Denizaltı Boru Hattı Sistemleri için DNV-OS-F101: Malzeme Gereksinimleri ve Testler

giriiş

Bir denizaltı boru hattı arızası hayatlara mal olur, deniz ortamını kirletir ve yüz milyonlarca dolarlık üretim kaybına neden olur. Malzeme seçimi ve test edilmesi isteğe bağlı kalite adımları değildir - bunlar savunmanın ön hattıdır. DNV-OS-F101, dünya çapındaki operatörler, EPCI yüklenicileri ve sınıflandırma toplulukları tarafından denizaltı boru hattı sistemlerinin tasarımını, malzemelerini, imalatını, test edilmesini ve işletilmesini yönetmek için kullanılan kapsamlı bir açık deniz standardıdır. Bu makale, standardın neyi kapsadığını, neleri talep ettiğini ve JN Alloy'un açık deniz endüstrisine tedarik ettiği paslanmaz ve nikel alaşımlı malzemelere nasıl uygulandığını tam olarak - açıklamaktadır.

Denizaltı boru hatları, hidrokarbonları deniz altı kuyu başlarından açık deniz platformlarına veya karadaki terminallere 100 kilometreyi aşabilen mesafeler boyunca taşır. Eş zamanlı mekanik, termal ve kimyasal stres altında çalışırlar: üründen kaynaklanan iç basınç, su kolonundan kaynaklanan dış hidrostatik basınç, döşeme ve gömmeden kaynaklanan deniz yatağı baskıları, termal genleşme ve aşındırıcı ortamlar (H2S, CO2, klorürler). Tek bir boru hattı, 20 ila 50 yıllık tasarım ömrü boyunca, dışarıda 4 derece C sıcaklıktaki deniz suyuna maruz kalırken, içeride 60 derece C hidrokarbon taşıyabilir -.

DNV-OS-F101 (mevcut sürüm: 2023, daha önce DNV-GL birleşmesinden sonra DNVGL-OS-F101, orijinal olarak Det Norske Veritas'tan DNV-OS-F101), ISO 13623 ile uyumlu hale getirilmiş bir tam yaşam döngüsü standardı olarak yapılandırılmıştır. Sert çelik için geçerlidir. boru hatları ve ilgili yükselticiler ve malzemeleri üç gruba sınıflandırır: boru hatlarının çoğunluğu için karbon manganez çelikleri, ekşi servis ve deniz suyu için Korozyona Dirençli Alaşımlar (CRA'lar) ve belirli korozif ortamlar için kaplamalı/astarlı borular. Her grubun farklı malzeme yeterliliği, test ve dokümantasyon gereksinimleri vardır.

[Kaynak] DNV-OS-F101:2023, Denizaltı Boru Hattı Sistemleri; ISO 13623:2017, Petrol ve doğal gaz endüstrileri - Boru hattı taşıma sistemleri.

DNV-OS-F101'in Kapsamı ve Yapısı

[Kaynak] DNV-İşletim Sistemi-F101:2023 İçindekiler; DNV'nin web sitesi.

DNV-OS-F101 Kapsamında Üç Malzeme Grubu

Karbon manganez (C-Mn) çelikleri tüm denizaltı boru hattı kilometrelerinin yaklaşık %95'ini oluşturur. Bunlar, DNV ek gereksinimleriyle birlikte API 5L (açık deniz için PSL 2) tarafından belirtilir. Boru dikişsiz (SMLS) veya kaynaklı (HFW, UOE) olabilir. Üretim prosesinin seçimi, ekşi hizmette HAZ tokluğunu ve SSC direncini etkiler.

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 tasarım sıcaklığında), maksimum S içeriği (< 0.003% for longitudinal seam welds in HFW pipe), and hardness limits (max 250 HV in weld HAZ for sour service).

[Kaynak] API 5L:2022 (46. Baskı) PSL 2; DNV-İşletim Sistemi-F101:2023 Tablo 5-1.

Ekşi Hizmet Çelikleri (H2S-Dayanıklı C-Mn Çelikleri)

Boru hattı sıvısı, NACE MR0175 / ISO 15156-3'te tanımlanan eşik kısmi basıncının üzerinde H2S içerdiğinde, boru hattı, Sülfür Stres Çatlamasına (SSC) ve Hidrojen Kaynaklı Çatlamaya (HIC) dirençli malzemeler gerektiren "ekşi hizmete" - girer. DNV-OS-F101, ekşi hizmet ardışık düzenlerinin, kontrollü kimyaya, düşük sertliğe ve belgelenmiş HIC ve SSC testlerine sahip, API 5L PSL 2'den "M" son ekine sahip C-Mn çeliklerini (örneğin, X52M, X65M) kullanmasını zorunlu kılar.

DNV-OS-F101 kapsamındaki ekşi hizmet ardışık düzenleri için: Çelik, M-son ekine sahip API 5L PSL 2 olmalıdır (örneğin, X52M ila X80M). Kaynak HAZ'ında maksimum sertlik, NACE MR0175 / ISO 15156-3'e göre 250 HV'dir (Vickers). CLR ile NACE TM0284'e göre HIC testi<= 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.

Korozyona Dirençli Alaşımlar (CRA'lar) - Paslanmaz Çelikler ve Nikel Alaşımları

CRA'lar -paslanmaz çelikler ve nikel alaşımları-, sıvının karbon çeliği için fazla aşındırıcı olduğu, deniz suyu hizmetinin klorür direnci gerektirdiği veya çalışma sıcaklığının karbon çeliği sınırlarını aştığı durumlarda belirtilir. DNV-OS-F101 belirli CRA notlarını zorunlu kılmaz; bunun yerine performans kriterlerini (PREN, kimya, mekanik özellikler) belirler ve her CRA uygulaması için yeterlilik testi gerektirir.

[Kaynak] DNV-İşletim Sistemi-F101:2023 Sn. 5; PREN=Cr + 3.3xMo + 16xN (nominal değerler, gerçek PREN kimyaya göre değişir).

ANAHTAR NOKTA:DNV-OS-F101 kapsamındaki östenitik paslanmaz çelikler ve nikel alaşımları için tek bir "DNV-onaylı kalite" yoktur. Bunun yerine tasarımcı, alaşımı PREN kriterine göre seçer ve bunu malzeme yeterlilik testiyle onaylar. Malzemenin EN 10204 3.1 Değirmen Testi Sertifikası ile tam izlenebilirliği (ısı numarası, kimya, mekanik test sonuçları) sağlanmalıdır.

Malzeme Grubuna Göre Mekanik Özellik Gereksinimleri

[Kaynak] DNV-İşletim Sistemi-F101:2023 Sn. 5; API 5L:2022 PSL 2; ASTM A240/A480.

Et Kalınlığı Gereksinimleri ve D/t Sınırları

DNV-OS-F101, tasarım koşuluna bağlı olarak Çap--Kalınlık (D/t) oranına ilişkin sınırları belirler. Yüksek D/t'li borular, kurulum (S-döşeme, J{-döşeme) ve çalışma koşulları sırasında bükülme yükleri altında yerel bükülmeye daha duyarlıdır.

DNV-OS-F101 altında: D'li denizaltı boru hatları için<= 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.

[Kaynak] DNV-İşletim Sistemi-F101:2023 Sec. 5 / Uygulama. Çökme hesaplamaları; DNV-RP-F110.

Kaynak Bağlantısı Gereksinimleri: Mukavemet ve Sertlik

Çevre kaynağı herhangi bir denizaltı boru hattındaki en zayıf noktadır. DNV-OS-F101, kaynak bağlantısı verimlilik gereksinimlerini belirler: Kaynak, en azından kaynak metali ve HAZ'daki boru gövdesinin SMYS'sine ulaşmalıdır. Ekşi hizmet için HAZ maksimum Vickers sertliği 250 HV'dir ve hem DNV hem de NACE MR0175 / ISO 15156-3 tarafından uygulanır.

[Kaynak] DNV-İşletim Sistemi-F101:2023 Sn. 5; NACE MR0175 / ISO 15156-3:2020; API1104; ASME IX.

Ekşi Hizmet Test Gereksinimleri

Hidrojen Sülfür (H2S), servis malzemesi arızasının başlıca nedenidir. Yaklaşık 0,3 kPa'nın (0,05 psi) üzerindeki kısmi basınçlarda H2S, çeliğe hidrojen emilimini artıran HS- ve S2- iyonlarına ayrışır ve iki farklı arıza moduna neden olur: Sülfür Stresli Çatlama (SSC) ve Hidrojen Kaynaklı Çatlama (HIC). Her ikisi de tatlı servis boru hatlarında meydana gelmez; bu nedenle, ekşi servis boru hatları, standart mekanik testlerin ötesinde özel testler gerektirir.

Hidrojen Kaynaklı Çatlama (HIC) Testi - NACE TM0284

HIC, çeliği (ana metal, kaynak ve HAZ), H2S'ye maruz kalma altında -metalik olmayan kalıntılarda (MnS, alümina) oluşan hidrojen kabarcıklarının neden olduğu kabarma ve kademeli çatlamaya karşı duyarlılık açısından test eder. Test, bir numuneyi 96 saat boyunca oda sıcaklığında NACE Çözeltisi A'ya (%5 NaCl + 0.5% asetik asit, H2S ile doyurulmuş) batırır.

Ek hizmet kapsamında HIC için DNV-OS-F101 kabul kriterleri: Çatlak Uzunluğu Oranı (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.

[Kaynak] NACE TM0284-2016 + Madde A:2022, Boru Hattı ve Basınçlı Kap Çeliklerinin Hidrojen- Kaynaklı Çatlamaya Karşı Direnç Açısından Değerlendirilmesi; DNV-İşletim Sistemi-F101:2023.

Sülfür Stres Çatlaması (SSC) Testi - NACE TM0177

SSC testi, H2S-içeren ortamlarda çeliğin çekme gerilimi altında çatlamaya karşı duyarlılığını değerlendirir. Dört-noktalı bükme numunesi, hedef gerilim seviyesine (tipik olarak %80 SMYS veya gerçek tasarım gerilimi) kadar yüklenir ve 720 saat boyunca tasarım sıcaklığında NACE Çözümü A'ya (H2S-doymuş) daldırılır.

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 >NACE MR0175 / ISO 15156-3 uyarınca %= 58 oranında SSC-bağışıklıdır ve SSC testi gerektirmez; derin su ekşi gaz kuyu başı boruları için büyük bir avantajdır. Ekşi servis için belirtilmesi durumunda, paslanmaz çelikler (316L, dubleks) de SSC açısından test edilir.

[Kaynak] NACE TM0177-2017 Yöntem A (Dört Noktalı Bükme); NACE MR0175 / ISO 15156-3:2020.

DNV-OS-F101 Ekşi Hizmet Önem Derecesini Nasıl Sınıflandırır?

[Kaynak] DNV-İşletim Sistemi-F101:2023 Tablo 5-2 / Ek A; NACE MR0175 / ISO 15156-3:2020 Tablo 1.

CRA Malzemeleri için Korozyon Testi

Deniz suyuna (dış korozyon) veya üretilen suya (iç korozyon) maruz kalan CRA boru hatları için DNV-OS-F101, birinci dereceden tarama kriteri olarak Çukurlaşma Direnci Eşdeğerlik Numarasını (PREN) kullanır. PREN şu şekilde hesaplanır: PREN=Cr + 3.3 x Mo + 16 x N (bazı dereceler için + W düzeltmesi). Daha yüksek bir PREN, deniz suyunda ve açık deniz alanlarında bulunan klorür{11}}zengin üretilen sıvılarda klorürün neden olduğu çukurlaşma ve çatlak korozyonuna karşı daha fazla direnç olduğunu gösterir.

DNV-OS-F101, tüm CRA boru hatları için minimum bir PREN değeri zorunlu kılmaz -, tasarımcının seçilen alaşımı belirli klorür konsantrasyonu ve sıcaklığına göre doğrulamasını gerektirir. Pratik bir kılavuz olarak: Deniz suyu<= 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 gerekli (Inconel 625 veya daha iyisi). Konsantre HCl veya elementel kükürt: Hastelloy C-276 (PREN ~52) gereklidir.

Kritik Çukurlaşma Sıcaklığı (CPT) Testi - ASTM G150

PREN teorik bir hesaplama olsa da, CPT testi (ASTM G150) %6 FeCl3 çözeltisinde ölçülen gerçek çukurlaşma başlangıç ​​sıcaklığını sağlar. Bu, PREN hesaplamasının nitrojen ve tungstenin faydasını tam olarak yakalayamayabileceği dubleks paslanmaz çelikler ve nikel alaşımları için özellikle önemlidir.

[Kaynak] ASTM G150-18 Elektrokimyasal Kritik Çukurlaşma Sıcaklığı Testi için Standart Test Yöntemi; Haynes International PREN/CPT verileri.

PREN ve CPT Karşılaştırması: - Ne Zaman Ayrılırlar ve CPT Neden Önemlidir

PREN formülü (Cr + 3.3Mo + 16N), Hastelloy C-276 (W=3-4.5%) gibi nikel alaşımlarında çukurlaşma direncini önemli ölçüde artıran tungsteni (W) hesaba katmaz. W taşıyan alaşımlar için daha eksiksiz bir PREN formülü şöyledir: PRENw=Cr + 3.3 x Mo + 16 x N + W. Bu formülü kullanarak: Hastelloy C-276, ~52'lik nominal PREN'i çok aşan PRENw=14.5 + 3.3x16 + 0 + 3.75=~71'e ulaşır. Bu, C-276'nın konsantre klorür ve asit ortamlarında neden nominal PREN'inden daha iyi performans gösterdiğini açıklamaktadır. Kritik açık deniz hizmetlerinde nihai malzeme seçimi için daima CPT verilerini (ASTM G150) kullanın.

Hidrostatik Test ve{0}Hizmet İçi Basınç Testi

Her denizaltı boru hattı işletmeye alınmadan önce hidrostatik (su) basınç testinden geçmelidir. DNV-OS-F101, minimum test basıncını (a) 1,25 x tasarım basıncı (DP) veya (b) test basıncındaki çember geriliminin SMYS'nin %95'ini aşmadığını göstermek için gereken basıncın YÜKSEK olanı olarak ayarlar. Hizmet içi (yeniden-) ​​testler için-minimum 1,1 x DP'ye düşürülür. Testin, sızıntısız bütünlüğü göstermeye yetecek bir bekleme süresi boyunca, genellikle ardışık düzenin uzunluğuna ve proje spesifikasyonuna bağlı olarak 4-24 saat sürdürülmesi gerekir.

[Kaynak] DNV-OS-F101:2023 Sec. 11 (Basınç Testi); Referans olarak ASME B31.4 / B31.8.

Hidrotest için Neden Hava veya Gaz Değil, Su?

DNV-OS-F101, güvenlik ve pratik nedenlerden dolayı suyla (basınçlı hava veya gaz değil) hidrostatik test yapılmasını zorunlu kılar: Su sıkıştırılamaz, bu nedenle boru hattındaki bir yırtılma, gaz boru hattındaki bir kopmadan çok daha az enerji açığa çıkarır ve test sırasında ikincil hasar riskini azaltır. Su ayrıca daha iyi sızıntı tespiti sağlar - suda küçük bir sızıntı bile görülebilirken, gaz sızıntıları sessiz ve görünmez olabilir. Açık deniz boru hatlarında, ilk hidrotest için genellikle deniz suyu kullanılır (hidrotest manifoldu kurulumundan sonra), ardından işletmeye almadan önce susuzlaştırma ve köpük PIG'ler veya nitrojen ile kurutma yapılır.

KOROZYON NOTU:Deniz suyuyla hidrotestten sonra, üretim sıvısının eklenmesinden önce boru hattının suyu tamamen giderilmeli ve kurutulmalıdır (-20 derece C çiğ noktasına veya daha iyisine kadar). Artık deniz suyu klorürü, karbon çeliğinde oyuklanma korozyonuna neden olur ve CRA'larda birikinti altı korozyonunu tetikleyebilir.

Sıkça Sorulan Sorular

Mevcut sürüm DNV-OS-F101:2023'tür. Standart, DNV tarafından sürdürülmekte ve yaklaşık olarak her 5 yılda bir güncellenmekte ve gerektiğinde yayınlanan ara değişikliklerle birlikte güncellenmektedir. DNV ayrıca basımlar arasında birleştirilmiş bir "Değişiklikler ve Düzeltmeler" belgesi yayınlar. Projeler, operatör ile klas kuruluşu arasında aksi kararlaştırılmadıkça, sözleşme tarihinde geçerli olan baskıyı kullanmalıdır. 2023 baskısı, güncellenmiş HPHT tasarım kriterlerini, revize edilmiş kırılma mekaniği kabul kriterlerini (DNV-RP-C203 ile uyumlu) ve netleştirilmiş CRA malzeme yeterlilik gerekliliklerini içermektedir.

S2: DNV-OS-F101 ek gereksinimleri yerine API 5L X65 PSL 2'yi kullanabilir miyim?

API 5L PSL 2 tek başına yetersizdir. DNV-OS-F101, API 5L'yi ek gereksinimlerle tamamlar: Charpy darbe enerjisi minimumları (40 J enine), ekşi hizmet için sertlik sınırları (250 HV HAZ), kimya kontrolleri (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.

S3: DNV-OS-F101 kapsamında PSL 2 ile PSL 3 arasındaki fark nedir?

PSL (Ürün Spesifikasyon Düzeyi) API 5L'de ​​tanımlanır, ancak DNV-OS-F101, boru hattı ciddiyetine göre hangi PSL'nin uygulanacağını belirtir: PSL 2, standart açık deniz boru hatları için minimum değerdir. PSL 3 aşağıdakiler için gereklidir: ekşi hizmet (H2S mevcut), derin su boru hatları (su derinliği > 500 m), HPHT alanları ve çevreye duyarlı alanlardaki boru hatları. PSL 3 şunları ekler: daha sıkı kimya ve mekanik özellik toleransları, daha sıkı NDT kabul kriterleri, kaynak bağlantılarının CTOD testleri, üçüncü-taraf denetimi (Tip 3.2 MTC) ve DNV-RP-C203'e göre kırılma mekaniği tasarım hesaplamaları.

S4: Bir denizaltı boru hattı ne zaman karbon çeliği yerine paslanmaz çelik veya nikel alaşımı gerektirir?

CRA spesifikasyonunu üç koşul yönlendirir: (1) Ekşi servis - H2S kısmi basıncı eşiği (yaklaşık 0,05 kPa) aştığında, H2S testli (X52M+) karbon çeliği minimumdur, ancak şiddetli ekşi servis için Inconel 625 veya CRA-kaplı boru gereklidir; (2) Yüksek klorür -, üretilen su klorürü 30°C'nin üzerindeki sıcaklıklarda yaklaşık 30.000 ppm'yi aştığında, 316L veya dubleks paslanmaz gerekir; (3) Yüksek sıcaklık - karbon çeliği maksimum servis sıcaklığı yaklaşık 300 derece C'dir (sürünme ile sınırlıdır), bunun üzerinde 321/347 paslanmaz veya Inconel 625 gereklidir. Spesifik alaşım, akışkan bileşimi, sıcaklık, basınç ve tasarım ömrüne göre boru hattı tasarımcısı tarafından seçilir.

S5: Ekşi hizmette bir çevre kaynağının HAZ'ı için hangi sertlik sınırı geçerlidir?

DNV-OS-F101, tüm ekşi servis hatları için kaynak HAZ'da maksimum 250 HV Vickers sertliğini zorunlu kılar. Bu, hem standart hem de NACE MR0175 / ISO 15156-3 tarafından zorunlu kılınmaktadır. Ölçüm, ergitme hattından 0,5 mm uzaklıkta ve kaynak çevresinin birçok noktasından alınır. HAZ'da 250 HV'nin aşılması, sertliği azaltmak için PWHT'yi (karbon çeliği için yaklaşık 600-650 derece C'de kaynak sonrası ısıl işlem) ve ardından uygunluğu onaylamak için yeniden sertlik testini gerektirir.

S6: DNV-OS-F101, denizaltı boru hatlarındaki beton ağırlıklı kaplamayı nasıl işliyor?

Denizaltı boru hatları, nötr veya hafif negatif kaldırma kuvveti elde etmek için neredeyse evrensel olarak beton ağırlıklı kaplama (CWC) ile donatılmıştır -, boru hattının yüzme riski olmadan deniz yatağı üzerinde güvenli bir şekilde durmasını sağlar. DNV-OS-F101, beton karışımının minimum yoğunluğunu (tipik olarak 2.400-3.000 kg/m3, 1,5-2,5x deniz suyu yoğunluğunun kaplama yoğunluğunu üretir) ve hidrostatik çökmeye direnecek minimum kaplama kalınlığını belirtir. Beton kaplama tipik olarak boru fabrikası veya özel bir kaplama tesisi tarafından döşeme gemisine nakledilmeden önce uygulanır ve borunun dış çapını DNV-OS-F101 Tablo 7-1'de belirtilen toleransların ötesine düşürmemelidir.

S7: DNV-OS-F101 kapsamında offshore CRA malzemeleri için hangi PMI gereklilikleri geçerlidir?

DNV-OS-F101, tüm CRA malzemeleri için X-ışını floresans (XRF) spektrometresi kullanılarak %100 PMI (Pozitif Malzeme Tanımlama) testi yapılmasını gerektirir: 316L, 321, 347, dubleks paslanmaz (2205, 2507), süper östenitik paslanmaz (254 SMO) ve nikel alaşımları (Inconel) 625, 825, Hastelloy C-276, Monel 400). PMI ayrıca, H2S direnci olmayan standart bir kalite yerine doğru kalitenin (örneğin, X52M) tedarik edildiğini doğrulamak amacıyla ekşi hizmet karbonlu çelikler için de zorunludur. PMI raporu (test noktalarındaki element bileşimini gösteren) EN 10204 3.1 MTC'ye eşlik etmelidir. JN Alloy, tüm CRA offshore tedarikinde %100 PMI sağlıyor.

S8: PSL 3 açık deniz boru hatları için hangi kırılma mekaniği testleri gereklidir?

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 >Tasarım sıcaklığında=0.15 mm tipik bir proje gereksinimidir. Çevre kaynakları için: Kaynak metalinin ve HAZ'ın tasarım sıcaklığında ve -20 derece C'de (hidrotest sırasında en düşük sıcaklığı simüle etmek için) CTOD testi tipik olarak belirtilir. Charpy V-çentik testi, daha ince duvarlı boru hatları (duvar < 15 mm) için CTOD verileri mevcut olmadığında alternatif olarak kullanılır.

S9: JN Alloy, DNV-OS-F101 ardışık düzeni projelerini nasıl destekliyor?

JN Alloy, küresel çapta denizaltı boru hattı projeleri için DNV-OS-F101 malzeme gereksinimlerini karşılayan malzemeler sağlar: (1) EN 10204 3.1 MTC ile API 5L PSL 2 karbon çeliği hat borusu (X42M - X80M); (2) Tam izlenebilirlik ve PMI sertifikasına sahip 316L, 2205 dubleks, Inconel 625 ve Hastelloy C-276'dan yapılmış CRA flanşları, bağlantı parçaları ve dövme parçaları; (3) CRA kaynak kaplaması için kaynak kaplaması ve imalat sarf malzemeleri (ERNiCrMo-3, ER316L dolgu teli); (4) Belgeler: EN 10204 3.1 MTC, NACE MR0175/ISO 15156-3 uyumluluk mektupları, PMI raporları ve üçüncü taraf denetim koordinasyonu. İletişim: jnalloy123@gmail.com veya +86 193 3990 0211.