Inconel 600 nell'energia nucleare: selezione dei materiali dei tubi del generatore di vapore ed esperienza di servizio

All'interno di ogni generatore di vapore del reattore ad acqua pressurizzata (PWR) si trovano migliaia di-tubi a pareti sottili - una tipica unità di grandi dimensioni contiene oltre 7.000 U-tubi. Ciascun tubo costituisce un confine di pressione che separa il refrigerante primario radioattivo dal vapore non-radioattivo e l'intero fascio forma la superficie di trasferimento di calore-più grande nel sistema del reattore. Il materiale scelto per questi tubi determina se un impianto funzionerà in modo affidabile per 40-60 anni o dovrà affrontare una sostituzione prematura del generatore di vapore da molti-milioni di dollari.

Per circa due decenni quel materiale è statoInconel 600 (UNS N06600). Si è trattato di una scelta razionale: il suo elevato contenuto di nichel (minimo 72%) lo rendeva immune alla tensocorrosione da cloruri, aveva un'elevata resistenza alle alte-temperature e all'ossidazione e superava in prestazioni gli acciai inossidabili austenitici utilizzati nei primi generatori di vapore. Poi i dati sul campo hanno raccontato una storia diversa. I tubi iniziarono a rompersi dall'interno verso l'esterno e il meccanismo - cracking primario per corrosione da stress idrico (PWSCC) - divenne una delle lezioni materiali più importanti nella storia del nucleare commerciale, portando infine l'industria alla lega 690.

Inconel 600 è un'eccellente lega ad alta-temperatura il cui unico punto debole critico - PWSCC nell'acqua primaria calda e di elevata-purezza - riflette il suo contenuto di cromo relativamente basso (14-17%). Per i nuovi generatori di vapore nucleare, la lega 690TT (27-31% Cr) è ora lo standard globale perché raddoppia all'incirca il cromo e aumenta la resistenza al PWSCC di un fattore di miglioramento superiore a 10. Ma l'Inconel 600 rimane pienamente qualificato e ampiamente utilizzato nei servizi non-nucleari ad alta-temperatura - forni, prodotti chimici e servizi di trattamento termico, dove PWSCC non è lo standard regolatore modalità di fallimento. Scegliere tra di loro è una questione di adattamento della lega all'effettivo meccanismo di corrosione.

Che cos'è l'Inconel 600 e perché è stato selezionato?

Inconel 600 è una lega in soluzione solida di nichel-cromo-ferro-con il 72% minimo di nichel e il 14-17% di cromo. L'elevatissimo contenuto di nichel è la caratteristica chiave del progetto: le matrici di nichel sono immuni alla tensocorrosione da cloruro e non infragiliscono l'idrogeno-come accade con l'acciaio ferritico. Il cromo fornisce l'ossidazione e la resistenza alla corrosione ad alta temperatura. Questa combinazione ha reso 600 il logico aggiornamento dagli acciai inossidabili austenitici quando i generatori di vapore PWR furono progettati alla fine degli anni '60 e '70.

Inconel 600 non è una lega-indurita per precipitazione - ma è un materiale solido-in soluzione-rinforzato, a facce-centrate-cubiche che rimane duttile e resistente in un intervallo di temperature molto ampio, dalle condizioni criogeniche fino al servizio di ossidazione ad alta-temperatura. È facilmente trasformabile in tubi senza saldatura a pareti sottili-, saldati senza trattamento termico post-saldatura e resiste alle atmosfere di cementazione, nitrurazione e ossidazione fino a circa 1095 gradi (2000 gradi F). Queste caratteristiche spiegano perché è stato adottato non solo per i tubi dei reattori, ma anche per gli interni dei forni, gli impianti di trattamento termico-e le apparecchiature per i processi chimici.

[Fonte] ASTM B167 / ASME SB-163 (tubi senza saldatura Inconel 600); ASME SB-166 (barra/asta).

Perché il contenuto di nichel era importante per i progettisti nucleari

I progettisti hanno scelto Inconel 600 per tre ragioni riconducibili tutte al suo elevato contenuto di nichel: immunità alla tensocorrosione da cloruri (un problema per gli acciai inossidabili della serie 300-nei primi generatori di vapore), forti proprietà meccaniche a temperature elevate-e resistenza alle sostanze chimiche caustiche e fosfatiche dell'acqua allora utilizzate sul lato secondario. La modalità di guasto emersa successivamente - PWSCC - è un fenomeno dell'acqua-sul lato primario, di elevata-purezza-e non un problema di cloruro o di corrosione generale, motivo per cui non è stato previsto dai primi test di qualificazione.

Un modo utile per comprendere il compromesso-: Inconel 600 è stato ottimizzato per resistenza alle alte-temperature, resistenza all'ossidazione e immunità al cloruro - il tutto regolato dal suo livello molto elevato di nichel. Ciò per cui non era ottimizzato era la resistenza alle crepe a lungo termine-nell'acqua primaria calda,-purissima e idrogenata. Questo secondo requisito è diventato il fattore determinante della progettazione solo dopo la comparsa del cracking sul campo, ed è governato dal contenuto di cromo - l'elemento Inconel 600 che è il meno importante della sua famiglia.

Proprietà meccaniche e fisiche dell'Inconel 600

Inconel 600 allo stato ricotto fornisce una resistenza alla trazione minima di circa 550 MPa (80 ksi), un carico di snervamento minimo di 240 MPa (35 ksi), un allungamento minimo del 30% e una durezza massima di circa 184 HB. Si tratta di valori di resistenza moderati secondo gli standard delle superleghe, ma il valore reale della lega è la combinazione di resistenza con duttilità, tenacità e resistenza alla corrosione in un ampio intervallo di temperature - proprietà adatte ai tubi dei generatori di vapore a pareti sottili-e ai componenti strutturali ad alta-temperatura.

[Fonte] Scheda tecnica Metalli speciali Inconel 600; ASTM B167, ASME SB-163, ASME SB-166.

Come si comporta l'Inconel 600 alle alte temperature?

Inconel 600 resiste all'ossidazione nell'aria fino a circa 1095 gradi (2000 gradi F) e mantiene la resistenza utile fino a circa 650-815 gradi a seconda del carico e della durata richiesta. Al di sotto di circa 540 gradi è utilizzabile anche in atmosfere riducenti o solforanti. Nei generatori di vapore nucleare, tuttavia, la finestra operativa è molto più bassa - circa 290-325 gradi dell'acqua primaria - ed è la corrosione, non l'ossidazione, a governare le prestazioni in quel caso.

Questa distinzione è importante per la selezione. La reputazione di "alta-temperatura" dell'Inconel 600 deriva principalmente dal servizio di gas e forni, dove una scaglia protettiva di ossido di cromo- (Cr₂O₃) mantiene il metallo intatto. Nel servizio acquoso caldo lo stesso film di ossido è messo alla prova dalla chimica dell'acqua, dallo stato di stress meccanico e dalla condizione metallurgica dei bordi dei grani - un regime completamente diverso. La lezione dell'esperienza nucleare è che una lega può essere eccezionale nel servizio secco ad alta-temperatura ed essere comunque vulnerabile nel servizio acquoso ad alta-temperatura, perché i meccanismi di governo non sono gli stessi.

Esperienza di servizio - I meccanismi di degrado che hanno cambiato il settore

La fessurazione per corrosione da stress idrico primario (PWSCC) è un meccanismo di fessurazione intergranulare che si verifica quando tre condizioni si verificano contemporaneamente: sollecitazione di trazione sostenuta nella parete del tubo (dalla produzione, dall'arrotolamento nella piastra tubiera o dalla piegatura a U-), una microstruttura sensibile e una lunga esposizione all'acqua primaria borata calda a circa 290-325 gradi . La lega 600 era la lega per generatori di vapore più sensibile al PWSCC perché il suo contenuto di cromo al 14-17% non era sufficiente a mantenere intatta la pellicola passiva ed evitare l'impoverimento di cromo ai bordi dei grani. Le crepe iniziano e crescono lungo i confini dei grani dalla superficie interna verso l'esterno.

Il PWSCC è pericoloso proprio perché è lento e nascosto. Un tubo può funzionare per anni prima che appaia un'indicazione misurabile di rottura; nel momento in cui viene rilevato dal test delle correnti parassite, il tubo è già compromesso. L'industria non ha mai trattato questo come un errore di progettazione improvviso - si è trattato di un lento accumulo di dati sul campo che, nel corso degli anni '70 e '80, ha rivelato crepe in una grande parte dei generatori di vapore PWR in funzione e ha costretto i servizi pubblici a costosi programmi di gestione e sostituzione.

• Le posizioni-principali del PWSCC preoccupanti nei generatori di vapore Alloy 600 erano:
• Transizione di espansione del tubo-a-della piastra tubiera - elevata sollecitazione residua da laminazione/espansione.
• Regione della piega a U- - stress residuo elevato dovuto alla piegatura a freddo, in particolare i raggi più stretti.
• Luoghi di ammaccature e ammaccature in cui il danno meccanico ha aumentato lo stress locale.
• Saldare le-zone del tubo interessate dal calore-alla-piastra tubiera e ad altri giunti.

Quali altri meccanismi di degradazione hanno interessato i tubi in lega 600?

Oltre al PWSCC, i tubi del generatore di vapore in lega 600 hanno subito degrado del lato secondario-- cracking da tensocorrosione del diametro esterno-(ODSCC), attacco intergranulare (IGA), SCC caustico, SCC indotto dal piombo-(PbSCC), ammaccature, vaiolature e sfregamento/usura indotti dal flusso-. Questi sono causati dalla chimica dell'acqua del lato secondario-, dall'accumulo di fanghi e dalle condizioni delle fessure sulle piastre di supporto dei tubi - e non dal lato primario. Insieme a PWSCC hanno reso la lega 600 il materiale gestito più attivamente nella flotta di generatori di vapore.

[Fonte] Linee guida per l'esame dei generatori di vapore NRC/EPRI PWR; Schede NRC sul degrado della lega 600 e sulla sostituzione del generatore di vapore.

Quanto era grave il record sul campo - e quale è stata la risposta?

Negli anni '90, in gran parte dei generatori di vapore PWR in funzione erano stati riscontrati cracking dell'acqua primaria-e i servizi di pubblica utilità hanno dovuto affrontare programmi di sostituzione decenni prima del previsto. La risposta immediata è stata il tappo e la guaina dei tubi - mettendo fuori servizio i tubi danneggiati o riparandoli con manicotti saldati. La risposta a lungo-termine è stata la ritubazione o la sostituzione di interi generatori di vapore con tubi in lega 690 trattati termicamente. L'uso dei manicotti ha fatto guadagnare tempo, ma ha aggiunto restrizioni al flusso e oneri di ispezione, mentre un numero sufficiente di tubi ostruiti riduce la capacità di trasferimento di calore del generatore-oltre i limiti economici.

Test di laboratorio accelerati hanno quantificato il divario tra le condizioni della lega e hanno dato al settore la sicurezza necessaria per effettuare il passaggio. In un programma ampiamente citato su campioni di piega a U-invertiti caricati staticamente in acqua primaria a 680 gradi F (360 gradi), la fessurazione è apparsa in circa 300 ore per la lega 600 ricotta in mulino- e in circa 800 ore per la lega trattata termicamente 600 - ma non è stata osservata nella lega 690 trattata termicamente anche dopo 12.000 ore.

Nei test di trazione statica a 680 gradi F, il 600 ricotto in mulino- si è incrinato entro circa 2.900 ore, mentre il 690 trattato termicamente non ha mostrato alcuna fessurazione dopo 7.000 ore. Nei test con vapore accelerato a 760 gradi F, il 600-ricotto in mulino si è rotto entro circa 1.000 ore, mentre il 690 trattato termicamente non ha mostrato crepe dopo 6.000 ore.

[Fonte] Ricerca EPRI riassunta nelle richieste di licenza NRC per generatori di vapore sostitutivi (ad esempio, South Texas Project Unit 1 RSG, lega 690 trattata termicamente, design Westinghouse Delta 94).

Il risultato pratico: un miglioramento delle condizioni della lega-di circa un ordine di grandezza nella resistenza PWSCC (fattore di miglioramento superiore a 10 nell'acqua primaria) è il motivo per cui la lega 690 trattata termicamente è diventata il materiale sostitutivo di riferimento.

Inconel 600-ricotto o trattato termicamente

Il trattamento termico (TT) è un ulteriore ciclo termico controllato - circa 700-725 gradi per 10-15 ore - applicato dopo la normale fase di ricottura/solubilizzazione. Fa precipitare carburi M23C6 ricchi di cromo- lungo i bordi del grano nella lega 690 (e carburi di tipo M7C3- nella lega 600), aumentando la disponibilità di cromo ai bordi del grano e riducendo la zona impoverita di cromo che consente la fessurazione intergranulare. La lega 600 ricotta al mulino (MA) è la tempra che ha sofferto maggiormente il PWSCC in servizio; TT Alloy 600 è significativamente più resistente ma non equivalente a TT Alloy 690.

La sequenza del trattamento termico- è importante tanto quanto la chimica. Per una resistenza SCC ottimale, la lega deve prima essere solubilizzata/ricotta in mulino a una temperatura sufficientemente elevata da mettere tutto il carbonio in soluzione (per la lega 690, al di sopra di circa 1940 gradi F / 1060 gradi), quindi trattata termicamente per far precipitare i carburi ai bordi del grano. La resistenza è massima quando i bordi del grano sono densamente popolati di carburi e la matrice non è sensibilizzata. Questo è il motivo per cui i tubi del generatore di vapore vengono forniti con una condizione di trattamento termico-specificata, non solo con una sostanza chimica.

[Fonte] Documenti di licenza NRC; Atti del workshop EPRI sulla lega 690 trattata termicamente; Kai et al., Ingegneria e progettazione nucleare 144 (1993).

Perché il trattamento termico non salva completamente la lega 600?

Il trattamento termico migliora la Lega 600 ma non può renderla equivalente alla Lega 690, perché le due leghe differiscono per il contenuto di cromo - la variabile fondamentale. Il miglioramento derivante dalla precipitazione del carburo è reale (circa 2-3 volte nei test accelerati), ma con solo il 14-17% di cromo la lega ha ancora una riserva di cromo troppo piccola per mantenere i bordi dei grani protetti per decenni nell'acqua primaria. La lega 690 inizia con quasi il doppio del cromo, quindi i suoi bordi di grano rimangono protetti anche prima del trattamento termico, e la fase TT poi allarga ulteriormente quel margine.

Questa è la lezione metallurgica centrale della storia dell'Inconel 600: i controlli della microstruttura possono migliorare le prestazioni di una lega di un fattore pari a pochi, ma cambiare la chimica fondamentale della lega può cambiare la modalità di cedimento stessa. Per passare da "fessure gestibili" a "guasti PWSCC non confermati", l'industria ha dovuto cambiare la lega, non solo il trattamento termico.

Inconel 600 contro 690 contro 800NG

Tre leghe definiscono la storia dei tubi dei generatori di vapore. La lega 600 (N06600) era il tubo PWR originale ma ha fallito dal PWSCC ed è stato ritirato dal nuovo servizio nucleare critico SCC. La lega 690 (N06690) ha raddoppiato il contenuto di cromo portandolo al 27-31% ed è ora lo standard globale nella forma trattata termicamente, senza guasti confermati ai tubi PWSCC in servizio. La lega 800NG (N08800) è il percorso alternativo, standardizzato dai progetti Siemens/KWU PWR e CANDU, che utilizza un rapporto controllato tra titanio-e-carbonio invece di un alto contenuto di cromo per resistere all'attacco intergranulare. La scelta tra questi è determinata dal design del reattore, dalla chimica secondaria e dai dati operativi accumulati, non da un singolo numero di prestazioni.

[Fonte] ASTM B167/B163/B407/B408; ASME SB-163; Letteratura sui materiali per i generatori di vapore EPRI e NRC.

Quale lega dovresti specificare per i tubi del generatore di vapore?

Per i tubi del generatore di vapore PWR nuovi o sostitutivi, specificare la lega 690 trattata termicamente (UNS N06690). È lo standard globale, ha il record PWSCC più forte ed è supportato da decenni di dati sulle qualifiche. La lega 800NG è la scelta corretta per i progetti di reattori KWU/Siemens e CANDU standardizzati su di essa, dove il suo bilancio di ferro-nichel-cromo corrisponde alla chimica secondaria di tali impianti. La lega 600 non dovrebbe essere specificata per i nuovi tubi nucleari critici per SCC-; rimane appropriato per servizi non-nucleari ad alta-temperatura e per componenti di impianti preesistenti gestiti nell'ambito di un programma di gestione dell'invecchiamento-approvato.

Per gli impianti esistenti con tubi in lega 600, la decisione riguarda il ciclo di vita: continuare l'ispezione avanzata (test con correnti parassite) più tamponamento/manicotto, oppure pianificare la sostituzione del generatore di vapore con 690TT. Il compromesso-è rappresentato dagli oneri di ispezione, dalla limitazione del flusso dovuta a tubi ostruiti e dai tempi di interruzione rispetto al costo di capitale della sostituzione. La maggior parte dei servizi pubblici alla fine ha concluso che la sostituzione con l'Alloy 690TT era l'unica strada duratura.

Regole pratiche di selezione - Abbinamento della lega al compito

Le cinque regole per la selezione delle leghe 600 e 690

• Regola 1Is the failure mode PWSCC in hot (>290 gradi) acqua primaria ad alta-purezza? - Se SÌ, specificare la lega 690TT. È lo standard globale con un fattore di miglioramento superiore a 10 nell'acqua primaria e nessun guasto confermato dei tubi PWSCC.
• Regola 2Il reattore è un modello KWU/Siemens PWR o CANDU (AECL)? - Se SÌ, Alloy 800NG (Ti/C maggiore o uguale a 12:1) è la scelta standardizzata di progettazione- ed è pienamente supportata dai precedenti operativi di quella flotta.
• Regola 3Il servizio è di tipo non-nucleare ad alta-temperatura, ossidazione, cementazione o servizio caustico? - Se SÌ, Inconel 600 è pienamente qualificato, più economico e non è prevista alcuna penalità PWSCC.
• Regola 4È un generatore di vapore Alloy 600 esistente? - Gestiscilo con l'ispezione, i collegamenti e i manicotti migliorati delle correnti parassite; pianificare la sostituzione del 690TT quando la capacità-di trasferimento di calore o la disponibilità diventano limitanti.
• Regola 5Stai specificando una condizione di trattamento termico-? - Specificarlo sempre in modo esplicito (ricotto al mulino- o trattato termicamente). Le prestazioni del PWSCC dipendono tanto dalle condizioni quanto dalla chimica; TT 690 non è lo stesso prodotto di MA 690.

Controllo del cobalto e dose di radiazioni

Nel servizio nucleare, la selezione dei materiali non riguarda solo il cracking - ma riguarda anche il controllo del campo di radiazione. Il cobalto-59, una traccia di impurità naturale, si trasmuta sotto il flusso di neutroni in cobalto-60, un forte emettitore gamma che domina la dose del personale durante le interruzioni di manutenzione. I gradi nucleari della lega 690 bloccano quindi il cobalto a livelli molto bassi (inferiori o uguali allo 0,10%, spesso inferiori o uguali allo 0,05% o 0,02%) e la lega 690 rilascia meno ioni metallici nel refrigerante del reattore rispetto alla lega 600, riducendo l'accumulo di prodotti di corrosione attivati.

Questo è il motivo per cui le specifiche dei tubi dei moderni generatori di vapore limitano strettamente il cobalto, il boro e gli elementi residui e perché il miglioramento della dose di radiazioni viene trattato come un vantaggio nella-selezione dei materiali insieme alla resistenza all'SCC. Per un'azienda di servizi pubblici, una minore quantità di prodotti di corrosione attivati ​​significa una minore dose di interruzione - un vantaggio diretto in termini di sicurezza e costi che si accumula nel corso della vita dell'impianto. Quando si specificano tubi di grado nucleare-, confermare i limiti di cobalto e boro sul rapporto di test dei materiali, non solo la chimica di base.

Domande frequenti

D: Perché è stato scelto l'Inconel 600 per i tubi dei generatori di vapore nucleari?

R: Inconel 600 è stato selezionato negli anni '60-70 perché il suo elevato contenuto di nichel (72% minimo) lo rende immune alla tensocorrosione da cloruri, ha un'elevata resistenza alle alte-temperature e all'ossidazione e resiste alle sostanze chimiche caustiche e fosfatiche secondarie-utilizzate all'epoca. Era più resistente alla corrosione-rispetto agli acciai inossidabili austenitici che sostituiva. La sua successiva debolezza - PWSCC - non fu evidente fino all'accumulo di decenni di dati di servizio.

D: Cos'è il PWSCC e perché influisce sulla lega 600?

R: Il PWSCC (cracking per corrosione da stress dell'acqua primaria) è un meccanismo di cracking intergranulare presente nell'acqua primaria borata di elevata purezza a circa 290-325 gradi. Richiede tre condizioni simultanee: sollecitazione di trazione sostenuta, una microstruttura sensibile e una lunga esposizione all'acqua primaria calda. La lega 600 è vulnerabile perché il suo contenuto di cromo relativamente basso (14-17%) consente alla pellicola protettiva di ossido di rompersi localmente e l'impoverimento di cromo ai bordi dei grani consente l'avvio e la crescita di crepe intergranulari.

D: Qual è la differenza tra la lega 600-ricotta (MA) e quella trattata termicamente (TT)?

R: La lega 600-ricotta (MA) è solubilizzata-ricotta a circa 900-1000 gradi ed è la tempra che ha sofferto maggiormente il PWSCC in servizio. La lega 600 trattata termicamente (TT) subisce un ulteriore trattamento termico a circa 700-725 gradi per 10-15 ore che fa precipitare i carburi di cromo lungo i bordi dei grani; questa rete controllata di carburo migliora la resistenza del PWSCC (circa 2-3 volte rispetto al MA 600 nei test accelerati) ma non lo rende equivalente alla lega 690TT.

D: Perché l'industria nucleare è passata dalla lega 600 alla lega 690?

R: Il diffuso PWSCC nei tubi in lega 600-ricotto in acciaieria ha costretto a ricorrere a costosi collegamenti, manicotti e alla sostituzione prematura del generatore di vapore. La lega 690 (UNS N06690) raddoppia all'incirca il cromo portandolo al 27-31%, stabilizzando il film passivo e aumentando la resistenza al PWSCC di un fattore di miglioramento superiore a 10 nell'acqua primaria. Nella forma trattata termicamente, quasi tutti i generatori di vapore sostitutivi e di nuova costruzione dalla fine degli anni '80 utilizzano la lega 690TT, senza alcun guasto confermato del tubo PWSCC fino ad oggi.

D: Oggi l'Inconel 600 è ancora utilizzato ovunque?

R: Sì. L'Inconel 600 rimane ampiamente utilizzato nei servizi ad alta temperatura non-nucleari- dove il suo elevato contenuto di nichel eccelle: muffole di forni, storte, tubi radianti e dispositivi per il trattamento termico-con resistenza all'ossidazione fino a circa 1095 gradi (2000 gradi F), atmosfere di cementazione e nitrurazione, lavorazioni chimiche e petrolchimiche, produzione caustica e componenti di turbine a gas-. È pienamente qualificato per quei compiti ed è economico in cui l'SCC acquoso ad alta temperatura- non è la modalità di guasto dominante.

D: Quali altre leghe competono con l'Inconel 600 per i tubi dei generatori di vapore?

R: Le tre leghe principali dei tubi del generatore di vapore sono la lega 600 (N06600), la lega 690 (N06690) e la lega 800 (N08800) di grado nucleare (800NG). La lega 690TT è il moderno standard globale grazie alla resistenza PWSCC superiore. La lega 800NG, con un rapporto controllato titanio-e-carbonio di almeno 12:1, è stata standardizzata dai PWR Siemens/KWU in Germania e dai successivi reattori ad acqua pesante pressurizzata CANDU costruiti secondo i progetti AECL - dimostrando che la resistenza PWSCC può essere ottenuta attraverso più di un percorso metallurgico.

D: Come posso verificare i tubi Inconel 600 o 690 di grado nucleare-?

R: Controlla il rapporto del test sui materiali (MTC, EN 10204 3.1 o 3.2 o certificazione ASME SB-163): deve indicare la designazione UNS (N06600, N06690 o N08800), la composizione chimica compresi i limiti controllati di cobalto e boro, la condizione di trattamento termico-(ricotto in mulino- o trattato termicamente), la dimensione del grano, le proprietà meccaniche e il risultati di esami non distruttivi (prove a correnti parassite e ad ultrasuoni). Le specifiche nucleari richiedono inoltre una tracciabilità completa e criteri relativi ai difetti che escludano pieghe, cuciture, segni di usura, crepe e inclusioni.

D: La lega 690 trattata termicamente può ancora rompersi?

R: La lega 690 trattata termicamente ha un eccellente record sul campo, ma non ne è assolutamente immune. Le saldature della lega 690 con metalli d'apporto in lega 52/152 possono essere suscettibili al PWSCC in caso di stress residuo elevato o difetti di saldatura e la ricerca sull'ODSCC sul lato secondario- continua in diversi paesi. La conclusione corretta è che il 690TT amplia notevolmente il margine di sicurezza ed ha eliminato il PWSCC come modalità di guasto dominante a livello di flotta-per i tubi stessi - ma la corretta fabbricazione, il controllo-dello stress residuo e il controllo-della chimica dell'acqua rimangono essenziali.