Inconel 600 en energía nuclear: selección de materiales de tubos de generadores de vapor y experiencia de servicio

Dentro de cada generador de vapor de reactor de agua a presión (PWR) se encuentran miles de-tubos de paredes delgadas - una unidad grande típica contiene más de 7000 tubos U-. Cada tubo es un límite de presión que separa el refrigerante primario radiactivo del vapor no-radiactivo, y todo el haz forma la mayor superficie de transferencia de calor-en el sistema del reactor. El material elegido para esos tubos determina si una planta funcionará de manera confiable durante 40-60 años o si enfrentará un reemplazo prematuro y multimillonario del generador de vapor.

Durante aproximadamente dos décadas, ese material fueInconel 600 (UNS N06600). Fue una elección racional: su alto contenido de níquel (72 % como mínimo) lo hacía inmune al agrietamiento por corrosión bajo tensión por cloruro, tenía una fuerte resistencia a las altas temperaturas-y a la oxidación, y superaba a los aceros inoxidables austeníticos utilizados en los primeros generadores de vapor. Entonces los datos de campo contaron una historia diferente. Los tubos comenzaron a agrietarse desde adentro hacia afuera, y el mecanismo - de agrietamiento primario por corrosión bajo tensión hídrica (PWSCC) - se convirtió en una de las lecciones materiales más trascendentales en la historia de la energía nuclear comercial, lo que finalmente impulsó a la industria a adoptar la aleación 690.

Inconel 600 es una excelente aleación para altas-temperaturas cuya única debilidad crítica - PWSCC en agua primaria caliente y de alta-pureza - refleja su contenido de cromo relativamente bajo (14-17%). Para los nuevos generadores de vapor nucleares, la aleación 690TT (27-31% Cr) es ahora el estándar mundial porque aproximadamente duplica el cromo y aumenta la resistencia del PWSCC en un factor de mejora de más de 10. Pero el Inconel 600 sigue siendo totalmente calificado y ampliamente utilizado en servicios no-nucleares de alta-temperatura - hornos, productos químicos y servicios de tratamiento térmico, donde el PWSCC no es el estándar. que gobierna el modo de falla. Seleccionar entre ellos es una cuestión de hacer coincidir la aleación con el mecanismo de corrosión real.

¿Qué es Inconel 600 y por qué se seleccionó?

Inconel 600 es una aleación de solución sólida-de níquel-cromo-hierro con un mínimo de 72 % de níquel y 14-17 % de cromo. El contenido muy alto de níquel es la característica clave del diseño: las matrices de níquel son inmunes al agrietamiento por corrosión bajo tensión por cloruro y no se vuelven frágiles por hidrógeno-como lo hace el acero ferrítico. El cromo proporciona resistencia a la oxidación y a la corrosión a altas temperaturas. Esta combinación convirtió al 600 en la actualización lógica de los aceros inoxidables austeníticos cuando se diseñaron los generadores de vapor PWR a finales de los años 1960 y 1970.

Inconel 600 no es una aleación-endurecida por precipitación -, es un material cúbico -solución sólida-reforzado, con la cara-centrada-que se mantiene dúctil y resistente en un rango de temperaturas muy amplio, desde condiciones criogénicas hasta servicios de oxidación a alta-temperatura. Se fabrica fácilmente en tubos sin costura de paredes delgadas-, se sueldan sin tratamiento térmico posterior-a la soldadura y resiste atmósferas de cementación, nitruración y oxidación de hasta aproximadamente 1095 grados (2000 grados F). Estas características explican por qué se adoptó no solo para las tuberías de los reactores, sino también para los internos de los hornos, los accesorios de tratamiento térmico-y los equipos de procesos químicos.

[Fuente] ASTM B167 / ASME SB-163 (tubos sin costura Inconel 600); ASME SB-166 (barra/varilla).

Por qué el contenido de níquel era importante para los diseñadores nucleares

Los diseñadores eligieron Inconel 600 por tres razones que se remontan a su alto contenido de níquel: inmunidad al agrietamiento por corrosión bajo tensión por cloruro (un problema para los aceros inoxidables de la serie 300-en los primeros generadores de vapor), fuertes propiedades mecánicas de temperatura elevada- y resistencia a las químicas del agua cáustica y de fosfato que se usaban entonces en el lado secundario. El modo de falla que surgió más tarde - PWSCC - es un fenómeno de agua primaria-de alta-pureza-, no un problema de cloruro o corrosión general, razón por la cual no fue predicho por las primeras pruebas de calificación.

Una forma útil de comprender la-ventaja: Inconel 600 se optimizó para resistencia a altas-temperaturas, resistencia a la oxidación e inmunidad al cloruro -, todo ello regido por su altísimo nivel de níquel. Lo que no se optimizó fue la resistencia-a las grietas a largo plazo en agua primaria hidrogenada, caliente y de alta-pureza. Ese segundo requisito solo se convirtió en el factor de diseño dominante después de que apareció el agrietamiento en el campo, y se rige por el contenido de cromo - el elemento que Inconel 600 tiene menos entre su familia.

Propiedades físicas y mecánicas de Inconel 600

Inconel 600 en estado recocido proporciona una resistencia a la tracción mínima de aproximadamente 550 MPa (80 ksi), un límite elástico mínimo de 240 MPa (35 ksi), al menos un 30 % de alargamiento y una dureza de aproximadamente 184 HB como máximo. Estos son valores de resistencia moderados según los estándares de superaleaciones, pero el valor real de la aleación es la combinación de resistencia con ductilidad, tenacidad y resistencia a la corrosión en un amplio rango de temperaturas, - propiedades que se adaptan bien a tuberías de generadores de vapor de paredes delgadas- y a componentes estructurales de alta-temperatura.

[Fuente] Hoja de datos de Inconel 600 de metales especiales; ASTM B167, ASME SB-163, ASME SB-166.

¿Cómo funciona Inconel 600 a altas temperaturas?

Inconel 600 resiste la oxidación en el aire hasta aproximadamente 1095 grados (2000 grados F) y mantiene una resistencia útil hasta aproximadamente 650-815 grados dependiendo de la carga y la vida útil requerida. Por debajo de aproximadamente 540 grados, también se puede utilizar en atmósferas reductoras o sulfurantes. Sin embargo, en los generadores de vapor nucleares, la ventana de funcionamiento es mucho más baja - alrededor de 290-325 grados de agua primaria, y es la corrosión, no la oxidación, la que gobierna el rendimiento allí.

Esta distinción es importante para la selección. La reputación de "alta-temperatura" del Inconel 600 proviene principalmente del servicio de gas y hornos, donde una incrustación protectora de óxido de cromo-(Cr₂O₃) mantiene el metal intacto. En servicio acuoso caliente, esa misma película de óxido se ve desafiada por la química del agua, el estado de tensión mecánica y la condición metalúrgica de los límites de los granos - un régimen completamente diferente. La lección de la experiencia nuclear es que una aleación puede ser excelente en servicio seco a alta-temperatura y aun así ser vulnerable en servicio acuoso a alta-temperatura, porque los mecanismos de gobierno no son los mismos.

Experiencia de servicio - Los mecanismos de degradación que cambiaron la industria

El agrietamiento por corrosión por tensión de agua primaria (PWSCC) es un mecanismo de agrietamiento intergranular que ocurre cuando se dan tres condiciones juntas: tensión de tracción sostenida en la pared del tubo (desde la fabricación, el laminado en la placa del tubo o la flexión en U), una microestructura susceptible y una exposición prolongada al agua primaria borada caliente a aproximadamente 290-325 grados. La aleación 600 fue la aleación para generadores de vapor más susceptible al PWSCC porque su 14-17% de cromo no era suficiente para mantener intacta la película pasiva y evitar el agotamiento del cromo en los límites de los granos. Las grietas se inician y crecen a lo largo de los límites de los granos desde la superficie interior hacia afuera.

PWSCC es peligroso precisamente porque es lento y oculto. Un tubo puede funcionar durante años antes de que aparezca una indicación mensurable de grieta; cuando se detecta mediante pruebas de corrientes parásitas, el tubo ya está comprometido. La industria nunca trató esto como un error repentino de diseño -; fue una lenta acumulación de datos de campo que, durante las décadas de 1970 y 1980, reveló grietas en una gran fracción de los generadores de vapor PWR en funcionamiento y obligó a las empresas de servicios públicos a implementar costosos programas de administración y reemplazo.

• Los principales-lugares de preocupación del PWSCC en los generadores de vapor Alloy 600 fueron:
• Transición de expansión de tubo-a-placa tubular - tensión residual elevada por laminación/expansión.
• U-región de curvatura - alta tensión residual por curvatura en frío, especialmente los radios más estrechos.
• Lugares de abolladuras y abolladuras donde el daño mecánico generó tensión local.
• Suelde las zonas-del tubo-afectadas por el calor-a-la placa del tubo y otras uniones.

¿Qué otros mecanismos de degradación afectaron a los tubos de aleación 600?

Más allá de PWSCC, los tubos del generador de vapor Alloy 600 sufrieron degradación-lateral secundaria - agrietamiento por corrosión bajo tensión en el diámetro- exterior (ODSCC), ataque intergranular (IGA), SCC cáustico, SCC-inducido por plomo (PbSCC), abolladuras, picaduras y desgaste/desgaste inducido-por flujo. Estos son impulsados ​​por la química del agua del lado secundario-, la acumulación de lodos y las condiciones de las grietas en las placas de soporte de los tubos -, no por el lado primario. Junto con PWSCC, hicieron de Alloy 600 el material gestionado más activamente en la flota de generadores de vapor.

[Fuente] Directrices de examen de generadores de vapor NRC/EPRI PWR; Expedientes de la NRC sobre la degradación de la aleación 600 y el reemplazo del generador de vapor.

¿Qué tan malo fue el registro de campo - y cuál fue la respuesta?

En la década de 1990, se había encontrado craqueo primario-de agua en una gran fracción de los generadores de vapor PWR en funcionamiento, y las empresas de servicios públicos se enfrentaron a programas de reemplazo décadas antes de lo previsto. La respuesta inmediata fue taponar y enfundar tubos - sacar de servicio los tubos dañados o repararlos con manguitos soldados. La respuesta a largo plazo-fue cambiar los tubos o reemplazar generadores de vapor completos con tubos de aleación 690 tratados térmicamente. Las fundas ganaron tiempo, pero agregaron restricción de flujo y carga de inspección, y suficientes tubos obstruidos reducen la capacidad de transferencia de calor-de un generador más allá de los límites económicos.

Las pruebas de laboratorio aceleradas cuantificaron la brecha entre las condiciones de la aleación y dieron a la industria la confianza para hacer el cambio. En un programa ampliamente citado sobre muestras de curvatura en U inversa cargadas estáticamente en agua primaria a 680 grados F (360 grados), el agrietamiento apareció en aproximadamente 300 horas para la Aleación 600 recocida en laminado y alrededor de 800 horas para la Aleación 600 - tratada térmicamente, pero no se observó en la Aleación 690 tratada térmicamente incluso después de 12,000 horas.

En pruebas de tracción estática a 680 grados F, el 600 recocido en laminado se agrietó en aproximadamente 2900 horas, mientras que el 690 tratado térmicamente no mostró grietas después de 7000 horas. En una prueba de vapor acelerado a 760 grados F, el 600 recocido en laminador se agrietó en aproximadamente 1000 horas, mientras que el 690 tratado térmicamente no mostró grietas después de 6000 horas.

[Fuente] Investigación del EPRI resumida en presentaciones de licencias de la NRC para generadores de vapor de reemplazo (por ejemplo, RSG de la Unidad 1 del Proyecto del Sur de Texas, Aleación 690 con tratamiento térmico, diseño Westinghouse Delta 94).

El resultado práctico: una mejora-de la condición de la aleación de aproximadamente un orden de magnitud en la resistencia PWSCC (factor de mejora superior a 10 en agua primaria) es la razón por la que la aleación 690 tratada térmicamente se convirtió en el material de reemplazo registrado.

Molino-Inconel 600 recocido versus tratado térmicamente

El tratamiento térmico (TT) es un ciclo de calor controlado adicional - aproximadamente 700-725 grados durante 10-15 horas - aplicado después del paso normal de recocido en molino/solución. Precipita carburos M23C6 ricos en cromo-a lo largo de los límites de los granos en la aleación 690 (y carburos de tipo M7C3-en la aleación 600), lo que aumenta la disponibilidad de cromo en los límites de los granos y reduce la zona empobrecida en cromo que permite el agrietamiento intergranular. La aleación 600 recocida por molienda (MA) es el temple que sufrió la mayoría de los PWSCC en servicio; TT Alloy 600 es considerablemente más resistente, pero aún no es equivalente a TT Alloy 690.

La secuencia del tratamiento térmico-importa tanto como la química. Para una resistencia óptima al SCC, la aleación primero debe recocerse en solución o en molino a una temperatura lo suficientemente alta como para poner todo el carbono en solución (para la aleación 690, por encima de aproximadamente 1940 grados F / 1060 grados), luego se debe tratar térmicamente para precipitar los carburos en los límites de los granos. La resistencia es mayor cuando los límites de los granos están densamente poblados de carburos y la matriz no está sensibilizada. Esta es la razón por la que los tubos del generador de vapor se suministran con una condición de tratamiento térmico-específica, no solo con una química.

[Fuente] Documentos de licencia de la NRC; Actas del taller EPRI sobre la aleación 690 tratada térmicamente; Kai et al., Ingeniería y Diseño Nuclear 144 (1993).

¿Por qué el tratamiento térmico no rescata completamente la aleación 600?

El tratamiento térmico mejora la Aleación 600 pero no puede hacerla equivalente a la Aleación 690, porque las dos aleaciones difieren en el contenido de cromo - la variable fundamental. La mejora de la precipitación de carburo es real (aproximadamente 2-3 veces en pruebas aceleradas), pero con solo 14-17 % de cromo, la aleación todavía tiene muy poca reserva de cromo para mantener los límites de los granos protegidos durante décadas en agua primaria. La aleación 690 comienza con casi el doble de cromo, por lo que sus límites de grano permanecen protegidos incluso antes del tratamiento térmico, y el paso TT amplía aún más ese margen.

Ésta es la lección metalúrgica central de la historia del Inconel 600: los controles de la microestructura pueden mejorar el rendimiento de una aleación en un factor de unos pocos, pero cambiar la química fundamental de la aleación puede cambiar el modo de falla en sí. Para pasar de un "agrietamiento manejable" a "ningún fallo confirmado del PWSCC", la industria tuvo que cambiar la aleación, no sólo el tratamiento térmico.

Inconel 600 frente a 690 frente a 800NG

Tres aleaciones definen la historia de los tubos para generadores de vapor. La aleación 600 (N06600) era el tubo PWR original, pero PWSCC falló y se retiró del nuevo servicio nuclear crítico SCC-. La aleación 690 (N06690) duplicó el cromo a 27-31 % y ahora es el estándar mundial en forma tratada térmicamente, sin fallas confirmadas de tubos PWSCC en servicio. La aleación 800NG (N08800) es la ruta alternativa, estandarizada por los diseños CANDU y PWR de Siemens/KWU, que utiliza una proporción controlada de titanio-a-carbono en lugar de alto contenido de cromo para resistir el ataque intergranular. La elección entre ellos se decide por el diseño del reactor, la química secundaria y los datos operativos acumulados, no por un único número de rendimiento.

[Fuente] ASTM B167/B163/B407/B408; ASME SB-163; Literatura sobre materiales de generadores de vapor EPRI y NRC.

¿Qué aleación debería especificar para la tubería del generador de vapor?

Para tuberías de generador de vapor PWR nuevas o de repuesto, especifique la aleación 690 con tratamiento térmico (UNS N06690). Es el estándar mundial, tiene el historial más sólido de PWSCC y está respaldado por décadas de datos de calificación. La aleación 800NG es la elección correcta para los diseños de reactores KWU/Siemens y CANDU que lo estandarizaron, donde su equilibrio de hierro-níquel-cromo coincide con la química secundaria de esas plantas. La aleación 600 no debe especificarse para nuevos tubos nucleares SCC-críticos; sigue siendo apropiado para servicios no-nucleares-de alta temperatura y para componentes de plantas heredadas gestionados conforme a un programa de gestión de antigüedad aprobado-.

Para las plantas existentes con tubos de aleación 600, la decisión es una decisión del ciclo de vida: continuar con la inspección mejorada (pruebas de corrientes parásitas) más el taponamiento/manguito, o planificar el reemplazo del generador de vapor con 690TT. La contrapartida-es la carga de inspección, la restricción del flujo debido a los tubos obstruidos y el tiempo de inactividad frente al costo de capital del reemplazo. La mayoría de las empresas de servicios públicos finalmente llegaron a la conclusión de que el reemplazo por Alloy 690TT era el único camino duradero.

Reglas prácticas de selección - Adaptación de la aleación al servicio

Las cinco reglas para la selección de aleación 600 frente a 690

• Regla 1Is the failure mode PWSCC in hot (>290 grados) ¿agua primaria de alta-pureza? - En caso afirmativo, especifique Aleación 690TT. Es el estándar global con un factor de mejora superior a 10 en agua primaria y sin fallas confirmadas en los tubos PWSCC.
• Regla 2¿Es el reactor un diseño KWU/Siemens PWR o CANDU (AECL)? - En caso afirmativo, la aleación 800NG (Ti/C mayor o igual a 12:1) es la opción de diseño-estandarizada y está totalmente respaldada por el historial operativo de esa flota.
• Regla 3¿El servicio es de oxidación, carburación o servicio cáustico a alta temperatura no-nuclear-? - En caso afirmativo, Inconel 600 está totalmente calificado, es más económico y no hay penalización del PWSCC.
• Regla 4¿Es un generador de vapor Alloy 600 existente? - Administrelo con inspección, conexión y funda mejoradas por corrientes parásitas; planifique el reemplazo del 690TT cuando la capacidad-de transferencia de calor o la disponibilidad se vuelvan limitantes.
• Regla 5¿Está especificando una condición de tratamiento-térmico? - Especifíquelo siempre explícitamente (recocido-en fábrica o tratado térmicamente). El rendimiento del PWSCC depende tanto de la condición como de la química; TT 690 no es el mismo producto que MA 690.

Control de cobalto y dosis de radiación.

En el servicio nuclear, la selección de materiales no se trata sólo de craquear - sino también del control del campo de radiación. El cobalto-59, una impureza natural, se transmuta bajo el flujo de neutrones en cobalto-60, un potente emisor gamma que domina la dosis del personal durante las interrupciones de mantenimiento. Por lo tanto, los grados nucleares de la aleación 690 limitan el cobalto a niveles muy bajos (menos o igual a 0,10%, a menudo menos o igual a 0,05% o 0,02%), y la aleación 690 libera menos iones metálicos en el refrigerante del reactor que la aleación 600, lo que reduce la acumulación de productos de corrosión activados.

Esta es la razón por la que las especificaciones de las tuberías de los generadores de vapor modernos limitan estrictamente el cobalto, el boro y los elementos residuales, y por la que la mejora en la dosis de radiación se trata como un beneficio-en la selección del material junto con la resistencia al SCC. Para una empresa de servicios públicos, una menor cantidad de productos de corrosión activados significa una menor dosis de interrupción - un beneficio directo de seguridad y costo que se agrava durante la vida útil de la planta. Al especificar tubos de grado nuclear-, confirme los límites de cobalto y boro en el informe de prueba del material, no solo la química base.

Preguntas frecuentes

P: ¿Por qué se eligió Inconel 600 para las tuberías de los generadores de vapor nucleares?

R: Inconel 600 se seleccionó en la década de 1960-70 porque su alto contenido de níquel (72% mínimo) lo hace inmune al agrietamiento por corrosión bajo tensión por cloruro, tiene una fuerte resistencia a altas-temperaturas y resistencia a la oxidación, y resistió las químicas secundarias-de fosfato y cáustico utilizadas en ese momento. Era más resistente a la corrosión-que los aceros inoxidables austeníticos a los que reemplazaba. Su debilidad posterior - PWSCC no fue evidente hasta que se acumularon décadas de datos de servicio.

P: ¿Qué es PWSCC y por qué afecta a la aleación 600?

R: PWSCC (craqueo por corrosión bajo tensión de agua primaria) es un mecanismo de craqueo intergranular en agua primaria borada de alta-pureza a aproximadamente 290-325 grados. Requiere tres condiciones simultáneas: tensión de tracción sostenida, una microestructura susceptible y una exposición prolongada al agua primaria caliente. La aleación 600 es vulnerable porque su contenido relativamente bajo de cromo (14-17%) permite que la película protectora de óxido se rompa localmente y el agotamiento del cromo en los límites de los granos permite que se inicien y crezcan grietas intergranulares.

P: ¿Cuál es la diferencia entre la aleación 600 recocida en fábrica (MA) y tratada térmicamente (TT)?

R: La aleación 600 recocida en fábrica (MA) está recocida en solución-a aproximadamente 900-1000 grados y es el temperamento que sufrió la mayoría de los PWSCC en servicio. La aleación 600 tratada térmicamente (TT) recibe un tratamiento térmico adicional a aproximadamente 700-725 grados durante 10-15 horas que precipita los carburos de cromo a lo largo de los límites de los granos; Esta red de carburo controlada mejora la resistencia del PWSCC (aproximadamente 2-3 veces en comparación con MA 600 en pruebas aceleradas), pero no la hace equivalente a la aleación 690TT.

P: ¿Por qué la industria nuclear cambió de Alloy 600 a Alloy 690?

R: El PWSCC generalizado en los tubos-recocidos en fábrica de aleación 600 obligó a costosos taponamientos, fundas y reemplazo prematuro del generador de vapor. La aleación 690 (UNS N06690) duplica aproximadamente el cromo a 27-31 %, lo que estabiliza la película pasiva y aumenta la resistencia del PWSCC en un factor de mejora de más de 10 en agua primaria. En su forma tratada térmicamente, casi todos los generadores de vapor nuevos y de reemplazo desde finales de la década de 1980 utilizan la aleación 690TT, y hasta la fecha no se han confirmado fallas en los tubos PWSCC.

P: ¿Se sigue utilizando Inconel 600 en algún lugar hoy en día?

R: Sí. Inconel 600 sigue siendo ampliamente utilizado en servicios de alta temperatura no-nucleares-donde destaca su alto contenido de níquel: muflas de hornos, retortas, tubos radiantes y accesorios de tratamiento térmico-con resistencia a la oxidación de aproximadamente 1095 grados (2000 grados F), atmósferas de carburación y nitruración, procesamiento químico y petroquímico, producción cáustica y componentes de turbinas de gas-. Está completamente calificado para aquellas tareas y es económico donde -el SCC acuoso a alta temperatura no es el modo de falla gobernante.

P: ¿Qué otras aleaciones compiten con Inconel 600 para las tuberías de los generadores de vapor?

R: Las tres aleaciones principales para tubos de generadores de vapor son la Aleación 600 (N06600), la Aleación 690 (N06690) y la Aleación 800 (N08800) de grado nuclear (800NG). La aleación 690TT es el estándar mundial moderno debido a su resistencia superior al PWSCC. La aleación 800NG, con una proporción controlada de titanio-a-carbono de al menos 12:1, fue estandarizada por los PWR de Siemens/KWU en Alemania y por los reactores de agua pesada presurizada CANDU posteriores construidos con diseños AECL -, lo que demuestra que la resistencia PWSCC se puede lograr mediante más de una ruta metalúrgica.

P: ¿Cómo verifico los tubos Inconel 600 o 690 de grado nuclear-?

R: Consulte el informe de prueba del material (certificación MTC, EN 10204 3.1 o 3.2, o ASME SB-163): debe indicar la designación UNS (N06600, N06690 o N08800), la composición química, incluidos los límites controlados de cobalto y boro, la condición del tratamiento térmico-(recocido en molino- versus tratado térmicamente), el tamaño del grano, las propiedades mecánicas y el resultados de exámenes no destructivos (corrientes de Foucault y pruebas ultrasónicas). Las especificaciones nucleares también requieren criterios completos de trazabilidad y defectos que rechacen vueltas, uniones, marcas, grietas e inclusiones.

P: ¿La aleación 690 tratada térmicamente aún puede agrietarse?

R: La aleación 690 tratada térmicamente tiene un excelente historial de campo, pero no es absolutamente inmune. Las soldaduras de aleación 690 con metales de aportación de aleación 52/152 pueden ser susceptibles a PWSCC bajo tensión residual alta o defectos de soldadura, y la investigación de ODSCC del lado secundario- continúa en varios países. La conclusión correcta es que 690TT amplía enormemente el margen de seguridad y ha eliminado el PWSCC como el modo de falla dominante-en toda la flota para los tubos en sí - pero la fabricación sólida, el control del estrés- residual y el control de la química del agua- siguen siendo esenciales.