acqua-vapore e
verificando se, per il valore ipotizzato, le equazioni sono soddisfatte.
Seguendo la procedura suddetta si procederà alla determinazione dei valori delle grandezze sopra
ricordate per un contenitore a piena pressione di un PWR da 1,300. MWe.
DATI DI INGRESSO
Volume libero del contenitore :
V = 69,000. m3
Volume del fluido primario:
Vf = 394. m3
Temperatura del fluido primario:
tf = 300. °C
Temperatura iniziale dell’aria:
t1a = 20. °C
Massa dell’aria:
ma = 69. ton
I dati sopra riportati si riferiscono al reattore EDF 1300
Per i suddetti valori delle diverse grandezze fisiche si ha:
mf1 = 394 x 103 x 0.702 = 277 x 103 kg
hf1 = 317 Cal/kg
28
Parte III: Componenti
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ca = 0.24 Cal/kg °C
e, quindi:
mf1 hf1 = 87.8 x 106 Cal
Si assuma come valore di primo tentativo:
p2 = 50 psia = 3.5 ata e, conseguentemente, t2 = 138. °C
si ha allora:
ma ca (t2 -t1a) = 1.95 x 106 Cal
hf2 = 139 Cal/kg
hg2 = 652 Cal/kg
mf2 hf2 + mg2 hg2 = (87.8 - 1.95) x 106 = 85.8 x 106 Cal
e, quindi:
mf1 = mf2 + mg2 = 277 x 103
139 mf2 + 652 mg2 = 85.8 x 106
Risolvendo questo ultimo sistema si ottiene:
mf2 = 185 x 103 kg
mg2 = 92 x 103 kg
Si dovrà ora verificare se i risultati ottenuti soddisfano l’equazione (3).
ma va2 + mf2 vf2 + mg2 vg2 = 69,000. m3
Per il valore ipotizzato della pressione p2 si ha:
va2 = 0.40 m3/kg
vf2 = 0.00107 m3/kg
vg2 = 0.531 m3/kg
da cui:
V = 69 x 103 x 0.4 + 184 x 103 x 0.00107 + 93 x 103 x 0.531 = 76 x 103 m3
L’equazione (3) non è quindi soddisfatta. Il volume calcolato è abbastanza superiore a quello reale
(69,000. m3). Pertanto il valore ipotizzato per la pressione p2 non è corretto.
Si assuma allora come valore di secondo tentativo:
p2 = 60 psia = 4.2 ata e, conseguentemente, t2 = 144. °C
Procedendo in modo analogo a quello prima seguito si ottiene:
mf2 = 187.8 x 103 kg
mg2 = 89.2 x 103 kg
Si dovrà ancora verificare se i risultati ottenuti soddisfano l’equazione (3). Per il valore assunto per
la pressione p2, si ha:
Parte III: Componenti
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va2 = 0.34 m3/kg
vf2 = 0.00108 m3/kg
vg2 = 0.447 m3/kg
Inserendo i valori suddetti nell’equazione (3) si ottiene:
V = 63 x 103 m3
l’equazione (3) non è pertanto soddisfatta. Il volume calcolato è abbastanza minore di quello reale e,
pertanto, il valore ipotizzato per la pressione p2 non è corretto.
Seguendo la stessa procedura si potrebbe dimostrare che le tre equazioni (1), (2), (3) risultano
soddisfatte per:
p2 = 55. psia = 3.85 ata e, conseguentemente, t2 = 141. °C
Nelle condizioni suddette si ha inoltre:
mf2 = 186.5 x 103 kg
mg2 = 90.5 x 103 kg
La pressione totale all’interno del contenitore sarà ovviamente pari alla somma delle pressioni
parziali dovute all’aria ed al vapore, essendo il volume occupato dal liquido praticamente trascurabile
rispetto al volume libero del contenitore.
Si avrà pertanto:
p = 3.85 + 1. x (141. + 273.) / (20. + 273.) = 5.26 ata = 5.37 x 105 Pa.
Si può immediatamente constatare che il valore suddetto è praticamente coincidente con quello
deducibile dal grafico riportato nella Figura 2.1, che era in effetti relativo allo stesso reattore sopra
considerato.
30
Parte III: Componenti
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1
2
3
4
5
1 Fuel matrix
2 Cladding of the fuel element
3 Reactor pressure vessel
4 Containment
5 Concrete outer shell
Figura 2.2: Barriers against the release of radioactive products in a PWR.
Parte III: Componenti
31
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Figura 2.3: French PWR containments.
32
Parte III: Componenti
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Figura 2.4: BWR MARK III containment.
Parte III: Componenti
33
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Figura 2.5: PWR ice condenser containment.
34
Parte III: Componenti
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Figura 2.6: Multi-unit CANDU subatmospheric containment.
Parte III: Componenti
35
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2.7 Prove di Tenuta dei Sistemi di Contenimento
36
Parte III: Componenti
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Parte III: Componenti
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3. ANALYSIS OF LOSS OF COOLANT ACCIDENT FOR LWRs
In the following is reported a short analysis of typical behaviours for a Loss of Coolant Accident
(LOCA) in a PWR and a BWR. The events and the processes of a LOCA are shown to illustrate the
system behaviour and phenomena which must be accounted for by the calculational methods in order
to prescribe the design and the performance requirements for the emergency core cooling systems
(ECCS).
Preliminarily will be given a summary description of the ECCS design concepts for contemporary
PWRs and BWRs. The description characterises the generic features which typify the plants of
several manufacturers.
3.1 ECCS Design Summary for a PWR
A schematic representation of two loops of a multiple loop US PWR is shown in Figure 3.1. As
shown, this configuration has all the primary system components and all the inlet and outlet pipes to
the RPV above the top of the core. This arrangement is intended to assure an enclosure around the
reactor core that has no penetration and thus has a high potential for the auxiliary refill coolant to
cover the core for all the possible pipe breaks in the primary coolant circuit. The PWR ECC supply
systems, with injection into the inlet pipes or into the upper regions of the inlet annulus, depending
on the manufacturer, are intended for flooding the RPV from the core bottom.
Figure 3.1: Typical U.S. multiple—loop PWR system.
Passively activated (gas dome) accumulators (storage tanks) and low capacity pumping systems
deliver the ECC to the reactor primary system. Activation of the various ECC subsystems depends
on the size of the primary system rupture. High pressure injection system (HPIS) pumps, although
Parte III: Componenti
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utilised for all break sizes, are intended primarily for small breaks. Low pressure injection system
(LPIS) pumps are used when breaks are sufficiently large that the primary system pressure falls
below approximately 170. psia and are intended for the long term core reflooding. The accumulator
systems, although utilised for all breaks, are intended primarily for large break sizes for which the
primary system depressurisation falls below the pressure of the gas dome in the accumulators. The
accumulator pressure varies among reactor manufacturers and ranges from 750. psia to
approximately 200. psia.
PWR configurations of other than US designs are very similar in the design of the primary coolant
circuit and the RPV. The main difference is for the German version (Siemens) that injects the
accumulator coolant into both the outlet and inlet pipes. Typical delivery capabilities for the various
PWR ECC systems are shown in Table 3.1.
ECC
System
Initiating
Pressure
(psia)
Total
Number of
Components
Number
Assumed
Available
Designed Cold
Vessel Core
Flooding Rate (in/s)
Charging Pumps
1,000 to 2,750
2
1
≈ 0.1
HPIS Pumps
1,500
2
1
≈ 0.1
Accumulators
200 to 750
2 or 3 or 4
1 or 2 or 3
≈8
LPIS Pumps
120 to 600
2
1
≈1
Table 3.1: Typical delivery capacity for the various PWR ECC Systems.
3.2 ECCS Design Summary for a BWR
A schematic representation of a contemporary US BWR system is shown, at a rough scale, in Figure
3.1. As shown, the reactor core is enclosed within an inner vessel in an arrangement similar to that of
a PWR. In this configuration the system can be liquid filled (without the presence of coolant
penetrations) to a level about two thirds of the core height. The actual water level is dictated by the
elevation of the top of the jet pumps.
BWR emergency cooling may consist, in the GE BWR 6 configuration, of one high pressure core
spray (HPCS) system, a low pressure coolant injection (LPCI) system, a low pressure core spray
(LPCS) system and an automatic depressurisation system (ADS). The two core spray systems are
designed to provide both the top spray cooling and the bottom flooding, the latter through
accumulation in the lower plenum of the coolant not evaporated during spraying. The LPCI system
refloods the core by deluge from the core top. All emergency coolant injection subsystems utilise
pumps for the coolant injection, in contrast to the gas driven PWR emergency coolant storage
systems. Because of the various RPV configurations possible in a BWR, pump capacity and system
performance characteristics vary from plant to plant. Presented in Table 3.2, for reference purposes,
is a data summary for the emergency cooling systems in a standard 2,400 MWth BWR plant.
The German (AEG) version of the BWR incorporates an integral mechanical pump in place of the jet
pump, thereby eliminating the external recirculating lines and thus also eliminating a possible
recirculating line break. Multiple coolant makeup systems, normally powered from “off line”
sources, act as the ECC supply in a flooding mode similar to that of the PWR. A pipe break of a
single makeup water line or a rupture of a steam line creates a DBA condition which, for this BWR
concept, results in a calculated depressurisation time of several hundred seconds as compared to a
46
Parte III: Componenti
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calculated about 30. s depressurisation time for a US BWR. The Swedish (ASEA ATOM) version of
the BWR also incorporates internal mechanical pumps. A combination of multiple coolant injection
systems acts as the ECC supply to the RPV. The DBA condition for this BWR concept also results
in an extended depressurisation time in comparison with the US typical values.
Figure 3.2: Typical US BWR system.
Function
Number
Installed
Capacity
(%)
HPCS
1
ADS Valves
Designed Flow for Each System
Pressure Range
(psia)
Flow
(gpm)
Pressure
(psia)
100
1,300
4,625
1,130
200
1,130 to 0
6
20
800,000 lb/h
1,125
1,130 to 0
LPCS
1
100
4,625
119
265 to 0
LPCI
3
1/3
4,970
20
225 to 0
Table 3.2: Standard BWR core cooling system delivery capability.
3.3 Classification of LOCAs
The severity of a LWR LOCA caused by a rupture within the RCS and, hence, its possible
consequences, is essentially determined by the rupture characteristics in terms of break location and
break size.
Within the primary cooling system we have to distinguish between fracture of the RPV and breaks
within the piping system. The most serious accident by far, the catastrophic rupture of the RPV
Parte III: Componenti
47
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below the core level, would leave no defence against core melt-down and the consequent release of a
substantial amount of radioactive material, because cooling water could not be contained near the
core. The ECCs are not designed to cope with such an accident, because such a failure of the RPV is
considered a virtually inconceivable event. In fact, through evaluations have yielded a probability of
occurrence of leaks or breaks in the RPV which is several orders of magnitude smaller than that of
leaks or break in the pipework.
Piping breaks have a considerably higher probability of occurrence due to the relatively large number
of pipes and the wide range of diameters, extending between about 20. and 800. mm. Possible break
sizes range from the largest one, a double-ended or guillotine rupture of a main coolant pipe, which
is referred as 200% break1, down to an offset shear break of a single SG tube of about 0.1%.
Connection line breaks are usually considered to be single-ended ruptures with sizes ranging up to
about 10%. Instrumentation lines with diameters of about 20. mm would represent the smallest pipe
break size of about 0.05%.
For the case of a rupture of the main coolant piping distinction is made between the following two
types of rupture:
cold leg
between pump and RPV or between SG and pump;
hot leg
between RPV and SG.
A connection line rupture may also be considered as a cold or hot leg rupture, depending on where
the line joins the main coolant piping.
Within this wide rupture size spectrum, a distinction can be made among small, intermediate and
large LOCAs according to the break size (Table 3.3). Such a distinction was introduced for the first
time in the WASH 1400 NUREG Reactor Safety Study; the resulting classification is based on the
number and type of the safety systems called upon to prevent fuel damage and provide sufficient long
term cooling. The quantitative values for the break size area and percentage should not be
considered fixed and they certainly very between plant.
Break Size
Large Break
Intermediate Break
Small Break
cm2
> 1,000
400 ÷ 1000
80 ÷ 400
< 80
%
> 25
10 ÷ 25
2 ÷ 10
<2
Table 3.3: LOCA classification based on break size.
Another, more generally valid classification for LOCAs can be made using the occurrence of some
physical significant phenomena as criteria for the distinction among small, intermediate and large
break LOCAs. Such physical phenomena are:
•
phase separation before the ECC water injection;
•
additional energy rejection in SG required for the system depressurisation below the LPIS
Initiation Point;
•
mixture level behaviour within the primary circuit.
Such a classification is given in the following Table 3.4.
1
Percentages refer to the main coolant pipe flow cross section.
48
Parte III: Componenti
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Break Size
Phenomenon
Large
Intermediate
Small
Phase separation before ECC
water injection
No
Yes
Yes
Heat rejection in SG required
for depressurisation
No
No
Yes
Table 3.4: Phenomenological LOCA classification.
3.4 The Course of a LOCA
Since a LOCA causes a system depressurisation, both the course of a LOCA and the
depressurisation or transient time are strongly affected by the break size and to some extent also by
the break location. The reactor system response to a depressurisation accident and the ECCS
performance required is therefore different for small and large break LOCAs.
In order to evaluate the ECCS performance during a LOCA, conservative initial conditions are
assumed, namely reactor operation at 102% of full power when the postulated break occurs. Fuel
cladding temperature at this time will be close to the coolant temperature, about 320°C; the average
temperature of the hottest fuel pellet will be well above 1,100°C and the peak temperature on the
pellet axis greater than 2,200°C. The excess heat content of the fuel at this average temperature is
called the “stored heat”; it is to some extent determined by the thermal resistance of the gap between
the fuel and the cladding. Both stored heat and gap thermal resistance strongly affect the temperature
history during the early period of a LOCA.
A further conservative assumption is a heat generation rate from radioactive fission product decay
which is 20% higher than the proposed ANS standard.
3.4.1 PWR LOCA
Figure 3.3 depicts the generalised LOCA behaviour for a postulated large break in one loop of a
multi loop PWR primary coolant circuit. The numbers on this Figure 3.3 are indexed to the following
description of the course of the loss of coolant process.
Immediately following the pipe break, as the primary coolant is expelled from the rupture, the system
experiences a rapid sub-cooled depressurisation (1) causing the flow within the reactor core to
accelerate for an outlet (hot leg) break position (2) or decelerate for an inlet (cold leg) break (3). As
the system depressurisation continues (4), the local fluid saturation pressure is reached and the RCS
fluid flashing, with an attendant fluid density decrease, occurs in the core as steam bubble growth is
initiated. Within the core region the decreasing fluid density (moderator loss) causes the core power
generation to decline, within a few hundred milliseconds, to the fission product decay heat power
level (approximately 6% of the operating power).
For the inlet break conditions, the reduced core flow, commensurate with the coolant voiding in the
core, can cause a large abrupt decrease in the heat transfer from the fuel rods to the coolant and
initiate the critical heat flux (CHF), or departure from nucleate boiling (DNB) (5). For the outlet
break condition the core flow increase (2) tends to offset the density decrease and a high heat
transfer is preserved for an extended period until the local fluid conditions within the core are
degraded sufficiently that CHF (6) ultimately is reached. For either break, the abrupt decrease in the
Parte III: Componenti
49
Impianti Nucleari
RL (812) 99
heat transfer (5) (6) allows the large amount of the stored energy within the fuel to redistribute with
a resultant rapid increase in the fuel cladding temperatures (7) (8).
Figure 3.3: Generalised loss of coolant behaviour for large pipe breaks in a PWR.
For the inlet break conditions, at several seconds into the depressurisation process, the core mass
flow rate (9) is significantly reduced because of the nearly balanced fluid resistance paths towards the
break. For the outlet break conditions, the fluid resistance to the break from the core region is
markedly lower and results in a continued significant upward core flow (10). These differences in the
core flow histories, (9) (10) respectively, influence the cladding temperature histories for the inlet
and the outlet break conditions.
As the stored thermal energy within the fuel becomes redistributed, the rise of the cladding
temperature may terminate or the temperature may decline slightly (11) (12) as the competitive
effects of the continued fission product decay heating and some limited amount of heat transfer exist
for a few seconds. As the coolant conditions within the core continue to deteriorate, the cladding
temperature rises (13) (14) commensurate with the adiabatic conditions dictated by the local fission
product decay heat rate.
As the coolant is expelled into the containment, the primary system continues to depressurise with an
accompanying decrease of the liquid level within the RPV (15). When the primary system pressure
decreases below the gas dome pressure within the ECC accumulators (or inside the core flooding
tanks), the relatively cold auxiliary coolant is injected into the appropriate inlet piping (or into the
50
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
upper core barrel region) in an attempt to replenish the liquid inventory in the bottom plenum of the
RPV.
For outlet break conditions, soon after the accumulator injection begins, the liquid inventory in the
RPV bottom plenum is replenished to the bottom of the core (16). The core flooding is maintained
by the low pressure injection systems when the accumulator water inventory is spent.
For an inlet break, some back-flow from the core and the continued boil-off of the liquid in the RPV
lower plenum cause steam flow up the downcomer, which tends to inhibit the entry of the auxiliary
coolant into the lower plenum. In addition, the steam flow in the inlet pipes of the unbroken loops
tends to entrain some of the injected coolant and this entrained coolant is then carried around the
downcomer annulus towards the break. These conditions lead to the so called “accumulator ECC
bypass” situation. As RPV decompression continues and the system steam flow rates decrease, the
influence of gravity overcomes the entrainment forces and so the lower plenum begins to fill (17).
As the lower plenum fills and the coolant reaches the bottom of the core, steam begins to be
generated. The steam, entraining some liquid, rises in the core and cools the cladding. For the inlet
break, the steam must escape from the RCS by passing through the steam generators and pumps in
order to reach the pipe break (Figure 3.1). The steam, in passing through the various system
components and particularly the steam generator, where additional energy is added from the
secondary system, is impeded by the friction losses. The frictional pressure drop can reach a value of
several pounds per square inch causing a back-pressure on the reflooding process which competes
against the head of the water in the downcomer attempting to drive the auxiliary coolant into the
core.
The timing of the Large LOCA sequence is reported in Figure 3.4, where the utilised nomenclature is
also indicated.
Blow down
ECC Bypass
Refill
Reflood
Long term
cooling
ECC Injection
40. - 50. s
Core Top
25. - 30. s
Core Bottom
Water Height in Core
System Pressure
60. - 80. s
15. - 20. s
Time
Figure 3.4: Timing of a PWR large LOCA.
Parte III: Componenti
51
Impianti Nucleari
RL (812) 99
In particular, it has to be noted the following nomenclature for the accident phases, widely utilised in
the nuclear literature:
Refill Phase
starts when auxiliary coolant water reaches the RPV lower plenum for the first
time and causes the water level to start rising again; refill is terminated when
the water level has reached the bottom of the core;
Reflood Period
begins when the water level in the RPV has reached the bottom of the core
and starts to rise up the core itself;
Long Term Cooling After termination of the reflood period, when the LP injection system
continues to operate.
The magnitude of the calculated effect of the break size and location on the DBA is shown in Figure
3.5. Apparent from this figure is the dominant influence of the large inlet break in determining the
requirements of ECC design for PWRs. However, the very largest break should not be concluded to
be the most demanding on ECC design for all PWRs, as occurred in TMI-2 accident.
Figure 3.5: Generalised comparison of maximum cladding temperature for various pipe break
conditions in a PWR.
52
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
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3.4.2 BWR LOCA
Figure 3.6 depicts the generalised LOCA behaviour for a postulated break in either the liquid
recirculation lines or in the steam outlet lines of a BWR-6 system. The numbers on the figure are
indexed to the following description of the loss of coolant process.
Immediately following a steam line or a recirculation line break of a BWR, the RCS experiences a
very limited subcooled depressurisation because a significant amount of the fluid in the system during
operation is at saturation conditions, with the remainder being slightly subcooled. The loss of one
recirculation loop causes the core mass flow to drop rapidly to about one half of the initial value (1)
as the other pump systems continue to provide the coolant supply to the lower plenum; since a large
volume of the RPV contains steam, at the outlet, the depressurisation process is relatively slow (2);
at several seconds into the transient, the steam isolation valves in the outlet line closes, requiring that
all the system coolant exit from the pipe break region. Since the contemporary version of the BWR-6
incorporates the internal jet pump design, all pipe breaks, including the recirculation and the main
steam line breaks, in general, produce the effect of an outlet (hot leg) break in a PWR, shown in the
previous paragraph 3.4.1; that is, the depressurisation coolant flows in the normal upward direction
through the core, as illustrated in the Figure 3.2.
Figure 3.6: Generalised loss of coolant behaviour for large pipe breaks in a BWR.
When the liquid level within the RPV drops to an elevation at which the jet pumps become
uncovered, the mechanical pumps in the recirculation line are coasting down and shortly cavitate,
Parte III: Componenti
53
Impianti Nucleari
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dropping the core mass flow to nearly zero. These conditions promote the coolant starvation within
the reactor core and initiate CHF conditions in the hotter regions of the core (3). As the liquid level
in the outer annulus around the core barrel drops to the elevation of the recirculation line outlet, the
flow out the break becomes steam and the depressurisation rate is considerably increased (4).
Simultaneously, the saturation pressure of the fluid in the lower plenum of the RPV is reached and a
process called “lower plenum flashing” is initiated (5). During this process the fluid tends to flash
violently and surges into the core region. The potential for significant cooling of the fuel rods exists
such that the cladding temperature rise may be terminated (6), and the cladding temperature may be
restored to the fluid saturation temperature.
As the coolant inventory in the lower plenum is spent from the flashing process, the RPV pressure
continues to decline and the cladding temperature again rises in the hotter zones of the core and
experiences CHF a second time (7). The cladding temperature rises rapidly until the energy
redistribution within the fuel pins is complete and only the decay heat limits the rate of the fuel
temperature rise (8). Shown in the Figure 3.6 for completeness is the continued temperature rise
from the early event of CHF (3) on through to the temperature limit (9’) assuming no cooling due to
the “lower plenum flashing”. As the system pressure continues to drop, the high pressure spray
system above the reactor core is initiated and the top spray flow is developed at about 260. psia. The
water spray tends to wet the fuel canister walls providing a radiation sink for the heat removal from
the fuel pins. The resulting steam from the canister wetting also provides some convective heat
removal from the cladding surface. This cooling process tends to slow the fuel heat-up rate until the
lower RPV plenum is filled by the accumulated spray and LPCI system coolant inventories and a
core reflooding process, similar to that for the PWR, is initiated.
For the lower cladding temperature history (8), the cladding temperature turnaround (9) results from
the initiation of the flooding at the bottom of the core. On the contrary, for the upper cladding
temperature history (8’), the effects of the metal - water reaction energy are seen to cause a
significant rate of temperature rise prior to the flooding event (9’).
For the main steam line break, the various events are depicted by the dashed lines in the same Figure
3.6. The system pressure is seen to decrease considerably more rapidly (10) than for the previous
recirculation line break in the liquid zone. Since the steam venting is taking place at a higher region
of the RPV, the liquid fraction in the system remains high and all recirculation line systems continue
to operate.
Significant core flow is thus seen to continue (11); however, the coolant flow eventually decreases as
the pressure decay causes the recirculation mechanical pumps to cavitate. The flashing process
continues to provide a reasonable core flow and, at least, sufficient steam cooling to the core. The
attendant cladding temperature indicates that nearly all the stored energy within the fuel is removed
until, at the worst case, the coolant conditions can no longer support the heat transfer required to
keep the cladding temperatures near the coolant saturation temperature (12). At this point the
cladding temperature begins to rise as a result of the small amount of remaining stored energy and of
the decay heat energy. Up to this time most of the fluid lost from the system, as a result of a steam
line break, has been steam and some two phase mixture while that fraction of liquid having
insufficient enthalpy to flash remains in the lower plenum. The additional inventory necessary to fill
the RPV lower plenum to the bottom of the core and, as consequence, the early turnover of the
cladding temperature rise (13) is, therefore, considerably less than for the previous recirculation line
break.
Unlike the process for the PWR, the effect of the steam binding does not appear to inhibit the rate of
flooding because the steam need pass only through relatively small frictional pressure drop paths
(Figure 3.2) on its way to the break.
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Parte III: Componenti
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Figure 3.7 presents the calculated peak cladding temperature as a function of the break area for both
the steam line and the recirculation line breaks for two separate single failure conditions in a
contemporary BWR. One case considers failure of the HPCS, the other considers failure of a diesel
generator. These graphs are considered representative of a single failure criterion approach to the
maximum cladding temperature and should not be considered to be restrictive in defining the
capability of a system or combination of systems. As would be expected, a general trend toward
higher peak cladding temperatures occurs as the break area increases. For the smallest breaks, no
core heat-up occurs. The exact shapes and the magnitudes of the temperature curves for this type of
representation depend of course to a large extent on such factors as the analytical techniques used in
the calculations, assumptions on heat transfer correlations and the particular single failure condition
considered.
Figure 3.7: Generalised comparison of maximum cladding temperature for various pipe break
conditions in a BWR.
Parte III: Componenti
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Parte III: Componenti
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3.5 CFR Title 10 Part 50 Sec. 46 - Acceptance Criteria for ECCSs for LW Nuclear Power
Reactors
(a)(1)(i) Each boiling and pressurized light-water nuclear power reactor fueled with uranium oxide
pellets within cylindrical Zircaloy cladding must be provided with an emergency core cooling system
(ECCS) that must be designed such that its calculated cooling performance following postulated
loss-of-coolant accidents conforms to the criteria set forth in paragraph (b) of this section. ECCS
cooling performance must be calculated in accordance with an acceptable evaluation model and must
be calculated for a number of postulated loss-of-coolant accidents of different sizes, locations, and
other properties sufficient to provide assurance that the most severe postulated loss-of-coolant
accidents are calculated. Except as provided in paragraph (a)(1)(ii) of this section, the evaluation
model must include sufficient supporting justification to show that the analytical technique
realistically describes the behavior of the reactor system during a loss-of-coolant accident.
Comparisons to applicable experimental data must be made and uncertainties in the analysis method
and inputs must be identified and assessed so that the uncertainty in the calculated results can be
estimated. This uncertainty must be accounted for, so that, when the calculated ECCS cooling
performance is compared to the criteria set forth in paragraph (b) of this section, there is a high level
of probability that the criteria would not be exceeded. Appendix K, Part II, Required
Documentation, sets forth the documentation requirements for each evaluation model.
(ii) Alternatively, an ECCS evaluation model may be developed in conformance with the required
and acceptable features of Appendix K ECCS Evaluation Models.
(2) The Director of Nuclear Reactor Regulations may impose restrictions on reactor operation if it is
found that the evaluations of ECCS cooling performance submitted are not consistent with
paragraphs (a)(1) (i) and (ii) of this section.
(3)(i) Each applicant for or holder of an operating license or construction permit shall estimate the
effect of any change to or error in an acceptable evaluation model or in the application of such a
model to determine if the change or error is significant. For this purpose, a significant change or
error is one which results in a calculated peak fuel cladding temperature different by more than
50(degree)F from the temperature calculated for the limiting transient using the last acceptable
model, or is a cumulation of changes and errors such that the sum of the absolute magnitudes of the
respective temperature changes is greater than 50(degree)F.
(ii) For each change to or error discovered in an acceptable evaluation model or in the application of
such a model that affects the temperature calculation, the applicant or licensee shall report the nature
of the change or error and its estimated effect on the limiting ECCS analysis to the Commission at
least annually as specified in Sec. 50.4. If the change or error is significant, the applicant or licensee
shall provide this report within 30 days and include with the report a proposed schedule for
providing a reanalysis or taking other action as may be needed to show compliance with Sec. 50.46
requirements. This schedule may be developed using an integrated scheduling system previously
approved for the facility by the NRC. For those facilities not using an NRC approved integrated
scheduling system, a schedule will be established by the NRC staff within 60 days of receipt of the
proposed schedule. Any change or error correction that results in a calculated ECCS performance
that does not conform to the criteria set forth in paragraph (b) of this section is a reportable event as
described in Sec.0.55(e), 50.72 and 50.73. The affected applicant or licensee shall propose
immediate steps to demonstrate compliance or bring plant design or operation into compliance with
Sec. 50.46 requirements.
(b)(1) Peak cladding temperature. The calculated maximum fuel element cladding temperature
shall not exceed 2200 degrees F.
Parte III: Componenti
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Impianti Nucleari
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(2)
Maximum cladding oxidation. The calculated total oxidation of the cladding shall nowhere
exceed 0.17 times the total cladding thickness before oxidation. As used in this subparagraph
total oxidation means the total thickness of cladding metal that would be locally converted to
oxide if all the oxygen absorbed by and reacted with the cladding locally were converted to
stoichiometric zirconium dioxide. If cladding rupture is calculated to occur, the inside
surfaces of the cladding shall be included in the oxidation, beginning at the calculated time of
rupture. Cladding thickness before oxidation means the radial distance from inside to outside
the cladding, after any calculated rupture or swelling has occurred but before significant
oxidation. Where the calculated conditions of transient pressure and temperature lead to a
prediction of cladding swelling, with or without cladding rupture, the unoxidized cladding
thickness shall be defined as the cladding cross-sectional area, taken at a horizontal plane at
the elevation of the rupture, if it occurs, or at the elevation of the highest cladding
temperature if no rupture is calculated to occur, divided by the average circumference at that
elevation. For ruptured cladding the circumference does not include the rupture opening.
(3)
Maximum hydrogen generation. The calculated total amount of hydrogen generated from
the chemical reaction of the cladding with water or steam shall not exceed 0.01 times the
hypothetical amount that would be generated if all of the metal in the cladding cylinders
surrounding the fuel, excluding the cladding surrounding the plenum volume, were to react.
(4)
Coolable geometry. Calculated changes in core geometry shall be such that the core remains
amenable to cooling.
(5)
Long-term cooling. After any calculated successful initial operation of the ECCS, the
calculated core temperature shall be maintained at an acceptably low value and decay heat
shall be removed for the extended period of time required by the long-lived radioactivity
remaining in the core.
As used in this section:
(1) Loss-of-coolant accidents (LOCA's) are hypothetical accidents that would result from the loss of
reactor coolant, at a rate in excess of the capability of the reactor coolant makeup system, from
breaks in pipes in the reactor coolant pressure boundary up to and including a break equivalent in
size to the double-ended rupture of the largest pipe in the reactor coolant system.
(2) An evaluation model is the calculational framework for evaluating the behavior of the reactor
system during a postulated LOCA. It includes one or more computer programs and all other
information necessary for application of the calculational framework to a specific LOCA, such as
mathematical models used, assumptions included in the programs, procedure for treating the
program input and output information, specification of those portions of analysis not included in
computer programs, values of parameters, and all other information necessary to specify the
calculational procedure.
(d) The requirements of this section are in addition to any other requirements applicable to ECCS set
forth in this part. The criteria set forth in paragraph (b), with cooling performance calculated in
accordance with an acceptable evaluation model, are in implementation of the general requirements
with respect to ECCS cooling performance design set forth in this part, including in particular
Criterion 35 of Appendix A.
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Parte III: Componenti
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3.6 CFR Title 10 Part 50 App. A - General Design Criteria for Nuclear Power Plants
INTRODUCTION
Pursuant to the provisions of Sec. 50.34, an application for a construction permit must include the
principal design criteria for a proposed facility. The principal design criteria establish the necessary
design, fabrication, construction, testing, and performance requirements for structures, systems, and
components important to safety; that is, structures, systems, and components that provide reasonable
assurance that the facility can be operated without undue risk to the health and safety of the public.
These General Design Criteria establish minimum requirements for the principal design criteria for
water-cooled nuclear power plants similar in design and location to plants for which construction
permits have been issued by the Commission. The General Design Criteria are also considered to be
generally applicable to other types of nuclear power units and are intended to provide guidance in
establishing the principal design criteria for such other units.
The development of these General Design Criteria is not yet complete. For example, some of the
definitions need further amplification. Also, some of the specific design requirements for structures,
systems, and components important to safety have not as yet been suitably defined. Their omission
does not relieve any applicant from considering these matters in the design of a specific facility and
satisfying the necessary safety requirements. These matters include:
(1) Consideration of the need to design against single failures of passive components in fluid systems
important to safety. (See Definition of Single Failure.)
(2) Consideration of redundancy and diversity requirements for fluid systems important to safety. A
'system' could consist of a number of subsystems each of which is separately capable of performing
the specified system safety function. The minimum acceptable redundancy and diversity of
subsystems and components within a subsystem, and the required interconnection and independence
of the subsystems have not yet been developed or defined. (See Criteria 34, 35, 38, 41, and 44.)
(3) Consideration of the type, size, and orientation of possible breaks in components of the reactor
coolant pressure boundary in determining design requirements to suitably protect against postulated
loss-of-coolant accidents. (See Definition of Loss of Coolant Accidents.)
(4) Consideration of the possibility of systematic, non random, concurrent failures of redundant
elements in the design of protection systems and reactivity control systems. (See Criteria 22, 24, 26,
and 29.)
It is expected that the criteria will be augmented and changed from time to time as important new
requirements for these and other features are developed.
There will be some water-cooled nuclear power plants for which the General Design Criteria are not
sufficient and for which additional criteria must be identified and satisfied in the interest of public
safety. In particular, it is expected that additional or different criteria will be needed to take into
account unusual sites and environmental conditions, and for water-cooled nuclear power units of
advanced design. Also, there may be water-cooled nuclear power units for which fulfillment of some
of the General Design Criteria may not be necessary or appropriate. For plants such as these,
departures from the General Design Criteria must be identified and justified.
DEFINITIONS AND EXPLANATIONS
Nuclear power unit.
A nuclear power unit means a nuclear power reactor and associated equipment necessary for electric
power generation and includes those structures, systems, and components required to provide
reasonable assurance the facility can be operated without undue risk to the health and safety of the
public.
Parte III: Componenti
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Loss of coolant accidents.
Loss of coolant accidents mean those postulated accidents that result from the loss of reactor coolant
at a rate in excess of the capability of the reactor coolant makeup system from breaks in the reactor
coolant pressure boundary, up to and including a break equivalent in size to the double-ended
rupture of the largest pipe of the reactor coolant system2.
Single failure.
A single failure means an occurrence which results in the loss of capability of a component to
perform its intended safety functions. Multiple failures resulting from a single occurrence are
considered to be a single failure. Fluid and electric systems are considered to be designed against an
assumed single failure if neither (1) a single failure of any active component (assuming passive
components function properly) nor (2) a single failure of a passive component (assuming active
components function properly), results in a loss of the capability of the system to perform its safety
functions3.
Anticipated operational occurrences.
Anticipated operational occurrences mean those conditions of normal operation which are expected
to occur one or more times during the life of the nuclear power unit and include but are not limited
to loss of power to all recirculation pumps, tripping of the turbine generator set, isolation of the main
condenser, and loss of all offsite power.
CRITERIA
I. OVERALL REQUIREMENTS
Criterion 1 - Quality standards and records.
Structures, systems, and components important to safety shall be designed, fabricated, erected, and
tested to quality standards commensurate with the importance of the safety functions to be
performed. Where generally recognized codes and standards are used, they shall be identified and
evaluated to determine their applicability, adequacy, and sufficiency and shall be supplemented or
modified as necessary to assure a quality product in keeping with the required safety function. A
quality assurance program shall be established and implemented in order to provide adequate
assurance that these structures, systems, and components will satisfactorily perform their safety
functions. Appropriate records of the design, fabrication, erection, and testing of structures, systems,
and components important to safety shall be maintained by or under the control of the nuclear power
unit licensee throughout the life of the unit.
Criterion 2 - Design bases for protection against natural phenomena.
Structures, systems, and components important to safety shall be designed to withstand the effects of
natural phenomena such as earthquakes, tornadoes, hurricanes, floods, tsunami, and seiches without
loss of capability to perform their safety functions. The design bases for these structures, systems,
and components shall reflect: (1) Appropriate consideration of the most severe of the natural
phenomena that have been historically reported for the site and surrounding area, with sufficient
margin for the limited accuracy, quantity, and period of time in which the historical data have been
2
Further details relating to the type, size, and orientation of postulated breaks in specific components of the reactor
coolant pressure boundary are under development.
3
Single failures of passive components in electric systems should be assumed in designing against a single failure. The
conditions under which a single failure of a passive component in a fluid system should be considered in designing the
system against a single failure are under development.
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Parte III: Componenti
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accumulated, (2) appropriate combinations of the effects of normal and accident conditions with the
effects of the natural phenomena and (3) the importance of the safety functions to be performed.
Criterion 3 - Fire protection.
Structures, systems, and components important to safety shall be designed and located to minimize,
consistent with other safety requirements, the probability and effect of fires and explosions.
Noncombustible and heat resistant materials shall be used wherever practical throughout the unit,
particularly in locations such as the containment and control room. Fire detection and fighting
systems of appropriate capacity and capability shall be provided and designed to minimize the
adverse effects of fires on structures, systems, and components important to safety. Firefighting
systems shall be designed to assure that their rupture or inadvertent operation does not significantly
impair the safety capability of these structures, systems, and components.
Criterion 4 - Environmental and dynamic effects design bases.
Structures, systems, and components important to safety shall be designed to accommodate the
effects of and to be compatible with the environmental conditions associated with normal operation,
maintenance, testing, and postulated accidents, including loss-of-coolant accidents. These structures,
systems, and components shall be appropriately protected against dynamic effects, including the
effects of missiles, pipe whipping, and discharging fluids, that may result from equipment failures and
from events and conditions outside the nuclear power unit. However, dynamic effects associated
with postulated pipe ruptures in nuclear power units may be excluded from the design basis when
analyses reviewed and approved by the Commission demonstrate that the probability of fluid system
piping rupture is extremely low under conditions consistent with the design basis for the piping.
Criterion 5 - Sharing of structures, systems, and components.
Structures, systems, and components important to safety shall not be shared among nuclear power
units unless it can be shown that such sharing will not significantly impair their ability to perform
their safety functions, including, in the event of an accident in one unit, an orderly shutdown and
cooldown of the remaining units.
II. PROTECTION BY MULTIPLE FISSION PRODUCT BARRIERS
Criterion 10 - Reactor design.
The reactor core and associated coolant, control, and protection systems shall be designed with
appropriate margin to assure that specified acceptable fuel design limits are not exceeded during any
condition of normal operation, including the effects of anticipated operational occurrences.
Criterion 11 - Reactor inherent protection.
The reactor core and associated coolant systems shall be designed so that in the power operating
range the net effect of the prompt inherent nuclear feedback characteristics tends to compensate for a
rapid increase in reactivity.
Criterion 12 - Suppression of reactor power oscillations.
The reactor core and associated coolant, control, and protection systems shall be designed to assure
that power oscillations which can result in conditions exceeding specified acceptable fuel design
limits are not possible or can be reliably and readily detected and suppressed.
Criterion 13 - Instrumentation and control.
Instrumentation shall be provided to monitor variables and systems over their anticipated ranges for
normal operation, for anticipated operational occurrences, and for accident conditions as appropriate
to assure adequate safety, including those variables and systems that can affect the fission process,
the integrity of the reactor core, the reactor coolant pressure boundary, and the containment and its
Parte III: Componenti
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associated systems. Appropriate controls shall be provided to maintain these variables and systems
within prescribed operating ranges.
Criterion 14 - Reactor coolant pressure boundary.
The reactor coolant pressure boundary shall be designed, fabricated, erected, and tested so as to
have an extremely low probability of abnormal leakage, of rapidly propagating failure, and of gross
rupture.
Criterion 15 - Reactor coolant system design.
The reactor coolant system and associated auxiliary, control, and protection systems shall be
designed with sufficient margin to assure that the design conditions of the reactor coolant pressure
boundary are not exceeded during any condition of normal operation, including anticipated
operational occurrences.
Criterion 16 - Containment design.
Reactor containment and associated systems shall be provided to establish an essentially leak-tight
barrier against the uncontrolled release of radioactivity to the environment and to assure that the
containment design conditions important to safety are not exceeded for as long as postulated
accident conditions require.
Criterion 17 - Electric power systems.
An onsite electric power system and an offsite electric power system shall be provided to permit
functioning of structures, systems, and components important to safety. The safety function for each
system (assuming the other system is not functioning) shall be to provide sufficient capacity and
capability to assure that (1) specified acceptable fuel design limits and design conditions of the
reactor coolant pressure boundary are not exceeded as a result of anticipated operational
occurrences and (2) the core is cooled and containment integrity and other vital functions are
maintained in the event of postulated accidents.
The onsite electric power supplies, including the batteries, and the onsite electric distribution system,
shall have sufficient independence, redundancy, and testability to perform their safety functions
assuming a single failure.
Electric power from the transmission network to the onsite electric distribution system shall be
supplied by two physically independent circuits (not necessarily on separate rights of way) designed
and located so as to minimize to the extent practical the likelihood of their simultaneous failure under
operating and postulated accident and environmental conditions. A switchyard common to both
circuits is acceptable. Each of these circuits shall be designed to be available in sufficient time
following a loss of all onsite alternating current power supplies and the other offsite electric power
circuit, to assure that specified acceptable fuel design limits and design conditions of the reactor
coolant pressure boundary are not exceeded. One of these circuits shall be designed to be available
within a few seconds following a loss-of-coolant accident to assure that core cooling, containment
integrity, and other vital safety functions are maintained.
Provisions shall be included to minimize the probability of losing electric power from any of the
remaining supplies as a result of, or coincident with, the loss of power generated by the nuclear
power unit, the loss of power from the transmission network, or the loss of power from the onsite
electric power supplies.
Criterion 18 - Inspection and testing of electric power systems.
Electric power systems important to safety shall be designed to permit appropriate periodic
inspection and testing of important areas and features, such as wiring, insulation, connections, and
switchboards, to assess the continuity of the systems and the condition of their components. The
62
Parte III: Componenti
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systems shall be designed with a capability to test periodically (1) the operability and functional
performance of the components of the systems, such as onsite power sources, relays, switches, and
buses, and (2) the operability of the systems as a whole and, under conditions as close to design as
practical, the full operation sequence that brings the systems into operation, including operation of
applicable portions of the protection system, and the transfer of power among the nuclear power
unit, the offsite power system, and the onsite power system.
Criterion 19 - Control room.
A control room shall be provided from which actions can be taken to operate the nuclear power unit
safely under normal conditions and to maintain it in a safe condition under accident conditions,
including loss-of-coolant accidents. Adequate radiation protection shall be provided to permit access
and occupancy of the control room under accident conditions without personnel receiving radiation
exposures in excess of 5 rem whole body, or its equivalent to any part of the body, for the duration
of the accident.
Equipment at appropriate locations outside the control room shall be provided (1) with a design
capability for prompt hot shutdown of the reactor, including necessary instrumentation and controls
to maintain the unit in a safe condition during hot shutdown, and (2) with a potential capability for
subsequent cold shutdown of the reactor through the use of suitable procedures.
III. PROTECTION AND REACTIVITY CONTROL SYSTEMS
Criterion 20 - Protection system functions.
The protection system shall be designed (1) to initiate automatically the operation of appropriate
systems including the reactivity control systems, to assure that specified acceptable fuel design limits
are not exceeded as a result of anticipated operational occurrences and (2) to sense accident
conditions and to initiate the operation of systems and components important to safety.
Criterion 21 - Protection system reliability and testability.
The protection system shall be designed for high functional reliability and inservice testability
commensurate with the safety functions to be performed. Redundancy and independence designed
into the protection system shall be sufficient to assure that (1) no single failure results in loss of the
protection function and (2) removal from service of any component or channel does not result in loss
of the required minimum redundancy unless the acceptable reliability of operation of the protection
system can be otherwise demonstrated. The protection system shall be designed to permit periodic
testing of its functioning when the reactor is in operation, including a capability to test channels
independently to determine failures and losses of redundancy that may have occurred.
Criterion 22 - Protection system independence.
The protection system shall be designed to assure that the effects of natural phenomena, and of
normal operating, maintenance, testing, and postulated accident conditions on redundant channels do
not result in loss of the protection function, or shall be demonstrated to be acceptable on some other
defined basis. Design techniques, such as functional diversity or diversity in component design and
principles of operation, shall be used to the extent practical to prevent loss of the protection function.
Criterion 23 - Protection system failure modes.
The protection system shall be designed to fail into a safe state or into a state demonstrated to be
acceptable on some other defined basis if conditions such as disconnection of the system, loss of
energy (e.g., electric power, instrument air), or postulated adverse environments (e.g., extreme heat
or cold, fire, pressure, steam, water, and radiation) are experienced.
Parte III: Componenti
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Criterion 24 - Separation of protection and control systems.
The protection system shall be separated from control systems to the extent that failure of any single
control system component or channel, or failure or removal from service of any single protection
system component or channel which is common to the control and protection systems leaves intact a
system satisfying all reliability, redundancy, and independence requirements of the protection system.
Interconnection of the protection and control systems shall be limited so as to assure that safety is
not significantly impaired.
Criterion 25 - Protection system requirements for reactivity control malfunctions.
The protection system shall be designed to assure that specified acceptable fuel design limits are not
exceeded for any single malfunction of the reactivity control systems, such as accidental withdrawal
(not ejection or dropout) of control rods.
Criterion 26 - Reactivity control system redundancy and capability.
Two independent reactivity control systems of different design principles shall be provided. One of
the systems shall use control rods, preferably including a positive means for inserting the rods, and
shall be capable of reliably controlling reactivity changes to assure that under conditions of normal
operation, including anticipated operational occurrences, and with appropriate margin for
malfunctions such as stuck rods, specified acceptable fuel design limits are not exceeded. The second
reactivity control system shall be capable of reliably controlling the rate of reactivity changes
resulting from planned, normal power changes (including xenon burnout) to assure acceptable fuel
design limits are not exceeded. One of the systems shall be capable of holding the reactor core
subcritical under cold conditions.
Criterion 27 - Combined reactivity control systems capability.
The reactivity control systems shall be designed to have a combined capability, in conjunction with
poison addition by the emergency core cooling system, of reliably controlling reactivity changes to
assure that under postulated accident conditions and with appropriate margin for stuck rods the
capability to cool the core is maintained.
Criterion 28 - Reactivity limits.
The reactivity control systems shall be designed with appropriate limits on the potential amount and
rate of reactivity increase to assure that the effects of postulated reactivity accidents can neither (1)
result in damage to the reactor coolant pressure boundary greater than limited local yielding nor (2)
sufficiently disturb the core, its support structures or other reactor pressure vessel internals to impair
significantly the capability to cool the core. These postulated reactivity accidents shall include
consideration of rod ejection (unless prevented by positive means), rod dropout, steam line rupture,
changes in reactor coolant temperature and pressure, and cold water addition.
Criterion 29 - Protection against anticipated operational occurrences.
The protection and reactivity control systems shall be designed to assure an extremely high
probability of accomplishing their safety functions in the event of anticipated operational
occurrences.
IV. FLUID SYSTEMS
Criterion 30 - Quality of reactor coolant pressure boundary.
Components which are part of the reactor coolant pressure boundary shall be designed, fabricated,
erected, and tested to the highest quality standards practical. Means shall be provided for detecting
and, to the extent practical, identifying the location of the source of reactor coolant leakage.
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Parte III: Componenti
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Criterion 31 - Fracture prevention of reactor coolant pressure boundary.
The reactor coolant pressure boundary shall be designed with sufficient margin to assure that when
stressed under operating, maintenance, testing, and postulated accident conditions (1) the boundary
behaves in a nonbrittle manner and (2) the probability of rapidly propagating fracture is minimized.
The design shall reflect consideration of service temperatures and other conditions of the boundary
material under operating, maintenance, testing, and postulated accident conditions and the
uncertainties in determining (1) material properties, (2) the effects of irradiation on material
properties, (3) residual, steady state and transient stresses, and (4) size of flaws.
Criterion 32 - Inspection of reactor coolant pressure boundary.
Components which are part of the reactor coolant pressure boundary shall be designed to permit (1)
periodic inspection and testing of important areas and features to assess their structural and leaktight
integrity, and (2) an appropriate material surveillance program for the reactor pressure vessel.
Criterion 33 - Reactor coolant makeup.
A system to supply reactor coolant makeup for protection against small breaks in the reactor coolant
pressure boundary shall be provided. The system safety function shall be to assure that specified
acceptable fuel design limits are not exceeded as a result of reactor coolant loss due to leakage from
the reactor coolant pressure boundary and rupture of small piping or other small components which
are part of the boundary. The system shall be designed to assure that for onsite electric power system
operation (assuming offsite power is not available) and for offsite electric power system operation
(assuming onsite power is not available) the system safety function can be accomplished using the
piping, pumps, and valves used to maintain coolant inventory during normal reactor operation.
Criterion 34 - Residual heat removal.
A system to remove residual heat shall be provided. The system safety function shall be to transfer
fission product decay heat and other residual heat from the reactor core at a rate such that specified
acceptable fuel design limits and the design conditions of the reactor coolant pressure boundary are
not exceeded.
Suitable redundancy in components and features, and suitable interconnections, leak detection, and
isolation capabilities shall be provided to assure that for onsite electric power system operation
(assuming offsite power is not available) and for offsite electric power system operation (assuming
onsite power is not available) the system safety function can be accomplished, assuming a single
failure.
Criterion 35 - Emergency core cooling.
A system to provide abundant emergency core cooling shall be provided. The system safety function
shall be to transfer heat from the reactor core following any loss of reactor coolant at a rate such that
(1) fuel and clad damage that could interfere with continued effective core cooling is prevented and
(2) clad metal-water reaction is limited to negligible amounts.
Suitable redundancy in components and features, and suitable interconnections, leak detection,
isolation, and containment capabilities shall be provided to assure that for onsite electric power
system operation (assuming offsite power is not available) and for offsite electric power system
operation (assuming onsite power is not available) the system safety function can be accomplished,
assuming a single failure.
Criterion 36 - Inspection of emergency core cooling system.
The emergency core cooling system shall be designed to permit appropriate periodic inspection of
important components, such as spray rings in the reactor pressure vessel, water injection nozzles,
and piping, to assure the integrity and capability of the system.
Parte III: Componenti
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Criterion 37 - Testing of emergency core cooling system.
The emergency core cooling system shall be designed to permit appropriate periodic pressure and
functional testing to assure (1) the structural and leaktight integrity of its components, (2) the
operability and performance of the active components of the system, and (3) the operability of the
system as a whole and, under conditions as close to design as practical, the performance of the full
operational sequence that brings the system into operation, including operation of applicable portions
of the protection system, the transfer between normal and emergency power sources, and the
operation of the associated cooling water system.
Criterion 38 - Containment heat removal.
A system to remove heat from the reactor containment shall be provided. The system safety function
shall be to reduce rapidly, consistent with the functioning of other associated systems, the
containment pressure and temperature following any loss-of-coolant accident and maintain them at
acceptably low levels.
Suitable redundancy in components and features, and suitable interconnections, leak detection,
isolation, and containment capabilities shall be provided to assure that for onsite electric power
system operation (assuming offsite power is not available) and for offsite electric power system
operation (assuming onsite power is not available) the system safety function can be accomplished,
assuming a single failure.
Criterion 39 - Inspection of containment heat removal system.
The containment heat removal system shall be designed to permit appropriate periodic inspection of
important components, such as the torus, sumps, spray nozzles, and piping to assure the integrity and
capability of the system.
Criterion 40 - Testing of containment heat removal system.
The containment heat removal system shall be designed to permit appropriate periodic pressure and
functional testing to assure (1) the structural and leaktight integrity of its components, (2) the
operability and performance of the active components of the system, and (3) the operability of the
system as a whole, and under conditions as close to the design as practical the performance of the
full operational sequence that brings the system into operation, including operation of applicable
portions of the protection system, the transfer between normal and emergency power sources, and
the operation of the associated cooling water system.
Criterion 41 - Containment atmosphere cleanup.
Systems to control fission products, hydrogen, oxygen, and other substances which may be released
into the reactor containment shall be provided as necessary to reduce, consistent with the functioning
of other associated systems, the concentration and quality of fission products released to the
environment following postulated accidents, and to control the concentration of hydrogen or oxygen
and other substances in the containment atmosphere following postulated accidents to assure that
containment integrity is maintained.
Each system shall have suitable redundancy in components and features, and suitable
interconnections, leak detection, isolation, and containment capabilities to assure that for onsite
electric power system operation (assuming offsite power is not available) and for offsite electric
power system operation (assuming onsite power is not available) its safety function can be
accomplished, assuming a single failure.
66
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
Criterion 42 - Inspection of containment atmosphere cleanup systems.
The containment atmosphere cleanup systems shall be designed to permit appropriate periodic
inspection of important components, such as filter frames, ducts, and piping to assure the integrity
and capability of the systems.
Criterion 43 - Testing of containment atmosphere cleanup systems.
The containment atmosphere cleanup systems shall be designed to permit appropriate periodic
pressure and functional testing to assure (1) the structural and leaktight integrity of its components,
(2) the operability and performance of the active components of the systems such as fans, filters,
dampers, pumps, and valves and (3) the operability of the systems as a whole and, under conditions
as close to design as practical, the performance of the full operational sequence that brings the
systems into operation, including operation of applicable portions of the protection system, the
transfer between normal and emergency power sources, and the operation of associated systems.
Criterion 44 - Cooling water.
A system to transfer heat from structures, systems, and components important to safety, to an
ultimate heat sink shall be provided. The system safety function shall be to transfer the combined
heat load of these structures, systems, and components under normal operating and accident
conditions.
Suitable redundancy in components and features, and suitable interconnections, leak detection, and
isolation capabilities shall be provided to assure that for onsite electric power system operation
(assuming offsite power is not available) and for offsite electric power system operation (assuming
onsite power is not available) the system safety function can be accomplished, assuming a single
failure.
Criterion 45 - Inspection of cooling water system.
The cooling water system shall be designed to permit appropriate periodic inspection of important
components, such as heat exchangers and piping, to assure the integrity and capability of the system.
Criterion 46 - Testing of cooling water system.
The cooling water system shall be designed to permit appropriate periodic pressure and functional
testing to assure (1) the structural and leaktight integrity of its components, (2) the operability and
the performance of the active components of the system, and (3) the operability of the system as a
whole and, under conditions as close to design as practical, the performance of the full operational
sequence that brings the system into operation for reactor shutdown and for loss-of-coolant
accidents, including operation of applicable portions of the protection system and the transfer
between normal and emergency power sources.
V. REACTOR CONTAINMENT
Criterion 50 - Containment design basis.
The reactor containment structure, including access openings, penetrations, and the containment heat
removal system shall be designed so that the containment structure and its internal compartments can
accommodate, without exceeding the design leakage rate and with sufficient margin, the calculated
pressure and temperature conditions resulting from any loss-of-coolant accident. This margin shall
reflect consideration of (1) the effects of potential energy sources which have not been included in
the determination of the peak conditions, such as energy in steam generators and as required by Sec.
50.44 energy from metal-water and other chemical reactions that may result from degradation but
not total failure of emergency core cooling functioning, (2) the limited experience and experimental
data available for defining accident phenomena and containment responses, and (3) the conservatism
of the calculational model and input parameters.
Parte III: Componenti
67
Impianti Nucleari
RL (812) 99
Criterion 51 - Fracture prevention of containment pressure boundary.
The reactor containment boundary shall be designed with sufficient margin to assure that under
operating, maintenance, testing, and postulated accident conditions (1) its ferritic materials behave in
a nonbrittle manner and (2) the probability of rapidly propagating fracture is minimized. The design
shall reflect consideration of service temperatures and other conditions of the containment boundary
material during operation, maintenance, testing, and postulated accident conditions, and the
uncertainties in determining (1) material properties, (2) residual, steady state, and transient stresses,
and (3) size of flaws.
Criterion 52 - Capability for containment leakage rate testing.
The reactor containment and other equipment which may be subjected to containment test conditions
shall be designed so that periodic integrated leakage rate testing can be conducted at containment
design pressure.
Criterion 53 - Provisions for containment testing and inspection.
The reactor containment shall be designed to permit (1) appropriate periodic inspection of all
important areas, such as penetrations, (2) an appropriate surveillance program, and (3) periodic
testing at containment design pressure of the leaktightness of penetrations which have resilient seals
and expansion bellows.
Criterion 54 - Piping systems penetrating containment.
Piping systems penetrating primary reactor containment shall be provided with leak detection,
isolation, and containment capabilities having redundancy, reliability, and performance capabilities
which reflect the importance to safety of isolating these piping systems. Such piping systems shall be
designed with a capability to test periodically the operability of the isolation valves and associated
apparatus and to determine if valve leakage is within acceptable limits.
Criterion 55 - Reactor coolant pressure boundary penetrating containment.
Each line that is part of the reactor coolant pressure boundary and that penetrates primary reactor
containment shall be provided with containment isolation valves as follows, unless it can be
demonstrated that the containment isolation provisions for a specific class of lines, such as
instrument lines, are acceptable on some other defined basis:
(1)
One locked closed isolation valve inside and one locked closed isolation valve outside
containment; or
(2)
One automatic isolation valve inside and one locked closed isolation valve outside
containment; or
(3)
One locked closed isolation valve inside and one automatic isolation valve outside
containment. A simple check valve may not be used as the automatic isolation valve outside
containment; or
(4)
One automatic isolation valve inside and one automatic isolation valve outside containment.
A simple check valve may not be used as the automatic isolation valve outside containment.
Isolation valves outside containment shall be located as close to containment as practical and
upon loss of actuating power, automatic isolation valves shall be designed to take the
position that provides greater safety.
Other appropriate requirements to minimize the probability or consequences of an accidental rupture
of these lines or of lines connected to them shall be provided as necessary to assure adequate safety.
Determination of the appropriateness of these requirements, such as higher quality in design,
fabrication, and testing, additional provisions for inservice inspection, protection against more severe
68
Parte III: Componenti
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RL (812) 99
natural phenomena, and additional isolation valves and containment, shall include consideration of
the population density, use characteristics, and physical characteristics of the site environs.
Criterion 56 - Primary containment isolation.
Each line that connects directly to the containment atmosphere and penetrates primary reactor
containment shall be provided with containment isolation valves as follows, unless it can be
demonstrated that the containment isolation provisions for a specific class of lines, such as
instrument lines, are acceptable on some other defined basis:
(1)
One locked closed isolation valve inside and one locked closed isolation valve outside
containment; or
(2)
One automatic isolation valve inside and one locked closed isolation valve outside
containment; or
(3)
One locked closed isolation valve inside and one automatic isolation valve outside
containment. A simple check valve may not be used as the automatic isolation valve outside
containment; or
(4)
One automatic isolation valve inside and one automatic isolation valve outside containment.
A simple check valve may not be used as the automatic isolation valve outside containment.
Isolation valves outside containment shall be located as close to the containment as practical
and upon loss of actuating power, automatic isolation valves shall be designed to take the
position that provides greater safety.
Criterion 57 - Closed system isolation valves.
Each line that penetrates primary reactor containment and is neither part of the reactor coolant
pressure boundary nor connected directly to the containment atmosphere shall have at least one
containment isolation valve which shall be either automatic, or locked closed, or capable of remote
manual operation. This valve shall be outside containment and located as close to the containment as
practical. A simple check valve may not be used as the automatic isolation valve.
VI. FUEL AND RADIOACTIVITY CONTROL
Criterion 60 - Control of releases of radioactive materials to the environment.
The nuclear power unit design shall include means to control suitably the release of radioactive
materials in gaseous and liquid effluents and to handle radioactive solid wastes produced during
normal reactor operation, including anticipated operational occurrences. Sufficient holdup capacity
shall be provided for retention of gaseous and liquid effluents containing radioactive materials,
particularly where unfavorable site environmental conditions can be expected to impose unusual
operational limitations upon the release of such effluents to the environment.
Criterion 61 - Fuel storage and handling and radioactivity control.
The fuel storage and handling, radioactive waste, and other systems which may contain radioactivity
shall be designed to assure adequate safety under normal and postulated accident conditions. These
systems shall be designed (1) with a capability to permit appropriate periodic inspection and testing
of components important to safety, (2) with suitable shielding for radiation protection, (3) with
appropriate containment, confinement, and filtering systems, (4) with a residual heat removal
capability having reliability and testability that reflects the importance to safety of decay heat and
other residual heat removal, and (5) to prevent significant reduction in fuel storage coolant inventory
under accident conditions.
Criterion 62 - Prevention of criticality in fuel storage and handling.
Criticality in the fuel storage and handling system shall be prevented by physical systems or
processes, preferably by use of geometrically safe configurations.
Parte III: Componenti
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Impianti Nucleari
RL (812) 99
Criterion 63 - Monitoring fuel and waste storage.
Appropriate systems shall be provided in fuel storage and radioactive waste systems and associated
handling areas (1) to detect conditions that may result in loss of residual heat removal capability and
excessive radiation levels and (2) to initiate appropriate safety actions.
Criterion 64 - Monitoring radioactivity releases.
Means shall be provided for monitoring the reactor containment atmosphere, spaces containing
components for recirculation of loss-of-coolant accident fluids, effluent discharge paths, and the
plant environs for radioactivity that may be released from normal operations, including anticipated
operational occurrences, and from postulated accidents.
70
Parte III: Componenti
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RL (812) 99
3.7 CFR Title 10 Part 50 App. K - ECCS Evaluation Models
I. REQUIRED AND ACCEPTABLE FEATURES OF THE EVALUATION MODELS
A. SOURCES OF HEAT DURING THE LOCA.
For the heat sources listed in paragraphs 1 to 4 below it shall be assumed that the reactor has been
operating continuously at a power level at least 1.02 times the licensed power level (to allow for
such uncertainties as instrumentation error), with the maximum peaking factor allowed by the
technical specifications. A range of power distribution shapes and peaking factors representing
power distributions that may occur over the core lifetime shall be studied and the one selected should
be that which results in the most severe calculated consequences, for the spectrum of postulated
breaks and single failures analyzed.
1. The Initial Stored Energy in the Fuel. The steady-state temperature distribution and stored energy
in the fuel before the hypothetical accident shall be calculated for the burn-up that yields the
highest calculated cladding temperature (or, optionally, the highest calculated stored energy.) To
accomplish this, the thermal conductivity of the UO2 shall be evaluated as a function of burn-up
and temperature, taking into consideration differences in initial density, and the thermal
conductance of the gap between the UO2 and the cladding shall be evaluated as a function of the
burn-up, taking into consideration fuel densification and expansion, the composition and pressure
of the gases within the fuel rod, the initial cold gap dimension with its tolerances, and cladding
creep.
2. Fission Heat. Fission heat shall be calculated using reactivity and reactor kinetics. Shutdown
reactivities resulting from temperatures and voids shall be given their minimum plausible values,
including allowance for uncertainties, for the range of power distribution shapes and peaking
factors indicated to be studied above. Rod trip and insertion may be assumed if they are calculated
to occur.
3. Decay of Actinides. The heat from the radioactive decay of actinides, including neptunium and
plutonium generated during operation, as well as isotopes of uranium, shall be calculated in
accordance with fuel cycle calculations and known radioactive properties. The actinide decay heat
chosen shall be that appropriate for the time in the fuel cycle that yields the highest calculated fuel
temperature during the LOCA.
4. Fission Product Decay. The heat generation rates from radioactive decay of fission products shall
be assumed to be equal to 1.2 times the values for infinite operating time in the ANS Standard
(Proposed American Nuclear Society Standards - 'Decay Energy Release Rates Following
Shutdown of Uranium-Fueled Thermal Reactors'. Approved by Subcommittee ANS-5, ANS
Standards Committee, October 1971). The fraction of the locally generated gamma energy that is
deposited in the fuel (including the cladding) may be different from 1.0; the value used shall be
justified by a suitable calculation.
5. Metal-Water Reaction Rate. The rate of energy release, hydrogen generation, and cladding
oxidation from the metal/water reaction shall be calculated using the Baker-Just equation (Baker,
L., Just, L. C., 'Studies of Metal Water Reactions at High Temperatures, III. Experimental and
Theoretical Studies of the Zirconium-Water Reaction,' ANL-6548, page 7, May 1962). The
reaction shall be assumed not to be steam limited. For rods whose cladding is calculated to
rupture during the LOCA, the inside of the cladding shall also be assumed to react after the
rupture. The calculation of the reaction rate on the inside of the cladding shall also follow the
Baker-Just equation, starting at the time when the cladding is calculated to rupture, and extending
around the cladding inner circumference and axially no less than 1.5 inches each way from the
location of the rupture, with the reaction assumed not to be steam limited.
Parte III: Componenti
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6. Reactor Internals Heat Transfer. Heat transfer from piping, vessel walls, and non-fuel internal
hardware shall be taken into account.
7. Pressurized Water Reactor Primary-to-Secondary Heat Transfer. Heat transferred between
primary and secondary systems through heat exchangers (steam generators) shall be taken into
account. (Not applicable to Boiling Water Reactors.)
B. SWELLING AND RUPTURE OF THE CLADDING AND FUEL ROD THERMAL
PARAMETERS
Each evaluation model shall include a provision for predicting cladding swelling and rupture from
consideration of the axial temperature distribution of the cladding and from the difference in pressure
between the inside and outside of the cladding, both as functions of time. To be acceptable the
swelling and rupture calculations shall be based on applicable data in such a way that the degree of
swelling and incidence of rupture are not underestimated. The degree of swelling and rupture shall be
taken into account in calculations of gap conductance, cladding oxidation and embrittlement, and
hydrogen generation.
The calculations of fuel and cladding temperatures as a function of time shall use values for gap
conductance and other thermal parameters as functions of temperature and other applicable timedependent variables. The gap conductance shall be varied in accordance with changes in gap
dimensions and any other applicable variables.
C. BLOWDOWN PHENOMENA
1. Break Characteristics and Flow.
a. In analyses of hypothetical loss-of-coolant accidents, a spectrum of possible pipe breaks shall be
considered. This spectrum shall include instantaneous double-ended breaks ranging in crosssectional area up to and including that of the largest pipe in the primary coolant system. The
analysis shall also include the effects of longitudinal splits in the largest pipes, with the split area
equal to the cross-sectional area of the pipe.
b. Discharge Model. For all times after the discharging fluid has been calculated to be two-phase in
composition, the discharge rate shall be calculated by use of the Moody model (F. J. Moody,
'Maximum Flow Rate of a Single Component, Two-Phase Mixture,' Journal of Heat Transfer,
Trans American Society of Mechanical Engineers, 87, No. 1, February, 1965). The calculation
shall be conducted with at least three values of a discharge coefficient applied to the postulated
break area, these values spanning the range from 0.6 to 1.0. If the results indicate that the
maximum clad temperature for the hypothetical accident is to be found at an even lower value of
the discharge coefficient, the range of discharge coefficients shall be extended until the maximum
clad temperature calculated by this variation has been achieved.
c. End of Blowdown. (Applies Only to Pressurized Water Reactors.) For postulated cold leg breaks,
all emergency cooling water injected into the inlet lines or the reactor vessel during the bypass
period shall in the calculations be subtracted from the reactor vessel calculated inventory. This
may be executed in the calculation during the bypass period, or as an alternative the amount of
emergency core cooling water calculated to be injected during the bypass period may be
subtracted later in the calculation from the water remaining in the inlet lines, downcomer, and
reactor vessel lower plenum after the bypass period. This bypassing shall end in the calculation at
a time designated as the 'end of bypass,' after which the expulsion or entrainment mechanisms
responsible for the bypassing are calculated not to be effective. The end-of-bypass definition used
in the calculation shall be justified by a suitable combination of analysis and experimental data.
Acceptable methods for defining 'end of bypass' include, but are not limited to, the following: (1)
Prediction of the blowdown calculation of downward flow in the downcomer for the remainder of
72
Parte III: Componenti
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RL (812) 99
the blowdown period; (2) Prediction of a threshold for droplet entrainment in the upward
velocity, using local fluid conditions and a conservative critical Weber number.
d. Noding Near the Break and the ECCS Injection Points. The noding in the vicinity of and including
the broken or split sections of pipe and the points of ECCS injection shall be chosen to permit a
reliable analysis of the thermodynamic history in these regions during blowdown.
2. Frictional Pressure Drops.
The frictional losses in pipes and other components including the reactor core shall be calculated
using models that include realistic variation of friction factor with Reynolds number, and realistic
two-phase friction multipliers that have been adequately verified by comparison with experimental
data, or models that prove at least equally conservative with respect to maximum clad temperature
calculated during the hypothetical accident. The modified Baroczy correlation (Baroczy, C. J., 'A
Systematic Correlation for Two-Phase Pressure Drop,' Chem. Enging. Prog. Symp. Series, No. 64,
Vol. 62, 1965) or a combination of the Thom correlation (Thom, J.R.S., 'Prediction of Pressure
Drop During Forced Circulation Boiling of Water,' Int. J. of Heat & Mass Transfer, 7, 709-724,
1964) for pressures equal to or greater than 250 psia and the Martinelli-Nelson correlation
(Martinelli, R. C. Nelson, D.B., 'Prediction of Pressure Drop During Forced Circulation Boiling of
Water,' Transactions of ASME, 695-702, 1948) for pressures lower than 250 psia is acceptable as a
basis for calculating realistic two-phase friction multipliers.
3. Momentum Equation.
The following effects shall be taken into account in the conservation of momentum equation: (1)
temporal change of momentum, (2) momentum convection, (3) area change momentum flux, (4)
momentum change due to compressibility, (5) pressure loss resulting from wall friction, (6) pressure
loss resulting from area change, and (7) gravitational acceleration. Any omission of one or more of
these terms under stated circumstances shall be justified by comparative analyses or by experimental
data.
4. Critical Heat Flux.
a. Correlations developed from appropriate steady-state and transient-state experimental data are
acceptable for use in predicting the critical heat flux (CHF) during LOCA transients. The
computer programs in which these correlations are used shall contain suitable checks to assure
that the physical parameters are within the range of parameters specified for use of the
correlations by their respective authors.
b. Steady-state CHF correlations acceptable for use in LOCA transients include, but are not limited
to, the following:
(1)W 3. L. S. Tong, 'Prediction of Departure from Nucleate Boiling for an Axially Nonuniform Heat Flux Distribution,' Journal of Nuclear Energy, Vol. 21, 241-248, 1967.
(2)J. S. Gellerstedt, R. A. Lee, W. J. Oberjohn, R. H. Wilson, L. J. Stanek, 'Correlation of
Critical Heat Flux in a Bundle Cooled by Pressurized Water,' Two-Phase Flow and Heat
Transfer in Rod Bundles, ASME, New York, 1969.
(3)Hench-Levy. J. M. Healzer, J. E. Hench, E. Janssen, S. Levy, 'Design Basis for Critical
Heat Flux Condition in Boiling Water Reactors,' APED-5186, GE Company Private
report, July 1966.
(4)Macbeth. R. V. Macbeth, 'An Appraisal of Forced Convection Burnout Data,' Proceedings
of the Institute of Mechanical Engineers, 1965-1966.
(5)Barnett. P. G. Barnett, 'A Correlation of Burnout Data for Uniformly Heated Annuli and
Its Uses for Predicting Burnout in Uniformly Heated Rod Bundles,' AEEW-R 463, 1966.
Parte III: Componenti
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RL (812) 99
(6)Hughes. E. D. Hughes, 'A Correlation of Rod Bundle Critical Heat Flux for Water in the
Pressure Range 150 to 725 psia,' IN-1412, Idaho Nuclear Corporation, July 1970.
1. Correlations of appropriate transient CHF data may be accepted for use in LOCA transient
analyses if comparisons between the data and the correlations are provided to demonstrate that
the correlations predict values of CHF which allow for uncertainty in the experimental data
throughout the range of parameters for which the correlations are to be used. Where appropriate,
the comparisons shall use statistical uncertainty analysis of the data to demonstrate the
conservatism of the transient correlation.
2. Transient CHF correlations acceptable for use in LOCA transients include, but are not limited to,
the following: (1) GE transient CHF. B. C. Slifer, J. E. Hench, 'Loss-of-Coolant Accident and
Emergency Core Cooling Models for General Electric Boiling Water Reactors,' NEDO-10329,
General Electric Company, Equation C-32, April 1971.
3. After CHF is first predicted at an axial fuel rod location during blowdown, the calculation shall
not use nucleate boiling heat transfer correlations at that location subsequently during the
blowdown even if the calculated local fluid and surface conditions would apparently justify the
reestablishment of nucleate boiling. Heat transfer assumptions characteristic of return to nucleate
boiling (rewetting) shall be permitted when justified by the calculated local fluid and surface
conditions during the reflood portion of a LOCA.
5. Post-CHF Heat Transfer Correlations.
a. Correlations of heat transfer from the fuel cladding to the surrounding fluid in the post-CHF
regimes of transition and film boiling shall be compared to applicable steady-state and transientstate data using statistical correlation and uncertainty analyses. Such comparison shall
demonstrate that the correlations predict values of heat transfer coefficient equal to or less than
the mean value of the applicable experimental heat transfer data throughout the range of
parameters for which the correlations are to be used. The comparisons shall quantify the relation
of the correlations to the statistical uncertainty of the applicable data.
b. The Groeneveld flow film boiling correlation (equation 5.7 of D.C. Groeneveld, 'An Investigation
of Heat Transfer in the Liquid Deficient Regime,' AECL-3281, revised December 1969) and the
Westinghouse correlation of steady-state transition boiling ('Proprietary Redirect/Rebuttal
Testimony of Westinghouse Electric Corporation,' USNRC Docket RM-50-1, page 25-1, October
26, 1972) are acceptable for use in the post-CHF boiling regimes. In addition, the transition
boiling correlation of McDonough, Milich, and King (J.B. McDonough, W. Milich, E.C. King,
'An Experimental Study of Partial Film Boiling Region with Water at Elevated Pressures in a
Round Vertical Tube,' Chemical Engineering Progress Symposium Series, Vol. 57, No. 32, pages
197-208, (1961) is suitable for use between nucleate and film boiling. Use of all these correlations
is restricted as follows:
(1) The Groeneveld correlation shall not be used in the region near its low-pressure
singularity,
(2) The first term (nucleate) of the Westinghouse correlation and the entire McDonough,
Milich, and King correlation shall not be used during the blowdown after the temperature
difference between the clad and the saturated fluid first exceeds 300 degrees F,
(3) Transition boiling heat transfer shall not be reapplied for the remainder of the LOCA
blowdown, even if the clad superheat returns below 300 degrees F, except for the reflood
portion of the LOCA when justified by the calculated local fluid and surface conditions.
1. Evaluation models approved after October 17, 1988, which make use of the Dougall-Rohsenow
flow film boiling correlation (R.S. Dougall and W.M. Rohsenow, 'Film Boiling on the Inside of
Vertical Tubes with Upward Flow of Fluid at Low Qualities,' MIT Report Number 9079 26,
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Parte III: Componenti
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RL (812) 99
Cambridge, Massachusetts, September 1963) may not use this correlation under conditions
where non-conservative predictions of heat transfer result. Evaluation models that make use of
the Dougall-Rohsenow correlation and were approved prior to October 17, 1988, continue to be
acceptable until a change is made to, or an error is corrected in, the evaluation model that results
in a significant reduction in the overall conservatism in the evaluation model. At that time
continued use of the Dougall-Rohsenow correlation under conditions where non-conservative
predictions of heat transfer result will no longer be acceptable. For this purpose, a significant
reduction in the overall conservatism in the evaluation model would be a reduction in the
calculated peak fuel cladding temperature of at least 50(degree)F from that which would have
been calculated on October 17, 1988, due either to individual changes or error corrections or the
net effect of an accumulation of changes or error corrections.
6. Pump Modeling.
The characteristics of rotating primary system pumps (axial flow, turbine, or centrifugal) shall be
derived from a dynamic model that includes momentum transfer between the fluid and the rotating
member, with variable pump speed as a function of time. The pump model resistance used for
analysis should be justified. The pump model for the two-phase region shall be verified by applicable
two-phase pump performance data. For BWR's after saturation is calculated at the pump suction, the
pump head may be assumed to vary linearly with quality, going to zero for one percent quality at the
pump suction, so long as the analysis shows that core flow stops before the quality at pump suction
reaches one percent.
7. Core Flow Distribution During Blowdown.
(Applies only to pressurized water reactors.)
a. The flow rate through the hot region of the core during blowdown shall be calculated as a
function of time. For the purpose of these calculations the hot region chosen shall not be greater
than the size of one fuel assembly. Calculations of average flow and flow in the hot region shall
take into account cross flow between regions and any flow blockage calculated to occur during
blowdown as a result of cladding swelling or rupture. The calculated flow shall be smoothed to
eliminate any calculated rapid oscillations (period less than 0.1 seconds).
b. A method shall be specified for determining the enthalpy to be used as input data to the hot
channel heat-up analysis from quantities calculated in the blowdown analysis, consistent with the
flow distribution calculations.
D. POST-BLOWDOWN PHENOMENA; HEAT REMOVAL BY THE ECCS
1. Single Failure Criterion.
An analysis of possible failure modes of ECCS equipment and of their effects on ECCS performance
must be made. In carrying out the accident evaluation the combination of ECCS subsystems assumed
to be operative shall be those available after the most damaging single failure of ECCS equipment
has taken place.
2. Containment Pressure.
The containment pressure used for evaluating cooling effectiveness during reflood and spray cooling
shall not exceed a pressure calculated conservatively for this purpose. The calculation shall include
the effects of operation of all installed pressure-reducing systems and processes.
3. Calculation of Reflood Rate for Pressurized Water Reactors.
The refilling of the reactor vessel and the time and rate of reflooding of the core shall be calculated
by an acceptable model that takes into consideration the thermal and hydraulic characteristics of the
core and of the reactor system. The primary system coolant pumps shall be assumed to have locked
Parte III: Componenti
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Impianti Nucleari
RL (812) 99
impellers if this assumption leads to the maximum calculated cladding temperature; otherwise the
pump rotor shall be assumed to be running free. The ratio of the total fluid flow at the core exit plane
to the total liquid flow at the core inlet plane (carryover fraction) shall be used to determine the core
exit flow and shall be determined in accordance with applicable experimental data (for example,
'PWR FLECHT (Full Length Emergency Cooling Heat Transfer) Final Report,' Westinghouse
Report WCAP-7665, April 1971; 'PWR Full Length Emergency Cooling Heat Transfer (FLECHT)
Group I Test Report,' Westinghouse Report WCAP-7435, January 1970; 'PWR FLECHT (Full
Length Emergency Cooling Heat Transfer) Group II Test Report,' Westinghouse Report WCAP7544, September 1970; 'PWR FLECHT Final Report Supplement,' Westinghouse Report WCAP7931, October 1972).
The effects on reflooding rate of the compressed gas in the accumulator which is discharged
following accumulator water discharge shall also be taken into account.
4. Steam Interaction with Emergency Core Cooling Water in Pressurized Water Reactors.
The thermal-hydraulic interaction between steam and all emergency core cooling water shall be taken
into account in calculating the core reflooding rate. During refill and reflood, the calculated steam
flow in unbroken reactor coolant pipes shall be taken to be zero during the time that accumulators
are discharging water into those pipes unless experimental evidence is available regarding the
realistic thermal-hydraulic interaction between the steam and the liquid. In this case, the experimental
data may be used to support an alternate assumption.
5. Refill and Reflood Heat Transfer for Pressurized Water Reactors.
For reflood rates of one inch per second or higher, reflood heat transfer coefficients shall be based on
applicable experimental data for unblocked cores including FLECHT results ('PWR FLECHT (Full
Length Emergency Cooling Heat Transfer) Final Report,' Westinghouse Report WCAP-7665, April
1971). The use of a correlation derived from FLECHT data shall be demonstrated to be conservative
for the transient to which it is applied; presently available FLECHT heat transfer correlations ('PWR
Full Length Emergency Cooling Heat Transfer (FLECHT) Group I Test Report, 'Westinghouse
Report WCAP-7544, September 1970; 'PWR FLECHT Final Report Supplement,' Westinghouse
Report WCAP-7931, October 1972) are not acceptable. New correlations or modifications to the
FLECHT heat transfer correlations are acceptable only after they are demonstrated to be
conservative, by comparison with FLECHT data, for a range of parameters consistent with the
transient to which they are applied.
During refill and during reflood when reflood rates are less than one inch per second, heat transfer
calculations shall be based on the assumption that cooling is only by steam, and shall take into
account any flow blockage calculated to occur as a result of cladding swelling or rupture as such
blockage might affect both local steam flow and heat transfer.
6. Convective Heat Transfer Coefficients for Boiling Water
Reactor Fuel Rods Under Spray Cooling. Following the blowdown period, convective heat transfer
shall be calculated using coefficients based on appropriate experimental data. For reactors with jet
pumps and having fuel rods in a 7 x 7 fuel assembly array, the following convective coefficients are
acceptable:
a. During the period following lower plenum flashing but prior to the core spray reaching rated flow,
a convective heat transfer coefficient of zero shall be applied to all fuel rods.
b. During the period after core spray reaches rated flow but prior to reflooding, convective heat
transfer coefficients of 3.0, 3.5, 1.5, and 1.5 Btu-hr -1-ft-2degrees F-1 shall be applied to the fuel
rods in the outer corners, outer row, next to outer row, and to those remaining in the interior,
respectively, of the assembly.
76
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
c. After the two-phase reflooding fluid reaches the level under consideration, a convective heat
transfer coefficient of 25 Btu-hr-1-ft-2 degrees F-1 shall be applied to all fuel rods.
7. The Boiling Water Reactor Channel Box Under Spray Cooling.
Following the blowdown period, heat transfer from, and wetting of, the channel box shall be based
on appropriate experimental data. For reactors with jet pumps and fuel rods in a 7 x 7 fuel assembly
array, the following heat transfer coefficients and wetting time correlation are acceptable.
a. During the period after lower plenum flashing, but prior to core spray reaching rated flow, a
convective coefficient of zero shall be applied to the fuel assembly channel box.
b. During the period after core spray reaches rated flow, but prior to wetting of the channel, a
convective heat transfer coefficient of 5 Btu-hr-1-ft-2 degrees F- 1 shall be applied to both sides of
the channel box.
c. Wetting of the channel box shall be assumed to occur 60 seconds after the time determined using
the correlation based on the Yamanouchi analysis ('Loss-of-Coolant Accident and Emergency
Core Cooling Models for General Electric Boiling Water Reactors,' General Electric Company
Report NEDO-10329, April 1971).
II. REQUIRED DOCUMENTATION
1. a. A description of each evaluation model shall be furnished. The description shall be sufficiently
complete to permit technical review of the analytical approach including the equations used, their
approximations in difference form, the assumptions made, and the values of all parameters or the
procedure for their selection, as for example, in accordance with a specified physical law or empirical
correlation.
b. A complete listing of each computer program, in the same form as used in the evaluation model,
must be furnished to the Nuclear Regulatory Commission upon request.
2. For each computer program, solution convergence shall be demonstrated by studies of system
modeling or noding and calculational time steps.
3. Appropriate sensitivity studies shall be performed for each evaluation model, to evaluate the effect
on the calculated results of variations in noding, phenomena assumed in the calculation to
predominate, including pump operation or locking, and values of parameters over their applicable
ranges. For items to which results are shown to be sensitive, the choices made shall be justified.
4. To the extent practicable, predictions of the evaluation model, or portions thereof, shall be
compared with applicable experimental information.
5. General Standards for Acceptability - Elements of evaluation models reviewed will include
technical adequacy of the calculational methods, including: For models covered by Sec.
50.46(a)(1)(ii), compliance with required features of section I of this Appendix K; and, for models
covered by Sec. 50.46(a)(1)(i), assurance of a high level of probability that the performance
criteria of Sec. 50.46(b) would not be exceeded.
Parte III: Componenti
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Impianti Nucleari
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RL (812) 99
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
4. GENERAL OVERVIEW OF SEVERE ACCIDENT PHENOMENOLOGIES IN
LWRs
4.1 Introduction
The evaluation of radionuclide transport within a nuclear reactor plant and then to the external
environment after an accident involving a SFD requires an appropriate evaluation of the thermalhydraulic conditions influencing both the chemical equilibria among the species involved and the
radionuclide retention phenomena. Also, the particular path followed by the radioactive stream
before being released to the environment through the potential containment leakages must be
carefully simulated in relation to the aerosol deposition and resuspension phenomena which may
occur in the presence of heat structures and considering the radionuclide scrubbing favoured by
steam condensation and bubbling through liquid sumps.
Furthermore, most of innovative reactors are characterised by an extensive adoption of passive safety
features with respect to the current generation of NPPs. These innovative reactors are designed to
cope with anticipated accident scenarios without any operator or external action in the aim of reduce
the core melting probability. As the new proposed concepts of passive safety devices involve heat
removal mechanisms and interaction phenomena between the RCS and the containment not
specifically considered in the current generation analytical tools, new and experimental data are
needed to better simulate the behaviour of the innovative reactors during the evolution of accident
scenarios.
Following a prolonged interruption of heat removal from the core, the fuel in the core heats up and
ultimately melts because the decay heat cannot be adequately removed. When analysing a SA
progression, the following phenomena need to be addressed:
◊
Melt Progression In-vessel:
•
◊
hydrogen generation
•
melt and eutectic formation
•
dislocation of molten material
•
release and transport of FPs
•
corium coolability within lower plenum
•
RPV failure
Melt Behaviour Outside the RPV:
•
◊
degree of coolability
•
core-concrete interaction
Containment Response:
•
◊
early failure
•
gas distribution and hydrogen control
•
long term pressurisation and pressure control
Fission Product Distribution:
•
depletion
•
revolatilisation
Tables from Tabella 4.1 to Tabella 4.4 show the relationships between these phenomena, the
accident progression and the ST.
Parte III: Componenti
79
Impianti Nucleari
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The TMI-2 and Chernobyl-4 accidents, occurred in very different design NPPs, represent different
progression levels of two main accident classes: accidents with loss of primary coolant and RIA. The
major difference between these two classes involves the energy storing time into the fuel: in fact, the
very fast energy storing process, typical of RIAs, can lead to UO2 and Zircaloy melting before that
fuel coolant feels the effects of the power excursion; on the other hand, very slow progression times
characterise the process evolution in LOCAs. Taking into account the inherent safety characteristics
of western type LWRs design, RIAs with associated core damage have a very low occurrence
probability. For these reasons general attention4 has been focused on LOCAs, even because they
have long duration and then a major risk connected with the operator actions influence, which can
worsen the accident progression and the general plant safety.
In the following, the description of the phenomena occurring during LOCA originated SAs in LWRs
is presented, aimed at pointing out the frame of ST processes. It is useful to keep in mind the general
progression of phenomena leading to the FPs dispersion to the environment, in order to better
understand the related physics. On the other hand, the complex interactions responsible of the ST
requires the analysis and the evaluation of all the processes (chemical, mechanical, thermalhydraulics) contributing to it.
The “in-vessel” phase of SAs normally includes all thermal-hydraulic, thermo-mechanical and
chemical phenomena that, following the off-normal operation of safety systems, can lead to
progressive core damage up to extended fuel melting and RPV failure (with subsequent “ex-vessel”
phase accident progression). The initial cause, common to the various sequences, is the loss of
coolant from RCS. This can be either the event starting the sequence, or the direct or indirect
consequence of the loss of heat removal capability from the reactor core. In this latter case, the
unbalance between produced and removed power causes the pressurisation of the RCS, generally
limited by the reactor scram and the intervention of PORV and SRV, evacuating mass and then
energy from the RCS, thus keeping its integrity, until the power is rebalanced in the circuit and plant
safety is recovered. The unavailability of ECCS, designed to maintain the core coolability and to
counter-balance the loss of mass flowing through the break, causes the progressive increase of rod
fuel clad temperature. In these conditions, natural circulation constitutes a fundamental mechanism
of residual heat removal, also contributing to energy redistribution in the RCS.
As the temperature increases, owing to the increase of the differential pressure acting across the
cladding (due to pressurisation and FP gas released during operation), a first relevant phenomenon
can occur, that is the plastic deformation (the so-called “ballooning”) of Zircaloy rod cladding,
which axial extent depends on transient velocity and material properties. The relevance of the
ballooning is related to the change of fuel channel geometry. Largely assessed in the frame of DBA
analyses [OECD, 1986], local and global effects can be identified in the thermal-hydraulic core
behaviour following its occurrence. Local effects are associated with heat transfer conditions in the
part of the fuel rod interested by deformation. In fact, the thickness increase of the gap between the
fuel pellet and the cladding yields an additional thermal resistance, thus reducing local cooling
conditions and increasing the fuel pellet temperature. On the other hand, the increase of the heat
exchange surface due to clad deformation, and of the convective heat transfer coefficient due to the
increased coolant velocity and the appearance of eddies in the striction zone, contribute to improve
clad cooling. Nevertheless, the flow area reduction and the subsequent increase of pressure losses in
the channel, cause the cooling flow-rate diversion toward undeformed zones, thus affecting the
natural circulation convective behaviour. Anyway, extended experimental activities carried out with
various plastic deformation levels, showed that the global effect of these phenomena, from the
4
Nevertheless, in the 1980s, significant activity has been carried out in the international community (e.g. at JAERI),
in order to more in deep investigate the implications subsequent to RIAs.
80
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
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cooling point of view, is positive until flow area reductions of about 65%, and that cooling is
guaranteed until channel blockages of 95% [Ihle, 1985]. Other effects of cladding deformation are
related to oxidation and core geometry rearrangement following to molten relocation, phenomena
characterising the next phases of damage progression.
4.2 General Overview of Source Term Related Phenomena
In the case of insufficient heat removal from the core, the fuel rods will heat up. The temperature rise
is further increased by the exothermic oxidation of zirconium in the cladding when sufficient steam is
available. Rod ruptures associated with a release of some fraction of the FP inventory will occur
followed firstly by melting in the temperature range above 1500. ÷ 1700. K. This melting starts in the
vicinity of the grids, especially when the spacers are made of inconel, and near the control rods,
where these are steel, when the formation of a Zr-Fe eutectic enters the melt. As has been seen in
many melt down experiments, e.g. the CORA at KfK [Hagen, 1988], [Hering, 1990] or the PhebusSFD [Krisher, 1992] at CEA, the melt is mainly metallic at first and will dislocate in a candling mode
vertically downwards, and then in the horizontal direction after blockages start. During this process,
a fraction of the fuel may be dissolved by the melt. Depending on the solidification behaviour and the
subsequent blockage, ingress of the melt into the residual water of the lower head may occur in the
early phase of melting. This results in steam production leading to a temporary cooling of the intact
rods and to increased oxidation of the cladding which increases fuel heating. The water level is
further reduced and will stabilise at the bottom of the core or somewhat lower.
The later phases of core degradation are characterised by large accumulations of the Zr(O)/UO2melt, which melts in the temperature range of 2,300. ÷ 2,500. K. The lower melting temperature may
reduce the time available for effective restoration of heat removal from the core by AM measures but
decreases the release of FPs during this phase of the accident, which is strongly temperature
dependent. In the case of a gradual heat-up of the core, almost the total inventory of Zr can be
oxidised before melting. This suppresses the formation of lower melting zirconium eutectics. This
effect was observed in the CORA-3 tests [Hering, 1990] and would result in a substantially higher
release of FPs due to the zirconium oxide in the melt and the correspondingly higher melt
temperature.
During this heat-up and meltdown phase, the highly volatile FPs such as the noble gases, halogens
and alkaline earths are almost completely released. Te, Sb and Mo can be partially released from the
fuel to the RCS depending on the oxidation conditions. In addition, if metallic zirconium is available,
Te may form transitional compounds with Zr. The reducing conditions within the RPV in the
presence of hydrogen controls the release of the medium volatile FPs among the alkaline earth metals
and the chemical form of iodine in the RCS which is predominately iodide. Based on experiments
performed at ORNL and KfK, only a marginal release of alkaline earth elements is expected when
the melt occurs at low temperatures.
Apart from a large or medium LOCA in the hot leg as an initiating event, the FPs are exposed to
prolonged contact with the steel surfaces of the RCS before entering the containment. In the case of
a bypass sequence, they will directly enter the SG or auxiliary building/annulus and are released to
the environment. In either case, a temporary retention of a fraction of the FPs by physical and
chemical depletion processes through prolonged contact with the steel takes place. This
advantageous effect, however, does result in a heat-up of the structures with the potential of thermal
resuspension of, at least, high volatility compounds like CsI and CsOH. In addition, mechanical
resuspension may occur depending on the gas flow regime, e.g. during core slump. The overall effect
of this is an extension of the time scale for FP release into the containment. In addition, there is the
potential for failure of the heated structure itself which, in the case of SG tubes, may lead to a further
release path to the environment. These insights are based on the LOFT-2, Marviken and LACEexperiments. However, the currently available analytical models do not consider all the necessary
Parte III: Componenti
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Impianti Nucleari
RL (812) 99
aspects to perform a reliable quantitative balancing of the distribution of the FPs. Planned
international experiments such as Phebus-FP [Krisher, 1992] and STORM at Ispra will provide
further insights into these processes.
4.2.1 Blow-down Phase Phenomena
With reference to PWR design, following the breach initiation, the fluid in the RCS experiences a fast
depressurisation up to the saturation pressure, with flow discharge rates depending on the breach
size. In particular, for LB LOCA situations, very early departure from nucleate boiling (after a few
seconds of blow-down) induces a rapid cladding temperature excursion, which can be limited by the
flow dynamics in the core and in the circuit loops occurring in this phase. A very rapid emptying of
the primary circuit, with core cooling governed by core flow and flow distribution in all the loops,
together with the breach location, characterise the blow-down phase. For SB LOCA situations, early
DNB occurrence and cladding temperature excursion are strictly related to the breach dimensions
and hence to the RCS depressurisation rate. After a single-phase blow-down and main pumps coastdown, phase separation and void formation influence the blow-down behaviour, eventually
interrupting the natural circulation in the loops.
In a very summarised way, the blow-down phase, which typically takes 100. to 300. s, can be
characterised by means of three periods, including:
(1)
(2)
(3)
a very short decompression (tens of milliseconds) of water in subcooled regions;
an early dynamic period (tens of seconds) in which transient boiling transition, core uncover
and cladding temperature excursion may occur depending on breach characteristics;
a quiescent period in which liquid distributed in the vessel by breach flow, lower plenum and
guide tube flashing, redistributes itself by draining through the core to lower plenum; this last
phase may lead to a second core uncover and cladding temperature excursion, and last up to
several hundred seconds, depending on breach characteristics (size, location).
4.2.2 Interactions up to the Melting Point of Zircaloy
With heat-up progression, the radiative thermal exchange becomes the major heat transfer
mechanism between reactor core and internals. It flattens the radial temperature distribution and,
altogether the natural circulation between the uncovered core region and the upper plenum, produces
a beneficial homogenisation of vessel temperatures, with subsequent reduction of the heat-up rate.
Fission product decay heat is the only energy source in the fuel until the exothermic oxidation
reaction of Zircaloy rod cladding is activated (beyond 1,200. K).
Heat and hydrogen generation, directly affecting the core energy balance and thermodynamic
characteristics of cooling mixture fluid in the RCS, play a main role in accident evolution scenario.
The reaction rate, governed by oxygen diffusion through the ZrO2 layer, has a typical parabolic
temperature dependence (Arrhenius's law) [Tanabe, 1988], with rapid increase at roughly 1,650. K,
connected with oxide scale cracking and consequent enhanced oxygen diffusion in the layer, and with
the tetragonal to cubic phase transition of ZrO2. Clad cracking also has a relevant effect on reaction
kinetics, associated with steam penetration and availability for clad inner surface oxidation; thus
accelerating the process and increasing the heat production, which becomes comparable or greater
than the decay power in the 'autocatalytic phase' of the reaction (above 1,650. ÷ 1,700. K), during
which the core heat-up rate can reach values up to 10. K/s.
Steam availability can represent at this stage a limiting mechanism for the reaction progression, thus
affecting the maximum temperature reached in the core during this phase. The axial temperature
distribution is essentially determined by the FP heat decay production until the heat produced by
oxidation is uniformly distributed or constitutes a small fraction of the heat decay. In the high
82
Parte III: Componenti
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temperature oxidation phase, the core steam flow-rate can be insufficient to sustain the oxidation
reaction along the full height of fuel rod: at upper elevations H2O availability can be limited (steam
starvation) by steam consumption at lower elevations. As a consequence, a distortion of axial power
distribution and then of the temperature takes place, with lowering of the “hot front”. This
phenomenon can affect the resolidification mechanisms of molten materials.
In addition to influence on temperature distribution, steam starvation globally produces the slowing
or the stopping of the heat-up transient. This introduces a very important question from the
viewpoint of the AM: any event concurring to production increase or availability of steam, can
speed-up the core heat-up, activating again the energy release process. This effect opposes better
core cooling conditions until the coolant flow-rate increase makes predominant the cooling effect.
Hydrogen production and its distribution in the RCS constitutes another aspect, connected with the
oxidation phenomenon, having relevant effects on plant response. From AM point of view this is a
very critical problem; in fact, as a consequence of the quasi-stationary loop situation, stratification
processes become significant and hydrogen can be trapped in the highest zones of the circuit (upper
plenum, SG U-tubes), with direct effects on natural circulation mechanisms.
During the heat-up process, absorber materials are first concerned by interaction mechanisms. In
particular, owing to the thermal radiation by the surrounding fuel rods, the Ag-In-Cd alloy
(contained in stainless steel cladding) of PWR control rods melts during an early phase in the
accident, in the temperature range 1,050. ÷ 1,150. K. Absorber materials melting involves a slowing
down of the core heat-up rate, associated with the sensible heat absorbed by the rods during the
phase change. But, in the following, at about 1,700. K (melting of stainless steel cladding), the gain
liquefaction causes the absorber material flowing out. Molten cadmium vaporises rapidly, and when
reaching low temperature zones, condenses generating aerosols. Molten silver and indium flow down
along the rod surface, without significant interaction with the stainless steel and with the Zircaloy
guide tube, eventually solidifying at lower elevations, depending on temperature distribution. Falling
in the water of molten material is among the phenomena which is responsible, being in steam starved
conditions, of H2 production increase and coherently heat-up rate increase (according to the
previously described mechanism).
4.2.3 Interactions at Temperature above the Melting Point of Zircaloy
The interaction among the various core materials (Zircaloy with stainless steel and spacer grids
Inconel, Al2O3 in Zircaloy cladding of B4C/Al2O3 burnable poisons rods with Zircaloy, ZrO2 and
UO2) involves more and more metallurgical phenomena as temperature increases. The major
processes interesting the fuel from a general point of view during the core damage progression,
include three different relocation mechanisms:
1.
2.
3.
candling and resolidification of molten and liquefied material along the external surface of the
rods;
falling on a previously solidified crust of fuel pellets and fragmented core materials and
formation of a debris bed;
growing of molten material trapped in the crust, and consequent crust breaking, with corium
falling in the lower plenum.
4.2.3.1 Dissolution of UO2 by Melting Zircaloy
The driving phenomenon of the first process is the formation of eutectics resulting from chemical
interactions among various fuel rod materials [Hofmann, 1983]. At temperatures above 1,200. K, the
oxygen diffusion from UO2 pellets in contact with the rod cladding toward Zircaloy cladding
produces at the interface a metallic alloy (U, Zr) layer with relatively low melting temperature
Parte III: Componenti
83
Impianti Nucleari
RL (812) 99
(1,400. K). But, being this interaction limited to the contact zones, its contribution to the Zircaloy
rod cladding liquefaction process is poor. The metallic Zircaloy melts above 2,170. K; when
contacting the fuel pellet, it reacts the UO2 according to the following reaction:
Zr + UO2 → U + ZrO2
and can dissolve a solid UO2 amount increasing with temperature. About 50% of its mass at
temperatures close the α-Zr(O) melting temperature (2,170. K), and progressively, increasing
amounts at higher temperatures. At the Zr-U-O monotectic temperature (~ 2,700. K), the
liquefaction process can dissolve an UO2 mass equivalent roughly to 9 times the Zircaloy mass.
Dissolution of ZrO2 layer by molten Zircaloy is a potential competitive mechanism of UO2
liquefaction during this phase. Furthermore, this is enhanced by the occurrence of internal cladding
oxidation as a consequence of steam penetration into the rod gap after the clad rupture (due to
ballooning) that can prevent molten Zircaloy from dissolving UO2.
At higher temperatures (~3,000. K), the UO2 and the ZrO2 layer melt, forming eutectics with higher
oxygen concentration which, due to the higher temperature, can dissolve other contacted eutectics
and metals.
4.2.3.2 Failure of ZrO2 Layer
Molten Zircaloy and liquefied materials remain into the oxidised gain until, due to either the ductility
reduction either the increasing temperature induced stresses, the ZrO2 layer breaches. Then, the
liquid eutectic (Zr-U-O) goes out the breach and flows down along the external rod surface having a
slug shape, with speed depending on its viscosity, thus in a critical way at liquidus and solidus
temperatures. Passing through core zones at lower temperature, the slugs start to progressively
solidify transferring heat to the surrounding structures (radiative exchange), to the coolant
(convective exchange), to the rod cladding (conductive exchange). If, after solidification,
temperature still increases, the solidified Zr-U-O eutectic, which has a melting temperature lower
than the one of the oxidised clad, can reliquefy and repeat the process, forming a sort of “sandwich”
structure by overlapping of various layers with different composition. By this process, the eutectic
can relocate toward the core region submerged in the coolant and here refreeze, forming a sort of
crucible, including molten material.
The material rewetting during its falling in liquid water is very important, because the fast steam
production can significantly influence the oxidation in the hot core regions (especially if steam
starvation conditions occurred before). The above described relocation mechanism obviously
involves a global geometric reconfiguration of the core. The flow area reduction in the lower regions
of the core limits the coolant flow-rate in the core channels, and this can create a steam starved
situation. In the case of total channel blockage, the unavailability of steam could stop the H2
production. It is worth to note that, this relocation mechanism, taking away metallic Zircaloy from
high temperature core regions, is effective limiting the temperature escalation, besides the fast H2
generation, by autocatalytic oxidation.
4.2.3.3 Core Relocation Mechanisms
Following to Zircaloy liquefaction and relocation, the stacked fuel pellets, not anymore sustained,
can crumble and form a rubble bed at a lower elevation, or stand inpiled, kept by a sealing film of
eutectic. In this last case, the UO2, being ipostoichiometric as a consequence of the previous pelletclad interaction, can shatter during the rewetting, due to the α-Zr(O) formation at the grains border,
and can collapse onto the previously relocated rubble layer, forming a porous debris bed. It has to be
84
Parte III: Componenti
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RL (812) 99
remarked that this latter relocation mechanism involves major modifications of the core geometry
with regard to the former, that keeps the basic rod bundle structure.
A further effect of the embrittled fallen down material is the modification of the thermal and
hydraulic characteristics of the previously relocated mass, and the power removal stopping by natural
circulation between the upper plenum and the damaged upper core region. Starting from this
situation, being in the interstices among the bundle rods a crust consisting of material previously
melted (Zircaloy and fuel liquefied, flowed down and solidified according to the first relocation
mechanism), covered by a ceramic particles layer arising from the upper core region collapse (second
relocation mechanism), there are the conditions which can lead to molten material falling down in the
lower plenum (third relocation mechanism), emphasising the accident seriousness with the RPV
thermal attack. In fact, the above configuration is not stable from the viewpoint of long term
coolability. Due to precarious heat transfer mechanisms, the power generated by FPs decay and
eventually by oxidation of relocated material causes a heat-up of the debris, until the melting from
the inner part of the mass is reached, forming a pool of molten material sustained by a solid eutectic
layer and covered by a crust consisting of material with higher melting temperature. The pool mass
can grow, reliquefying the inferior eutectic layer, up to its rupture (owing to the weight of the pool
and thermal stresses), with molten flowing in the lower plenum. Alternatively, the covering layer can
breach (mainly due to thermal stresses) and fall into the molten pool, and the relocation mechanism is
related to molten pool overflow in the lower plenum. In the worst case, this scenario can evolve with
the mechanic collapse of the lower core support assembly, and fall down of all the structures (core
slump) in the lower plenum.
In any case, the molten reflooding produces violent coolant vaporisation (flashing) and causes a loop
pressurisation, together with a significant H2 generation if the coolant flow-rate heats unoxidized
Zircaloy.
In this context, the probability of a steam explosion is associated with various factors (molten falling
velocity, geometry, etc.), but above all to the pressure, that can inhibit the explosion beyond some
threshold values (3 ÷ 3.5 MPa).
The corium/water interaction leads to molten shattering, facilitating the heat transfer process, in film
boiling regime, and then the solidification of the superficial layers fragments. The initial ratio between
initial water and corium masses is a key parameter for the accident evolution, even though other heat
transfer processes (e.g. radiation and conduction) occur, prevailing with the water amount decrease
in the lower plenum.
4.2.4 Quenching Models
After the core melt has started, the subsequent progression of the accident is associated with
increasing uncertainties. The one uncertainty is related to the time of melt ingress into the water in
the lower head. Two opposing influences affect the processes. On one hand, the formation of a stable
lateral crust in the lower core or at the bottom of the fuel assemblies leads to the accumulation of a
large amount of molten material up to the point where the crust or the enclosure in the radial
direction fails by mechanical or thermal attack. This results in an instantaneous ingress of the melt
into the lower head. On the other hand, a continuous ingress of the melt into the residual water can
occur without the formation of a solidified crust, as in the case of an initially metallic melt with an
increasing oxidic component.
This behaviour influences the degree of quenching in the lower head of the RPV which depends on
such parameters as the jet diameter of the melt and the degree of subcooling of the water. During the
quenching, H2 is produced in an exothermic chemical reaction which counteracts the cooling of the
melt to some extent. The important parameter with respect to the cooling is the degree of
fragmentation into particles and their distribution which depends on the slumping mode and
Parte III: Componenti
85
Impianti Nucleari
RL (812) 99
influences the partial or complete re-coolability of the melt in this phase of the accident. This can be
further illustrated with the alternative models applied to the quenching process in the lower head.
•
•
With a moderate heat transfer area between the melt and water, the melt will underflow the
residual water as a stable jet. The low evaporation that results in this case leaves the melt
molten and another sink for decay heat is needed which can only be found in the RPV's lower
head material.
With a large portion of the melt fragmented during the ingress of the melt into the water and
particle diameters in the range of millimetres or centimetres, high evaporation takes place.
Induced by a trigger wave, the solidified pebbles may further break-up into particles which
are some orders of magnitude smaller. The associated energy transferred to the water may be
converted to mechanical energy on the RPV structures as in a steam explosion. Under the
extreme conditions of an instantaneous ingress of the melt, a failure of the RPV may occur
but it has a very low probability. PSA analyses performed by GRS and NUREG 1150
[NUREG, 1987] estimate the contribution of steam explosions to the probability of early
containment failure to be negligibly low.
4.2.5 RPV Failure Models
The actual degree of coolability lies between the two previous described limiting models. Therefore,
a complete or partial coolability of the melt can be shown analytically even in this phase of the
accident. Without flooding of the pebble bed/melt-mixture and without AM measures designed to
externally cool the RPV, a melt-through of the RPV will occur. The timing and mode of failure
depend strongly on the internal pressure. In this phase of the process, alternative physical processes
can take place.
In the very unlikely case that high RPV pressure is maintained during the core degradation phase, the
RCS is threatened due to the hot steam/hydrogen mixture of about 2,000. °C that leaves the core
region early in the course of the accident. Part of this energy may be deposited in the upper head
structures such as the fuel assembly heads, upper grid plate and also through natural circulation to
the dome and coolant pipes. The gases leave the RPV at about 600. ÷ 1,000. °C. The reduced tensile
strength at elevated temperatures may cause a failure of the pipe structures including the connecting
lines. If this occurs, the FP deposition in the RCS will be substantially reduced. However, on the
positive side, the HP accident sequence which may lead to containment rupture, is converted to a LP
sequence with a higher probability of preserving the integrity of the containment.
When no temperature induced early depressurisation of the RCS occurs, the RPV will fail near the
bottom of the lower head caused by the contact of melt or unmolten particles shortly after core
slumping because the lower failure temperature has to be considered (1,000. ÷ 1,100. K). Therefore,
two boundary conditions may apply:
•
The melt will be largely quenched leading to a pebble bed on the bottom of the lower head.
The pebble bed will heat up due to the decay heat transferring an increasing fraction of this
heat to the RPV-steel. The thermal impact to the RPV is largely local leading to a modest
vessel opening due to plastic deformation.
•
A substantial part of the melt will not be quenched and covers a fraction of the bottom of the
RPV in proportion to the total mass of the core. The resulting hole will then be limited to this
initially covered area of the lower head. In the most severe case, a circonferential rupture of
the lower plenum of the RPV may occur.
Assuming depressurisation of the RCS prior to core slumping, the lower head can withstand higher
temperatures. A steady melting of the material of the lower vessel plenum can occur until the
remaining thickness of the unmolten steel is too small to support the molten material. This process
can take place over a long time in which a uniform pool of molten material is established. The molten
86
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
metallic phase carries oxidic particles. The attack on the RPV starts at the very bottom and the
formation of cellular convection will result in maximum wall temperatures towards the upper wetted
part of the RPV, leading to, in the case of vessels with no lower head penetrations, successively
larger diameters of failure, depending on the mass of corium in the lower head. In the case of lower
head penetrations, failure of the penetration tube welds is the most probable failure mode.
4.2.6 Impact on the Containment after Breach of the RPV
The time delay between the core slumping and the RPV rupture is strongly dependent upon two
parameters:
•
primary pressure;
•
molten composition and temperature.
The pressure, depending on analysed sequence, ranges between 0.1 and 17. MPa. The corium
temperature depends on the decay heat, then on the time from the reactor scram, on the fuel history
and on the molten oxidation extent.
In order to characterise the various kinds of possible failure, it is sufficient to consider two pressure
conditions in the RPV before the failure:
•
Low Pressure (LP) case, when the RPV is at the reactor containment pressure (condition
typical in LB LOCA);
•
High Pressure (HP) case, when the RPV is at a pressure much higher than in the containment
(e.g. in station blackout or SB LOCA conditions).
In these two scenarios, the most probable failure mechanisms are:
•
in case of LP sequence, a lower head failure, that can be located in two zones depending on
the molten pool level (near the junction with the cylindrical part of the RPV or at free level of
the pool). This failure mode is characterised by a fast mass outflow (by catastrophic lower
head failure, which can involve all the RPV circumference or just a part);
•
in case of HP sequence, the failure of one or more penetrations in the lower head can be
assumed, with a jet percolating from the failure, or a localised failure near the free level of the
molten pool. In this last case, being available not much material for fast flow out, the internal
pressure rapidly equalises the external one and the remaining part of molten material flow
into the RPV lower cavity in a similar way as in LP case.
The corium spreading mechanisms, determined by the RPV failure mode, are very important in order
to evaluate the containment loads and the following configuration of the possible debris bed, formed
in the reactor cavity. In particular:
•
in the LP sequence, following to the catastrophic failure of the lower head, a fast and massive
outflow occurs into the cavity, without any significant material spreading;
•
in the HP sequence, the RPV failure leads to a fast molten outflow, and then to a molten
splashing on the cavity walls. In turn, the jet tends to break and a direct heating of the
containment atmosphere can occur (DCH).
Finally, the presence of water in the reactor cavity influences the subsequent evolution of the
sequence in the containment system.
The energy release into the containment following RPV melt through can, under the worst
conditions, e.g. high RCS pressure, lead to the loss of containment integrity by rupture or increased
leakage. This results in an early and large release of FPs to the environment which is comparable to a
bypass sequence. The following phenomena contribute to the probability of early containment failure
[NUREG, 1985].
Parte III: Componenti
87
Impianti Nucleari
RL (812) 99
Combustion or Deflagration of Hydrogen
The hydrogen generated in the core will enter the containment either immediately or after some
period of accumulation within the RCS. This is typically the case for the SB LOCA or a transient.
The accumulated hydrogen is discharged into the containment during slumping or when the RPV
fails. In addition, in the case of a dry reactor cavity, following RPV failure the molten material will
start to erode the basemat. The remaining Zr will be oxidised during the time of the core concrete
interaction by the gases from the concrete including SiO leading to further H2 release. A high release
rate and a non-uniform distribution of the hydrogen within the containment early in the sequence, as
well as the geometrical conditions of the compartments, could result in the transition of a local
deflagration into a detonation jeopardising the integrity of the containment if no provision is taken
for hydrogen removal. An important aspect of the design is the degree of compartmentalisation and
non-uniform distributions of hydrogen are much less likely in 'open' designs.
Steam Explosion
The possibility of an extensive in-vessel steam explosion is referred to above. It is generally
considered that the related conditional probability of a containment rupture at less than 10-3 is low,
when the probability of core melt of < 10-4 is also considered.
Missiles from the RPV Breach
The leak size, location and energy release as well as the geometrical conditions within the reactor
cavity, including structural failure forces resulting from expulsion and pressure differences, produce
forces on the RPV and its supporting structure. In the most severe case of a large leak in the RPV
bottom head, as could result if there are no penetrations in the lower head, these forces are large
when vessel breach occurs at HP. An analysis of the RPV may indicate that upward movement of the
RPV can not be ruled out. An adequate determination of the size of the opening in the lower head
without penetrations can not be made due to both the lack of experimentally validated models and
the accidental nature of the boundary conditions. The initial vertical velocity of the RPV can be
sufficient, considering gravity and the dissipative effect of the internal structure of the containment,
for containment damage to occur directly or by generated missiles. Therefore, in the absence of
primary bleed initiated in a timely manner, an early loss of containment integrity associated with
massive release of FPs cannot be.
Direct Containment Heating
In the case of liquid fuel material accumulated in the lower head at the time of RPV failure, this
material can fragment into very small particles within the air of the reactor cavity; this process
applies to small RPV leak sizes. Part of these hot particles are carried to the outer compartments of
the containment by the steam from RPV blow-down. This is known as HPME and leads to a rapid
transfer of the stored heat from the melt to the containment atmosphere. The impact on the
containment in terms of pressure and temperature rise is increased when the oxidation of the
remaining zirconium by the atmospheric oxygen is also included. A significant contribution to early
containment failure may result when the two conditions indicated below are fulfilled:
•
sufficient liquid material is available at the time of RPV failure;
•
the reactor cavity is connected with other compartments of the containment by sufficiently
large flow areas. This last condition depends on the containment design.
In conclusion, there are four phenomena which have the potential for early containment failure:
•
88
containment rupture in the case of an in-vessel steam explosion: the related probability for
this phenomenon is reduced by the low probability of core melt;
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
•
•
RL (812) 99
HP rupture of the RPV: the related probability for this is significantly reduced by adequate
AM procedures for primary system depressurisation and by RPV designs with penetrations
through the lower head;
detonation of H2: the probability can be further reduced by mitigation devices;
•
DCH: the necessary condition is high RCS pressure (above 20. bar) and large openings of the
cavity, the related probability can be reduced therefore by adequate procedures for RCS
depressurisation and by retentive cavity designs.
In the context of an early release, the compromised containment i.e. enhanced leakage must also be
considered. The most significant contribution to this may be failure to close the ventilation system,
although this depends on details of the design.
4.2.7 Configuration of Core Material
Considering RPV breach under LP, two alternate configurations of core material in the cavity
interacting with the concrete under the influence of water are conceivable:
•
a coolable configuration whereby the entire decay heat is transmitted to the water which is
assumed to be available in the cavity in a sufficient quantity with no erosion of the concrete,
e.g. in the case of a water-filled PWR cavity or a BWR containment;
•
a non-coolable configuration whereby the decay heat is proportioned between concrete
erosion and the release directly into the containment through radiation or evaporation of
overlying water covering the melt implying a potential for basemat penetration.
In reality, the real configuration is likely to be a time dependent combination of both extremes, e.g.
starting with a cooled debris bed subsequently drying out or with a layer of molten material and
water ingress from the top. The pressurisation of the containment is a function of this configuration
as outlined below.
Parte III: Componenti
89
Impianti Nucleari
1.1
Phenomena
Core uncovery
1.2
Core degradation
1.3
Hydrogen production
1.3.1 Hydrogen release rate
RL (812) 99
Range
PWR: 0.5 ÷ 4. h
BWR: 0.3 ÷ 7. h
PWR: 0.75 ÷ 6. h
BWR: 0.6 h ÷ 7. h
30 ÷ 70% Zr
0.15 ÷ 0.3 kg
instantaneous
1.4
Melting temperature
1,200. ÷ 2,800. °C
1.5
Slumping behaviour
No fragmentation /
fragmentation
1.6
RPV Breach
2. ÷ 10. h
size: 20. cm2 ÷ 1. m2
Issue for
Accident Management (AM)
(bleeding and / or reflood)
AM (feeding)
FP release
PWR: Containment failure
BWR: Pressure built-up
Distribution
Flame acceleration
FP release,
steam explosion,
viscosity of melt
AM (coolability)
H2 production
Containment integrity
Containment breach
RCS press. > 25. bar High pressure melt-ejection
DCH
1.7
In-vessel steam
explosion
RCS press. > 80. bar Thrust forces
< 10. MJ
Containment breach
0.1 ÷ 10% of Energy FP release
conversion
Influenced by
Sequence,
AM
Sequence,
AM (Feeding)
Heat-up rate,
AM (feeding)
AM (Feeding)
core support failure,
ex-vessel release
Heat-up rate
(oxidation)
Core material
Heat-up rate
Water level
AM (bleeding)
AM (bleeding)
alternative
RCS
failure
Support plate failure
RCS pressure
Temperature
and
composition of melt
Tabella 4.1: Relationship between SA phenomena for in vessel core degradation.
90
Parte III: Componenti
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Phenomena
2.1 Steam explosion
Range
~ 100. bar
2.2 Gas release
2.3 Coolability of melt
2.4 Basemat penetration
~ 1,600. kg H2
45,000. kg CO2
5,000. kg CO
30% ÷ 100% heat
transfer to the top
~ 2. ÷ 10. days
(1. day/meter)
Issue for
Influenced by
Containment integrity Cavity design (amount /
FP release
depth of water)
RPV failure mode
Additives to lower surface
tension
Melt composition
Containment breach H2 removal systems
Combustion
Pressurisation
Basemat penetration
FP release
Building stability
Ground water release
Spreading behaviour
Water ingression
Overlying coolant pool
Corium spread behaviour
Tabella 4.2: Relationship between SA phenomena for coolability and MCCI
Phenomena
3.1 DCH
3.2 Pressurisation
3.3 Global burns
Range
RCS pressure > 25. bar
Issue for
Influenced by
Containment-integrity RCS breach mode
Configuration of the melt
Compartimentation
Containment loading:
(Zr oxidation, H2 burn)
Time of FP release
Venting
1. ÷ 10. days
Heat removal
MCCI
~ factor 3. in the
Containment integrity Zr-oxidation
containment pressure
MCCI
increase
Heat removal
H2 removal systems,
0.5 ÷ 5. s duration of burn
Extent of mixing
Inertisation
Tabella 4.3: Relationship between SA phenomena for containment processes
Parte III: Componenti
91
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Phenomena
Range
4.1 Release during core < 100% noble gases, Cs, I
degradation
0 ÷ 50% Te
0.1 ÷ 3% Sr
1 ÷ 3% Ba
< 0.1% Pu
4.2 In-vessel deposition
0% ÷ 50%
4.3
Revaporisation
< 100% Cs, I, no Ba, Sr
Issue for
Influenced by
Oxidation of Zr
(melting temperature)
ST
Heat-up rate
System pressure
Containment deposition
Release time
ST
RCS integrity (bypass)
ST
RCS integrity
Residence time
(scenario)
Temperature profile
Deposition
homogeneity
4.4 FP deposition in:
~ 3 orders of magnitude ST
Aerosols total amount
Containment
Steam condensation
within 10. ÷ 15. h
Auxiliary Building
Hygroscopicity
SG
CO heat removal
I chemistry
4.5 Resuspension
in
-4
ST
(long
term)
Sump temperature
1. - 3. 10 g/s
Containment:
ST
Wet / dry surfaces
~ factor of 10.
• sump
H2 burn
~ 1. h for H2 deflagration
• walls
Gas flow
4.6 Depletion by:
ST
Spray droplet size
DF 3 ÷ 10,000.
spray, pool, filter
Heat removal
Pool depth
Decay heat distribution Bubble size
Aerosol size
4.7 Pool Scrubbing
ST
Water depth
100. ÷ 1,000. mm deep
Energy of release
3
1. ÷ 1,000. m water pools
in Auxiliary Building and
SG
4.8 Leakage path
ST
Containment failure
1. ÷ 10-4 Retention for
mode
containment release
Availability of power
Availability of filter
Plant design
Tabella 4.4: Relationship between SA phenomena for FP behaviour.
92
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
4.3 Ex-Vessel Accident Evolution
The Chernobyl accident has drastically illuminated the consequences of a SA which was not
mitigated by an intact and reliable containment system. Although much has been done to prevent
SAs, it is more important than ever to understand the containment behaviour during SAs. The most
important processes which threaten the containment integrity during the course of an accident going
beyond DBA are:
•
massive release of hydrogen during the core degradation;
•
possible RPV failure during sequences for which the RCS pressure is still high while the core
melt has already proceeded, causing DCH;
•
core-concrete interaction and the associated gas release;
•
rapid local pressurisation upon the contact of the ejected hot core material with the sump
water;
•
anticipated failures of major containment penetrations expected for sequences with long
lasting high containment pressures and temperatures.
These events may cause a loss of the containment barrier, which may alter the radioactivity release to
the environment by several magnitudes. Therefore, the preservation of the containment integrity
deserves the first priority in the assessment of the reliability of containment behaviour predictions. A
second priority may be associated to actions suitable to improve the knowledge on FP behaviour.
External events challenging the containment by aircraft crash, gas cloud explosions or other missile
impacts originating from outside are not addressed here. These events are normally covered by
design rules and hence are not considered as beyond-DBA accidents.
In the following, a brief summary description of the main phenomena that can lead to the loss of the
containment barrier is reported. For a general overview of the phenomena, an example of the
evolution paths for SA containment phenomena as expected in a LWR plant with an inerted
containment atmosphere is shown in Figura 4.1.
High-Pressure Core Melt Ejection and DCH
For certain SA scenarios it is predicted that a core melt occurs before a massive loss of coolant has
taken place, the RCS still being at high pressures. This process may heavily challenge the
containment system. The rapid release of dispersed hot material may result in an energy release rate
far beyond rates anticipated under DBA conditions. The shape and the size of the RPV failure is an
important parameter determining subsequent containment processes. The thermal-hydraulic
consequences are also largely depending on the design of the cavity and the existing flow
connections to the remainder of the containment. Melt ejection may cause the temperature and
pressure of the atmosphere to rise within seconds well above the design pressure up to the threshold
of containment failure, challenging in particular containments with cavities connected to other
compartments by large flow sections. The resulting local pressurisation of the cavity is determined by
both, the connecting flow sections and the size of the RPV defect. Load to the RPV support caused
by the melt jet may result in strong reaction forces. For close cavities (no flow path to neighbouring
compartments) the cavity pressurisation will amplify the thrust load making a vessel lift-off another
concern to the containment integrity.
Experiments have shown the thermal impact of such events to the containment. The assessment and
the interpretation of the small existing experimental data base to full-size containment systems is an
open question. The influence of the different cavity geometries and some scaling problems must be
evaluated.
Parte III: Componenti
93
Impianti Nucleari
RL (812) 99
The Interaction of the Core Melt with Sump Water or Concrete
If a significant amount of core melt has been released from the RPV at low pressures, the melt will
drop into the cavity below and react with the sump water collected in the lower regions during the
preceding part of an accident. A more or less violent exchange of energy between the melt and the
coolant will take place, resulting in a strong local and in a overall pressurisation of the containment.
Exact knowledge of the energy exchange between the melt and the water is an essential element for
the prediction of the resulting loads. Under certain unlikely circumstances dangerous ex-vessel steam
explosions could occur, in particular if the melt should be ejected in disperse form. If the hot melt
reacts with the concrete of the cavity, noncondensable gases (H2, CO, CO2) are generated during
the concrete disintegration. Generation rates are dependent on the content of metallic components of
the melt and on the concrete composition. Gas formation rates have been observed during coreconcrete interaction experiments which yield sources of combustible gases (H2, CO) of the same
magnitude as those from the Zircaloy-steam reaction during core degradation. This will aggravate
the general threat to the containment integrity by combustible gases. Hence, the predictions of gas
formation rates are of particular interest.
The core-concrete interaction is a complex process which requires to simulate physical-chemical
interactions of a solid concrete structure with a self-heating mass of molten core material under high
temperatures. Self heating is caused by decay heat released from dissolved FPs but may be amplified
by exothermic chemical reactions or dampened by endothermic reactions when the components of
the core melt and the concrete react with each other.
The Slow Overpressurisation
The containment pressure evolution in the long-term phase is determined by the delayed release of
energy from the core resulting from the decay of FPs or from chemical reactions. If the decay energy
is continuously transported from the core into the containment it is a slow process which may to a
certain extent be compensated by the availability of a containment cooling system and other
structural heat sinks. The production of non-condensible gases during the core degradation and
during a core-concrete interaction is a considerable contribution to the long term pressure evolution.
Heat absorption by the containment structures and the efficiency of the containment cooling system
essentially determine the global pressurisation up to the threshold of a failure of the structures. The
formation of small leaks may balance the total pressure rise at values below the failure threshold.
The Distribution and Combustion of Hydrogen
During a SA the most likely threat to the containment integrity originates from the formation of large
amounts of hydrogen. Hydrogen will be generated if an accident goes beyond the DBA range and
results in a core degradation. The hydrogen will be released into the containment where it has the
potential to be ignited. The mode of combustion (deflagration or detonation) depends on the
hydrogen and air distribution at the moment of ignition. A main question is whether local or global
detonations jeopardising the integrity can be excluded. The combustion modes are very difficult to
predict and principally depend on the predicted local distribution of gases. Natural convection and
vapour condensation are the essential physical phenomena to be described. On the contrary of the
prediction of the global pressurisation, a detailed simulation of local flow conditions (composition of
the atmosphere, heat transfer to structures and flow resistances) is necessary to analyse the spatial
gas distribution transients.
Without mitigation procedures for most containment systems the survivability in case of a detonation
is questioned. Smaller BWR containments (Mark I, Mark II and KWU) are permanently inerted with
nitrogen. Larger pressure suppression containments (Mark III and ice condenser containments) are
provided with ignitor systems, providing deliberate ignition of combustible mixtures at gas
94
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
concentrations below the threshold for the DDT. For some full pressure containments ignitor
systems are now in consideration as a mitigating method. The local positioning of the ignitors and
their eventual activation require reliable predictions of expected gas distributions and associated
combustion modes.
Aerosol Transport
Fission products release and transport is an important part of all risk analyses. The long term
concentration of aerosols within the containment atmosphere is important for the design and
operation of filters for vented containment systems and is an essential parameter of the prediction of
the radiological consequences of a SA.
Transport of aerosols is strongly coupled to the thermal hydraulic conditions. It may be accompanied
by condensation, cold surface depletion, spray activation etc., phenomena which essentially
determine the concentration of airborne aerosols available for environmental release. Thus, many
observations concerning the predictability of the thermal hydraulic state of the containment are also
relevant for the evaluation of the aerosol status. The pure aerosol transport mechanisms are quite
well known and are properly considered in a number of computer codes. However, the coupling
between aerosol behaviour, thermal hydraulics and chemistry is essential. However, some unknown
mechanisms, as for example re-evaporation and resuspension, may also lead to an overestimation of
a DF.
Parte III: Componenti
95
Impianti Nucleari
RL (812) 99
Figura 4.1: Evolution paths for SA containment phenomena for a LWR inerted containment
96
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
4.3.1 Thermo-Mechanical Loads on Containment
Accident sequences involving a loss of primary coolant, either from a broken primary circuit pipe or
via the relief valve system, define many of the design loads for a containment structure. Degraded
core studies essentially follow on from these standard DBA sequences as a consequence of
emergency equipment not being available or not functioning as designed. The thermal-hydraulic
considerations will be the same in all cases and uncertainties in the design basis studies feed through
to the degraded core aspects.
Because reactor components must be supported and because of a need to provide radiation shielding
around various pieces of equipment, a reactor containment cannot be a simple single volume. Above
the reactor operating floor there exists a large open volume of about 50 ÷ 70% of the total available
volume. Below the operating floor there will be sub-compartments individually enclosing the RPV,
the pressurizer, primary circulating pumps, SGs and the emergency injection accumulators. A
primary circuit break will discharge initially into one of these sub-compartments, vent through to
adjoining compartments and eventually pressurise the whole containment volume. The problem is to
calculate the transient forces produced by an accident and ensure that the relevant structures are
properly designed to resist these loads.
The general problem involves two-component, two-phase fluid flow between compartments. Heat is
gained or lost to the surroundings, liquid may be deposited on surfaces either due to condensation or
droplet impact effects. Re-entrainment can take place if liquid layers build up in some parts of the
containment volume. In the longer term, water drains back down to a sump in the lower level of the
containment. In general, it is impracticable to model all the thermal-hydraulic effects in detail and
simplified assumptions are used. It is necessary, therefore, to understand the limitations introduced
into any calculation, and where empirical correlations have been introduced, to ensure that they are
relevant to full size containment conditions.
When the heat balance for a compartment is being considered in order to evaluate the compartment
pressure, the uniformity of the temperature is of importance. Non-uniformity can arise from a
number of causes. Incomplete mixing of water/steam with the air in a compartment can lead to large
temperature differences, but generally, because of the low heat capacity of the air, little difference to
the computed pressures. More important is whether water discharge at different times in a blowdown sequence mixes to give a uniform temperature in equilibrium with the steam/air mixture.
Temperature stratification can lead to increased pressure predictions of the order of 10%.
For LWRs it has become widely accepted that it is too difficult to substantiate an argument which
allows RCS to be discharged directly to the atmosphere in the early part of LOCAs or overpressure
transients. Hence, large civil power producing reactors are built with a “leak-tight” envelope around
all components containing high-pressure, high-temperature primary coolant. It is a characteristic of
the LWRs that the coolant contains a very large amount of potential energy due to its temperature
being well above atmospheric boiling conditions and, if released, the primary coolant will partially
flash to steam and generate a significant pressure rise inside any practical sized volume.
It is necessary to evaluate the pressure and temperature histories inside the containment envelope for
a wide range of event sequences so that a design specification can be derived. This specification then
controls the design point for the containment structure and also sets the conditions for the
environmental qualification of safety-related equipment, particularly electrical components, which are
claimed to be functioning after an accident sequence has started.
For the DBAs, emergency systems are provided which should avoid significant damage to the fuel
and its cladding. The release of FPs to the containment will be limited and the release to the
atmosphere minimal. However, there is a need to maintain one, and possibly two, cooling systems
operating for months, if not years, if the situation is not to deteriorate. Normally, FP decay heat
after, for example, a LOCA would be rejected by cooling containment sump water, pumping it into
Parte III: Componenti
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Impianti Nucleari
RL (812) 99
the RPV where some will boil off and the rest spill back out of the circuit break and return to the
containment sump. If this cooling system works, there is little heat passing into the containment in
the long term. If the ECCS is inoperable or ineffective, then core melting will ensue. Under these
circumstances the containment integrity will be at risk from a number of aspects.
In many of these degraded core situations the FP decay heat is then added directly to the
containment sump water and continued boiling slowly raises the containment pressure. Some heat
will be lost through the containment walls but currently envisaged containment designs cannot
dissipate all the fission decay heat by natural convection and conduction through the containment
walls at an acceptable design pressure. The long term pressure is limited to an acceptable value only
by the use of a forced-convection containment cooling system. Loss of availability of this cooling
system, therefore, leads inevitably to overpressure failure of the structure.
Event sequences which involve loss of electric power might be terminated if power can be restored.
A major problem is the assessment of whether safety related equipment situated inside the
containment boundary will be in a fit state to operate after such an event. It may have been subjected
to pressure and temperature conditions beyond the design specification, and hence the environmental
qualification test specification and its operation cannot be guaranteed. In the same way as the main
containment structure is studied for overpressure response, it is necessary to study the response of
safety related equipment, in particular the containment cooling systems.
Whether all the aspects considered are of equal importance or raise problems for the designer
depends on the design philosophy being adopted which will, of course, be influenced by the licensing
requirements. Degraded core situations can only arise because something has gone wrong with the
provision of emergency core cooling. Whilst some situations might be checked with the core debris
still inside an intact RPV, the major concern for containment studies arises when molten core debris
penetrate the RPV base and fall into the containment sump. In any such situation FP decay heat is
being liberated directly to the containment contents, and an equivalent amount of heat must be
extracted through the containment boundary or overpressure failure due to overheating of the
contents is inevitable.
During a containment by-pass sequence, the auxiliary building is the ultimate barrier between the
RCS and the environment. Auxiliary buildings are, in general, large volumes, mostly multicomparted,
with large areas for gravitational sedimentation and plate-out of the exiting aerosols. Moreover, as
auxiliary buildings are often colder than the containment and/or the RCS, the steam carrying the
radioactive aerosols can condensate onto the suspended aerosol particles, causing an important
depletion of the suspended radioactivity. During some by-pass sequence it is likely to predict the
formation of water pools near the aerosol entrance path, that can contribute to deplete the aerosol
concentration by scrubbing.
Advanced NPPs are designed in such a way that the primary containment is surrounded by auxiliary
rooms forming the reactor building, that provides also a secondary containment function. Most of
the SA studies neglected the contribution of the reactor and/or auxiliary buildings in depleting the
radioactive aerosol exiting into the environment.
4.3.2 Ejected Fuel-Containment Interactions
This section deals with the phenomenologies linked to the core movement after melting. Depending
on the availability of coolant and adequate heat sinks, the core may overheat, melt, slump to the
bottom of the RPV, fail the vessel, interact with sump water and attack the concrete of the cavity.
Concurrently with this, steam is generated from boiling off the water inventory and later from
concrete attack. The rate and extent of the migration of FPs to the containment building in any
postulated accident depends on the evolution of the core meltdown sequence.
98
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
For the purposes of illustrating the core debris behaviour, it is reasonable to choose few
representative sequences which span the expected range of behaviour as far as is possible with a
small number of sequences i.e., for a PWR, the AD, S2XE and T1MLB' sequences represent three
types of early in-vessel behaviour.
•
Sequence AD involves a very rapid depressurisation of the RPV to containment pressure; the
core is degraded to a state in which it can descend into the bottom plenum after about 1.
hour;
•
For sequence T1MLB', the melting of the core is delayed until about 4. hours into the
accident while SG and most primary circuit water is boiled off; the primary circuit may still be
at full pressure when molten material descends into the bottom plenum;
•
In S2XE, the pressure is likely to decline relatively slowly from normal operating pressure
due to the small leak; core melting takes place at intermediate time and pressure.
Once the core materials have reached the reactor cavity, the various sequences would become more
similar except in those sequences where the debris may be dispersed into the containment building,
with only the effect of delay upon the decay heat level and the quantity of water in the cavity to take
into account. Thus the later stages are reasonably independent of the specific earlier sequence,
although the containment response remains sequence-dependent.
4.3.2.1 Melt Ejection and Direct Containment Heating
Some of the hypothetical accident sequences that are generally considered in safety analyses of
LWRs can lead to severe core degradation and to the failure of the RPV while the RCS is still
pressurised. During the ensuing rapid discharge of the molten core debris into the reactor cavity, and
the subsequent entrainment and distribution of the finely dispersed hot material in the containment,
complex mass and energy transfer processes occur and result in a significant pressure and
temperature increase in the containment atmosphere. This may, in turn, give rise to an early failure of
the containment building and, due to the enhanced radiological ST caused by the simultaneous
generation of radioactive aerosols, thus threaten public safety and environmental integrity.
The issue is of interest in high pressure sequences, where the bottom head failure occurs at a primary
circuit pressure of few MPa, and in which the cavity is dry at the time of RPV failure. Reactor cavity
geometry and the surrounding structures where debris would exit into the lower containment
volume, have a controlling influence on both the debris dispersal from the reactor cavity and its
potential for being directly distributed into the containment atmosphere.
Failure of the RPV could occur at an instrument tube penetration, which is normally about 4. cm in
diameter, and at high pressure (8.5 to 17.5 MPa). Ablation increases the hole diameter to about 10. ÷
15. cm during the period of melt ejection from the RPV. The coherent jet of molten core debris
exiting the vessel cuts through the pool of water existing, if the case, on the floor of the reactor
cavity and can trigger a small-scale steam explosion that expels all the water from the reactor cavity.
A pool of molten core debris temporarily forms in the reactor cavity. Following the complete
ejection of the melt from the RPV, high velocity steam and hydrogen could remove the melt from the
reactor cavity by means to two processes:
1)
film sweep-out;
2)
film entrainment (i.e. droplet formation).
Core debris that is removed from the reactor cavity is distributed over a large area of the
containment floor, forming a coolable bed of particulated debris. The debris can partly exit the
reactor cavity as finely fragmented particles, with unconfined flight extending as much as 50. m. This
airborne debris may rapidly liberate chemical energy (oxidation of the Zr and the other metallic
Parte III: Componenti
99
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RL (812) 99
constituents) and thermal energy directly to the containment atmosphere. The resulting pressurisation
can contribute to impair the containment strength.
Airborne debris can also have a catalytic effect on atmosphere containing hydrogen. Local burning of
hydrogen can occur on the hot surface of debris particles, even in a steam-inerted atmosphere.
Debris entrainment depends largely on the cavity geometry, and also on the surrounding obstacles to
the existing debris stream. The issue is whether a substantial fraction (tens of percent) of the core
inventory could be dispersed directly into the containment atmosphere when the vessel fails. It
should be clear that the effects of DCH are secondary, unless a large fraction of the core inventory
(tens of percent) can be distributed into the containment atmosphere while also chemically reacting.
Many physical mechanisms that can mitigate the effects of the DCH and of the chemical reactions
can be plausibly found. These include:
1.
incoherent core melting and melt ejection from the RPV;
2.
plausibility of melt temperatures lower than predicted;
3.
two-phase melt ejection dynamics;
4.
melt freezing to structures in the cavity;
5.
melt flow across obstruction above the cavity;
6.
melt droplet fallout inside the containment;
7.
melt deposition onto surrounding structures;
8.
water-melt mixing and heat transfer in the containment atmosphere.
Nevertheless, based on analyses performed by the NRC Containment Load Working Group
[NUREG, 1985 a], some investigators felt that as much as 50% of the total debris thermal energy
and as much as 50% of the total available chemical energy can be directly transferred to the
containment atmosphere, posing a severe challenge to the containment itself. However, other
investigators of the same working group, felt instead that the above mentioned mitigating issues
would limit the DCH to the 2% of the debris thermal energy, with the remaining debris energy being
quenched or participating the core-concrete interaction.
4.3.2.2 Corium - Concrete Interaction
After the RPV bottom head fail, the molten debris will relocate to the containment cavity and, if the
case, be entrained by high pressure flows and dispersed in other parts of the containment. The decay
heat produced by this mixture of materials is removed:
1.
downward by heat transfer with the concrete floor;
2.
upward by heat transfer to the cavity atmosphere or to an overlying water pool.
In the earlier stages of an accident a coolable particulate bed of debris may be formed. This will
remain coolable provided that there are adequate heat sinks and water routes in the containment. If
at some stage, because of failure of heat sinks a particulate bed does dry-out, attack on the concrete
can be expected, and as in cases where no coolable bed forms, a growing pool is formed. If a meltpool forms it will contain a mixture of concrete, core debris, FPs debris and steel and/or its oxidation
products. Such a pool is likely to contain at least two segregated phases, the dominant one being a
mixture of oxides with a smaller metallic phase, and that some solidification of the constituents may
occur quite early in the pool growth phase. The growth of the pool will cease when all the heat flux
to the sides and bottom of the pool is removed by conduction into the ground. For a pool with a
large FP inventory this latter stage may not be reached before the pool has melted through the
basemat, and so interaction would occur with the rock beneath. In many cases this would be
composed of similar constituents to the concrete, so qualitatively similar interactions with the debris
are expected.
100
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
The main reasons for studying the interaction of CCI are to evaluate
1)
2)
the pressurisation of the containment by gases evolved;
aerosol formation and the possible contribution to a radioactive ST from the FPs remaining
with the debris;
3)
possible structural damage to the containment by melt pool growth;
4)
the possible penetration of the basemat by the debris.
The rate at which concrete melts depends on the rate of heat transfer to the concrete and the type of
concrete. For basaltic concrete initially at ambient temperature about 5. GJ is required to melt a
cubic metre. Other concretes have a similar requirement.
Concrete attack may be initiated either by the impact of a hot stream of debris in a dry cavity or as a
result of a non-coolable debris bed if some water is present in the cavity. The CCI starts at some time
between 2. hours and 7. hours after the start of the accident. For an initially dry reactor cavity, gas
agitation will cause a vigorous initial interaction. If the cavity contains water, attack on the concrete
may not take place if the quenched debris is coolable. If 100. tonnes of debris falls into a cavity with
2
floor area 50. m , the initial depth of water required to quench all of the debris to 100. °C is 0.9 m; a
further 0.2 m of water is necessary to saturate the resulting debris bed with coolant. If the debris is
quenched but does dry-out, attack on the concrete would be delayed by typically 40. minutes.
It is likely that while thermal attack on the concrete continues the steel will remain molten, and carry
with it those FPs that have remained in elemental form. However the fuel debris may or may not
release its FPs to the melt pool. The constitution of the melt-pool may vary considerably, depending
on the previous history of the debris and the amount of water present in the cavity on arrival of the
debris. It also depends on the debris solubility with concrete and the complex chemistry of the melt
which is currently ill-understood. At one extreme the debris may be present in the pool in the form of
a slurry; at the other, the oxide fuel may dissolve completely in the pool. Urania is known to dissolve
in the molten constituents of common concretes, rather slowly close to the melting point of concrete
but apparently totally at temperatures around 2,000. °C.
In small scale experiments crusts usually form over high temperature molten pools, with chimney
structures to allow the passage of gas. Similar crusts may form on a molten pool in the reactor
cavity, though perhaps in the form of fragmented plates since an entire thin crust spanning several
metres may not be able to withstand the thermal stresses on it. A substantial amount of the heat
generated in the pool can be removed from the upper surface by radiation or by boiling of overlying
water. Crust thickness is unlikely to exceed 10. mm, except at later times.
For a pool in quasi-equilibrium at 1,600. °C the initial attack in the dry cavity case would melt about
8. m3 of concrete. This is equivalent to a penetration of 0.2 m ÷ 0.5 m depending on how widely the
initial debris is spread. It is during this cooling of the debris that aerosol generation is a maximum.
Sufficient heat is generated within the pool between 5 hours and 1 day after shutdown to melt about
200. m3 of concrete, if no heat is removed from its upper surface, and thus if the basemat beneath
the cavity is about 3. m thick, penetration after one day is possible. Similarly attack on reactor
supporting structures may be possible on this time scale. The maximum volume to which the pool
might grow is determined by the finite amount of decay heat available (which is much greater than
heat released from chemical reactions). The total integrated decay heat for a typical power history is
200. TJ, a third of which is generated within the first year. This quantity of heat, if all used in melting
concrete, or similar substances such as bed rock, could produce a molten pool with volume 40,000.
m3 which is equivalent to a hemisphere 27. m in radius. This volume would be reduced by taking into
account:
1)
heat producing FPs that have not remained with the debris (either because of their volatility
or because core melt was incomplete);
Parte III: Componenti
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2)
heat conducted into the concrete and bed rock ahead of the molten pool (this reduces the
pool volume by at least a factor of two for whole core melts and by a greater amount for
smaller melts);
3)
heat removal from the upper surface of the pool, particularly by the boiling of sump water
and its recondensation in the containment, provided that containment heat removal has been
restored (it is expected that at least half the heat generated in the pool may be removed this
way thus reducing the maximum pool volume by at least this factor).
Complete solidification of the pool may take many years, particularly if it is approximately
hemispherical, thus substantial parts of the debris will remain at 1,400. °C for a long time. The final
state of the debris is uncertain although it is thought that gassification of the products from the
concrete is likely. Work on the leaching of FPs from this material is at an early stage but, because of
the absence of volatile FPs which were released early in the accident sequence, release rates to the
environment of the reactor site are probably extremely low.
It is noted that in the German Reactor Safety Study the containment always fails in some other
manner prior to the destruction of the foundations by a molten pool. The release from the failed
containment is considered more serious than the release of activity into the ground and so the latter
was considered no further.
4.3.2.3 Ex-Vessel Debris Bed Coolability
A SA can be considered terminated only when the debris reaches a permanently coolable
configuration. This can occur in-vessel or ex-vessel depending on the particular design system
availability and AM procedures. The best example so far of in-vessel coolability is the TMI-2
accident where 20. tons of core debris quenched and remained coolable on the lower head, and the
substantially damaged rest of the core became coolable within the confines of its original geometry.
The most infamous, and only, example of ex-vessel coolability is the Chernobyl accident, where the
core debris solidified together with large quantities of sacrificial materials added (by helicopters)
during the accident, in the absence of water, within the caverns below the reactor vault, and became
known as “elephant feet”. In all, we can identify four major classes of coolability configurations:
1. Contained melt pool cooled from below and sides. This configuration requires a wellconducting, ductile container so that it can dissipate the thermal loads while being capable of
resisting large mechanical loads as they might arise, for example, from steam explosions. The best
example of such a container is the RPV itself. The mechanism of heat rejection here is melt natural
convection and the major thermal loads are in the side and upward directions (for a hemispherical
shape the local thermal loadings decrease rapidly as the angle from the vertical decreases).
2. Stratified (spread out) melt pool quenched from above. This configuration requires a
mechanism that produces upon solidification an adequately fragmented debris, so that the quench
front can propagate over the whole depth of the melt. A trivial (practically unimportant) limit of this
configuration is obtained in the absence of such a fragmentation mechanism where an impervious
crust is cooled just by conduction. If the bottom face of this crust is to remain below the concrete
decomposition temperature (1,500. K), typical decay heat levels can be removed from debris (oxidic)
slabs of under 10. cm in thickness. The question of by how much one can exceed this trivial limit
remains controversial.
3. Coarse rubble bed flooded with water. This configuration requires that the rubble bed is formed
by mild fuel-coolant interactions in the pour stage of melt in a water pool, or later on by forcing
water up through the melt. For a given bed depth the porosity must be large enough to allow water
access throughout. The most limiting condition is one-dimensional top flooding, which is controlled
by steam-water in counter-current flow. Under reactor conditions, we expect highly non uniform bed
depths and porosities, with important and beneficial to coolability multidimensional behaviour. For
102
Parte III: Componenti
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coarse 1-D beds the upper limit of coolability is obtained for a top-face heat flux of ∼ 1. MW/m2
[Hu, 1991].
4. Contain a modified melt of a radically reduced temperature (melting point). This requires
large quantities of sacrificial materials and a self-driven, by natural convection, melting-dissolutionhomogenisation process, to produce melts of under 1,000. °C. Such materials can be easily contained
by externally-cooled steel plates. The key point here is that the heat rejection properties of such
pools increase rapidly with superheat, and normally a few hundred degrees is adequate for decay heat
levels; such low temperatures greatly simplify the material compatibility problems faced with
unmodified corium melts (liquidus in the 2,500. °C range). Some initial experimental data on the
principle of this approach, e.g., material modification using a glassy additive, have been presented by
[Forsberg, 1993].
Clearly there can also be coolability configurations involving combinations of the above classes or
even evolutionary states with transitions among them. For example, a piled-up debris could remelt,
spread, and eventually become coolable. It should be recognised also, however, that such multiple
processes typically will involve uncertainties that may become prohibitive. One fundamental reason is
that experimentation requires prototypic materials in very large quantities and obvious difficulties are
compounded by even bigger difficulties in simulating decay heat.
Experiments in which the components of molten core debris have been brought into contact with
sufficient water indicate that debris is likely to be quenched and form a particulate bed. The
quenched debris will only remain as a solid particulate bed provided there is sufficient heat transfer to
remove the decay heat. This is unlikely to be the case if dry-out occurs in the bed. The most
complete current model of dry-out in a fixed particulate is that of Lipinski [Lipinski, 1984], which
incorporates no empirical fitting constants, but is able to predict virtually all the data to within a
factor of two.
4.3.3 Combustible Gases in Containment
The role of hydrogen in SA phenomenology and related containment integrity concerns is well
known. This role was actually played out in the TMI-2 accident where a large quantity of hydrogen
was generated and a spontaneous “burn” event in the containment was experienced. Vivid
demonstrations of spontaneous burns have been found in the SURTSEY facility, where relatively
large scale corium melt simulants are expelled by high pressure steam into a containment
atmosphere. Among all different containment loading mechanisms, the “hydrogen combustion” one
had been singled out by [Theofanous, 1981] as a principal concern.
It is interesting to note that among the various SA phenomena “hydrogen generation” is the only one
that already has found a place in existing regulations, and severe AM, in the US. This happened
following the TMI-2 accident. In particular, the 1978 limits (10 CFR 50.44 and Regulatory Guide
1.7) on metal-water reaction in the ECCS evaluation criteria were reconsidered, and as a result of
hydrogen combustion consequences the Mark I and II containments have been inerted and the ice
condenser and Mark III containments have been provided with ignitors. It can be mentioned at the
outset that both of these “fixes” have shortcomings and/or detractors. For example, “inerting” is
clearly adequate to protect against combustion; however, it does impede (if not degrade) operations,
and thus it has a negative impact on inspection and maintenance. The ignitors, on the other hand,
besides the question of availability (i.e., power source in a station blackout) have raised issues of
location and reliability. Even a rather extreme position of adverse consequences has been voiced
[Oppenheim, 1988]. Even though the primary role of hydrogen is in combustion events, containment
loading from its partial pressure may also be significant, especially for small, and therefore already
inerted, containments.
Parte III: Componenti
103
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For the basic loading mechanism, the “problem” is straightforward. It can be computed simply by
heating up the containment atmosphere by the reaction heat of the available hydrogen, or oxygen,
whichever is limiting. This is because once initiated a major combustion event would be expected to
proceed to completion, and do so fast enough that losses to structures can be expected to be
negligible. As an example of this approach for a large PWR containment burning, at once, the
hydrogen from oxidation of 100% of the core Zircalloy, would produce a ∆P/∆Po of ∼ 1.44, where
Po is the initial pressure before combustion.
Unfortunately, this simple treatment is marred by two significant complications. The first and most
important one is that under certain conditions a combustion front can accelerate into supersonic
speeds yielding a detonation. Although the total energy release is the same, a detonation entails very
significant local dynamic behaviour characterised by very high pressures, which would be further
augmented by reflection off the containment walls. The reflected wave is a multiple of the incoming
one, and this multiplication factor increases beyond 2. (valid for acoustic waves) to larger numbers
with increasing the mach number of the incident shock. Under these conditions, structural
evaluations must account, in general, for transient loading as well as for multidimensional effects.
The DDT is not completely understood yet, thus it is not exactly predictable; however, it is known to
relate to the stichiometry (i.e., the composition) and the level of turbulence (i.e., the geometry). As a
result, one needs to consider, besides the total quantity of hydrogen needed for the simple treatment,
also its spatial distribution, which leads in turn to the time-history of release and containment
atmosphere motions. In particular, one looks for the extent of hydrogen maldistribution due to
stratification--the stratification mechanism exists because of the lower density of hydrogen
(compared to the other constituents of the containment atmosphere) and it can potentially be found
even in complex interactions with condensation-driven currents [Travis, 1987].
Thus, the first complication consists, in fact, of three topical problem areas, namely: metal-water
reaction history in a degrading core and associated hydrogen release evolution; containment currents,
condensation, and resulting hydrogen distribution (or maldistribution); and DDT criteria, including
related ignitor aspects.
The second complication arises only if one's strategy is to back off from the treatment of normal
combustion events. For non-energetic releases of hydrogen, hydrogen concentrations in the
containment build up rather slowly; thus, with ignitors operating the burning will be slow, such that
containment heat sinks count. Accordingly, one now needs to be concerned about hydrogen release
rates, ignition events (i.e., reaching appropriate conditions), and heat losses.
Small-volume containments are typically inerted and not subject to combustion concerns; as already
noted, in such cases, the partial pressure of hydrogen could become significant in producing a direct
loading mechanism.
4.3.3.1 Current Approaches to Resolution or Mitigation
Besides the well-known approach of inerting, the principal efforts toward hydrogen control have
been in the quest of reliable igniter systems. The German (Siemens) work in this area is particularly
noteworthy [Heck, 1992]. From a radically different perspective, another effort, also in Germany
(KfK), is aiming to design detonation-resistant pressure boundaries in large dry containments
[Kuczera, 1992]. A brief review on these efforts is provided in what follows.
The Siemens' approach to hydrogen control is two-pronged, involving igniters and recombiners5. The
recombiners are of relatively low capacity (∼ 3.6 kg-moles/hr for a 1.5 x 1.4 x 0.3 m panel at a
5
A variety of design have been considered for catalytic recombiners [Rohde, 1992], in which buoyancy flow is driven
between vertical catalytic panels by the heat of reaction.
104
Parte III: Componenti
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RL (812) 99
containment pressure of 2.6 bar and a hydrogen concentration of 4%) and intended to moderate the
rates of hydrogen concentration build-up in the region below the lower flammability limits. Both the
recombiner and the igniters are passive, requiring no external actuation or source of power. The
igniters employ two diverse principles: one based on accumulation of heat of recombination on
catalytic foils, the other producing high voltage discharges (sparks), automatically initiated after
sensing increased pressures or temperatures. In the course of qualification testing, one set of
batteries was found to allow up to 28. days of continuous operation. The recombiner design employs
catalytic panels, and buoyancy flow driven by the heat of reaction. both igniters and recombiners
were subjected to extensive functional tests at Siemens, and to more integral-type qualification in
HDR by Battelle. Key conclusions can be listed as follows:
1.
For Igniters:
•
2.
resistance to thermal ageing, vibration, and radiation;
•
adequate performance under thermodynamic loads in the presence of airborne impurities;
•
ignition occurs almost immediately after ignitable gas mixtures have formed (including
steam deinerting);
•
ignition not effective for steam concentration higher than 45%.
For Recombiners:
•
recombiner capacity increases significantly with hydrogen concentration;
•
recombiners are also effective under steam inerting;
•
recombiners promote mixing of the atmosphere.
In summary, Siemens believes that these devices are now fully qualified and ready to use; they
estimate that a 1,300. MWe PWR large dry containment would require about 40 recombiners and
150 igniters.
In another version of these recombiners designed by the GRS, the catalytic plates are kept in an
inerted box (to avoid contamination), and they are supposed to automatically unfold on the
occurrence of an accident; in this unfolded position, the plates are enveloped by filters, to protect
against aerosols.
The KfK approach [Kuczera, 1992]), on the other hand, assumes that ignition does not occur until
all possible zirconium and some of the iron have been oxidised to produce 1,300. and 400. kg of H2,
respectively, which increased by another 300. kg (“for conservative reasons”) yields a quantity of
2,000. kg to be reckoned with. Depending on the quantity of steam available, this corresponds to
hydrogen concentrations in the 16% to 20% range, i.e., presenting significant deflagration loads as
well as detonation potential. KfK reports a potential pressure rise in the 5. to 15. bar range, as well
as a value, limited only by the amount of oxygen available, of 17. bar. The conditions in the above
example (16% hydrogen, ∼ 35% steam) is quite close to the detonation zone, as it is understood
today, and in the context of this investigation (i.e., what has been postulated already), DDT is clearly
envisioned. Peak detonation loads of 105. bar, with an impulse of 60. kPa s over one-third of the
2
upper containment surface (about 1,400. m ) have been obtained from 1-D (conservative)
calculations. The work is continuing along the lines of refining these loads (3-D calculations) and the
associated design of the I-beam spacers, supporting the containment steel shell against the reinforced
concrete (2. meters thick) of the containment structure.
4.4 Fission Products Release and Transportation
The FP release occurs in three steps of the sequence:
a.
in vessel phase, prior to RPV failure;
Parte III: Componenti
105
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b.
during the bottom head failure and debris particulation while entering the cavity;
c.
ex-vessel phase, if core concrete interaction occurs.
During the course of a SA, the water inventory of the RCS is depleted by vaporisation. Until the
time of the core uncover, no FPs are emitted from the fuel. In the period of time between the core
uncover and the core slump into the bottom head, FPs are emitted from the degrading core, and are
transported throughout the circuit by an usually very low flow of steam and, mostly, hydrogen. This
is due to the Zr/steam reaction that depletes the steam flow, simultaneously generating large
quantities of hydrogen.
In the in-vessel phase of a SA a number of processes may produce aerosols:
•
The gap release results from FP vapours in the pellet cladding gap, in pellet-pellet interfaces
and in pellet cracks. At temperatures of 800. °C ÷ 1,100. °C (that is, before melt) cladding
may fail owing to internal overpressure so that volatile FPs (including noble gases) will
escape. This is called “burst release”. Also included in the gap release is a slower release by
diffusion in the gap phase through interconnected voids in the fuel. The gap release comprises
at most a few per cent of the volatile FPs.
•
Diffusion release from the solid fuel is important at temperature above 1,400. °C. The main
processes are diffusion in bulk material and in the grain boundaries. Porosity is important and
itself dependent on the dynamics of the bubbles of FP gases.
•
Melt release occurs at temperatures above the melting point of the fuel. It takes place by
diffusion in the molten material and in the boundary layer. The vapour pressure of the
radionuclide in question is assumed to be the decisive parameter. It should be mentioned that
the melting point of the fuel depends on the accident sequence. For example, the fuel may
interact with cladding to form a Zr-UO2 melt. The degree of this interaction depends on
parameters such as temperature vs. time and the amount of available steam.
A physically based description of FP release from uranium dioxide fuel during accident conditions
requires information about:
a)
concentration and chemical forms of the FPs within the fuel;
b)
spatial distribution of the FPs within the fuel (i.e., solid solution within the UO2 matrix, as
bubbles, on grain boundaries or in the free volume of the fuel);
c)
the effective mobility of the FPs at each site in the fuel.
Uncertainties in FP release prior to RPV failure can affect both the timing and the total quantity of
release from fuel. Three issues that contribute to the uncertainties are:
1.
temperature of the core material at the beginning of the relocation phase;
2.
modelling of in-vessel release of FPs;
3.
Te retention by Zr in-vessel and then ultimate release ex-vessel.
The release of FPs during the debris particulation can be due to debris entrainment, during the
gaseous blow-down through the failure, if the head failure occurs at high pressure. The entrainment,
mainly of non-volatile species, takes places while the debris is dispersed from the cavity.
Lastly, FPs can be released into the containment atmosphere during the CCI in the cavity. It should
be remembered that the emission of a large quantity of inert during the ex-vessel phase can enhance
the natural deposition of previously suspended volatile aerosol, by meaning of acceleration of
agglomeration and gravitational sedimentation processes. Aerosols are formed in this phase by the
following mechanisms:
1.
2.
106
evaporation from the melt;
reactive vaporisation of melt constituents;
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
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3.
sparging of the melt by gaseous products of the CCI:
4.
mechanical formation when gas bubbles break at the top of the melt;
5.
entrainment of bulk material ejected into the stream of evolved gases.
During the CCI, it may be possible to flood the cavity with water. In addition to the possible
mitigating effects, the water pool can remove aerosols by scrubbing. As the water boils away, the
trapped FPs will become concentrated. These materials could be subject to release by entrainment
from the water pool. They could also be released by vaporisation or melt fragmentation, if they are
remixed with the melt upon the crust remelt after the water boils away. The effect of an overlying
pool is to mitigate ex-vessel releases to the containment, but the pool itself may also become a
source by entrainment release of the trapped material.
The deposition of aerosols emitted between the core uncover and the core slump could be very large,
due to both the low carrier flow and the large deposition surfaces. Immediately after the core slump,
water existing in the bottom head partially quenches the degraded core, suddenly generating a very
high steam flow. This flow could mechanically resuspend the deposited aerosol, injecting into the
containment a new aerosol source. Mechanical resuspension can act also during the deposition
process, lowering the actual aerosol deposition rates. Other phases that could lead to mechanical
resuspension are related to a fast containment depressurisation due to a large failure or to opening of
an external venting. Resuspension refers to re-introduction of previously deposited solid particles
into the gas steam above the liquid surface, while re-entrainment describes the formation of liquid
solution droplets in the gas phase above the liquid surface. Resuspension and/or re-entrainment of
particles from water pools are a potential long-term source of aerosol. All particles depleted from the
airborne state are, sooner or later, collected in water sumps. The processes contribute significantly to
the overall aerosol mass balance only if the pool is boiling, due to the unavailability of long-term
decay heat removal systems. If the containment depressurises for a gross failure or for venting
opening, the subsequent pool flashing can enhance the aerosol re-entrainment or resuspension.
Following release from the fuel, FPs would be transported through some portion of the RCS before
being emitted to the containment or environment in accident sequences that bypasses the
containment building. Processes within the RCS will determine the magnitude, nature and timing of
this radioactive emission. The RCS can attenuate the extent of the release by removing a significant
fraction of FPs through a variety of removal mechanisms. Extensive experimental undertaken over
the last 10 years have demonstrated that significant attenuation can occur within the primary system
and that analyses conducted prior to this time (which consciously assumed no retention) were
oversimplified. More recently there has been a growing appreciation of the role that the RCS can
play as a reaction chamber in defining the timing and physical and chemical forms of the radioactive
emission. The role of the RCS as a reaction chamber has been emphasised in plant analysis
[Longworth, 1993] that indicate the potential importance of revaporization. The main physical and
chemical phenomena that occur within the RCS during a SA are summarised as follows in an
approximately chronological order (i.e., from the release from fuel to transport to the containment):
1.
Vapour-phase phenomena:
•
2.
Thermodynamics and speciation;
•
Vapour condensation;
•
Vapour/surface and vapour/aerosol reactions.
Aerosol Nucleation and Characterisation:
•
3.
Nucleation;
•
Growth (final particle size distribution).
Aerosol Transport and Relocation:
•
Transport and Deposition;
Parte III: Componenti
107
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•
Resuspension;
•
Revaporization.
Adopting another classification point of view, the main physical effects acting on the aerosol
particles emitted from the degraded core and transported throughout the primary system and the
containment can be divided into three categories:
1.
interaction of the particles with each other;
2.
interaction of the particles with the carrier gas;
3.
interaction of the particles with external forces.
The removal rate is usually written as a sum of terms representing the different removal processes,
that are as follows
1.
inertial deposition from turbulent flow;
2.
diffusional deposition from turbulent flow;
3.
diffusional deposition from laminar flow;
4.
thermophoretic deposition;
5.
diffusiophoretic deposition;
6.
gravitational sedimentation;
7.
centrifugal deposition;
8.
impaction (in bend, pipe irregularities, grids).
Another process that can increase or decrease the size of the aerosol particle is the
condensation/evaporation of water or FP vapours onto the suspended aerosol. Lastly, the
chemisorption of aerosols and/or vapours onto metallic surfaces could act as a further removal
mechanism, while aerosol mechanical resuspension could instead lower the total aerosol removal.
The extent of the core damage during a SA will depend upon the nature of the accident and the
effectiveness of the emergency core cooling procedures. In addition to the most volatile FPs, as the
temperature of the degraded core increases and melts through the RPV, other less volatile FPs would
be found in the gas phase, in addition to the structural materials. The magnitude of any release will
depend partly on whether and how containment integrity is lost, which in turn may depend on the
degree of cooling maintained. The major requirements are to bring the incident under control and to
minimise the release of radioactivity.
In this analysis, the major consideration are the formation of liquid and solid aerosols inside the
containment. These aerosols will consist of core materials, FPs, control rods and burnable poisons,
structural materials and coolant. The physical condition of the containment is extremely important in
estimating FP releases to the environment. If damage to the containment can be minimised and the
leakage rate is low, the engineering sprays, fans and filters can aid the natural deposition processes in
the clean-up of the containment atmosphere. This last decontamination effect has been minimised in
the WASH-1400 [NRC, 1975] and this can be attributed to a lack of reliable quantitative data. No
allowance for aerosol deposition between compartments and along leak paths has been made. These
factors could perhaps be improved by an order of magnitude or more, depending upon the FP
species and upon the behaviour of the aerosols formed. The physical-chemical phenomena during
accident progression are listed on Tabella 4.5 in view of their implication on FP release.
108
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
Phenomenon Results/Effects
RL (812) 99
Approx. Temp. Range
FP Rel. Implications
Initiating Events
ECCS Failure/Unavailability
Start Core Uncovery
Production/Decay
A) Early Phase Accident Phenomena
Decay Heat Generation
Production/Decay
Low Heat Transfer
Temperature Increase
Clad Ballooning
Flow Implications
1,000. K
Clad Rupture
1,000. K
Burst Release
Oxidation of Fuel Cladding
Accelerated Temp. Increase
> 1,200. K
Diffusional Release
Hydrogen Generation
RCS Atmosphere
> 1,200. K
Transport/Speciation
< / > 1,200. K
Non-FP Mat. Release
Spacer Grid Failure
Fuel Rod Clad Perforation
Gap/Plenum Inventory
Fuel Rod Release
PWR: Control Rod Failure (Pressure dep.)
1,400. ÷ 1,700. K
Ag-In-Cd Release
Relocation, Solidification, Partial (Metallic) Blockage Formation
BWR: Absorber Blade Failure
1,600. K
Non-FP Mat. release
Reloc., Solidific., Partial Blockage Form., Drainage out of Core
UO2 Dissolution by Molten Zircaloy
2,150. K
Liquefaction Release
Reloc., Solidific., Partial (Ceramic) Blockage Form. above Metallic Crust.
B) Late Phase Accident-Phenomena
Debris Bed Formation
In Core Region
Rel. from Debris Bed
In Lower Plenum
Molten Pool Formation (Ceramic)
Crust Failure/Pool Overflow
>2,500. K
Melt Relocation to Lower Plenum
RPV Attack RPV Failure
Rel. from Molten Pool
Rel. during MFCI
Rel. during Ejection
Ex-Vessel Phase Phenomena
Rel. during MCCI
C) Other Phenomena
Reflood (AM)
Steam Production
Rel. from Fragm. Fuel
Oxidation, Hydrogen Production
Fragmentation of Fuel Particles
RCS Depressurisation (AM)
Increased Steam Flow
FP Transport to RCS
Natural Circulation
Delayed Core Heat-up/Melt Progression
FP Transport to RCS
Heat-up Effects on RPV Structures
Tabella 4.5: Accident progression phenomena and their implication on FP release
Parte III: Componenti
109
Impianti Nucleari
RL (812) 99
4.5 The Dynamic Behaviour of Aerosols in a Confined Space
An aerosol is a relatively stable suspension of a liquid or solid material in a gaseous medium. In
sufficient concentrations the well-mixed suspended materials constituting the aerosol will undergo
agglomeration and deposition by the various mechanisms outlined below. There are a relatively large
number of interactive mechanisms associated with aerosol agglomeration and deposition. In some
situations various mechanisms work in opposition (i.e., if the floor of the containment becomes hot,
thermophoresis will oppose gravitational settling for aerosol particles less than a critical size). It is
important to determine the relative importance of the various aerosol processes and, if possible,
ascertain which of them are appropriate in an accident. In the early states of an accident, Brownian
agglomeration and steam condensation will dominate aerosol behaviour, although as the temperature
increases turbulent agglomeration, diffusiophoresis and thermophoresis will increase in importance.
The compartmental design of the reactor building will play a significant role in determining the
quantity of aerosol reaching the external containment wall where is located the leakage. The steel
and concrete structures of the ancillary plant adjacent to the reactor core (circuit pumps, condensers
and heat exchangers) will act as excellent condensation and aerosol plate-out areas.
Brownian Agglomeration
In their random Brownian movement, particles undergo collisions with each other at a rate that
depends upon the number concentration. When two spherical homogeneous particles touch they may
adhere and form an agglomerate according to the following equation for the rate of agglomeration
(dn/dt):
dn
= -KCn 2
dt
(5.73)
where n is the number of particles in a unit volume and K is a coagulation coefficient. Various
correction factors have been introduced to extend the applicability of the equation to aerosols. A
further complication concerns the shape of the agglomerates which are assumed to be spherical.
Deviations from sphericity are expressed in terms of dynamic shape factor and collision shape factor.
Gravitational Agglomeration
This mechanism describes the process in which aerosol particles with a larger sedimentation velocity
overtake and collide with particles which are falling more slowly. The rate of agglomeration
(dn12/dt) by which particles of radius r1, number concentration n1, capture particles of radius r2,
number concentration n2, is given by:
dn12
2
= p σ ( r1 + r2 ) Vs n1 n 2
dt
(5.74)
where σ capture efficiency
Vs relative velocity between the two particles (terminal velocity)
Gravitational effects on irregular agglomerates are most difficult to quantify and the sedimentation
velocity has to be derived from mobility studies.
Electrophoretic Agglomeration
Electrically charged aerosol particles will be produced during nebulised generation and following
radioactive decay in the particles. The charge stability of radioactive aerosols depends upon the
interaction between the emitted radiation, the aerosol particles and the dissipation of energy into the
surrounding gas molecules. Although these phenomena are not fully understood in the context of
110
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
aerosols, the particles are assumed to discharge rapidly via gas ionisation, and radioactive
electrophoresis is assumed to be negligible.
The generation of aerosols by nebulisation will produce a relatively stable charged aerosol. This is
expected to enhance steam condensation, whilst changes in the agglomeration rate will depend upon
the nature of the charge (magnitude and sign) on individual particles. The electrostatic attractive or
repellent forces induced by particle charges will increase or decrease, respectively, the agglomeration
rate. The force F between two particles, radius r1 and r2, charge q1 and q2 is given by:
F =
q1 q 2
( r1 + r2 )
2
(5.75)
Turbulent Agglomeration
The rate of turbulent agglomeration (dn12/dt) between particles of radii r1 and r2 with number
concentrations n1 and n2 is given by:
d n12
= K t n1 n2
dt
(5.76)
where Kt is the turbulent coagulation coefficient.
However, in turbulent flow there are generally considered to be two separate agglomeration
mechanisms.
1)
Non-homogeneous turbulent flow by the gaseous medium enforces different velocities
between particles;
2)
Particle response to turbulent gas flow is size dependent because of inertial effects.
However. the major difficulty in modelling turbulent agglomeration is the correct assignment of an
energy dissipation rate. It should also be noted that in extremely turbulent conditions (large velocity
gradients) particle fragmentation may occur arising from the effects of aerodynamic stresses on the
particles. The degree of fragmentation/agglomeration will be a complex function of the turbulence
and the particle size and shape.
Steam Condensation
The condensation and evaporation of water vapour onto and from liquid and solid aerosols is
extremely sensitive to the gas pressure and temperature changes. Consider a droplet of radius r,
molecular weight M, density ρ and surface tension γ. The drop is surrounded by vapour at pressure
p, the equilibrium vapour pressure for a plane liquid surface being p∞. The ratio p/p∞. is
supersaturation, and the drop is in equilibrium with the vapour if:
 p 
2γM
ln
 =
RTρr
 p∞ 
(5.77)
where: R gas constant
T absolute temperature
For every supersaturation there is a definite critical droplet radius (rc): water drops smaller than this
critical size will evaporate, those larger than the critical size will grow. Vapour condensation is
facilitated by the presence of solid aerosols acting as nucleation centres. If these aerosols contain
substances that are soluble in water, the vapour pressure of the latter decreases and the supersaturation necessary for rapid condensation is reduced [Green, 1957].
Parte III: Componenti
111
Impianti Nucleari
RL (812) 99
In describing the processes which control the growth of droplets from a vapour, both mass and heat
transfer processes need to be considered because the removal of latent heat of condensation can be
an important rate controlling feature in some circumstances. However, given that the appropriate
rates of heat transfer can be estimated, then the rate of growth of a droplet can be calculated from
the Mason equation:
dr
A
=
dt
r
B

S - r 
(5.78)
where: r
s
B
droplet radius
vapour super-saturation = p/p∞
2 Y M/RTp
1
A =
L  LM - RT 
ρ
+
ρ
D ρs (T)
K  RT2 
L latent heat of condensation
P already defined
D diffusion coefficient for vapour in carrier gas [Bird, 1960]
K thermal conductivity of vapour/air mixture
Ps(T) saturated vapour density at temperature T
For non-spherical aerosols, a shape correction factor may be inserted in to the second term of
equation.
If the drop is falling through air, its growth rate is increased because the diffusion and thermal fields
do not extend to infinity, but are confined to a boundary layer surrounding the drop. In consequence,
the vapour and thermal gradients are enhanced and the growth rate increases by a factor (1 + F
Re1/2), where Re is the Reynolds number and F an empirical factor.
Mason's equation [Mason, 1971] was obtained using the diffusion equation which is based on
continuum theory, and this will not be valid right up to the particle surface. A more correct
derivation is to use kinetic theory within one mean free path of the particle surface and to us
diffusion theory outside this region. The corrections are only important during the early part of
droplet growth or where the droplets remain small.
As cooling takes place, condensation begins first on the larger nuclei. If there are not many large
nuclei present, they will be unable to use up the vapour as fast as it is being released by the cooling
air, the super-saturation will rise and condensation will begin on the smaller nuclei. Eventually supersaturation will begin to fall because vapour is diffusing to the now numerous nuclei more quickly
than it can be replaced by cooling the smaller droplets begin to evaporate. It is found that the
droplets formed on smaller nuclei achieve nearly equal radii and only those droplets formed on very
large nuclei continue to show any difference in sizes.
When no more water is being released by condensation, the vapour pressure tends to come into
equilibrium with the droplets of average size, the smaller ones tending to evaporate, the larger ones
grow and hence the average size increases.
If the vapour is being cooled principally by heat transfer to the walls of the containment, then most of
the condensation will take place in the boundary layer adjacent to the walls and the saturation S in
the volume of the containment will be close to unity. Clearly any adequate model of steam
condensation must take into account all the above phenomena.
112
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
Gravitational Deposition
The change in a concentration of particles for a height h and a sedimentation velocity Vt is given by:
dn
n Vt
= dt
h
(5.79)
For irregular shaped particles the sedimentation velocity has to be measured experimentally. When
the aerosol is polydisperse, larger particles will settle faster so that the spectrum averaged settling
velocity will reduce with time.
Diffusional Deposition
The random kinetic motion of aerosol particles leads to a net movement of particles from a region of
high to one of low concentration. Fick's law described the diffusion of particles due to a
concentration gradient dn/dx:
dn
S dn
= - D
dt
V dx
(5.80)
where: D diffusion coefficient of the particles equal to µ K T
µ mobility
S total surface area
V enclosed volume
It is usual to consider well mixed conditions so that the only concentration gradient is across a
boundary layer close to a surface on which particles are sticking. The Fick Equation can be rewritten
in terms of a concentration boundary layer thickness (δ) such that:
dn
D S
= n
dt
δ V
(5.81)
Turbulent Deposition
Particles suspended in a turbulent flow may impact on surfaces because of the velocities imparted
upon the particles by the turbulence. This effect depends on the ratio of the particle stopping distance
to the thickness of a boundary layer close to the wall. Calculations associated with this mechanism
require knowledge of the complex gas flows in the containment and have not been modelled in detail.
Diffusiophoretic Deposition
If the vapour in the gas phase of an aerosol condenses in a specific area, the resultant concentration
gradient creates vapour movement and forces the aerosol particles to be transported in the same
direction. The velocity of this hydrodynamic flow is given by:
Vdiff =
D dc
C dx
(5.82)
where: D diffusion coefficient of the vapour in the gas
C carrier gas concentration
dc/dx concentration gradient of the vapour.
This equation can be expressed in terms of the vapour partial pressures (P1) and carrier gas (P2):
Parte III: Componenti
113
Impianti Nucleari
RL (812) 99
Vdiff =
D d P1
P2 d x
(5.83)
Thermophoretic Deposition
Under the influence of a temperature gradient in the gas, aerosol particles move towards the lower
temperature. Such temperature gradients are anticipated at the boundaries of a closed atmosphere
(walls, ceiling and floor). The thermophoretic velocity Vth is given by:
Vth = α
dT
dx
(5.84)
where: α particle-size dependent proportionality constant
dT/dx temperature gradient
There is good agreement between experiments and theory for large and small particles, but the effect
of thermophoresis on intermediate size particles (0.025 ÷ 1. µm) has not been satisfactorily
modelled.
4.6 References
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Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
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Parte III: Componenti
115
Impianti Nucleari
RL (812) 99
4.7 L’Incidente di TMI-2
Nel Marzo del 1979 nell’unità 2 della centrale di Three Mile Island (TMI-2) sono avvenute una serie
di eventi che hanno condotto al primo incidente con danneggiamento del combustibile in un impianto
nucleare commerciale. Un precedente evento di fusione del nocciolo, in piccola scala, era occorso nel
reattore di ricerca Fermi 1, vicino Monroe nel Michigan (USA).
La centrale di Three Mile Island è costituita da due unità, equipaggiate con reattori nucleari di tipo
PWR di fornitura Babcock & Wilcox (B&W), di potenza all’incirca uguale: in particolare il reattore
dell’unità 2 aveva una potenza termica di 2,772. MW ed una potenza elettrica netta di 880. MWe.
L’esercizio commerciale dell’unità 2 iniziò nel Dicembre 1978.
La causa iniziatrice dell’incidente, alle ore 04.00.37 del 28 Marzo 1979, fu la chiusura di una valvola
sul sistema di refrigerazione secondario mentre l’impianto stava lavorando al 97% della potenza
nominale. La sequenza semplificata degli eventi (la Figura 4.2 è relativa al contenitore) può essere
così riassunta:
1.
A valve in the condensate system (between the condenser and the pump on the SG secondary
side) failed closed, which reduced the amount of water being supplied to the SG; the main
feedwater pumps and the turbine tripped within seconds.
2.
The design of the vertical one-through SG is such that there is not much water on the secondary
outer side of the SG tubes that will boil to steam when the plant is at full power and the reactor
continues to put out full power; thus all the water on the SG secondary side was rapidly
converted to steam within minutes. The emergency feedwater pumps, which started as expected,
were unable to inject water into the SGs because several valves in the system were closed.
3.
The reactor continued to heat the RCS. The reactor coolant pumps continued circulating the
water to the SGs, however no heat could be removed by the SG secondary side since there was
no water inside the SGs. The RCS started to heat up.
4.
Pressure rose in the RCS until the reactor shutdown. A power operated relief valve (PORV)
opened in the line between the pressurizer and the quench tank.. This valve failed to reclose
when it was supposed to - after pressure dropped below the set-point for closure. This PORV
continued to discharge to the quench tank. Pressure dropped in the RCS because the valve was
still open (however, due to poor control board design and a failure to indicate the PORV
position properly, the operators did not know the valve was open). The quench tank has a
rupture disc that opens at about 10. ÷ 12. pounds per square inch. When this happened, the
steam was released to the containment.
5.
The pressurizer is normally at about 650. °F. As pressure dropped in the RCS, eventually water
in the upper-most area of the reactor (about 10. ÷ 15. feet above the fuel) flashed to steam. The
indicated water level in the pressurizer stayed high (the relationship between the pressurizer and
the reactor was like a manometer).
6.
The operators turned off the emergency water injection pumps because they thought there was
still water in the system.
7.
The operators turned off the reactor cooling pumps because they were concerned about damage
due to potential excessive vibrations. This resulted in a steam void forming in the RCS loop. In
addition, a steam bubble formed in the upper part of the RPV above the fuel. Eventually, the fuel
cladding material overheated. It is likely that some hydrogen was produced by a chemical
reaction between the zircaloy clad and the steam. In addition, the hydrogen normally present in
the RCS (used to reduce the presence of oxygen and the subsequent corrosion in the system)
was released to the containment.
116
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
8.
RL (812) 99
Containment pressure rapidly spiked to 28 pounds per square inch; then rapidly dropped. This
was most likely due to the chemical reaction of hydrogen with the oxygen in the containment.
1. Reactor
2. Once-through Vertical SG
3. Pressurizer
4. Quench Tank or Pressurizer Relief Tank
Blue on right shows feedwater going to and in the
secondary side of the SG
Blue on bottom shows containment sump
Blue in upper left shows the Quench Tank; note steam
leaving
Figura 4.2: TMI-2 containment.
4.7.1 L’Impianto
Lo schema dell’impianto di TMI-2 è rappresentato nella Figura 4.3. L’edificio del reattore è
costituito da un contenitore cilindrico in cemento armato precompresso, con un rivestimento interno
di acciaio. Il sistema di refrigerazione è costituito da due circuiti, ognuno provvisto di due pompe di
circolazione e da un generatore di vapore del tipo ad un solo passaggio (once through). Gli altri
sistemi di processo e di sicurezza sono quelli tipici di un P WR; si può solo ricordare che, in caso di
perdita totale delle pompe d’alimento dell’acqua nei GV, entra in funzione automaticamente un
sistema d’emergenza (AFS - Automatic Feedwater System), costituito da due motopompe al 50% e
una turbopompa al 100%. In questo caso la prevista sequenza degli eventi è la seguente:
a)
perdita dell’acqua di alimento;
b)
scatto della turbina;
c)
chiusura delle valvole di arresto di turbina (per l’evento b);
d)
aumento della pressione che causa l’arresto rapido del reattore;
e)
AFS si avvia per scatto delle pompe di alimento principale.
Dopo la chiusura delle valvole di arresto di turbina, il vapore viene inviato al condensatore, tramite la
linea di by-pass (con una capacità del 15% della portata nominale) e, almeno inizialmente,
all’atmosfera, tramite le valvole di sicurezza (con capacità 6%). Non sono previste conseguenze
significative né all’impianto né alla popolazione.
Parte III: Componenti
117
Impianti Nucleari
RL (812) 99
Figura 4.3: Schema dell’impianto di TMI-2.
4.7.2 Sequenza Cronologica Dettagliata degli Eventi
Alle ore 04.00.37 del 28 marzo 1979 l’impianto stava funzionando al 97% di potenza, con controllo
automatico. Era stata identificata una perdita dal circuito primario, attraverso una valvola di sfioro.
Nei giorni precedenti si era proceduto ad una verifica periodica del AFS che prevedeva la chiusura
delle valvole di mandata delle pompe; per ragioni non del tutto accertate, ma comunque legate ad un
errore umano, queste valvole erano chiuse al momento dell’incidente. Esistevano inoltre alcune
difficoltà di funzionamento per il sistema di purificazione del condensato (demineralizzatore).
Durante il trasferimento delle resine esaurite del demineralizzatore, si ebbe un ingresso d’acqua nel
sistema aria - strumenti che causò la chiusura della valvola d’isolamento del demineralizzatore
Scattarono in successione le pompe booster del condensato, le pompe del condensato, le pompe
d’alimento e la turbina. Aumentò la temperatura media del fluido primario, che, espandendosi, causò
un aumento di livello e quindi di pressione nel pressurizzatore. Da qui in avanti si ebbe la seguente
sequenza degli eventi:
tempo
Evento
3 ÷ 6s
A 157. bar si apre la valvola di sfioro sul pressurizzatore (PORV). La salita di pressione
rallenta, mentre la temperatura del refrigerante continua ad aumentare.
8s
Si ha l’arresto rapido del reattore per alta pressione (163.8 bar). La pressione decresce
rapidamente, aumenta ancora la temperatura media del refrigerante ed aumenta il livello
nel pressurizzatore.
13s
A 153. bar la PORV non chiude come dovrebbe: è un fatto non previsto e non rilevato
dall’operatore. Infatti la pressione del primario continua a scendere invece di
stabilizzarsi.
118
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
30s
Tutte e tre le pompe dell’ASF sono in funzione, ma non arriva acqua ai GV, in quanto
sono chiuse le valvole di mandata. Il fatto che l’impianto fosse in esercizio con queste
valvole chiuse, costituisce una violazione alle prescrizioni tecniche. Da qui il transitorio
si differenzia da quanto previsto nell’analisi di sicurezza. La pressione decresce
rapidamente.
1m
Il livello nei GV è molto basso, mentre quello nel pressurizzatore aumenta di nuovo in
modo rapido, per il raggiungimento della pressione di saturazione e l’inizio di una
ebollizione diffusa. La temperatura media aumenta lentamente. L’energia smaltita dalla
PORV bilancia quasi quella di decadimento prodotta nel nocciolo. La pressione, nel
frattempo, continua a decrescere. Le variazioni in direzione opposta di pressione e
temperatura sono un fatto nuovo in tale transitorio, ma ad esso non viene data la
necessaria importanza.
2m 4s
Si avvia il sistema di iniezione di emergenza (ECCS) ad alta pressione (HPI), quando la
pressione raggiunge 111.8 bar. L’intervento dell’HPI non provoca modifiche sostanziali
all’andamento dei parametri. Si ha solo un aumento più lento della temperatura media.
La pressione nei GV, che ormai contengono solo vapore, inizia a diminuire
rapidamente. L’indicazione di livello nel pressurizzatore continua ad aumentare.
3m 48s
Scatta l’allarme di altissimo livello del pressurizzatore. L’operatore annulla il segnale di
intervento degli ECCS e strozza la portata delle pompe HPI. Il livello del
pressurizzatore continua a salire. A circa 5m la temperatura inizia a salire, perché dalla
PORV inizia a uscire una miscela di acqua e vapore e quindi l’energia asportata
diminuisce. Anche la pressione inizia a salire.
6m
Il livello nel pressurizzatore va fuori scala. Praticamente dalla PORV viene scaricata
solo acqua. La pressione del primario raggiunge 94.2 bar mentre la temperatura nel
ramo caldo è di 307. °C. La portata di ricircolo nel primario diminuisce rapidamente, a
causa della diminuita densità del fluido. Il pressurizzatore resta pieno di acqua per 4m
30s. La temperatura cresce linearmente, per l’insufficiente asportazione di calore.
7m 43s
Si avvia automaticamente la pompa di sentina del contenitore per alto livello. A circa
3m si era aperta la valvola di sfioro del serbatoio di drenaggio dello scarico del
pressurizzatore.
8m
L’operatore scopre che il lato secondario dei GV è praticamente asciutto ed apre le
valvole chiuse sull’ASF. Arriva acqua ai GV e la loro pressione inizia a salire. Inizia a
scendere la temperatura del primario; la conseguente contrazione del volume riporta il
livello nel pressurizzatore nel campo di lettura. Diminuisce anche la pressione. Il livello
nei GV stenta a salire, in quanto l’acqua inviata vaporizza immediatamente: si ha
un’elevata pressione, ma un basso livello.
14m
Il disco di rottura sul serbatoio di drenaggio si rompe a 13.7 bar. Probabilmente per un
fenomeno di ebollizione diffusa (simile a quello nel pressurizzatore) la valvola di sfioro
non è stata più sufficiente a regolare la pressione nel serbatoio e dal dodicesimo minuto
circa essa è aumentata rapidamente. Si ha, subito dopo, un aumento di pressione
nell’edificio reattore. E’ persa a questo punto l’integrità del circuito primario: la
mancata completa richiusura della PORV equivale a tutti gli effetti ad un SB-LOCA. Si
incomincia a formare un battente d’acqua nel contenitore. Si avviano in automatico le
pompe di drenaggio del contenitore che inviano l’acqua in un serbatoio dell’edificio
ausiliario.
20m 40m La situazione si stabilizza in qualche modo. Il calore di decadimento viene asportato
solo dalla PORV rimasta aperta. I GV non sono totalmente efficaci perché non si riesce
Parte III: Componenti
119
Impianti Nucleari
RL (812) 99
ad aumentare il livello sul lato secondario.
1h 14m
L’operatore ferma le pompe di circolazione nel circuito "B" a causa delle alte
vibrazioni, a loro volta causate dalla bassa densità del fluido pompato. La continua
perdita dalla PORV aveva già provocato l’uscita del 40% del contenuto iniziale di
acqua; il fluido pompato è già una miscela di acqua e vapore. La circolazione forzata
diminuisce e cominciano a formarsi delle sacche di vapore nella testa del RPV e sul
gomito alto della gamba calda. La pressione ricomincia a scendere rapidamente.
1h 40m
L’operatore ferma anche le pompe di circolazione del circuito “A”, per timore di
rottura delle tenute sull’albero. E’ un evento particolarmente critico nella sequenza
descritta. Subito dopo l’interruzione della circolazione forzata, gli operatori si
aspettavano l’instaurarsi di una circolazione naturale. La circolazione naturale non
inizia od inizia a portate estremamente basse, in quanto le bolle di vapore nei gomiti
delle gambe calde interrompono la continuità del liquido. Vengono aumentati i livelli di
acqua nei GV per tentare di migliorare la circolazione naturale, ma l’effetto è minimo. Il
nocciolo aumenta di temperatura. La temperatura della gamba calda sale a 271. °C e va
fuori scala a 2h e 15m La temperatura della gamba fredda scende gradualmente fino a
raggiungere a 9h dall’incidente i 66. °C. In questa fase la zona più calda del primario
non è, come in condizioni normali, il pressurizzatore, ma il nocciolo, in cui c’è una
continua produzione di calore, senza che questo possa essere smaltito. La particolare
configurazione a U del collegamento tra primario e pressurizzatore crea una guardia
idraulica, che consente il mantenimento di un certo livello di liquido nel pressurizzatore,
anche se il primario non è completamente pieno d’acqua. In questo periodo,
probabilmente, si ha il maggiore danneggiamento del nocciolo. Si ha, all’inizio, una
reazione zirconio - acqua che infragilisce le camicie provocandone la fessurazione e
produce ulteriore energia che contribuisce al surriscaldamento del combustibile.
2h 20m
L’operatore sospetta una perdita della PORV e chiude la valvola d’isolamento a monte.
Ciò provoca un aumento di pressione, che passa da 46. a 90. bar. Dopo 2h 54m
l’operatore avvia una pompa del circuito “B” perché ha dubbi sull’efficacia della
circolazione naturale. La pompa resta in servizio per 19 minuti, durante i quali la
pressione raggiunge 153. bar.
3h 45m
Picco di pressione di 0.34 bar nel serbatoio di drenaggio, probabilmente dovuto al
bruciamento od all’esplosione di una sacca di idrogeno.
3h 48m
Picco di pressione di 0.75 bar nel serbatoio di drenaggio. La pressione relativa nel
contenitore sale da 0.07 a 0.2 bar. Per abbassare la pressione del primario, viene
riaperta la valvola di isolamento prima della PORV.
5h
Picco di pressione nel contenitore di 0.3 bar.
5h 20m
Viene chiusa la valvola d’isolamento. Lo scambio termico del GV “A” è praticamente
nullo, come si può dedurre dal fatto che la pressione va praticamente a zero sul lato
secondario, a causa della mancanza completa di circolazione sul lato primario.
7h 30m
L’operatore apre di nuovo la PORV probabilmente nel tentativo di depressurizzare il
primario a 28. Bar e permettere così l’avvio del sistema di rimozione del calore residuo
(RHR). La pressione scende a 35. bar. Gli accumulatori, non isolati, scaricano
parzialmente nel primario, impedendo così un’ulteriore diminuzione di pressione.
L0h
Picco di pressione di 2. bar nel contenitore. Si avvia il sistema di spray che viene
fermato dopo 2m (sono stati iniettati circa 1,900 litri di NaOH).
13h 30m
Si chiude la valvola d’isolamento della PORV, per aumentare la pressione, ridurre i
vuoti ed avviare le pompe di circolazione. La pressione del primario sale da 46. bar a
120
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
160. bar, mentre il livello nel pressurizzatore tende di nuovo ad andare fuori scala.
15h 45m
Viene avviata una pompa di circolazione del circuito “A”. Si ristabilisce una portata nel
GV “A”. Anche la temperatura della gamba calda nel circuito “B” rientra nel campo dì
misura. Da questo momento si tende a far rimanere la situazione stabile, proseguendo il
raffreddamento del circuito primario.
Nei primi giorni successivi all’incidente, il problema dell’idrogeno che si era generato nel nocciolo, a
causa della elevata temperatura, fu quello che creò le maggiori preoccupazioni e in particolare
l’idrogeno accumulatosi in due sacche nel primario, una all’ingresso dei GV ed una nel duomo del
RPV. Il timore di una reazione violenta idrogeno - ossigeno fu molto accentuato da alcuni banali
errori di valutazione. Infatti, l’unico ossigeno presente era quello formatosi dalla decomposizione
radiolitica dell’acqua, in proporzioni talmente piccole da non poter costituire un pericolo. La bolla di
idrogeno si andò dissolvendo nell’acqua del primario e fu rilasciata nel pressurizzatore, da dove
passò nel contenitore, attraverso il serbatoio di drenaggio. Operando il ricombinatore d’idrogeno, già
presente nel contenitore, si fece poi scendere la concentrazione d’idrogeno a valori trascurabili.
Dopo circa un mese dall’incidente, fu fermata l’unica pompa di circolazione rimasta in servizio e il
raffreddamento, tramite i GV, continuò in circolazione naturale.
4.7.3 Effetti dell’incidente
Sulla base delle analisi dei dati dosimetrici e demografici, gli effetti sanitari sul personale e sulla
popolazione successivi all’incidente di TMI possono essere così sintetizzati.
•
Si ritiene che tra il 28 marzo e il 15 aprile la dose collettiva alla popolazione residente entro un
raggio di 80 km circa dall’impianto, risultante dal rilascio radioattivo, sia stata di circa 2000 rem
uomo (20 Sv uomo). Per rendersi conto del significato dell’entità della dose, è utile rilevare che
la dose annua collettiva dal fondo naturale per la stessa popolazione è di 240,000 rem uomo circa
(2,400 Sv uomo). L’aumento di dose alla popolazione residente entro un raggio di 80 km fu
dunque dell’ordine dell’1% del livello annuale dovuto al fondo naturale. Per coloro che abitavano
entro un raggio di 8 km venne stimato che tale percentuale assommasse a circa il 10%. La dose
individuale massima all’esterno del sito (esclusi i lavoratori dell’impianto) durante l’incidente fu
di 70 mrem (0.7 mSv). Ciò significa che, alla luce delle attuali conoscenze scientifiche, le dosi di
radiazione ricevute da tutta la popolazione, a seguito dell’esposizione alla radioattività rilasciata
durante l’incidente, furono talmente piccole che non si evidenzieranno per il futuro aumenti nei
casi di cancro, di malformazioni o di danni genetici, come conseguenza dell’incidente di TMI.
•
Per quanto riguarda il personale professionalmente esposto va ricordato che, durante il periodo
dal 28 marzo al 30 giugno, tre lavoratori ricevettero dosi di circa 3 ÷ 4 rem (0.03 ÷ 0.04 Sv);
questi livelli superano di poco la dose trimestrale massima permessa di 3 rem (0.03 Sv).
Anche per quanto riguarda la contaminazione ambientale si ottennero valori molto bassi, di parecchi
ordini di grandezza inferiori alla soglia di pericolo. A conclusione di quanto esposto, si può rilevare
che il sistema di contenimento fu molto efficace a trattenere al proprio interno i prodotti radioattivi
rilasciati dal combustibile. Infatti, l’impatto sulla popolazione fu contenuto in limiti valutabili da 100
a 1000 volte inferiori a quelli previsti per la dichiarazione dello stato d’emergenza. Tuttavia, bisogna
sottolineare che il pubblico subì un grave stress di natura psicologica, dovuto all’incertezza
dell’effettivo pericolo, fenomeno accentuato da una non corretta gestione dell’emergenza da parte
delle autorità.
I danni al reattore furono invece ingenti. La diagnosi esatta è molto difficile per l’alta pericolosità
dell’ambiente da esaminare. Con delle telecamere calate entro il RPV si è avuta la conferma che la
Parte III: Componenti
121
Impianti Nucleari
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parte superiore del nocciolo aveva subito una parziale fusione, con la creazione di frammenti di
combustibile sparsi, ma trattenuti dalle griglie distanziatrici.
Lo stato finale ipotizzato per il RPV e per il nocciolo sono riportate nella Figura 4.4. Come illustrato
in questa figura circa 19,000 kg di materiale fuso sono rilocati dalla regione del nocciolo nella testa
inferiore del RPV. Questo debris fuso ha eroso gravemente diverse penetrazioni dei tubi guida della
strumentazione, sulla testa inferiore, anche se essi hanno resistito nel punto di saldatura alla testa
stessa. Questi tubi, esternamente al RPV, e la stessa testa inferiore sono rimasti intatti nel corso
dell’incidente.
Esami metallurgici indicano che una regione limitata del RPV ha raggiunto temperature comprese fra
1,075. e 1,100. °C durante l’incidente; questi esami indicano anche che la temperatura delle pareti
del RPV, lontano dalla macchia calda, non ha superato i 727. °C. Comunque queste temperature
sono ben al di sopra dei 538. °C, massima temperatura di esercizio considerata nel Case N-499
dell’American Society of Mechanical Engineers (ASME) Boiler and Pressure Vessel Code.
Figura 4.4: Postulated end-state conditions of the TMI-2 reactor vessel and core.
4.7.4 Gli insegnamenti dell’incidente
La sequenza incidentale fu molto complessa: quella riportata precedentemente è già una
semplificazione di quello che effettivamente avvenne. Tuttavia, da quanto detto è chiaro che gli
operatori commisero numerose manovre errate, che ebbero un effetto essenziale per l’evoluzione
dell’incidente. Ad esempio, si esamini il primo errore di manovra: il non isolamento della PORV
rimasta bloccata in posizione aperta. Le cause di ciò furono così identificate:
a)
inadeguata indicazione dello stato della PORV stessa;
b)
assenza di indicazione di portata attraverso la PORV;
c)
posizionamento del pannello relativo al serbatoio raccolta drenaggi fuori dalla vista degli
operatori;
122
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
d)
assenza di procedure che consentissero di interpretare correttamente un segnale di alta
temperatura nella tubazione di scarico della PORV;
e)
completa assenza di guide che consentissero la selezione della procedura corretta da seguire;
f)
nessuna indicazione in alcuna procedura che consentisse agli operatori di diagnosticare che
una perdita dalla parte alta del pressurizzatore avrebbe comportato un aumento di livello e
una contemporanea diminuzione di pressione nel primario.
In sintesi, il tutto è riconducibile alla mancanza di strumentazione e di un corretto addestramento
degli operatori.
In conclusione, un esame attento dell’incidente consentì di mettere a fuoco un certo numero di
insegnamenti, che da allora sono stati ben tenuti presenti nel campo della sicurezza nucleare. Questi
insegnamenti possono essere così sintetizzati:
•
considerare con più attenzione gli incidenti piccoli, che possono evolvere male per una serie, di
malfunzionamenti in cascata. Per questo, devono essere rivalutati gli incidenti per piccole rotture
del circuito primario nei confronti di quelli per grandi rotture perché:
i)
sono più probabili (tra l’altro possono essere provocati anche dal funzionamento non
corretto di una valvola);
ii)
la sequenza degli eventi è più complessa e diversificata;
iii)
l’intervento dell’operatore può risultare più determinante, rendendo così deleteri gli
effetti di un suo eventuale errore; si ricorda comunque che questi incidenti venivano presi
in considerazione nei Rapporti di Sicurezza;
•
cercare di ridurre l’eventualità di errori umani mediante un miglioramento dell’intelligenza dei
sistemi di controllo;
•
importanza della strumentazione per diagnosticare nel modo più esatto possibile quello che
effettivamente succede nel nocciolo; problema di non sempre facile soluzione
•
semplificare le sale di controllo, in modo che gli operatori ricevano solo le notizie essenziali e
non siano frastornati da una serie di indicazioni mediamente poco rilevanti;
•
necessità di avere degli operatori molto istruiti in modo che siano in grado di capire cosa succede
nell’impianto anche durante eventi anomali;
•
necessità di imparare da quello che è già successo in altri impianti: una sequenza analoga
all’incidente di TMI era già capitata in un altro impianto, dove non si avevano avute
conseguenze, perché il reattore funzionava a basso carico; questo evento, regolarmente
verbalizzato, non aveva avuto la risonanza necessaria; il problema non è così semplice, perché
bisogna scegliere l’informazione buona in mezzo a una grande quantità di documentazione;
•
gestione dell’emergenza da parte dell’autorità preposta in modo coordinato ed efficiente; il
pubblico non può, tra l’altro, essere sottoposto a notizie contrastanti.
Infine anche un insegnamento positivo:
•
il contenitore è un sistema assai efficace per ridurre il rilascio dei prodotti di fissione; infatti esso
fu molto inferiore a quello calcolato con le ipotesi conservative adottate nei Rapporti di
Sicurezza.
Parte III: Componenti
123
Impianti Nucleari
RL (812) 99
4.7.4.1 What Good came in US from the TMI-2 Event?
Several thorough investigations occurred - the most important was that conducted by the Kemeny
Commission which was appointed by President Carter and resulted in a number of recommendations.
Improvements were needed in the following areas:
•
Operator training
•
Emergency planning
•
Dissemination of industry information
•
Use of probabilistic safety assessment and analysis of more probable events.
The electric utilities recognized their responsibilities. An industry self-assessment group was formed,
the Institute of Nuclear Power Operations. This organization, based in Atlanta, serves several
functions:
•
Evaluates events and practices within the US nuclear industry and disseminates
recommendations
•
Conducts periodic assessments of each utility in the US, including operations, maintenance,
engineering, training, radiation protection, chemistry and corporate support; the results of these
inspections factor into the insurance ratings of the utility.
•
Provides highly specialized training programs for utility personnel, including plant managers.
All electric utilities expanded significantly the training conducted for personnel who work at and
support NPP operations. This included establishing the National Nuclear Academy which accredits
the plant training programs in 10 areas. Also, all utilities purchased simulators for training personnel
who work in the main control room.
The NRC also took decisive action imposing a number of changes related to equipment, analysis,
practices and personnel. The NRC conducted their own self examination referred to as the Rogovin
study; two major documents were issued (NUREG-0696 and NUREG-0737). Equipment changes
included monitoring instrumentation capable of withstanding SAs and hydrogen recombiners.
Analysis involved SBLOCA events. Practices changed included upgrading of emergency operating
procedures and development of emergency plans. Personnel-related changes involved upgrading of
training and qualification requirements and a requirement to have a degreed shift technical advisor
assigned to each shift to evaluate abnormal conditions.
The Federal Emergency Management Agency, in conjunction with the NRC, developed criteria for
classifying emergencies, emergency planning, and evacuation plans.
124
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
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4.8 L’incidente di Chernobyl
4.8.1 L’Impianto
La potenza di progetto dell’impianto di Chernobyl è di 6,000. MWe; al 1 gennaio 1986 funzionavano
4 unità da 1000 MWe ognuna6. La terza e la quarta unità (quella interessata all’incidente)
appartengono alla seconda generazione degli impianti di tipo RBMK. Le principali caratteristiche di
questi reattori sono le seguenti:
•
canali verticali contenenti il combustibile e il fluido termovettore, che consentono il ricambio del
combustibile con il reattore in potenza;
•
barrrette di ossido di uranio arricchito al 2%, inguainate in tubi di lega di zirconio e assemblate in
fasci di forma cilindrica (18 barrette del diametro di 13.6 mm);
•
un moderatore di grafite tra i canali;
•
acqua leggera bollente come termovettore con invio del vapore separato direttamente in turbina.
Queste caratteristiche hanno ovviamente dei pro e dei contro. Tra i primi si può citare:
•
l’assenza di ingombranti recipienti a pressione e dei generatori di vapore;
•
la possibilità di un ricambio continuo del combustibile;
•
una buona economia neutronica ed un ciclo di combustibile flessibile;
•
un’elevata affidabilità termica grazie al controllo di portata canale per canale;
•
la rivelazione della rottura dei canali, il monitoraggio dei parametri e della radioattività del fluido
termovettore in ogni canale;
•
la sostituzione sotto carico dei fasci di combustibile fessurati.
Tra gli inconvenienti si può citare:
•
un coefficiente positivo di reattività da vuoti, con il combustibile all’equilibrio, per effetto del
cambiamento di fase nel fluido termovettore;
•
l’elevata sensibilità del bilancio neutronico a perturbazioni di reattività di diverso tipo, che
richiede un complicato sistema di controllo per stabilizzare la distribuzione di potenza nel
nocciolo;
•
un circuito di ricircolazione complesso per il gran numero di tubazioni collegate ai singoli canali;
•
una grande quantità di calore che si accumula nelle strutture metalliche, nel combustibile e nella
grafite;
•
l’ingresso di vapore leggermente radioattivo nella turbina.
Il coefficiente di reattività dovuto alla temperatura del combustibile è negativo e quindi il valore del
coefficiente complessivo dì potenza (vuoti e temperatura) dipende dal livello di potenza: a pieno
carico esso è negativo e si riduce al diminuire del carico fino a diventare positivo al di sotto del 20%
della potenza nominale (700. MWt).
6
Quanto riportato nel seguito è tratto da un rapporto compilato dal Comitato Statale dell’URSS per
l’utilizzazione dell’Energia Atomica, consegnato nel corso del “Post-Accident Review Meeting”
AIEA, tenutosi a Vienna il 25-29 Agosto1986.
Parte III: Componenti
125
Impianti Nucleari
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Il RBMK-1000 ha una potenza termica di 3,200. MW ed è fornito di due circuiti identici di
raffreddamento, ognuno collegato a 840 canali di potenza; la potenza massima di progetto di un
canale è di 3,250 kW.
Ogni circuito ha quattro pompe, tre in funzionamento ed una di riserva, per fornire ognuna una
portata complessiva di 7,000 t/h. L’acqua è riscaldata nei canali del nocciolo fino al punto di
saturazione e poi inizia a bollire fino a un titolo medio del 14%.
Il vapore è separato dall’acqua in quattro corpi cilindrici orizzontali (due per ogni circuito) e
alimenta, a una pressione di 70 bar, due turbine da 500 MWe. L’acqua separata nei corpi cilindrici è
mescolata con quella di alimento e reintrodotta all’ingresso dei canali.
L’insieme del reattore è costituito dai canali di potenza, dalla grafite e dalle piastre schermanti
inferiore e superiore. Un leggero involucro cilindrico racchiude lo spazio occupato dalla struttura di
grafite. Questa è formata da blocchi di grafite, assemblati in forma di colonne a sezione quadrata e
con aperture assiali cilindriche per i canali. La struttura si appoggia su una piastra inferiore, che
trasmette il carico alla volta di calcestruzzo.
Circa il 5% della potenza prodotta viene dissipata nella grafite; per ridurre la resistenza termica della
grafite e per evitarne l’ossidazione, l’involucro è riempito con una miscela di azoto ed elio in lenta
circolazione, che serve anche a monitorare l’integrità dei canali, in base alle variazioni del contenuto
di umidità e della temperatura del gas stesso.
Il ricambio del combustibile viene effettuato, con il reattore in funzione, mediante una macchina
robotizzata che si accoppia sulla piastra superiore ad ogni singolo canale.
Il sistema di controllo e protezione (CPS) del reattore si basa sul movimento di 211 barre assorbitrici
solide in speciali canali separati, raffreddate con l’acqua di un circuito autonomo. Il sistema CPS
assicura:
•
il mantenimento automatico del reattore a un ben determinato livello di potenza;
•
la rapida riduzione di potenza con l’intervento delle barre di controllo automatiche e con quelle
per il controllo radiale, sulla base di segnali indicanti il guasto di componenti principali;
•
l’arresto rapido con le barre di “scram”, sulla base di segnali indicanti pericolose deviazioni dei
parametri;
•
compensazione delle fluttuazioni di reattività, quando il reattore è riscaldato e portato in potenza;
•
controllo della distribuzione spaziale di potenza nel nocciolo.
Le barre sono comandate da regolatori indipendenti, che le fanno inserire nel nocciolo con una
velocità di 0.4 m/s. Tra i sistemi di controllo si segnalano: il sistema di monitoraggio della portata
d’acqua di ogni canale ed il sistema di rilevazione della rottura delle guaine del combustibile
all’uscita di ogni canale.
Un’importante caratteristica dal punto di vista del controllo e della sicurezza è la grandezza nota
come “eccesso di reattività”. Questa è definita in termini di numero di barre del CPS inserite nel
nocciolo nella regione di elevata efficacia. In questi reattori l’eccesso di reattività è preso pari a 30
barre di regolazione manuali. In queste condizioni il coefficiente di reattività dovuto ai vuoti è
positivo e vale ρ = 2 10-4 /vol. % vapore (all’aumentare del grado di vuoto, diminuisce la
moderazione e quindi l’efficacia delle barre inserite).
E’ previsto un sistema di iniezione d’emergenza per fronteggiare incidenti di rottura del circuito di
ricircolazione. Nei transitori di sovrappressione nel circuito, il vapore viene scaricato in una piscina
di soppressione così come nel caso di un incidente di rottura di un canale, in cui si evita una
eccessiva pressurizzazione dell’involucro del reattore, scaricando il vapore e la miscela di gas nella
126
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
piscina di soppressione. L’ECCS e il sistema di raffreddamento della grafite possono essere usati per
iniettare nel nocciolo veleni neutronici (sali di boro).
La maggior parte dei circuiti del fluido termovettore è racchiusa in una serie di compartimenti, che
sono collegati, mediante dei condotti, alla piscina di soppressione; un’importante eccezione a questo
sistema riguarda proprio la parte superiore del reattore.
4.8.2 Sequenza Cronologica degli Eventi
La quarta unità di Chernobyl entrò in servizio nel dicembre 1983. Nel momento in cui il reattore
doveva essere spento per una manutenzione, programmata per il 25 aprile 1986, il nocciolo
conteneva 1659 elementi di combustibile, con una resa energetica media di 10.3 MW day/kg, un
assorbitore addizionale ed un canale scaricato; la maggior parte degli elementi di combustibile (75%)
apparteneva alla prima carica.
Durante lo spegnimento, dovevano essere effettuate delle prove sul gruppo turbogeneratore n. 8
(uno dei due dell’unità 4) il cui scopo era quello di sperimentare la possibilità di utilizzare l’inerzia
meccanica del rotore, in assenza di alimentazione di vapore e di energia elettrica esterna, per
generare la potenza elettrica necessaria per far funzionare le pompe veloci del sistema ECCS per
circa 40. ÷ 50. s, prima cioè dell’intervento dei diesel d’emergenza.
Prove simili erano già state effettuate precedentemente ed avevano evidenziato come la tensione
dell’alternatore diminuisse molto prima che venisse sfruttata l’inerzia meccanica del rotore. Nelle
prove programmate per il 25 aprile 1986, si voleva quindi utilizzare uno speciale regolatore del
campo magnetico, per eliminare questo inconveniente.
Il programma delle prove non era stato preparato adeguatamente e non aveva ricevuto
l’approvazione necessaria; in particolare la sezione relativa alle misure di sicurezza era stata redatta
in modo strettamente formale. Infatti, in essa si diceva solamente che tutte le operazioni di
commutazione dovevano essere autorizzate dal capoturno, che, in caso d’emergenza, il personale
doveva agire in conformità con le prescrizioni dell’impianto e che, prima dell’inizio delle prove, il
responsabile in carica - per inciso un ingegnere elettrotecnico che non era uno specialista in impianti
nucleari - doveva notificare l’evento al responsabile della sicurezza in servizio. Da notare come, oltre
al fatto che il programma non prevedesse sostanzialmente misure di sicurezza addizionali, esso
richiedeva che venisse inibito l’intervento degli ECCS. Ciò significava che per tutto il periodo delle
prove, circa quattro ore, il livello di sicurezza del reattore sarebbe stato sostanzialmente ridotto (a
posteriori ci si rese conto che tale esclusione non era necessaria).
Poiché il problema della sicurezza non aveva ricevuto l’attenzione necessaria, il personale coinvolto
non era adeguatamente preparato per l’esecuzione delle prove né era consapevole dei possibili
pericoli. Inoltre, come sarà illustrato nel seguito, il personale deviò sostanzialmente dal programma
previsto, creando le condizioni per una situazione d’emergenza. Esattamente alle ore 1:00 del 25
aprile, il personale iniziò a ridurre la potenza del reattore dal valore nominale, a cui stava
funzionando, ed alle 13:05 il turbogeneratore n. 7 venne posto fuori servizio, con il reattore a 1,600
MWt. La potenza elettrica continuò ad essere prelevata solamente dal gruppo turbogeneratore n. 8.
Alle 14:00 il sistema di ECCS veniva sconnesso, come previsto dal programma; tuttavia, per
esigenze di dispacciamento della rete elettrica, lo spegnimento del reattore No. 4 venne ritardato e
pertanto l’unità continuò a funzionare con l’ECCS fuori servizio, in violazione delle prescrizioni
operative.
Alle 23:10 si riprese la discesa di carico; secondo il programma la prova doveva essere effettuata ad
una potenza di 700. ÷ 1,000 MWt, proprio per evitare il coefficiente positivo di potenza che si ha a
livelli inferiori. Tuttavia, quando il sistema automatico di regolazione della potenza venne sconnesso,
cosa che secondo le prescrizioni operative andava fatta a bassa potenza, l’operatore non fu
Parte III: Componenti
127
Impianti Nucleari
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sufficientemente veloce nell’intervento e conseguentemente la potenza dell’impianto discese al di
sotto di 30. MWt.
Solamente alle ore 1:00 del 26 aprile l’operatore riuscì a stabilizzare la potenza intorno a 200. MWt,
poiché l’avvelenamento del reattore, per effetto dell’accumulo di xeno, stava continuando ed un
ulteriore aumento di potenza era impedito dal piccolo eccesso di reattività disponibile che, in quel
momento, era sostanzialmente al di sotto di quello prescritto.
Ciò nonostante, si decise di effettuare le prove previste. Alle ore 1:03 ed 1:07 furono messe in
servizio le due pompe di riserva. Poiché le perdite di carico del reattore, a queste potenze, erano
sostanzialmente inferiori a quelle del livello programmato di potenza, con tutte le otto pompe in
funzionamento la portata salì a 56,000 ÷ 58,000 m3/h e, per qualche pompa, a 8,000 m3/h, cosa che
significava una violazione delle prescrizioni. Una simile situazione è proibita a causa del pericolo di
un guasto nelle pompe e della possibilità di innescare delle vibrazioni nelle tubazioni principali per
effetto della cavitazione. L’aumento di portata provocò una riduzione nella produzione di vapore e
quindi una discesa della pressione nei corpi cilindrici e la variazione di altri parametri del reattore. Gli
operatori tentarono manualmente di ripristinare i valori dei principali parametri del sistema soprattutto pressione e livello nei corpi cilindrici - ma riuscirono solo parzialmente nello scopo.
A questo punto essi videro abbassarsi la pressione nei corpi cilindrici di 5 ÷ 6 bar ed il livello
dell’acqua al di sotto del valore d’emergenza. Allo scopo di evitare lo spegnimento automatico del
reattore essi inibirono i segnali di protezione d’emergenza collegati a questi parametri.
Contemporaneamente la reattività continuava a scendere lentamente. Alle ore 1:22:30 un operatore
vide, da un stampa del calcolatore, che l’eccesso di reattività aveva raggiunto un valore tale da
imporre l’immediato spegnimento del reattore. Nondimeno, gli operatori non furono fermati da ciò e
iniziarono gli esperimenti.
Alle ore 1:23:04 le valvole d’intercettazione del gruppo turbogeneratore n. 8 furono chiuse. Il
reattore continuò a funzionare a circa 200. MWt, in quanto il sistema di arresto rapido, comandato
dalla chiusura di queste valvole, era stato inibito al fine di poter eventualmente ripetere
l’esperimento; ciò significava un’ulteriore deviazione dal programma previsto e di fatto risultò la più
grave in assoluto.
Poco dopo l’inizio dell’esperimento, la potenza incominciò a salire lentamente. Alle 1:23:40 il
capoturno diede l’ordine di schiacciare il pulsante AZ-5, che avrebbe dovuto inserire nel nocciolo
tutte le barre di controllo e di arresto rapido. Le barre caddero, ma dopo pochi secondi si sentì un
certo numero di scosse: l’operatore vide che le barre si erano fermate, senza inserirsi completamente
fino al fermo inferiore, ed allora tolse corrente ai servomotori, per far cadere le barre per peso
proprio.
Secondo degli osservatori all’esterno dell’unità 4, a circa le 1:24, si verificarono due esplosioni in
sequenza, pezzi di materiale infiammato e faville vennero sparati nell’atmosfera sopra il tetto
dell’edificio reattore e qualcheduno cadde sul tetto della sala macchine, originando un incendio.
4.8.2.1 Analisi dell’incidente
Mediante un programma di calcolo si cercò di ricostruire le sequenze degli eventi. Il reattore operava
non stabilmente a partire dalle ore 1:00 del 26 aprile e gli operatori continuarono a introdurre nuove
perturbazioni, al fine di stabilizzare i parametri del sistema. In queste condizioni si effettuò un
confronto tra i dati reali registrati e quelli calcolati, per un tempo sufficientemente lungo,
comprendente diversi effetti sul reattore. I risultati furono molto soddisfacenti, dimostrando la
capacità del modello matematico di riprodurre l’effettivo comportamento dell’impianto.
Al fine di avere la miglior idea dell’influenza degli eventi precedenti sull’evoluzione dell’incidente, si
analizzarono i dati a partire dalle ore 1:19:00, cioè 4 minuti prima dell’inizio dell’esperimento.
128
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
L’operatore stava iniziando una delle operazioni relative all’alimentazione di acqua nei corpi
cilindrici, la seconda dopo le 1:00, operazione che produsse notevoli perturbazioni nel sistema
controllato. Conoscendo in quel momento l’esatta posizione delle barre, in base alle registrazioni, si è
potuto definire le condizioni iniziali. L’operatore iniziò ad alimentare i corpi cilindrici per evitare una
significativa caduta del livello d’acqua e, dopo circa 30. s, riuscì a mantenere il livello, aumentando la
portata di tre volte. Da quel momento decise probabilmente di mantenere il livello raggiunto, poiché
la portata d’acqua continuò a salire e, dopo un minuto, era quattro volte il valore iniziale.
Non appena l’acqua più fredda proveniente dai corpi cilindrici raggiunse il nocciolo, si ridusse
sostanzialmente la produzione di vapore e ciò, a sua volta, fece salire le barre della regolazione
automatica per compensare la reattività negativa dovuta alla diminuzione del grado di vuoto (a questi
livelli di potenza il reattore aveva un coefficiente di vuoti positivo, al contrario dei BWR occidentali).
Entro 30. s queste barre di regolazione salirono fino al fermo superiore e da lì in avanti l’operatore
continuò l’estrazione delle barre manuali, riducendo così “l’eccesso di reattività” (questa operazione
non fu registrata nel libro- giornale, ma senza farla non si poteva mantenere la potenza a 200. MWt).
Estraendo le barre manuali, l’operatore produsse una sovra-compensazione e una barra automatica si
inserì di 1.8 m.
La riduzione nella generazione di vapore comportò anche una piccola riduzione di pressione. Entro
circa un minuto, alle 1:19:58, il sistema di scarico rapido del vapore, attraverso il quale si scaricava
al condensatore l’eccesso di vapore, venne chiuso. Ciò rallentò un po’ la discesa di pressione ma ciò
nondimeno, fino all’inizio della prova, la pressione nel reattore continuò a scendere lentamente
(durante questo periodo diminuì più di 5 bar).
Alle 1:22:30 il sistema di controllo centrale stampò i valori della distribuzione di potenza e la
posizione di tutte le barre. A questo istante si è cercato di correlare i valori calcolati con i dati
misurati dei flusso neutronico. La distribuzione spaziale del flusso neutronico rilevata era la
seguente: nella direzione radiale-azimutale si aveva praticamente la forma convessa ma, nella
direzione verticale, si avevano due gobbe, mediamente con un maggior valore nella parte superiore
del nocciolo. Ciò era del tutto congruente con la situazione esistente a quel momento: un nocciolo
bruciato, praticamente tutte le barre fuori, una maggior quantità di vapore nella metà superiore ed un
maggior avvelenamento da Xe nella zona centrale del reattore rispetto alle zone periferiche. Alle
1:22:30 “l’eccesso di reattività” era solamente di 6 ÷ 8 barre, cioè non più della metà del minimo
ammesso delle prescrizioni operative ed il reattore era quindi in una condizione anomala e non
permessa.
Alle 1:23:00 i parametri del reattore erano più vicini alla stabilità che in ogni altro istante precedente
considerato e la prova ebbe inizio. Un minuto prima l’operatore aveva ridotto bruscamente la portata
d’acqua ai corpi cilindrici e, con il ritardo dovuto al tempo di transito, ciò fece salire la temperatura
dell’acqua all’ingresso del reattore.
Alle 1:23:04 iniziò l’esperimento con la chiusura delle valvole d’intercettazione al gruppo
turbogeneratore n. 8. A causa della riduzione della portata di vapore dai corpi cilindrici, la pressione
iniziò a salire lentamente (0.06 bar/s in media). La portata totale all’acqua attraverso il reattore iniziò
a diminuire, per il fatto che quattro delle otto pompe erano collegate con il turbogeneratore n.8
ormai in fase di rallentamento.
L’aumento di pressione da un lato e la riduzione della portata di ricircolo, insieme con quella di
alimento ai corpi cilindrici dall’altro, sono fattori antagonisti nel determinare la frazione volumetrica
del vapore e quindi la potenza del reattore. Un aspetto che merita particolare attenzione è che, nella
condizione raggiunta dal reattore, una piccola variazione di potenza determinava una assai maggiore
variazione della frazione volumetrica di vapore rispetto a quella che si sarebbe avuta alla potenza
nominale. L’effetto complessivo di questi fattori portò, in ultima analisi, ad un aumento di potenza e
questa fu la circostanza che fece scattare l’azionamento del pulsante AZ-5. Ciò avvenne alle 1:23:40
Parte III: Componenti
129
Impianti Nucleari
RL (812) 99
e le barre di arresto rapido iniziarono l’inserzione. In quest’istante le barre di regolazione automatica,
per compensare parzialmente la precedente salita di potenza, erano già nella parte inferiore del
reattore, ma praticamente tutte le altre erano nella parte superiore. Nella situazione che si era creata,
le violazioni effettuate dagli operatori avevano seriamente ridotto l’efficacia del sistema di protezione
d’emergenza. Entro 3. s la potenza salì oltre i 530. MWt ed il periodo totale d’escursione fu molto
inferiore ai 20 s. Il coefficiente positivo dei vuoti peggiorò la situazione e l’unico effetto che
parzialmente compensò la reattività positiva fu quello Doppler. Si calcolò che alla fine del transitorio
la potenza fosse salita a 100 volte il valore nominale.
La progressiva riduzione della portata d’acqua attraverso i canali del reattore al salire della potenza
determinò una intensa formazione di vapore e poi l’ebollizione nucleata, il surriscaldamento del
combustibile, la sua distruzione, un’improvvisa crescita nell’ebollizione dell’acqua per la dispersione
di particelle del combustibile disintegrato, una rapida e brusca salita di pressione nei canali, la
distruzione dei canali stessi ed infine un’esplosione che distrusse il reattore e parte dell’edificio,
rilasciando nell’ambiente circostante i prodotti di fissione.
Nel modello matematico la disintegrazione del combustibile fu simulata da un brusco aumento della
superficie di scambio quando la densità di potenza del combustibile superò le 300 kcal/kg. Fu
esattamente in quel momento che la pressione nel nocciolo salì fino al punto in cui si verificò una
brusca riduzione della portata di ricircolo (le valvole di non ritorno erano chiuse). Ciò è evidente dai
risultati ottenuti con il modello matematico e dai dati registrati in centrale. Soltanto la rottura dei
canali ripristinò parzialmente la portata ma tuttavia, a questo punto, l’acqua non entrò più nei canali
integri, ma nella zona reattore. La formazione di vapore e la rapida salita di temperatura del nocciolo
creò le tipiche condizioni per la reazione zirconio - acqua e per altre reazioni esotermiche. Come
risultato si formò una miscela di gas, contenente idrogeno ed ossido di carbonio, che
successivamente provocò un’esplosione, a causa del contatto con l’ossigeno dell’aria.
4.8.2.2 Cause dell’incidente
La sequenza presentata appartiene chiaramente agli incidenti di inserimento di un eccesso di
reattività. Il progetto del reattore, incluso il suo sistema di protezione, e le prescrizioni tecniche
dovevano impedire il determinarsi di questa situazione. Tra le prescrizioni più importanti c’è quella
relativa alla non ammissibilità di ridurre l’eccesso di reattività operativo al di sotto di 30 barre di
controllo.
Invece, la procedura prevista e soprattutto la sua esecuzione comportarono numerose violazioni
delle prescrizioni operative: le più importanti sono elencate nella Tabella 4.6. L’obiettivo fu quello di
completare le prove nel modo più rapido possibile ma il comportamento degli operatori ha
evidenziato la loro scarsa familiarità con le peculiari caratteristiche dei processi nucleari e la mancata
sensibilità dei pericoli coinvolti.
4.8.2.3 Informazioni aggiornate sull’incidente
La descrizione riportata nei paragrafi precedenti addossa la responsabilità dell’accaduto più
all’insipienza degli operatori che alla presenza di difetti nella concezione e realizzazione del reattore
e alla scarsa attenzione dell’apparato nucleare sovietico verso gli aspetti della sicurezza.
All’inizio del 1993 è stato emesso un nuovo rapporto IAEA INSAG-7, che aggiorna quello su cui è
basata la descrizione qui riportata. Tale documento sposta sensibilmente i termini della questione.
Conviene qui sintetizzare le principali conclusioni indicate sul rapporto INSAG-7 circa i fattori che
contribuirono all’incidente.
•
130
Attualmente si ritiene che l’incidente sia stato principalmente il risultato del concorso dei
seguenti fattori: specifiche caratteristiche fisiche del reattore; specifiche caratteristiche di
progetto degli elementi di controllo del reattore; il fatto che il reattore venne portato ad uno stato
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
non specificato dalle procedure o non investigato da organismi di sicurezza indipendenti. La cosa
più importante è che le caratteristiche fisiche del reattore resero possibile il suo comportamento
instabile.
•
Due incidenti precedenti in reattori RBMK, uno a Leningrado (Unità 1 nel 1975) ed uno a
Chernobyl (Unità 1 nel 1982) per una rottura del combustibile, avevamo già indicato le principali
debolezze nelle caratteristiche e nella gestione delle unità RBMK. Qualcuno ritiene che
l’incidente di Leningrado sia stato il precursore di quello di Chernobyl. Tuttavia gli insegnamenti
ricavati da questi incidenti provocarono soltanto delle modifiche di progetto e dei miglioramenti
molto limitati nelle procedure operazionali a causa della mancanza di comunicazioni e di scambio
di informazioni tra le differenti organizzazioni responsabili del funzionamento del reattore; in
particolare, il gruppo operativo di Chernobyl non fu consapevole della natura e delle cause
dell’incidente di Leningrado.
•
Non è certo che cosa abbia iniziato l’escursione di potenza che distrusse il reattore. Una parte
della reattività positiva venne probabilmente creata dalla crescita dei vuoti, non appena crollò la
portata. L’aggiunta di un’ulteriore reattività positiva mediante l’inserzione delle barre di
controllo e sicurezza, che erano state completamente estratte durante la prova, fu probabilmente
un fattore che contribuì in modo decisivo all’incidente. Quest’effetto fu il risultato di un erroneo
progetto delle barre, la cui presenza venne scoperta nell’impianto di Ignalina nel 1983: è questo il
cosiddetto arresto rapido positivo, che consisteva in un aumento di reattività non appena le barre
entravano in reattore e poi in un inversione di segno, con conseguente riduzione di reattività,
soltanto quando queste vi penetravano maggiormente. Tuttavia, nessuna azione correttiva venne
attuata, né si diede seguito alle informazioni al riguardo.
•
Si può dire che l’incidente sia derivato da una deficiente cultura di sicurezza, esistente non
soltanto nell’impianto di Chernobyl, ma in tutte le organizzazioni nucleari sovietiche di progetto,
di gestione e di autorizzazione.
•
L’importanza data nel precedente rapporto alla responsabilità degli operatori viene qui attenuata.
Certe azioni degli operatori definite come violazioni delle regole, non lo erano affatto. L’INSAG
è dell’opinione che le azioni più critiche degli operatori furono mal giudicate. Come sottolineato
in precedenza, il fattore umano deve però ancora essere considerato come l’elemento principale
nel determinare l’incidente. La cattiva qualità delle procedure operative e delle istruzioni e la loro
contraddittorietà determinò comunque un grave onere per gli operatori. Bisogna anche notare
che il tipo e la qualità della strumentazione come anche le disposizioni delle sale di controllo
resero difficile la rivelazione di condizioni non sicure del reattore. Tuttavia, le regole di
funzionamento furono violate e le barre di controllo e sicurezza furono messe in una
configurazione che avrebbe compromesso la protezione di emergenza del reattore, anche se il
progetto delle barre non fosse stato difettoso per quanto riguarda il già menzionato arresto
rapido positivo. La cosa più riprovevole è che cambiamenti non approvati della procedura
sperimentale vennero deliberatamente effettuati sul momento, nonostante si sapesse che
l’impianto era in una condizione molto diversa da quella prevista per la prova.
•
Con il nuovo rapporto non si smentisce quello precedente né si alterano le sue conclusioni
eccetto per quello qui indicato. Per riassumere le nuove informazioni hanno evidenziato un
numero più ampio di problemi che contribuirono all’incidente che includono:
♦ Un impianto già al di sotto degli standard di sicurezza al momento del progetto e con
caratteristiche contrarie alla sicurezza;
♦ Inadeguatezza delle analisi di sicurezza;
♦ Insufficiente attenzione alle revisioni indipendenti di sicurezza;
Parte III: Componenti
131
Impianti Nucleari
RL (812) 99
♦ Inadeguatezza e inefficacia dello scambio di informazioni di sicurezza tra gli operatori e tra gli
operatori ed i progettisti;
♦ Inadeguata incomprensione da parte degli operatori degli aspetti di sicurezza del loro impianto;
♦ Insufficiente rispetto da parte degli operatori dei requisiti formali delle procedure operative e di
prova;
♦ Insufficienza nel sistema autorizzativo, incapace di opporsi alle pressioni della produzione;
♦ Generale carenza di cultura di sicurezza sia a livello locale che nazionale.
Violazione
Motivo
Conseguenza
Riduzione del “margine di
Cercare di uscire dal “pozzo di Il sistema di protezione di
reattività” operativo al di sotto
xeno”
emergenza era inefficace
del valore ammesso
La potenza scese ben al di sotto Errore
dell’operatore
del
livello
previsto
dal disinserire il sistema
programma delle prove
controllo automatico
nel Il reattore risultò essere in una
di condizione
difficile
da
controllare
Messa in funzione di tutte le
La temperatura dell’acqua nel
Andare incontro alle esigenze
pompe, con le singole portate
circuito di ricircolazione si
delle prove
superiori ai livelli prescritti
avvicinò alla saturazione
Blocco
del
sistema
di
Perdita della possibilità di
L’intenzione, se necessario, di
protezione basato sul segnale di
spegnimento automatico del
poter ripetere l’esperimento
arresto dei due turbogeneratori
reattore
Blocco
del
sistema
di Effettuare le prove nonostante Il sistema di protezione basato
protezione basato sul livello e il comportamento instabile del sui parametri termici fu
pressione nel corpo cilindrico
reattore
completamente eliminato
Esclusione del sistema ECCS
Evitare l’intervento spurio
Perdita della possibilità di
dello
ECCS durante lo
ridurre l’entità dell’incidente
svolgimento dell’esperienza
Tabella 4.6: Le più importanti violazioni delle prescrizioni operative commesse dal personale.
4.8.2.4 Limitazione delle conseguenze
Il pericolo potenziale che del combustibile fuso potesse creare le condizioni per la formazione di una
massa critica, richiese l’adozione di adeguate misure immediate. Inoltre, il reattore continuava a
rilasciare significative quantità di radioattività nell’ambiente.
Un gruppo di specialisti iniziò a ricoprire il reattore con composti di boro, dolomite, sabbia, argilla e
piombo, fatti cadere da elicotteri, circa 5,000 t in tutto dal 27 aprile al 10 maggio. Come risultato il
reattore fu ricoperto da uno strato friabile di materiale che assorbiva fortemente le particelle di
aerosol. A partire dal 6 maggio il rilascio di radioattività scese considerevolmente.
Si risolse inoltre contemporaneamente il problema di ridurre la temperatura di combustibile
iniettando azoto in pressione nello spazio sotto la volta del reattore, anche per abbassare il contenuto
di ossigeno.
132
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
Per eliminare la possibilità, per altro estremamente bassa, che i livelli inferiori della struttura
venissero distrutti, è stato costruito in tutta fretta un sistema di asportazione del calore sottostante le
fondazioni dell’edificio.
Alla fine di maggio i rilasci non superavano alcune decine di curie al giorno, la temperatura nella
volta era stabile e le massime temperature delle varie parti del reattore erano di poche centinaia di
gradi centigradi, con la tendenza a diminuire al ritmo di 0.5 °C/giorno. La platea sotto il reattore è
ancora intatta e la maggior parte del combustibile (96%) è localizzato entro la volta del reattore e i
compartimenti delle linee acqua - vapore e delle linee inferiori dell’acqua.
4.8.2.4.1 Rilasci radioattivi
Il rilascio di radioisotopi avvenne in un lungo periodo, che può essere suddiviso in quattro stadi.
1. Nel primo stadio vi fu un rilascio di combustibile disperso, la cui composizione radioisotopica
corrispondeva grosso modo a quella del combustibile irraggiato, arricchita negli isotopi volatili
come lo iodio, il tellurio, il cesio ed i gas inerti.
2. Nel secondo stadio - dal 26 aprile al 7 maggio 1986 - l’entità del rilascio diminuì per effetto dei
provvedimenti presi per arrestare la combustione della grafite e per filtrare i rilasci stessi. La
composizione era praticamente la stessa del periodo 1., in quanto il combustibile finemente
disperso veniva portato fuori dal reattore da un flusso di aria calda e dei prodotti di combustione
della grafite.
3. Il terzo stadio fu caratterizzato da un brusco aumento dell’entità del rilascio. All’inizio esso fu
formato principalmente da composti volatili, specialmente iodio, ma successivamente la
composizione divenne ancora simile a quella del combustibile irraggiato (6 maggio). Questo
ripido aumento fu dovuto al riscaldamento del combustibile al di sopra di 1,700. °C, per effetto
del calore di decadimento. La temperatura fece migrare i prodotti di fissione e trasformare la
composizione dell’ossido di uranio, il che provocò la fuga dei prodotti di fissione sotto forma di
aerosol, nei prodotti di combustione della grafite.
4. Il quarto ed ultimo stadio, a partire dal 6 maggio, fu caratterizzato da una rapida discesa dei
rilasci. Ciò fu il risultato delle misure prese, della formazione di composti ad elevata temperatura
di fusione dei prodotti di fissione, della stabilizzazione e del successivo abbassamento della
temperatura del combustibile.
Il rilascio totale di prodotti di fissione, escludendo i gas inerti radioattivi, fu all’incirca di 50. 106
curie (1.85 108 Bq) o circa il 3.5% della quantità totale di radioisotopi contenuti nel reattore al
momento dell’incidente. Questi dati furono valutati il 6 maggio e tengono conto del decadimento
radioattivo. Il rilascio finì praticamente quel giorno.
4.8.3 Considerazioni finali
In Unione Sovietica al momento dell’incidente erano in funzione parecchi impianti nucleari del tipo
RBMK. Si decise per questo tipo di reattore di adottare dei provvedimenti immediati per ottenere un
migliore livello di sicurezza:
•
modificare gli interruttori di fermo di tutte le barre di controllo, in modo tale che tutte le barre
siano sempre inserite nel nocciolo per un minimo di 1.2 m;
•
aumentare il numero delle barre di controllo del tipo assorbente costantemente presenti nel
nocciolo a 70 ÷ 80, in modo da ridurre il valore positivo del coefficiente di vuoto.
Successivamente l’arricchimento del combustibile è passato dal 2 al 2.4% e si è inserito un numero
maggiore di barre assorbitrici, in modo da non raggiungere mai la criticità pronta, per qualsiasi
Parte III: Componenti
133
Impianti Nucleari
RL (812) 99
cambiamento della densità del fluido termovettore. Altre modifiche hanno riguardato la
strumentazione ed i comandi di arresto rapido.
L’incidente di Chernobyl rappresenta indubbiamente l’evento più critico sulla strada dello
sfruttamento pacifico dell’energia nucleare. Tuttavia, senza voler minimamente sottovalutare la
gravità dell’avvenimento, non si può non rilevarne l’eccezionale anomalia, sia in termini assoluti sia
in termini relativi rispetto ad altri impianti.
Prima di tutto si tratta di una tipologia di reattore molto particolare, sviluppato e impiegato soltanto
in Unione Sovietica, e guardato sempre con sospetto da molti osservatori, proprio per le sue
peculiari caratteristiche poco favorevoli alla sicurezza, che possono essere così sintetizzate:
•
la coesistenza nel nocciolo di materiali che possono reagire chimicamente in modo esotermico e
con formazione di gas infiammabili;
•
il comportamento intrinsecamente instabile;
•
le carenze del sistema di contenimento;
•
la scarsa rapidità d’intervento del sistema di arresto rapido.
A ciò si aggiunsero eventi quantomeno incomprensibili e cioè:
•
l’esecuzione di un programma di prove su un reattore di potenza, sulla base di una procedura
generica che non aveva ottenuto la necessaria autorizzazione;
•
l’affidamento della responsabilità della prova a un operatore poco competente della problematica
del nocciolo;
•
l’esecuzione di svariate operazioni che erano in palese contrasto non solo con la procedura, ma
anche con il buon senso ingegneristico.
Pertanto, l’eccezionalità del contesto tecnologico, procedurale e operativo non consente di trarre
utili insegnamenti impiantistici, come è avvenuto per l’incidente di TMI, né giustifica le perplessità e i
timori sull’intera tecnologia nucleare. In realtà si sono avute conferme indirette di convinzioni e linee
di tendenza già presenti nella concezione della sicurezza nel mondo occidentale e cioè
dell’importanza:
•
del sistema di contenimento, per ridurre sostanzialmente la quantità dei prodotti radioattivi
rilasciati all’ambiente esterno;
•
del controllo automatico degli impianti, in modo da rendere sempre meno determinante
l’intervento umano;
•
dei sistemi di diagnosi, che forniscano all’operatore l’esatto stato dell’impianto durante qualsiasi
transitorio;
•
di impedire i transitori nucleari, che possono portare alla distruzione delle barriere poste a difesa
del rilascio dei prodotti radioattivi;
•
di gestire in modo corretto l’emergenza così da minimizzare i rischi per la popolazione;
•
dell’istruzione degli operatori, in modo che siano consci dei potenziali problemi di sicurezza
dell’impianto;
•
della necessità di una informazione corretta e tempestiva a livello internazionale, in modo che le
autorità possano prendere i provvedimenti più idonei per limitare il pericolo per la popolazione.
Infine, si è avuta la percezione tangibile che la sicurezza nucleare è un problema che oltrepassa le
barriere nazionali e che quindi ogni scelta riguardante lo sviluppo dell’energia nucleare non è
appannaggio di un singolo Paese, ma riguarda l’intera comunità internazionale.
134
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
5. FABBRICAZIONE DEL COMBUSTIBILE
5.1 Ciclo del combustibile
Per ciclo del combustibile si intende l'insieme di trasformazioni subite dal combustibile nucleare dal
momento in cui viene estratto dalla miniera sino al momento in cui viene immagazzinato come rifiuto
radioattivo. Per molti anni sono stati studiati diversi possibili cicli, legati o al tipo di combustibile (U,
Pu o Th) od alla filiera. Nel seguito saranno presi in esame solamente due cicli, i più utilizzati in
relazione al fatto che i LWR sono i reattori più diffusi. I due cicli si differenziano essenzialmente per
la presenza di una fase in cui si recupera parte del fissile presente nel combustibile spento per
reintrodurlo nel nocciolo come combustibile fresco.
5.1.1 Ciclo aperto
Il ciclo sino ad oggi più usato è il cosiddetto “ciclo aperto”, riportato in Figura 5.1 di cui si
descrivono brevemente le fasi.
In generale, una miniera di uranio
contiene minerali che per la
maggior parte sono sotto forma di
pechblenda e uranite (formula
generica x(UO2)y(U3O8), con
rapporto tra y ed x compreso tra 0
e 2), in quantità che vanno dallo
0.1% al 12÷18% (quest’ultimo
valore è relativo a miniere
canadesi). Il minerale estratto
viene arricchito direttamente sul
posto7 in U3O8, sino ad un tenore
di circa il 50%, con l'impiego di
mezzi fisici quali la frantumazione,
la vagliatura, il lavaggio, la
flottazione e la separazione per
gravità. L’uranio viene estratto dal
minerale mediante attacco con
acido solforico; in questo modo si
riesce a separarlo da altri elementi
Figura 5.1: Ciclo aperto del combustibile.
non desiderati come il radio,
sempre presente nelle miniere di
uranio. Si ottiene così una polvere gialla che va sotto il nome di “yellow cake”. Questa raggiunge
l'impianto di purificazione dove, attraverso procedimenti di estrazione con solvente (molto spesso,
come si vedrà in seguito, si utilizza n-tributil-fosfato), viene concentrata e trasformata in UF6 (in
forma gassosa a temperatura leggermente superiore a quella ambiente) che è a sua volta trasportato
all'impianto di arricchimento. Questi impianti, a causa del loro elevato costo, si trovano solo in paesi
che hanno tecnologie evolute in campo nucleare e spesso uno stesso impianto è utilizzato per la
produzione di fissile destinato a più paesi (p.e., alla realizzazione dell’impianto di Tricastin
7
Quando si estrae dalla miniera un materiale presente in piccole percentuali, si preferisce effettuare direttamente sul
posto una prima fase di purificazione per evitare di dover trasportare inutilmente enormi quantità di materiale.
Parte III: Componenti
135
Impianti Nucleari
RL (812) 99
parteciparono Belgio, Francia, Italia e Spagna). Attualmente l’arricchimento è ottenuto con quattro
diversi metodi: diffusione gassosa, centrifugazione, separazione per ugello e fotoionizzazione.
Ognuno di questi metodi sfrutta un processo fisico nel quale è possibile separare due nuclei aventi
diversa massa, per aumentare la quantità di U235. A seconda di quello che sarà l'utilizzo, l'uranio
viene arricchito sino ad un certo valore dell’arricchimento r, così definito:
r=
peso di U 235
peso totale di Uranio
La fase di arricchimento è una delle più costose di tutto il ciclo poiché richiede un notevole consumo
di energia elettrica. Per il suo funzionamento, l’impianto ha bisogno di un'enorme portata dei gas che
ricircolano al suo interno ed il numero di stadi di arricchimento, e di conseguenza le relative portate
di ricircolo, sono direttamente proporzionali al valore di r. Ad esempio, per la produzione di 1. kg di
uranio con arricchimento del 3% occorrono circa 10,000. kWh [Glasstone 1994].
Nel caso in cui si produca combustibile per LWR, circa l'85% dell'uranio naturale che entra viene
scartato come uranio depleto, mentre si utilizza solo un 15% del materiale come uranio arricchito al
3.5%. Sempre sotto forma di UF6, l'uranio raggiunge l'impianto di fabbricazione del combustibile
dove è trasformato in ossido UO2 che, sinterizzato in piccoli cilindri, a loro volta impilati in camicie,
va a formare le barrette di combustibile. Queste sono assemblate in modo da formare reticoli che
costituiscono l'elemento di combustibile definitivo.
Sotto questa forma, il combustibile produce energia termica all'interno del reattore per un periodo di
circa tre anni. Al termine del ciclo “in vessel”, esso contiene ancora una percentuale di fissile, U235 e
Pu239, intorno allo 0.7÷0.8%. Nel caso in cui il ciclo sia aperto, il combustibile esausto viene posto
in apposite piscine. Dopo circa cento giorni (corrispondenti al decadimento della gran parte dello
iodio presente), si procede alla sua deposizione in luoghi geologicamente stabili.
Attualmente il ciclo aperto è stato scelto da paesi come Stati Uniti e Svezia. Questa ha proposto un
particolare metodo per lo stoccaggio dei rifiuti nucleari che si basa sull'inglobamento dell'intero
elemento di combustibile in un doppio contenitore di acciaio e rame8.
8
L’SKB ha iniziato nel 1994 [SKB, 1994] un’attività di ricerca per lo smaltimento dei rifiuti ad alta attività. E’
prevista la deposizione, a partire dal 2008, di circa 8,000. tonnellate di combustibile in gallerie ad una profondità di
500. m. L’elemento di combustibile è posto all’interno di un recipiente cilindrico (0.9 m di diametro, 5 m di altezza)
realizzato con una doppia parete acciaio e rame, il primo per resistere alle sollecitazioni meccaniche mentre il rame
proteggere dalla corrosione.
136
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
5.1.2 Ciclo Chiuso
Il ciclo chiuso è oggi seguito da paesi
europei come
Belgio,
Francia,
Germania ed Inghilterra e dal
Giappone. Le fasi di questo ciclo sono
le stesse del ciclo aperto, con la
differenza che si aggiunge la fase
terminale di riprocessamento del
combustibile. E’ questa una fase in cui
il combustibile che esce dal reattore
viene trattato chimicamente in modo da
separare il materiale fissile ancora
presente, per
riutilizzarlo
nella
produzione di nuovo combustibile.
In Figura 5.2 si nota come dalla fase di
riprocessamento escano uranio e
plutonio. Il primo deve di nuovo subire
un processo di arricchimento perché il
suo contenuto in U235 è molto basso,
mentre il secondo, dato che per la gran
Figura 5.2: Ciclo chiuso del combustibile.
parte si tratta di Pu239, non necessita di
arricchimento
e
può
rientrare
direttamente nella fase di fabbricazione dell'elemento di combustibile.
Il plutonio così ottenuto può essere utilizzato sia assieme all'uranio, in modo da formare una miscela
di ossidi che vanno sotto il nome di MOX, sia da solo come combustibile nei FBR.
Come si può osservare il ciclo chiuso è molto più efficiente in quanto rende minimo, a parità di
energia prodotta, il consumo di uranio. Nonostante questo, il ciclo chiuso è oggi ancora
economicamente svantaggioso, dal momento che il prezzo dell'uranio è molto basso [Hippel, 1993],
[Decressin, 1995] mentre da fonti BNFL [BNFL, Internet] si riporta che “in certe circostanze i
MOX potrebbero essere più economici di un 30% rispetto all’uranio convenzionale”. Secondo
alcune stime, sembra che gli impianti di riprocessamento diverranno vantaggiosi, se non
economicamente indispensabili, a partire dal 2050. Ciò non toglie che anche oggi Francia, Germania,
Svizzera e Belgio utilizzino MOX nei loro LWR.
5.2 Giacimenti e Minerali di Uranio
L'uranio si trova in natura sotto forma di ben 150 minerali diversi. Tali minerali raramente si trovano
allo stato isolato, ma nella maggior parte dei casi sono presenti in rocce di diverso tipo. La
concentrazione di uranio nei giacimenti oggi ragionevolmente sfruttabili è dell'ordine dello 0.1%.
I minerali di uranio si dividono in due categorie:
a) minerali primari, contenuti generalmente in rocce filoniane a grana grossa (pegmatiti),
presumibilmente formatisi nello stadio terminale del processo di solidificazione di intrusioni
magmatiche acide;
b) minerali secondari, generatisi per modificazione idrotermale o meteorica dei minerali primari.
Tra i minerali primari più importanti si ricordano l'uranite, la pechblenda, la brannerite e la davidite.
Tra i minerali secondari, quelli più importanti sono: la autunite e la carnotite.
Nella Tabella 5.1 sono riportate le composizioni e le localizzazioni dei principali minerali dell'uranio.
Parte III: Componenti
137
Impianti Nucleari
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Tabella 5.1: Principali minerali dell’uranio.
5.3 Estrazione dell'Uranio
I processi che, a partire dai minerali uraniferi, terminano con il prodotto finito (uranio metallico, e
più spesso ossido di uranio) possono essere raggruppati nelle fasi seguenti:
a) prospezione geologica;
b) coltivazione del giacimento;
c) concentrazione dei minerali di uranio;
d) purificazione dei concentrati di uranio;
e) processi metallurgici per l'ottenimento del combustibile impiegato nei reattori nucleari.
Le fasi a) e b) di prospezione e di coltivazione utilizzano metodi non sostanzialmente diversi da quelli
classici dell'industria mineraria.
I problemi relativi alle fasi successive saranno esaminati, anche se in modo sommario, nei paragrafi
successivi.
Per quanto attiene alle fasi c) e d) si può affermare in linea generale che le basse concentrazioni
dell'uranio nei minerali consigliano la collocazione “in situ” degli impianti di trattamento, per evitare
eccessive spese di trasporto.
La fase e) avente per scopo l'ottenimento delle diverse specie chimiche nelle quali l'uranio è
praticamente utilizzabile si colloca, ovviamente, a valle dei processi di estrazione veri e propri.
5.4 Concentrazione dei Minerali di Uranio
Per la sua bassa concentrazione nei minerali presenti in natura, l'uranio non viene estratto dai minerali
stessi con metodi pirometallurgici, ma utilizzando processi idrometallurgici, ossia metodi per via
umida. Tali processi sono caratterizzati da costi più elevati rispetto a quelli per via secca, poiché
richiedono generalmente processi preliminari di preconcentrazione fisica. Ciò avviene nel caso
dell'uranio: la fase di preconcentrazione consiste nel macinare finemente il materiale e nel selezionare
i grani a più alta concentrazione di uranio mediante tecniche gravimetriche e di flottazione. Un
metodo specifico impiegato per materiali radioattivi consiste nella cosiddetta “cernita radiometrica”
che prevede una misurazione continua dell'intensità delle radiazioni emesse dai diversi grani ed una
138
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
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loro selezione automatica in funzione dell'intensità stessa. Vale la pena di osservare che in questo
modo vengono non utilizzate le significative quantità di uranio contenute nei minerali a bassa
concentrazione; ciò potrebbe non essere più accettabile qualora nel futuro si avesse un sensibile
aumento delle richieste di uranio.
La fase di preconcentrazione è seguita da un attacco del minerale effettuato mediante lisciviazione
acida o alcalina. L'attacco acido, che è quello più diffusamente impiegato, è effettuato con H2SO4 di
concentrazione tale da avere un pH finale prossimo all'unità. L'attacco alcalino è impiegato
esclusivamente nel caso di minerali contenenti carbonati.
L'attacco è seguito da una filtrazione per la separazione dei residui solidi: le soluzioni che si
ottengono hanno concentrazioni di uranio variabili tra 0.4 e 4. g/l a seconda delle condizioni di
attacco e del tenore di uranio nel minerale trattato.
Le soluzioni vengono poi trattate con resine a scambio ionico o con metodi di estrazione con
solventi. Senza entrare nei dettagli, si può dire che il prodotto finale viene generalmente precipitato
come diuranato di ammonio (ADU): (NH 4)2U2O7 con una concentrazione di uranio compresa fra il
60 ed il 70%.
5.5 Purificazione dei Concentrati di Uranio
La purificazione ha per scopo la rimozione dai concentrati di uranio dei materiali inerti non eliminati
dai precedenti trattamenti, in modo da ottenere un elevato grado di purezza, soprattutto rispetto agli
elementi aventi una significativa sezione di cattura per neutroni termici.
Il metodo seguito per la purificazione è normalmente quello per estrazione con solvente.
Il concentrato, costituito dal precipitato di diuranato di ammonio, viene macinato e quindi sciolto in
acido nitrico ottenendo una soluzione ad elevata concentrazione (circa 300. gU/l).
Tale soluzione è estratta con solvente organico in torri a controcorrente. La fase organica è lavata in
una seconda serie di colonne e quindi riestratta con acqua acida per HNO3 in una terza serie di
colonne.
Il prodotto finale del processo di purificazione è una soluzione di nitrato di uranile UO2(NO3)2 che
costituisce il punto di partenza per la produzione dei diversi composti dell'uranio.
5.6 Produzione dei Composti dell'Uranio e dell'Uranio Metallico
5.6.1 Generalità
La soluzione di nitrato di uranile proveniente dagli impianti di purificazione viene sottoposta a
processi di tipo diverso a seconda del prodotto che si vuole ottenere.
I più importanti fra i composti dell'uranio sono il biossido UO2 (ossido bruno) e l'esafluoruro UF6. Il
primo costituisce la forma chimica di gran lunga più importante per la fabbricazione del combustibile
dei reattori di potenza, il secondo è il composto utilizzato nei processi di arricchimento isotopico.
L'UO3 (ossido arancione) ed il tetrafluoruro UF4 (sale verde) sono prodotti intermedi per
l'ottenimento dell'UO2 e dell'UF6.
Dall'UF4, per riduzione con calcio o magnesio, è possibile ottenere uranio metallico (processo
Derby) che, con arricchimento naturale, costituisce il combustibile dei reattori Magnox. A parte
questa applicazione, peraltro ormai a termine, l'uranio metallico ha impieghi particolarmente modesti.
Parte III: Componenti
139
Impianti Nucleari
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5.6.2 Biossido di Uranio
Il biossido di uranio può essere ottenuto dalla soluzione di nitrato di uranile attraverso uno dei
metodi seguenti:
a) concentrazione della soluzione, denitrazione termica del sale a UO3 e riduzione del triossido con
H2 ad alta temperatura;
b) precipitazione con ammoniaca a diuranato di ammonio (ADU) e successiva calcinazione del
precipitato in ambiente riducente.
Il processo normalmente impiegato è il secondo. La precipitazione del nitrato di uranile con NH3
conduce a diuranato di ammonio che viene successivamente filtrato, calcinato e ridotto. Le
operazioni di calcinazione e riduzione sono generalmente condotte in forni a funzionamento continuo
in atmosfera di idrogeno. Il gas riducente ad elevata purezza (N2 + H2 ottenuti per decomposizione
termica dell'ammoniaca), introdotto dal basso, agisce da agente fluidizzante; l'omogeneizzazione del
letto è comunque garantita da un vibratore posto alla sommità del forno. Il risultato di queste
operazioni è l'UO2 in polvere pronto per le successive operazioni.
Le reazioni chimiche relative a questa fase di trasformazione possono essere così schematizzate:
2 UO2(NO3)2 + 6 NH4OH → 4 NH4NO3 + (NH4)2U2O7 + 3 H2O
(NH4)2 U2O7 → 2 NH3 + 2 UO3 + H2O
400 °C
2 UO3 + 2 H2 → 2 UO2 + 2 H2O
900 °C
L'ossido di uranio naturale costituisce il combustibile impiegato nei reattori ad acqua pesante del tipo
CANDU. In tutti gli altri reattori, ad eccezione dei Magnox, è impiegato biossido di uranio arricchito
che viene ottenuto, come sarà precisato nel seguito, dalla riconversione dell'esafluoruro in uscita
dagli impianti di arricchimento.
5.6.3 Esafluoruro di Uranio
Come è stato già detto, l’esafluoruro è il composto dell'uranio normalmente impiegato negli impianti
di arricchimento. L'esafluoruro di uranio si ottiene a partire dal biossido attraverso due processi
successivi:
a) trasformazione dell'UO2 in UF4 mediante reazione con acido fluoridrico:
UO2 + 4 HF → UF4 + 2 H2O
Tale reazione viene effettuata in letto fluidizzato a temperature comprese fra 500°C e 700°C.
b) fluorurazione dell'UF4 ad UF6 con fluoro:
UF4 (sol.) + F2 → UF6 (gas)
300 °C
L'esafluoruro di uranio a temperatura ambiente è un solido bianco con tensione di vapore pari a 112
mm Hg. Come si può notare dall'esame del suo diagramma di stato, riportato nella Figura 5.3, esso
140
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
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non esiste allo stato liquido per
temperature e pressioni inferiori a
quelle del suo punto triplo (64.02
°C; 1137.5 mm Hg).
La temperatura di sublimazione alla
pressione atmosferica è pari a 56.4
°C. Dal punto di vista della reattività,
l'esafluoruro di uranio è molto stabile
nei confronti di O2, N2 e Cl2 a
temperatura ambiente e reagisce
apprezzabilmente con l'idrogeno solo
al di sopra dei 300. °C. Reagisce
invece violentemente con l'acqua,
secondo la reazione esotermica:
UF6 + 2 H2O → UO2F2 + 4 HF
Questo fatto è importante per la
valutazione del potere corrosivo
indotto dalla presenza di umidità. Per
le sue caratteristiche fisiche,
Figura 5.3: Diagramma di stato dell’esafluoruro di uranio.
l'esafluoruro di uranio è il composto
utilizzato nei più importanti processi
di arricchimento isotopico (diffusione, centrifugazione, separazione con ugelli). In questi processi, le
caratteristiche fisiche dell'UF6 devono essere tali da garantire sempre l'esistenza della sola fase
gassosa; ciò comporta che i valori della pressione e della temperatura nella zona di lavoro siano
sicuramente al di sotto della linea che separa la fase gassosa dalle altre due fasi.
L'esafluoruro di uranio arricchito viene ritrasformato nel prodotto voluto attraverso opportune
reazioni chimiche, le più importanti delle quali sono quelle che portano alla produzione dell'UO2. In
questo caso l'UF6 viene idrolizzato iniettando il gas in una soluzione acquosa di ammoniaca:
2 UF6 + 14 NH3 + 7 H2O → (NH4)2U2O7 + 12 NH4F
Il diuranato di ammonio, isolato e purificato, viene quindi calcinato e ridotto a UO2, seguendo le
stesse procedure indicate nel paragrafo 5.6.2.
5.7 Arricchimento Isotopico dell'Uranio
Come è noto, la percentuale in peso dell'isotopo U235 nell'uranio naturale è pari a circa 0.711. Il
combustibile impiegato nella maggior parte (oltre il 90%) dei reattori nucleari di potenza deve avere
un tenore in U235 maggiore di quello dell'uranio naturale.
Nei reattori ad acqua leggera, per esempio, l'arricchimento del combustibile impiegato è intorno al
3%. Si è reso pertanto necessaria la individuazione di adeguate tecnologie e la predisposizione di
opportuni impianti (impianti di arricchimento) i quali, alimentati normalmente con composti
dell'uranio ad arricchimento naturale, siano in grado di fornire in uscita composti dell'uranio con una
percentuale in peso dell'isotopo U235 maggiore di quella caratteristica dell'uranio naturale. In uscita si
avrà conseguentemente anche produzione di composti dell'uranio con un tenore in U235 inferiore a
quello dell'uranio naturale (code del processo). Negli impianti di arricchimento isotopico attualmente
impiegati, il tenore in U235 delle code è pari a circa lo 0.2%.
Parte III: Componenti
141
Impianti Nucleari
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Il rapporto fra la quantità F di uranio naturale e la quantità P del prodotto arricchito dipende
ovviamente dal valore dell'arricchimento richiesto. Indicando con XP, XF, XW le percentuali in peso
dell'U235, rispettivamente, nel prodotto arricchito, nell'uranio naturale e nelle code, si avrà:
F X P − Xw
=
P X F − Xw
Ammettendo che XW sia pari allo 0.2%, per avere un kg di uranio al 3% è richiesta una quantità di
uranio naturale pari a:
F=
3 − 0.2
= 5.48 kg
0.711 − 0.2
Per l'ottenimento del prodotto arricchito sarà inoltre necessario spendere una certa quantità di lavoro
la cui valutazione viene effettuata facendo riferimento ad una funzione U che rappresenta il valore di
una certa quantità di materiale e che è un indice del lavoro necessario per ottenerlo. Indicando con P
la quantità del prodotto arricchito, la funzione U è proporzionale a P e dipende dal valore di X
secondo una funzione V(X) detta “funzione valore” o “potenziale di separazione”.
U = P V(X)
Si può dimostrare che la funzione V(X) ha la seguente espressione:
V( X) = (2 X − 1) ln
X
1− X
Il lavoro separativo per unità di prodotto vale allora:
[
]
ULS = V( X P ) − V( X w ) −
[
F
V( X F ) − V( X w )
P
]
Facendo riferimento alla relazione sopra riportata, si può immediatamente verificare che per ottenere
1. kg di uranio arricchito al 3% sono necessarie 4.306 unità di lavoro separativo.
Dopo queste brevi premesse di carattere generale, si ricorda che i processi attualmente considerati
per l’arricchimento isotopico dell'uranio sono sostanzialmente i seguenti:
• la diffusione gassosa;
• la centrifugazione;
• la separazione con ugello;
• la fotoionizzazione.
Il primo processo è stato utilizzato industrialmente fin dall'inizio dello sviluppo dell'energia nucleare;
la centrifugazione è già utilizzata industrialmente, ma non è ancora in una fase pienamente
commerciale; la separazione con ugello ha avuto applicazioni industriali molto limitate mentre la
separazione per fotoionizzazione è soltanto a livello di laboratorio. I primi tre processi sopra
ricordati, per quanto siano basati su principi fisici molto diversi, sono caratterizzati dall'avere in
comune il materiale principale: l'esafluoruro di uranio. Senza entrare nei dettagli, vengono
semplicemente richiamati i principi fondamentali che sono alla base dei processi sopra ricordati. Il
processo di arricchimento per diffusione gassosa fa riferimento alla diversità della velocità di
diffusione molecolare degli isotopi attraverso una membrana porosa. Poiché il fattore di separazione
di questo processo è molto basso (teoricamente 1.00429), occorrono migliaia di stadi per ottenere un
arricchimento significativo (circa 1400 stadi per un arricchimento del 3%). Inoltre per la
142
Parte III: Componenti
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compressione dell'esafluoruro in corrispondenza ad ogni stadio sono richieste enormi quantità di
energia elettrica. In questi impianti sono necessari circa 2,500. kWh/ULS.
Come è stato prima detto, per ottenere 1. kg di uranio arricchito al 3% sono necessarie circa 4.3
ULS e, quindi, 10,750. kWh, corrispondenti a circa il 4% dell'energia elettrica ottenibile dalla
utilizzazione dell'uranio arricchito prodotto.
Il processo di centrifugazione si basa sull'effetto separante che si crea all'interno di un cilindro in
rotazione per effetto della forza centrifuga. Una delle caratteristiche di questo processo è quella di
avere un fattore di separazione proporzionale alla differenza di massa degli isotopi invece che alla
radice quadrata del loro rapporto, come nella diffusione gassosa. Ne conseguono fattori di
separazione di stadio molto elevati e quindi una notevole riduzione del numero degli stadi. Per avere
uranio arricchito al 3% sono necessari da 20 a 30 stadi. L'energia richiesta per unità di prodotto è
circa un decimo di quella necessaria con la diffusione gassosa. Si deve peraltro precisare che devono
essere realizzate velocità di rotazione particolarmente elevate (per questo motivo, il metodo viene
indicato di solito con il nome di ultracentrifugazione) dell'ordine di 50,000. giri al minuto con cilindri
di 20. cm di diametro. Ciò ha posto non indifferenti problemi per la scelta dei materiali e per
l'accuratezza della costruzione delle centrifughe.
Nel terzo processo, una miscela di idrogeno ed esafluoruro viene accelerata fino a velocità
supersonica attraverso un ugello; facendo seguire al getto in uscita una traiettoria curvilinea, si
ottiene in senso ortogonale al flusso una variazione della composizione isotopica. La separazione
viene realizzata operando prelievi localizzati nelle zone dove è massima la concentrazione dei due
isotopi.
La separazione per fotoionizzazione parte dall'idea di eccitare in modo selettivo i diversi isotopi
dell'uranio allo stato di vapore metallico con laser molto potenti; metodi chimici o fisici di tipo
convenzionale possono poi essere utilizzati per la separazione della specie eccitata. Potenzialmente
con questo processo si potrebbe avere l'arricchimento finale in un solo stadio, con consumi
energetici, molto probabilmente, inferiori a quelli relativi al processo di centrifugazione.
L'utilizzazione del metodo potrebbe rendere possibile e conveniente la separazione dell'U235 presente
nelle code scaricate dagli impianti di diffusione. E' comunque necessario ricordare che il metodo
stesso, per quanto particolarmente attraente, è stato per ora sviluppato soltanto a livello di
laboratorio.
Si ritiene opportuno concludere questo paragrafo accennando agli impianti industriali di
arricchimento isotopico operanti nel mondo occidentale.
Gli impianti di maggiore rilievo attualmente in funzione sono certamente quelli a diffusione gassosa.
Gli USA hanno in esercizio tre impianti di questo tipo situati, rispettivamente, a Oak Ridge
(Tennessee), a Paduah (Kentucky) e a Portsmouth (Ohio). Tali impianti, originariamente costruiti per
scopi militari, funzionano da oltre 30 anni ed hanno assicurato per molto tempo ai paesi occidentali il
servizio di arricchimento dell'uranio utilizzato nei reattori di potenza ad acqua naturale.
La capacità produttiva dei tre impianti, che funzionano in modo integrato, è complessivamente pari a
27.7x106 ULS/anno.
In Europa fu costituita la Società EURODIF che ha la proprietà e la gestione di un impianto di
arricchimento isotopico a diffusione gassosa, che è stato realizzato a Tricastin utilizzando la
tecnologia francese. A tale società partecipano, oltre la Francia, il Belgio, l'Italia e la Spagna. La
capacità produttiva annua dell'impianto è pari a 10.8x106 ULS.
L'Europa ha mostrato grande interesse anche per lo sviluppo industriale della centrifugazione.
L'Organizzazione interessata è la URENCO-CENTEC, sostenuta dagli inglesi, dai tedeschi e dagli
Parte III: Componenti
143
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olandesi. In tale ambito sono stati realizzati 3 impianti pilota da 200,000. ULS/anno ed è in
costruzione a Granau (Germania) un impianto industriale da 1x106 ULS/anno.
Il Giappone ha mostrato un chiaro interesse per lo sviluppo del processo della centrifugazione e sta
costruendo un impianto pilota di questo tipo.
Il metodo della separazione con ugello combinato con l'ultracentrifugazione (processo Helicon), è
stato utilizzato dalla UCOR (Sud Africa) per realizzare un impianto di dimensioni limitate utilizzato,
soprattutto, per soddisfare le richieste del Paese.
Non risulta che questo ultimo processo sia stato preso in considerazione per iniziative a livello
industriale in altri paesi del mondo.
5.8 Impianto di Riprocessamento del Combustibile
Il combustibile utilizzato in un LWR dopo 3÷4 anni di permanenza nel reattore contiene circa un 3%
di PF ed ancora un 97% tra uranio e plutonio che possono essere riutilizzati. Per questo motivo si
procede al suo riprocessamento, che consiste in una separazione chimica dei PF dal plutonio e
dall'uranio. I vantaggi di questo processo vengono nel seguito sintetizzati.
• In primo luogo il riprocessamento consente di limitare il volume di rifiuti radioattivi. Come sopra
detto, i PF costituiscono solo il 3% del combustibile esausto, quindi una loro separazione
permette di ridurre notevolmente il volume dei rifiuti altamente radioattivi che devono essere
immagazzinati. In effetti anche un impianto di riprocessamento produce rifiuti radioattivi dovuti
alla lavorazione, ma gli impianti attualmente in funzione, come quello a Sellafield della BNFL,
hanno mostrato come sia possibile arrivare a ridurre il volume delle scorie nucleari al 25% di
quello del combustibile utilizzato e poi immagazzinato [BNFL, Internet].
• Da un punto di vista energetico il riprocessamento consente un miglior consumo del combustibile.
Se da un lato però si ha un risparmio di risorse, dall'altro non si ha un risparmio in termini di
denaro dal momento che il costo di un combustibile MOX è di gran lunga superiore a quello di un
combustibile composto da uranio direttamente estratto dalla miniera [Decressin, 1995].
• Sebbene oggi il costo dei MOX sia superiore, molti paesi hanno deciso ugualmente la sua
utilizzazione per motivi essenzialmente politici. Le crisi petrolifere degli anni '60 e '70 hanno
mostrato come il prezzo di una risorsa non sia fissato solo dalla richiesta ma anche dalla politica
adottata dallo stato fornitore. Al momento c'è abbondante disponibilità di uranio ed il suo prezzo
è contenuto ma, poiché le miniere si trovano solo in alcuni stati, potrebbe manifestarsi un
improvviso aumento dei prezzi. Il riprocessamento consentirebbe di mantenere prezzi stabili in
quanto fornirebbe una alternativa alle miniere.
Anche se attualmente gli impianti di riprocessamento sono presenti solo in alcuni stati, è probabile
che in un prossimo futuro tutti gli stati che producono energia per via nucleare siano costretti ad
adottare il ciclo chiuso per mantenere il costo dell'energia competitivo [Glasstone, 1994].
5.9 Fasi del Riprocessamento del Combustibile
Dopo un periodo di tempo per il decadimento dei PF a breve vita, gli elementi di combustibile
esausto sono trasportati dalla centrale all'impianto di riprocessamento. Non sempre questa fase è
semplice poiché si tratta di organizzare il trasporto di materiale altamente radioattivo e non rari sono
i casi in cui paesi non hanno consentito l'attraversamento del proprio territorio9. Raggiunto l'impianto
9
Il 9 settembre 1996 l’IAEA ha approvato nuovi criteri per il trasporto aereo del combustibile esausto. Il nuovo
contenitore “tipo C” è progettato per resistere ad urti corrispondenti ad una velocità di 90 m/s.
144
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
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di riprocessamento, si procede a rimuovere i PF ed a recuperare l'uranio e il plutonio. Il metodo
comunemente utilizzato è l'estrazione con solvente organico.
Si analizzano adesso le varie fasi riportate in Figura 5.4.
Gli elementi di combustibile sono tagliati in spezzoni per facilitare il loro scioglimento in acido
nitrico caldo (circa 80.°C). Queste due fasi determinano il rilascio di gas altamente radioattivi,
composti dai PF in forma gassosa che, dopo essere stati opportunamente trattati, sono rilasciati
nell'atmosfera. La soluzione acida che si ottiene passa alla fase di estrazione con solvente organico,
analizzata più in dettaglio nel seguito, dove si separano plutonio, uranio ed i PF in soluzione. A
questo punto si procede secondo tre stadi:
1. Si concentra la soluzione acquosa contenente i
PF in modo da ridurne il volume.
2. Si procede alla purificazione delle soluzioni
contenenti i nitrati di plutonio e di uranio,
anch'esse con un processo di estrazione con
solvente e con successivi processi più raffinati
mediante i quali si cerca di eliminare particolari
impurezze come rutenio, zirconio, niobio e
rodio che, per le loro proprietà anfotere, sono
difficili da far precipitare. Questa fase è
descritta nei paragrafi successivi.
3. Il plutonio che si ottiene viene trasformato in
PuO2 che va direttamente, sotto forma di
polvere, all'impianto di fabbricazione del
combustibile. L'uranio è invece trasformato in
UF6 per poter poi subire il successivo processo
di arricchimento10.
Poiché nel corso dei diversi processi si trattano
sostanze altamente radioattive, occorre che tutte le
fasi siano eseguite, per quanto possibile, in
automatico in modo da limitare la dose a cui sono
esposti i lavoratori.
Figura 5.4: Diagramma del riprocessamento.
5.10 Processo “Purex”
Il processo “Purex” è un tipico processo di estrazione con solvente, utilizzato per il trattamento del
combustibile esausto, che fa uso del n-tributil-fosfato come solvente organico. Esistono anche altri
processi come quello di volatilizzazione o mediante l’utilizzo di sali fusi (cloruro di litio e di
potassio) ma entrambi sono in fase di sviluppo. Il processo con sali fusi è utilizzato soprattutto per il
riprocessamento del combustibile per FBR dove non è richiesto raggiungere una elevata purezza
essendo l’effetto delle impurezze sull’economia neutronica molto meno sentito in uno spettro
neutronico veloce piuttosto che termico. Questo processo [Glasstone, 1994] potrebbe divenire
importante in un prossimo futuro perché ha il vantaggio di fornire materiale non utilizzabile per scopi
militari per l’eccessivo contenuto di PF.
In generale, il metodo dell'estrazione con solvente si può applicare alla separazione dei componenti
di una soluzione acquosa qualora si trovi un liquido organico, non miscibile con l'acqua, in cui uno
10
L’uranio che esce dall’impianto di riprocessamento contiene circa lo 0.4% di U235.
Parte III: Componenti
145
Impianti Nucleari
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dei componenti sia molto più solubile degli altri. Ponendo in contatto il solvente con la soluzione, il
componente da estrarre tende a distribuirsi tra i due liquidi in modo dipendente dalla sua solubilità
relativa. Per questo il processo di estrazione con solvente necessita di più fasi di estrazione, la cui
efficienza è migliorata se fatte avvenire in controcorrente. Uno dei maggiori vantaggi sta nel fatto
che, trattando soluzioni liquide in controcorrente, il processo può funzionare in regime permanente e,
lavorando con sostanze altamente radioattive, è possibile spingere al massimo l'automazione del
processo.
5.10.1 Fasi del processo Purex
Dopo aver disciolto gli elementi di combustibile in acido nitrico, si ottiene una soluzione contenente
nitrati di uranio, plutonio e PF. A questa soluzione viene aggiunto nitrato di sodio11 per portare il
plutonio nello stato di ossidazione IV, più facilmente estraibile dal TBP, come analizzato nel
prossimo paragrafo.
Figura 5.5: Diagramma del processo Purex.
Come mostrato in Figura 5.5, la soluzione di alimento entra nella parte centrale della prima colonna
mentre dal basso entra il solvente che, salendo verso l'alto, estrae i nitrati di plutonio e uranio. Nella
parte alta si ha il “lavaggio” dove l'acido nitrico, aggiunto come agente salificante (vedi paragrafo
successivo), scende verso il basso trasportando i PF che si trovano nel solvente. Dalla parte bassa
della colonna escono i PF in soluzione acida.
Nella seconda colonna avviene la separazione tra sali di uranio e sali di plutonio. La soluzione con
solvente uscente dalla prima colonna entra a metà della seconda mentre dall'alto scende acido nitrico
a più bassa concentrazione più un agente riducente (nitrato di sodio) che ha il compito di far passare
il plutonio dallo stato di ossidazione IV allo stato di ossidazione III. Il solvente organico che entra
dal basso trasporta con sé l'uranio mentre l'acido nitrico che scende porta con sé il plutonio non più
solubile nel solvente.
Nell'ultima colonna si ha il trasferimento dell'uranio in soluzione acquosa ed il recupero del solvente.
Come si vedrà in seguito (Figura 5.6) una soluzione debolmente acida è capace di strappare ioni di
uranio al solvente. Infatti nella parte alta della colonna viene introdotta acido fortemente diluito che
discendendo trasporta con sé l'uranio. In uscita si ha solvente, che necessita di essere distillato per
11
La scelta di questo sale è legata ai potenziali di ossidoriduzione di plutonio e Na.
146
Parte III: Componenti
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rientrare nel ciclo, e UO2(NO3)2 in soluzione acquosa. A questo punto sarà necessaria una serie di
processi chimici per ottenere sia UO2 (o UF6) che PuO2 nei casi in cui non si utilizzino direttamente i
nitrati.
5.10.2 Considerazioni sui Processi di Estrazione con Solvente
La scelta del un composto organico influenza enormemente la resa di un impianto di
riprocessamento, per cui nel seguito si analizzano brevemente i principali fattori considerati.
• La proprietà più importante è costituita dalla selettività, cioè la capacità del liquido organico di
estrarre dalla soluzione un particolare componente. Si definisce un fattore di separazione α come
il rapporto tra il coefficiente di distribuzione D della specie richiesta e quello della specie non
desiderata. A sua volta il coefficiente di distribuzione D è così definito:
D=
Concentrazione del componente nella fase organica
Concentrazione del componente nella fase acquosa
α=
D( prodotto)
D( impurezza )
Un buon solvente deve avere un elevato valore del coefficiente di distribuzione D per il
componente che si vuole estrarre ed un valore basso per le impurezze per ottenere un α grande.
• Il solvente deve essere immiscibile nella soluzione da sottoporre all'estrazione. Normalmente si
impiegano solventi la cui solubilità in acqua raggiunge al massimo il 2%.
• Il solvente deve avere un'ottima stabilità chimica per non interagire con i reagenti impiegati nel
processo di estrazione. In particolare deve resistere all'azione degli agenti ossidanti e riducenti ed
essere stabile sotto l'azione degli intensi campi di radiazione β e γ provenienti dai PF.
• Per poter separare le due fasi occorre che esse abbiano una diversa densità. Nel caso del n-tribitilfosfato, questo ha una densità molto prossima a quella dell'acqua per cui necessita una diluizione
con sostanze più leggere, come etere butilico o il kerosene.
• La tensione interfase tra liquido solvente e la soluzione acquosa deve essere sufficientemente alta
per impedire la formazione di un’emulsione stabile che ostacolerebbe la separazione delle due fasi.
• La viscosità del solvente deve essere la più bassa possibile per limitare il lavoro di pompaggio.
• Ultima, ma non meno importante, è l'economicità del solvente. Questo deve essere facilmente
reperibile a basso prezzo ed inoltre essere recuperabile in modo semplice tramite distillazione.
Un agente salificante è un sale od un acido che possiede lo stesso anione del composto inorganico da
estrarre (per estrarre nitrato di uranile l’agente salificante è acido nitrico o qualsiasi nitrato molto
solubile). Il suo effetto è quello di far aumentare il coefficiente di distribuzione attraverso l'aumento
della concentrazione di anioni nella fase acquosa. Se, per esempio, si considera una soluzione
acquosa di nitrato di nitrato di uranile esaidrato e un solvente organico come n-tributil-fosfato (TBP)
diluito al 20% si ottiene la Figura 5.6, nella quale si osserva come l'aggiunta di acido nitrico faccia
passare una maggiore quantità del sale di uranile nella fase organica.
Allo stesso modo è possibile far passare il sale nella fase acquosa utilizzando acqua priva di acido
nitrico.
Parte III: Componenti
147
Impianti Nucleari
RL (812) 99
Figura 5.6: Distribuzione del nitrato di uranile esaidrato fra la fase organica e la fase acquosa.
Il coefficiente di distribuzione di un dato elemento dipende fortemente dallo stato di ossidazione in
cui l'elemento si trova. In generale gli attinidi, sotto forma di nitrati, sono molto più facilmente
estraibili quando sono nello stato esavalente di quanto non lo siano negli stati di ossidazione inferiori.
Questa proprietà viene utilizzata nel processo, consentendo di avere in soluzione organica due
elementi e di ottenere una loro separazione, utilizzando un agente riducente che riduca solo uno dei
due elementi. Su questo fatto si basa la separazione dell'uranio dal plutonio, essendo quest'ultimo più
facilmente riducibile con l’aggiunta di nitrati di sodio.
148
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
6. FABBRICAZIONE DEGLI ELEMENTI DI COMBUSTIBILE
La fabbricazione degli elementi di combustibile di un reattore nucleare comprende una estesa serie di
operazioni che, partendo dai materiali combustibili e strutturali di base, si concludono in pratica con i
controlli non distruttivi e le verifiche di accettabilità degli elementi finiti.
Questa fase del ciclo del combustibile è particolarmente importante, sia dal punto di vista economico
che da quello tecnologico. L'elemento di combustibile costituisce, probabilmente, il componente più
critico di un impianto nucleare per la sua primaria importanza sulle caratteristiche funzionali, di
sicurezza e di affidabilità del reattore.
Nel complesso settore della fabbricazione del combustibile utilizzato per l'alimentazione dei reattori
di potenza, possono essere individuate tre aree fondamentali, in corrispondenza alle principali filiere
di reattori: combustibili per reattori termici di tipo provato; combustibili per reattori termici di tipo
avanzato; combustibili per reattori veloci. La prima area, che è attualmente la sola a trovarsi in uno
stadio di pressoché completo sviluppo, riguarda, in gran parte, gli elementi di combustibile dei
reattori ad acqua naturale (LWR), costituiti da ossido di uranio arricchito incamiciato generalmente
in leghe di zirconio.
Questa area comprende, peraltro, anche gli elementi per reattori ad acqua pesante (HWR),
normalmente ad ossido di uranio naturale, incamiciato in leghe di zirconio, nonché quelli per i
reattori AGR ad ossido di uranio arricchito con incamiciatura in acciaio inossidabile.
La seconda area, ancora in fase di sviluppo, fa riferimento agli elementi di combustibile per reattori a
gas ad alta temperatura (HTGR) e la terza agli elementi di combustibile per reattori veloci (FBR).
Una ulteriore area è quella relativa agli elementi di combustibile per i GCR, ad uranio naturale
incamiciato in leghe di magnesio (Magnox). Quest'area ha, in effetti, perso interesse per l'abbandono
della filiera.
Per quanto gli elementi di combustibile siano diversi per le differenti filiere di reattori, la quasi
totalità degli stessi è in effetti formata da raggruppamenti di barrette di combustibile, ciascuna delle
quali è costituita da ossido di uranio naturale e, più spesso, leggermente arricchito, generalmente in
pastiglie, sistemate all'interno di tubi in leghe di zirconio e, più raramente in acciaio inossidabile,
chiusi alle estremità con tappi saldati ai tubi stessi.
Per questo motivo, l'attenzione sarà nel seguito concentrata sulle linee di fabbricazione di barrette di
combustibile del tipo suddetto.
6.1 Fabbricazione delle Barrette
La fabbricazione di una barretta comprende numerose operazioni che, in via approssimativa, possono
essere raggruppate in tre settori fondamentali, ciascuno dei quali caratterizzato essenzialmente da
problemi di natura:
• chimica;
• meccanica;
• di verifica e controllo.
Il primo settore fa riferimento alle operazioni che conducono alla preparazione delle pastiglie
(pellets).
Il secondo settore comprende la predisposizione dei tubi di guaina e dei tappi terminali e la loro
saldatura.
Parte III: Componenti
149
Impianti Nucleari
RL (812) 99
Il terzo settore fa riferimento alle complesse e delicate operazioni di controllo e di verifica che
devono essere compiute per assicurare la piena rispondenza del prodotto alle specifiche richieste.
6.1.1 Preparazione delle Pastiglie
Il composto di partenza è costituito dalle polveri dell'ossido di uranio ottenuto, come è stato visto
nei precedenti paragrafi, per trattamento del nitrato di uranio ad elevato grado di purezza, nel caso di
ossido di uranio naturale, o dalla riconversione dell'esafluoruro in uscita dagli impianti di
arricchimento, se si tratta di ossido di uranio arricchito.
La natura delle polveri di UO2 dipende fortemente dalle condizioni nelle quali sono state effettuate le
operazioni di precipitazione, di calcinazione e di riduzione. Poiché lo stato fisico delle polveri
influenza in modo significativo le successive fasi di lavorazione ed in modo speciale la
sinterizzazione, assumono particolare importanza le operazioni di caratterizzazione delle polveri
stesse, che consentono di fissare i parametri ottimali per i successivi processi.
La caratterizzazione delle polveri viene effettuata misurando le seguenti grandezze:
• superficie specifica;
• densità apparente e densità del grano;
• permeabilità;
• rugosità;
• comportamento termico differenziale;
• stechiometria.
Senza entrare nei dettagli, si ricorda, solo a titolo di esempio, che è stato verificato sperimentalmente
che la superficie delle polveri è funzione delle temperature di calcinazione e di riduzione. Per il
biossido di uranio la superficie specifica è una funzione inversa della temperatura di calcinazione
dell'uramato ed i suoi valori sono compresi tra 20. e 70. m2/cm3.
Prima di iniziare il processo di sinterizzazione che consente di ottenere pastiglie con densità
comprese fra il 90 ed il 95% della densità teorica, è spesso conveniente aumentare la capacità delle
polveri, sottoponendole a macinazione umida in molini a sfere di tungsteno. La preparazione della
pasta da sottoporre a formatura viene eseguita addizionando alle polveri un legante diluito in un
solvente o, più spesso, un lubrificante a base di sali di zinco e di acidi grassi superiori.
La pasta viene omogeneizzata attraverso un processo di miscelazione per vibrazione e,
successivamente, viene sottoposta all'operazione di formatura calibrata utilizzando opportune presse
idrauliche che esercitano pressioni molto elevate (intorno a 5,000. kg/cm2).
La pressatura consente di ottenere un prodotto con densità compresa fra 5. e 7. g/cm3, ossia fra il
45% ed il 65% della densità teorica dell'ossido.
Il legante ed il lubrificante vengono poi rimossi dalle pastiglie mediante una presinterizzazione
condotta a temperature comprese fra 700. e 800.°C. La velocità di riscaldamento è molto
importante, in quanto deve essere resa possibile una evaporazione del materiale organico
sufficientemente lenta da evitare la formazione di sacche a pressione elevata.
Al termine della presinterizzazione è necessario che il contenuto in carbonio sia limitato a qualche
ppm. La presenza di carburo di uranio nelle pastiglie può dare infatti gravi inconvenienti,
aumentando la velocità di corrosione del prodotto da parte dell'acqua. E' noto che nei reattori ad
acqua è preclusa la possibilità di impiego del carburo di uranio per la sua incompatibilità con l'acqua.
150
Parte III: Componenti
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L'atmosfera di lavoro è costituita da idrogeno in presenza di argon in modo da rendere possibile la
combinazione del carbonio organico proveniente dalla decomposizione del legante e del lubrificante.
La presinterizzazione è seguita dalla sinterizzazione vera e propria eseguita in forno a temperature
comprese fra 1,600. °C e 1,700. °C.
Questa operazione è la più critica di tutto il processo, in quanto temperature, tempi e tipo di
atmosfera giocano ruoli importanti sulle caratteristiche del prodotto e devono essere pertanto
accuratamente controllate.
Durante la sinterizzazione la densità delle pastiglie
raggiunge valori della densità che possono variare,
come è stato detto, fra il 90% ed il 95% del valore
teorico a seconda delle caratteristiche delle polveri.
Si hanno quindi durante la sinterizzazione ritiri
lineari che possono raggiungere il 20%. Poiché le
deformazioni sono proporzionali al ritiro, e tenendo
conto delle strette tolleranze sul diametro con cui le
pastiglie devono essere fabbricate, appare chiaro che
il controllo del ritiro sia di grandissima importanza,
per non rendere necessarie costose operazioni di
rettifica del prodotto finito. L'atmosfera in cui si
opera è generalmente costituita da H2 in presenza di
vapore.
Nelle produzioni industriali si utilizzano per la
sinterizzazione forni continui percorsi da navicelle
su cui sono collocate le pastiglie; nella prima parte
del forno si ha il preriscaldamento (durata compresa
fra 5 e 6 ore), nella parte centrale si ha la
sinterizzazione vera e propria (3 ore) e in quella
terminale il raffreddamento (durata compresa fra 7 e
8 ore)
Il prodotto finito, se necessario, può essere
rettificato per portare le tolleranze sul diametro ai
valori richiesti (generalmente intorno a 10. µ). La
rettifica è condotta sulla superficie cilindrica della
pastiglia utilizzando rettificatrici senza centro. Gli
elevati costi di questa operazione consigliano, come
è stato detto, la messa a punto di processi
sufficientemente controllati da consentire la
realizzazione di un prodotto che non richieda
successive operazione di rettifica.
Le pastiglie dopo essere state accuratamente pulite,
vengono infine controllate statisticamente per
quanto riguarda la geometria, la densità, la struttura
cristallografica, la composizione chimica.
Nella Figura 6.1 è mostrato lo schema di un tipico
processo di fabbricazione, tramite sinterizzazione, di
pastiglie di ossido di uranio.
Figura 6.1: Tipico processo di fabbricazione
tramite sinterizzazione.
Parte III: Componenti
151
Impianti Nucleari
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6.2 Preparazione delle Barrette
Le pastiglie sono a questo punto pronte per la successiva operazione di incamiciatura. Le guaine
(generalmente in leghe di zirconio), normalmente fornite da ditte specializzate esterne, sono
sottoposte ad una serie di verifiche e di controlli, secondo quanto indicato nello schema riportato
nella Figura 6.2.
Come risulta dallo schema,
si procede in primo luogo al
controllo
delle
caratteristiche del materiale
(composizione
e
caratteristiche meccaniche).
Si passa quindi ai controlli
dimensionali che riguardano
essenzialmente il diametro
interno, lo spessore, la
circolarità e la linearità.
Vengono di seguito eseguiti
controlli non distruttivi,
effettuati prevalentemente a
mezzo
di
ultrasuoni,
tendenti ad accertare la
eventuale
presenza
di
criccature, scorie, porosità
ed inclusioni.
Figura 6.2: Verifiche e controlli
Le guaine vengono quindi
chiuse ad una estremità con
tappi realizzati con lo stesso
materiale impiegato per la
costruzione delle guaine e
collegati alle stesse mediante
saldatura.
Le guaine sono quindi riempite con le pastiglie di combustibile. Il riempimento non è in molti casi
completo. All'interno di ciascuna barretta viene infatti lasciato uno spazio libero, indicato
generalmente col nome di “plenum”, la cui altezza, nei LWR, è pari a circa il 5% di quella
complessiva delle pastiglie. Il volume del plenum deve consentire alla fine del ciclo il mantenimento
in limiti accettabili della pressione interna, che tenderà ovviamente ad aumentare per il rilascio dei
gas di fissione dalla matrice del combustibile.
Si provvede successivamente alla chiusura dell'altra estremità della guaina con un secondo tappo,
collegato alla stessa mediante saldatura, dopo aver provveduto alla sostituzione dell'aria con elio in
pressione. Tale operazione porta, da un lato, ad un aumento della conducibilità termica
dell'intercapedine fra la guaina e la pastiglia con conseguente diminuzione del salto di temperatura
nell'intercapedine stessa e quindi della temperatura del combustibile a pari valore della potenza
specifica lineare e, dall'altro, se l'elio è in pressione, rende particolarmente facile l'effettuazione delle
prove di tenuta. In alcuni casi, come sarà mostrato nel seguito, la sovrapressione iniziale dell'elio sarà
abbastanza più elevata di quella richiesta in relazione alle esigenze sopra richiamate.
All'interno della barretta, fra l'ultima pastiglia e la faccia del tappo viene sistemata una molla che
consente di mantenere il corretto posizionamento delle pastiglie durante la movimentazione delle
barrette.
152
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
Le saldature dei tappi alla guaina vengono effettuate con elettrodi di tungsteno in atmosfera inerte
per non alterare la struttura del materiale nella zona saldata, alterazione che potrebbe portare ad una
sensibile riduzione della resistenza alla corrosione nella zona suddetta.
Le operazioni si concludono sottoponendo la barretta ad un controllo della tenuta mediante “helium
test”.
Le barrette ottenute sono pronte per essere assemblate per la realizzazione dell'elemento di
combustibile richiesto.
6.3 Comportamento del Combustibile Durante il Funzionamento del Reattore
Si ritiene opportuno richiamare l'attenzione su alcuni fenomeni fisici che possono verificarsi nel
combustibile durante l'esercizio del nocciolo. Tra questi, quelli più importanti possono essere così
riassunti:
• fessurazione e distorsione del combustibile;
• modificazione della struttura del combustibile;
• densificazione del combustibile;
• rigonfiamento del combustibile:
• rilascio dei prodotti di fissione gassosi.
Fessurazione e distorsione del combustibile
Come è stato più volte illustrato, la pastiglia di ossido di uranio è soggetta durante l'esercizio ad
elevati gradienti termici radiali (circa 200. °C/mm), con conseguenti tensioni circonferenziali di
trazione nella parte esterna e di compressione nel nucleo centrale. Per effetto del suddetto stato di
tensione si possono avere fessurazioni radiali. Queste sono state peraltro evidenziate in ceramografie
effettuate su combustibile irraggiato (Figura 6.3).
La parte centrale della pastiglia, per effetto della stessa distribuzione di temperatura, si dilata in
direzione assiale in misura maggiore di quella esterna con conseguente modificazione della propria
geometria che, per ragioni di congruenza, assume una forma a clessidra, come schematicamente
riportato nella Figura 6.4.
Ristrutturazione del combustibile
Al di sopra di 1900. °C il combustibile è soggetto ad un fenomeno
ricristallizzazione con crescita dei grani che assumono forma
allungata con orientamento radiale e conseguente riduzione delle
porosità presenti inizialmente nell'ossido.
Densificazione del combustibile
La densità delle pastiglie aumenta durante la prima fase
dell'irraggiamento. Ciò è probabilmente dovuto alla prosecuzione
del processo di sinterizzazione che non era stato completato
durante il processo di fabbricazione. Il fenomeno suddetto è
caratterizzato dalla contemporanea riduzione del diametro e
dell'altezza della pastiglia.
Figura 6.3: Ceramografia di
combustibile irraggiato.
Parte III: Componenti
Se una delle pastiglie fosse bloccata sulla guaina, la riduzione
dell'altezza della colonna delle pastiglie sottostanti determinerebbe
la formazione di un “vuoto” nella barretta con conseguente picco
153
Impianti Nucleari
RL (812) 99
locale del flusso neutronico termico e quindi di
potenza nelle pastiglie adiacenti. E' molto probabile
che possa derivarne da ciò formazione di microlesioni
nella guaina che propagandosi potrebbero portare a
fessurazioni locali nella guaina stessa. Inconvenienti di
questo tipo si sono in effetti manifestati diversi anni fa
in alcuni PWR. Per evitare il ripetersi di tali
inconvenienti si ritenne opportuno aumentare, da un
lato, la densità iniziale del sinterizzato, per ridurre
l'entità della densificazione e, dall'altro, la pressione
dell'elio di riempimento (da alcune a qualche decina di
atmosfere), evitando il collassamento sulla pastiglia,
per ridurre la probabilità di un eventuale bloccaggio
della pastiglia sulla guaina nella fase iniziale del ciclo. I
risultati ottenuti apportando le modifiche suddette
sono state pienamente soddisfacenti.
Figura 6.4: Forma a clessidra di una
pastiglia di combustibile secondo il
modello di Gittus-Verder
Rigonfiamento del combustibile
Per effetto dell'irraggiamento si generano prodotti di
fissione con peso atomico certamente inferiore a quello
dell'uranio. Circa il 13% di questi sono atomi di gas inerte (Kripton e Xeno). I rimanenti danno luogo
per reazioni chimiche a prodotti con densità generalmente inferiore a quella dell'ossido di uranio.
Si ha pertanto un rigonfiamento del combustibile che si manifesta con effetti opposti a quelli relativi
alla densificazione. La densità del combustibile aumenta quindi nella prima fase del ciclo, per ridursi
invece progressivamente nelle fasi successive.
L'entità del rigonfiamento in termini di variazione di volume è compresa fra 0.2 e 0.4% per 1020
fissioni/cm3 ed è funzione della temperatura, della densità di potenza e della microstruttura del
combustibile.
Rilascio dei prodotti di fissione
Alcuni fra i prodotti generati nella fissione, con particolare riferimento al kripton ed allo xeno,
vengono rilasciati dalla matrice del combustibile, determinando un aumento della pressione all'interno
della barretta.
I fenomeni connessi al rilascio sono numerosi ed estremamente complessi. Si può comunque
ragionevolmente ritenere che per un combustibile ottenuto utilizzando uno stesso processo di
fabbricazione, la frazione di gas rilasciati rispetto a quelli prodotti aumenti con l'aumentare della
temperatura e, in misura minore, con il tasso di irraggiamento.
I risultati derivanti da numerosi esperimenti condotti a Chalk River sul rilascio di gas da ossido di
uranio con densità superiore a 10.5 g/cm3, hanno permesso a Lewis di mettere a punto una relazione
semi-empirica che, per un periodo di irraggiamento pari a 3 anni, assegna un valore superiore del
rilascio fo dei gas di fissione pari a:
1000°C
0.5
f o (%) =
154
1300°C
1600°C
θc
1300°C
1600°C
∫ kdθ + 10 ∫ kdθ + 60 ∫ kdθ + 95 ∫ kdθ
θs
1000°C
θc
∫θ
kdθ
s
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
dove: θs e θc sono, rispettivamente, la temperatura sulla superficie e al centro del combustibile.
Si ritiene inoltre che il rilascio f dopo un tempo di irraggiamento t minore di to, possa essere
correlato ai valori fo e to da una relazione del tipo:
t
f = fo
to
Essendo opportuno, per vari motivi, mantenere in limiti ragionevoli il volume libero iniziale, la
pressione all'interno della barretta a fine ciclo può essere limitata contenendo la temperatura del
combustibile. Questa soluzione è conveniente in generale, ma diventa addirittura necessaria per le
barrette degli elementi di combustibile di alcune filiere (AGR e HWR). Nei reattori appartenenti a tali
filiere sono infatti impiegati elementi costituiti da diversi spezzoni collocati all'interno del medesimo
canale di refrigerazione. In queste condizioni non è operativamente accettabile la utilizzazione di
barrette solo parzialmente riempite con pastiglie, in quanto le stesse darebbero luogo a picchi di
potenza assiali nel nocciolo in corrispondenza del plenum dei diversi spezzoni. In assenza di plenum,
il volume libero iniziale nella barretta risulta estremamente modesto, essendo costituito soltanto da
quello dell’intercapedine gassosa guaina-combustibile con l'aggiunta di quello compreso fra le
diverse pastiglie, ottenuto operando nella fase di formatura il dishing delle pastiglie stesse.
6.4 Progetto Termomeccanico della Barretta
Il progetto termomeccanico deve dare dimostrazione che la barretta di combustibile è in grado di
fornire l'energia prevista nel rispetto dei requisiti funzionali e di sicurezza.
I limiti di progetto per quanto attiene agli aspetti termici sono già stati analizzati nell'analisi
termoidraulica del nocciolo del reattore. Tenendo conto di questo, la trattazione successiva sarà
limitata al solo progetto meccanico che deve dare adeguata garanzia sul mantenimento dell'integrità
strutturale della guaina per tutte le condizioni operative previste durante l'esercizio.
Le verifiche più importanti che a tale fine devono essere effettuate sono le seguenti:
a) verifiche statiche - Le tensioni derivanti dalle condizioni di sollecitazione alle quali la guaina sarà
sottoposta durante l'esercizio devono essere ammissibili in relazione alle caratteristiche
meccaniche dei materiali impiegati, valutate per le temperature e le esposizioni al flusso
neutronico veloce cui la guaina stessa è sottoposta.
b) verifiche a scorrimento viscoso - Si dovrà verificare che la somma dei rapporti tra il tempo in cui
agisce una determinata sollecitazione e quello di rottura per quella stessa sollecitazione è minore
di uno.
c) verifiche a fatica ad alto numero di cicli - Si dovrà verificare che la somma dei rapporti tra il
numero dei cicli cui la guaina è sottoposta in corrispondenza ad una determinata sollecitazione e
quello che porta a rottura per quella stessa sollecitazione è minore di uno.
d) verifiche a fatica a basso numero di cicli, con elevate deformazioni - Si dovrà verificare che la
somma dei rapporti tra la deformazione accumulata e quella che porta a rottura è minore di uno.
Come risulta evidente da quanto sopra riportato, le verifiche di cui ai precedenti punti b), c), d)
vengono effettuate facendo riferimento alla ipotesi di Miner sulla cumulabilità lineare del
danneggiamento. Tale ipotesi è stata sistematicamente criticata, ma finora non ne è stata proposta
una migliore.
Per le guaine autosostenentesi (free standing) si dovrà inoltre verificare che la pressione esterna del
fluido sia inferiore alla pressione critica, il cui valore può essere determinato con buona
approssimazione utilizzando la relazione seguente:
Parte III: Componenti
155
Impianti Nucleari
RL (812) 99
p cr =
(
E
)
c3
3
4 1 − µ2 R
dove:
E è il modulo elastico del materiale;
µ è il coefficiente di Poisson del materiale;
c è lo spessore della guaina;
R è il raggio medio della guaina.
Per lo zircalloy-2 a 500 °C, si può assumere con buona approssimazione: E = 7,000. kg/mm, µ =
0.32
Infine, se il meccanismo di guasto ipotizzato è la frattura, conseguente alla propagazione di una
fessura iniziale, si deve verificare che la lunghezza finale della fessura sia inferiore a quella critica da
determinare facendo ricorso alla meccanica della frattura.
6.5 Stato di Sollecitazione e di Deformazione della Guaina
Lo stato di sollecitazione e di deformazione della guaina deriva da azioni di origine termica e
meccanica.
Nelle condizioni di normale funzionamento (ivi compresi i transitori operazionali), le azioni più
significative sono le seguenti:
Sollecitazioni di origine termica
Tali sollecitazioni sono principalmente dovute a:
• gradiente di temperatura nello spessore della guaina;
• parziale o totale impedimento alla libera dilatazione termica assiale della barretta;
• gradiente circonferenziale di temperatura dovuto a distribuzione non assialsimmetrica della
potenza specifica e/o delle condizioni di refrigerazione;
• effetti localizzati nelle zone di collegamento fra il tappo inferiore e la camicia, dovuti alla
differente temperatura dei due elementi suddetti.
Sollecitazioni di origine meccanica
Tali sollecitazioni sono essenzialmente dovute a:
• pressione del refrigerante;
• pressione dei gas all'interno della barretta (gas di riempimento e prodotti di fissione gassosi
rilasciati dal combustibile);
• interazione fra la pastiglia e la guaina;
• vibrazioni indotte dalla circolazione del refrigerante;
• sollecitazioni locali dovute alle grigliette distanziatrici.
Nei transitori conseguenti a situazioni incidentali determinati da rotture o malfunzionamenti di parti
dell'impianto (es. LOCA) o da eventi esterni a carattere eccezionale (es. sisma), alle sollecitazioni
sopra indicate dovranno essere evidentemente aggiunte quelle conseguenti agli eventi suddetti.
156
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
Rimandando ad altri insegnamenti l'analisi delle sollecitazioni sopra indicate, si ritiene comunque
opportuno fornire in questa sede alcune indicazioni sulla interazione fra le pastiglie e la guaina e sui
requisiti richiesti alle grigliette distanziatrici, per la specificità dei problemi relativi a queste
tematiche.
6.5.1 Interazione fra Pastiglia e Guaina
L'interazione fra pastiglia e guaina, indicata generalmente con l'acronimo PCI (Pellet Cladding
Interaction), che si manifesta durante il funzionamento del reattore è un fenomeno di particolare
importanza e costituisce la causa principale dei guasti delle barrette che si sono manifestati, anche se
in misura molto contenuta, specialmente nei BWR, con effetti evidenti sulla sicurezza e, soprattutto,
sull'economia di esercizio.
A causa dei movimenti delle barre di controllo e dei transitori di potenza, nei tratti della barretta a
più elevata potenza può manifestarsi una rilevante interazione fra pastiglia e guaina, con conseguenti
comuni deformazioni plastiche. All'aumentare della potenza, infatti, la pastiglia subisce deformazioni
maggiori di quelle della guaina, sia per il suo maggiore livello termico, sia perché il coefficiente di
dilatazione termica del combustibile è maggiore di quello del materiale normalmente impiegato per la
costruzione della guaina; il coefficiente di dilatazione termica lineare è pari a circa 6x10-6/°C e a circa
12x10-6/°C, rispettivamente per lo zircalloy-2 e per l'UO2. A questo si aggiunge, con l'aumentare del
burn-up, il rigonfiamento del combustibile che tende, ovviamente, a ridurre il valore iniziale
dell'intercapedine.
Fenomenologicamente, gli effetti dell'interazione si manifestano complessivamente con aumento della
lunghezza della guaina e con deformazioni permanenti a forma di collare “ridge” all'intercapedine fra
le pastiglie.
Gli effetti suddetti possono essere ragionevolmente spiegati nel modo seguente: all'aumentare della
potenza termica si arriva progressivamente al contatto fra guaina e pastiglia; a partire da questo
momento la guaina tende a seguire l'espansione assiale della colonna di pastiglie sottostanti. Nella
successiva discesa della potenza, la guaina segue inizialmente la contrazione della pastiglia per poi
contrarsi liberamente quanto viene a cessare il contatto fra pastiglia e guaina per le variazioni di
volume conseguenti alla diminuzione della potenza. Nei successivi cicli di potenza non si dovrebbero
avere deformazioni incrementali a meno che la potenza raggiunta in tali cicli risulti maggiore di
quella relativa al primo ciclo considerato. La variazione della forma della pastiglia, che passa dalla
configurazione cilindrica iniziale ad una a clessidra, induce peraltro una deformazione plastica della
guaina nella zona di contatto con la pastiglia che, in fase di contrazione, si manifesta in una
modificazione permanente della superficie esterna della guaina con la presenza dei collari sopra
ricordati.
L'interazione combustibile guaina ha determinato in alcuni casi danneggiamenti della camicia
caratterizzati da fessurazioni longitudinali, con modeste deformazioni plastiche, che si sono
generalmente verificate in corrispondenza dell'interfaccia fra una pastiglia e l'altra nella direzione di
una fessura presente nel combustibile. In molti casi accanto alla fessura passante attraverso lo
spessore si sono formate fessure di minore entità non passanti.
La formazione di fessure senza sensibili deformazioni plastiche non è coerente con le buone
caratteristiche di duttilità dello zircalloy, anche se irraggiato. Pur non essendo certi dei motivi per i
quali tali fenomeni possono essersi verificati, l'ipotesi prevalente è che ciò sia dovuto a fenomeni di
corrosione sotto sforzo (Stress Corrosion) in presenza di iodio o di metalli liquidi, prodotti dalla
fissione.
Comunque, numerose prove condotte in reattori sperimentali su barrette sperimentali sottoposte a
variazioni rapide di potenza hanno mostrato quanto segue:
Parte III: Componenti
157
Impianti Nucleari
RL (812) 99
• il guasto si verifica durante od in seguito ad un aumento della potenza, dopo che il combustibile
ha funzionato per lungo tempo a bassa potenza;
• il guasto si verifica se la potenza finale della rampa è maggiore di determinati valori (potenza di
soglia);
• variazioni di potenza ripetute, al di sotto del valore di soglia, non determinano guasti;
• il verificarsi del guasto dipende dalla velocità di aumento della potenza, per cui risulta possibile
superare i valori di soglia senza inconvenienti, se la velocità di aumento della potenza è
sufficientemente basso.
Le considerazioni sopra esposte mettono in luce la necessità di adottare accorgimenti nelle
condizioni operative dell'impianto raccomandate dagli stessi fornitori degli elementi di combustibile.
Il rispetto di questi accorgimenti sembra aver portato a sensibili miglioramenti dell'affidabilità del
combustibile, ma allo stesso tempo si è avuta una certa penalizzazione del fattore di carico
conseguente ai relativamente lunghi tempi richiesti per la salita in potenza.
Per questa ragione i fornitori degli elementi stanno cercando possibili accorgimenti che consentano di
eliminare o, almeno, di ridurre possibili guasti da interazione combustibile guaina senza la necessità
di dover ricorrere a pesanti condizionamenti sul piano operativo.
Le soluzioni prese in considerazione sono in realtà diverse, ma quella che allo stato attuale sembra
più efficace consiste nel rivestire la superficie interna della guaina con materiale protettivo e plastico.
A questo riguardo, la GE ha realizzato per il combustibile dei BWR guaine in leghe di zirconio
rivestite internamente con uno strato di 75 micron di zirconio puro, ottenute per costruzione di due
tubi di zircalloy e di zirconio. I risultati ottenuti nelle prove condotte nel reattore di ricerca di Halden
sono stati molto promettenti, tanto che barrette di questo tipo sono già in fase di
commercializzazione.
6.5.2 Griglie Distanziatrici
Gli elementi, come è stato più volte ripetuto, sono costituiti nella quasi totalità dei casi da
assemblaggi di barrette di combustibile.
Per la elevata lunghezza delle barrette (circa 4 m) ed il modesto valore del loro diametro (dell'ordine
del cm) è necessario che tali assemblaggi siano dotati di grigliette distanziatrici alle quali, in relazione
alle importanti e complesse funzioni loro affidate, è richiesto il soddisfacimento di numerosi requisiti,
i principali dei quali possono essere così riassunti:
1) garantire e mantenere la distanza fra le barrette durante tutta la vita dell'elemento;
2) evitare che fra le barrette e la griglia possano determinarsi battimenti indotti dal fluido
refrigerante, con conseguenti danneggiamenti locali dei due componenti o abrasione di materiale;
3) permettere a ciascuna barretta la libera espansione assiale e, entro certi limiti, anche quella radiale;
4) evitare effetti termoidraulici dannosi, quali: cavitazioni locali, riduzioni locali dei coefficienti di
scambio termico, riduzione della potenza critica ed eccessive perdite di carico;
5) minimizzare le azioni esercitate dalle griglie sulle barrette durante il montaggio;
6) minimizzare le catture neutroniche passive.
Tenendo accuratamente conto dei requisiti sopra accennati, i costruttori degli elementi hanno messo
a punto soluzioni specifiche per le diverse filiere, che sono illustrate durante l'analisi delle filiere
stesse.
158
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
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6.6 Elemento di Combustibile
Il progetto meccanico dell'elemento comporta la definizione e la messa in atto delle soluzioni
costruttive necessarie per garantire il soddisfacimento dei requisiti strutturali e funzionali in tutte le
condizioni operative dell'impianto.
Senza entrare per ovvi motivi in un'analisi dettagliata delle metodologie di progetto dell'elemento, ci
si limiterà ad una breve esposizione dei principali requisiti elencati in una Guida Tecnica emessa in
proposito dall'American Nuclear Society (ANSI/ANS 57.5 “Fuel Assembly Mechanical Design
Evaluation”) con esplicito riferimento ai LWR.
I principali requisiti richiesti possono essere così riassunti:
a) l'elemento di combustibile deve avere e mantenere una geometria ben definita, garantendo il
corretto posizionamento delle barrette durante l'intera vita operativa;
b) l'elemento deve essere realizzato in modo da garantire la libera espansione delle singole barrette e
da consentirne una sua collocazione nel nocciolo che renda possibile la libera espansione
dell'elemento stesso;
c) l'elemento deve essere in grado di autosostenersi e deve esser altresì capace di resistere agli effetti
dei carichi assiali e radiali cui potrebbe essere soggetto nelle diverse condizioni operative;
d) l'elemento deve rendere possibile il controllo del processo di fissione, fornendo una efficace guida
per lo spostamento delle barre di controllo o per l'alloggiamento delle stesse;
e) l'elemento deve consentire l'inserimento della strumentazione nel nocciolo o di altri componenti
associati all'elemento combustibile stesso quali: veleni bruciabili, sorgenti neutroniche, ecc.;
f) l'elemento ed ogni suo componente devono essere in grado di sopportare le azioni chimiche,
termiche, meccaniche e derivanti dalle radiazioni;
g) l'elemento deve essere realizzato in modo da permettere la sua movimentazione all'interno ed
all'esterno dell'impianto;
h) deve essere garantita la reciproca compatibilità fra tutti i componenti del nocciolo del reattore.
La richiesta rispondenza a tali requisiti ha comportato l’adozione di soluzioni diverse per le differenti
filiere, come sarà evidenziato nell'esame delle filiere stesse.
A conclusione di questo capitolo si ritiene doveroso far presente che l'elemento di combustibile
costituisce una fra le componenti più delicate di un impianto nucleare.
La progettazione dello stesso è particolarmente complessa e richiede molto spesso la effettuazione di
prove in appoggio alle verifiche analitiche.
In generale, i singoli fabbricanti utilizzano tecniche e metodologie di progettazione sviluppate in
proprio, da considerare a tutti gli effetti come segreti industriali.
Per gli elementi di nuova concezione o comunque modificati rispetto a quelli prima fabbricati, è
inoltre necessaria una significativa sperimentazione in pila, da effettuarsi in reattori di ricerca non di
rado costruiti per tale scopo. Comunque, una ragionevole garanzia sulla rispondenza dell'effettivo
comportamento dell'elemento ai requisiti di progetto potrà essere fornita solo dai risultati ottenuti
durante l'esercizio dell'impianto.
Si deve infine sottolineare che le prestazioni dell'elemento sono fortemente condizionate dalle
condizioni operative del nocciolo, con particolare riferimento: alla movimentazione delle barre di
controllo, alla rapidità della variazione di potenza durante i transitori operazionali, ecc. Pertanto, un
comportamento soddisfacente dell'elemento stesso è legato non solo alla validità delle soluzioni
adottate dal costruttore, ma anche al rispetto di adeguati limiti operazionali da parte dell'esercente.
Parte III: Componenti
159
Impianti Nucleari
160
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Parte III: Componenti
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7. FABBRICAZIONE DI ELEMENTI DI COMBUSTIBILE MOX
La fabbricazione di elementi di combustibile contenenti MOX non è molto diversa da quella degli
elementi contenenti solo UO2, dal momento che i processi tecnologici relativi non dipendono
fortemente dal tipo di materiale fissile utilizzato. Il plutonio è però molto più tossico rispetto
all'uranio; sono quindi richieste particolari attenzioni per salvaguardare sia la salute dei lavoratori
esposti, sia la popolazione. Tutte le fasi che vanno dalla preparazione delle polveri sino alla saldatura
dei tappi delle camicie avvengono od in locali automatizzati ed inaccessibili o entro “glove box”.
Le fasi di fabbricazione, analoghe al caso in cui si produca combustibile tradizionale, sono le
seguenti:
• Preparazione delle polveri
• Formatura, calibrata e pressatura
• Asportazione del legante
• Sinterizzazione
• Rettifica
• Impilamento delle pellet
• Saldatura dei tappi delle camicie e loro riempimento con elio
• Assemblaggio delle barrette
7.1 Preparazione delle polveri
Uno dei principali problemi che si sono presentati con i MOX è stata la difficoltà nell’ottenere
polveri che fossero il più omogenee possibile rispetto al contenuto di plutonio ed uranio. Questa
omogeneità è richiesta essenzialmente per i seguenti motivi:
• le proprietà neutroniche del combustibile devono essere le più uniformi possibili. Dal momento
che, come si vedrà in seguito, queste sono in realtà molto diverse, è impossibile pensare di avere
zone con maggiore concentrazione di plutonio e zone con maggiore concentrazione di uranio;
• l'esperienza ha mostrato [Vanderborck, 1995] che, per avere una buona solubilità in acido nitrico
durante la fase di riprocessamento, occorre che il combustibile sia il più omogeneo possibile;
• gran parte delle caratteristiche meccaniche e termiche di plutonio ed uranio sono diverse.
Per questi motivi, le aziende produttrici hanno dedicato molti sforzi alla ricerca di un processo
tecnologico che potesse soddisfare i suddetti requisiti di omogeneità. I processi di preparazione delle
polveri si sono, per questa ragione, evoluti negli anni ed anche odiernamente variano da impianto ad
impianto, non esistendo ancora un processo standardizzato. Si analizzano nel seguito le varie
soluzioni adottate.
7.1.1 Processo Vipac
Si distinguono due tipi di processo, eterogeneo ed omogeneo, entrambi utilizzati dalla
Belgonucléaire rispettivamente l’eterogeneo tra il 1960 e il 1967 e l’omogeneo tra il 1967 ed il 1974
[Vanderborck, 1995].
Parte III: Componenti
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Vipac eterogeneo
Consiste nel mescolamento meccanico di polveri di media e grossa dimensione di UO2 con polveri
molto fini di PuO2. Ha il vantaggio, data la sua semplicità, di mantenere bassa l'esposizione degli
operatori ed il combustibile prodotto ha dimostrato un buon comportamento.
Fu abbandonato a causa dell'incapacità di assicurare un controllo sufficiente della dispersione assiale
e radiale di plutonio. Inoltre fu causa di non poche difficoltà durante il “licensing” per i criteri di
DNBR, poiché si avevano forti variazioni assiali locali di potenza dovute alla non uniforme
distribuzione del plutonio, e per i limiti di entalpia nei RIA12.
Vipac omogeneo
Il processo ha inizio con un mescolamento meccanico di polveri di UO2 con polveri di PuO2 di
diversa granulometria (i grani sono distribuiti attorno a tre diametri). Successivamente queste polveri
sono fuse attraverso un processo ad alta frequenza dal quale si ottengono lingotti, molto porosi, in
cui ogni grano è all'incirca un cristallo di MOX. I lingotti vengono poi frantumati meccanicamente in
modo da ottenere una polvere di piccole dimensioni che risulta molto omogenea.
Si ottiene un combustibile con una alta conducibilità termica e con un buon comportamento durante
l'irraggiamento.
7.1.2 Processo
“Traditional”
“Reference”
o
Anche questo processo fu adottato dalla
Belgonucléaire [Vanderborck, 1995] tra il 1974 e
il 1985. La miscela era prodotta tramite il diretto
mescolamento di polveri di PuO2 in una corrente
di polveri di UO2, per ottenere una dispersione
omogenea dei grani di plutonio. Questa struttura
consente di avere una alta conducibilità termica
praticamente uguale a quella dell’UO2 (l'aggiunta
di plutonio diminuisce la conducibilità termica;
vedi Figura 9.4). Inoltre si hanno una buona
stabilità dimensionale ed una buona capacità di
riassestamento durante l'irraggiamento dovuta alla
plasticità indotta dall'alta potenza specifica delle
particelle di plutonio.
Figura 7.1: Processo “reference” per la
preparazione delle polveri.
12
Nella Figura 7.1 è riportato il diagramma del
processo “reference” per la formazione delle
polveri. Nella parte destra si possono vedere due
linee di recupero delle polveri scartate nella
formatura e nella sinterizzazione.
Nel programma sperimentale NSRR è stato dimostrato che [Abe, 1992] le camicie, durante un RIA, perdono la loro
integrità quando l’entalpia specifica media del combustibile supera un valore soglia che sperimentalmente era 1,000.
J/kg. È stato inoltre rilevato come questo valore dipenda dalla omogeneità e dalla dimensione delle polveri. Se le
polveri di plutonio sono concentrate in una determinata zona, la barretta si deteriora ugualmente anche se non si
raggiunge il valore soglia perché proprio in quella zona si avrà una maggiore produzione di potenza.
162
Parte III: Componenti
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L'utilizzo di questo processo fu abbandonato a causa di numerosi problemi che si presentavano nella
fase di riprocessamento. Se, come già detto in precedenza, le polveri non sono omogenee, durante il
riprocessamento l’acido nitrico non riesce a dissolvere tutto il combustibile. Poiché plutonio ed
uranio hanno potenziali di ossido riduzione diversi, se vi sono zone a maggiore concentrazione di
plutonio, l’acido tenderà a portare in soluzione prima tutto l’uranio, senza riuscire a sciogliere queste
zone.
7.1.3 Processo “MIMAS”
E' attualmente il processo più utilizzato da Belgio e Francia per la preparazione di polveri di
combustibile per LWR [Vanderborck, 1995]. Consiste in una evoluzione del processo “reference”
ma ai vantaggi di questo aggiunge una adeguata solubilità del combustibile prodotto con gli attuali
metodi di riprocessamento. Si distinguono due fasi: una di preparazione delle polveri di plutonio ed
una di mescolamento con quelle di uranio.
Preparazione delle polveri di Plutonio
Come già detto, per ottenere un materiale uniforme dal punto di vista delle caratteristiche
neutroniche è necessario che il plutonio sia uniformemente distribuito nell'elemento di combustibile.
Ma il plutonio utilizzato per i MOX è composto, a differenza dell'uranio, da una serie di isotopi le cui
percentuali non sono sempre costanti o quantomeno note. Il plutonio che esce da un impianto di
riprocessamento ha infatti una composizione che dipende, in primo luogo, dal tipo di reattore dal
quale proviene ma anche da tutta una serie di parametri, come il burn-up o il periodo di tempo
durante il quale il combustibile ha soggiornato nella piscina di decadimento. Per risolvere questo
problema è stato adottato il principio del “plutonio equivalente”, che consiste nel determinare la
composizione isotopica del plutonio, proveniente dal riprocessamento, così da introdurne nelle
miscele una quantità che ogni volta consenta di avere le stesse caratteristiche nucleari.
Formazione della miscela
Il nome MIMAS deriva da “MIcronized MASter”, parole legate alla novità di questo processo. La
prima fase consiste in un miscelamento di UO2 con PuO2 (pari al 20÷30%) a cui segue la
frantumazione della miscela in mulini a sfere di acciaio13 per ottenere grani molto fini. Si ricava una
polvere con buone caratteristiche, la “master blend”, che è poi diluita con polveri più grossolane di
UO2 per ottenere le proporzioni corrispondenti al “plutonio equivalente”.
Il processo MIMAS consente di ottenere un'ottima omogeneità, legata alla formazione della “master
blend”, quindi un combustibile con caratteristiche molto simili all'UO2. In Figura 7.2 si riportano le
fasi della fabbricazione di elementi di combustibile nel caso in cui le polveri siano preparate con
processo MIMAS. Come nel caso precedente si osservano le linee di riciclo.
13
Questo comporta non pochi problemi in quanto le sfere si consumano e lasciano nelle polveri tracce di ferro; è
opportuno che queste non superino le 60. ppm.
Parte III: Componenti
163
Impianti Nucleari
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7.1.4 Processo “OCOM”
Si tratta di un processo utilizzato
nello stabilimento di Hanau in
Germania
(analizzato
nel
paragrafo 7.3) dal 1972 per la
produzione di combustibile sia per
FBR che per LWR [Krellmann,
1995]. Il nome deriva da
Optimized CO-Milling cioè, come
nel processo MIMAS, si ha una
miscela più fine alla quale
vengono aggiunte polveri di
uranio di dimensione più grande.
Le polveri di UO2 e PuO2 sono
mescolate a secco entro cilindri
rotanti per ottenere una riduzione
delle dimensioni ed una omogenea
distribuzione di entrambi i
componenti. Come si può vedere
in Figura 7.3, nel caso in cui si
Figura 7.2: Diagramma della fabbricazione del combustibile con produca combustibile per FBR la
miscela ottenuta si trova già nelle
processo MIMAS per la preparazione delle polveri.
giuste proporzioni ed è quindi
sufficiente prolungare la fase di frantumazione e mescolamento per ottenere le polveri finali. Per
LWR, con un contenuto di plutonio fissile dal 2 al 4%, è preferibile, per motivi economici,
aggiungere alla “master blend” una polvere di UO 2 (in proporzione 10 a 1) sotto forma di carbonato
di uranile e di ammonio (NH4)4UO2(CO3)3 che rende il tutto più fluido, consentendo di passare
direttamente alla produzione delle
pellet senza l’aggiunta di leganti.
La miscela ha buone caratteristiche
di omogeneità ma soprattutto una
solubilità in acido nitrico che
raggiunge il 99.5%, grazie alla
formazione di una soluzione solida
durante la fase di sinterizzazione.
7.1.5 Processo “AUPuC”
Il processo AUPuC (Ammonium
Uranyl Plutonyl Carbonate) deriva
dal metodo precedente ma si
discosta da esso perché, per il
mescolamento,
utilizza
un
procedimento
chimico
di
coprecipitazione.
Figura 7.3: Diagramma di fabbricazione delle pellet con
preparazione delle polveri mediante processo OCOM.
164
Questo metodo [Krellmann, 1995]
consente di utilizzare plutonio
sotto forma di nitrato (stato di
ossidazione IV) e di evitare perciò
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
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la fase di riduzione alla fine del riprocessamento. Il processo inizia con il mescolamento di nitrati di
uranio e plutonio in soluzione acida diluita (circa 400. g/l di metallo pesante). La soluzione, dopo
essere stata ulteriormente diluita con acido nitrico concentrato, che ossida il Pu(IV) in Pu(VI), entra
in un reattore chimico assieme ad ammoniaca ed anidride carbonica. Si produce così la seguente
reazione:
( U, Pu )O 2 ( NO 3 ) 2 + 6NH 3 + 3CO 2 + 3H 2 O → ( NH 4 ) 4 ( U, Pu) O 2 (CO 3 ) 3 + 2 NH 4 NO 3
L'AUPuC precipita ed è filtrato per poi essere ridotto a 750.°C in corrente di idrogeno. A questo
segue il mescolamento meccanico con UO2.
I vantaggi di questo processo sono legati alla possibilità di utilizzare direttamente nitrati, senza dover
passare per gli ossidi, ed all’ottima qualità delle polveri ottenute.
7.1.6 Processo “MHD”
Nasce in Giappone intorno agli anni '80 ed è stato utilizzato solo in questo paese per la produzione di
combustibile MOX per gli ATR14 ed i FBR. Il nome MHD deriva da “Microwave-Heating direct
Denitration method” cioè una
trasformazione da nitrati in ossidi
effettuata riscaldando le polveri
in forni a microonde [Kaneda,
1995]. Il processo per il resto è
simile agli altri, come può essere
visto in Figura 7.4, ed inizia con
il mescolamento di nitrati di
uranio e plutonio in rapporto
50:50 a cui segue la fase nel
forno
a
microonde.
Successivamente si ha la fase di
calcinazione, in cui uranio e
plutonio sono ridotti, ed un
mescolamento
meccanico
all'interno di mulini dove si
riduce la dimensione delle
polveri.
Queste
passano
attraverso un setaccio che separa
Figura 7.4: Diagramma del processo MHD [Kaneda 1995].
quelle a dimensione più piccola
da quelle più grandi che devono
di nuovo rientrare all’interno del mulino. Le polveri, ormai pronte per la sinterizzazione sono poste
in recipienti schermati ed immagazzinate.
7.2 Fasi di Fabbricazione Successive
Le altre fasi di fabbricazione sono le stesse utilizzate per la realizzazione di combustibile UO 2 con
l’unica differenza che la forte tossicità del plutonio obbliga a prendere particolari attenzioni. Le fasi
qui sotto riportate si riferiscono ad impianti della BNFL per la costruzione di elementi di
combustibile MOX per FBR e LWR [Alldred, 1995].
14
Gli ATR, realizzati in Giappone dalla PNC, sono moderati con acqua pesante e raffreddati ad acqua leggera in
pressione. Una loro caratteristica è l’eccellente flessibilità nell’uso del plutonio [Abe, 1992].
Parte III: Componenti
165
Impianti Nucleari
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7.2.1 Compattazione e Sinterizzazione
Uno degli obiettivi più importanti di questa fase è il raggiungimento di una alta densità delle “pellet”
che consenta di avere una elevata conducibilità termica e al tempo stesso una buona tolleranza
dimensionale. La conducibilità termica è una funzione crescente della densità [Todreas, 1990],
mentre in ogni processo di sinterizzazione di qualsiasi materiale è stato notato [Alldred, 1995] che il
restringimento, in condizioni standard, è inversamente proporzionale alla densità delle polveri che si
riescono ad ottenere nella fase di compattazione.
Normalmente si richiede che il diametro delle “pellet” si trovi in campo di accettabilità di circa il
97%. Essendo lo stampo utilizzato sempre lo stesso e praticamente indeformabile, per raggiungere la
tolleranza dimensionale richiesta si può operare solo su due fattori: imporre una ben determinata
densità delle polveri ed aggiustarne la dimensione con mole. Come si vedrà in seguito, questa
seconda possibilità, oltre a produrre una discreta quantità di scarti, ha problemi di sicurezza. Per
poter ottenere una densità delle polveri alta e costante, si utilizzano presse meccaniche od idrauliche.
Nel primo caso è opportuno che la quantità di materiale che entra nello stampo abbia lo stesso peso;
regolando il volume attraverso la forza applicata al punzone si riesce a controllare indirettamente la
densità. Per assicurare la sua costanza, si interrompe la sequenza di pressaggio ogni 10, 50 o 100
“pellet” e si aggiusta la densità operando sul punzone. Il processo di valutazione è effettuato da un
operatore che ogni volta misura il peso di una pellet appartenente a due sequenze consecutive e,
misurando poi diametro ed altezza con un micrometro, risale alla densità. Questa tecnica consente la
valutazione della tendenza a variare della macchina (cioè la variazione nel tempo dell’errore
dimensionale) ma non è capace di valutare variazioni casuali. Negli ultimi anni, per limitare la dose
agli operatori e per aumentare l'efficienza della produzione, si è passati ad un sistema computerizzato
a cui arrivano dati, mediante trasduttori che controllano dimensione e peso, ed in base a questi viene
modificata la forza applicata al punzone; il tutto avviene con una produzione di 15 pellet al minuto.
Alla fase di compattazione segue la fase di asportazione del legante, che consiste nel togliere le
sostanze aggiunte che avevano il compito di rendere le polveri più fluide durante la compattazione.
Le pellet vengono poste in forni, ad atmosfera controllata, alla temperatura di 750.°C in corrente di
CO2. Il riscaldamento ed il raffreddamento sono effettuati con una velocità 100.°C/h per impedire
ogni danneggiamento. L'esperienza ha dimostrato che un simile trattamento termico produce una
migliore omogeneità del sinterizzato, anche se questo non utilizzava legante, qualunque siano le
polveri coinvolte purché siano sotto forma di ossido. Il processo chimico che determina questo non è
stato ancora compreso [MacLeod, 1991].
La fase di sinterizzazione è forse la più importante di tutto il processo, ma dal momento che non ci
sono differenze sostanziali legate al materiale impiegato, sarà data solo una descrizione sommaria. Le
“pellet” vengono introdotte in forni lunghi una decina di metri dove il materiale scorre su una guida
con bassa velocità di avanzamento. La temperatura massima è di 1,650.°C e la variazione temporale
di temperatura, legata alla velocità di avanzamento, è di 200.°C/h. Il tutto avviene in atmosfera
controllata con Ar e H2. L'utilizzo di idrogeno obbliga a bruciarlo al momento della sua fuoriuscita
per evitare dispersioni del gas che potrebbero causare esplosioni.
7.2.2 Aggiustamento Dimensionale, Impilamento Pellet ed Assemblaggio
Per ottenere una buona circolarità e per rispettare le tolleranze dimensionali si utilizzano due mole
controrotanti. Come in ogni processo di rettifica con mole abrasive su materiale sinterizzato, esiste il
problema che il materiale della mola può insinuarsi nelle porosità del sinterizzato per cui occorre che
la mola sia costruita con materiale duro ed a grana fine. L'utilizzo di acqua per il raffreddamento
delle pellet, nel caso che si utilizzi MOX con alta percentuale di plutonio ha presentato problemi di
criticità dovuti alla presenza di moderatore [Vanderborck, 1995]. Per questo si preferisce lavorare a
secco, diminuendo la velocità di rotazione delle mole.
166
Parte III: Componenti
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Se non fosse per l'utilizzo di “glove box” il processo di fabbricazione successivo sarebbe identico alla
fabbricazione degli elementi contenenti UO 2 , quindi nel seguito sarà descritta solo la fase finale di
controllo. Oltre al controllo delle dimensioni, densità, arricchimento locale, si deve effettuare anche
un controllo della radioattività e della contaminazione della superficie esterna delle camicie. Se
questa supera determinati valori si procede alla decontaminazione mediante lavaggio in soluzione
acida.
Una volta che le barrette contenenti MOX sono state sigillate con la saldatura dei tappi ed è stato
verificato che non ci siano perdite, queste possono facilmente essere manovrate dagli operatori senza
che siano esposti a dosi elevate. L’assemblaggio è del tutto identico a quello dell’elemento di
combustibile contenente UO2.
7.2.3 Trasporto e Immagazzinamento
Il trasporto è stato uno dei primi problemi connessi con l'utilizzo dei MOX dal momento che, fino a
pochi anni fa, non esisteva una normativa internazionale di riferimento. Per limitare le dosi ed
aumentare la sicurezza si è sempre cercato di adottare particolari soluzioni come l'utilizzo di schermi
per neutroni o la limitazione della quantità di plutonio trasportato (utilizzo dell’indice di trasporto).
Dal 1987 i paesi europei hanno adottato un nuovo contenitore per il trasporto degli elementi MOX.
Questo può contenere due elementi con una massima quantità di plutonio di 38. kg purché non si
produca una quantità di calore superiore a 1.5 kW. Le dimensioni del contenitore sono:
lunghezza x larghezza x altezza esterne
5. x 1. x 0.84 m
peso complessivo
5,000. kg
Esso è composto da due gusci, uno nella parte bassa ed uno rimovibile nella parte alta per consentire
le operazioni di carico e scarico, e da uno schermo per neutroni. Nella parte interna si trovano
assorbitori per limitare i danni prodotti da un eventuale urto [Vanderborck, 1995].
La normativa europea prevede che il veicolo per il trasporto dei MOX sia lo stesso utilizzato per il
trasporto di PuO2.
Durante l'immagazzinamento non si sono mai verificati problemi di criticità, in quanto il K∞
dell'elemento MOX non ancora irraggiato è abbastanza più basso di quello con UO2, a parità di burnup massimo previsto.
Le maggiori attenzioni sono poste nella centrale dove, inevitabilmente, gli operatori sono obbligati a
venire a contatto con il combustibile. Quando gli elementi vengono tolti dal contenitore per essere
appesi nella rastrelliera15, non è possibile lavorare sott'acqua ed è perciò necessario utilizzare appositi
schermi a forma di scatola, composti da due lastre di acciaio inossidabile con interposto del
moderatore. Si raggiunge in tal modo il duplice scopo di limitare la dose γ tramite l'acciaio e di
moderare e successivamente assorbire i neutroni.
Il trasporto del combustibile MOX esausto presenta due problemi, già presenti con l'UO2, ma in
forma più marcata:
1. il combustibile contiene ancora elevate percentuali di isotopi del plutonio, emettitori di neutroni,
che determinano una dose neutronica doppia mentre la dose γ è più o meno la stessa;
15
La rastrelliera non è altro che un insieme di sostegni dove gli elementi assumono la stessa posizione che avranno nel
nocciolo (erano orizzontali durante il trasporto) in modo che le pellet prendano la loro posizione definitiva nelle barre
e l'intera struttura si adegui al carico che dovrà sopportare nel seguito.
Parte III: Componenti
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2. il calore di decadimento è del 20% maggiore a parità di potenza prodotta e di tempo di
raffreddamento. Per questo sono necessari sistemi più efficienti per la dispersione del calore.
7.3 Descrizione dell'impianto di fabbricazione di MOX ad Hanau
L'impianto di Hanau per la produzione di elementi di combustibile tradizionali è in funzione dai primi
anni '60 [Krellmann, 1993], [Krellmann, 1995]. Nel 1975 è iniziata la progettazione di un settore per
MOX, completato nel 1991. In esso sono adottati i due processi OCOM ed AUPuC
precedentemente descritti. L’impianto è suddiviso in due zone:
• “process building” è il settore dove avviene la vera e propria fabbricazione del combustibile
(produzione di polveri, pellet ed assemblaggio barrette e dell'intero elemento di combustibile). Le
sue pareti raggiungono i due metri per schermatura γ e, soprattutto, neutronica. Viene posto in
depressione (-250. Pa) e al suo interno si ha una circolazione d'aria pari a 154,000. m3/h.
• “auxiliary building” ha pareti molto più sottili ed al suo interno si trova la zona di
immagazzinamento delle polveri e degli elementi di combustibile fabbricati, dotata di ventilatori e
filtri (soprattutto per il radon), che consentono di limitare la dose ai lavoratori. Inoltre contiene i
ventilatori che permettono il ricircolo d’aria dentro il “process building”.
I criteri di sicurezza per la progettazione dell’edificio sono gli stessi adottati per un impianto
nucleare. Si considerano per entrambe le zone incidenti dovuti a terremoti la cui intensità è valutata
con gli stessi metodi utilizzati sugli impianti di potenza, tenendo presente che non si debbono avere
rilasci di materiale radioattivo. Il “process building” è stato progettato per resistere alla caduta di un
aereo e ad una generica onda d'urto esterna. Altri dati di progetto sono riportate in Tabella 7.1:
Capacità di trattamento
120. ton di metalli pesanti
Massimo plutonio trattabile
2.5 ton
Caratteristiche
ingegneristiche
Utilizzo di glove box
Operazioni di normale funzionamento completamente automatizzate
Zone in depressione
Sistemi di trasporto per le polveri più efficienti
Dose max per i lavoratori
10. mSv
Tabella 7.1: Caratteristiche progettuali dell'impianto.
Per limitare la dose massima ai lavoratori ed alla popolazione e quindi le conseguenze di un eventuale
incidente, supponendo di non riuscire a trattenere i radioisotopi, se ne limita la quantità presente
all'interno dell'impianto. La Tabella 7.2 indica le massime quantità che possono essere presenti
contemporaneamente nell’impianto.
La Tabella 7.3 riporta le massime dosi calcolate (in mSv) per la popolazione in caso di incidente. Si
tenga presente che la massima dose ammissibile per persona è di 50 mSv.
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Quantità
Radionuclide
2,500. kg
plutonio
8. kg
Am separato da plutonio
550. kg
U235 arricchito
50,000. kg
uranio naturale
30,000. kg
uranio depleto
Tabella 7.2: Quantità massime di radionuclidi.
Evento
Dose Massima (mSv)
Incendio di un filtro
2.7 × 10−8
Incidente di criticità
8.3 in gran parte provenienti da iodio
Perdite
2.2 × 10− 7
Rottura di una Glove Box
3.6 × 10− 9
Terremoto
1.2 × 10− 4
Caduta di un aereo
Onda d'urto
Per i due eventi l'impianto è stato progettato
per non rilasciare radioattività all’esterno
Tabella 7.3: Dosi a cui sarebbe esposta la popolazione in caso di incidente.
Parte III: Componenti
169
Impianti Nucleari
170
RL (812) 99
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
8. CICLO DEL COMBUSTIBILE NEI REATTORI DI POTENZA
8.1 Generalità
Durante il funzionamento a potenza di un reattore nucleare termico si formano, all’interno del
combustibile, nuovi elementi dovuti all'irraggiamento dei nuclei di U238 (o di Th232) e,
contemporaneamente, compaiono i prodotti di fissione dovuti alle fissioni dei diversi nuclei fissili. La
formazione di tali nuovi elementi, aventi caratteristiche nucleari diverse dal fissile iniziale, e la
contemporanea distruzione delle specie nucleari inizialmente presenti, causano lente variazioni della
reattività del reattore, dette anche variazioni di reattività a “lungo termine”. Accade così, che dopo
un periodo di tempo che può andare da pochi mesi ad alcuni anni, è necessario rimuovere il
combustibile esaurito, per sostituirlo in tutto od in parte, con del combustibile fresco. Esistono, come
vedremo, filiere in cui il ricambio del combustibile avviene in modo continuo, con il reattore
funzionante a piena potenza, ed altre filiere che richiedono invece l'arresto della centrale.
Esistono inoltre cicli del combustibile concettualmente differenti, che utilizzano cioè materiali fissili e
fertili differenti (ciclo “uranio - plutonio” e “torio - uranio”), e schemi del ciclo del combustibile nel
nocciolo16, cioè le modalità che sono seguite per il ricambio del combustibile nel nocciolo stesso, più
o meno complessi.
Gli obiettivi che devono essere tenuti presenti nel progettare il ciclo di combustibile nel nocciolo di
un reattore di potenza sono molteplici. I principali sono indicati nel seguito:
•
uniformare, per quanto possibile, il burn-up del combustibile allo scarico, tendendo verso il
massimo irraggiamento di scarico;
•
ridurre, per quanto possibile, i fattori di maldistribuzione della potenza;
•
ottenere la massima potenza estraibile dal combustibile, per diminuire i costi di produzione;
•
ridurre, a parità di burn-up medio del combustibile allo scarico, la reattività massima iniziale del
nocciolo;
•
mantenere in limiti accettabili la penalizzazione economica relativa all’abbassamento del fattore
di disponibilità connesso con le fermate dell’impianto eventualmente richieste per le operazioni
di refuelling;
•
semplicità delle operazioni e sicurezza di esercizio.
Questi obiettivi sono spesso in contraddizione tra loro e richiedono determinati compromessi. Le
soluzioni adottate, per quanto diverse in relazione alle differenti filiere di reattori esistenti,
presentano in comune il fatto di avere contemporanea presenza all’interno del nocciolo di elementi di
combustibile fresco e di combustibile irraggiato. Durante il “refuelling”, una parte degli elementi
vengono scaricati e sostituiti con elementi freschi mentre quelli rimanenti possono eventualmente
essere spostati all’interno del nocciolo.
Le catene di formazione degli isotopi fertili e fissili nei due cicli di combustibile fondamentali sono
rappresentati rispettivamente nella Figura 8.1 per il ciclo “uranio - plutonio” e nella Figura 8.2 per il
ciclo “torio - uranio”. Ricordiamo inoltre che U233, U235, Pu239 e Pu241 sono gli isotopi fissili per
neutroni, caratterizzati dalle costanti nucleari riportate in Tabella 8.1.
16
Chiaramente questo ciclo nel nocciolo rappresenta soltanto una fase dell’intero ciclo del combustibile, che ha inizio
con l’estrazione del minerale e termina con il riprocessamento del combustibile irraggiato e la destinazione finale
delle scorie radioattive.
Parte III: Componenti
171
Impianti Nucleari
RL (812) 99
ISOTOPO
σt (barns)
σf (barns)
ν
ηth
U233
578.
525.
2.51
2.28
U235
683.
582.
2.43
2.07
Pu239
1028.
742.
2.89
2.09
Pu241
1400.
1025.
3.06
2.24
Tabella 8.1: Valori costanti nucleari a 2,200. m/s per elementi fissili.
Dall'esame dei dati riportati nella Tabella 8.1, appare evidente che soltanto con l'U233 esiste la
possibilità di ottenere un “breeding” termico. Essendo infatti la resa neutronica ηth abbastanza
maggiore di 2, per ogni fissione sono disponibili 2 neutroni, uno per continuare la reazione a catena
stessa ed uno per ripristinare il nucleo fissile distrutto tramite la conversione di un nucleo di Th232.
Nel campo delle più alte energie (reattori veloci), è invece la resa neutronica del Pu ad essere più
elevata (circa 2.4).
Figura 8.1: Reazioni nucleari per irraggiamento dell'U238 (ciclo uranio - plutonio).
Le realizzazioni più importanti nel campo del ciclo “uranio - torio” sono state il primo nocciolo del
reattore di Indian Point (PWR Babcock & Wilcox), il reattore di Elk River e, nel campo dei reattori
a gas ad alta temperatura, i reattori di Peach Bottom e Dragone. Pur tuttavia la quasi totalità dei reattori
di potenza funziona oggi sul ciclo “uranio - plutonio”. Il plutonio prodotto dalla conversione
dell'U238 viene in parte bruciato nel reattore ed in parte è presente nel combustibile esaurito allo
scarico. Vi sono filiere, ad esempio nei reattori inglesi della prima generazione e negli attuali
CANDU, nelle quali oltre metà dell'energia prodotta deriva da fissioni di nuclei di plutonio. Per
quanto riguarda invece il plutonio non bruciato, è da tempo studiato il modo più conveniente per un
suo riutilizzo sia in filiere veloci sia all’interno di tipologie di combustibile ad ossidi misti, detti MOX
(vedi Capitolo 9).
172
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
Figura 8.2: Reazioni nucleari per irraggiamento del Th232 (ciclo torio - uranio).
8.2 Considerazioni Generali sui Cicli di Combustibile
Abbiamo visto al paragrafo precedente i motivi per cui il combustibile presente all’interno del
nocciolo vada sostituito. Questa sostituzione può avvenire con reattore funzionante (ad esempio nei
reattori inglesi a uranio naturale del tipo gas - grafite, successivi a Calder Hall, o nei reattori
CANDU) oppure con reattore spento (ad esempio nei reattori ad acqua leggera tipo PWR e BWR o
nei veloci). I vantaggi, nel primo caso, apportati dal refuelling sotto carico sono tali (quasi un
raddoppio dell’irraggiamento) da ripagare le maggiori complicazioni del sistema di ricambio (“fuel
handling”) e della presenza della macchina di movimentazione di “carico e scarico”. Nei reattori ad
acqua leggera invece da un lato la possibilità di disporre di maggiori eccessi di reattività iniziale (per
l’utilizzo di uranio arricchito), dall'altro il minor numero di elementi di combustibile da rimuovere,
fanno preferire il più semplice ricambio con reattore spento.
La convenienza di avere nel reattore al tempo stesso elementi a diverso valore dell’irraggiamento
(dal valore zero - combustibile fresco - al suo valore massimo - combustibile pronto per lo scarico -)
è evidente se si pensa che in questo modo (vedi Figura 8.3) è possibile oltrepassare il punto di
reattività nulla X, a cui ci si fermerebbe nel caso che tutto il combustibile fosse scaricato
contemporaneamente. E' così possibile anzi, bilanciando le reattività positive e negative tra elementi
vicini, raggiungere il punto X’ in cui si ha il compenso delle aree positive e negative sottese dalla
reattività di canale. Ciò è rigorosamente vero solo se gli elementi di combustibile del reattore sono
linearmente distribuiti lungo l'irraggiamento e se il flusso neutronico è radialmente costante.
La scelta del tipo di ciclo da utilizzare deve tenere conto anche di altri fattori, oltre la reattività
ottenibile, ed in particolar modo:
• ottenere un’adeguata distribuzione di potenza all’interno del nocciolo, che non deve peggiorare
con le movimentazioni;
• prestazioni della macchina di “carico - scarico” del combustibile, evitando di scaricare molti
elementi allo stesso tempo nei ricambi sotto carico;
• ridurre al minimo le soste complessive dell’impianto nei sistemi con ricambio a reattore spento,
per non penalizzare il fattore di utilizzo;
• tenere ben presenti i limiti metallurgici di irraggiamento dell’elemento di combustibile;
• fare in modo che il reattore sia sempre facilmente controllabile, sia allo scram che in durante i
transitori.
Parte III: Componenti
173
Impianti Nucleari
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Figura 8.3: Variazioni di reattività.
Vale inoltre la pena di sottolineare alcuni aspetti ulteriori che influenzano la scelta del ciclo. Il costo
del danaro per esempio può far convenire un più basso immobilizzo di uranio, anche a scapito del
costo di fabbricazione. Per contro invece il costo del processo di riprocessamento può far risultare
più conveniente un maggior periodo di immagazzinamento del combustibile spento.
Inoltre l'utilizzazione dell'impianto tenderà a diminuire nel corso della sua vita: può convenire allora
ridurre le dimensioni del nocciolo, per ridurre l'“inventory” di combustibile. Il burn-up invece può
essere aumentato, operando il reattore, alla fine del ciclo, ad una potenza ridotta, oppure solo di
giorno a piena potenza, quando non è più possibile mantenere la piena potenza in modo continuativo.
Nella scelta del ciclo infine non va trascurato l'immobilizzo di uranio al di fuori del nocciolo (fasi di
fabbricazione, spedizione, raffreddamento e riprocessamento), che può portare ad un aumento
dell'immobilizzo dal 30 al 50%.
8.2.1 Cicli di Combustibile nei Reattori a Gas e nei Reattori ad Acqua Pesante
Esamineremo di seguito alcuni aspetti dei cicli di combustibile nei reattori di tipo inglese della prima
generazione e nei reattori CANDU. La discussione sarà maggiormente focalizzata sulla prima filiera,
rimandando per i reattori CANDU, alle considerazioni fatte nel volume dedicato alle Filiere.
Per quanto riguarda la durata, il combustibile dei reattori a gas inglesi aveva un burn-up previsto di
circa 4,500. MWd/t; si trattava infatti di elementi costituiti da uranio metallico che, oltre tale valore
dell’irraggiamento, presentavano caratteristici rigonfiamenti e deformazioni, dando luogo a
fessurazioni della camicia di Magnox ed al rilascio di gas di fissione attivi. Questa condizione,
unicamente a quella che definiva il limite massimo di permanenza nei reattori (indipendentemente dal
valore dell’irraggiamento) pari a 5 anni, costituivano il così detto “limite metallurgico”.
A volte, quando gli elementi erano di tipo auto - sostenentesi (Latina) si imponeva un più basso
irraggiamento massimo (≈ 3,000. MWd/t) per gli ultimi due elementi, a partire dal basso, che
risultavano quelli meccanicamente più caricati. Con questi vincoli era possibile raggiungere un
irraggiamento medio allo scarico di circa 3,000. MWd/t. Aumentando la durata del ciclo, oltre tale
valore, si riduceva il costo annuo del combustibile ma si avevano seri problemi di reattività; per
174
Parte III: Componenti
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RL (812) 99
contro riducendo il “burn-up” allo scarico, aumentava il costo del combustibile ma si poteva disporre
di maggior reattività. In quest’ultimo caso, ammesso che fosse stato possibile lo scarico del
combustibile per la più elevata velocità richiesta alla macchina, poteva essere aumentato
l'appiattimento del flusso neutronico e quindi la potenza estraibile. La capacità della macchina di
“carico - scarico” (6 canali/giorno) ha imposto infatti un serio vincolo al problema del ricambio del
combustibile sotto carico mentre, con reattori spenti, si è arrivati anche a scaricare 50 canali/giorno.
Si doveva perciò evitare di essere nella condizione di dover scaricare molti canali nello stesso tempo
(a Latina vi erano 8 elementi per canale). Per un altro motivo (evitare distorsioni di potenza) si
doveva poi evitare di scaricare successivamente molti canali vicini.
Vediamo ora nel seguito alcuni possibili schemi di cicli del combustibile nel nocciolo in queste
tipologie di reattori ed, in dettaglio, il cosiddetto “ciclo continuo”, normalmente adottato in quei
reattori (come nei gas/grafite ed AGR o nelle filiere moderate con acqua pesante) il cui il ricambio
può essere effettuato mantenendo il reattore a piena potenza.
Scarico a “Batch”
Si definisce scarico a “batch” lo scarico di tutti gli elementi del nocciolo in una sola volta. A volte,
con lo stesso termine, si intende lo scarico di una grossa porzione (1/4 o 1/5) del nocciolo. Lo
scarico completo a “batch” in un reattore tipo Calder Hall portava ad una riduzione del burn-up di
progetto da 3,000. a 2,000. MWd/t (oppure a 2,400. MWd/t se si accettava di ridurre la zona a
flusso neutronico piatto e quindi la potenza estraibile). In aggiunta il tempo totale di “refuelling”
risultante era però molto lungo, con una drastica riduzione del fattore di utilizzo della centrale. A
Calder Hall, per esempio, si sono impiegate, nel secondo “refuelling”, 9 settimane mentre nel primo
se ne erano impiegate 26.
Un tipo di refuelling a zone (a diversi “batch”) può migliorare la situazione dell'irraggiamento allo
scarico che salirebbe a circa 2,500. MWd/t; la reattività a disposizione risulterebbe inoltre maggiore
ed il quantitativo di combustibile da scaricare all'anno inferiore.
Schemi Governati dalle Rotture
Uno schema di ciclo teorico è quello che prevedeva lo scarico del combustibile solo al momento
della rottura della guaina. Gli ostacoli maggiori che si sono frapposti a questo criterio sono da
ricercarsi nella velocità di scarico del sistema di “fuel handling” e nella reattività necessaria. Questo
schema sarebbe stato realizzabile se le rotture della incamiciatura fossero avvenute lentamente nel
tempo e non tutte accentrate, in questo tipo di reattori a gas, su valori di 4,500. MWd/t. Se la
deviazione standard fosse di 500. MWd/t, su un irraggiamento medio di 3,000. MWd/t, la capacità
della macchina di scarico poteva essere sufficiente.
Schemi a Due Zone
Se fosse possibile superare i 3,000. MWd/t come valore medio di canale, si potrebbe spingere
l'irraggiamento nella zona centrale fino a 5,000. MWd/t e realizzare l'appiattimento del flusso
neutronico in questo modo, anziché con gli assorbitori di acciaio. Si potrebbe così ottenere una
riduzione del costo di combustibile del 10 ÷ 15%.
Scarico Continuo
Abbiamo già visto al paragrafo precedente i motivi che consigliano l'adozione di un ciclo continuo,
con ricambio programmato di un determinato numero di elementi o di canali al giorno. La
sostituzione continua del combustibile consente infatti il raggiungimento di una certa condizione per
cui la variazione di reattività a lungo termine del reattore è nulla, ossia la reattività è costante (si dice
allora che il reattore è in condizioni di equilibrio). Questo vuol dire che il reattore è suddiviso in un
Parte III: Componenti
175
Impianti Nucleari
RL (812) 99
certo numero di zone in ciascuna delle quali vi sono canali contenenti combustibile fresco, in cui la
reattività va crescendo per il prevalente accumulo di Pu239, e contemporaneamente canali con
combustibile già irradiato, in cui la reattività va diminuendo per il prevalente accumulo di isotopi non
fissili e dei prodotti di fissione.
La reattività di ogni zona è la media pesata della reattività di ciascun canale, che si riduce ad una
semplice media aritmetica se la zona è sufficientemente piccola per ritenere che il flusso neutronico
sia in essa costante con il raggio. Il raggiungimento della condizione di equilibrio avviene tramite una
fase transitoria, in cui l'irraggiamento del combustibile allo scarico si mantiene inferiore a quello
all’equilibrio, che viene raggiunto in modo asintotico.
Il ricambio continuo del combustibile può iniziare subito od essere ritardato rispetto all’inizio del
funzionamento a potenza; questo ritardo permette un miglior sfruttamento della prima carica del
nocciolo ma richiede velocità di scarico superiori per evitare picchi di “refuelling” intollerabili.
Iniziando subito lo scarico, per contro, si ottiene un irraggiamento della prima carica pari alla metà
del valore all’equilibrio. Ritardandolo, vi è inoltre il vincolo imposto dalla velocità di scarico e la
possibilità di perdere reattività e quindi potenza.
Essendo l’elemento di combustibile utilizzato in questi reattori costituito da spezzoni che, in numero
variabile (8 ÷ 12), sono inseriti in ciascuno dei diversi canali, è possibile sostituire soltanto una parte
degli spezzoni estratti e reinserire quelli rimanenti in posizioni diverse da quella che questi avevano al
momento della loro estrazione. Si potrebbe, per esempio, togliere gli spezzoni centrali, spostare
verso la parte centrale gli altri spezzoni già parzialmente consumati ed inserire nella parte terminale
del canale gli spezzoni contenenti combustibile fresco. Questa operazione prende comunemente il
nome di “shuffling” assiale.
Operando nel modo suddetto è possibile, programmando opportunamente il ciclo:
•
mantenere a livelli modesti la reattività massima del nocciolo. In pratica si deve disporre
solamente della reattività richiesta per la regolazione del reattore. La reattività necessaria per far
fronte, durante la vita, al consumo del combustibile ed all’accumulo dei prodotti di fissione non
saturabili può essere di piccola entità qualunque sia il valore previsto per il burn-up del
combustibile allo scarico, proprio in quanto viene sostituito con continuità nel nocciolo
combustibile irraggiato con combustibile fresco;
•
abbassare il fattore di picco nucleare parallelo F/N/ in quanto, con l’attivazione dello shuffling
assiale, si avrebbe all’interno di uno stesso canale combustibile fresco con buone caratteristiche
nucleari nella zona a basso flusso (parti terminali del canale) e, viceversa, combustibile
degradato nelle zone ad alto flusso (parte centrale);
•
mantenere a valori prossimi all’unità il rapporto tra burn-up massimo e medio del combustibile
scaricato.
La soluzione sopra indicata che, per ovvi motivi, può essere adottata soltanto nei reattori per i quali
sia possibile effettuare il ricambio del combustibile con reattore funzionante a piena potenza, richiede
peraltro l’installazione e l’esercizio di complessi e costosi dispositivi (macchina di “carico - scarico”)
il cui funzionamento deve essere caratterizzato da un’elevata affidabilità durante tutta la vita
dell’impianto.
176
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
8.2.2 Cicli di Combustibile nei Reattori ad Acqua Leggera
Esamineremo di seguito alcuni aspetti dei cicli di combustibile nei reattori ad acqua leggera di tipo
PWR e BWR. Trattandosi di elementi combustibili in ossido di uranio, incamiciati in acciaio
inossidabile od in leghe di zirconio, la durata dal punto di vista metallurgico può raggiungere e
superare i 30,000. MWd/t.
A differenza dei reattori ad uranio naturale, dove l'eccesso di reattività iniziale è limitato, in questi
reattori ad acqua in pressione e bollente, esiste la possibilità di aumentare la reattività iniziale
aumentando l'arricchimento del combustibile. Questa possibilità trova un suo limite, specie nei BWR
che non sono dotati di un sistema di controllo chimico, nella reattività controllabile con le barre di
controllo.
In questi tipi di filiere il ricambio del combustibile richiede l’arresto dell’impianto e pertanto si
adottano cicli del combustibile che prevedono di eseguire ricambi ad intervalli regolari con
sostituzione, in ciascun ricambio, di una frazione predeterminata del nocciolo. L’intervallo di tempo
intercorrente tra un ricambio ed il successivo è determinata da considerazioni di carattere
sostanzialmente economico. Quando possibile si cerca di eseguire il refuelling, che comporta il
fuoriservizio della centrale per circa 40 ÷ 60 giorni, nei periodi dell’anno di minor richiesta di energia
elettrica. In realtà questa condizione difficilmente può essere rispettata per il fatto che una
interruzione di servizio non programmata della centrale porterebbe, qualora si volesse rispettare
rigidamente la durata temporale del ciclo, allo scarico di combustibile con burn-up inferiore a quello
previsto, con evidente aumento del costo del ciclo stesso. E’ quindi possibile aumentare la durata
dell’intervallo fra due refuelling in relazione ad eventuali riduzioni del fattore di carico che
potrebbero essersi avute durante l’esercizio, cercando comunque di evitare che il tempo di fermata
venga a cadere in periodi di massima richiesta di energia elettrica. Per soddisfare quest’ultima
condizione si possono adottare tecniche diverse, tra le quali lo “stretch-out”, che consentono di
prolungare la durata temporale del ciclo, riducendo progressivamente la potenza della centrale.
Il tempo di permanenza di un elemento di combustibile nel nocciolo è ovviamente legato al burn-up
medio del combustibile scaricato ed alla potenza specifica media. Nei LWR, il burn-up previsto allo
scarico è dell’ordine di 30,000. MWd/t e la potenza specifica media a piena potenza è pari a 35.
kW/kg nei reattori PWR ed a 25. kW/kg in quelli ad acqua bollente. Il tempo di permanenza del
combustibile, dato dal rapporto fra il burn-up allo scarico e la potenza specifica, risulta pertanto pari
a 870. giorni per i primi e 1,200. giorni per i secondi. Tenendo conto dei tempi necessari per il
refuelling, il tempo effettivo di permanenza di un elemento di combustibile nel nocciolo, nell’ipotesi
di funzionamento con fattore di carico unitario, è pertanto pari a 3 anni nei PWR ed a 4 anni nei
BWR. Conseguentemente, se il refuelling viene fatto una volta all’anno, in ogni operazione verrà
sostituita rispettivamente una frazione del nocciolo pari ad un terzo ed ad un quarto.
I vantaggi di questa tipologia di ciclo del combustibile rispetto ad un ciclo a batch verranno
brevemente descritti nel seguito.
Si può facilmente dimostrare che, in primo luogo, a parità di burn-up medio allo scarico, la reattività
massima del nocciolo risulta convenientemente ridotta. Se
1
è la frazione del nocciolo scaricato, la
n
reattività massima ρmax è pari alla somma di quella necessaria per compensare le variazioni di
reattività a breve termine ρb e della frazione
1
di quella richiesta per compensare la variazione a
n
lungo termine ρl per un assegnato valore del burn-up.
1
ρ max = ρ b + ρl
n
Parte III: Componenti
177
Impianti Nucleari
RL (812) 99
Nei LWR risulta ρb ≈ 0.1 e ρl ≈ 0.01/1,000. MWd/t. Ammettendo un burn-up medio di scarico di
30,000. MWd/t risulta:
ρ max = 0.1 +
1
0.3
0.01 x 30 = 01
. +
n
n
se n = 3 (PWR):
ρ max = 0.2
se n = 4 (BWR):
ρ max = 0.175
Adottando un ciclo a batch si avrebbe, per entrambe le filiere, ρ max = 0.4
Nella Figura 8.4 si riporta l’andamento della reattività disponibile in funzione del burn-up per il ciclo
a batch e per quello con ricambio parziale del combustibile, supponendo n = 3.
Al crescere di n diminuisce, a parità di burn-up, la reattività massima del nocciolo (quando n tende al
numero di elementi presenti nel nocciolo il ciclo descritto tende al ciclo continuo). Chiaramente però,
al crescere di n, aumenta anche il numero di ricambi che devono essere effettuati con pesanti
riduzioni del fattore di disponibilità dell’impianto. Il valore più opportuno da assegnare al parametro
n discende pertanto da un razionale compromesso tra esigenze tra loro contrastanti. Operando nel
modo suddetto e procedendo ad opportuni spostamenti in direzione radiale degli elementi di
combustibile nel nocciolo, è anche possibile ottenere una più uniforme distribuzione radiale della
potenza e ridurre contemporaneamente il valore del burn-up massimo e quello medio.
50
r%
Ricambio parziale
Ciclo a batch
40
30
20
10
0
0
10
20
30
MWd/t
Figura 8.4: Reattività disponibile in funzione del burn-up.
Gli obiettivi sopraindicati possono essere raggiunti operando nel modo seguente: si suppone di
suddividere la sezione trasversale del nocciolo in tre zone sostanzialmente concentriche contenenti
ciascuna un uguale numero di elementi di combustibile. Al momento del ricambio, con il ciclo a
regime, gli elementi della zona centrale saranno estratti dal nocciolo, quelli della zona intermedia
saranno trasferiti nella zona centrale, quelli della zona esterna saranno trasferiti nella zona intermedia
e gli elementi freschi saranno caricati nella zona esterna. Seguendo tale procedura tutti gli elementi
178
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
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permarranno per un terzo del loro tempo in ciascuna delle tre zone considerate; conseguentemente il
rapporto tra burn-up massimo e medio del combustibile allo scarico risulta convenientemente ridotto,
non essendo praticamente influenzato dal fattore radiale di maldistribuzione della potenza. Peraltro,
si avrà costantemente nel nocciolo combustibile più reattivo nella zona periferica e combustibile
meno reattivo nella zona centrale con sensibile appiattimento del flusso neutronico e, quindi, marcata
riduzione del fattore di picco nucleare radiale F⊥N .
La soluzione suddetta, indicata generalmente con il nome di “ciclo a zone con shuffling radiale”, in
direzione “out-in”, è quella normalmente adottata nei PWR. Per questo tipo di filiera peraltro lo
shuffling radiale rappresenta l’unico mezzo a disposizione per l’appiattimento radiale del flusso
neutronico dal momento che, con l’adozione del controllo chimico, tali reattori funzionano con barre
di controllo praticamente estratte dal nocciolo. Cicli del combustibile sempre a shuffling radiale ma
del tipo “in-out” sono stati inoltre proposti ed adottati, sostanzialmente per ridurre le perdite
neutroniche verso la parete del vessel e sono descritti nel Paragrafo 9.5.
In linea di principio si preferisce il ciclo a “batch multipli” (detto anche a zone con diversi
arricchimenti) nei reattori di tipo PWR e il ciclo con caricamento sparso (detto “scatter loading”) nei
reattori di tipo BWR.
8.2.2.1 Perdita di Accoppiamento
Fin dal 1956, studi effettuati dalla Westinghouse avevano dimostrato i vantaggi di un caricamento a
più zone, con diversi arricchimenti, nei reattori di potenza della filiera PWR. La soluzione più
vantaggiosa, tra le molte studiate, appariva quella con carico in periferia, scarico al centro e
spostamenti delle zone dalla periferia al centro (“out-in”). Essa permetteva di garantire infatti
miglioramenti sostanziali (oltre il 50%) sia sul fattore di distribuzione della potenza che sul fattore di
picco del burn-up (rapporto tra irraggiamento massimo e medio).
Va tuttavia osservato che questi schemi non sono più applicabili ai grossi reattori attuali (ad esempio
1,000. MWe) tipo PWR. Infatti, poiché il diametro di un reattore PWR da 1,000. MWe è pari a circa
50 lunghezze di migrazione, neutroni che nascono in un punto hanno scarse probabilità di
attraversare tutto il nocciolo. Ciò spiega la così detta “perdita di accoppiamento” che si verifica nei
grandi reattori, la quale rende la distribuzione di potenza molto sensibile alle differenze di reattività.
Il fenomeno si accentua con le dimensioni dell'impianto e con il progredire delle differenze di burn-up
tra le zone, cioè all'inizio dei cicli. Ad esempio, in un reattore a tre zone, passando da 260. MWe a
1,000. MWe (vedi rispettivamente la Figura 8.5 e la Figura 8.6), si ha uno spostamento nella
produzione di potenza, all'inizio del secondo ciclo, verso la zona esterna, a scapito della zona
centrale, con notevole aumento del fattore di forma macroscopico radiale (da circa 1.3 a circa 2.0).
Inoltre, il guadagno di burn-up rispetto al caso di ciclo a “batch” singolo, detto CBUF (cycling burnup factor), passa da 1.50 a 1.34. Quindi, per entrambi i motivi, lo schema a tre zone “out-in”, non è
più accettabile nei grossi reattori tipo PWR. Passando da tre a cinque zone il CBUF passa a 1.44, ma
si guadagna poco sulla distribuzione di potenza (fattore radiale da 2. a 1.9) e si riduce inoltre il
fattore di utilizzazione della centrale.
Per migliorare l'accoppiamento, converrebbe mettere la regione “fresca” vicino a quella più irradiata
(ciclo 3.1.2); cosi facendo il CBUF sale a 1.43, per contro il fattore di picco radiale aumenta da 2. a
2.3: infatti il picco di potenza è più alto per aver posto il combustibile fresco in una zona ad
importanza neutronica maggiore.
Parte III: Componenti
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Figura 8.5: Distribuzione di potenza radiale in un PWR da 260. MWe con ciclo “out-in” in tre
regioni.
Figura 8.6: Distribuzione di potenza radiale in un PWR da 1,000. MWe.
Un mezzo per superare questo inconveniente è il così detto ciclo a “caricamento sparso”, detto
anche “scatter loading” o “roundelay multi-batch refuelling” od anche “salt and pepper loading”.
Secondo questo schema che, come vedremo, è quello utilizzato nei reattori BWR, il combustibile
fresco viene aggiunto in modo uniforme in tutto il nocciolo del reattore PWR, accanto ad elementi
più irradiati. Il picco locale che così si genera è più che compensato dall'aumento del CBUF che sale
a 1.51. Questo picco locale può inoltre essere ridotto riducendo le dimensioni dell'elemento di
combustibile. Infatti, ad esempio, per un burn-up medio di scarico di 24,000. MWd/t, si passa da un
fattore radiale di 2.2 (con un elemento di 8.5” di lato) ad un fattore di 1.7 (con elemento di 5.3” di
lato). Per contro, riducendo le dimensioni dell'elemento di combustibile, si aumenta il costo di
fabbricazione specifico ($/kg) e totale, il tempo necessario per il refuelling e, se ogni elemento è
inscatolato come nei BWR, anche le catture parassite all’interno del nocciolo.
180
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
In alternativa al ciclo “scatter loading” semplice, per reattori PWR di grandi dimensioni, sono stati
studiati anche altri sistemi; in particolare:
• caricamento a due zone circa uguali tipo “scatter loading”, con arricchimento più elevato nella
zona esterna. Sempre per un PWR da 1,000. MWe si otterrebbe un CBUF pari a 1.48 ed un F⊥ =
1.84;
• arricchimento singolo (maggiore) con veleno bruciabile per gli elementi della zona centrale. Ciò
appiattisce sia la distribuzione macroscopica di potenza che i picchi locali, dato che il veleno ha
massima efficienza all'inizio del ciclo, permettendo di ottenere un F⊥ = 1.72 ed un CBUF pari a
1.51.
Possiamo pertanto concludere che, per i reattori PWR, le tecniche valide per reattori piccoli o di
media potenza non sono necessariamente estrapolabili a reattori di dimensioni maggiori
(orientativamente con potenza maggiore di 1,000. MWe).
8.2.2.2 Ciclo a Caricamento Sparso
Nei reattori BWR la situazione si presenta in modo notevolmente diverso. L’effetto combinato della
distribuzione dei vuoti e della presenza delle barre di controllo è tale da rendere la distribuzione
radiale di potenza sensibilmente appiattita in un’estesa zona del nocciolo. Deve anche essere messo
in evidenza che, essendo la densità di potenza nei BWR minore che nei PWR, a parità di potenza
complessiva il grado di disaccoppiamento del nocciolo risulta per i primi sensibilmente maggiore che
per i secondi.
Tenendo presente quanto sopra richiamato, per i
reattori BWR non è opportuna l’adozione di cicli
2
1
del combustibile che prevedano spostamenti degli
elementi del nocciolo. La soluzione concettuale
scelta ed adottata in tutti i BWR è la seguente: il
nocciolo dei reattori è costituito da un
conveniente numero di celle elementari ciascuna
3
4
delle quali è composta da 4 elementi di
combustibile e dalla associata barra di controllo
(Figura 8.7). Durante ciascuna operazione di
Figura 8.7: Cella elementare per un BWR.
refuelling viene sostituito uno dei quattro elementi
di ciascuna delle celle elementari (complessivamente un quarto degli elementi di combustibile del
nocciolo).
Con il ciclo a regime, all’inizio del ciclo i-esimo i 4 elementi di ciascuna cella avranno accumulato un
1 2
3
,
e
di quello previsto allo scarico. Alla fine dello stesso
4 4
4
1 2 3
4
ciclo, il burn-up raggiunto sarà pari ad , ,
e . Si procederà allora alla sostituzione
4 4 4
4
4
dell’elemento con burn-up
con un elemento di combustibile fresco. Durante l’intera vita
4
burn-up pari rispettivamente a 0,
dell’impianto si procederà ciclicamente nel modo suddetto. Ciascun elemento di combustibile
permarrà nel nocciolo per una durata corrispondente a 4 cicli, in ciascuno dei quali accumulerà un
burn-up mediamente pari ad
1
di quello medio allo scarico. Questo tipo di ciclo a caricamento
4
sparso è stato usato nei reattori ad acqua di tipo bollente sin dal 1962, in occasione del primo
“refuelling” del reattore di Dresden. Esso viene oggi consigliato dalla GE per tutti i moderni reattori
di tipo bollente.
Parte III: Componenti
181
Impianti Nucleari
RL (812) 99
Esiste inoltre una variante a questo schema (vedi Figura 8.8) in cui il nocciolo del reattore viene
diviso in 5 zone, di cui quattro si ripetono in modo modulare attorno alle barre di controllo
cruciformi e la quinta, alla periferia, è la così detta regione “buffer”, in cui il flusso neutronico è
minore. Quest'ultima regione viene pertanto sostituita meno frequentemente ed, all'equilibrio,
l'irraggiamento di questa zona viene mantenuto a circa la metà del valore di scarico. Ad ogni ciclo
viene pertanto scaricato un quinto di nocciolo dai 4/5 degli elementi più esposti, secondo lo schema a
rotazione indicato in figura. Tenuto conto della presenza dei vuoti e delle barre di controllo questo
schema porta ad un appiattimento considerevole della potenza nella zona centrale del nocciolo. Le
dimensioni del “batch”, un quinto nel caso accennato, sono un compromesso (vedi Figura 8.9) tra un
più alto burn-up di scarico ed una disponibilità massima dell'impianto (minor numero possibile di
shut-down). Infatti passando da 5 a 3 “batch” si aumenta il fattore di disponibilità solo del 2% e si
riduce l’irraggiamento allo scarico del 10%; per contro aumentando i “batch” da 5 a 7 si aumenta
l'irraggiamento solo del 5% a scapito di una riduzione del 2% del fattore di carico potenziale. Si può
ritenere pertanto che il valore ottimale del numero di batch cada tra i 4 e i 5 “batch”.
Figura 8.8: Ciclo a caricamento sparso (metodo a 5 “Batch” per il reattore di Dresden).
L'equilibrio viene usualmente raggiunto dopo circa 7 ricambi, durante i quali il “burn-up” si mantiene
più basso del valore di equilibrio. Questo inconveniente può, almeno in parte, essere eliminato
aumentando l'arricchimento del primo nocciolo e compensando la maggior reattività con mezzi
temporanei di controllo, ad esempio scatole di acciaio in sostituzione di quelle di zircalloy. A
differenza del ricambio a zone, lo “scatter loading” mantiene una composizione essenzialmente
uniforme su tutto il nocciolo. Vediamo ora in dettaglio i vantaggi di questo tipo di ciclo di
combustibile.
a) Reattività del combustibile fresco: poiché la reattività massima che si può controllare è prefissata
(ad es. 1.7%), all'equilibrio, con un ricambio a zone, non si potrebbe superare un K∞ = 1.15 per il
combustibile fresco che, p.e. per il reattore di Dresden, avrebbe portato il burn-up solo a 8,000.
MWd/t. Con il ricambio uniforme è consentito utilizzare combustibile fresco con K∞ = 1.25
(perché poi il valore medio è attenuato dal combustibile irradiato adiacente), ottenendo un burnup allo scarico più elevato, intorno a 18,000. ÷ 20,000. MWd/t.
b) Reattività del combustibile spento: l'aumento della reattività del combustibile fresco permette di
diminuire la reattività del combustibile allo scarico (0.66% per ogni per cento di reattività del
182
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
combustibile nuovo), in modo tale da aumentare, per due motivi, la reattività a disposizione del
burn-up.
c) Distribuzione di potenza: poiché gli elementi di combustibile hanno dimensioni trasversali inferiori
a diverse lunghezze di migrazione (il contrario capita per le zone del ciclo a “shuffling”), non si ha
una deformazione della distribuzione macroscopica di potenza. Si hanno pur tuttavia dei picchi di
flusso neutronico tra elemento ed elemento, più che compensati però dall'appiattimento assiale
provocato dal bruciamento centrale degli elementi più irradiati.
d) Esercizio: il reattore non avverte le estreme differenze nelle caratteristiche nucleari del
combustibile. Ad esempio con un “burn-up” di scarico di 15,000. MWd/t e ciclo a 5 “batch”, il
reattore si comporta come un reattore uniforme, con “burn-up” medio iniziale di 6,000. MWd/t,
fino allo scarico ad un valore medio di 9,000. MWd/t. Da ciò seguono semplici e ripetibili schemi
sia per la programmazione delle barre di controllo sia per l’analisi dei dati di esercizio.
Figura 8.9: Relazione tra le dimensioni del “Batch” ed i vari effetti.
Utilizzando questo tipo di ciclo del combustibile, migliorano inoltre i coefficienti di reattività
(rispetto al caricamento a zone) e vengono eliminati gli spostamenti del combustibile all'interno del
nocciolo, riducendo pertanto i tempi di arresto della centrale.
Parte III: Componenti
183
Impianti Nucleari
184
RL (812) 99
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
9. PROBLEMATICHE NELL'UTILIZZO DI COMBUSTIBILI AD OSSIDI MISTI
(Il materiale di questo capitolo e di altre parti relative ai combustibili MOX è stato tratto dalla Relazione
svolta per il corso di “Impianti Nucleari” da Emanuele Fontani ed Annalisa Manera nell’A.A 1996/1997).
9.1 Introduzione
9.1.1 Cenni Storici
I combustibili ad ossidi misti (MOX) nacquero [Deramaix, 1993] intorno alla metà degli anni '50
nell’ambito di un “Cooperation Agreement” tra Euratom e USAEC [Bairiot, 1992], che coinvolse
tra gli altri Belgonucléaire, GE e Westinghouse, per un possibile riutilizzo del plutonio presente nel
combustibile esausto. Altri paesi iniziarono programmi di ricerca sui MOX negli anni ’60,
principalmente Germania, Giappone ed, in misura minore, Svizzera, Francia, Italia e Svezia.
Nel 1962 fu creato il Transuranium Institute di Kalsruhe, centro di ricerca europeo dotato di
sofisticate apparecchiature scientifiche capaci di operare con materiali α e γ emettitori. Le attività di
ricerca di questo centro iniziarono nel 1965 e furono focalizzate sullo studio delle proprietà chimiche
e fisiche dei composti del plutonio, sia in condizioni irraggiate che non irraggiate. I dati ricavati in
quel periodo sarebbero stati in seguito utilizzati, per quasi venti anni, dalle industrie produttrici di
combustibili MOX. Numerose apparecchiature sperimentali furono costruite per lo studio del
comportamento del combustibile MOX; fra queste si può ricordare l’apparecchiatura del CEA
Cadarache per combustibile da utilizzare nei FBR.
Negli anni ‘70 si passò all’utilizzo commerciale del combustibile MOX in diversi impianti: il PWR
BR3 caricato con combustibile Belgonucléaire, il PWR KWO ed il BWR VAK, con combustibile
della KWU-ALKEM ed il BWR di Garigliano, con combustibile GE-Belgonucléaire. Solo verso la
metà degli anni ‘80 l’utilizzo commerciale del combustibile MOX ebbe larga diffusione, limitata
unicamente dai tempi necessari alla messa a punto ed alla qualificazione di nuovi impianti di
fabbricazione.
Negli ultimi anni, in seguito allo smantellamento delle testate nucleari, è stato affrontato il problema
di smaltimento del plutonio militare. Una risposta è stata quella di utilizzarlo per la fabbricazione di
MOX. Molte ricerche, effettuate per studiare la possibilità di utilizzare MOX nei reattori esistenti,
hanno mostrato come il bruciamento di questo combustibile sia facilmente attuabile sia nei CANDU
[Boczar, 1995] sia nei LWR [Schlosser, 1995]. Infatti, le soluzioni proposte e già attuate in diverse
reattori francesi e tedeschi, non hanno comportato cambiamenti significativi nel lay-out del nocciolo
ed hanno permesso di mantenere adeguati margini di sicurezza.
Sebbene il prezzo dei MOX sia ancora elevato [Drecressin, 1995], diverse sono quindi le motivazioni
che portano ad un recupero del plutonio; in particolare, quelle che attualmente ritenute più
importanti sono:
1. passaggio al ciclo del combustibile di tipo “chiuso”;
2. recupero del plutonio contenuto nelle testate nucleari.
9.1.2 Smaltimento delle Testate Nucleari
Oltre che negli elementi di combustibile esausti, il plutonio è presente, in quantità e con arricchimenti
maggiori, nelle testate nucleari. In seguito agli accordi Start I e Start II, sottoscritti rispettivamente
nel luglio 1991 e nel gennaio 1993, l'ex Unione Sovietica e gli Stati Uniti si sono impegnati a ridurre
i loro arsenali strategici a 3500 testate ciascuno entro il 2003.
Parte III: Componenti
185
Impianti Nucleari
RL (812) 99
Come si può vedere
dalla Figura 9.1, i due
stati
firmatari
dovrebbero smantellare
fra le 1,000 e le 2,000
testate nucleari l'anno.
Considerando che in
media ogni testata
contiene 3÷4 kg di
plutonio e circa 15. kg
di uranio fortemente
arricchito (90% di
U235), gli Stati Uniti
hanno un eccesso di 50.
Figura 9.1: Numero di testate da smaltire entro il 2003 [Hippel 1993].
tonnellate di plutonio e
400. di uranio, mentre
l'ex Unione sovietica ne ha 100. di plutonio e 500. di uranio [Hippel 1993]. I due accordi non
stabiliscono cosa deve essere fatto di questo materiale fissile in eccesso che, se semplicemente
immagazzinato, potrebbe facilmente essere di nuovo utilizzato per la costruzione di testate.
Nell'ambito di un comune spirito di disarmo, i due paesi si sono impegnati a convertire il materiale
strategico ad uso civile, per renderlo inutilizzabile per scopi militari. Per il recupero dell'uranio
fortemente arricchito non vi sono problemi in quanto può facilmente essere mescolato ad uranio
depleto per formare una miscela con arricchimento intorno al 3%. Per il plutonio, invece, sono state
avanzate varie proposte [Decressin 1995], [Hippel 1993] e [UIIS, Internet] le più importanti delle
quali sono:
• Il plutonio per uso militare è composto da Pu239 in forma metallica. Per le sue caratteristiche,
questo materiale è facilmente manipolabile, essendo molto bassa la sua attività. Il calore generato
è abbastanza modesto perché la quantità di Pu238 è praticamente trascurabile. L’emissione
spontanea di neutroni è molto bassa per la pratica assenza di Pu240 e Pu242. Inoltre il contenuto di
Am241 (prodotto di decadimento altamente radioattivo del Pu241) non raggiunge che lo 0.5%
dopo 14 anni di immagazzinamento, il che corrisponde ad una emissione gamma ancora molto
debole. Per questi motivi il plutonio per uso militare non richiede particolari attenzioni se non per
il fatto che la massa critica è molto piccola (circa 100. g). Per rendere questo materiale meno
facilmente maneggiabile è stato proposto [Hippel 1993] di mescolarlo con rifiuti ad alta attività
(per esempio i PF provenienti dal riprocessamento) e di inserirlo in una matrice vetrosa formata
da particolari vetri al boro silicato (utilizzato in Europa, Giappone e Stati Uniti) o al fosfato,
utilizzato in Russia17. In alternativa, è stato proposto di unire al plutonio [Hippel 1993] grandi
quantità di Cs137 (forte emettitore γ) ma questo tipo di soluzione, anche se renderebbe difficile il
recupero del plutonio, specialmente da parte di organizzazioni terroristiche, non sarebbe in grado
di impedire un suo eventuale recupero da parte di una potenza nucleare.
• La proposta di vetrificare il plutonio, oltre a non garantire una buona efficienza, risulta essere
economicamente dispendiosa. Per questo, in seguito all'incontro di G7 tenutosi a Parigi
nell'ottobre 1996, i paesi partecipanti hanno mostrato la loro propensione ad un ut ilizzo del
plutonio come combustibile nucleare sotto forma di MOX. Così facendo, il plutonio per usi
militari passerebbe, in primo luogo, dalla forma metallica a quella di ossido, meno nociva alla
17
Il vetro al fosfato utilizzato non ha le stesse caratteristiche di durata del vetro al borosilicato ed inoltre non presenta
la buona capacità di assorbimento dei neutroni legata al boro.
186
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
salute18, ed in secondo luogo sarebbe mescolato con il plutonio che deriva dal riprocessamento del
combustibile, in modo tale da ottenere un composto la cui composizione isotopica non ne rende
più così semplice il trasporto ed il trattamento. In Tabella 9.1 si riporta la composizione isotopica
di una polvere di PuO2 ottenuta mescolando al 50% plutonio per uso militare con plutonio in
uscita da un impianto di riprocessamento.
100% Pu per
uso militare
Contenuto isotopico
Pu238
Pu239
Pu240
Pu241
Pu242
93
6
1
-
Composizione della miscela
50% Pu per uso militare + 50% Pu per uso civile
Tempo di immagazzinamento
3 anni
10 anni
0.7
0.7
75.5
76.5
14.9
15.4
6.5
4.9
2.4
2.5
Tabella 9.1: Composizione di miscele di plutonio per uso civile e militare [Decressin, 1995].
Come si può vedere la qualità del materiale è profondamente denaturata: la miscela contiene una
discreta quantità di Pu238 che produce calore (pari a 0.56 W/g) a causa del decadimento, contiene
Pu240 e Pu242 che emettono spontaneamente neutroni, e contiene inoltre Pu241 che, decadendo in
Am241, porta ad un sensibile aumento dell'attività γ. Come risultato, il materiale non è più
maneggiabile senza particolari precauzioni ed un eventuale traffico illecito potrebbe essere
sventato con un semplice contatore γ.
Oltre a quanto sopra
detto, vi sono ampie
motivazioni
economiche
che
spingono
ad
un
utilizzo dei MOX. Le
grandi compagnie che
trattano
questi
combustibili (BNFL,
Siemens, Cogema ed
AEC)
stanno
estendendo i loro
interessi nel campo del
disarmo
stipulando
contratti con Stati
Uniti e Russia. In
effetti,
è
stato
dimostrato [Decressin,
Figura 9.2: Costo di immagazzinamento di 50. g di plutonio.
1995]
che
l’immagazzinamento
del plutonio non è conveniente, comportando costi fissi crescenti con il tempo. A causa del
18
Gli ossidi di plutonio sono meno solubili nei liquidi organici rispetto al plutonio in forma metallica.
Parte III: Componenti
187
Impianti Nucleari
RL (812) 99
decadimento dello stesso plutonio vi è un aumento della radioattività, con un aumento dei costi
dovuti alla schermatura. Nella Figura 9.2 sono riportati questi costi, ipotizzando un tasso di interesse
annuo del 5%.
Se si considerano i costi dell'UO2, questi si
aggirano attualmente intorno agli 800.÷1,300.
2850
$/kg [Decressin, 1995], legati ai costi di
2750
produzione e solo in minima parte a quelli
dell'uranio, con la ragionevole ipotesi che, se la
2650
tecnologia di produzione si evolverà nel tempo, il
2550
costo di questo combustibile andrà diminuendo
2450
(come avviene per qualsiasi prodotto). Allo stesso
modo il costo del MOX varia dai 1,250. ai 1,500.
2350
$/kg ed è unicamente legato all'efficienza
0 10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
dell'impianto di produzione ed al numero di
PuO2 %
compagnie in grado di gestire questa produzione.
Figura 9.3: Temperatura di fusione della miscela Anche in questo caso sembra lecito ipotizzare
che, nei prossimi anni, il prezzo dei MOX
UO2 - PO2 [Todreras, 1990].
diminuirà con velocità maggiore rispetto a quello
dell'ossido di uranio.
T (°C)
Si può concludere che non solo i MOX potrebbero divenire più convenienti in un prossimo futuro,
ma che sicuramente costituiscono un ottimo sistema per l’eliminazione dei costi fissi di
immagazzinamento del plutonio e per la sua utilizzazione nella produzione di energia elettrica.
9.2 Diversità nel Comportamento Termico e Meccanico in Pila
Thermal conductivity (x10-2 W/cm°C)
100
100 °C
200 °C
400 °C
80
800 °C
1200 °C
60
40
20
0
0
10
20
30
PuO2 %
Le
prove
compiute
dalla
Belgonucléaire sugli elementi di
combustibile MOX19, iniziate nei primi
anni '60, hanno dimostrato la non
diversità di comportamento tra MOX
ed UO2. La maggior parte delle rotture
che si verificano furono dovute infatti
od a fattori esterni (corrosione) od ad
una cattiva costruzione delle camicie.
Un inconveniente verificatosi più volte
è stato la rottura delle saldature tra
barrette e tappi, inconveniente che, con
le moderne tecniche di saldature TIG, è
del tutto eliminato. Vi sono comunque
diversità nel comportamento in pila dei
MOX dovute alle diverse proprietà
termiche e meccaniche prese di seguito
in esame.
Figura 9.4: Conducibilità termica della miscela della
miscela UO2 - PO2 [Todreas, 1990].
19
Tra queste si ricordano quelle eseguite tra il 1970 ed il 1980 nel reattore del Garigliano con un numero di barrette
provato superiore a 20,000.
188
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
9.2.1 Proprietà Termiche
Come si osserva in Figura 9.3 l'aggiunta di plutonio determina un abbassamento del punto di fusione
che, considerata la quantità di plutonio utilizzata nei MOX di circa il 3%, è valutabile intorno ai
20.°C. Inoltre (Figura 9.4) la conducibilità termica diminuisce all'aumentare del contenuto di plutonio
ma questo effetto va attenuandosi al crescere della temperatura. Quest'ultima diminuzione avrebbe
come conseguenza l'innalzamento della temperatura centrale del combustibile. Da uno studio
compiuto sui gas di fissione rilasciati si è però rilevato che questi sono emessi in quantità maggiori
nei MOX (in particolare gli elementi transplutonici emettono molto elio). La temperatura centrale
finisce per avere quindi lo stesso valore, a parità di potenza lineare e di caratteristiche geometriche,
di quella che si ha con UO2.
9.2.2 Proprietà Meccaniche
9.2.2.1 Variazioni Dimensionali
Gli studi in materia hanno dimostrato che
non vi sono grandi variazioni dimensionali
del diametro esterno della camicia durante
l'irraggiamento. La Figura 9.5 si riferisce a
dati ottenuti su reattori Siemens [Goll,
1993]. Per studiare il comportamento delle
barrette durante l'irraggiamento sono stati
utilizzati reattori sperimentali ad alto
flusso, con pressioni del refrigerante
comprese fra 14.5 e 15.5 MPa. La barretta,
tolta dal nocciolo veniva posta in una
piscina alla stessa temperatura e, lungo una
linea elicoidale, ne veniva misurato il
diametro. I risultati ottenuti mostrano
Figura 9.5: Variazione di diametro con l'irraggiamento
come non vi sia grandi differenze tra MOX,
[Goll, 1993].
prodotti con processo OCOM ed AUPuC,
e l'UO2. Lo stesso esperimento, ripetuto
dalla Belgonucléaire [Deramaix, 1993], ha
mostrato come i valori di ε θ
(deformazione circonferenziale) relativi a
MOX ed UO2 si addensino lungo la retta
bisettrice (Figura 9.6). In Figura 9.7 è
riportata la variazione di lunghezza delle
barrette (prove Belgonuclèaire). Come si
vede anche l'allungamento percentuale non
dipende fortemente dal tipo di combustibile
utilizzato. Infatti esso dipende in gran parte
dal materiale dell’incamiciatura, dalla
temperatura che questa raggiunge e dal
valore del flusso neutronico. In minima
parte
l’allungamento
è
influenzato
dall'interazione pellet camicia che, come si
è visto sopra, è uguale per i due tipi di
Figura 9.6: Confronto tra variazione nella dimensione combustibile.
circonferenziale tra MOX e UO2 [Deramaix, 1993].
Parte III: Componenti
189
Impianti Nucleari
RL (812) 99
9.3 Proprietà Rilevanti del Plutonio
Il plutonio appartiene alla classe
degli elementi transuranici e conta
15 diversi isotopi di cui solo due
fissili, Pu239 e Pu241. Quest'ultimo
non è, però, utilizzabile per la
produzione di energia elettrica a
causa dei costi notevolmente più
alti, del più basso tempo di
dimezzamento e della maggiore
radioattività rispetto al Pu239. Gli
isotopi 238, 240 e 242 non sono
fissili, ma fissionabili. Le più
importanti
caratteristiche
neutroniche sono riportate nella
Tabella 9.2 e nella Tabella 9.3,
Figura 9.7: Confronto tra l'allungamento percentuale dei confrontate con quelle dell'uranio.
MOX e UO2 [Deramaix, 1993].
Va considerato inoltre che il Pu241
decade in Am241, il quale è un forte
emettitore γ.
Tra le diverse proprietà del Pu239 rispetto all'U235, quelle di maggiore interesse per il controllo e la
sicurezza del reattore sono:
• la minore frazione di neutroni ritardati;
• la maggiore energia dei neutroni di fissione emessi;
• le maggiori sezioni di assorbimento e di fissione;
• il minor tempo di dimezzamento.
Neutroni termici
T1/ 2
Formazione
(anni)
σa
σf
(barn)
(barn)
ν
Neutroni veloci
η
β
σa
σf
ν
η
(bar (bar
n)
n)
Pu239
2.43 E4
Np239(β-)
1011
742.5
2.871
2.108
Pu240
6.60 E4
Pu239(n,γ)
350
4.2
3.0
3.0
Pu241
13
Pu240(n,γ)
1377
1009
2.987
2.927
2.2
6
Pu242
3.8 E5
Pu241(n,γ)
23
U235
8.5 E8
naturale
680.8
582.2
2.418
2.068
0.00 1.6
65
5
1.4 2.6 2.
5 0
U238
4.51 E9
naturale
7.6
4.2
0.2
25
0.09 2.6 0.
5
97
0.00 2.1
20
1
1.85 3.1 2.
60
2.0
3.2 2.
61
Tabella 9.2: Proprietà neutroniche del plutonio e dell'uranio.
ν è il numero di neutroni emessi in media per fissione.
η è il numero di neutroni in media generato per atomo consumato.
190
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
Isotopo
Attività specifica
(Ci/g)
Principale modo di
decadimento
Energia di
decadimento (MeV)
Pericolo
radiologico
Pu238
17.3
α
5.593
α, deboli γ
Pu239
0.63
α
5.244
α, deboli γ
Pu240
0.23
α, fissioni spontanee
5.255
α, deboli γ
Pu241
104
β
0.021
β, deboli γ
Pu242
0.004
α
4.983
α, deboli γ
Tabella 9.3: Proprietà radiologiche dei principali isotopi del plutonio.
9.4 Controllo del Reattore
Per poter utilizzare combustibile MOX è necessario esaminare le diverse caratteristiche neutroniche
del plutonio rispetto a quelle dell'uranio e prevedere una verifica dei sistemi di sicurezza e di
controllo del reattore.
Per prima cosa, si consideri la frazione di neutroni ritardati effettiva. Questa, assume valori diversi a
seconda della composizione del combustibile utilizzato. Di seguito in Tabella 9.4, si riportano i valori
ottenuti per tale coefficiente nel reattore VVER [Levina, 1995]:
Tipo di carica
β eff
core tradizionale senza MOX
0.07
core caricato per 1/3 da MOX
0.064
core caricato interamente da MOX
0.04
Tabella 9.4: Frazione dei neutroni ritardati in funzione del combustibile utilizzato.
La forte variazione della frazione di neutroni ritardati β causa notevoli cambiamenti nella dinamica
del reattore, per cui sono richiesti ulteriori studi sul comportamento del reattore in condizioni sia di
normale esercizio che in condizioni incidentali.
La maggiore sezione di assorbimento del plutonio rispetto all'uranio e la maggiore energia dei
neutroni di fissione spostano lo spettro neutronico verso energie più alte rendendo meno efficienti gli
assorbitori predisposti al controllo ed alla regolazione. Infatti le sezioni di assorbimento dei materiali
assorbitori diminuiscono all'aumentare dell'energia nell’intervallo di interesse. Sempre a causa
dell'indurimento dello spettro neutronico si ha anche un aumento delle fughe.
L'introduzione di reattività negativa in seguito all'intervento delle barre di controllo, pertanto,
diminuisce. La situazione risulta peggiorata anche dalla minore frazione di ritardati del plutonio, per
cui la risposta del sistema all'azione delle barre di controllo viene ritardata. Per ovviare a questi
inconvenienti è necessario aumentare il numero delle barre di controllo stesse. Il problema del
Parte III: Componenti
191
Impianti Nucleari
RL (812) 99
numero e della loro disposizione non è semplice, in quanto dipende dalla quantità e dalla
collocazione degli elementi di combustibile MOX.
Per gli stessi motivi anche l'efficienza dell'eventuale boro presente in soluzione diminuisce. Si vedrà
in seguito con maggior dettaglio che questo problema può essere risolto nei seguenti modi:
• aumentando la quantità di boro dei sistemi di iniezione di sicurezza;
• aumentando l'arricchimento in B10 del boro solubile;
• prevedendo la presenza di barre di boro arricchite in B4C.
Come per il boro, anche per il gadolinio e per gli altri veleni bruciabili si ha una diminuzione
dell'efficienza di assorbimento, per fronteggiare la quale si provvede ad aumentare il numero di barre
contenenti veleni ed, eventualmente, ad aumentare la concentrazione dei veleni stessi.
Il coefficiente Doppler del combustibile fortunatamente non è influenzato dalla presenza del plutonio
grazie alle basse concentrazioni in cui esso è presente negli elementi di combustibile utilizzati. A più
alte concentrazioni l'effetto del plutonio sarebbe quello di rendere tale coefficiente positivo (a causa
dei picchi di risonanza per catture di fissione alle basse energie, per esempio, a 0.3 eV). Questo è un
effetto non voluto perché non sarebbe più garantita la sicurezza intrinseca del reattore. Infatti, ad un
aumento di potenza, un coefficiente Doppler positivo causerebbe un'ulteriore introduzione di
reattività positiva.
Fortemente influenzato dalla concentrazione di plutonio nel core è invece il coefficiente di
temperatura del moderatore. In particolare, è stato rilevato che esso risulta ancora più negativo se il
core è alimentato con elementi contenenti MOX [Schlosser, 1993] e dipende soprattutto dagli
elementi MOX più sottomoderati. Infatti, il coefficiente di temperatura del moderatore influenza:
• la probabilità di sfuggita alla risonanza (p);
• il fattore di utilizzazione termica (f);
• la probabilità di non sfuggita dal nocciolo (P);
• il fattore di fissione veloce (ε);
• il fattore di termalizzazione (η).
Si può dimostrare che:
∂p
<0
∂Tm
∂f
>0
∂Tm
∂ε
>0
∂Tm
∂P
<0
∂Tm
∂η
=0
∂Tm
Di questi fattori quelli che maggiormente contribuiscono a rendere il coefficiente di temperatura del
moderatore più negativo in presenza di MOX sono i primi due (f e p).
E' noto che:
f =
Φf σf Nf
=
Φ f σ f N f + Φ mσ m N m
1
Φ σ N
1+ m m m
Φf σ f N f
Derivando l'espressione sopra riportata rispetto al rapporto Γ =
∂f
α
=−
∂Γ
(1 + αΓ) 2
con
α=
Nm
si ottiene:
Nf
Φmσ m
Φf σf
Poiché all'aumentare di Tm il rapporto Γ diminuisce, si può scrivere:
192
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
1 ∂f
α
≡
>0
f ∂Tm (1 + αΓ )
Essendo α Pu239 < α U235 a causa della maggiore sezione di fissione del plutonio, si ha:
0<
1 ∂f
1 ∂f
<
f ∂Tm Pu 239 f ∂Tm U235
e questo rende più negativo il coefficiente di temperatura del moderatore in presenza di MOX,
considerando che il termine
1 ∂P
< 0 è circa costante.
P ∂Tm
Nel caso degli elementi MOX più sottomoderati, pur aumentando per questi il fattore 1 ∂f
f ∂Tm
1 ∂p
rispetto agli altri elementi MOX, risulta prevalente l'aumento in valore assoluto del fattore
p ∂Tm
che, essendo negativo, rende il coefficiente di temperatura del moderatore ancora più negativo negli
elementi MOX più sottomoderati. Ciò è evidente analizzando l'andamento qualitativo del fattore p
rispetto al rapporto di moderazione riportato in Figura 9.8.
p
Infatti, all'aumentare della temperatura del moderatore
la derivata di p rispetto a Tm aumenta all'aumentare
della sottomoderazione. Inoltre, poiché in presenza di
plutonio diminuiscono le catture di risonanza passive
grazie alle risonanze di fissione del plutonio stesso alle
basse energie, la derivata di p rispetto alla temperatura
del moderatore è maggiore (in valore assoluto) per gli
elementi MOX rispetto a quelli di uranio.
1
Il fatto che il coefficiente di temperatura del
moderatore sia più negativo va a favore della sicurezza
in caso di aumento di potenza perché un valore
negativo del coefficiente di temperatura del
Figura 9.8: Andamento del fattore p in
moderatore permette di introdurre reattività negativa
funzione del rapporto di moderazione.
in seguito ad un aumento della temperatura del
moderatore causato dall'aumento di potenza stesso. A fine ciclo, il rilascio di reattività conseguente
alla diminuzione della temperatura del moderatore non è trascurabile e sono quindi necessarie barre
di controllo supplementari per poter spegnere il reattore. Problemi maggiori si hanno, invece, durante
incidenti di raffreddamento (p.e., rottura o perdita nella linea vapore) a causa del rilascio di reattività
positiva. Anche l'effetto sul coefficiente di temperatura del moderatore dipende però dal numero di
assembly di MOX e dalla loro disposizione nel core, quindi i problemi vanno affrontati per ogni
singola configurazione di nocciolo.
Tm
Nm
Nc
Un altro coefficiente che viene modificato dalla presenza dei MOX è quello di reattività dei vuoti,
che diventa più negativo. Ciò significa che una diminuzione della frazione di vuoti nel core libera una
maggiore quantità di reattività positiva rispetto a quella che si avrebbe con elementi standard.
Bisogna dire, però, che in caso di incidente con conseguente depressurizzazione del core questa
variazione del coefficiente di reattività dei vuoti diventa benefica.
Non trascurabile è anche la maggiore radioattività del plutonio e il più energetico flusso neutronico,
che causano maggiori danni di irraggiamento al vessel e alle altre strutture presenti nel core e che
hanno portato, come sarà illustrato nel seguito, all'adozione di particolari cicli “in pila” per il
combustibile.
Parte III: Componenti
193
Impianti Nucleari
RL (812) 99
9.5 Soluzioni Adottate per il Lay-out del Core delle Diverse Filiere
Nello studio delle possibili soluzioni per l'utilizzo dei MOX come combustibile nei reattori nucleari,
di fondamentale importanza è la necessità di adottare scelte che non comportino cambiamenti radicali
nella geometria del core, visto che uno degli scopi principali dell'adozione del combustibile MOX è
proprio il suo riciclaggio nei reattori già esistenti.
La progettazione degli elementi di combustibile e la loro collocazione all'interno del core dipendono
fortemente dalle proprietà neutroniche del plutonio e dei suoi isotopi descritte precedentemente, ma
anche da limiti termici e nucleari. Tra i primi si ricordano:
• massima temperatura superficiale di camicia;
• massima temperatura del combustibile;
• massimo gradiente di temperatura dell'elemento di combustibile;
• massimo incremento di temperatura del refrigerante;
• critical power ratio per i BWR;
• DNBR per i PWR;
• massima densità di potenza lineare.
Tra i limiti nucleari, invece:
• burn-up
• rapporto tra flusso radiale massimo e flusso radiale medio;
• rapporto tra flusso assiale massimo e flusso assiale medio.
Questi limiti differiscono da filiera a filiera, quindi anche le possibili soluzioni dipenderanno dal tipo
di filiera [Schlosser, 1993]. Vi sono, comunque, criteri validi per tutti i tipi di filiera:
• risulta vantaggioso usare elementi costituiti interamente da combustibile MOX, non solo allo
scopo di facilitarne la progettazione ma soprattutto per contenere le spese di fabbricazione e
trasporto;
• a causa della maggiore sezione di assorbimento del plutonio rispetto a quella dell'uranio, per
progettare elementi MOX aventi la stessa reattività degli elementi di uranio bisogna prevedere un
maggiore arricchimento medio di plutonio rispetto a quello previsto per l'uranio;
• poiché il flusso deve rimanere il più possibile continuo passando dal confine di un'assembly
all'altro, i più alti valori di arricchimento del plutonio produrrebbero un maggiore e inaccettabile
flusso termico se fossero usati nelle barrette poste nella periferia degli elementi di combustibile,
soprattutto nelle zone in cui elementi di MOX sono adiacenti a quelli di uranio (fenomeno
accentuato nei BWR per la presenza di moderatore tra le diverse assembly). Per limitare questo
fenomeno si può prevedere un maggiore arricchimento di plutonio nella parte centrale delle
assembly, sufficiente al raggiungimento della reattività richiesta. Solo nelle zone più esterne delle
assembly si provvederà a porre più basse concentrazioni di plutonio, onde evitare picchi nel flusso
termico causati dai circostanti elementi di uranio (l'uranio emette neutroni meno energetici
rispetto al plutonio);
• per limitare le spese di fabbricazione si vogliono raggiungere elevati burn-up. Perché questo sia
possibile è necessario ridurre la potenza lineare degli elementi di combustibile e, quindi, la loro
temperatura massima, in modo da limitare il rilascio di gas di fissione e rispettare i limiti termici
precedentemente elencati.
Pertanto, dovranno essere previste diverse concentrazioni di plutonio per appiattire la distribuzione
di potenza nelle zone di adiacenza tra elementi di MOX ed elementi di uranio e per adeguare la
194
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
reattività e il potenziale burn-up delle assembly di MOX a quelle di uranio. Per motivi economici il
numero delle diverse concentrazioni di plutonio adottate dovrà essere il più basso possibile.
Passiamo, di seguito, all'esame delle diverse soluzioni adottate per le principali filiere.
9.5.1 CANDU
L'eccellente economia neutronica ed il ciclo di combustibile a “ricambio continuo” fanno del
CANDU una filiera facilmente adattabile a diversi cicli di combustibile. Proprio il graduale, ma
continuo ciclo del combustibile facilita le operazioni di passaggio a combustibile MOX.
La semplicità di progetto del elemento di combustibile, costituito da soli sette componenti basilari, e
le sue piccole dimensioni (lunghezza 0.5 m, diametro 0.1 m) facilitano la fabbricazione nel “glovebox”, con conseguente riduzione dei costi rispetto ad elementi MOX per LWR.
D'altra parte però si ha un aumento dei costi per la necessità di implementare nuovi sistemi di
salvaguardia e sicurezza. Per questo, tra gli altri motivi, viene incentivato il raggiungimento di elevati
burn-up, riducendo contemporaneamente la potenza lineare e quindi la temperatura massima. Allo
scopo è stato studiato e progettato un nuovo tipo di elemento, denominato Canflex, costituito da 43
barrette caratterizzate da diversi diametri (le 35 barrette più esterne hanno un diametro più piccolo
rispetto alle 8 centrali). La combinazione di più barrette e l'adozione di differenti valori per i diametri
riduce i valori di picco della potenza lineare di circa il 20% rispetto a quelli che si ottengono con il
elemento convenzionale di 37 barrette, facilitando il raggiungimento di burn-up più elevati.
Avere picchi di potenza lineare più bassi non è un fatto trascurabile quando si considera combustibile
MOX, visti i maggiori gradienti di potenza e di flusso neutronico che si originano intorno al bundle
di (U,Pu)O2 rispetto a bundle di uranio naturale o leggermente arricchito.
E' possibile migliorare le prestazioni del combustibile riducendone ulteriormente la temperatura
mediante l'ausilio di dischi di grafite posti tra le pellet di MOX o utilizzando pellet forate nella parte
centrale (annular fuel).
A causa della minore frazione di neutroni ritardati e della più bassa vita media dei neutroni pronti
prodotti dal plutonio, si hanno variazioni sostanziali della cinetica del reattore con conseguenti
risposte più rapide ad eventuali cambiamenti di reattività. Questo fenomeno è particolarmente sentito
nei LOCA, durante i quali, in questo tipo di filiera, si verifica un picco di potenza. Tale picco è
dovuto al fatto che refrigerante e moderatore sono separati e, avendo il refrigerante una sezione di
assorbimento per neutroni termici non trascurabile, una perdita nel circuito di refrigerazione
comporta anche una diminuzione dell'assorbimento di neutroni, cioè un'introduzione di reattività
positiva. Per ovviare alla più veloce risposta dinamica si può ricorrere al LVRF bundle (low void
reactivity fuel), nel quale si adotta un assorbitore neutronico nella parte centrale ed un arricchimento
graduale nei due anelli più esterni di combustibile. Il tipo di assorbitore ed il livello di arricchimento
vengono scelti in base al coefficiente di reattività dei vuoti ed al burn-up voluti. E' possibile, per
esempio, scegliere una reattività dei vuoti negativa tale da eliminare del tutto il picco di potenza
durante un LOCA, oppure tale da rendere questo picco di potenza uguale a quello che si avrebbe con
uranio naturale nelle stesse condizioni.
Durante esperienze [Boczar, 1995] condotte nei Laboratori AECL sono stati raggiunti livelli di burnup prossimi ai 50. MWd/kg e densità di potenze lineari di 75. kW/m in elementi di combustibile
MOX con concentrazioni di plutonio comprese tra 0.5% e 3% (in peso).
9.5.2 LWR
Numerosi schemi di caricamento del combustibile sono possibili per l'utilizzo dei MOX nei LWR
grazie all'elevata flessibilità delle filiere. Per assicurare la maggiore compatibilità con le assembly di
UO2, la progettazione degli elementi di combustibile MOX è soggetta agli stessi criteri termoidraulici
Parte III: Componenti
195
Impianti Nucleari
RL (812) 99
e meccanici riassunti all'inizio del capitolo; anche la geometria ed i materiali strutturali adottati sono i
medesimi.
I costi addizionali per la fabbricazione degli elementi MOX incentivano l'utilizzo delle più alte
concentrazioni possibili di plutonio, compatibilmente con i limiti termici e nucleari. A tale proposito
la migliore scelta del materiale per la matrice del combustibile si orienta sui “tailings” 20 di uranio
anziché su una matrice di uranio arricchito o naturale grazie al loro minore contenuto di uranio
fissile, dando così l'opportunità di massimizzare il contenuto di plutonio. Si ricorda che, sempre per
ragioni economiche (fabbricazione, trasporto, stoccaggio), è necessario che il plutonio sia
concentrato nel minor numero di barrette e di elementi di combustibile possibile. Di seguito si riporta
un'analisi particolareggiata delle soluzioni adottate nelle due filiere LWR.
9.5.2.1 PWR
In esperienze [Schlosser, 1993] condotte su PWR Siemens da 1,300. MWe, contenenti 193 elementi
di combustibile del tipo 16x16, tre differenti concentrazioni di plutonio fissile (in peso) sono state
utilizzate nelle diverse barrette (Figura 9.9):
• 1.9% nelle barrette d'angolo;
• 2.3% nelle barrette più periferiche;
• 3.3% nelle barrette più interne dell’elemento di combustibile contenente MOX.
La
matrice
del
combustibile
è
1.9 % Pu fissile
1.00 0.99 1.00 0.93 0.91 0.98
0.97
0.82 0.90 0.96
costituita da uranio
in U naturale
naturale. Nella Figura
W
0.90 RCC 1.02 1.00 1.03 0.98
0.83 0.93 1.01
2.3 % Pu fissile
9.9 è riportata inoltre
in U naturale
la distribuzione della
1.03 1.00 1.02 RCC 0.89 1.00
0.83 0.96 RCC
densità di potenza
3.3 % Pu fissile
RCC
0.92 0.94 1.02 1.05 1.00
0.84 0.94 1.02
relativa (si notino i
in U naturale
valori più alti al
0.95 1.03 1.06 1.01
0.84 0.94 1.02
3.4 % U235
confine tra elementi
RCC
RCC 0.94 1.04
0.85 0.97 RCC
MOX e tradizionali).
Barrette d'acqua sono
Barra d'acqua
0.97 1.09
0.87 0.95 1.01
W
previste in quattro
posizioni
per
1.08
0.91 0.96 0.99
Barra di controllo migliorare
RCC
la
0.96 0.98 1.00
distribuzione
del
flusso
neutronico.
1.00 1.04
Utilizzando zone con
RCC
RCC
RCC
due o tre diversi
arricchimenti
di
plutonio,
si
riescono
Figura 9.9: Assembly MOX 16x16 con uranio naturale come matrice.
ad ottenere “local
power peaking form factor” di 1.10. Questa progettazione porta a livelli di burn-up comparabili con
quelli delle assembly di uranio arricchite al 3.4% (in peso) e non comporta alterazioni apprezzabili
nella lunghezza del ciclo.
20
Si definiscono “tailings” di uranio gli scarti del processo di arricchimento dell'U235. Essi contengono lo 0.2% di
U235 (concentrazione in peso) e il 99.8% di U238.
196
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
All'inizio della vita del reattore questo approccio porta a densità di potenze lineari medie leggermente
più basse rispetto a quelle ottenute con assembly di uranio nelle stesse condizioni, fintanto che il
Pu240 opera come assorbitore e materiale fertile.
0.89
0.95
0.93
0.95
0.90
0.89
0.96
0.95
0.79 0.89
0.96
W
1.03
RCC 0.98
0.97
1.00
0.96
0.80 0.91
1.00
0.97
0.96
0.98
RCC 1.06
0.97
0.80 0.94
RCC
0.89
0.92
0.99
1.03
0.98
0.81 0.93
1.01
0.93
1.02
1.07
1.00
0.82 0.93
1.01
RCC 0.93
1.05
0.84 0.96
RCC
0.98
0.95
0.86 0.95
1.01
1.06
0.91 0.96
0.99
0.96 0.98
1.01
RCC
RCC
2.2 % Pu fissile
in U tailings
3.0 % Pu fissile
in U tailings
4.6 % Pu fissile
in U tailings
3.5 % U235
W
RCC
Barra d'acqua
Barra di controllo
In Figura 9.10 è
mostrato un altro
esempio
di
progettazione
di
un'assembly di MOX.
Tailings di uranio
sono utilizzati come
matrice
portante,
mentre
le
concentrazioni
di
plutonio usate sono
rispettivamente del
2.2%, 3.0% e 4.6%
(in peso).
In Figura 9.11 è
riportato lo schema
1.01 1.05
di
un
core
RCC
RCC
RCC
all'equilibrio basato
sul
ciclo
“low
leakage
loading”
Figura 9.10: Assembly MOX 16x16 con tailings di uranio.
dove il 42% del core
(81 assembly) è
costituito da assembly di MOX. In tale sistema la carica fresca consta di 24 assembly di MOX e 32 di
uranio, la maggior parte delle quali è avvelenata con gadolinio. Il combustibile fresco non è collocato
nelle zone periferiche del core, dove invece è previsto combustibile del terzo ciclo; in tal modo si
riducono le fughe di neutroni dal core e si permette l'utilizzo di combustibile a più basso
arricchimento. Inoltre, i valori più
Pu 2
U-Gd 3
Pu 1
Pu 3
Pu 4
Pu 2
Pu 3
Pu 3
bassi di flusso neutronico che si
1.20
0.94
1.13
0.45
1.09
1.25
1.21
1.16
originano alla superficie esterna del
Pu 3
Pu 2
Pu 1
U-Gd 3
U2
U-Gd 1
U-Gd 4
core inducono minori ratei di
“embrittlement” del recipiente in
1.19
1.32
1.44
0.99
1.19
1.07
0.32
pressione
permettendo
un
U-Gd 2
U3
U-Gd 1
U-Gd 3
Pu 1
Pu 3
allungamento della vita dello stesso.
1.28
Pu 4
1.09
1.12
1.40
0.96
1.14
0.43
U-Gd 2
U-Gd 2
U-Gd 2
U1
U-Gd 4
1.30
1.24
1.22
1.12
0.27
U-Gd 3
U-Gd 1
Pu 2
1.02
1.18
0.73
Pu 1
Pu 4
0.94
0.34
tipo di assembly e periodo di inserimento
densità di potenza relativa
Figura 9.11: Ciclo “Low-leakage loading” all'equilibrio.
Parte III: Componenti
Il gadolinio è predisposto in quelle
assembly dove i picchi di potenza sono
più elevati. Bisogna osservare che la
presenza dei veleni bruciabili riduce la
quantità di boro solubile nel
moderatore necessario per il controllo
della reattività a lungo termine e
questo è un particolare non
trascurabile visto che il coefficiente di
temperatura
del
moderatore
diminuisce
in
valore
assoluto
all'aumentare della concentrazione di
boro. E', quindi, necessario prevedere
l'utilizzo di veleni bruciabili; senza di
197
Impianti Nucleari
RL (812) 99
essi, infatti, la concentrazione di boro necessaria a inizio vita sarebbe talmente alta da rendere
positivo il coefficiente di temperatura del moderatore.
Mat. fissile (% in peso)
Pu
fiss
2.0
U
n° barre
235
0.25
12
In Figura 9.12 è
riportato lo schema di
un elemento MOX in
uso in PWR Siemens da
1,300. MWe.
In Tabella 9.5 sono
riportati
i
risultati
4.1
0.25
128
ottenuti in Germania
[Schlosser, 1995] in
W
W
guide-tube
20
seguito
W
all'implementazione di
water rod
4
diversi
schemi
di
caricamento
del
combustibile. Rispetto
ai noccioli costituiti
solo da assembly di
Figura 9.12: Assembly di MOX 16x16 in uso in PWR Siemens.
uranio, mentre non si
osservano sostanziali differenze per quanto concerne la lunghezza del ciclo del combustibile ed il
burn-up, cambiamenti si notano nelle altre caratteristiche e precisamente:
W
W
2.8
0.25
92
• l'efficienza del boro è più bassa (di circa 120. ppm/%∆ρ) a causa dell'indurimento dello spettro
neutronico che si ha in presenza di combustibile MOX;
• la concentrazione di boro inizialmente necessaria è più alta per la diminuzione dell'efficienza di
assorbimento dei neutroni;
• il coefficiente di temperatura del moderatore è più alto (quello in presenza di uranio è compreso
all'incirca tra -55. e -65. pcm/K);
• l'efficienza netta delle barre di controllo a EOC (%∆ρ) è leggermente più bassa, sempre a causa
dell'indurimento dello spettro neutronico.
Di fondamentale importanza per i margini di spegnimento è la dipendenza del coefficiente di
temperatura del moderatore dalla concentrazione di plutonio nel core (vedi Tabella 9.5); in
particolare, i più bassi valori dell'MTC dipendono dalle assembly di MOX più sottomoderate. Come
già detto, tale variazione non comporta significativi cambiamenti all'inizio del ciclo, ma diventa
essenziale a fine ciclo a causa dei non trascurabili rilasci di reattività positiva durante lo spegnimento
del reattore (durante questa fase la temperatura del moderatore diminuisce). Pertanto, si deve
provvedere ad aumentare il numero delle barre di controllo destinate allo spegnimento del reattore.
L'efficienza del boro diminuisce all'aumentare del numero delle assembly di MOX, quindi il sistema di
controllo deve prevedere maggiori quantità di boro e maggiori differenze di concentrazione dello
stesso durante l'esercizio del reattore. Maggiori concentrazioni di boro sono necessarie anche per
mantenere il reattore sottocritico durante le operazioni di caricamento del combustibile. Per gli
impianti più vecchi, con limitate capacità del sistema di controllo del boro, si deve provvedere ad
aumentare l'arricchimento in B10. La presenza di assembly di MOX provoca, comunque, una
diminuzione della velocità di risposta dell'iniezione di boro solubile anche se si aumenta la capacità
del sistema di iniezione.
Sempre dalla Tabella 9.5 si può vedere come il passaggio dallo schema di ricarica “out-in” a quello
“low-leakage” permetta l'implementazione di un core caricato per il 50% con MOX senza la
necessità di introdurre un maggior numero di barre di controllo.
198
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
Assembly MOX caricate
(numero / percentuale)
48 / 25%
81 / 42%
81 / 42%
97 / 50%
193 / 100%
Schema di caricamento
Out-in-in
Low-leakage con Gd
Low-leakage con Gd
Part low-leakage
Part low-leakage
Tipo di assembly MOX
16x16
16x16
16x16
18x18
18x18
Assembly di MOX / U
ricaricate
16 / 48
24 / 32
24 / 32
24 / 24
64 / 0
concentrazione di Pufiss
1.9/2.3/3.3
1.9/2.3/3.3
2.2/3.0/4.6
2.0/2.6/3.9/5.0
4.1
concentrazione di U235
0.7
0.7
0.25
0.7
0.7
Arricchimento
nell'assembly di uranio %
3.4
3.5
3.5
4.0
-
Lunghezza ciclo (d)
329
310
318
323
454
MOX batch (MWd/kg)
37.4
35.3
37.3
48.2
49.8
Max burn-up (MWd/kg)
39.0
41.9
43.7
54.6
57.6
Concentrazione iniziale B
(ppm)
1,247.
1,088.
1,085.
1,256.
1,996.
Efficienza B (ppm / % ∆ρ)
-135.
-147.
-158.
-178.
-298.
MTC a EOC (pcm/K)
-59.5
-69.1
-61.4
-77.4
-78.5
5.5
6.6
4.7
5.4
5.3
Assembly MOX:
Burnup assembly MOX:
Efficienza netta barre di
controllo ad EOC (% ∆ρ)
Tabella 9.5: Cicli di combustibile all'equilibrio in PWR di potenza.
PWR Sovramoderato (EPR Modificato)
In collaborazione con la Siemens, l'EDF ha studiato una versione alternativa dell'EPR per bruciare
plutonio utilizzando un reattore sovramoderato. Questo reattore dovrebbe essere in grado di bruciare
una carica costituita interamente da
ρ
Tm
combustibile MOX [Barbrault, 1995]. Ciò
significa che ad un aumento della
temperatura del moderatore (a cui consegue
una diminuzione del rapporto
di
moderazione) corrisponde un incremento
positivo della reattività. Nella Figura 9.13 è
mostrato l'andamento qualitativo del
coefficiente di reattività per un reattore
Reattore
Reattore
Nm sovramoderato e per un reattore
sottomoderato
sovramoderato
Nc sottomoderato. Diversi sono i modi per
incrementare
il
rapporto
moderatore/combustibile,
tra
questi:
Figura 9.13: Reattività in funzione del rapporto di
moderazione.
• aumentare il passo del reticolo delle
barrette;
• ridurre il diametro delle barrette di combustibile;
• sostituire barrette di combustibile con barre di acqua.
Parte III: Componenti
199
Impianti Nucleari
RL (812) 99
Tra le possibili alternative è da preferirsi l'ultima perché non comporta notevoli cambiamenti
progettuali e consente di mantenere la compatibilità tecnologica con i reattori già esistenti. Tra i
principali vantaggi di questa soluzione si possono citare i seguenti:
• più efficiente rallentamento dei neutroni, cioè migliore termalizzazione dello spettro neutronico (si
ricordi che i neutroni di fissione emessi dal plutonio sono più energetici di quelli liberati
dall'uranio). In questo modo lo spettro termico di un reattore sovramoderato caricato interamente
con combustibile MOX si avvicinerebbe a quello di un reattore caricato con solo biossido di
uranio;
• aumento dell'efficienza del boro di 1.÷2. pcm/ppm rispetto alla soluzione con normale
sottomoderazione;
• aumento dell'efficienza delle barre di controllo del 10%, sempre rispetto ad un reattore con
normale sottomoderazione;
• per quanto concerne il coefficiente dei vuoti, che deve rimanere negativo, la concentrazione di
plutonio che lo rende positivo aumenta dell'1% grazie all'effetto della sovramoderazione;
• possibilità di caricare una grande quantità di plutonio;
• possibilità di ottenere elevanti burn-up (circa 60. MWd/t);
• facilità nella conversione da bruciatore di plutonio a bruciatore di uranio;
• una sola concentrazione di plutonio richiesta per l'intero core;
• non indispensabile l'uso di veleni bruciabili per il controllo della reattività a lungo termine.
La Figura 9.14 mostra
un
elemento
di
combustibile 17x17 in
cui 36 barrette sono
24+1 guide thimbles
state sostituite con
di
acqua
36 supplementary water rods canali
collocate
228 fuel rods
opportunamente
in
modo da consentire
un
efficiente
appiattimento
del
flusso. Per questo
elemento
di
combustibile il fattore
di picco radiale rimane
Figura 9.14: Assembly di MOX sovramoderata.
entro limiti accettabili.
La sostituzione delle
36 barrette di combustibile con tubi contenenti acqua incrementa il rapporto di moderazione del 25%
portandolo dal valore di 2.0 (standard) al valore di 2.5.
Il numero di barrette di combustibile passa da 264 a 228, mentre il numero degli elementi nel core è
incrementato da 205 a 241 rispetto ai reattori della serie N4, in modo da avere all'incirca la stessa
densità media di potenza lineare e la stessa potenza complessivamente prodotta (4,250. MWt, 1,450.
MWe). In Figura 9.15 si riporta lo schema del core sovramoderato.
La progettazione del nocciolo permette l'eventuale utilizzo di questo reattore per bruciare solo
ossido di uranio, mantiene cioè perfetta compatibilità tecnologica con l'EPR. La sovramoderazione
elimina la necessità di avere l'elemento di combustibile suddiviso in tre zone a diverso arricchimento,
come nei reattori misti a plutonio e uranio. La possibilità di avere un core omogeneo è interessante
200
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
sia dal punto di vista della sicurezza sia dal punto di vista economico, per la riduzione dei costi di
fabbricazione delle assembly di MOX.
Nel
reattore
considerato
si
N4
1300 PWR
1300 MWe (193 FA) ottengono
discreti
margini di sicurezza
1300 EPR
N4 N4
1450 MWe (205 FA)
grazie
al
1300 EPR
EPR EPR o OMR 1450 MWe (241 FA) posizionamento
a
scacchiera
di
97
RCCA
1300 EPR
(Rod Cluster Control
1300 1300 EPR
Assemblies)
con
arricchimento in boro
1300 1300 EPR
del 90%. L'RSM in
1300 1300 EPR EPR
queste condizioni varia
da 3,200. pcm per lo
N4 N4 EPR EPR
schema standard “outin”
(four-batch
Figura 9.15: Schema del reattore sovramoderato.
management) fino a
5,600. pcm adottando interamente lo schema “low-leakage”. I dati sono mostrati in Tabella 9.6.
N4
PWR
900 MWe (157 FA)
Natural B4C
90% B10 B4C
UO2 5% - schema out-in
2,300.
3,000.
OMR MOX 7% - schema out-in
2,600.
3,760.
OMR MOX 9% - schema out-in
1,900.
3,250.
-
5,600.
OMR MOX 9% - schema low-leakage
Tabella 9.6: RSM in pcm per diversi schemi di caricamento
Purtroppo, nonostante la sovramoderazione, l'efficienza del boro solubile è di soli -4. pcm/ppm a
causa delle caratteristiche neutroniche del core caricato interamente con MOX. Tale efficienza deve
essere migliorata per un buon controllo del reattore. Una possibile soluzione consiste nell'aumentare
l'arricchimento del boro solubile; per esempio, un arricchimento in B10 del 40% porta ad un'efficienza
di -8. pcm/ppm, che è un valore comune negli attuali PWR alimentati ad uranio.
Nella Figura 9.16 e Figura 9.17 sono mostrati gli schemi di ricarica studiati per questo tipo di
reattore.
Lo schema “low-leakage” permette di aumentare la durata del ciclo del 4% e di ridurre notevolmente
il flusso incidente sul vessel del reattore (-50%). In questo tipo di ciclo del combustibile nelle parti
esterne del core sono collocate le assembly del quarto ciclo, mentre gli elementi freschi sono
posizionati nelle zone centrali. A differenza degli schemi “low-leakage” per solo uranio, con i MOX
non sono necessari veleni bruciabili come il gadolinio grazie ai modesti cambiamenti della reattività in
funzione del burn-up, come illustrato nella Figura 9.18.
Poiché non è necessario l'uso dei veleni con lo schema “low-leakage” in un core completamente
alimentato da MOX, la lunghezza del ciclo può essere aumentata senza alcuna penalità dovuta alla
reattività negativa introdotta dai veleni bruciabili.
Parte III: Componenti
201
Impianti Nucleari
RL (812) 99
Per accettabili margini di sicurezza in caso di incidente è necessario un arricchimento del 40% del
boro solubile o una più alta concentrazione di boro immagazzinata nei sistemi di iniezione (si richiede
una concentrazione superiore ai 15,000. ppm rispetto ai 7,500. ppm dei sistemi di sicurezza dei
normali PWR da 1,300. MWe). Per un adeguato controllo durante il normale esercizio, invece, sono
previste le barre B4C arricchite al 90% in B10.
Assembly “Ricostruibili”
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3
Il bruciamento del plutonio nei PWR può
richiedere, per i motivi visti precedentemente, la
variazione della concentrazione del plutonio
fissile procedendo radialmente dall'interno del
core verso la periferia dello stesso. Infatti, si
vogliono evitare i picchi di potenza causati dalle
differenti caratteristiche neutroniche tra elementi
MOX ed elementi di uranio. Generalmente, nei
PWR sono necessarie almeno tre zone a diverso
arricchimento e ,quindi, tre diversi tipi di barrette
con diversa concentrazione di plutonio. Da
questo deriva inevitabilmente un aumento dei
costi di fabbricazione visto che:
• i
Figura 9.16: “Out-in” (four-batch) 100%
MOX refuelling pattern.
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costi di fabbricazione aumentano con
l'aumentare della concentrazione di plutonio a
causa di problemi di criticità (la massa critica
del plutonio è molto bassa);
• la variazione della concentrazione di plutonio
richiede modifiche nella linea di fabbricazione
degli elementi di combustibile.
Inoltre, da un punto di vista neutronico, il
bruciamento all'interno degli elementi MOX è
tutt'altro che uniforme.
Per ovviare a questi inconvenienti, L'EdF ha
brevettato un nuovo metodo di gestione dei
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1
4
MOX all'interno del nocciolo denominato SAM,
basato sulla “ricostruzione” degli elementi di
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1
4
combustibile; tale ricostruzione è utilizzato nei
BWR [Bangil, 1989]. In base a questo metodo,
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l'elemento di combustibile è diviso in tre zone
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1
radiali, ciascuna contenente lo stesso numero di
barrette. All'inizio del ciclo la zona centrale è
4
4
4
4
caricata con barrette aventi tutte la stessa
concentrazione di plutonio. Le barrette vengono
Figura 9.17: “Low-leakage” (four-batch) spostate dal centro dell'elemento verso la
100% MOX refuelling pattern.
periferia ad ogni ricarica; le variazioni spaziali
della concentrazione di plutonio si raggiungono
grazie al diverso burn-up nelle tre zone radiali (questo perché il flusso neutronico non è uguale per le
tre zone). E' stato calcolato [Bangil, 1989] che al raggiungimento di un burn-up pari a 45. MWd/kg
all'interno di un ciclo four batch sia possibile dividere l'elemento MOX in quattro zone radiali,
permettendo un ulteriore appiattimento della distribuzione di potenza ed una maggiore uniformità nel
bruciamento all'interno dell'elemento stesso.
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202
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3
3
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1
4
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
Reactivity (pcm)
Di seguito si illustrano le principali
differenze tra la strategia standard
normalmente seguita per elementi MOX
(MOXST) e la strategia SAM (Figura
9.19). La strategia MOXST consta delle
seguenti fasi:
30000
25000
UO2 FA 5%
20000
15000
10000
5000
Mox FA 9%
• N nuovi elementi di combustibile sono
0
-5000
10000
-10000
20000
30000
40000
50000
60000
caricati nel nocciolo;
• ogni elemento è suddiviso in tre zone,
Burn-up (MWd/t)
Figura 9.18: Reattività in due noccioli equivalenti (MOX
sovramoderato Pu 9%, standard UO2 5%).
ciascuna a differente contenuto di
plutonio. La concentrazione media
nell'elemento è pari ad un certo valore
prefissato e;
• all'equilibrio il nocciolo contiene N nuovi elementi MOXST, N elementi irraggiati per un ciclo ed
N elementi irraggiati per due cicli.
Nella strategia SAM, invece, tutti gli elementi di combustibile vengono ricostruiti ad ogni ciclo
(MOXRC). Nel nocciolo sono presenti 3xN elementi, ciascuno dei quali è suddiviso in zone radiali a
diverso burn-up; ciascuna zona contiene 88 barrette attive, pari ad un terzo del numero totale di
barrette per elemento di combustibile.
La strategia della ricostruzione è la seguente:
• le barrette esauste sono scaricate dalla periferia dell'elemento di combustibile;
• le barrette della zona intermedia vengono spostate verso la periferia;
• le barrette della zona centrale sono spostate nella zona intermedia;
• nuove barrette di combustibile MOX, aventi tutte la stessa concentrazione di plutonio, sono
caricate nella zona centrale dell'elemento.
Gli elementi MOXRC presenti nel nocciolo sono, pertanto, tutti uguali. In Figura 9.20 è mostrata la
differenza tra un elemento MOXST e un elemento MOXRC. L’elemento di combustibile MOXRC
consiste di tre zone, ciascuna contenente 88 barrette, pari ad un terzo del numero totale di barrette
attive presenti nell'elemento stesso (non si considerano, cioè, le eventuali barre d'acqua). L'elemento
MOXRC non è altro che una modifica dell'elemento MOXST [Bangil, 1989].
STANDARD MANAGEMENT
SAM
Fresh MOX pins (88)
ASSEMBLY
LEVEL
e' > e'' > e'''
e'
e''
e'''
C1
C2
C3
Spent MOX pins (88)
Fresh MOX assembly (N)
C1
C2
CORE
LEVEL
C3
C1=CYCLE I
Spent MOX assembly (N)
C2=CYCLE I +1
C3=CYCLE I +3
Figura 9.19: Confronto tra strategia Standard e strategia SAM.
Parte III: Componenti
Il tipo di combustibile cui la
ricerca
dell'EDF
fa
riferimento è composto da
uranio depleto (UO2con lo
0.225% di U235) e plutonio
derivante
dal
riprocessamento
di
combustibile per PWR di
UO2 standard bruciato fino
ad un burn-up di 33.
MWd/kg. La concentrazione
di plutonio è del 5.3%, che
corrisponde al valore medio
della concentrazione di
plutonio per un elemento
MOXST
(per
questo
203
Impianti Nucleari
RL (812) 99
MOXST Assembly zoning
Low plunium content
Medium plutonium content
High plutonium content
Water hole
MOXRC Assembly zoning
High burnup
Medium burnup
Null burnup
Water hole
Figura 9.20: Assembly zoning MOXST e MOXRC.
elemento le concentrazioni di plutonio procedendo dal centro verso la periferia sono pari a 6.75, 5.10
e 3.35%).
Come gli elementi MOXRC vadano disposti nel nocciolo rispetto agli elementi standard di uranio è
un problema ancora da esaminare. Secondo gli studi EdF, l'utilizzo di questo nuovo tipo di elemento
di combustibile porterebbe ad un risparmio economico del 10% rispetto ai costi degli elementi
standard MOXST. Questo perché:
• è necessario fabbricare un unico tipo di barretta di combustibile MOX, essendo richiesto un
arricchimento unico per tutte le barrette;
• si ha una riduzione della massima concentrazione di plutonio nell'impianto di fabbricazione del
combustibile;
• si ha un migliore sfruttamento del combustibile, grazie alla maggiore uniformità del burn-up. In
questi elementi si avrebbero differenze molto basse tra burn-up medio e burn-up massimo.
D'altro canto, però, i costi aumentano soprattutto a causa:
• della macchina necessaria per la ricostruzione degli elementi;
• della ritardata utilizzazione del plutonio se il tempo di ricostruzione degli elementi supera il tempo
di fermata del reattore per il refuelling (all'incirca sei settimane).
9.5.2.2 BWR
I criteri di progettazione degli elementi di combustibile per questa filiera sono molto simili a quelli
seguiti per i PWR, tuttavia maggiore attenzione va dedicata alla presenza dei canali di acqua presenti
tra una scatola dell’elemento del combustibile e l'altra. Ciò, infatti, dà origine a gradienti nel flusso
termico che sono ulteriormente incrementati dalle proprietà neutroniche del plutonio già viste in
precedenza (in particolare le maggiori sezioni di assorbimento e di fissione). Tali gradienti vengono
pertanto compensati con forti variazioni delle concentrazioni di plutonio fissile nei diversi elementi di
combustibile. Per questo motivo nei BWR non sono più sufficienti tre diverse concentrazioni di
plutonio, come per i PWR, ma ne sono richiesti almeno sei.
204
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
In un'assembly 9x9 contenente una barra d'acqua centrale e una concentrazione media di plutonio
fissile del 2.6%, i sei livelli di concentrazione sono compresi tra 0.8 e 5.7 %. Un esempio è riportato
in Figura 9.21 (assembly di MOX per il BWR Gundremmingen con matrice costituita da tailings).
Mat. fissile (% peso)
Barra di controllo
Pu
W
U
n°
0.66
0.71
4
1.02
0.71
8
1.45
0.71
22
2.60
0.71
8
3.40
0.71
10
4.87
0.71
16
0
3.00°
8
0
3.95°
4
fiss
235
Un
considerevole
appiattimento del flusso
si
ha,
invece,
sostituendo
l'intera
parte
centrale
dell'elemento con un
canale di acqua a
sezione quadrata (3x3),
mostrato in Figura 9.22.
In questo caso sono
necessari solo quattro
diversi livelli di plutonio
fissile compresi tra 1.6 e
5.3% per avere una
concentrazione media di
plutonio pari al 3.4%.
La presenza di MOX
riduce l'efficienza di
° +1.5
U
n°
Pu % Gd2O3
fiss
235
assorbimento
del
gadolinio
a
causa
della
Figura 9.21: Assembly di MOX 9x9 utilizzata BWR Gundremmingen.
1.59
0.20
4
maggiore energia dei
neutroni
liberati nella
2.58
0.20
8
fissione del plutonio,
3.69
0.20
24
quindi rispetto agli
di
uranio
5.33
0.20
24 elementi
standard è necessario un
0
3.95° 12 più alto numero di barre
W
contenenti veleno; le
W
Water Channel
concentrazioni
del
° +1.5 % Gd2O3
gadolinio,
invece,
vengono ridotte per
ottimizzare il controllo
della reattività durante il
ciclo. Dalla Figura 9.22
è possibile osservare
Figura 9.22: Assembly di MOX 9x9 proposta per BWR (Water Channel).
che le dodici barre
contenenti veleno bruciabile sono tutte collocate intorno al canale di acqua centrale.
W
Water
Channel
Mat. fissile
(% peso)
Barra di controllo
Nella Tabella 9.7 vengono illustrate importanti caratteristiche di un core BWR da 1,300. MWe
all'equilibrio, caricato per il 31% da MOX. Mentre non vi sono sostanziali differenze nella lunghezza
del ciclo tra core con e senza MOX, si può invece notare un aumento di circa il 27% dell'eccesso di
reattività calda a inizio ciclo (%∆ρ) e un lieve aumento del margine di shutdown freddo a inizio ciclo
(circa del 7%). La massima densità di potenza lineare è maggiore per gli elementi standard rispetto a
quelli MOX, ma comunque più bassa rispetto a quella prevista in nocciolo privo di MOX.
All'aumentare del contenuto di plutonio fissile nel core diventa importante mitigare certi effetti quali
riduzione dell'efficienza delle barre di controllo e dei veleni bruciabili e aumento del feedback della
reattività dei vuoti. A tale scopo risulta particolarmente adatta l'elemento con grande canale centrale
Parte III: Componenti
205
Impianti Nucleari
RL (812) 99
di acqua in quanto permette di avere un maggior margine di shutdown e un coefficiente di reattività
dei vuoti meno negativo, cosa non trascurabile per i transitori di pressurizzazione. Durante un
transitorio di pressurizzazione, infatti, l'aumento della pressione riduce la frazione di vuoto nel core e
poiché il coefficiente dei vuoti in presenza di elementi MOX è leggermente più negativo si ha di
conseguenza un maggiore aumento di potenza. Ciò richiede un margine addizionale di 1÷2% sul
MCPR.
Anche per i BWR, come per i PWR, è da preferirsi lo schema di caricamento “low-leakage” a quello
“out-in” perché in tal modo la diminuzione dell'efficienza delle barre di controllo viene
ridimensionata, permettendo il caricamento del core per il 50% da elementi MOX senza la necessità
di incrementare il numero delle barre di controllo.
264 / 31
0/0
Low leakage
Low leakage
40
0
concentrazione media di plutonio fissile (% in peso)
3.26
-
concentrazione media di U235 (% in peso)
0.80
-
96
136
3.4
3.4
296
298
MOX batch (MWd/kg)
45.2
-
massimo (MWd/kg)
47.3
-
Eccesso di reattività calda a inizio ciclo (% ∆ρ)
1.3
1.1
Margine di shutdown freddo a inizio ciclo (% ∆ρ)
1.4
1.3
assembly di uranio
1.35
1.38
assembly di MOX
1.50
-
Assembly di uranio
412
437
Assembly di MOX
399
-
Assembly MOX caricate (numero assembly / %)
Schema di caricamento
Assembly di MOX:
Assembly di uranio:
arricchimento medio di U235 (% in peso)
Lunghezza del ciclo (giorni)
Burn-up delle assembly di MOX:
MCPR:
Massima densità di potenza lineare (W/cm):
Tabella 9.7: Dati per BWR da 1,300. MWe con e senza combustibile MOX.
206
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
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Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
10. PRINCIPALI CARATTERISTICHE DI ALCUNE LEGHE DI ZIRCONIO
Le leghe di zirconio sono normalmente impiegate negli impianti nucleari come cladding degli
elementi di combustibile per la loro resistenza alla corrosione in acqua, sia alla temperatura di
esercizio di questi impianti sia in fase incidentale, e per la bassa sezione di assorbimento neutronica
del metallo puro. In particolare, l’afnio, una sua impurità tipica, ha un alta sezione di assorbimento
(102. b) per cattura di neutroni termici e deve essere quindi rimosso fino a concentrazioni minori
dello 0.01%. Le leghe normalmente utilizzate, aventi proprietà meccaniche ed una resistenza alla
corrosione superiori a quelle del metallo puro, sono riportate nella Tabella 10.1 seguente.
Lega
Sn
Nb
Fe
Cr
Ni
Zircaloy 2
1.5%
0.15%
0.1%
0.05%
Zircaloy 4
1.5%
0.2%
0.1%
assente
2.4 ÷ 2.6
Zr-2,5% Nb
Tabella 10.1: Leghe di zirconio.
Le prime due leghe sono generalmente impiegate per la costruzione delle guaine delle barrette degli
elementi di combustibile dei reattori ad acqua leggera e ad acqua pesante, la terza lega è impiegata
per la costruzione dei tubi di forza, avendo una resistenza meccanica maggiore ma notevoli difficoltà
di fabbricazione. In particolare, lo Zircaloy-4 è utilizzato nei PWR in quanto più resistente
all’infragilimento da idrogeno rispetto allo Zircaloy-2. Quest’ultimo è comunque preferito nei BWR
essendo più resistente all’ossidazione e non essendo presente, nella filiera ad acqua bollente, la
sovrapressione di idrogeno utilizzata nei PWR per inibire la radiolisi dell’acqua.
10.1 Caratteristiche Meccaniche e Termiche
Fra la temperatura ambiente ed il suo punto di fusione (1,850. °C) lo zirconio esiste in due forme
allotropiche: una fase anisotropa a cella esagonale compatta (fase α), stabile fino a 862. °C, ed una
struttura isotropa cubica a corpo centrato (fase β) stabile fino alla temperatura di fusione. La densità
teorica, alla temperatura ambiente, è 6490.0 kg/m3.
Avendo una struttura anisotropa, la fase α può essere preparata in una forma duttile avente, in forma
di lega, le principali caratteristiche meccaniche direttamente comparabili con quelle degli acciai
ordinari. Queste proprietà sono fortemente influenzate dalle presenza di impurezze e dalle procedure
di fabbricazione, restando comunque superiori per le leghe rispetto a quelle del metallo puro.
σR = 50. ÷ 60. kg/mm2
σy = 35. ÷ 40. kg/mm2
dove:
σR carico di rottura
σy carico di snervamento
La sua conducibilità termica decresce da 23. W/m a 25. °C fino a 19. W/m ad una temperatura di
300. °C.
Parte III: Componenti
209
Impianti Nucleari
RL (812) 99
10.2 Compatibilità
Lo zirconio è fortemente corroso dall’acqua. Sono inoltre sufficienti modeste quantità di carbonio e
di azoto per aumentare in modo sensibile le velocità di corrosione. Il processo è inoltre fortemente
influenzato dallo stato della superficie, dalla purezza dell’acqua e dalla presenza di ossigeno e azoto
disciolti
L’aggiunta dello stagno ha lo scopo di desensibilizzare la corrosione nei confronti dell’azoto ed in
misura minore, ma ancora significativa, nei confronti del carbonio. La sua presenza nella lega rende
pertanto meno complesso e quindi meno costoso il processo di fabbricazione. La resistenza alla
corrosione da parte dell’acqua della lega Zr - Sn è però non soddisfacente e addirittura peggiore
dello zirconio puro. E’ risultato pertanto necessario aggiungere altri elementi, quali Cr e Ni.
Come è noto, lo zirconio reagisce con l’acqua secondo la reazione seguente, anche se l’ossido è
normalmente nella forma non stechiometrica ZrO2-x, determinando quindi processi di ossidazione e
di idrurazione.
Zr + 2H2O ↔ ZrO2 + 2H2 + Q
dove il calore Q liberato nella reazione varia con la temperatura e diventa significante sopra i 980.
°C. Nella reazione con vapore ad alta temperatura, importante in fase di LOCA, questo calore vale
6.53 MJ/kg.
10.2.1 Ossidazione
La ossidazione inizia con un processo abbastanza lento che porta alla formazione di un ossido nero e
compatto di tipo protettivo (aderente). Successivamente, a seguito di una lunga esposizione del
metallo in acqua ad alta temperatura, l’ossidazione procede invece in maniera rapida e l’ossido nero
aderente è rimpiazzato dalla formazione di un ossido bianco, come risultato di un cambiamento
stechiometrico e della transizione di fase, ossido bianco che essendo meno aderente e distaccandosi
dalla superficie, espone nuovo materiale al processo di ossidazione. La sua formazione è quindi
accompagnata da un marcato aumento del rateo di corrosione.
Nella prima fase l’andamento del lento processo di corrosione può essere espresso con buona
approssimazione da una legge del tipo:
∆P = K tn con n < 1
Nella seconda fase la corrosione procede secondo una relazione del tipo:
∆P = K t
dove:
∆P
quantità di materiale corroso per unità di superficie e per unità di tempo, ad es.
mg/dm2giorno.
t
tempo
K e n costanti ricavate sperimentalmente.
Il passaggio dalla prima fase di ossidazione alla seconda viene generalmente indicato come punto di
“break-away” o desquamazione ed è particolarmente importante per lunghe esposizioni
nell’intervallo fra 500. °C e 1,100. °C. Comunque, nelle condizioni di temperatura operative dei
LWR, questo fenomeno non è atteso durante la vita dell’elemento di combustibile, anche per alti
tassi di burn-up. Alle alte temperature (superiori a 892. °C) la cinetica dell’ossidazione è influenzata
dalle trasformazioni allotropiche dello ZrO2.
210
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
Una curva tipica di ossidazione delle leghe di zirconio è riportata in Figura 10.1.
∆p
break-away
tempo
Figura 10.1: Curva di ossidazione tipica per una lega di zirconio.
L’irraggiamento neutronico determina un aumento della velocità di corrosione in ambiente ossidante,
mentre non ha effetti apprezzabili in ambiente riducente.
In assenza di radiazioni la velocità di corrosione non è influenzata dalla chimica dell’acqua.
Emerge da quanto detto sopra che nei BWR, dove è costantemente presente ossigeno ed altre specie
ossidanti (ad esempio acqua ossigenata), il comportamento alla corrosione è decisamente peggiore
che nei PWR funzionanti con sovrapressione di idrogeno. In condizioni paragonabili, il tempo alla
transizione (break-away) nei PWR è di un ordine di grandezza maggiore che nei BWR. Curve tipiche
in proposito sono riportate nella Figura 10.2.
∆p
BWR
2
0.5 mg/dm giorno
PWR
100
2
0.02 mg/dm giorno
1000
t (giorni)
Figura 10.2: Curve di ossidazione tipiche.
10.2.2 Idrurazione
Una parte dell’idrogeno prodotto durante la corrosione (2 moli per mole di ossido di zirconio) è
trattenuta nella lega.
Nello Zircaloy 2 è trattenuto il 20% dell’idrogeno nella fase di pretransizione e circa il 40% nella fase
di post-transizione.
Parte III: Componenti
211
Impianti Nucleari
RL (812) 99
Nello Zircaloy 4, per l’assenza del nichel, tali percentuali si riducono a circa la metà.
Nell’intervallo di temperatura compreso tra 250. e 300. °C, in presenza di radiazioni ed in ambiente
ossidante le differenze suddette tendono ad annullarsi. Al di sopra di 350 °C, quando l’effetto delle
radiazioni è notevolmente ridotto, il comportamento dello Zircaloy 4 è sensibilmente migliore di
quello dello Zircaloy 2.
Quando il tenore di idrogeno supera il limite di solubilità (100 ppm), si formano placche di idruro di
zirconio che tendono a precipitare preferenzialmente, anche se non esclusivamente, al contorno dei
grani. L’orientamento delle placche dipende in larga misura dalla lavorazione subita dal manufatto e
dalla direzione delle tensioni principali. Se la sollecitazione è di trazione, le placchette tendono a
disporsi normalmente alla direzione della sollecitazione; se è di compressione, le placchette tendono
invece a disporsi secondo la direzione della sollecitazione.
La frazione di idrogeno trattenuta negli Zircaloy 2 e 4 è significativamente maggiore nei PWR che
nei BWR. Ciò è facilmente spiegabile ricordando che i PWR funzionano costantemente con
sovrapressione di idrogeno nel refrigerante.
Una lega che negli ultimi anni è risultata di concreto interesse, soprattutto per la costruzione dei tubi
in pressione, è la lega Zr-2,5% Nb che presenta le seguenti proprietà:
• caratteristiche meccaniche migliori di quelle degli Zircaloys;
• la resistenza alla corrosione in assenza di radiazioni è fortemente influenzata dalla chimica
dell’acqua, riducendosi apprezzabilmente in presenza di ossigeno libero;
• il processo di corrosione non è apprezzabilmente influenzato dalle radiazioni anche in ambiente
ossidante (BWR);
• l’assorbimento di idrogeno è confrontabile con quello degli Zircaloys.
Per quanto è stato sopra ricordato, la lega Zr-2,5% Nb sembra migliore degli Zircaloys per la
costruzione delle guaine degli elementi di combustibile dei BWR e peggiore per quelle dei PWR.
Attualmente, come è stato detto, tale lega è comunemente impiegata per la costruzione dei tubi di
forza.
10.3 Effetti dell’Irraggiamento Neutronico sulle Leghe di Zirconio
Il principale effetto dell’irraggiamento neutronico (con particolare riferimento al flusso veloce) è un
marcato infragilimento delle leghe considerate. Tale effetto è sostanzialmente analogo a quello
dovuto all’idrurazione, ma è importante far presente che i due effetti non sono sommabili.
L’irraggiamento neutronico ha anche influenza sul comportamento a creep delle leghe. Si ricorda che
questo argomento è esaminato nella parte relativa alla filiera CANDU, alla quale, pertanto, si
rimanda.
212
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
11. SISTEMI DI TUBAZIONI
I numerosi sistemi di tubazioni appartenenti ai diversi circuiti costituiscono parti molto delicate e
complesse dell'impianto. Le tubazioni dei sistemi rilevanti per la sicurezza sono realizzate in accordo
alle ASME III, 3600, Classi NB, NC, ND, in relazione al livello di qualità tecnologico loro richiesto.
Tutte le tubazioni del circuito primario dei reattori ad acqua naturale o pesante in pressione (PWR e
PHWR) sono costruite in acciaio austenitico a basso tenore di carbonio (generalmente AISI 304L).
Lo stesso materiale è anche impiegato per le tubazioni dei BWR percorse da acqua in fase liquida.
Per le tubazioni delle linee vapore di questo tipo di reattore si è spesso fatto ricorso ad acciai
ferritici, per la minore rilevanza della corrosione indotta dal vapore rispetto a quella determinata
dall'acqua.
I tratti delle tubazioni dei sistemi rilevanti per la sicurezza ed in modo particolare di quelle facenti
parte del “pressure boundary” sono uniti fra loro ed alle diverse altre componenti ad esse collegati
(recipiente in pressione, scambiatori di calore, corpi delle pompe, corpi delle valvole, ecc.) con
saldature di testa a piena penetrazione. Le saldature sono ovviamente effettuate da personale
specializzato, utilizzando procedimenti qualificati e sono adeguatamente controllate nel rispetto delle
normative di riferimento.
Le tubazioni sono soggette ad ispezioni durante il funzionamento dell'impianto nell'ambito del
programma di sorveglianza definito nella licenza di esercizio.
I tratti curvi delle tubazioni sono ottenuti per piegatura di tubi solo nel caso in cui questi siano di
piccolo diametro. In tutti gli altri casi, vengono utilizzati raccordi realizzati mediante forgiatura.
Quest'ultima soluzione, indipendentemente dal diametro del tubo, è comunque consigliata per i
circuiti di elevata classe tecnologica.
Si ricorda, solo a titolo di esempio, che le tubazioni del circuito primario di un PWR della
generazione attuale hanno diametri compresi fra 70. e 80. cm e spessori compresi fra 6. e 7. cm.
Nella Figura 11.1 è riportata in forma schematica la vista prospettica del circuito primario di un PWR
a tre circuiti.
Senza entrare in dettaglio sulle procedure di progettazione e di costruzione dei sistemi di tubazioni
che saranno trattate in altri insegnamenti del corso, si espongono soltanto alcune considerazioni di
carattere generale.
Per la determinazione delle caratteristiche di sollecitazione si dovrà fare evidentemente riferimento
alle possibili condizioni di carico relative alle diverse condizioni operative dell'impianto. In
particolare, dovranno essere presi in considerazione i carichi seguenti:
a) pressione del fluido;
b) peso proprio della tubazione, del fluido contenuto e della coibentazione eventualmente presente;
c) peso delle componenti collegate alla tubazione che non siano direttamente collegate a strutture
esterne;
d) carichi trasmessi alla tubazione dalle componenti ad essa collegate (carichi all'interfaccia);
e) carichi di origine termica conseguenti al gradiente di temperatura nello spessore del tubo;
f) carichi di origine termica conseguenti alla variazione della temperatura media della tubazione e dei
sistemi ad essa collegati;
g) carichi dinamici dovuti ai sismi di progetto;
h) effetti dinamici derivanti da situazioni incidentali di origine interna (LOCA, ecc.).
Parte III: Componenti
213
Impianti Nucleari
RL (812) 99
I carichi di cui ai punti
d), f), g), h), a parità di
altre condizioni, sono
certamente connessi alle
caratteristiche
di
flessibilità della tubazione
ed alle condizioni di
vincolo. L'entità dei
carichi d) ed f) sarebbe
certamente
ridotta
aumentando la flessibilità
e riducendo il grado di
iperstaticità,
ma
un
intervento di questo tipo
potrebbe determinare un
abbassamento
delle
frequenze proprie di
vibrazione,
con
conseguente aumento dei
fattori di amplificazione
in
caso
di
sisma
generalmente
caratterizzato, come è
stato più volte ricordato,
da
frequenze
predominanti abbastanza
basse. D'altra parte, un
Figura 11.1: Vista prospettica del sistema primario del PWR.
aumento della rigidezza
del
sistema,
con
conseguente riduzione degli effetti dovuti al sisma, risulterebbe fortemente penalizzante per quanto
attiene ai carichi d) ed f).
Una possibile soluzione per dare una corretta risposta alle due esigenze, per propria natura
contrastanti, è quella di prevedere la installazione in punti opportuni della tubazione di smorzatori
dinamici (snubbers) che impediscano gli spostamenti rapidi della tubazione (quali quelli determinati
dal sisma) senza determinare condizioni aggiuntive di vincolo per spostamenti lenti (quali quelli di
origine termica). Nella Figura 11.2 è schematicamente rappresentato uno smorzatore di questo tipo.
La soluzione sopra indicata, anche se certamente efficace, non è priva di inconvenienti, il primo dei
quali rappresentato dal costo degli smorzatori. Si deve inoltre osservare che la presenza degli stessi
comporta una diminuzione del grado di accessibilità del sistema ed un aumento delle difficoltà per la
sua manutenzione e per l'espletamento dei programmi di sorveglianza in esercizio. Per altro, il
corretto funzionamento dello smorzatore è connesso con le caratteristiche fisiche dell'olio in esso
contenuto, caratteristiche che possono essere modificate nel tempo dalle radiazioni (in particolare γ)
emesse dal fluido presente nella tubazione, qualora tale fluido, come quello del circuito primario
risulti radioattivo. A tale riguardo è allora necessario inserire nel programma di sorveglianza la
verifica che nel corso dell'esercizio le modificazioni delle caratteristiche fisiche dell'olio siano tali da
non compromettere il corretto funzionamento dello smorzatore e, in caso contrario, la necessità di
operare una sua sostituzione.
Una considerazione particolare merita la valutazione degli effetti conseguenti ad eventi incidentali di
origine interna, quali ad es. il LOCA.
214
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
Si ritiene opportuno ricordare a tale riguardo che la rottura
di una tubazione non deve pregiudicare il funzionamento di
altri sistemi rilevanti per la sicurezza, con particolare
riferimento a quelli il cui intervento è richiesto per
mantenere in limiti ragionevolmente accettabili le
conseguenze dell'incidente stesso.
Figura 11.2: Smorzatore dinamico.
Oltre alle azioni dinamiche indotte sulle componenti e sui
sistemi prossimi alla tubazione rotta dalle forze di getto del
fluido e dai frammenti originatisi durante la rottura e
trascinati dal fluido stesso, è necessario tener presente che, a
seguito della rottura, spezzoni della tubazione, per effetto
delle stesse azioni fluidodinamiche potrebbero impattare con
elevata energia sui componenti e sistemi circostanti
compromettendone la loro capacità funzionale e, addirittura,
la
loro
integrità
strutturale,
con
conseguenze
particolarmente pesanti qualora le parti interessate fossero
rilevanti per la sicurezza.
A tale riguardo, è prevista la installazione di vincoli addizionali che, senza avere alcun effetto sul
comportamento della tubazione durante il normale funzionamento, siano in grado di limitare gli
spostamenti degli spezzoni della tubazione rotta in modo da impedire il verificarsi degli eventi sopra
ricordati. Nel paragrafo successivo saranno fornite alcune indicazioni di larga massima in merito ai
suddetti sistemi di vincolo.
Il posizionamento ed il dimensionamento di tali sistemi di vincolo (pipe whip restraints), dovrebbero
assicurare il corretto funzionamento delle parti dell'impianto rilevanti per la sicurezza nella ipotesi
che una rottura di qualunque tipo (trasversale, longitudinale, a becco di flauto) si verifichi in una
qualunque zona della tubazione, con area massima di efflusso pari alla sezione trasversale della
tubazione stessa. E' facilmente comprensibile che il puntuale e rigoroso rispetto della condizione
suddetta renderebbe necessario un numero di “restraints” così elevato da comportare costi
estremamente alti e, peggio ancora, da ridurre in limiti inaccettabili l'accessibilità della tubazione e da
compromettere la stessa attuazione del programma di sorveglianza in esercizio.
Tenendo conto di quanto sopra esposto, nelle procedure attualmente seguite si ipotizza che le rotture
siano localizzate nelle zone della tubazione ove, per vari motivi, appare ragionevolmente più elevata
la probabilità del loro verificarsi (zone prossime alle saldature; tratti curvi della tubazione;
collegamenti della tubazione considerata con quelle facenti parte di altri sistemi; ecc.).
A conclusione di questa breve nota, si ritiene opportuno sottolineare che i valori delle sollecitazioni
ammissibili, da prendere a riferimento nel progetto, dovranno ovviamente garantire l'integrità
strutturale del sistema, con livelli di affidabilità correttamente correlati alla sua rilevanza. Ma ciò
potrebbe non essere sufficiente. Dovrà infatti essere altresì verificato che le condizioni di carico
all'interfaccia fra la tubazione considerata e le componenti attive (pompe, valvole, ecc.) ad essa
collegate siano inferiori a quelle che il costruttore delle componenti suddette ha identificato come
valori limiti da non superare per garantirne la loro capacità funzionale.
Le brevi considerazioni sopra sommariamente esposte permettono di constatare che il progetto e la
realizzazione dei sistemi di tubazioni, specialmente se di elevata qualità tecnologica, sono attività
particolarmente complesse ed onerose e richiedono per la loro esecuzione competenze di elevata
qualificazione.
Parte III: Componenti
215
Impianti Nucleari
RL (812) 99
11.1 Colpo di Frusta delle Tubazioni
Qualora si verifichi una rottura in una tubazione, le forze di getto possono provocare spostamenti dei
tratti della tubazione rotta con conseguente impatto e possibile danneggiamento di altre parti
dell’impianto alcune delle quali aventi rilevanza ai fini della sicurezza. Per evitare che ciò possa
verificarsi si è soliti prevedere la installazione di opportuni sistemi di vincolo convenientemente
disposti.
Uno tra i sistemi di vincolo più frequentemente adottati è costituito da barre a sezione circolare di
acciaio inossidabile piegate ad U, vincolate alla struttura esterna con collegamento a cerniera,
secondo quanto schematicamente indicato nella Figura 11.3.
Barra
Coibente
Tubazione
Figura 11.3: Sistema di vincolo ad U.
La disposizione delle barre deve essere tale da non impedire lo spostamento della tubazione durante
il normale funzionamento.
I carichi di getto potrebbero provocare spostamenti dei tratti della tubazione fino a determinare il
contatto tra le barre e la superficie esterna della tubazione. Successivamente, le barre saranno
sollecitate a trazione con conseguenti deformazioni assiali, essenzialmente in campo plastico, la cui
entità sarà pari a quella necessaria per assorbire l’energia meccanica posseduta dalla tubazione al
momento dell’impatto.
Il proporzionamento e la disposizione delle barre dovrà essere fatto in modo da garantire che tale
deformazione non porti alla rottura delle barre e che lo spostamento massimo della tubazione non
provochi impatti della stessa con altre parti dell’impianto, con particolare riguardo a quelle rilevanti
ai fini della sicurezza.
Le tubazioni percorse da fluidi caldi sono generalmente coibentate. L’energia assorbita dallo
schiacciamento del coibente è praticamente trascurabile. Le esperienze effettuate hanno inoltre
mostrato che le deformazioni della parte della barra sulla quale si appoggia la superficie esterna della
tubazione sono molto modeste e che pertanto l’assorbimento dell’energia è sostanzialmente legato
all’allungamento permanente dei tratti rettilinei della barra che non vengono in contatto con la
superficie esterna della tubazione.
216
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
L
A
C
F
B
Figura 11.4: Tubazione incastrata.
Si consideri, a titolo di esempio, una tubazione incastrata nei punti A e B, sulla quale si verifichi una
rottura nel punto C (Figura 11.4).
Si supponga, per semplicità, che i carichi fluidodinamici conseguenti alla rottura possano essere
rappresentati da una forza F contenuta nel piano, diretta normalmente al tratto iniziale della
tubazione. Il momento nella sezione passante per A sarà ovviamente pari a F x L. Qualora tale
momento risulti maggiore a quello Mp necessario per provocare la piena plasticizzazione della
sezione, si avrà la formazione di una cerniera plastica nella sezione considerata.
Il momento Mp, trascurando le caratteristiche di sollecitazione diverse dalla flessione ed ipotizzando
che il materiale abbia un comportamento elastico-perfettamente plastico (senza tener conto
dell’incrudimento), è dato dalla relazione qui di seguito riportata (vedi Figura 11.5).
(
)
1

M p = 2  π R 2e − R i2 σy YG
2

dove:
YG =
4 Ri
= 0.4244 R i
3 π
Qualora si verifichino le condizioni suddette, l’equazione del moto del tratto di tubazione AC è la
seguente:
J
dΩ
= FL − M p = M f
dt
dove:
J
momento d’inerzia del tratto di tubazione AC rispetto alla sezione passante per A;
Ω velocità angolare del tratto di tubazione.
Si avrà allora:
dΩ M f
;
=
dt
J
Ω=
Mf
t
J
essendo:
Ω = 0 per t = 0
In queste condizioni, il tratto di tubazione AC ruoterebbe attorno ad A con velocità angolare
crescente linearmente nel tempo impattando con qualunque parte dell’impianto posta a distanza da A
minore di L.
Parte III: Componenti
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Impianti Nucleari
RL (812) 99
Per limitare lo spostamento della
tubazione, viene localizzato nel punto D a
distanza media 1 da A un sistema di
vincolo del tipo precedentemente indicato
(Figura 11.6). Si indichi con S lo
spostamento
della
tubazione
in
corrispondenza della sezione passante per
D necessario per provocare l’aderenza
della superficie esterna nella tubazione
stessa con la barra del vincolo.
σy
R
e
G
Y
G
R
i
La velocità VD della tubazione nel punto D
è dato da:
Figura 11.5: Andamento del momento nella
sezione.
l
VD =
dΩ
M
lt= f lt
dt
J
D
A
s
F
Figura 11.6: Disposizione del sistema di vincolo.
Il tempo necessario per consentire alla tubazione di venire in contatto con la barra può essere
ottenuto utilizzando le relazioni seguenti:
A
t
M t2
S = ∫ VDdt = f 1 ;
J
2
0
α
Φ Φe
i
S
C
a
D
E
Figura 11.7: Geometria del problema.
218
2SJ
Mf 1
L’energia cinetica del tratto di tubazione
AC al momento dell’impatto sarà pari a:
B
Rr
t2 =
Ec =
1 2
JΩ
2
Ricordando che:
M 2f 2
2
Ω =
t
J2
e sostituendo a t2 l’espressione prima
ottenuta, si ottiene:
Parte III: Componenti
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Ec = Mf
S
= Mf β
1
avendo indicato con β la rotazione della tubazione attorno ad A.
La determinazione dello spostamento S e della lunghezza dei tratti rettilinei della barra al momento
dell’impatto potrà essere effettuata secondo quanto indicato nel seguito. Facendo riferimento alle
notazioni riportate nella Figura 11.7 ed indicando con H la lunghezza complessiva della barra, si
potrà scrivere:
∩
∩
H
= AB + BD = AC + CE
2
Posto:
AB = λ1
AC = λ2
Si avrà:
φi 
π
λ 2 = λ1 +  R r + 
2
2
e ricordando che:
Rr =
φe
+a
2
si ottiene:
λ2 = λ1 +
π
2
 φ e φ i  
 2 − 2  + a 
si avrà inoltre:
S = AC cosα - AB = λ2 cosα - λ1;
sen α =
a
λ2
Nota la configurazione iniziale del sistema, potranno essere allora determinati lo spostamento S e la
lunghezza λ2 dei tratti liberi della barra alla cui deformazione plastica è sostanzialmente affidato
l’assorbimento dell’energia cinetica del tratto della tubazione considerata.
Tenendo conto di quanto è stato prima detto, l’energia assorbita da ciascuna barra del vincolo, nella
ipotesi che il comportamento del materiale (normalmente acciaio inossidabile) impiegato per la
costruzione delle barre sia del tipo elastico perfettamente plastico, è data dalla relazione seguente:
Ea = 2 σy Sb ∆λ2
dove:
Ea energia assorbita;
σy carico di snervamento;
Sb sezione della barra;
∆λ2 allungamento permanente del tratto libero della barra.
Parte III: Componenti
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Impianti Nucleari
RL (812) 99
Le numerose esperienze che sono state effettuate in proposito hanno mostrato che l’allungamento a
rottura dei materiali suddetti, per sollecitazioni dinamiche del tipo di quelle in esame, sono prossime
al 50%. Si può pertanto ritenere del tutto accettabile un allungamento ∆λ2 pari al 30%.
Utilizzando le relazioni precedentemente riportate è pertanto possibile determinare la posizione e le
dimensioni dei vincoli atti a contenere nei limiti ammessi dalla disposizione dell’impianto, gli
spostamenti dei diversi tratti delle tubazioni conseguenti ad ipotizzate rotture delle stesse.
Relativamente al caso preso in esame nella nota (Figura 11.4), si procederà al dimensionamento del
vincolo, prendendo a riferimento i dati seguenti:
Di
diametro interno della tubazione
=
600. mm
De
diametro esterno della tubazione
=
660. mm
t
spessore della tubazione
=
30. mm
p
pressione del fluido
=
150. bar
a
distanza iniziale fra la barra e la superficie esterna della tubazione =
120. mm
L
distanza fra la sezione di rottura e quella all’incastro
=
2.0 m
l
distanza media tra il vincolo e la sezione d’incastro
=
1.5 m
λ1
lunghezza iniziale del tratto rettilineo della barra
=
1.0 m
d
diametro della barra
=
30. mm
φe
diametro esterno della coibentazione
=
900. mm
∆λ 2
λ2
allungamento permanente della barra
=
30%
Calcolo della forza F del momento F x L
La forza di getto conseguente all’efflusso può essere valutata con relazioni del tipo:
F= kpπ
D 2i
4
F = 1,5 x 150 x 3.14 x 602 / 4 = 636 x 103 Kg = 636. t
M = F x L = 636 x 2 = 1272 tm
Calcolo dei momenti Mp e Mf
Mp = 2 {π /2 (Re2 - Ri2) σy} YG;
YG = 0.4244 Ri
Mp = {3.14 (1089 - 900) x 40 } 12.7 = 302. tm
Mf = M - Mp = 1272 - 302 = 970. tm
220
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
Calcolo dello spostamento S
S = λ cosα - λ1
λ2 = λ1 + a + 1/2 π (φe/2 - φi/2)
λ2 = 100 + 12 + 1/2 π (45 - 33) = 130. cm
senα = a/λ2 = 12/130 = 0.09;
cosα = 0.996
S = 130 x 0.006 - 100 = 29.5 cm
Calcolo dell’energia dello spezzone di tubazione AC al momento dell’impatto.
E = Mf S/1 = 970 x 29.5 / 150 = 191. tm
Calcolo dell’energia assorbita da ciascuna barra
Ea = 2 σy Sb ∆λ2;
Sb = 1/4 π d2
∆λ2 = 0.3 λ2 = 390. mm
Ea = 2 x 40 x 707 x 390 = 22.1x106 tmm = 22.1 tm
Calcolo del numero delle barre del vincolo
N = E/Ea = 191/22.1 = 8.6
Il numero minimo di barre sarà pertanto pari a 9.
Parte III: Componenti
221
Impianti Nucleari
222
RL (812) 99
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
12. POMPE
12.1 Generalità
Le pompe, analogamente ai compressori, sono macchine operatrici che trasferiscono al fluido sul
quale operano il lavoro meccanico prelevato all'esterno. Tale lavoro si ritrova nel fluido
essenzialmente sotto forma di energia di pressione e, in una certa misura, anche di energia cinetica.
Mentre nei compressori il fluido elaborato è un aeriforme (gas o vapore), nelle pompe il fluido
trattato è un liquido, di fatto praticamente incomprimibile. Le pompe pertanto non rientrano fra le
macchine termiche, in quanto le variazioni della temperatura del fluido trattato sono estremamente
modeste e gli eventuali scambi di calore con l'esterno non hanno effetti apprezzabili sul lavoro di
compressione.
Come è noto, le pompe possono essere di diverso tipo: volumetriche, a loro volta suddivisibili in
alternative e rotative; dinamiche, a loro vota suddivisibili in centrifughe e assiali.
In questa nota saranno esposte alcune brevi considerazioni in merito alle pompe centrifughe che
rivestono particolare interesse per il loro diffuso impiego negli impianti nucleari, ricordando,
peraltro, che questi argomenti sono già stati diffusamente trattati in altri insegnamenti.
Si ritiene utile in primo luogo richiamare l'attenzione sulle grandezze fondamentali che,
indipendentemente dalla classe di appartenenza, caratterizzano il funzionamento di una pompa. Tali
grandezze sono essenzialmente le seguenti:
• prevalenza totale Ht, intesa come il lavoro specifico trasferito all'unità di peso o di massa del
fluido trattato, espresso, rispettivamente in Kpm/Kp o in kJ/kg;
• velocità di rotazione n dell'albero della girante, espressa in giri/min;
• portata volumetrica Q del fluido che attraversa la pompa, espressa generalmente in m3/s;
• potenza P assorbita dalla macchina, espressa generalmente in kW o in CV;
• rendimento ηp della pompa, determinato dagli effetti dissipativi della macchina.
Per meglio precisare il concetto di prevalenza, si farà riferimento allo schema riportato nella Figura
12.1, relativa ad un ipotetico circuito nel quale la pompa P consente di trasferire un liquido, per es.
acqua, dal serbatoio S1 al serbatoio S2 nei quali il pelo libero del liquido si trova ad altezze z1 e z2
differenti rispetto ad un piano
di riferimento (z2 > z1) ed è
soggetto a pressioni diverse p1
e p2 (p2 > p1).
Figura 12.1: Circuito ipotetico.
Parte III: Componenti
La prevalenza totale Ht della
pompa
è
rappresentata
dall'energia meccanica acquisita
dall'unità di peso del fluido
nell’attraversamento
della
pompa fra la flangia di
aspirazione A e quella di
mandata B. Tale energia si
manifesta come: incremento di
energia
potenziale
gravitazionale (zB - zA); come
223
Impianti Nucleari
RL (812) 99
incremento di energia cinetica (cB2 - cA2)/2g, come incremento di energia di pressione (pB - pA)/Γ,
essendo il fluido incomprimibile.
La prevalenza totale Ht (espressa in m) della pompa può allora essere espressa nella forma seguente:
c 2B − c 2A p B − p A
H t ( m) = ( z B − z A ) +
+
2g
Γ
dove l'energia potenziale gravitazionale z è espressa in m, la velocità c in m/s, la pressione p in
Kp/m2, ed il peso specifico Γ in Kp/m3.
Si deve però precisare che l'energia meccanica Lmecc trasferita al fluido dall'organo mobile della
pompa è certamente maggiore della prevalenza totale Ht in quanto una parte del lavoro meccanico
viene dissipato in forma degradata (calore) nel fluido stesso. Si ha conseguentemente:
Lmecc = Ht + Hp
avendo indicato con Hp il lavoro dissipato nella pompa, ancora espresso in (Kpm/Kp). Tenendo conto
di quanto sopra, il rendimento potrà allora essere espresso da:
ηp =
Ht
L mecc
= 1−
Hp
L mecc
Facendo ancora riferimento al circuito schematizzato della Figura 12.1, la pompa deve consentire:
a) il trasferimento del fluido dal serbatoio S1 al serbatoio S2, con un incremento dell'energia
gravitazionale pari a (z2 - z1) e dell'energia di pressione pari a (p2 - p1);
b) di accelerare il fluido dalla velocità c1 a quella c2;
c) di vincere le resistenze al moto (perdite di carico Hc) che si manifestano nella condotta che collega
i due serbatoi.
L'energia occorrente al fluido per realizzare quanto sopra indicato dovrà ovviamente essere attinta
dalla prevalenza Ht, che dovrà pertanto risultare pari a:
H t = (z 2 − z 1 ) +
c 22 − c12 p 2 − p1
+
+ Hc
2g
Γ
La somma dei due termini (z2 - z1) e (p2 - p1)/Γ viene normalmente indicata come prevalenza utile
Hu.
Si ritiene opportuno osservare che qualora la pompa sia installata in un circuito chiuso, si ha
ovviamente:
z2 = z1; p2 = p1; c2 = c1
e, quindi:
Ht = Hc
In questo caso, la pompa deve quindi fornire la prevalenza necessaria per assicurare la circolazione
del fluido nel circuito nelle condizioni richieste dall'esercizio del circuito stesso. In relazione alla
funzione alla stessa assegnata, la pompa prende generalmente il nome di pompa di circolazione. Un
tipico esempio a tale riguardo è rappresentato dalle pompe presenti nel circuito primario del PWR.
224
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
L'energia meccanica trasferita al fluido dall'organo mobile della pompa sarà pertanto:
Lmecc = Ht + Hp = Ht/ηp
Una volta nota la prevalenza Ht(m) e la portata volumetrica (m3/s), la potenza P richiesta dalla
pompa sarà data da:
P=
Q δ g Ht
(kW)
1000 ηp
avendo indicato con δ (kg/m3) la densità del liquido e con g (m/s2) l'accelerazione di gravità.
Qualora si voglia esprimere la potenza in CV, può essere utilizzata la relazione seguente:
P=
Q Γ Ht
(CV)
75 ηp
avendo indicato con Γ (Kp/m3) il peso specifico del liquido.
Se il fluido elaborato è acqua alla temperatura ambiente (δ = 1000 kg/m3; Γ = 1000 Kp/m3), le
relazioni sopra scritte diventano:
P=
Q g Ht
(kW)
ηp
P = 13.3
Q Ht
(CV)
ηp
12.2 Pompe Centrifughe
12.2.1 Generalità
Dopo il rapido esame delle grandezze fondamentali che caratterizzano il funzionamento di una
pompa, svolto nel paragrafo precedente, l’attenzione viene rivolta alle pompe centrifughe che, per la
loro versatilità costituiscono le macchine idrauliche operatrici di più diffuso impiego. Le pompe
appartenenti a questa categoria possono infatti elaborare fluidi di natura diversa in campi di
pressione, portate e temperatura molto ampi. Per questo motivo trovano estesa applicazione in
moltissimi impianti industriali convenzionali e nucleari. Il massiccio ricorso alle pompe centrifughe
appare pienamente giustificato dal fatto che le stesse presentano:
• possibilità di accoppiamento con motori di qualunque tipo (elettrici, diesel, turbine, ecc.);
• facilità di regolazione;
• elevati rendimenti;
• ingombro modesto e costi contenuti, rapportati alle loro prestazioni;
• limitato numero di parti in movimento (peraltro con moto continuo) con conseguente ragionevole
semplicità costruttiva e sicurezza di esercizio.
Alcuni requisiti specifici richiesti, per motivi diversi, alle pompe installate negli impianti nucleari,
saranno brevemente precisati nel seguito.
Premesso quanto sopra, si procederà in primo luogo ad una sommaria descrizione del funzionamento
di una pompa centrifuga.
Parte III: Componenti
225
Impianti Nucleari
RL (812) 99
La pompa (Figura 12.2) è costituita essenzialmente dai seguenti elementi:
• una girante, che trasferisce al fluido l'energia meccanica prelevata dall'esterno;
• un diffusore, che può essere costituito da una semplice cassa a spirale (Figura 12.2 a) o da una
corona di pale fisse (Figura 12.2 b) che delimitano condotti divergenti nel senso del moto del
fluido, destinati alla trasformazione dell'energia cinetica in energia di pressione, seguiti a loro volta
dalla cassa a spirale alla quale è affidata la duplice funzione di recuperare l'energia cinetica
(analogamente al diffusore) e di convogliare il fluido nella tubazione di mandata;
• una cassa esterna alla quale sono collegate le tubazioni di aspirazione e di mandata, con gli
alloggiamenti per i cuscinetti portanti e di spinta e per i sistemi di tenuta. Alla cassa sarà inoltre
connessa la struttura per il supporto del motore.
L'energia meccanica fornita dalla girante, azionata dal motore, è ceduta al fluido, determinando sia
un aumento della pressione, sia un aumento della velocità assoluta, in relazione al grado di reazione
R della girante stessa. Il fluido esce ad alta velocità dalla girante e viene decelerato nel diffusore o, se
questo non è presente, nella cassa a spirale con conseguente trasformazione dell'energia cinetica in
energia di pressione.
Figura 12.2: Rappresentazione schematica di una pompa centrifuga.
Senza diffusore (a) e con diffusore (b)
1 Diffusore; 2 Girante; 3 Voluta di scarico
12.2.1.1 Curva Caratteristica
La caratteristica interna di una pompa centrifuga rappresenta il lavoro L trasferito al fluido e viene
espresso attraverso grandezze geometriche e cinematiche relative alla girante stessa,
indipendentemente dal tipo di fluido elaborato.
Nella ipotesi, generalmente verificata, che la velocità assoluta c1 del fluido all'ingresso della girante
sia normale alla velocità periferica u1 di quest'ultima (Figura 12.3) il lavoro trasferito all'unità di peso
del fluido è pari a:
1
L = − u 2 c 2 cosα 2
g
226
 Kpm


 Kp 
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
La caratteristica interna teorica di una
pompa, per una determinata velocità
di rotazione, presenta allora un
andamento costante, crescente o
decrescente
con
la
portata
volumetrica a seconda che le pale
della girante siano, rispettivamente,
radiali rivolte in avanti o rivolte
all'indietro rispetto al verso di
rotazione, come indicato nella Figura
12.4.
Nelle condizioni ideali risulta
Nel
ovviamente
L
=
Ht.
funzionamento reale bisogna tener
Figura 12.3: Girante di pompa centrifuga con i triangoli di conto che una parte del lavoro
velocità in ingresso ed in uscita.
prelevato all'esterno viene speso per
vincere le resistenze dovute all'attrito
del fluido nella macchina e per gli urti del fluido stesso sulla palettatura, che diventano
particolarmente significativi quando la portata attraverso la pompa è diversa da quella ottimale di
progetto. Per ogni valore della portata, quindi, la prevalenza Ht risulta nel caso reale minore del
lavoro meccanico trasferito al fluido, come è indicato nella Figura 12.5.
Facendo riferimento alla figura suddetta, il rapporto fra la lunghezza dei segmenti AB ed AC
rappresenta il rendimento della pompa.
Se le bocche di aspirazione e di mandata hanno lo stesso diametro e si trovano alla stessa quota, la
prevalenza totale Ht coincide con la prevalenza manometrica Hm; si ha allora:
∆p
Ht = Hm =
Γ
Nel prosieguo dell'analisi si riterrà che questa
ipotesi, frequentemente verificata, possa
ritenersi sempre valida e pertanto, da ora in
avanti, la prevalenza totale Ht, coincidente
con quella manometrica Hm, sarà
semplicemente indicata con H.
c
L Ht
b
Nella Figura 12.6 è riportata la caratteristica
interna reale di una pompa centrifuga avente
un determinato valore del diametro esterno
della girante ed operante ad una definita
velocità di rotazione.
a
n = cost
Si ritiene opportuno far notare che la
caratteristica interna di una pompa dipende
Figura 12.4: Andamento del lavoro in funzione della sostanzialmente dalla geometria della girante
(diametro esterno e forma delle pale),
portata.
Lavoro L trasferito al fluido da una girante con pale rivolte nonché dalla velocità di rotazione, ma è
all’indietro rispetto al verso di rotazione (a), radiali (b) o rivolte indipendente dal tipo di fluido elaborato.
Tale conclusione potrebbe non essere
in avanti (c).
rigorosamente valida nel caso in cui i diversi
Q
Parte III: Componenti
227
Impianti Nucleari
RL (812) 99
fluidi considerati fossero caratterizzati da valori
molto differenti della loro viscosità. Tali differenze
potrebbero infatti portare a variazioni delle perdite
nella pompa. Comunque, per una pompa avente
una determinata caratteristica, la prevalenza
fornita, espressa in metri, per valori assegnati della
portata volumetrica e della velocità di rotazione, è
indipendente dalla densità del fluido trattato.
C
L
a
B
b
n=cost
Il discorso è ovviamente diverso qualora si desideri
determinare l'aumento di pressione del fluido,
come risulta evidente ricordando che nella
definizione di prevalenza si ha:
c
A
Q
∆p
H=
Figura 12.5: Caratteristiche teorica e reale di
Γ
una girante centrifuga con pale rivolte
E' anche opportuno ricordare che il tipo di fluido
all’indietro.
elaborato, con particolare riferimento alla sua
a) lavoro meccanico effettivamente prelevato
densità, ha influenza sulla potenza P assorbita dalla
dall’esterno e trasferito integralmente al fluido; b)
Aliquota del lavoro meccanico prelevato dall’esterno pompa che, come è stato già detto, è pari a:
che viene trasferito al fluido nella forma indegradata
di energia di prima specie e che dà luogo alla
prevalenza totale Ht; c) Aliquota del lavoro meccanico
prelevato dall’esterno che viene spesa per vincere gli
attriti e pertanto trasferita al fluido nella forma
degradata di energia termica.
P=
QδgH
∆p
=Q
ηp
ηp
12.2.2 Leggi di Affinità
Le caratteristiche interne di una determinata pompa centrifuga variano al variare del numero dei giri
della girante. Tali caratteristiche potranno essere facilmente ricavate l'una dall'altra facendo ricorso
alle cosiddette leggi di affinità. Se in corrispondenza ad un determinato numero di giri n*, sono noti i
valori della portata volumetrica Q*, della prevalenza H* e della potenza P*, i valori delle stesse
grandezze Q, H e P per valori di n diversi da n*, sono dati da:
Q = Q* n/n* H = H* (n/n*)2
P = P* (n/n*)3
Le relazioni suddette possono essere facilmente
ottenute in base alle seguenti considerazioni. Se il
numero di giri varia passando dal valore n* al valore n
= αn*, la velocità periferica u2 varierà nello stesso
rapporto α e, nel rispetto delle condizioni di
similitudine del triangolo delle velocità, dovranno
variare nel medesimo rapporto α la velocità relativa w2
e la velocità assoluta c2. Poiché la sezione di uscita del
fluido dalla girante è rimasto evidentemente inalterato,
la variazione di w2 comporterà una proporzionale
variazione della portata. Si avrà pertanto:
Q = Q* α
Figura 12.6: Caratteristica interna di una
pompa centrifuga.
228
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
La prevalenza H è data, come è stata già detto, da:
1
L = − u2 c 2 cosα2
g
Poiché, in accordo con quanto sopra esposto, u2 e c2 devono ambedue variare nel rapporto α,
risulterà:
H = H* α2
Per quanto riguarda la potenza, risulterà conseguentemente:
P = P* α3
Nella Figura 12.7 sono riportate le caratteristiche di una
pompa centrifuga per diversi valori del numero dei giri.
Facendo riferimento alla figura suddetta, si supponga, a
titolo di esempio che alla velocità di rotazione di 1800.
giri/min, la pompa eroghi una portata di 220. m3/h di
acqua alla temperatura ambiente. In corrispondenza a
tale punto di funzionamento si ha: H = 14.9 m; P = 16.
CV.
Riducendo la velocità di rotazione da 1800. a 1200.
giri/min, facendo ricorso alle leggi di affinità, si
otterrebbe:
Q = 220. (1200./1800.) = 143. m3/h
Figura 12.7: Curve caratteristiche di una
pompa centrifuga per differenti valori della
velocità di rotazione n.
H = 14.9 (1200./1800.)2 = 6.62 m
P = 16.0 (1200./1800.)3 = 4.7 CV
Si può constatare che i valori della prevalenza H e della
potenza P, forniti dal diagramma riportato nella Figura 12.7 in corrispondenza ad una velocità di
rotazione n = 1200. giri/min ed a una portata Q = 143. m3/h, sono in ottimo accordo con quelli
ottenuti utilizzando le leggi di affinità.
12.2.3 Numero di Giri Caratteristico
E' noto che giranti geometricamente simili, caratterizzate, ad esempio, dallo stesso valore dell'angolo
di uscita del fluido dalle pale e dallo stesso valore del rapporto tra i diametri di uscita e di ingresso,
possono avere dimensioni molto diverse fra loro ed operare con velocità di rotazione differenti,
realizzando valori della portata e della prevalenza sensibilmente discosti fra girante e girante.
Risulta pertanto molto utile connettere fra loro i tre principali parametri che caratterizzano il
funzionamento di una girante: portata, prevalenza e velocità di rotazione in un unico termine il cui
valore consenta di individuare con ragionevole precisione le caratteristiche fondamentali geometriche
e idrauliche della girante cui esso si riferisce.
L'analisi dimensionale, la cui trattazione esula certamente dai limiti imposti a queste brevi note,
consente di individuare il termine che lega le tre caratteristiche suddette; tale termine, che prende il
nome di “numero di giri specifico” ns della girante è espresso dalla seguente relazione:
Parte III: Componenti
229
Impianti Nucleari
RL (812) 99
ns = n
Q 0.5
H 0.75
dove:
n è la velocità di rotazione, espressa in giri/min;
Q è la portata volumetrica, espressa in m3/s;
H è la prevalenza fornita, espressa in m.
Nella sostanza, ns rappresenta la velocità di rotazione di una girante, geometricamente simile a quella
in esame, che consente di elaborare la portata di 1. m3/s di fluido, conferendo allo stesso la
prevalenza di 1. m.
Il numero di giri specifico permette quindi di individuare le caratteristiche peculiari di un gruppo di
giranti in quanto, giranti anche dimensionalmente diverse fra loro, ma caratterizzate da valori molto
vicini di ns, hanno in comune molte proprietà che le differenziano da giranti aventi un diverso valore
di ns.
Sulla base del valore del numero di giri specifico, è possibile operare una scelta del tipo di pompa
centrifuga che permetta di ottenere con il massimo rendimento la prevalenza desiderata in
corrispondenza della portata richiesta
12.2.4 Punto di Funzionamento e Regolazione della Portata
12.2.4.1 Punto di Funzionamento
Il punto di funzionamento di una pompa
inserita in un circuito (Figura 12.8) è
determinato dalla intersezione della propria
caratteristica interna i con quella esterna e
relativa al circuito. Quest'ultima è data dalla
somma della prevalenza utile Hu e delle
perdite di carico del circuito che, come è
noto, variano con legge sostanzialmente
quadratica con la portata e dipendono
essenzialmente dal diametro, dalla lunghezza
e dalla conformazione della condotta.
Figura 12.8: Individuazione del punto di
funzionamento C di una pompa inserita in un circuito.
Ovviamente, se la pompa è inserita in un
circuito chiuso (pompa di circolazione), la
caratteristica esterna si riduce alle sole
perdite di carico.
12.2.4.2 Regolazione della Portata
Nel normale esercizio è spesso necessario variare la portata nel circuito. Fra i diversi modi per
effettuare tale operazione, quelli più frequentemente adottati fanno riferimento:
• alla variazione della caratteristica esterna;
• alla variazione della caratteristica interna;
• all'inserimento di un circuito di by-pass.
230
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
12.2.4.2.1 Variazione della Caratteristica Esterna
Un metodo di regolazione fra quelli più usati consiste nel
variare la caratteristica esterna, inserendo nel circuito perdite
di carico addizionali e regolabili.
L'inserimento nella condotta di mandata, a valle della pompa,
di una valvola di regolazione V (Figura 12.9) introduce
perdite di carico addizionali, variabili in relazione al grado di
apertura della valvola stessa, che modificano la caratteristica
esterna del circuito.
Siano i ed e la caratteristica interna della pompa e quella
esterna del circuito con la valvola V completamente aperta
(Figura 12.10). In queste condizioni il funzionamento
avviene nel punto C ed è caratterizzato dalla portata Qc.
Chiudendo parzialmente la valvola la caratteristica esterna
diventa quella indicata con d ed aumentando ulteriormente il
grado di chiusura, quella indicata con f.
Figura 12.9: Pompa provvista di
valvola di strozzamento V per la
regolazione della portata.
Conseguentemente, se la prevalenza utile è costante (o nulla
nel caso delle pompe di circolazione),il punto di
funzionamento della pompa si sposta da C a D ed a F, con
evidente riduzione della portata.
Una regolazione di questo tipo è evidentemente di tipo
dissipativo in quanto le perdite connesse alla diminuzione di
portata sono superiori a quelle del circuito esterno senza la
presenza della valvola V. Tale sistema, estremamente
semplice ed affidabile, risulta certamente opportuno quando
alla pompa viene richiesto un funzionamento a portata
ridotta per periodi brevi.
Se è previsto un funzionamento per tempi lunghi con
valvola V strozzata, sarebbe ovviamente opportuno, se
possibile, utilizzare una pompa con una caratteristica interna
Figura 12.10: Variazione del punto di piuttosto piatta, in modo da avere perdite addizionali
funzionamento di una pompa regolata abbastanza contenute anche in presenza di elevate variazioni
mediante strozzamento.
della portata.
12.2.4.2.2 Variazione della Caratteristica Interna
La regolazione della portata può essere anche ottenuta modificando la caratteristica interna della
pompa mediante variazione del numero dei giri della girante.
Nella Figura 12.11 sono riportate le caratteristiche interne di una pompa relative a quattro diversi
valori del numero dei giri della girante.
Dall'esame della figura risulta che i punti caratteristici di funzionamento possono essere, a seconda
del numero di giri, C1, C2, C3, C4 cui corrispondono valori diversi della portata Q.
Questo tipo di regolazione è certamente vantaggioso dal punto di vista energetico rispetto a quello
indicato nel paragrafo precedente. Il suo meno diffuso impiego è conseguente alla necessità di variare
la velocità di rotazione della macchina che è generalmente azionata da un motore elettrico in corrente
alternata, che funziona a velocità costante, essendo di norma costante la frequenza della rete.
Parte III: Componenti
231
Impianti Nucleari
Figura 12.11: Variazione del punto di
funzionamento C di una pompa regolata
mediante variazione del numero di giri n.
RL (812) 99
Se la pompa può essere azionata da motori a
numero di giri variabile (diesel, motori elettrici a
corrente continua, ecc.) tale tipo di regolazione
è certamente da preferire. In caso contrario, è
comunque opportuno ricordare che è possibile
variare il numero dei giri della pompa anche
quando il motore opera a velocità di rotazione
costante, interponendo fra il motore e la pompa
un
variatore
di
giri
(meccanico,
elettromagnetico, idraulico). Bisogna però
tenere conto che un variatore di velocità,
specialmente se di tipo idraulico, comporta
perdite per scorrimenti con conseguente
riduzione del rendimento della trasmissione che
è tanto più marcata quanto maggiore è il valore
del rapporto di trasmissione.
Si deve infine ricordare che la tendenza attuale è
quella di ricorrere all'impiego di motori elettrici a
frequenza variabile utilizzanti convertitori statici.
12.2.4.2.3 Regolazione Mediante
By-pass
La regolazione della portata può essere ottenuta
anche inserendo una linea di by-pass, con valvola
di regolazione, fra la linea di mandata e quella di
aspirazione. (Figura 12.12)
Si consideri (Figura 12.13) nel piano HQ la
caratteristica interna i della pompa e quella
esterna e del circuito.
Figura 12.12: Pompa provvista del circuito
di by-pass per la regolazione della portata.
La pompa funziona normalmente, con valvola V
chiusa, erogando una portata QA con prevalenza
utile Hu. Se si vuole ridurre la portata al valore
Q2 sarà necessario aprire gradualmente la
valvola V in modo da far rifluire parte del fluido
a monte della pompa fino ad avere nella condotta
di mandata la portata desiderata Q2.
Nelle condizioni suddette le perdite di carico del
circuito non sono più rappresentate da:
HpA = HA - Hu
relative alla portata QA ma, a causa della
riduzione della portata in tutto il circuito esterno,
da:
Hp,2 = H2 - Hu
Figura 12.13: Variazione del punto di
funzionamento di una pompa regolata
mediante by-pass.
232
Conseguentemente, non essendo variato il
numero dei giri della pompa, la portata elaborata
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
è pari a Q1 > QA. La portata che deve essere bypassata non corrisponde pertanto a QA - Q2, come ad
un primo esame potrebbe apparire, ma ad un valore più elevato Q1-Q2.
E' evidente che anche questo sistema di regolazione è di tipo dissipativo, dovendo la pompa
elaborare una portata maggiore di quella richiesta dall'utilizzatore. In particolare, le perdite connesse
al sistema stesso sono maggiori di quelle che si avrebbero con strozzamento della portata. Tale
ultimo sistema risulta pertanto quello più diffuso.
12.2.5 Stabilità di Funzionamento
Si consideri una pompa inserita in un circuito assegnato e sia C il punto di funzionamento
individuato, come è stato già detto dall'intersezione della caratteristica i della pompa con quella e del
circuito (Figura 12.14).
In corrispondenza a tale punto, la pompa eroga una
portata Q con prevalenza H .
Durante l'esercizio a regime può verificarsi una
imprevista variazione della portata che passa, ad
esempio, dal valore Q al valore Q1. In
corrispondenza al nuovo valore della portata, la
pompa fornisce al fluido una prevalenza H1 che è
minore di quella H1 + ∆H1 richiesta dal circuito per
la portata Q1. Conseguentemente la portata si riduce
e la pompa torna a funzionare in corrispondenza al
punto C, con il ripristino automatico delle
condizioni iniziali. E' immediato verificare che un
comportamento analogo si avrebbe in seguito ad
una improvvisa diminuzione della portata dal valore
Figura 12.14: Rappresentazione di un punto di Q al valore Q2. Il punto di funzionamento C è
pertanto un punto di funzionamento stabile. Si
funzionamento stabile di una pompa.
supponga ora che sia inserita nello stesso circuito
una pompa diversa con caratteristica interna del tipo
indicato nella Figura 12.15 e sia C il punto di
funzionamento.
In questo caso ad un incremento imprevisto della
portata da Q a Q1, la pompa fornisce al fluido una
prevalenza H1 maggiore di quella H1 - ∆H1 richiesta
dal circuito esterno in corrispondenza alla portata
Q1. La portata continua allora ad aumentare ed il
punto di funzionamento si allontana sempre più da
C, portandosi in C1. Analogamente, se la portata
subisce una improvvisa diminuzione da Q a Q2, la
pompa conferisce al fluido una prevalenza H2
inferiore a quella H2 + ∆H2 richiesta dal circuito, per
cui la portata continua a diminuire ed anche in
questo caso il punto di funzionamento si allontana
Figura 12.15: Rappresentazione di un punto di sempre più da quello iniziale C, portandosi in C2. La
pompa eroga allora una portata nulla, ma sviluppa
funzionamento instabile di una pompa.
una pressione inferiore a quella esistente nella
Parte III: Componenti
233
Impianti Nucleari
RL (812) 99
tubazione a valle della pompa. Si verificano pertanto brusche variazioni della portata come
conseguenza di una tendenza al flusso in controcorrente da parte del fluido verso la pompa
(fenomeno indicato col nome di pompaggio), con profonde alterazioni delle condizioni
fluidodinamiche e con sollecitazioni anomale a carattere affaticante sulle pale della girante con
possibile compromissione della sua stessa resistenza strutturale. Tenendo conto di quanto sopra
esposto, il punto C è pertanto un punto di funzionamento instabile in quanto il sistema, allontanato
dalle condizioni di equilibrio, non è in grado di ripristinarle in modo automatico.
E' facile constatare che, più in generale, un punto di funzionamento è stabile qualora in
corrispondenza dello stesso la pendenza della caratteristica esterna è maggiore di quella della
caratteristica interna; in caso contrario il punto di funzionamento è instabile.
Si ritiene opportuno osservare che se la caratteristica della pompa è tale che per ogni valore della
prevalenza si possa individuare un solo valore della portata, ciascun punto di tale caratteristica è un
punto di funzionamento stabile e, pertanto, la stessa curva caratteristica può essere considerata
stabile. Una curva caratteristica viene invece detta instabile qualora, per uno stesso valore della
prevalenza possano essere individuati due o più punti di funzionamento. In tali condizioni infatti, in
alcuni settori della caratteristica potrebbero verificarsi condizioni di instabilità.
Comunque, anche in presenza di una pompa con caratteristica instabile nel senso sopra precisato,
nessun punto della stessa può avere carattere di instabilità, qualora la prevalenza fornita dalla pompa
a portata nulla sia superiore alla prevalenza utile.
12.2.6 Cavitazione
Durante l'esercizio possono verificarsi una serie di fenomeni che ostacolano il regolare
funzionamento di una pompa. Almeno due tra questi, il pompaggio e la cavitazione, devono essere
evitati, in quanto il loro verificarsi, oltre a pregiudicarne la capacità funzionale, potrebbe addirittura
comprometterne la stessa resistenza strutturale.
Nel paragrafo precedente è stato già fatto cenno, anche se in modo sommario, al fenomeno del
pompaggio. In questo paragrafo saranno fornite alcune precisazioni ed esposte alcune considerazioni
relativamente al fenomeno della cavitazione.
Se in un punto qualunque del sistema circuito-pompa la pressione è inferiore a quella di saturazione
del fluido, relativa alla sua temperatura di esercizio, si ha nello stesso punto evaporazione del fluido
stesso con formazione di sacche di vapore; si instaura cioè un fenomeno comunemente indicato col
nome di cavitazione.
La sezione a più alto rischio per la cavitazione è evidentemente quella in cui si raggiungono i valori
più bassi della pressione e tale sezione è quella all'ingresso della girante, detta occhio della girante.
Le sacche di vapore all'interno della girante costituiscono di fatto ostacoli al passaggio del fluido e
determinano pertanto una brusca diminuzione della portata, accompagnata da una riduzione della
prevalenza e del rendimento. Un secondo effetto di tipo meccanico e con conseguenze ancora più
gravi di quello della caduta di portata è connesso al fatto che le sacche di vapore raggiungendo nella
girante zone a più alta pressione collassano in tempi brevissimi (dell'ordine di 10-5 s) dando luogo ad
elevatissime sovrapressioni locali che sottopongono la pompa a gravose sollecitazioni. Per effetto
della cavitazione, pertanto, la girante è sollecitata a fatica da serie ripetute di urti da parte della
corrente fluida e si determinano inoltre vibrazioni anomale e rilevanti effetti di corrosione sulla
superficie della girante stessa; questi ultimi potrebbero essere anche esaltati dalle impurità chimiche
presenti nel fluido pompato.
Per evitare il manifestarsi del fenomeno della cavitazione sarà necessario garantirsi che durante
l'esercizio, nelle diverse condizioni operative prevedibili, la pressione in ogni punto del sistema, ed in
234
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
particolare in quello dove raggiunge il suo valore più basso (occhio della girante), sia maggiore della
pressione di saturazione del fluido pompato.
A tale riguardo sarà necessario determinare, attraverso l'analisi del circuito, la pressione minima del
fluido nella sezione di ingresso della pompa e, quindi, valutare le variazioni di pressione che si
verificano durante il funzionamento nel corpo della pompa stessa fra la sezione di ingresso suddetta e
quella di minima pressione, per verificare alla fine che quest'ultima risulti maggiore della pressione di
saturazione, relativa ovviamente alla temperatura del fluido elaborato.
Le analisi sopra indicate portano alla individuazione di due parametri di fondamentale importanza che
prendono, rispettivamente, il nome di: Net Positive Suction Head, Available (NPSH,A), cioè, carico
totale netto disponibile all'aspirazione e Net Positive Suction Head, Required (NPSH,R) cioè, carico
totale netto richiesto all'aspirazione. Come sarà meglio mostrato nel seguito, il primo è un dato
caratteristico del circuito, il secondo un dato caratteristico della pompa.
NPSH,R e NPSH,A
Nella Figura 12.16 è schematicamente riportata la sezione longitudinale di una pompa centrifuga
completa di flangia di aspirazione.
Applicando il teorema di
Bernoulli fra la flangia di
aspirazione e quella di ingresso
alle pale della girante, si ha:
p A c 2A p1 c12
+
=
+
+Y
Γ 2g Γ 2g
avendo indicato con Y le perdite
di carico complessive nel tratto
A-I. Tali perdite sono costituite
dalla somma di quelle p
distribuite lungo il tratto
suddetto e di quelle concentrate
nel punto I. Queste ultime sono
dovute alle deviazioni della vena
fluida all'ingresso nella girante e
sono pertanto proporzionali a
w 12
(essendo w la velocità
2g
Figura 12.16: Trasformazioni del contenuto energetico del fluido relativa del fluido), con un
tra la flangia di ingresso del corpo pompa e l'occhio della girante. coefficiente di proporzionalità k
di complessa valutazione che
dipende dalla geometria delle pale, dal numero di giri, dalla portata e, in misura ridotta, dalle
caratteristiche fisiche del fluido, con particolare riguardo alla viscosità.
Si ha allora:
p A c 2A p1 c12
w2
+
=
+
+ ∆p c + k 1
Γ 2g Γ 2g
2g
e, quindi:
Parte III: Componenti
235
Impianti Nucleari
RL (812) 99
p1  p A c 2A   c12
w12 
=
+
 −  + ∆p c + k

Γ  Γ 2g   2g
2g 
Per evitare il fenomeno della cavitazione dovrà essere p1/Γ > ps/Γ, avendo indicato con ps è la
pressione di saturazione.
Dovrà allora risultare:
2
p
  c2
w12 
1
A cA ps
+
−  >  + ∆p c + k


2g 
 Γ 2g Γ   2g
Il primo termine di quest'ultima relazione prende il nome di NPSH,A e rappresenta il patrimonio
energetico di cui il fluido può disporre nel corpo della pompa dal punto A al punto I. Il secondo
termine prende il nome di NPSH,R ed è costituito dalla somma dell'energia cinetica del fluido
all'ingresso della girante e dell'energia di pressione degradata in energia termica per effetto delle
perdite nel corpo della pompa ed all'imbocco nella girante stessa. Il primo termine è chiaramente un
dato caratteristico del circuito esterno, mentre il secondo è un dato caratteristico della pompa, non
dipendendo da parametri relativi al circuito.
Per evitare l'insorgere di fenomeni di cavitazione dovrà essere quindi garantito che nelle diverse
possibili condizioni di esercizio risulti comunque:
NPSH,A > NPSH,R
Un'accurata analisi del circuito consentirà la determinazione del valore minimo dell'NPSH,A che si
potrà avere nelle condizioni più gravose durante l'esercizio.
Il costruttore della pompa, al quale questo dato viene ufficialmente comunicato attraverso le
specifiche di approvvigionamento, deve responsabilmente garantire che l'NPSH,R richiesto per
assicurare il corretto funzionamento della pompa fornita è inferiore all'NPSH,A.
12.2.7 Pompe per Impianti Nucleari
Le pompe sono indubbiamente componenti di primaria importanza per gli impianti nucleari ed in
modo particolare quelle installate nei circuiti primari del reattore.
Le pompe utilizzate sono nella quasi totalità dei casi pompe centrifughe le cui caratteristiche di
funzionamento sono state brevemente illustrate nei capitoli precedenti. Peraltro nelle applicazioni
nucleari viene richiesto alle stesse il soddisfacimento di requisiti specifici e particolarmente stringenti
che difficilmente si riscontrano negli impianti convenzionali. I fattori che concorrono alla
determinazione di questi requisiti sono da ricercare principalmente fra quelli di seguito elencati:
• alta temperatura e/o alta pressione dei fluidi da elaborare;
• pericolosità e/o elevato costo dei fluidi elaborati;
• elevata affidabilità di funzionamento imposta sia da motivi di sicurezza che dalle pesanti
penalizzazioni economiche conseguenti ad eventuali fermate dell'impianto;
• necessità di ridurre i tempi richiesti per la manutenzione e difficoltà di riparazione per la presenza
di contaminazione radioattiva;
• lenta riduzione della portata in caso di mancata alimentazione elettrica del motore;
• capacità di funzionamento a portata variabile;
• capacità di funzionamento con temperature dei fluidi trattati prossime a quella di saturazione;
236
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
• elevate potenze unitarie;
• mantenimento della propria capacità funzionale anche a seguito di situazioni incidentali
determinate da eventi interni ed esterni all'impianto.
Lo sviluppo di queste componenti ha richiesto un notevole impegno di ricerca per la messa a punto
di nuove concezioni costruttive e di nuove tecnologie. I risultati ottenuti sono stati particolarmente
soddisfacenti, anche se il numero delle ditte costruttrici qualificate a livello mondiale è ancora
abbastanza contenuto.
In questa breve nota saranno esposte soltanto alcune considerazioni di carattere generale, tenendo
conto di quanto è stato esposto nei precedenti capitoli ed avendo altresì presente che i problemi
costruttivi relativi a queste componenti saranno esaminati in altri insegnamenti del corso.
Uno degli aspetti di significativa rilevanza per una pompa installata in un impianto nucleare è
rappresentato dall'efficienza dei sistemi di tenuta che devono garantire la non dispersione all'esterno
di fluidi radioattivi che possono anche essere chimicamente reattivi (Sodio) o particolarmente costosi
(D2O). A tale riguardo, le pompe nucleari possono essere suddivise in: pompe senza tenute, pompe
con tenute rotanti e pompe elettromagnetiche.
Pompe senza tenute
Agli inizi dello sviluppo dell'energia nucleare fu fatto particolare riferimento alle pompe senza tenute,
nelle quali il corpo della pompa e del motore formano un unico contenitore resistente alla pressione
del fluido elaborato.
Nei
PWR
della
prima
generazione sviluppati negli
USA furono impiegate pompe
senza
tenute
a
motore
incamiciato (canned motor).
L'incamiciatura aveva lo scopo
di evitare la corrosione delle
lamelle dello statore e la
concentrazione
negli
avvolgimenti del rotore delle
particelle radioattive presenti
nel fluido elaborato. (Figura
12.17). In queste pompe sia il
rotore che lo statore sono
chiusi ermeticamente da una
sottile
guaina
cilindrica
realizzata in materiale non
magnetico
(Inconel
o
Hastelloy).
Figura 12.17: Pompa senza tenuta a “motore inguainato”.
Parte III: Componenti
Il maggiore attrito del rotore in
acqua, l'aumento delle correnti
parassite per la presenza delle
guaine e l'aumento delle perdite
magnetiche dovuto ai traferri di
acqua e metallo, determinano
una sensibile riduzione del
rendimento del motore con
237
Impianti Nucleari
RL (812) 99
conseguente aumento del calore da smaltire. Il motore ed i cuscinetti sono separati dal fluido
circolante da una barriera termica e sono raffreddati con un apposito circuito di refrigerazione.
Particolare cura era stata posta nella realizzazione della penetrazione per il passaggio dei cavi per
l'alimentazione del motore.
Nella Figura 12.18 è riportato lo spaccato del prototipo di una pompa a motore incamiciato
realizzata dalla Westinghouse.
Figura 12.18: Pompa centrifuga con motore incamiciato.
Queste macchine hanno avuto un buon comportamento e sono state sviluppate fino a potenze di
circa 2 MW. La crescita della potenza unitaria dei LWR negli anni '60 rese necessaria la disponibilità
di pompe con potenze molto elevate (fino a circa 8 MW).
238
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
Lo stato della tecnologia disponibile non consentiva un tempestivo adeguamento delle pompe senza
tenute alle nuove esigenze e, peraltro, tali pompe non sembravano particolarmente attraenti per i
motivi seguenti:
• la bassa efficienza del motore incamiciato rispetto a quella dei motori tradizionali comportava una
significativa penalizzazione economica durante l'esercizio;
• il costo della pompa, a parità di prestazioni era decisamente superiore a quello delle pompe
tradizionali;
• era praticamente impossibile applicare volani di grande inerzia per consentire una più lenta
riduzione della portata in caso di perdita di alimentazione.
Ci si rese allora conto che fosse opportuno impiegare pompe azionate da motori tradizionali, dotate
di efficienti sistemi di tenuta.
Pompe con tenute rotanti
Una efficiente tenuta deve soddisfare alle seguenti condizioni:
• poter assicurare che le perdite dalla tenuta siano costituite solo da fluido freddo a bassa pressione;
la quantità non è in generale un parametro determinante in quanto il costo da sostenere per
riportare il fluido fuoriuscito alla pressione del sistema è del tutto irrilevante;
• poter raccogliere in modo sicuro e senza dispersioni le perdite di cui sopra e quelle assai più
elevate conseguenti ad un eventuale cedimento della tenuta;
• poter riparare o sostituire con relativa facilità ed in tempi brevi la tenuta in caso di guasto.
Sono possibili numerosi tipi di tenute che, in prima approssimazione, possono essere suddivise in
tenute assiali e radiali.
Le tenute assiali sono generalmente impiegate come sostegno ad una tenuta radiale per contenere le
perdite in caso di cedimento di quest'ultima. Il loro uso come riduttori di pressione è abbastanza
limitato; tra l'altro, essendo la perdita proporzionale al cubo dell'intercapedine, essa varia
notevolmente con il grado di eccentricità fra la parete fissa e quella mobile.
Pertanto si fa normalmente ricorso alle tenute radiali, sia del tipo a contatto, dette anche tenute
meccaniche, che del tipo con gioco, dette anche idrostatiche o a perdita controllata.
In una tenuta meccanica l'anello mobile solidale con l'albero è spinto contro l'anello fisso solidale con
il corpo della pompa. La tenuta assiale statica fra l'anello mobile e l'albero è normalmente realizzata
con un O-ring.
Poiché le tenute meccaniche soddisfano sempre meno ai requisiti richiesti all'aumentare della
pressione del fluido, sono state messe a punto le tenute a perdita controllata. Tali tenute sono simili a
quelle meccaniche ma, a differenza di queste ultime, è presente una intercapedine ben determinata fra
le due superfici affacciate, con conseguente perdita controllata e costante.
Pompe elettromagnetiche
La circolazione di fluidi caratterizzati da una elevata conducibilità elettrica può essere ottenuta
utilizzando pompe elettromagnetiche.
L'interesse per questo tipo di pompe, limitato inizialmente al possibile loro impiego nelle caldaie a
mercurio, è notevolmente accresciuto con lo sviluppo dei reattori nucleari a metalli liquidi. Sono
state in proposito sviluppate due categorie di pompe: a corrente continua ed a corrente alternata.
Le prime sono in generale preferite alle seconde per la minore complessità, il minore costo ed il più
elevato rendimento, fattori che compensano, fatta eccezione per quelle di grandi dimensioni, le
Parte III: Componenti
239
Impianti Nucleari
RL (812) 99
maggiori difficoltà connesse con la realizzazione e la gestione di sistemi di alimentazione in c.c.,
capaci di fornire la potenza elettrica richiesta a bassa tensione ed elevata intensità di corrente.
Per i motivi sopra esposti, la trattazione che segue sarà limitata alle pompe a corrente continua.
Pompe elettromagnetiche a corrente continua
Come è mostrato qui di seguito, il funzionamento della pompa è basato sui principi di base
dell'elettromagnetismo.
Se un conduttore, percorso da una corrente stazionaria I è posto in un campo magnetico con
intensità di flusso B ortogonale alla corrente, sul tratto di lunghezza a del conduttore soggetto
all'azione del campo si esercita una forza F avente direzione perpendicolare a quelle della corrente e
del flusso magnetico e verso immediatamente ottenibile applicando la nota regola della mano destra.
Se I è espresso in amp, B in gauss ed a in cm, la forza F, espressa in dine, è data dalla relazione
seguente:
F(dine) =
BIa
10
Se il fluido trattato è un metallo in fase liquida, caratterizzato pertanto da elevata conducibilità
termica, il conduttore
può essere sostituito
dallo stesso fluido
contenuto in un
condotto a sezione
rettangolare
di
lunghezza
a
ed
altezza
b.
La
corrente è mantenuta
nel metallo liquido a
mezzo di barre di
rame (o di altro
Figura 12.19: Schema funzionale di una pompa e.m. a c.c.
materiale a bassa
resistività) collegate
mediante brasatura alle due pareti opposte del condotto (Figura 12.19).
La forza F indotta nel fluido provoca lo spostamento del fluido nel condotto determinando un
aumento di pressione nel fluido stesso pari a:
 dine  F
BIa
BI
∆p  2  =
=
=
 cm  a b 10 a b 10 b
Nella
Figura
12.20
è
riportata
una
rappresentazione schematica di una pompa
elettromagnetica a corrente continua.
Figura 12.20: Rappresentazione schematica di
una pompa e.m. a c.c.
240
Le pompe suddette hanno l’indiscutibile vantaggio
di non avere parti in movimento, con conseguente
eliminazione dei problemi di tenuta, ma presentano
numerosi inconvenienti, i principali dei quali sono:
basso rendimento (generalmente inferiore al 50%),
difficoltà per la realizzazione del condotto del
fluido nella zona della pompa e, soprattutto, per la
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
generazione ed il trasporto con basse perdite di correnti particolarmente elevate. Per questi motivi, la
utilizzazione delle pompe elettromagnetiche è estremamente modesta; il loro impiego è di fatto
limitato ai circuiti ausiliari a bassa portata.
A completamento di questa breve nota, nelle Figura 12.21 e Figura 12.22 sono riportate in forma
schematica le sezioni longitudinali di una pompa di circolazione primaria di un PWR e di una pompa
di ricircolo di un BWR della prima generazione.
Figura 12.21: Sezione verticale di una pompa di circolazione primaria per un reattore PWR KWU.
Parte III: Componenti
241
Impianti Nucleari
RL (812) 99
Figura 12.22: Sezione di una pompa di circolazione in esecuzione monoblocco tipo RSR, per la
centrale di Kahl.
Nomenclatura:
1 - Girante
6 - Liquido di fuga della tenuta principale
2 - Corpo a spirale
7 - Cuscinetto di carbone
3 - Barriera termica
8 - Tenuta principale
4 - Acqua di raffreddamento
9 - Pretenuta
5 - Entrata acqua di tenuta
10 - Lanterna motore
242
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
12.2.8 Transitorio di Portata per Mancata Alimentazione Elettrica
Come è stato già ricordato, uno dei requisiti richiesti alle pompe per impianti nucleari, con
particolare riferimento a quelle di circolazione del fluido primario, è quello di assicurare una
relativamente lenta riduzione della portata in caso di mancata alimentazione elettrica del motore.
Tale evento è una delle cause iniziatrici di un incidente di perdita di portata. Qualora ciò dovesse
verificarsi durante il funzionamento dell'impianto, la velocità e quindi la portata erogata dalla pompa
diminuirebbe progressivamente fino ad annullarsi. Non tenendo conto in prima approssimazione
dell'inerzia del fluido, la rapidità della riduzione della portata dipende essenzialmente dall'inerzia delle
masse rotanti. L'inerzia propria della pompa e del motore è in genere talmente modesta da rendere il
transitorio estremamente rapido (la portata può ridursi di un fattore 2 o 3 in un secondo). Ciò non è
accettabile ai fini della sicurezza in quanto è necessario assicurare un efficace raffreddamento del
nocciolo per parecchi secondi a partire dall'arresto rapido del reattore, che ha inizio al momento della
mancanza di alimentazione. Per questo motivo è necessario aumentare l'inerzia del sistema facendo
ricorso all'impiego di volani.
Un modo abbastanza semplice per la determinazione in prima approssimazione dell'inerzia del volano
necessario per assicurare un transitorio di portata accettabile, è esposto qui di seguito.
La caratteristica manometrica di una pompa centrifuga può essere espressa nella forma seguente:
H = A Ω 2 + B Ω Q + C Q2
(1)
dove:
H è la prevalenza manometrica
Ω è la velocità angolare
Q è la portata volumetrica
A, B, C, sono costanti caratteristiche della pompa
Se viene a mancare l'alimentazione elettrica, la pompa rallenta secondo la legge:
I
dΩ
= −M r
dt
(2)
avendo indicato con I il momento di inerzia del sistema pompa-motore-volano e con Mr il momento
resistente, che è pari a:
Mr =
ΓHQ
ηpΩ
(3)
dove Γ è il peso specifico del fluido e ηp il rendimento della pompa.
Il rendimento varia al variare della portata e del numero di giri tuttavia, in un calcolo di prima
approssimazione, si può ragionevolmente ipotizzare che il rendimento stesso rimanga costante
durante il transitorio. Per risolvere il problema è necessario conoscere la caratteristica resistiva del
circuito associato alla pompa. Questa può essere espressa a regime nella forma seguente:
H = K Q2
(4)
Trascurando l'effetto inerziale del fluido, tale espressione può essere adottata anche nel transitorio.
Dalla (1) e dalla (4) si ottiene:
A Ω 2 + B Ω Q + (C - K) Q2 = 0
Parte III: Componenti
(5)
243
Impianti Nucleari
RL (812) 99
da cui:
Ω=αQ
(6)
essendo:
α=
B2 − 4A( C − K) − B
2A
(7)
Introducendo il valore di Ω nella (2) ed ordinando si ha:
dQ
Q
2
=−
β
dt
I Qo
(8)
dove:
β=
QoΓ K 2
α
η
(9)
Q
=
Qo
(10)
e Qo è la portata iniziale.
Integrando la (8), si ottiene infine:
1
β
1+ t
I
La (10) fornisce la variazione della portata nel tempo, contato a partire dall'istante in cui si è
verificata la perdita di alimentazione. Imponendo la massima riduzione ammissibile della portata
nell'unità di tempo, si ricava il valore minimo del momento d'inerzia necessario e quindi, detraendo
da questo quello del sistema pompa-motore, il momento d'inerzia del volano.
244
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
RL (812) 99
13. VALVOLE
Le valvole sono componenti dei circuiti a fluido che, in relazione alle funzioni loro assegnate,
possono essere schematicamente suddivise in tre categorie: valvole di intercettazione, valvole di
regolazione e valvole di non ritorno. Le valvole di intercettazione, normalmente a saracinesca, hanno
il compito di isolare un tratto del circuito. Tale operazione può essere richiesta per diverse ragioni:
• operative (determinare la esclusione o l'intervento di un determinato circuito);
• di sicurezza (evitare rilasci all'esterno di fluidi pericolosi);
• di manutenibilità (rendere possibile le operazioni di manutenzione sui diversi componenti del
circuito).
Le valvole di questo tipo operano soltanto nelle due condizioni: valvola completamente aperta e
valvola completamente chiusa. Pertanto, ai fini del loro buon funzionamento, deve essere garantita
una perfetta tenuta fra la sede e l'otturatore della valvola nella condizione di completa chiusura e
deve essere indotto il minor disturbo possibile al moto del fluido nella condizione di completa
apertura. Per soddisfare quest’ultimo requisito, la sezione di passaggio del fluido con valvola tutta
aperta è praticamente uguale anche nella forma a quella delle tubazioni a monte ed a valle della
valvola. Nella Figura 13.1 è rappresentata la sezione longitudinale di una valvola di intercettazione.
Le
valvole
di
regolazione
o
di
controllo hanno lo
scopo di consentire una
variazione
continua
della portata del fluido.
A tale fine è necessario
che la valvola possa
determinare una caduta
di pressione (perdita
localizzata)
variabile
con
continuità
in
relazione
alle
condizioni
di
funzionamento richieste
al circuito durante
l'esercizio dell'impianto.
Poiché tale capacità di
regolazione deve essere
assicurata anche per la
portata massima di
Figura 13.1: Valvola di
Figura 13.2: Valvola di regolazione progetto, la valvola di
regolazione,
a
intercettazione
differenza di quella di
intercettazione, deve provocare una certa caduta di pressione nel fluido anche nella posizione di
completa apertura. Ciò è generalmente ottenuto mediante un restringimento della sezione di
passaggio, un cambiamento della sua forma od una variazione della direzione del flusso. In Figura
13.1 è rappresentata una tipica valvola di intercettazione mentre, in Figura 13.2, è rappresentata, in
forma schematica, la sezione longitudinale di una tipica valvola di regolazione. Nella Figura 13.3 è
schematizzata una valvola a spina per la regolazione della portata nelle turbine Pelton.
Parte III: Componenti
245
Impianti Nucleari
RL (812) 99
Si ritiene a questo punto opportuno procedere alla definizione di alcuni elementi caratteristici delle
valvole di regolazione: caratteristica, intervallo di regolazione e coefficiente di flusso.
Caratteristica
La caratteristica di una valvola di
regolazione è rappresentata dalla
relazione esistente fra la posizione dello
stelo dell'otturatore (elevazione) e la
portata del fluido che la attraversa, a
pari differenza di pressione. La
caratteristica può avere forme diverse,
che possono essere ottenute realizzando
in modo opportuno il profilo
dell'otturatore e della sede. Tra queste,
quelle cui si fa generalmente riferimento
Figura 13.3: Valvola a spina
sono: caratteristica lineare (i valori della
Il liquido entra per In ed esce per Us; Al sono le alette per il
raffreddatore dei filetti fluidi; Sp è la spina, la cui manovra si portata sono direttamente proporzionali
effettua idraulicamente mettendo in pressione la camera Ca’ per all'elevazione dello stelo), caratteristica
ad uguale percento (la variazione della
la chiusura e la camera Ca” per l’apertura.
portata, per un determinato incremento
dell'elevazione dello stelo, è proporzionale al valore iniziale).
Nella Figura 13.4 sono riportate le caratteristiche lineare e ad uguale percento di una valvola di
controllo.
Intervallo di regolazione (rangeability)
E' rappresentato dall'intervallo di portata entro cui si mantiene la caratteristica della valvola. Valori
tipici della “rangeability”, definiti come rapporto fra le portate estreme regolabili, sono compresi fra
1:50 e 1:30.
100%
Elevazione
stelo
Ugual per cento
50%
Lineare
0
50%
Portata
100%
Figura 13.4: Caratteristiche di valvole di controllo
246
Coefficiente di flusso
Il coefficiente di flusso Cv è
rappresentato dal valore della portata di
acqua a temperatura ambiente che
attraversa la valvola completamente
aperta, per un'assegnata caduta di
pressione. Il dimensionamento di una
valvola di regolazione viene effettuato in
base alla frazione della caduta di
pressione nel circuito da addebitarsi alla
valvola stessa in condizione di completa
apertura. Generalmente tale frazione è
intorno al 30%, e viene ridotto a valori
compresi fra il 10% ed il 15% nei sistemi
di controllo di tipo chiuso, caratterizzati
da una retroazione continua da parte del
misuratore di portata sulla posizione
dello stelo della valvola. Noti i valori
della caduta di pressione p della valvola
completamente aperta e della portata
Parte III: Componenti
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volumetrica Q, la valvola da utilizzare dovrà essere caratterizzata da un coefficiente di flusso Cv pari
a:
δ / δ 
Cv = Q  2 1 
 ρ 2 / ρ1 
0.5
dove:
δ1 e ρ1 densità dell'acqua e la caduta di pressione cui si è fatto riferimento nella definizione del
coefficiente di flusso Cv;
δ2 e ρ2 densità del fluido effettiva e caduta di pressione relativa alla valvola.
La relazione sopra scritta è stata ottenuta supponendo che la relazione che lega la caduta di pressione
alla portata sia di tipo quadratico (perdita di carico concentrata).
Come è stato più volte esposto, il valore della portata che si instaura in un circuito è determinata
dall'intersezione della caratteristica interna della pompa e della caratteristica esterna del circuito
(Figura 13.5).
Figura 13.5: Determinazione della portata in un circuito in funzione del grado di apertura della
valvola di controllo.
La presenza di una valvola di regolazione nel circuito determina una perdita di carico concentrata,
variabile in relazione al grado di apertura della stessa, che si aggiunge a quelle afferenti alla restante
parte del circuito medesimo. Nella Figura 13.5 sono riportate le caratteristiche del circuito senza
valvola e con valvola completamente o parzialmente aperta. Dall'esame della figura emerge che
l'inserimento della valvola, anche se completamente aperta, determina una riduzione della portata dal
valore QA al valore QB. La portata viene ulteriormente diminuita (Qc) riducendo il grado di apertura
della valvola stessa. I segmenti BD e CE rappresentano le cadute di pressione nella valvola quando
questa è completamente o parzialmente aperta. Come si può notare, CE è maggiore di BD in quanto,
al diminuire della portata si ha, sia un aumento della prevalenza della pompa, sia una diminuzione
delle perdite di carico nel circuito. Pertanto, la caratteristica della valvola, ottenuta, come è stato
prima specificato, a caduta di pressione costante, si modifica nel funzionamento in un'altra
Parte III: Componenti
247
Impianti Nucleari
RL (812) 99
caratteristica che può essere ottenuta tenendo conto che le perdite di carico nella valvola aumentano
al diminuire della portata. La caratteristica in funzionamento è quindi più schiacciata verso destra
rispetto a quella riportata nella Figura 13.4; una caratteristica ad uguale percento tende a diventare
lineare ed una lineare più che lineare. Per questo motivo, le valvole con caratteristica ad uguale
percento sono di più diffuso impiego di quelle con caratteristica lineare. Tra l'altro, la scelta suddetta
è spesso preferita anche perché consente di avere una maggiore sensibilità (in termini di spostamento
dello stelo) a bassa portata.
Valvole di non ritorno
Le valvole di non ritorno hanno la funzione
di consentire la circolazione del fluido
soltanto in una direzione. La loro apertura è
determinata dall'azione del fluido stesso e la
loro chiusura dall'inversione del segno della
caduta di pressione nel circuito. Le valvole
utilizzate hanno tipologie diverse: a ciabatta,
a pistone, a sfera ecc. Nella Figura 13.6 è
schematicamente rappresentata una valvola di
non ritorno.
Figura 13.6: Tipica valvola di non ritorno.
Figura 13.7: Sezione di valvola di sicurezza.
In ed Us indicano rispettivamente l’ingresso e l’uscita
del fluido; Mo molla; Ro rondella elastica; Di disco della
valvola; Bu bussola della sede; An anello di
aggiustaggio; Pe perno per il fermo di An; Sc foro di
scarico.
248
Valvole di sicurezza
Al termine di questo paragrafo, si ritiene utile
fornire qualche indicazione relativa ad un
altro tipo di valvole alle quali sono assegnate
funzioni certamente diverse da quelle cui si è
fatto finora riferimento. Se la pressione nel
circuito tende per motivi diversi ad assumere
valori superiori a quelli previsti nella
progettazione, è necessario rilasciare una
parte del fluido contenuto per evitare il
cedimento strutturale del circuito stesso. A
tale fine, il sistema viene dotato di valvole
che, proprio per la funzione loro assegnata,
prendono il nome di valvole di sicurezza.
Nella Figura 13.7 è schematizzata una
valvola di questo tipo.
In condizioni normali, l'otturatore della
valvola è spinto sulla sede dall'azione di
organi elastici. Se il valore della pressione è
tale da determinare sull'otturatore una forza
maggiore di quella esercitata in senso
contrario dagli organi suddetti, la valvola si
apre automaticamente con conseguente
rilascio di fluido. La pressione (pressione di
taratura) che determina l'apertura della
valvola, può essere regolata a priori agendo
sulla caratteristiche degli organi elastici
suddetti. Quando la pressione del fluido è
scesa al di sotto di quella di taratura, la
valvola si richiude ancora in modo
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
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automatico. Se il fluido contenuto presenta caratteristiche di pericolosità, è necessario che il sistema
sia dotato di condotte a valle della valvola che consentano il convogliamento del fluido in opportuni
serbatoi evitandone la dispersione all'esterno
I problemi relativi alla progettazione ed alla costruzione delle valvole installate negli impianti nucleari
sono trattati in altri insegnamenti del corso.
Parte III: Componenti
249
Impianti Nucleari
250
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Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
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14. I CONDENSATORI
(Il materiale di questo capitolo è stato tratto dalla Relazione svolta per il corso di “Impianti Nucleari” da
Busillo Caterina e Dalessandri M. Elisa nell’A.A 1998/1999).
Tra i diversi tipi di scambiatori di calore usati in una centrale termoelettrica, quello che tra i primi ha
raggiunto un buon grado di sviluppo [Medici] è stato il “condensatore” il cui scopo era, ed è, quello
di condensare il vapore in uscita dalla turbina per poi reimmetterlo in circolo nel circuito.
Sicuramente uno degli aspetti più caratteristici dei condensatori è il loro funzionamento a pressione
minore della pressione atmosferica, da cui nasce la necessità dell’estrazione dei gas che si vengono
ad accumulare all’interno e che richiede quindi l’utilizzo di apposite pompe di estrazione.
Negli anni sono stati sviluppati ed utilizzati diversi tipi di condensatori, ma oggi i più diffusi
appartengono alla categoria dei “condensatori a superficie” poiché essi permettono la completa
separazione tra il fluido da condensare e quello che realizza il processo di condensazione, escludendo
la necessità di continue e spinte purificazioni del primo fluido. L’utilizzo poi delle “torri di
refrigerazione evaporative” ha permesso inoltre la riduzione della massa d’acqua necessaria per la
condensazione e dell’impatto termico dell’impianto sull’ambiente esterno.
14.1 Introduzione
Come precedentemente detto, i condensatori sono scambiatori di calore impiegati per realizzare la
condensazione di flussi di vapore. Essi trovano l’applicazione più comune negli impianti motori a
vapore (cicli termodinamici diretti) per condensare il vapore in uscita dalla turbina, oltre che negli
impianti frigorigeni e nelle pompe di calore a ciclo termodinamico inverso, in apparecchi a
distillazione ed in numerosi processi chimici. Con riferimento alla prima applicazione, ovviamente di
particolare interesse in campo nucleare, il condensatore è utilizzato con un duplice obbiettivo:
•
abbassare il valore della temperatura dell’isoterma inferiore nel ciclo termico per migliorare il
rendimento termodinamico dell’impianto;
•
recuperare l’acqua di condensazione del vapore in uscita dalla turbina realizzando così un ciclo
chiuso, con notevoli benefici economici in termini sia di costi che di gestione, limitando al solo
reintegro delle perdite la produzione di acqua demineralizzata da immettere nell'impianto stesso.
I condensatori sono quindi dei dispositivi chiusi nei quali si crea artificialmente una pressione
inferiore alla pressione atmosferica, a cui si dà il nome di “vuoto”, che si mantiene la più bassa
possibile per aumentare il salto entalpico in turbina. Poiché però, all’aumentare del “vuoto”, cresce
in maniera molto forte il volume specifico del vapore da condensare, esistono in pratica dei limiti in
tale scelta, pari a circa 5 ÷ 7 kPa [Acton].
14.2 Classificazione
I condensatori normalmente possono essere classificati nelle due seguenti categorie, a seconda che il
vapore di scarico della turbina venga o meno a contatto con il mezzo condensante:
•
Condensatori a miscela, in cui si ha contatto diretto fra vapore e mezzo condensante, suddivisi
in diverse tipologie:
♦ condensatori a miscela ordinari;
♦ condensatori barometrici;
♦ condensatori a getto.
Parte III: Componenti
251
Impianti Nucleari
•
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Condensatori a superficie di cui, analogamente esistono diverse tipologie:
♦ nella categoria più usuale, l’acqua condensante fluisce entro tubi, lambiti esternamente dal
vapore da condensare (installazione Ljungström)1;
♦ condensatori a superficie che impiegano come mezzo condensante l’aria - i tubi sono
percorsi internamente dal vapore da condensare e lambiti esternamente dall’aria, sospinta
ad elevate velocità da appositi ventilatori;
♦ condensatori a superficie della categoria “evaporativa” - il vapore percorre internamente
i tubi che vengono spruzzati esternamente con limitate quantità di acqua; quest’ultima
evapora a spese del calore sottratto al vapore mentre l’aria esterna partecipa essa stessa
alla sottrazione del calore al vapore che condensa.
Dove è necessario utilizzare nel ciclo motore acqua depurata e degassata, è indispensabile far ricorso
ai condensatori a superficie, come negli impianti nucleari. In questi ultime installazioni, i vincoli di
sicurezza impongono, a maggior ragione, la completa separazione fisica fra i due mezzi.
Negli impianti di condensazione si distinguono le seguenti due tipologie di installazione:
•
condensazione singola, in cui il vapore viene condensato da un numero di condensatori pari al
numero di turbine dell’impianto;
•
condensazione centralizzata, dove esiste un unico dispositivo che raccoglie tutto il vapore dalle
turbine; la condensazione centralizzata è usata generalmente negli impianti termoelettrici,
compresi gli impianti nucleari.
Di seguito viene esposta una semplice descrizione delle due categorie di condensatori sopra descritte,
soffermandosi in particolare sui più utilizzati condensatori a superficie.
14.2.1 Condensatori a Miscela
Poiché, come detto, i condensatori a miscela non consentono il recupero in ciclo dell'acqua
demineralizzata (a meno di non trattare anche l'acqua refrigerante), i condensatori impiegati negli
impianti motori a vapore sono sempre del tipo a superficie. In relazione a quanto sopra i
condensatori a miscela, viceversa, trovano tuttora applicazione, ad esempio, nelle centrali
geotermiche, in cui assolvono solo la funzione di creare il vuoto allo scarico della turbina, mentre
non esiste il problema del riutilizzo dell'acqua condensata nell'impianto.
In questi condensatori a miscela si determina l’intima miscela fra il vapore da condensare e l’acqua
condensante, la quale ridotta in pioggia od in veli sottilissimi, percorre l’apparecchio dall’alto verso il
basso. Nei condensatori a miscela ordinari si possono avere tre tipi di funzionamento:
•
controcorrente, con il vapore in ingresso nella parte inferiore (Figura 14.1 a);
•
equiverso, con l’ingresso del vapore nella parete superiore (Figura 14.1 b);
•
intermedio, con un ingresso a metà sezione della macchina (Figura 14.1 c).
Con questa categoria di condensatori a miscela, è possibile sfruttare il fenomeno di convezione
naturale dovuto alla differenza di pressione fra la pressione atmosferica esterna ed il vuoto del
condensatore, sia per introdurre l’acqua condensante nell’apparecchio, senza l’ausilio di pompe, sia
per imprimere alla stessa acqua quell'energia cinetica necessaria per ridurla a pioggia.
1
252
Per acqua condensante s'intende l'acqua che sottraendo calore al vapore lo trasforma in acqua.
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
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Nei condensatori a miscela del tipo a correnti parallele o miste, lo sparpagliamento in pioggia si può
ottenere tramite ugelli funzionanti ad 1/5 d’atmosfera, ovvero tramite un apposito anello distributore
munito di numerose file di fori.
Figura 14.1: Condensatori a miscela ordinari.
Queste tipologie di condensatore a miscela sono munite di apposita valvola rompivuoto necessaria
per poter ripristinare la pressione atmosferica nel condensatore stesso quando, per un’eventuale
avaria della pompa di estrazione del condensato, si tema l’allagamento dell’apparecchio e
principalmente della turbina ad esso collegata.
In detti condensatori assume particolare importanza la pompa di estrazione, dovendo essa agire non
solo sulla portata del vapore condensato ma anche su quella dell'acqua refrigerante che, in relazione
alle variazioni entalpiche dei due fluidi in gioco, risulta inevitabilmente decine di volte superiore alla
portata del vapore. Un’evoluzione di questa tipologia di condensatori a miscela, per ridurre
l'importanza della pompa d'estrazione, è rappresentata dal condensatore barometrico (Figura 14.2),
dove il vapore viene introdotto inferiormente nell’apparecchio (punto
B), mentre l’acqua viene spinta, nel punto A, da una pompa di
circolazione P. L’acqua di condensazione e quella condensante si
raccolgono nella parte superiore C del tubo di connessione con il pozzo
di raccolta del condensato D e vi discendono per gravità. Poiché sul
pelo libero dell’acqua nel pozzo D la pressione è quella atmosferica,
mentre nella camera di condensazione C vi è il “vuoto”, l’acqua sale nel
tubo di raccolta. Pertanto la camera di condensazione deve essere
sistemata ad un’altezza tale, dal pelo libero del pozzo di raccolta del
condensato D, da scongiurare l’annegamento dell’apparecchio e
l’ostruzione quindi del tubo di adduzione del vapore. A causa di tale
sistemazione è necessaria solamente una pompa P per l’acqua che
funziona da mezzo condensante, mentre non viene richiesta una pompa
per l’estrazione del condensato. L’aria viene estratta mediante
un’apposita pompa d’estrazione piazzata in testa alla camera di
condensazione. I condensatori a miscela del tipo ad eiettore od a getto
sono apparecchi modesti, che raggruppano la funzione di condensatore
con quella di pompe di estrazione. L’acqua di condensazione deve
acquisire in essi l’energia cinetica necessaria affinché possa essere
ripartita, all’interno del condensatore, con dispositivi ad eiettore oppure
Figura 14.2: Condensatore mediante una girante centrifuga, che con apposito diffusore, la recuperi
trasformandola in energia potenziale.
barometrico
Parte III: Componenti
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Impianti Nucleari
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14.2.2 Condensatori a Superficie
Facciamo riferimento nel seguito alla tipologia di condensatore a superficie più comune, in cui
l'acqua mezzo condensante circola all'interno dei tubi ed il vapore da condensare è presente
all’esterno delle tubazioni.
Essendo un condensatore caratterizzato dalla portata di vapore in esso scaricata dalla turbina e dalla
pressione allo scarico, come detto precedentemente, per turbine di piccola e media potenza è
normalmente previsto un solo corpo di bassa pressione ed il vapore viene scaricato in un unico
condensatore, mentre per turbine di grossa potenza, con due o più corpi di bassa, si hanno in genere
più condensatori indipendenti e funzionanti in parallelo.
La superficie trasmittente è
costituita da fasci tubieri,
composti da migliaia di tubicini
sostenuti da piastre tubiere
(Figura 14.3), tubicini con
disposizione
normalmente
orizzontale, talvolta verticale,
di rado obliqua. Internamente
ai tubi passa l’acqua mezzo
condensante con velocità
medie comprese tra 1.5 e 2.5
m/s, valore di compromesso
tra il coefficiente di scambio
termico, che aumenta con la
velocità, e le perdite di carico
proporzionali al quadrato delle
velocità
stessa.
Velocità
troppo basse facilitano la
formazione
di
depositi
Figura 14.3: Piastra tubiera del condensatore
all’interno dei tubi, con
successiva riduzione del coefficiente di scambio termico, mentre velocità troppo elevate danno luogo
ad erosione dei tubi. Esternamente ai tubi passa il vapore che condensa e si raccoglie nella parte
inferiore del condensatore, tuttora spesso indicata con l'antica denominazione di "pozzo caldo",
anche se la sua temperatura si aggira intorno ai 35. °C, dal quale è poi prelevato mediante le pompe
di estrazione del condensato.
Nella parte superiore il condensatore presenta un raccordo chiamato “collo” che collega lo scarico
della turbina alla camera di condensazione vera e propria; sulle due estremità laterali sono invece
presenti le “casse d’acqua”, in comunicazione con il lato interno dei tubi del fascio tubiero. Queste
casse d’acqua e il fascio tubiero possono essere disposte rispetto al corpo del condensatore:
•
per un semplice passaggio dell’acqua mezzo condensante (Figura 14.4 a);
•
per un doppio passaggio (Figura 14.4 b);
•
il corpo del condensatore può essere suddiviso in due sezioni aventi in comune il lato vapore
(non in figura). In tal modo è possibile avere in funzione solo metà condensatore mentre l’altra
metà è in manutenzione, ad esempio per la rimozione dalle casse e dai tubi di eventuali detriti
trasportati con l’acqua condensante. Con questa soluzione progettuale dev’essere previsto, sul
lato acqua mezzo condensante, un sufficiente numero di valvole per intercettare l’acqua di
raffreddamento ed un collegamento alle pompe di estrazione del condensato da ciascuno dei due
compartimenti del pozzo caldo inferiore.
254
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
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Figura 14.4: Schemi di condensatori a superficie (semplice, doppio e triplo passaggio).
Nel caso di turbine con due o più corpi di bassa si può adottare un condensatore detto “zonato”
(Figura 14.5), in cui il lato vapore è diviso, secondo la lunghezza dei tubi, in due o più camere, nelle
quali vi sono pressioni diverse poiché collegate, con un collo indipendente, ad un corpo di bassa
pressione differente; il lato acqua condensante funziona invece come due condensatori in serie.
Figura 14.5: Condensatore zonato
La disposizione dei tubi del fascio tubiero ha una importanza diretta sulle prestazioni del
condensatore stesso. In particolare si deve ridurre al minimo la caduta di pressione lato vapore, per
evitare il sottoraffreddamento del condensato e realizzare condizioni tali da consentire una buona
separazione dei gas incondensabili dal vapore. Per garantire questo è necessario che:
•
il passo dei tubi risulti massimo all’ingresso del vapore e vada poi gradatamente riducendosi con
la riduzione del volume del vapore ancora da condensare;
•
il vapore in ingresso sia costretto ad investire in controcorrente le goccioline di condensato,
ottenendo così un elevato effetto degassante ed un sottoraffreddamento contenuto.
Parte III: Componenti
255
Impianti Nucleari
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In alcuni tipi di condensatori viene adottato l’artificio di eliminare alcune file di tubi per ampliare il
fronte di ingresso del vapore e facilitarne quindi la penetrazione nel fascio tubiero; nello stesso tempo
si fa in modo di richiamare il vapore di ingresso nella parte bassa per ottenere una buona
degassazione in controcorrente e limitare il raffreddamento del condensato.
A dimostrazione di quanto sopra, la forma dei condensatori a superficie è divenuta prevalentemente
di tipo cuneiforme (ovvero a cuore) (Figura 14.6), cioè a sezione via via ridotta dall’imbocco
all’uscita, in relazione alla riduzione del volume specifico della miscela condensante: ciò al fine di
mantenere, per quanto possibile, inalterata la velocità del vapore e non compromettere
conseguentemente il coefficiente di scambio termico nei banchi di tubazione inferiori (condensatori
cinetici).
Figura 14.6: Condensatore a cuore.
Successivamente la progettazione [Acton] si è ispirata al contenimento delle cadute di pressione del
flusso condensante lungo il percorso in corrispondenza ai fasci tubieri (condensatori rigenerativi) ed
ad una efficace estrazione dei gas incondensabili liberati in fase di condensazione. Tali accorgimenti
hanno condotto a particolari disposizioni dei tubi nella sezione trasversale (Figura 14.7).
Nel condensatore vengono anche scaricati eventuali drenaggi o by-pass di acqua o di vapore (p.e. per
ridurre eventuali sovrapressioni nell’impianto); in corrispondenza di questi ultimi sono previsti
opportune strutture per impedire che le notevoli portate di vapore risultanti investano direttamene il
fascio tubiero o l’involucro e possano quindi danneggiarli.
Il contenimento della caduta di pressione del flusso lungo il sistema tubiero, unita ad un’efficace
sistemazione delle zone di estrazione dei gas incondensabili ed ad una circolazione dell’acqua di
raffreddamento a doppio passaggio del tipo a controcorrente consente, nelle moderne realizzazioni,
di contenere la differenza di temperatura ∆ta tra la miscela acqua - vapore e l’acqua condensante al di
sotto dei 30. °C. A questo proposito si noti come anche una piccolissima riduzione di questo ∆ta
(detto di “approach”) abbia un notevole beneficio sul guadagno di prestazioni del condensatore
stesso, ovvero sulla richiesta di portata d’acqua dì raffreddamento (con una riduzione del 12 ÷ 13%
al diminuire di 1. °C di “approach”), riduzione che da luogo a notevoli risparmi nel costo del circuito
di raffreddamento, specie nei casi di refrigerazione in circuito chiuso con torri di raffreddamento.
256
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
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Figura 14.7: Nuova disposizione dei tubi.
I condensatori vengono normalmente posizionati sotto la turbina e solo in particolari situazioni ai lati
della stessa; i fasci tubieri sono ortogonali all’asse del gruppo turbina - alternatore ma, nel caso di più
scarichi su di un unico condensatore oppure in condensatori di tipo “zonato”, i fasci tubieri sono
disposti parallelamente all’asse turbina.
Il collegamento turbina - condensatore vieni realizzato mediante un giunto di tipo elastico, quando il
condensatore è fissato rigidamente alla fondazione, e di tipo rigido, quando il condensatore è
appoggiato al basamento mediante supporti elastici. Vengono anche realizzate soluzioni con turbina
e condensatore che costituiscono un’unica unità: in questo caso il condensatore è progettato per
sostenere il gruppo turbina - alternatore.
14.3 Caratteristiche di Progetto del Condensatore
Il condensatore, associato ad una turbina con portata e caratteristiche del vapore allo scarico
prefissate, deve essere dimensionato in modo da realizzare il grado di vuoto richiesto in relazione alla
portata ed alla temperatura dell’acqua di condensazione. La potenza termica smaltita dal
condensatore è esprimibile in termini di:
•
potenza ceduta dal sistema acqua - vapore;
•
potenza trasferita attraverso il fascio tubiero;
•
potenza asportata dall’acqua condensante.
Parte III: Componenti
257
Impianti Nucleari
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La potenza termica ceduta al condensatore dal sistema acqua - vapore è data dalla relazione:
P = W0 (i0 - ic) = ∆ic
dove W0 è la portata del vapore e (i0 - ic) è la differenza tra l’entalpia del vapore allo scarico e quella
del condensato alla pressione all’interno del condensatore. L’entalpia i0 del vapore allo scarico
coincide con quella in uscita dalla turbina corretta della perdita allo scarico.
La potenza trasferita attraverso il fascio tubiero è data dalla relazione:
P= U S ∆tm
con:
U=
1
1 1 1
+ +
αa λ αv
Dove:
U
coefficiente globale di scambio termico attraverso le pareti [W / m2K];
αa
coefficiente di convezione lato acqua (cioè all’interno dei tubi) [W/ m2K];
αa
coefficiente di scambio termico (convezione + condensazione) lato vapore (cioè all’esterno
dei tubi) [W / m2K];
λ
conducibilità termica dei tubi [W/m K]
s
spessore dei tubi [m];
S
superficie di scambio [m2];
∆tm
salto termico logaritmico medio [K].
Essendo elevatissimi i coefficienti di scambio termico lato vapore, in virtù del fluido condensante, e
di conducibilità della parete, il coefficiente che governa lo scambio termico è quello di convezione
lato acqua. Tale coefficiente è proporzionale al numero di Nusset Nu, a sua volta correlato al
numero di Prandt Pr e di Reynolds Re con espressioni del tipo:
Nu = cost Pr0.3
÷ 0.4
Re0.6
÷ 0.8
Tenuto conto della dipendenza di Pr e di Re dalla temperatura dell’acqua ta, dalla sua velocità v e dal
diametro dei tubi d, il coefficiente di scambio termico globale U risulta essere quindi funzione delle
seguenti grandezze:
U = f (sporcamento, materiale tubo, s, ta, d, v)
Tale espressione può essere effettivamente ricondotta ad un coefficiente di scambio termico funzione
della velocità dell’acqua e del diametro dei tubi Un(v, d), “corretto” mediante coefficienti che
tengono conto del materiale cmat dello spessore dei tubi cs, della temperatura di ingresso dell’acqua
di raffreddamento ct e dello sporcamento cf:
U = cf ct cmat cs Un(v, d)
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Parte III: Componenti
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La letteratura [Medici] fornisce idonei diagrammi che consentono di individuare Un. Da queste curve
si evince che il coefficiente globale di scambio termico U per i condensatori a superficie è circa 3.5 ÷
4 [kW/m2 K].
Il salto termico logaritmico medio ∆tm, nel caso in cui siano trascurabili sia le perdite di carico del
vapore nel fascio tubiero che la presenza di aria nel condensatore, è dato dalla seguente espressione:
∆t m =
t u − ti
 t −t
ln  s i
 ts − tu



=
∆t c
 t −t
ln  s i
 ts − tu



dove:
ts
temperatura di saturazione del vapore allo scarico
ti
temperatura acqua condensante in ingresso al condensatore
tu
temperatura acqua condensante in uscita al condensatore
∆tc
tu - ti
Questo ∆tm deve essere espresso come differenza media logaritmica delle temperature, non
approssimabile, in questo caso, alla media aritmetica delle stesse, stante la notevole differenza tra i
due termini (ts - ti) e (ts - tu).
In realtà si hanno perdite di carico nel fascio tubiero ma queste, essendo limitate a pochi mm c.a.
(colonna d’acqua), comportano piccolissime variazioni di temperatura tra il vapore allo scarico ed il
condensato.
L’influenza della presenza dell’aria è invece più rilevante: infatti, anche se la sua pressione parziale
allo scarico, cioè in ingresso al condensatore, è piccola rispetto alla pressione parziale del vapore,
questo valore della pressione parziale dell’aria diventa maggiore di quello della pressione del vapore
man mano che il vapore condensa. Ciò è dovuto principalmente all’aumentare del rapporto fra il peso
dell’aria ed il peso del vapore.
Di conseguenza, considerando costante la pressione totale nel condensatore, la temperatura del
condensato in uscita, che è quella corrispondente alla pressione parziale del vapore, risulta inferiore.
anche se di poco, alla temperatura di saturazione del vapore scaricato.
Infine, la potenza termica asportata dall’acqua condensante è data dalla relazione:
P = Wc Cp (tu - ti) = Wc Cp ∆tc
dove Wc è la portata dell’acqua condensante, ∆tc è il relativo salto termico e Cp è il calore specifico
di quest’acqua condensante.
Il salto di temperatura fra quella del vapore allo scarico ts e quella di ingresso dell’acqua condensante
ti viene in parte utilizzato come salto termico ∆tc dell’acqua di condensazione ed in parte rimane
come differenza terminale ∆t2 tra ts e tu (temperatura di uscita dell’acqua condensante) (Figura 14.8).
Questa differenza di temperatura ∆t2 fissata tra 4 ÷ 7 °C ha un’influenza diretta sul salto termico
logaritmico medio ∆tm e quindi sulla superficie di scambio termico del condensatore risultante dal
dimensionamento.
Parte III: Componenti
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Impianti Nucleari
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t
ts
differenza terminale
∆t2
tu
∆tc
ti
Quantità di calore scambiato
Figura 14.8: Profilo di scambio termico.
In sede di progetto, fissati i valori di ti, tu e p e quindi il salto di temperatura ∆tc che si vuole ottenere
attraverso il condensatore, rimane fissata la portata di acqua condensante Wc e quindi il rapporto
(con Cp = 1.) fra la portata dell’acqua condensante e quella del vapore allo scarico al condensatore,
dato da:
Wc
∆i
=w= c
W0
∆t c
Quindi, fissata la differenza terminale ∆t2 risultano individuati ts e quindi il vuoto al condensatore
valendo la relazione:
ts = ti +
∆i c
+ ∆t 2
w
Dalla Figura 14.9 si risale, per ogni coppia di valori ti e w, alla temperatura di uscita tu e quindi, per
un dato ∆t2, alla pressione al condensatore.
Rimane quindi definita la superficie di scambio termico S:
S = Cp
Wc t s − t i
ln
U
∆t 2
Da questa relazione si ricava anche l’espressione dei carico di vapore al condensatore (portata di
vapore condensato W0 per unità di superficie di scambio termico del condensatore):
W0
=
S
U
t −t
C p w ln s i
∆t 2
Per quanto riguarda il calcolo della superficie del fascio tubiero, si fa riferimento ad un grafico che dà
il valore di U in funzione della velocità dell’acqua nei tubi in lega ammiragliato di diverso diametro
ed ad una temperatura dell’acqua condensante in ingresso di 21. °C. Nel caso di temperature, tubi in
260
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
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lega e calibri diversi vengono usati opportuni coefficienti di correzione reperibili in letteratura
specifica [Sani].
Figura 14.9: Andamento della pressione in funzione della temperatura.
In sede di progetto bisogna anche tenere conto che, durante l’esercizio, sulle superfici dei tubi si
possono avere formazioni di incrostazioni (fouling), anche di origine biologica, che riducono il
coefficiente globale di trasmissione del calore. Ciò costringe, nel normale esercizio, a dover
effettuare delle pulizie periodiche, con additivi chimici, prevalentemente delle pareti tubolari interne,
e delle fermate nell’esercizio stesso per una pulizia più profonda ed una contemporanea ispezione dei
tubi, con appositi dispositivi (Figura 14.10), per rilevare eventuali riduzioni nello spessore che
potrebbero originare inquinamento della miscela condensante, particolarmente non gradito in un
impianto nucleare.
Di queste incrostazioni si tiene conto introducendo nei calcoli fattori di pulizia pari a 0.8 ÷ 0.85. E’
buona norma anche una depurazione preliminare dell’acqua condensante facendola passare
attraverso una serie di setacci movibili a maglie più o meno ristrette. Il numero dei tubi viene
normalmente maggiorato per tenere conto delle possibili ostruzioni in esercizio e rendere quindi
possibile l’esclusione di un certo numero di tubi, in genere non superiore al 5% del totale.
Parte III: Componenti
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Impianti Nucleari
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Figura 14.10: Dispositivo di ispezione per le tubazioni del condensatore.
14.3.1 Caratteristiche Costruttive e Materiali
Gli involucri dei condensatori e le casse d’acqua sono realizzati in lamiera di acciaio saldata, con
rinforzi interni realizzati con profilati sempre in acciaio. Tali involucri vengono progettati, oltre che
per resistere alla differenza di pressione tra l’atmosfera e l’interno, anche per sopportare il peso del
condensatore completamente pieno di acqua. Essi sono dotati di numerosi attacchi esterni sia per
l’ingresso dell’acqua di reintegro (acqua necessaria per compensare le perdite) che per lo scarico di
vapore e dotati di una valvola rompivuoto. Le casse d’acqua presentano attacchi a flangia per le
tubazioni di entrata ed uscita dell’acqua condensante, per lo scarico in basso e per l’estrazione
dell’aria in alto.
I fasci tubieri sono costituiti da tubi senza saldatura, realizzati in materiali capaci di resistere sia alla
corrosione che all’erosione poiché l’acqua condensante, non essendo trattata, è ricca di agenti
corrosivi. Per condensatori che utilizzano acqua di mare come mezzo condensante vengono in
genere impiegate leghe di rame, come “ottone all’alluminio” per la zona condensante e cupronichel
70 - 30 per la zona di estrazione incondensabili, ciò per fronteggiare la corrosione dovuta alle
condense ricche di ossigeno ed ammoniaca. In condizioni particolarmente gravose è previsto l’uso
del titanio. Nel caso di impianti su fiume vengono impiegati tubi in acciaio inox per tutto il fascio
tubiero (o limitatamente alla zona esterna al fascio) e nella zona di raffreddamento dei gas
incondensabili.
I calibri dei tubi (misura del diametro interno minore, se il tubo è scanalato) più utilizzati sono il 18
BWG2 per tubi realizzati in leghe di rame ed il 20 - 24 BWG per tubi in acciaio inossidabile ed in
titanio, essendo i tubi in acciaio inox di spessore più piccolo di quelli in lega di rame, date le migliori
caratteristiche meccaniche (ciò compensa in parte il fatto che l’acciaio inox rispetto alle leghe di
rame ha una conducibilità termica circa 10 volte più piccola).
Le piastre tubiere sono, nella maggioranza dei casi, di una lega speciale chiamata Muntz (60% Cu,
40% Zn) ma, nel caso di uso di acqua di fiume o di lago, non è raro l’utilizzo di piastre in acciaio
dolce protette con resine sintetiche o placcate in acciaio inox. È importante tenere presente che
mentre le piastre in Muntz devono essere necessariamente imbullonate all’involucro, le piastre in
acciaio possono essere invece più semplicemente saldate.
I tubi vengono collegati alle piastre tubiere tramite mandrinatura, filettatura e raramente saldatura, in
modo da poter seguire le dilatazioni termiche dei tubi. Questi ultimi, oltre che dalle piastre tubiere,
sono sostenuti da diaframmi intermedi per ridurne la flessione. L’individuazione di eventuali perdite
nei tubi e nelle mandrinature, con travaso dell’acqua condensante nel pozzo caldo e quindi
contaminazione del fluido da condensare, può essere effettuata con sistemi continui o intermittenti
che permettono di individuare, in esercizio, il fascio tubiero danneggiato e la posizione della perdita;
2
BWG (Birmingham Wire Gage) rappresenta un sistema standardizzato di misura dei tubi e di altri dispositivi
meccanici.
262
Parte III: Componenti
Impianti Nucleari
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individuata la perdita i tubi corrispondenti vengono isolati semplicemente tappandoli in modo stagno
in corrispondenza delle piastre, escludendo in questo modo completamente il loro utilizzo.
La protezione del condensatore, nel caso in cui la pressione interna lato vapore aumenti oltre i limiti
previsti in sede di progetto, p.e. in seguito ad una mancanza improvvisa dell’acqua condensante, è
affidata agli stessi dischi di rottura richiesti per la protezione nei corpi della turbina. Analogamente ai
condensatori a miscela è prevista inoltre la presenza di una valvola rompivuoto che eventualmente
annulli la depressione all’interno della struttura in caso di emergenza.
14.3.2 Sistemi di Estrazione degli Incondensabili
Ogni condensatore deve essere dotato di un apposito sistema di estrazione degli incondensabili per
eliminare la presenza di gas all’interno della zona vapore (soprattutto aria) creatisi per:
•
rientri dall’esterno attraverso le giunzioni e le tenute (essendo il condensatore sottovuoto);
•
termolisi, radiolisi ed eventuali piccoli rilasci di gas di fissione (negli impianti nucleari);
•
reazioni metallo - acqua ad alta temperatura.
La massa di questi gas è molto diversa nei due casi di condensatore a miscela od a superficie (in
quest'ultimo caso è 4 ÷ 5 volte inferiore) ma deve essere comunque eliminata. Poiché la pressione nel
condensatore pc è data dalla somma della pressione parziale del vapore pv (tensione di vapore alla
temperatura di condensazione ts) e della pressione dei gas pg, ne deriva che la presenza dei gas
disciolti tenderebbe ad aumentare la pressione totale nel condensatore, dando luogo, allo scarico
della turbina, ad una contropressione che potrebbe impedire l'ingresso del vapore nel condensatore
stesso. Inoltre la presenza di gas incondensabili diminuisce il valore del coefficiente di scambio
all'esterno dei tubi ed aumenta l'attività chimica dell'acqua (con problemi di ossidazione ed
idrurazione, specie nei fasci surriscaldatori ad alta temperatura). In alcuni casi questi gas sono anche
potenzialmente combustibili (idrogeno, metano, ammoniaca). La concentrazione volumetrica limite
degli incondensabili, un tempo meno rigida per impianti di modesta potenza, attualmente è fissata
intorno ad 0.001% ma spesso si riesce a garantire anche un valore pari alla metà.
Il fenomeno del degassamento di un liquido si basa sul fatto che la concentrazione del gas nel liquido
è in equilibrio con la pressione parziale che tale gas ha nella fase aeriforme sovrastante il liquido
stesso. Più precisamente, secondo la legge di Henry, detta concentrazione è proporzionale alla
pressione parziale del gas secondo la semplice legge di proporzionalità p = k x, dove p è la pressione
parziale del gas presente nella fase aeriforme sovrastante, x la frazione molare del gas disciolto nella
fase liquida e k una costante di proporzionalità. Pertanto per degassare un liquido è necessario
mantenere la pressione parziale p del gas nella fase aeriforme al disotto di quella di equilibrio con la
concentrazione in fase liquida.
Poiché all'aumentare della temperatura del liquido diminuisce la solubilità di un eventuale gas
disciolto a parità di pressione parziale, cioè la pressione di equilibrio aumenta a parità di
concentrazione, riscaldando un liquido a pressione costante lo si degassa. Inoltre, poiché
all'ebollizione la solubilità di un gas si annulla, in quanto la tensione di vapore del liquido eguaglia la
pressione del gas, conviene portare il liquido all'ebollizione. In tali condizioni, al fine di mantenere
permanentemente assente il gas dalla fase aeriforme, occorre sottrarre in continuazione dall'ambiente
sovrastante la superficie liquida, il gas incondensabile che progressivamente si libera dal liquido.
Una buona degassificazione di un liquido richiede quindi tempo, turbolenza ed un adeguato sistema
di sfiato. Gli incondensabili estratti dal liquido vengono raffreddati, per diminuirne il volume
specifico e l'umidità, in una zona centrale del condensatore dove è installata una specie di cappa,
raffreddata dal 6 ÷ 8% del totale dei tubi, che convoglia gli incondensabili verso la parte più fredda
del condensatore, dove inizia il condotto di sfiato.
Parte III: Componenti
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Per l'estrazione degli incondensabili si possono utilizzare diversi mezzi, ma il sistema più impiegato è
in genere un eiettore a vapore, utilizzante vapore a media pressione (qualche centinaio di kPa)
normalmente prelevato dalla turbina, sistema provvisto allo scarico di un piccolo condensatore
ausiliario per la condensazione ed il recupero del vapore, che in tal modo può essere reimmesso in
ciclo.
In genere sono previsti due sistemi distinti per l'estrazione dei gas incondensabili, uno per la fase di
avviamento e l’altro per il normale servizio:
•
il primo sistema serve a creare il vuoto iniziale, svuotando il condensatore dell'aria in esso
contenuta; dovendo estrarre grosse quantità di aria risultano molto adatti allo scopo eiettori a
vapore monostadio in quanto hanno una rapida messa in azione, assenza di organi in movimento,
ingombro e peso minimo nonché un costo moderato;
•
il secondo sistema può essere costituito sia da pompe a vuoto che da eiettori a vapore a due o
più stadi (Figura 14.11); si tratta in queste condizioni di estrarre e scaricare all'atmosfera gas
partendo da una pressione molto bassa in quanto, a causa del diretto contatto del vapore con il
fascio tubiero, il vuoto aumenta rapidamente.
Figura 14.11: Pompa ad eiettore per l'estrazione del condensato.
Negli eiettori a due stadi la depressione creata nel primo stadio di questo sistema richiama la miscela
aria - vapore dal condensatore principale e la scarica nella prima camera di condensazione (chiamata
condensatore intermedio in Figura 14.11). Parte di questo vapore si condensa mentre la miscela
rimanente viene aspirata nel secondo stadio e scaricata nella seconda camera di condensazione
(condensatore finale) che funziona ad una pressione atmosferica o leggermente superiore. I gas
fuoriescono da un apposito condotto mentre il vapore si condensa.
E’ necessario deareare al massimo l'acqua condensante e quindi, quando possibile, si introduce, nel
circuito del condensato, un riscaldatore a miscela con lo scopo appunto di degassare al massimo
l'acqua. Inoltre, essendo questo riscaldatore inserito nel ciclo in corrispondenza di uno spillamento,
che deve rimanere a pressione superiore a quella atmosferica per evitare eventuali danni provocati da
accidentali rientri d'aria, ne risulta che tutti gli apparecchi che precedono questo degassatore non
sono comunque protetti contro l'ossidazione. Il problema è stato risolto degassando il condensato fin
dalla sua formazione cioè all'interno del condensatore stesso.
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Allo scopo di garantire un'adeguata capacità del sistema di rimozione dei gas incondensabili, esso
viene di norma sovradimensionato. In particolare il consumo di vapore degli eiettori può essere
assunto pari a 4 ÷ 8 volte la portata della miscela aria vapore da estrarre.
14.4 Bibliografia
[Acton]
Acton-Caputo, “Impianti Motori”, UTET 1992.
[Medici]
Medici Mario, “Le macchine termiche. Parte 1: Caldaie, accumulatori e condensatori.”,
CEDAM Padova, 1936.
[Sani]
Sani Luciano, “Centrali Elettronucleari. Vol. 2: Aspetti di Progettazione e di
Costruzione”, Università di Roma.
14.5 Appendice: Quantità d’Acqua Necessarie per la Condensazione
L'elemento di fondamentale importanza per lo studio ed il calcolo dei condensatori è rappresentato
dall'acqua refrigerante necessaria per condensare 1. kg di vapore, quantità che è funzione del calore
da dover sottrarsi al vapore. Per poter valutare ciò bisognerebbe conoscere il contenuto termico del
vapore esattamente all’ingresso del condensatore. Questo valore dipende da molti fattori tra cui:
stato iniziale del vapore al suo ingresso in turbina, utilizzazione che di questo vapore si è fatta in
turbina, perdite tra la bocca di scarico della turbina e quella di ingresso del condensatore. In media
esso oscilla tra 530. e 560. cal (2,219. e 2,345. J).
Lo stato iniziale per 1.0 kg di vapore all'ingresso della turbina è dato da una dalle due formule
seguenti:
per vapore surriscaldato
q i + ri + c p ∆t
per vapore saturo di titolo xi
q i + ri x i
q + r⋅ x
dove:
qi
quantità di calore posseduta dal vapore
ri
calore latente del vapore
xi
titolo
La quantità di calore Q fornita alla turbina è data conseguentemente da:
Q = (q i + ri + c p ⋅ ∆t)c v
oppure
Q = (qi + ri ⋅ x i )c v
dove cv è il consumo specifico del vapore.
Parte di questo calore Q viene trasformato nella turbina in lavoro meccanico Qm, parte viene perduto
per irraggiamento verso l'esterno Qirr ed il restante Qestr viene asportato dall’acqua o dal vapore che
eventualmente si preleva dalle turbine (se sono previsti spillamenti).
La quantità di calore Qc che arriva al condensatore è data quindi da:
Qc = Q - Qm - Qirr - Qestr
mentre quella da sottrarre a ciascun kg di vapore nel condensatore è data da:
Parte III: Componenti
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Q cs =
Qc
cv
Nei condensatori a superficie la temperatura di uscita tu dell'acqua condensante (ti è la temperatura di
ingresso) è più piccola di quella della temperatura che regna nel condensatore tc, per cui si ha:
Qcs + Ga ti = Ga tu
E quindi infine:
Ga =
Q cs
tu − ti
Appare evidente che il comportamento funzionale dei condensatori è funzione anche di circostanze
esterne, che non sempre possono essere modificate; tra queste circostanze vi è la variabilità di
temperatura dell'acqua che si impiega per la condensazione al variare delle stagioni.
In pratica si impiegano da 40. ad 80. kg di acqua
per kg di vapore da condensare, salendo a valori
di oltre 65. kg solo con temperatura dell'acqua
superiori a 25. °C. Da questi dati si evince
immediatamente come le portate d'acqua
richieste (utilizzata come mezzo condensante)
siano molto elevate; nel caso di grandi impianti
termici, in cui si debba smaltire potenze
dell’ordine di 2,000. MW, si arriva facilmente a
valori di alcune decine di m3/s. Una possibilità è
quella di prelevare queste grandi quantità
Figura 14.12: circuito di raffreddamento di d'acqua dal fiume o dal mare, realizzando
opportune opere di presa, inviarla al
tipo aperto
condensatore e poi reimmetterla nel fiume o nel
mare, realizzando in questo modo un circuito di raffreddamento di tipo aperto (Figura 14.12).
Negli impianti per cui si abbia un sito con scarsa disponibilità di acqua per il raffreddamento del
condensatore si fa ricorso a circuiti di raffreddamento in ciclo chiuso, utilizzando uno scambiatore di
calore che tipicamente è una torre di refrigerazione (Figura 14.13). Il refrigerante consiste sempre in
acqua, che però all'uscita del condensatore viene convogliata in idonee torri di raffreddamento, dove
cede calore all'ambiente esterno, mentre l’acqua in uscita delle torri ritorna fredda al condensatore.
Figura 14.13: circuito di raffreddamento di tipo chiuso con torre di raffreddamento
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Parte III: Componenti
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Queste torri di raffreddamento possono essere classificate in due tipologie:
•
torri ad umido, evaporanti, a tiraggio naturale (Figura 14.14 a) - l'acqua calda proveniente dal
condensatore, opportunamente frantumata, è esposta ad una corrente d'aria ascendente (mossa
per circolazione naturale); l’aria tende a portarsi in condizioni di equilibrio, producendo così un
raffreddamento dell'acqua a spese del calore di evaporazione di una quotaparte della stessa (in
genere oscillante tra il 2% ed il 4%);
•
torri a secco a tiraggio forzato (Figura 14.14 b) - l'acqua calda proveniente dal condensatore
viene fatta raffreddare passando attraverso una serie di fasci tubieri esposti ad una corrente d'aria.
Tale soluzione consente di eliminare gli inconvenienti ambientali causati dalla grande quantità di
vapore immessa nell'atmosfera e la necessità del reintegro dell'acqua, caratteristiche negative
delle torri ad umido. D'altra parte, il modesto calore asportato, a causa dei bassi valori dei
coefficienti di scambio termico per convezione con aria all’esterno dei tubi, e le conseguenti
ingenti portate d'aria necessarie impongono il ricorso alla circolazione forzata mediante
ventilatori che danno luogo ad un rilevante assorbimento di potenza.
Figura 14.14: Torri di raffreddamento a) ad umido a circolazione naturale; b) a secco a circolazione
forzata.
Naturalmente queste tipologie di refrigerazione in circuito chiuso non consentono di scendere con la
temperatura di ritorno dell'acqua fredda al condensatore ai valori usuali della refrigerazione in
circuito aperto e, conseguentemente, la pressione di condensazione, e quindi la temperatura inferiore
del ciclo termico, risultano significativamente più elevate.
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