DNV-OS-F101 dành cho Hệ thống đường ống dưới biển: Yêu cầu về vật liệu và thử nghiệm

Giới thiệu

Một sự cố đường ống dẫn dầu dưới biển gây thiệt hại về nhân mạng, gây ô nhiễm môi trường biển và gây tổn thất sản xuất hàng trăm triệu đô la. Lựa chọn và thử nghiệm vật liệu không phải là các bước chất lượng tùy chọn - chúng là tuyến phòng thủ đầu tiên. DNV-OS-F101 là tiêu chuẩn ngoài khơi toàn diện được các nhà khai thác, nhà thầu EPCI và tổ chức phân cấp trên toàn thế giới sử dụng để quản lý thiết kế, vật liệu, chế tạo, thử nghiệm và vận hành hệ thống đường ống dưới biển. Bài viết này giải thích đầy đủ - tiêu chuẩn bao gồm những gì, yêu cầu gì và cách áp dụng cho vật liệu hợp kim không gỉ và niken mà JN Alloy cung cấp cho ngành công nghiệp ngoài khơi.

Các đường ống dưới biển vận chuyển hydrocarbon từ các đầu giếng dưới biển đến các giàn khoan ngoài khơi hoặc các bến trên bờ qua khoảng cách có thể vượt quá 100 km. Chúng hoạt động dưới các áp lực cơ học, nhiệt và hóa học đồng thời: áp suất bên trong từ sản phẩm, áp suất thủy tĩnh bên ngoài từ cột nước, ứng suất dưới đáy biển do đặt và chôn lấp, giãn nở nhiệt và môi trường ăn mòn (H2S, CO2, clorua). Một đường ống đơn lẻ có thể tiếp xúc với nước biển ở nhiệt độ 4 độ C ở bên ngoài trong khi mang hydrocarbon 60 độ C ở bên trong - trong suốt tuổi thọ thiết kế từ 20 đến 50 năm.

DNV-OS-F101 (phiên bản hiện tại: 2023, trước đây là DNVGL-OS-F101 sau khi sáp nhập DNV-GL, ban đầu là DNV-OS-F101 từ Det Norske Veritas) được cấu trúc như một tiêu chuẩn toàn bộ vòng đời hài hòa với ISO 13623. Tiêu chuẩn này áp dụng cho các đường ống thép cứng và các thiết bị liên quan ống đứng và nó phân loại vật liệu thành ba nhóm: thép mangan cacbon cho phần lớn các đường ống, Hợp kim chống ăn mòn (CRA) cho dịch vụ chua và nước biển, và ống bọc/lót cho các môi trường ăn mòn cụ thể. Mỗi nhóm có các yêu cầu về chất lượng, thử nghiệm và tài liệu riêng biệt.

[Nguồn] DNV-OS-F101:2023, Hệ thống đường ống dưới biển; ISO 13623:2017, Ngành dầu khí và khí tự nhiên - Hệ thống vận chuyển đường ống.

Phạm vi và cấu trúc của DNV-OS-F101

[Nguồn] DNV-OS-F101:2023 Mục lục; Trang web của DNV.

Ba nhóm vật liệu trong DNV-OS-F101

Thép cacbon mangan (C{0}}Mn) chiếm khoảng 95% tổng số km đường ống dưới biển. Chúng được chỉ định bởi API 5L (PSL 2 dành cho nước ngoài) với các yêu cầu bổ sung của DNV. Ống có thể liền mạch (SMLS) hoặc hàn (HFW, UOE). Việc lựa chọn quy trình sản xuất ảnh hưởng đến độ bền HAZ và khả năng chống SSC trong dịch vụ chua.

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 mm ở nhiệt độ thiết kế), hàm lượng S tối đa (< 0.003% for longitudinal seam welds in HFW pipe), and hardness limits (max 250 HV in weld HAZ for sour service).

[Nguồn] API 5L:2022 (Phiên bản thứ 46) PSL 2; DNV-OS-F101:2023 Bảng 5-1.

Thép chịu mài mòn (Thép chịu H2S-C-Mn)

Khi chất lỏng trong đường ống chứa H2S trên ngưỡng áp suất riêng phần được xác định trong NACE MR0175 / ISO 15156-3, đường ống đi vào "dịch vụ chua" - yêu cầu vật liệu chống lại vết nứt do ứng suất sunfua (SSC) và vết nứt do hydro gây ra (HIC). DNV-OS-F101 yêu cầu đường ống dịch vụ chua sử dụng thép C-Mn có hậu tố "M" (ví dụ: X52M, X65M) từ API 5L PSL 2, loại thép này có tính chất hóa học được kiểm soát, độ cứng thấp và đã được ghi lại thử nghiệm HIC và SSC.

Đối với đường ống dịch vụ chua trong DNV-OS-F101: Thép phải là API 5L PSL 2 có hậu tố M- (ví dụ: X52M đến X80M). Độ cứng tối đa trong mối hàn HAZ là 250 HV (Vickers) theo NACE MR0175 / ISO 15156-3. Thử nghiệm HIC trên NACE TM0284 với 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.

Hợp kim chống ăn mòn (CRA) - Thép không gỉ và hợp kim niken

CRA -thép không gỉ và hợp kim niken- được chỉ định khi chất lỏng có tính ăn mòn quá cao đối với thép cacbon, khi dịch vụ nước biển yêu cầu khả năng chống clorua hoặc khi nhiệt độ vận hành vượt quá giới hạn của thép cacbon. DNV-OS-F101 không yêu cầu cấp CRA cụ thể; thay vào đó, nó đặt ra các tiêu chí hiệu suất (PREN, hóa học, tính chất cơ học) và yêu cầu kiểm tra trình độ chuyên môn cho từng ứng dụng CRA.

[Nguồn] DNV-OS-F101:2023 Giây. 5; PREN=Cr + 3.3xMo + 16xN (giá trị danh nghĩa, PREN thực tế thay đổi tùy theo hóa học).

ĐIỂM CHÍNH:Đối với thép không gỉ austenit và hợp kim niken theo DNV-OS-F101, không có "cấp được phê duyệt DNV-duy nhất". Thay vào đó, nhà thiết kế chọn hợp kim dựa trên tiêu chí PREN và xác nhận nó bằng thử nghiệm chất lượng vật liệu. Vật liệu phải được cung cấp đầy đủ khả năng truy xuất nguồn gốc (số nhiệt, thành phần hóa học, kết quả thử nghiệm cơ học) trên Chứng chỉ Thử nghiệm Nhà máy EN 10204 3.1.

Yêu cầu về đặc tính cơ học theo nhóm vật liệu

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

Yêu cầu về độ dày của tường và giới hạn D/t

DNV-OS-F101 đặt giới hạn về tỷ lệ Đường kính-đến-Độ dày (D/t) dựa trên điều kiện thiết kế. Ống D/t cao dễ bị mất ổn định cục bộ hơn dưới tải trọng uốn trong quá trình lắp đặt (S-lay, J-lay) và các điều kiện vận hành.

Theo DNV-OS-F101: Đối với các đường ống ngầm dưới biển có 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.

[Nguồn] DNV-OS-F101:2023 Giây. 5 / App. Tính toán sụp đổ; DNV-RP-F110.

Yêu cầu chung về mối hàn: Độ bền và độ cứng

Mối hàn chu vi là điểm yếu nhất trong bất kỳ đường ống ngầm nào. DNV-OS-F101 đặt ra các yêu cầu về hiệu quả của mối hàn: mối hàn phải đạt ít nhất SMYS của thân ống trong kim loại mối hàn và HAZ. Đối với dịch vụ chua, độ cứng Vickers tối đa của HAZ là 250 HV, được thực thi bởi cả DNV và NACE MR0175 / ISO 15156-3.

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

Yêu cầu kiểm tra dịch vụ chua

Hydrogen Sulfide (H2S) là nguyên nhân chính dẫn đến hư hỏng vật liệu dịch vụ chua. Ở áp suất riêng phần trên khoảng 0,3 kPa (0,05 psi), H2S phân ly thành các ion HS- và S2- thúc đẩy sự hấp thụ hydro vào thép, gây ra hai dạng hư hỏng riêng biệt: Nứt do ứng suất sunfua (SSC) và Nứt do hydro (HIC). Điều này không xảy ra trong đường ống dịch vụ ngọt, đó là lý do tại sao đường ống dịch vụ chua yêu cầu thử nghiệm chuyên dụng ngoài thử nghiệm cơ học tiêu chuẩn.

Thử nghiệm vết nứt do hydro gây ra (HIC) - NACE TM0284

HIC kiểm tra khả năng dễ bị phồng rộp và nứt từng bước của thép (kim loại cơ bản, mối hàn và HAZ) do bong bóng hydro hình thành ở các tạp chất phi kim loại (MnS, alumina) khi tiếp xúc với H2S. Thử nghiệm ngâm mẫu thử trong Dung dịch NACE A (5% NaCl + 0.5% axit axetic, bão hòa H2S) ở nhiệt độ phòng trong 96 giờ.

Tiêu chí chấp nhận DNV-OS{1}}F101 cho HIC trong dịch vụ chua: Tỷ lệ chiều dài vết nứt (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.

[Nguồn] NACE TM0284-2016 + Mục A:2022, Đánh giá thép đường ống và thép bình chịu áp lực về khả năng chống lại hydro-Nứt gây ra; DNV-OS-F101:2023.

Thử nghiệm nứt ứng suất sunfua (SSC) - NACE TM0177

Thử nghiệm SSC đánh giá khả năng bị nứt của thép dưới ứng suất kéo trong môi trường chứa H2S{1}}. Mẫu uốn bốn điểm-được tải đến mức ứng suất mong muốn (thường là 80% SMYS hoặc ứng suất thiết kế thực tế) và ngâm trong Giải pháp NACE A (H2S{6}}bão hòa) ở nhiệt độ thiết kế trong 720 giờ.

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% vốn đã là SSC-miễn dịch theo NACE MR0175 / ISO 15156-3 và không yêu cầu thử nghiệm SSC - một lợi thế lớn cho đường ống đầu giếng khí chua nước sâu. Thép không gỉ (316L, song công) cũng được kiểm tra SSC nếu được chỉ định cho dịch vụ chua.

[Nguồn] NACE TM0177-2017 Phương pháp A (Uốn cong bốn điểm); NACE MR0175 / ISO 15156-3:2020.

Cách DNV-OS-F101 phân loại mức độ nghiêm trọng của dịch vụ chua

[Nguồn] DNV-OS-F101:2023 Bảng 5-2 / Phụ lục A; NACE MR0175 / ISO 15156-3:2020 Bảng 1.

Kiểm tra ăn mòn cho vật liệu CRA

Đối với các đường ống CRA tiếp xúc với nước biển (ăn mòn bên ngoài) hoặc nước sản xuất (ăn mòn bên trong), DNV-OS-F101 sử dụng Số tương đương khả năng chống rỗ (PREN) làm tiêu chí sàng lọc thứ tự-đầu tiên. PREN được tính như sau: PREN=Cr + 3.3 x Mo + 16 x N (+ hiệu chỉnh W cho một số điểm). PREN cao hơn cho thấy khả năng chống lại sự ăn mòn rỗ và kẽ hở do clorua-gây ra trong nước biển và chất lỏng giàu clorua-được tạo ra ở các mỏ ngoài khơi cao hơn.

DNV-OS-F101 không bắt buộc phải có giá trị PREN tối thiểu cho tất cả các đường ống CRA - mà nó yêu cầu nhà thiết kế phải chứng minh hợp kim đã chọn phù hợp với nồng độ và nhiệt độ clorua cụ thể. Là một hướng dẫn thực tế: Nước biển tại<= 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 >Yêu cầu=42 (Inconel 625 trở lên). HCl đậm đặc hoặc lưu huỳnh nguyên tố: Cần có Hastelloy C-276 (PREN ~52).

Thử nghiệm nhiệt độ rỗ tới hạn (CPT) - ASTM G150

Trong khi PREN là phép tính lý thuyết, thử nghiệm CPT (ASTM G150) cung cấp nhiệt độ bắt đầu rỗ được đo thực tế trong dung dịch FeCl3 6%. Điều này đặc biệt quan trọng đối với thép không gỉ song công và hợp kim niken khi tính toán PREN có thể không nắm bắt được đầy đủ lợi ích của nitơ và vonfram.

[Nguồn] Phương pháp thử nghiệm tiêu chuẩn ASTM G150-18 để thử nghiệm nhiệt độ rỗ tới hạn điện hóa; Dữ liệu PREN/CPT quốc tế của Haynes.

PREN so với CPT: Khi nào chúng phân kỳ - và tại sao CPT lại quan trọng

Công thức PREN (Cr + 3.3Mo + 16N) không tính đến vonfram (W), giúp tăng cường đáng kể khả năng chống rỗ trong hợp kim niken như Hastelloy C-276 (W=3-4.5%). Công thức PREN hoàn chỉnh hơn cho hợp kim ổ trục W là: PRENw=Cr + 3.3 x Mo + 16 x N + W. Sử dụng công thức này: Hastelloy C-276 đạt được PRENw=14.5 + 3.3x16 + 0 + 3.75=~71, vượt xa PREN danh nghĩa là ~52. Điều này giải thích tại sao C-276 vượt trội hơn PREN danh nghĩa của nó trong môi trường axit và clorua đậm đặc. Luôn sử dụng dữ liệu CPT (ASTM G150) để lựa chọn vật liệu cuối cùng trong dịch vụ quan trọng ngoài khơi.

Kiểm tra thủy tĩnh và-Kiểm tra áp suất trong dịch vụ

Mọi đường ống dưới biển đều phải vượt qua bài kiểm tra áp suất thủy tĩnh (nước) trước khi đưa vào vận hành. DNV-OS-F101 đặt áp suất thử nghiệm tối thiểu là CAO hơn của (a) 1,25 x áp suất thiết kế (DP) hoặc (b) áp suất cần thiết để chứng minh rằng ứng suất vòng ở áp suất thử nghiệm không vượt quá 95% SMYS. Đối với thử nghiệm trong-dịch vụ (lại-), mức tối thiểu giảm xuống còn 1,1 x DP. Quá trình kiểm thử phải được duy trì trong thời gian tạm dừng đủ để chứng minh tính toàn vẹn không bị rò rỉ{11}}, thường là 4-24 giờ tùy thuộc vào độ dài đường ống và thông số kỹ thuật của dự án.

[Nguồn] DNV-OS-F101:2023 Sec. 11 (Kiểm tra áp suất); ASME B31.4 / B31.8 như được tham chiếu.

Tại sao lại dùng nước, không phải không khí hay khí đốt để thử nghiệm hydro

DNV-OS-F101 bắt buộc phải thử nghiệm thủy tĩnh bằng nước (không phải khí nén hoặc khí đốt) vì lý do an toàn và thực tế: Nước không thể nén được nên khi vỡ đường ống sẽ giải phóng ít năng lượng hơn nhiều so với vỡ đường ống dẫn khí, giúp giảm nguy cơ hư hỏng thứ cấp trong quá trình thử nghiệm. Nước cũng cung cấp khả năng phát hiện rò rỉ tốt hơn - thậm chí có thể nhìn thấy một vết rò rỉ nhỏ trong nước, trong khi rò rỉ khí có thể im lặng và vô hình. Đối với các đường ống ngoài khơi, nước biển thường được sử dụng cho thử nghiệm thủy điện ban đầu (sau khi lắp đặt ống góp thủy điện), tiếp theo là khử nước và làm khô bằng PIG bọt hoặc nitơ trước khi vận hành thử.

ĂN MÒN LƯU Ý:Sau khi thử nghiệm hydro bằng nước biển, đường ống phải được khử nước hoàn toàn và làm khô (đến -điểm sương 20 độ C hoặc tốt hơn) trước khi đưa chất lỏng sản xuất vào. Clorua nước biển dư thừa gây ra sự ăn mòn rỗ trong thép cacbon và có thể gây ra sự ăn mòn dưới lớp lắng đọng trong CRA.

Câu hỏi thường gặp

Phiên bản hiện tại là DNV-OS-F101:2023. Tiêu chuẩn này được DNV duy trì và cập nhật khoảng 5 năm một lần, với những sửa đổi tạm thời được công bố khi cần thiết. DNV cũng xuất bản tài liệu “Sửa đổi và Sửa chữa” tổng hợp giữa các lần xuất bản. Các dự án phải sử dụng phiên bản hiện tại tại thời điểm ký hợp đồng trừ khi có thỏa thuận khác giữa nhà điều hành và tổ chức đăng kiểm. Phiên bản 2023 bao gồm các tiêu chí thiết kế HPHT đã cập nhật, các tiêu chí chấp nhận cơ học đứt gãy đã sửa đổi (phù hợp với DNV-RP-C203) và làm rõ các yêu cầu về tiêu chuẩn vật liệu CRA.

Câu hỏi 2: Tôi có thể sử dụng API 5L X65 PSL 2 thay vì các yêu cầu bổ sung của DNV-OS-F101 không?

Chỉ riêng API 5L PSL 2 là không đủ. DNV-OS-F101 bổ sung API 5L với các yêu cầu bổ sung: Năng lượng va chạm Charpy tối thiểu (40 J ngang), giới hạn độ cứng đối với dịch vụ chua (250 HV HAZ), kiểm soát hóa học (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.

Câu hỏi 3: Sự khác biệt giữa PSL 2 và PSL 3 trong DNV-OS-F101 là gì?

PSL (Cấp thông số sản phẩm) được xác định trong API 5L, nhưng DNV-OS-F101 chỉ định PSL nào được áp dụng dựa trên mức độ nghiêm trọng của đường ống: PSL 2 là mức tối thiểu đối với đường ống ngoài khơi tiêu chuẩn. Cần có PSL 3 cho: dịch vụ chua (có H2S), đường ống nước sâu (độ sâu nước > 500 m), mỏ HPHT và đường ống ở những khu vực nhạy cảm với môi trường. PSL 3 bổ sung thêm: dung sai đặc tính cơ học và hóa học chặt chẽ hơn, tiêu chí chấp nhận NDT nghiêm ngặt hơn, kiểm tra CTOD các mối hàn, kiểm tra bên thứ ba-(Loại 3.2 MTC) và tính toán thiết kế cơ học đứt gãy cho mỗi DNV-RP-C203.

Câu hỏi 4: Khi nào đường ống ngầm cần thép không gỉ hoặc hợp kim niken thay vì thép cacbon?

Thông số kỹ thuật CRA thúc đẩy ba điều kiện: (1) Dịch vụ chua - khi áp suất riêng phần H2S vượt quá ngưỡng (khoảng 0,05 kPa), thép carbon với thử nghiệm H2S (X52M+) là mức tối thiểu, nhưng đối với dịch vụ chua nghiêm trọng, cần có ống bọc Inconel 625 hoặc CRA-; (2) Clorua cao - khi clorua nước được sản xuất vượt quá khoảng 30.000 ppm ở nhiệt độ trên 30 độ C, cần có 316L hoặc thép không gỉ song công; (3) Nhiệt độ sử dụng tối đa của thép carbon - ở nhiệt độ cao là khoảng 300 độ C (giới hạn bởi độ rão), trên đó yêu cầu thép không gỉ 321/347 hoặc Inconel 625. Hợp kim cụ thể được nhà thiết kế đường ống lựa chọn dựa trên thành phần chất lỏng, nhiệt độ, áp suất và tuổi thọ thiết kế.

Câu hỏi 5: Giới hạn độ cứng nào áp dụng cho HAZ của mối hàn chu vi trong môi trường chua?

DNV-OS-F101 yêu cầu độ cứng Vickers tối đa là 250 HV trong mối hàn HAZ đối với tất cả các đường ống dịch vụ chua. Điều này được thực thi theo cả tiêu chuẩn và NACE MR0175 / ISO 15156{10}}3. Phép đo được thực hiện ở khoảng cách 0,5 mm từ đường nóng chảy và tại nhiều vị trí xung quanh chu vi mối hàn. Vượt quá 250 HV trong HAZ cần phải có PWHT (xử lý nhiệt sau hàn ở khoảng 600-650 độ C đối với thép cacbon) để giảm độ cứng, sau đó là kiểm tra lại độ cứng để xác nhận sự tuân thủ.

Câu hỏi 6: DNV-OS-F101 xử lý lớp phủ trọng lượng bê tông trên đường ống dưới biển như thế nào?

Các đường ống dưới biển hầu như được cung cấp lớp phủ bê tông có trọng lượng (CWC) để đạt được độ nổi trung tính hoặc hơi âm - nhằm đảm bảo đường ống nằm an toàn dưới đáy biển mà không có nguy cơ nổi. DNV-OS-F101 chỉ định mật độ tối thiểu của hỗn hợp bê tông (thường là 2.400-3.000 kg/m3, tạo ra mật độ lớp phủ là 1,5-mật độ nước biển 2,5 lần) và độ dày lớp phủ tối thiểu để chống sụp đổ thủy tĩnh. Lớp phủ bê tông thường được áp dụng bởi nhà máy ống hoặc nhà máy sơn chuyên dụng trước khi vận chuyển đến tàu xếp và nó không được làm giảm đường kính ngoài của ống vượt quá dung sai quy định trong Bảng DNV-OS-F101 7-1.

Câu hỏi 7: Những yêu cầu PMI nào áp dụng cho tài liệu CRA ở nước ngoài theo DNV-OS-F101?

DNV-OS-F101 yêu cầu thử nghiệm 100% PMI (Nhận dạng vật liệu dương tính) bằng phương pháp quang phổ huỳnh quang tia X (XRF) cho tất cả vật liệu CRA: 316L, 321, 347, thép không gỉ hai mặt (2205, 2507), thép không gỉ siêu austenit (254 SMO) và hợp kim niken (Inconel 625, 825, Hastelloy C-276, Monel 400). PMI cũng bắt buộc đối với thép cacbon dịch vụ chua để xác minh rằng loại chính xác (ví dụ X52M) đã được cung cấp thay vì loại tiêu chuẩn không có khả năng kháng H2S. Báo cáo PMI (hiển thị thành phần nguyên tố tại các điểm kiểm tra) phải kèm theo EN 10204 3.1 MTC. JN Alloy cung cấp 100% PMI cho tất cả nguồn cung cấp nước ngoài CRA.

Câu hỏi 8: Thử nghiệm cơ học đứt gãy nào được yêu cầu đối với đường ống ngoài khơi PSL 3?

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 mm ở nhiệt độ thiết kế là yêu cầu điển hình của dự án. Đối với các mối hàn chu vi: Việc kiểm tra CTOD của kim loại mối hàn và HAZ ở nhiệt độ thiết kế và ở -20 độ C (để mô phỏng nhiệt độ thấp nhất trong quá trình thử nghiệm hydro) thường được chỉ định. Thử nghiệm rãnh khía Charpy V- được sử dụng làm phương pháp thay thế khi không có dữ liệu CTOD cho đường ống có thành mỏng hơn (tường < 15 mm).

Câu hỏi 9: JN Alloy hỗ trợ các dự án đường ống DNV-OS-F101 như thế nào?

JN Alloy cung cấp vật liệu đáp ứng yêu cầu vật liệu DNV-OS{2}}F101 cho các dự án đường ống ngầm trên toàn cầu: (1) Ống dẫn thép carbon API 5L PSL 2 (X42M đến X80M) với EN 10204 3.1 MTC; (2) Mặt bích, phụ kiện và vật rèn CRA ở dạng song công 316L, 2205, Inconel 625 và Hastelloy C-276 với khả năng truy xuất nguồn gốc đầy đủ và chứng nhận PMI; (3) Lớp phủ mối hàn và vật liệu chế tạo (dây phụ ERNiCrMo-3, ER316L) cho lớp phủ mối hàn CRA; (4) Tài liệu: EN 10204 3.1 MTC, NACE MR0175/ISO 15156-3 thư tuân thủ, báo cáo PMI và sự phối hợp kiểm tra của bên thứ ba. Liên hệ: jnalloy123@gmail.com hoặc +86 193 3990 0211.