DNV-OS-F101 برای سیستم‌های خط لوله زیردریایی: الزامات مواد و آزمایش

مقدمه

خرابی خط لوله زیردریایی به قیمت جان انسان ها تمام می شود، محیط دریایی را آلوده می کند و صدها میلیون دلار از دست دادن تولید را به همراه دارد. انتخاب مواد و آزمایش مراحل کیفیت اختیاری نیستند - آنها خط مقدم دفاع هستند. DNV-OS{4}}F101 استاندارد فراساحلی جامعی است که توسط اپراتورها، پیمانکاران EPCI و انجمن های طبقه بندی در سرتاسر جهان برای کنترل طراحی، مواد، ساخت، آزمایش و بهره برداری از سیستم های خط لوله زیردریایی استفاده می شود. این مقاله استاندارد را به طور کامل توضیح می‌دهد - چه چیزی را پوشش می‌دهد، چه مواردی را می‌طلبد، و چگونه در مورد مواد ضد زنگ و آلیاژ نیکل که JN Alloy برای صنایع فراساحلی عرضه می‌کند، اعمال می‌شود.

خطوط لوله زیردریایی هیدروکربن‌ها را از سر چاه‌های زیر دریا به سکوهای دریایی یا پایانه‌های خشکی در فواصل بیش از 100 کیلومتر منتقل می‌کنند. آنها تحت تنش های مکانیکی، حرارتی و شیمیایی همزمان عمل می کنند: فشار داخلی محصول، فشار هیدرواستاتیک خارجی از ستون آب، تنش های بستر دریا ناشی از تخمگذار و دفن، انبساط حرارتی، و محیط های خورنده (H2S، CO2، کلرید). یک خط لوله منفرد ممکن است در معرض آب دریا در دمای 4 درجه سانتیگراد از خارج قرار گیرد در حالی که حامل هیدروکربن 60 درجه سانتیگراد در داخل - در طول عمر طراحی 20 تا 50 ساله است.

DNV-OS-F101 (نسخه کنونی: 2023، قبلاً DNVGL-OS-F101 بعد از ادغام DNV-GL، در اصل DNV-OS-F101 از Det Norske دارای ساختار استاندارد ISO است. 13623. برای خطوط لوله فولادی صلب و بالابرهای مرتبط اعمال می‌شود و مواد را به سه گروه طبقه‌بندی می‌کند: فولادهای کربنی منگنز برای اکثر خطوط لوله، آلیاژهای مقاوم در برابر خوردگی (CRAs) برای سرویس‌های ترش و آب دریا، و لوله‌های روکش‌دار/خط‌دار برای محیط‌های خورنده خاص. هر گروه دارای الزامات صلاحیت مواد، آزمایش و مستندات متمایز است.

[منبع] DNV-OS-F101:2023, Submarine Pipeline Systems. ISO 13623:2017، صنایع نفت و گاز طبیعی - سیستم های حمل و نقل خط لوله.

محدوده و ساختار DNV-OS-F101

[منبع] DNV-OS-F101:2023 فهرست مطالب. وب سایت DNV.

سه گروه مواد تحت DNV-OS-F101

فولادهای کربن منگنز (C{0}}Mn) تقریباً 95٪ از کل کیلومترهای خط لوله زیردریایی را تشکیل می دهند. آنها توسط API 5L (PSL 2 برای فراساحل) با الزامات تکمیلی DNV مشخص شده اند. لوله می تواند بدون درز (SMLS) یا جوشی (HFW, UOE) باشد. انتخاب فرآیند تولید بر چقرمگی HAZ و مقاومت SSC در سرویس ترش تأثیر می گذارد.

For standard offshore pipelines (no H2S), DNV-OS-F101 accepts API 5L Grade X42 through X80, PSL 2, as the base material specification. The DNV supplement adds requirements for Charpy absorbed energy (minimum 40 J transverse, or CTOD >= 0.15 میلی‌متر در دمای طراحی)، حداکثر محتوای S (< 0.003% for longitudinal seam welds in HFW pipe), and hardness limits (max 250 HV in weld HAZ for sour service).

[منبع] API 5L:2022 (46th Edition) PSL 2; DNV{4}}OS{5}}F101:2023 جدول 5-1.

فولادهای سرویس ترش (فولادهای H2S-مقاوم C-Mn)

هنگامی که سیال خط لوله حاوی H2S بالاتر از آستانه فشار جزئی تعریف شده در NACE MR0175 / ISO 15156{3}}3 باشد، خط لوله وارد "سرویس ترش" می شود که به موادی نیاز دارد که در برابر ترک استرس سولفیدی (SSC) و ترک ناشی از هیدروژن (HIC) مقاوم باشند. DNV-OS-F101 الزام می‌کند که خطوط لوله خدمات ترش از فولادهای C-Mn با پسوند "M" (به عنوان مثال، X52M، X65M) از API 5L PSL 2 استفاده کنند که دارای شیمی کنترل‌شده، سختی کم، و آزمایش HIC و SSC مستند هستند.

برای خطوط لوله خدمات ترش تحت DNV-OS-F101: فولاد باید API 5L PSL 2 با پسوند M- باشد (به عنوان مثال، X52M تا X80M). حداکثر سختی در جوش HAZ 250 HV (Vickers) در NACE MR0175 / ISO 15156-3 است. تست HIC در NACE TM0284 با CLR<= 15%, CTR <= 2%, and CSR <= 0.5% is required for the base metal, weld, and HAZ. SSC testing per NACE TM0177 Method A at 80% SMYS minimum is required. S content must be <= 0.003% (ultra-low sulfur) for HIC resistance.

آلیاژهای مقاوم در برابر خوردگی (CRA) - فولادهای زنگ نزن و آلیاژهای نیکل

CRAها -فولادهای ضد زنگ و آلیاژهای نیکل- زمانی مشخص می‌شوند که سیال برای فولاد کربنی بیش از حد خورنده باشد، زمانی که خدمات آب دریا به مقاومت کلرید نیاز دارد، یا زمانی که دمای عملیاتی از حد مجاز فولاد کربنی فراتر می‌رود. DNV-OS-F101 درجه های خاص CRA را الزامی نمی کند. در عوض، معیارهای عملکرد (PREN، شیمی، خواص مکانیکی) را تعیین می کند و برای هر برنامه CRA نیاز به آزمایش صلاحیت دارد.

[منبع] DNV-OS-F101:2023 Sec. 5؛ PREN=Cr + 3.3xMo + 16xN (مقادیر اسمی، PREN واقعی براساس شیمی متفاوت است).

نکته کلیدی:برای فولادهای زنگ نزن آستنیتی و آلیاژهای نیکل تحت DNV-OS-F101، هیچ "درجه تایید شده DNV- وجود ندارد." در عوض، طراح آلیاژ را بر اساس معیار PREN انتخاب می کند و آن را با آزمایش صلاحیت مواد تأیید می کند. این ماده باید با قابلیت ردیابی کامل (تعداد حرارتی، شیمی، نتایج آزمایش مکانیکی) بر روی یک گواهینامه آزمون آسیاب EN 10204 3.1 ارائه شود.

الزامات دارایی مکانیکی توسط گروه مواد

[منبع] DNV-OS-F101:2023 Sec. 5؛ API 5L:2022 PSL 2; ASTM A240/A480.

الزامات ضخامت دیوار و محدودیت های D/t

DNV-OS{1}}F101 بر اساس شرایط طراحی، محدودیت‌هایی را برای نسبت قطر-به-ضخامت (D/t) تعیین می‌کند. لوله های D/t بالا در هنگام نصب (S{6}}lay, J-) و شرایط عملیاتی تحت بارهای خمشی بیشتر مستعد کمانش موضعی هستند.

تحت DNV-OS-F101: برای خطوط لوله زیردریایی با D<= 168.3 mm, the D/t limit is 30 for normal pressure design and 20 for combined pressure and bending. For D > 168.3 mm, buckling calculations per DNV-RP-F110 govern. The minimum fabrication test pressure is 1.25x the design pressure for new pipelines. Deepwater pipelines (water depth > 500 m) require additional collapse pressure analysis accounting for hydrostatic pressure and residual fabrication stress.

[منبع] DNV-OS-F101:2023 Sec. 5 / برنامه. محاسبات فروپاشی. DNV-RP-F110.

الزامات اتصال جوش: استحکام و سختی

جوش دور ضعیف ترین نقطه در هر خط لوله زیردریایی است. DNV-OS-F101 الزامات کارایی اتصال جوش را تعیین می‌کند: جوش باید حداقل SMYS بدنه لوله در فلز جوش و HAZ را بدست آورد. برای سرویس ترش، حداکثر سختی ویکرز HAZ 250 HV است که توسط DNV و NACE MR0175 / ISO 15156-3 اعمال می شود.

[منبع] DNV-OS-F101:2023 Sec. 5؛ NACE MR0175 / ISO 15156-3:2020؛ API 1104; ASME IX.

الزامات تست خدمات ترش

سولفید هیدروژن (H2S) عامل اصلی خرابی مواد سرویس ترش است. در فشارهای جزئی بالاتر از تقریباً 0.3 کیلو پاسکال (0.05 psi)، H2S به یون‌های HS{5}} و S2- تجزیه می‌شود که جذب هیدروژن را در فولاد تقویت می‌کند و باعث دو حالت شکست متمایز می‌شود: ترک استرس سولفیدی (SSC) و ترک ناشی از هیدروژن (HIC). هیچ کدام در خطوط لوله سرویس شیرین رخ نمی دهد، به همین دلیل است که خطوط لوله خدمات ترش نیاز به آزمایش اختصاصی فراتر از آزمایش مکانیکی استاندارد دارند.

آزمایش ترک ناشی از هیدروژن (HIC) - NACE TM0284

HIC فولاد (فلز پایه، جوش، و HAZ) را از نظر حساسیت به تاول زدن و ترک‌خوردگی مرحله‌ای ناشی از تشکیل حباب‌های هیدروژن در اجزای غیرفلزی (MnS، آلومینا) تحت قرار گرفتن در معرض H2S آزمایش می‌کند. آزمایش یک نمونه را در محلول NACE A (5٪ NaCl + 0.5٪ اسید استیک، اشباع شده با H2S) در دمای اتاق به مدت 96 ساعت غوطه ور می کند.

معیارهای پذیرش DNV-OS-F101 برای HIC تحت سرویس ترش: نسبت طول ترک (CLR)<= 15%; Crack Thickness Ratio (CTR) <= 2%; Crack Sensitivity Ratio (CSR) <= 0.5%. Ultra-low sulfur steels (<= 0.002% S) with controlled MnS morphology (calcium treatment) can achieve near-zero HIC results. JN Alloy supplies HIC-tested C-Mn steels for sour service pipeline projects.

[منبع] NACE TM0284-2016 + مورد A:2022، ارزیابی فولادهای لوله‌کشی و مخازن تحت فشار برای مقاومت در برابر هیدروژن-ترک‌های ناشی از آن. DNV-OS-F101:2023.

آزمایش ترک استرس سولفید (SSC) - NACE TM0177

آزمایش SSC حساسیت فولاد به ترک خوردگی تحت تنش کششی در محیط‌های حاوی H2S{1}}را ارزیابی می‌کند. نمونه خم چهار نقطه تا سطح تنش هدف (معمولاً 80% SMYS یا تنش طراحی واقعی) بارگذاری می‌شود و در محلول NACE A (H2S{6}}اشباع شده) در دمای طراحی به مدت 720 ساعت غوطه‌ور می‌شود.

DNV-OS-F101 acceptance for SSC: The specimen must not fracture at the specified stress level. Typically tested at 80% SMYS minimum for PSL 2 sour service steels. Inconel 625 (UNS N06625) and other nickel alloys with Ni >= 58% ذاتاً SSC-بر اساس NACE MR0175 / ISO 15156-3 ایمنی دارند و نیازی به آزمایش SSC ندارند - یک مزیت عمده برای لوله‌کشی سر چاه گاز ترش در آب‌های عمیق. فولادهای ضد زنگ (316L، دوبلکس) نیز برای SSC آزمایش می شوند اگر برای سرویس ترش مشخص شده باشند.

[منبع] NACE TM0177-2017 Method A (Four-Point Bend); NACE MR0175 / ISO 15156-3:2020.

چگونه DNV-OS-F101 شدت سرویس را طبقه‌بندی می‌کند

[منبع] DNV-OS-F101:2023 جدول 5-2 / پیوست A. جدول 1 NACE MR0175 / ISO 15156-3:2020.

تست خوردگی برای مواد CRA

برای خطوط لوله CRA که در معرض آب دریا (خوردگی خارجی) یا آب تولید شده (خوردگی داخلی) قرار دارند، DNV{0}}OS-F101 از شماره معادله مقاومت حفره‌ای (PREN) به عنوان اولین-معیار غربالگری استفاده می‌کند. PREN به صورت زیر محاسبه می شود: PREN=Cr + 3.3 x Mo + 16 x N (+ تصحیح W برای برخی نمرات). PREN بالاتر نشان‌دهنده مقاومت بیشتر در برابر خوردگی حفره‌ای و شکاف ناشی از کلرید در آب دریا و سیالات تولید شده غنی از کلرید{11}در میدان‌های فراساحلی است.

DNV-OS-F101 حداقل مقدار PREN را برای همه خطوط لوله CRA الزامی نمی‌کند - از طراح می‌خواهد که آلیاژ انتخابی را برای غلظت و دمای کلر خاص توجیه کند. به عنوان یک دستورالعمل عملی: آب دریا در<= 30 deg C: PREN >= 30 is typically acceptable for 316L (PREN ~24) at high velocity; PREN >= 35 recommended. Seawater at 30-80 deg C: PREN >= 40 required (254 SMO or 2205 duplex minimum). High-temperature process fluid + high Cl-: PREN >= 42 مورد نیاز است (Inconel 625 یا بهتر). HCl غلیظ یا گوگرد عنصری: Hastelloy C-276 (PREN ~ 52) مورد نیاز است.

آزمایش دمای حفره بحرانی (CPT) - ASTM G150

در حالی که PREN یک محاسبه تئوری است، آزمایش CPT (ASTM G150) دمای شروع حفره های اندازه گیری شده واقعی را در محلول FeCl3 6٪ ارائه می دهد. این امر به ویژه برای فولادهای ضد زنگ دوبلکس و آلیاژهای نیکل که ممکن است محاسبات PREN به طور کامل از مزایای نیتروژن و تنگستن استفاده نکند بسیار مهم است.

[منبع] روش تست استاندارد ASTM G150-18 برای آزمایش دمای حفره‌های بحرانی الکتروشیمیایی. داده های PREN/CPT بین المللی هاینز.

PREN در مقابل CPT: وقتی آنها از هم جدا می شوند - و چرا CPT مهم است

فرمول PREN (Cr + 3.3Mo + 16N) تنگستن (W) را در نظر نمی‌گیرد، که به طور قابل توجهی مقاومت حفره‌ای را در آلیاژهای نیکل مانند Hastelloy C-276 (W=3-4.5%) افزایش می‌دهد. فرمول کاملتر PREN برای آلیاژهای دارای W این است: PRENw=Cr + 3.3 x Mo + 16 x N + W. با استفاده از این فرمول: Hastelloy C-276 PRENw=14.5 + 3.3x16 + 0 + 3.75=~71 را به دست می‌آورد که بسیار بیشتر از PREN اسمی ~5 است. این توضیح می دهد که چرا C-276 از PREN اسمی خود در محیط های کلرید غلیظ و اسیدی بهتر عمل می کند. همیشه از داده های CPT (ASTM G150) برای انتخاب مواد نهایی در خدمات مهم دریایی استفاده کنید.

تست هیدرواستاتیک و تست فشار در سرویس

هر خط لوله زیردریایی باید قبل از راه اندازی آزمایش فشار هیدرواستاتیک (آب) را پشت سر بگذارد. DNV-OS{2}}F101 حداقل فشار تست را بالاتر از (الف) 1.25 x فشار طراحی (DP) یا (ب) فشار مورد نیاز برای نشان دادن اینکه تنش حلقه در فشار آزمایش از 95 درصد SMYS تجاوز نمی‌کند، تنظیم می‌کند. برای آزمایش-سرویس (باز-)، حداقل به 1.1 x DP کاهش می یابد. آزمایش باید برای مدت زمان کافی برای نشان دادن یکپارچگی بدون نشتی حفظ شود، معمولاً 4 تا 24 ساعت بسته به طول خط لوله و مشخصات پروژه.

[منبع] DNV-OS-F101:2023 Sec. 11 (تست فشار). ASME B31.4 / B31.8 همانطور که اشاره شد.

چرا آب، نه هوا یا گاز، برای آزمایش هیدروژن؟

DNV-OS{1}}F101 آزمایش هیدرواستاتیک با آب (نه هوا یا گاز فشرده) را به دلایل ایمنی و عملی الزامی می‌کند: آب تراکم‌ناپذیر است، بنابراین پارگی خط لوله انرژی بسیار کمتری نسبت به پارگی خط لوله گاز آزاد می‌کند و خطر آسیب ثانویه در طول آزمایش را کاهش می‌دهد. آب همچنین تشخیص نشت بهتری را ارائه می دهد - حتی یک نشت کوچک در آب قابل مشاهده است، در حالی که نشت گاز می تواند بی صدا و نامرئی باشد. برای خطوط لوله دریایی، معمولاً از آب دریا برای هیدروتست اولیه (بعد از نصب منیفولد هیدروتست) استفاده می‌شود که پس از آن آب‌گیری و خشک‌کردن با فوم PIG یا نیتروژن قبل از راه‌اندازی انجام می‌شود.

نکته خوردگی:پس از آزمایش هیدرولیک با آب دریا، خط لوله باید به طور کامل آبگیری و خشک شود (تا -20 درجه سانتیگراد نقطه شبنم یا بهتر) قبل از معرفی سیال تولیدی. کلرید آب دریا باقیمانده باعث خوردگی حفره ای در فولاد کربنی می شود و می تواند باعث خوردگی زیر رسوبی در CRA شود.

سوالات متداول

نسخه فعلی DNV-OS-F101:2023 است. استاندارد توسط DNV حفظ می شود و تقریباً هر 5 سال یکبار به روز می شود و اصلاحات موقت در صورت نیاز منتشر می شود. DNV همچنین یک سند تلفیقی "اصلاحات و اصلاحات" را بین نسخه ها منتشر می کند. پروژه ها باید از جریان ویرایش در زمان قرارداد استفاده کنند، مگر اینکه بین اپراتور و انجمن طبقه بندی توافق دیگری صورت گرفته باشد. نسخه 2023 شامل معیارهای طراحی HPHT به روز شده، معیارهای پذیرش مکانیک شکست اصلاح شده (همراستا با DNV-RP-C203) و الزامات صلاحیت مواد CRA روشن شده است.

Q2: آیا می توانم از API 5L X65 PSL 2 به جای الزامات تکمیلی DNV-OS-F101 استفاده کنم؟

API 5L PSL 2 به تنهایی کافی نیست. DNV-OS{4}}F101 مکمل API 5L با الزامات اضافی: حداقل انرژی ضربه Charpy (40 J عرضی)، محدودیت‌های سختی برای سرویس ترش (250 HV HAZ)، کنترل‌های شیمی (S)<= 0.003% for HIC resistance), NDT acceptance criteria, and documentation requirements. For offshore pipeline classification with DNV, the DNV supplement is mandatory. API 5L provides the base material specification; DNV-OS-F101 provides the performance and qualification framework.

Q3: تفاوت بین PSL 2 و PSL 3 تحت DNV-OS-F101 چیست؟

PSL (سطح مشخصات محصول) در API 5L تعریف شده است، اما DNV-OS-F101 مشخص می‌کند که کدام PSL بر اساس شدت خط لوله اعمال می‌شود: PSL 2 حداقل برای خطوط لوله استاندارد فراساحلی است. PSL 3 برای: خدمات ترش (H2S موجود)، خطوط لوله آب عمیق (عمق آب > 500 متر)، مزارع HPHT و خطوط لوله در مناطق حساس به محیط زیست مورد نیاز است. PSL 3 می‌افزاید: تلرانس‌های شیمی و خواص مکانیکی سخت‌تر، معیارهای پذیرش NDT دقیق‌تر، آزمایش CTOD اتصالات جوش،{11}}بازرسی شخص ثالث (نوع 3.2 MTC)، و محاسبات طراحی مکانیک شکست در هر DNV{13}RP2{03}.

Q4: چه زمانی یک خط لوله زیردریایی به جای فولاد کربنی به فولاد ضد زنگ یا آلیاژ نیکل نیاز دارد؟

سه شرط مشخصات CRA را هدایت می کند: (1) سرویس ترش - زمانی که فشار جزئی H2S از آستانه فراتر رود (تقریباً 0.05 کیلو پاسکال)، فولاد کربنی با آزمایش H2S (X52M+) حداقل است، اما برای خدمات شدید ترش، لوله پوشیده شده Inconel 625 یا CRA{8} مورد نیاز است. (2) کلرید بالا - هنگامی که کلرید آب تولید شده از حدود 30000 پی پی ام در دمای بالاتر از 30 درجه سانتیگراد فراتر رود، 316 لیتر یا ضد زنگ دوبلکس مورد نیاز است. (3) دمای بالا - حداکثر دمای سرویس فولاد کربنی تقریباً 300 درجه سانتیگراد (محدود شده توسط خزش) است که بالاتر از آن 321/347 ضد زنگ یا Inconel 625 مورد نیاز است. آلیاژ خاص توسط طراح خط لوله بر اساس ترکیب سیال، دما، فشار و عمر طراحی انتخاب می شود.

Q5: چه حد سختی برای HAZ یک جوش دور در سرویس ترش اعمال می شود؟

DNV-OS-F101 حداکثر سختی ویکرز 250 HV را در HAZ جوش برای همه خطوط لوله خدمات ترش تعیین می کند. این هم توسط استاندارد و هم توسط NACE MR0175 / ISO 15156{10}}3 اعمال می‌شود. اندازه گیری در 0.5 میلی متر از خط همجوشی و در چندین مکان در اطراف محیط جوش انجام می شود. بیش از 250 HV در HAZ به PWHT (عملیات حرارتی پس از جوشکاری در حدود 600-650 درجه سانتیگراد برای فولاد کربنی) برای کاهش سختی و به دنبال آن آزمایش سختی مجدد برای تأیید انطباق نیاز دارد.

Q6: DNV-OS-F101 چگونه با پوشش وزنی بتن در خطوط لوله زیردریایی برخورد می‌کند؟

خطوط لوله زیردریایی تقریباً به طور جهانی با پوشش وزنی بتنی (CWC) برای دستیابی به شناوری خنثی یا اندکی منفی - ارائه می‌شوند تا اطمینان حاصل شود که خط لوله به طور ایمن بر روی بستر دریا و بدون خطر شناور شدن قرار دارد. DNV-OS{3}}F101 حداقل چگالی مخلوط بتن را مشخص می‌کند (معمولاً 2400-3000 کیلوگرم بر متر مکعب، که چگالی پوششی 1.5-2.5 برابر چگالی آب دریا ایجاد می‌کند) و حداقل ضخامت پوشش هیدرواستاتیک به collas. پوشش بتن معمولاً توسط آسیاب لوله یا کارخانه پوشش اختصاصی قبل از حمل و نقل به مخزن تخمگذار اعمال می شود و نباید OD لوله را فراتر از تلورانس های مشخص شده در جدول 7-1 DNV-OS-F101 کاهش دهد.

Q7: چه الزامات PMI برای مواد CRA فراساحلی تحت DNV-OS-F101 اعمال می‌شود؟

DNV-OS-F101 به آزمایش 100٪ PMI (شناسایی مواد مثبت) با استفاده از طیف‌سنجی فلورسانس اشعه ایکس (XRF) برای همه مواد CRA: 316L، 321، 347، دوبلکس استنلس (22075، 22075، فوق‌العاده استنلس)، a. و آلیاژهای نیکل (Inconel 625, 825, Hastelloy C-276, Monel 400). PMI همچنین برای فولادهای کربنی سرویس ترش اجباری است تا تأیید کند که درجه صحیح (مثلاً X52M) به جای یک گرید استاندارد بدون مقاومت H2S ارائه شده است. گزارش PMI (نمایش ترکیب عنصری در نقاط آزمایش) باید با EN 10204 3.1 MTC همراه باشد. آلیاژ JN 100٪ PMI را در تمام عرضه های دریایی CRA فراهم می کند.

Q8: چه آزمایش مکانیک شکست برای خطوط لوله دریایی PSL 3 مورد نیاز است؟

PSL 3 pipelines under DNV-OS-F101 require fracture mechanics acceptance criteria based on CTOD (Crack Tip Opening Displacement) testing per BS 7448 or ISO 15653. The pipeline designer calculates the maximum allowable defect sizes from the CTOD toughness data using DNV-RP-C203. For the base metal: minimum CTOD >= 0.15 میلی متر در دمای طراحی یک نیاز معمولی پروژه است. برای جوش‌های دور: معمولاً آزمایش CTOD فلز جوش و HAZ در دمای طراحی و در -20 درجه سانتی‌گراد (برای شبیه‌سازی کمترین دما در طول آزمایش هیدرولیکی) مشخص می‌شود. زمانی که داده‌های CTOD برای خطوط لوله با دیواره نازک‌تر (دیوار کمتر از 15 میلی‌متر) در دسترس نباشد، از آزمایش بریدگی Charpy V به عنوان جایگزین استفاده می‌شود.

Q9: چگونه JN Alloy از پروژه های خط لوله DNV-OS-F101 پشتیبانی می کند؟

آلیاژ JN مواد مورد نیاز مواد DNV-OS-F101 را برای پروژه‌های خط لوله زیردریایی در سطح جهان تامین می‌کند: (1) API 5L PSL 2 linepipe فولاد کربنی (X42M تا X80M) با EN 10204 3.1 MTC. (2) فلنج‌ها، اتصالات و فورجینگ‌های CRA در 316L، 2205 duplex، Inconel 625، و Hastelloy C{22}}276 با قابلیت ردیابی کامل و گواهی PMI. (3) پوشش جوش و مواد مصرفی ساخت (ERNiCrMo-3، سیم پرکننده ER316L) برای پوشش جوش CRA؛ (4) اسناد: EN 10204 3.1 MTC، نامه‌های مطابقت NACE MR0175/ISO 15156-3، گزارش‌های PMI، و هماهنگی بازرسی شخص ثالث. مخاطب: jnalloy123@gmail.com یا +86 193 3990 0211.