ZAM Coated Steel for Photovoltaic Brackets

Sinkki-alumiini-magnesium (ZAM) vs kuumasinkitys (HDG)

/sisään /kirjoittaja

Määritelmä

What is Zinc-Aluminum-Magnesium (ZAM)?

Zinc-aluminum-magnesium (ZAM) is a high-performance metallic coating applied to steel designed to offer superior corrosion resistance, durability, and heat resistance compared to traditional galvanizing (zinc-only coatings). The coating combines zinc (Zn), aluminum (Al), and magnesium (Mg), which provides unique advantages in various applications.

ZAM Coating

ZAM Coating

What is Hot-dip galvanizing? (HDG)?

Hot-dip galvanization is a form of galvanization. It is the process of coating iron and steel with zinc, which alloys with the base metal surface when immersing the metal in a bath of molten zinc at a temperature of around 450 °C (842 °F). When exposed to the atmosphere, the pure zinc (Zn) reacts with oxygen (O2) to form zinc oxide (ZnO), which further reacts with carbon dioxide (CO2) to form zinc carbonate (ZnCO3), a usually dull grey, fairly strong material that protects the steel underneath from further corrosion in many circumstances.

Hot-dip Galvanizing

Hot-dip Galvanizing

Main Differences: Zinc-Aluminum-Magnesium (ZAM) vs Hot-dip galvanizing (HDG)

The comparison between zinc-aluminum-magnesium (ZAM) ja hot-dip galvanizing (HDG) revolves around their coating composition, corrosion resistance, applications, cost, ja environmental impact. Below is a detailed comparison to help understand their differences:

1. Coating Composition

Zinc-Aluminum-Magnesium (ZAM):
ZAM coatings are made of a combination of zinc (Zn), aluminum (Al), ja magnesium (Mg). Typically, the composition is about 80-90% Zinc, 5-11% Aluminum, ja 1-3% Magnesium. Including aluminum and magnesium gives the coating superior properties compared to zinc alone.

Hot-Dip Galvanizing (HDG):
HDG involves immersing steel into a molten bath of zinc (Zn) to form a protective zinc coating. The coating consists almost entirely of zinc, with small amounts of iron from the substrate, forming a zinc-iron alloy layer.

2. Korroosionkestävyys

Zinc-Aluminum-Magnesium (ZAM):
Superior corrosion resistance compared to hot-dip galvanized steel. Adding aluminum increases the coating’s resistance to high temperatures and oxidation, while magnesium improves its resistance to corrosion in harsh environments like coastal, industrial, and chemical settings. ZAM has self-healing properties—if the coating is damaged, the magnesium component reacts with moisture to help prevent further corrosion.

Hot-Dip Galvanizing (HDG):
It provides good corrosion resistance but not as high as ZAM, especially in aggressive environments. The zinc coating is sacrificial, meaning it corrodes first to protect the underlying steel, but its effectiveness can be limited in humid, salty, tai chemical environments. HDG does not have the advanced self-healing properties that ZAM offers.

3. Durability and Longevity

Zinc-Aluminum-Magnesium (ZAM):
ZAM-coated products can last 2 to 4 times longer than traditional galvanized steel in harsh environments (e.g., coastal areas, chemical plants, etc.). The coating’s enhanced resistance to environmental factors contributes to a longer service life.

Hot-Dip Galvanizing (HDG):
The lifespan of HDG products is good but generally shorter than ZAM, particularly in extreme conditions. HDG can last for many years in less corrosive environments (e.g., mild climates), but its protection may degrade faster in severe environments.

4. Applications

Zinc-Aluminum-Magnesium (ZAM):
Ideal for ankariin ympäristöihin such as Coastal areas (where saltwater exposure is high), Chemical and industrial environments (where exposure to aggressive substances is every day), Solar panel mounts (due to its superior durability), Heavy-duty industrial applications (e.g., agricultural and mining equipment, steel structures exposed to extreme weather conditions).

Hot-Dip Galvanizing (HDG):
It is commonly used in general construction, automotive industries, outdoor infrastructure, ja agricultural applications. It is suitable for general-purpose corrosion protection in outdoor conditions but not recommended for extreme or coastal environments.

5. Cost

Zinc-Aluminum-Magnesium (ZAM):
It is more expensive than traditional hot-dip galvanizing due to the inclusion of aluminum and magnesium and the more advanced coating process. The longer lifespan and lower maintenance costs in harsh environments often justify the higher initial cost.

Hot-Dip Galvanizing (HDG):
It is cheaper than ZAM, making it more suitable for projects where cost-efficiency is a priority and the environment is less aggressive. The relatively lower cost makes it ideal for large-scale production.

6. Environmental Impact

Zinc-Aluminum-Magnesium (ZAM):
The production of ZAM coatings is more environmentally friendly than hot-dip galvanizing, as it involves lower emissions of harmful gases and waste materials. The production process for ZAM generally generates less waste ja fewer harmful emissions compared to traditional galvanizing methods.

Hot-Dip Galvanizing (HDG):
It is more environmentally intensive than ZAM, producing more waste gases and wastewater. However, modern improvements in the HDG process have aimed to reduce the environmental footprint, though it remains higher than ZAM.

7. Aesthetic Appearance

Zinc-Aluminum-Magnesium (ZAM):
ZAM has a matte gray finish with a smoother, more uniform appearance. This appearance can be more desirable in specific applications like architectural structures or solar panel mounts.

Hot-Dip Galvanizing (HDG):
HDG often has a shiny or dull metallic finish, depending on the thickness of the coating. While durable, its aesthetic appearance may be less appealing than ZAM’s, especially if the finish is uneven.

8. Ease of Processing and Welding

Zinc-Aluminum-Magnesium (ZAM):
ZAM coatings can be more challenging to process, weld, ja paint than traditional galvanized steel, creating issues in some applications.

Hot-Dip Galvanizing (HDG):
HDG products are easier to weld and process than ZAM. However, the zinc coating can make welding and cutting more difficult due to zinc fumes, and special precautions may be required.

Summary Comparison Table: Zinc-Aluminum-Magnesium (ZAM) vs Hot-dip Galvanizing (HDG)

Ominaisuus Zinc-Aluminum-Magnesium (ZAM) Hot-Dip Galvanizing (HDG)
Coating Composition Zinc, Aluminum, Magnesium Zinc (with some iron from the substrate)
Korroosionkestävyys Superior, especially in harsh environments Good, but less effective in aggressive settings
Durability and Longevity 2-4 times longer than HDG in extreme environments Moderate lifespan, shorter in harsh conditions
Sovellukset Coastal areas, chemical environments, heavy-duty General outdoor infrastructure, agriculture
Maksaa Higher initial cost Lower initial cost
Ympäristövaikutus Lower emissions and waste Higher emissions and waste
Aesthetic Appearance Matte gray, smoother finish Shiny or dull metallic finish
Ease of Processing It can be more challenging, especially with welding It is more straightforward to process and weld

Johtopäätös

ZAM is the best choice for extreme environments where superior corrosion resistance and durability are needed. Its long-term performance can justify the higher upfront cost.

HDG remains the go-to solution for general corrosion protection in less aggressive environments, providing a cost-effective and widely available option for most standard applications.

Pipeline vs Piping

Onshore vs offshore -putki ja -putket

/sisään /kirjoittaja

Johdanto

In the realm of energy transportation, the distinction between onshore and offshore pipelines and piping systems plays a crucial role in the efficiency, safety, and environmental impact of resource extraction and distribution. Onshore pipelines, typically situated on land, are designed to transport oil, gas, and other fluids over varying distances, benefiting from relatively more straightforward access for maintenance and monitoring. Conversely, offshore pipelines, laid on the seabed or suspended in water, present unique engineering challenges due to harsh marine conditions and logistical complexities. Understanding the Onshore vs Offshore Pipeline and Piping in design, construction, and operational considerations between these two types of pipelines is essential for optimizing infrastructure development and ensuring sustainable practices in the energy sector.

Definition: Onshore vs Offshore Pipeline and Piping

What is Pipeline?

Pipeline is a long series of pipes, usually of large diameter, running underground, aboveground and underwater, such as a submarine pipeline, and equipped with fittings, such as valves and pumps, to control the flow of large quantities of fluid over long distances. Pipelines have large diameters, making it easy to transport liquids or gases in bulk from one place to another, sometimes for thousands of miles.

Pipeline

Pipeline

What is Piping?

Putket is a system of pipes used to convey fluids (liquids and gases) from one location to another within the designated boundaries or spaces of petrochemical plants, power plants, refineries, etc. It is also equipped with valves and fittings to control the flow of fluids from one facility to another as needed, but only within the plant’s designated boundaries. Never skip these essential topics when taking an online course on piping engineering. Piping diameters range from 1/2 inch to 80 inches, depending on the facility’s design requirements for fluid transportation, usually from one facility to another within the facility’s boundaries.

Putket

Putket

What is Onshore Pipeline?

Onshore pipelines refer to networks of pipelines and related equipment used to transport fluids such as oil, natural gas, water, and chemicals in a land environment. These pipelines are integral to long-distance oil and gas transportation from oil fields to refineries, from natural gas wells to gas stations, and from crude oil and refined oil tank farms, chemical tank farms, LNG tank farms, and aircraft refueling pipeline operations.

Onshore Pipeline

Onshore Pipeline

What is Offshore Pipeline?

Offshore pipelines refer to the network of pipes and related equipment used to transport fluids such as oil, gas, water, and chemicals in an offshore environment. These pipelines are integral to operating offshore oil rigs, platforms and floating production storage and offloading units (FPSOs). The unique conditions of the offshore environment, such as high salinity, extreme temperatures, and strong currents, present significant challenges to the design and maintenance of these systems.

Offshore Pipeline

Offshore Pipeline

Main Differences: Onshore vs Offshore Pipeline and Piping

Comparison Table: Onshore vs Offshore Pipeline and Piping

Erittely Onshore Offshore
Pipeline Putket Pipeline Putket
Suunnittelukoodit – ASME B31.4: Pipeline Transportation Systems for Liquids and Slurries
– ASME B31.8: Gas Transmission and Distribution Piping Systems		 ASME B31.3: Process Piping – DNVGL-ST-F101: Submarine pipeline systems
– API RP 1111: Design, Construction, Operation, and Maintenance of Offshore Hydrocarbon Pipelines (Limit state design)		 ASME B31.3: Process Piping
Laajuus Outside plant boundary
(Villages, fields, rivers, canals, railways, highways, cities, deserts, forests, hills, etc.)		 Within plant boundary Outside plant boundary Within plant boundary
Type of pipe API Spec 5L: Specification for Line pipes – ASTM
– BS
– API 5L		 – API Spec 5L: Specification for Line pipes
– DNVGL-ST-F101: Submarine Pipeline Systems		 ASTM-standardit
Venttiilit – API 6D: Specification for Pipeline and Piping Valves
– Full Bore (FB) Ball Valves are used for pigs.		 – BS
– API Standard
– Full bore (FB) and Reduced bore (RB)		 – Full bore Valves: for smooth passage of intelligent pigs
– API 6D SS: Specification on Subsea Pipeline Valves		 – RB valves
– BS/API standards
Hitsaus – API Std. 1104: Welding of Pipelines and Related Facilities
– Type of welding: Automatic / Semi-Automatic/ Manual		 – ASME Sec. IX: Standard for Welding and Brazing Procedures, Welders, Brazers and Welding and Brazing Operators
– Type of welding: Manual (mostly)		 – API Std. 1104: Welding of Pipelines and Related Facilities
– Mostly automatic welding on pipelay barge.		 – ASME Sec. IX: Standard for Welding and Brazing Procedures, Welders, Brazers and Welding and Brazing Operators
– Manual welding at the fabrication yard.
Weld joint inspection (NDT requirements) 100% by Automatic UT or RT (by using X-Ray) 5% to 100%
(mostly by using gamma rays)		 100% by Automatic UT From 10% to 100% as required
Analyses – Wall Thickness Analysis
– Elastic Bend Radius Analysis
– Stability Analysis for Water Bodies/ Marshy Areas
– Horizontal directional drilling design analysis
– Railroad/ Highway Crossing Analysis
– Casing Pipe Analysis for Crossings
– Seismic Analysis		 – Piping wall thickness calculation
– Piping Stress Analysis
Static Analysis
Dynamic Analysis
Wind Analysis
Flange Leakage Analysis
Seismic Analysis		 – Wall thickness Analysis
– On-bottom Stability
– Span Analysis
– Global Buckling – Lateral and Upheaval
– Pipeline Expansion Analysis
– Riser Design (Span, Stress & Flexibility Analysis)
– Riser Clamp Design
– Pipeline Crossing Design and Analysis		 – Deck piping stress analysis
Asennus Buried (mostly) Above ground/On rack/slippers/T-postal etc. Subsea (in water on the seabed or buried in the seabed) Deck Platform Piping
(similar to plant)
Special Installations – Across rivers
– Horizontal Directional Drilling (HDD) method
– Micro-tunnelling method
– Across road/ rail/ highway
– Auger boring/ jacking boring method
– Shallow HDD
– Ghats/ Hills		 – Modular installations
– Finning
– Studding
– Jacketing
– Spooling inside warehouse
– U/G piping for cooling water		 – S-lay Method (for shallow water installation)
– J-Lay Method (for deep water installation)
– Shore pull/ barge pull near Land Fall Point (LFP)		 Along with the deck structure
Special Equipment – Sectionalizing Valves (Remote operated)
– Insulating Joints
– Scraper Launcher/ Receiver
– Stem Extended Valves (for buried valves)
– Flow Tee
– Long Radius bends (R=6D)
– Cold field bends (R = 30D or 40D)		 – Expansion Joints
– Motor Operator Valves (MOV)
– Cryogenic Valves
– Springs		 – Subsea Isolation Valve (SSIV)
– LR Bends
– Flow tee
– Pipeline End Manifold (PLEM)
– Single Point Mooring (SPM) system
– Submarine hoses
– Floating hoses
– Cables and umbilical installation
– Piggy-back pipelines		 Ei sovelleta
Survey – Topographical Survey
(all along the pipeline route)
– Geotechnical investigation
(all along the pipeline route)
– Soil resistivity survey
(all along the pipeline route)
– Hydrological Survey for water bodies (for scour depth calculation)
– Cadastral Survey (for RoU acquisition)		 – Wind profile from meteorology
– Seismic study of plot		 – Geophysical survey/ Bathymetric Survey by using side scan sonar, sub-bottom profiler, and echo-sounder
– Met-Ocean data collection
– Geotechnical data of the pipeline route		 Ei sovelleta
Corrosion Protection Coating – Three Layer Polyethylene (3LPE) coating
– Three Layer Polypropylene (3LPP) coating
– Fusion bonded epoxy (FBE) coating
– Coal tar enamel (CTE) Coating		 Painting Coatings such as:
– Coal Tar Enamel Coating (CTE)
– Three-layer polyethylene coating (3LPE)
– Three-layer polypropylene coating (3LPP)
– Double-layer fusion bonded epoxy coating (2FBE)		 Painting
Cathodic Protection System – Impressed Current Cathodic Protection (ICCP) system
– Sacrificial Anode (limited locations)		 Not applicable Sacrificial Anodic Cathodic Protection (SACP) system Ei sovelleta
Hydrostatic testing – Gauge Plate run of 95% of the ID of the highest pipe thickness
– Test Pressure
Minimum: 1.25 times of Design Pressure (for liquid pipelines)
1.25 to 1.5 times of Design Pressure (for gas pipelines)
Maximum: Pressure equivalent to Hoop stress of 95% of SMYS of pipe material
– Hold period: 24 hours		 – No gauge plate run is done. Generally, cardboard blasting is done to clean the piping.
– Test Pressure
Minimum: 1.5 × Design Pressure × Temperature Factor
Maximum: Based on line schedule
– Hold period: 2 – 6 hours		 – Gauge Plate run of 95% of the ID of the highest pipeline thickness.
– Test Pressure
Minimum: 1.25 times x Design Pressure
– Hold period: 24 hours		 – No gauging is done.
– Test Pressure
Maximum: As per line schedule
– Hold period: 2 hours
Preservation – Preservation of pipeline with corrosion-inhibited water or by filling of inert gas (N2) Not applicable
Pigging Intelligent Pigging Not applicable Compliant Not applicable
Machines/Equipment required for installation – Trencher
– Backhoe/ Excavator
– Side Boom
– Cold field bending machine
– Holiday Detection Machines
– Pneumatic/ Hydraulic Internal Clamps		 Crane/ Hydra – Pipelay Barge
– Derrick Barge
– Diving support vessel
– Dynamic Positioning (DP) barge (for deepwater)		 Pre-fabricated deck piping

Conclusion: Onshore vs Offshore Pipeline and Piping

In summary, Onshore pipelines are usually buried or erected on land to transport oil, natural gas, drinking water, sewage, seawater, slurry, etc. Onshore piping is typically erected in petrochemical plants, power plants, refineries, fire protection systems, water treatment systems, etc., while Offshore pipelines are buried on the seabed. Offshore piping typically consists of transmission and structural support pipeline systems on offshore drilling platforms. Special offshore equipment includes underwater isolation valves, tees, and submarine hoses. Offshore surveys include geophysics, bathymetry, and ocean data collection, while onshore surveys focus on topographic and geotechnical engineering studies.

L80-9Cr vs L80-13Cr

L80-9Cr vs. L80-13Cr: jotain, mitä sinun on tiedettävä

/sisään /kirjoittaja

Choosing the proper casing and tubing materials can ensure safety and efficiency in oil and gas drilling and exploration. L80-9Cr and L80-13Cr are two alloy steel grades commonly used in petroleum casing and tubing. Each grade has unique characteristics and applications. L80-9Cr vs L80-13Cr, this article will delve into the difference between these materials to help you make an informed decision.

1. Overview of L80 Grade

L80 is an alloy steel used in the oil and gas sector. It is known for its good strength and corrosion resistance. It is typically employed in high-temperature and high-pressure environments and is suitable for both oil and gas production.

1.1 L80-9Cr

Composition: Contains 9% chromium, enhancing the material’s oxidation resistance at high temperatures.
Ominaisuudet:
Corrosion Resistance: It performs well in CO2 environments, making it suitable for acidic gas pipelines.
Mechanical Strength: Provides good strength and is suitable for high-temperature operations.
Applications: Commonly used in high-temperature gas pipelines in oil fields.

1.2 L80-13Cr

Composition: Contains 13% chromium, offering higher corrosion resistance.
Ominaisuudet:
Corrosion Resistance: Exhibits superior performance in environments with H2S and CO2, suitable for extreme conditions.
Mechanical Strength: Offers higher strength and is ideal for complex operational environments.
Applications: Used in high-corrosion environments and deep well operations.

L80-9Cr vs L80-13Cr

L80-9Cr and L80-13Cr Casing and Tubing in Oil and Gas Drilling and Exploration

2. Comparison: L80-9Cr vs L80-13Cr

2.1 Chemical Composition

Vakio Arvosana C Si Mn P S Cr Mo Ni Cu
API 5CT L80-9Cr ≤ 0,15 ≤ 1.00 0.30-0.60 ≤ 0,020 ≤ 0,010 8.00-10.00 0.90-1.10 ≤ 0.50 ≤ 0,25
L80-13Cr 0.15-0.22 ≤ 1.00 0.25-1.00 ≤ 0,020 ≤ 0,010 12.00-14.00 — ≤ 0.50 ≤ 0,25

2.2 Mekaaniset ominaisuudet

Vakio Arvosana Yield Strength (Mpa) Vetolujuus (Mpa) Venymä (%) Hardness max
min. max. min. min. HRC HBW
API 5CT L80-9Cr 552 655 655 API 5CT
Table C.7		 23 241
L80-13Cr 552 655 655 23 241

2.3 Impact Test

Vakio Arvosana Sharpy Impact Energy (J)
Coupling Putken runko
API 5CT L80-9Cr L-10-40-0 T-10-20-0 L-10-27-0 T-10-14-0
L80-13Cr L-10-40-0 T-10-20-0 L-10-27-0 T-10-14-0

2.4 Corrosion Resistance

L80-9Cr: The 9% chromium content provides moderate corrosion resistance, suitable for environments with low to moderate concentrations of H₂S (hydrogen sulfide) or CO₂ (carbon dioxide), typically seen in less aggressive environments.

L80-13Cr: The 13% chromium content provides enhanced resistance to sour service (i.e., environments with high levels of H₂S) and high CO₂ environments. It’s better for harsher conditions like deep wells or offshore drilling.

2.5 Temperature and Sour Service

L80-9Cr: Generally suitable for moderate-temperature environments.

L80-13Cr: Can withstand higher temperatures and is better equipped for sour service conditions with high concentrations of H₂S or CO₂.

2.6 Cost

L80-9Cr: Due to its lower chromium content, L80-9Cr is less expensive than L80-13Cr. If the environment is not highly corrosive or sour, L80-9Cr could be a more cost-effective option.

L80-13Cr: More expensive but provides superior resistance in harsh conditions, potentially reducing maintenance costs or failures over time.

2.7 Applications

L80-9Cr: Suitable in wells with moderate temperature, pressure, and sour gas conditions. Often used in conventional oil and gas wells or less aggressive service environments.

L80-13Cr: Ideal for high-pressure wells with harsh environmental conditions, particularly in sour gas service, deep wells, or offshore oil & gas operations where high corrosion resistance is critical.

Offshore-tuuliturbiinit

Rakenteelliset pyöreät onttoosat maa- ja offshore-tuuliturbiineille

/sisään /kirjoittaja

Uusiutuvan energian kysynnän kasvaessa maailmanlaajuisesti, merituulivoima on noussut tärkeäksi ratkaisuksi. Tässä artikkelissa tarkastellaan offshore-tuuliturbiinien tukirakenteissa käytettävien rakenteellisten ympyräputkien (CHS) merkitystä sekä niiden suunnittelua, materiaaliominaisuuksia ja sovelluksia.

1. Ymmärtää rakenteelliset pyöreät onttoprofiilit

Rakenteelliset pyöreät ontot profiilit ovat sylinterimäisiä putkia, joissa on ontto keskus. Näillä osilla on keskeinen rooli offshore-tuuliturbiinien tukirakenteissa, jotka on ensisijaisesti suunniteltu kestämään turbiinin painoa ja kestämään ulkoisia ympäristöpaineita.

2. Rakenteellisten pyöreiden onttojen profiilien materiaaliominaisuudet

Hiiliteräs: S355MH, S355MLH, S420MH, S420MLH, S460MH, S460MLH, S460QH, S460QLH, S620QH, S620QLH, S690QH, S690QLH

3. Suunnittelunäkökohdat

Merituuliturbiinien tukirakenteita suunniteltaessa on otettava huomioon useita tekijöitä:
Tuulikuorma: Turbiinit kokevat dynaamisia tuulen kuormia käytön aikana, mikä edellyttää rakennetta, joka takaa rakenteellisen vakauden.
Aaltojen vaikutus: Meriympäristön aallot kohdistavat rakenteisiin lisäpainetta, mikä vaatii huolellista laskelmaa ja suunnittelun säätöjä.
Korroosiosuojaus: Koska merivesi on syövyttävää, suojapinnoitteiden tai korroosionkestävien materiaalien käyttö on välttämätöntä rakenteen käyttöiän pidentämiseksi.

4. Pyöreiden onttojen osien käytön edut

Pyöreiden onttojen osien käyttö tukirakenteissa tarjoaa useita etuja:
Korkea puristuslujuus: Pyöreä poikkileikkaus mahdollistaa tasaisen paineen jakautumisen, mikä parantaa yleistä vakautta.
Kevyt: Muihin muotoihin verrattuna pyöreät putket tarjoavat samanlaisen lujuuden pienemmällä painolla, mikä helpottaa kuljetusta ja asennusta.
Rakentamisen helppous: Pyöreiden putkien liittämisen ja hitsauksen yksinkertaisuus lisää rakentamisen tehokkuutta.

5. Usein kysytyt kysymykset

K: Mikä materiaali tulisi valita rakenteellisiin pyöreisiin ontoihin profiileihin?
V: Materiaalin valinta riippuu erityisistä ympäristöolosuhteista, budjetista ja suunnitteluvaatimuksista. Hiiliteräs soveltuu useimpiin sovelluksiin, mutta erittäin syövyttävissä ympäristöissä ruostumaton teräs tai seosteräs voivat olla sopivampia.

K: Miten rakenteellisten pyöreiden putkien kestävyys voidaan varmistaa?
V: Säännölliset tarkastukset ja huolto ovat elintärkeitä kestävyyden varmistamiseksi. Lisäksi sopivien suojapinnoitteiden ja -materiaalien valinnalla voidaan merkittävästi pidentää rakenteiden käyttöikää.

6. Johtopäätös

Rakenteelliset pyöreät onttoprofiilit ovat välttämättömiä offshore-tuuliturbiinien tukirakenteissa. Huolellisen suunnittelun ja materiaalivalinnan avulla tuuliturbiinien vakautta ja kestävyyttä voidaan parantaa, mikä edistää uusiutuvan energian kehitystä.

Jos tarvitset lisätiedusteluja tai apua maalla ja merellä sijaitsevien tuuliturbiinien rakenteiden ontoista osista, ota rohkeasti yhteyttä osoitteeseen [email protected].

Raakateräksen tuotanto

Raakateräksen tuotanto syyskuussa 2024

/sisään /kirjoittaja

Syyskuussa 2024 maailman raakateräksen tuotanto 71:ssä Maailman teräsliitolle (World Steel Association) raportoivassa maassa oli 143,6 miljoonaa tonnia (Mt), mikä on 4,71 TP3T vähemmän kuin syyskuussa 2023.

raakateräksen tuotanto

raakateräksen tuotanto

Raakateräksen tuotanto alueittain

Afrikka tuotti 1,9 miljoonaa tonnia syyskuussa 2024, mikä on 2,61 TP3 tonnia enemmän kuin syyskuussa 2023. Aasia ja Oseania tuottivat 105,3 miljoonaa tonnia, laskua 5,01 TP3 tonnia. EU (27) tuotti 10,5 miljoonaa tonnia, lisäystä 0,31 TP3 tonnia. Eurooppa, muut tuotanto 3,6 Mt, lisäys 4,1%. Lähi-idän tuotanto oli 3,5 miljoonaa tonnia, laskua 23,01 TP3 tonnia. Pohjois-Amerikan tuotanto oli 8,6 miljoonaa tonnia, laskua 3,41 TP3 tonnia. Venäjä ja muut IVY-maat + Ukraina tuottivat 6,8 miljoonaa tonnia, laskua 7,61 TP3T. Etelä-Amerikan tuotanto oli 3,5 miljoonaa tonnia, kasvua 3,31 TP3 tonnia.

Taulukko 1. Raakateräksen tuotanto alueittain

Alue Syyskuu 2024 (Mt) % muutos 24.9.23 tammi-syyskuu 2024 (Mt) % muutos tammi-syyskuu 24/23
Afrikka 1.9 2.6 16.6 2.3
Aasia ja Oseania 105.3 -5 1,032.00 -2.5
EU (27) 10.5 0.3 97.8 1.5
Eurooppa, muu 3.6 4.1 33.1 7.8
Lähi-idässä 3.5 -23 38.4 -1.5
Pohjois-Amerikassa 8.6 -3.4 80 -3.9
Venäjä ja muut IVY-maat + Ukraina 6.8 -7.6 64.9 -2.5
Etelä-Amerikka 3.5 3.3 31.4 0
Yhteensä 71 maata 143.6 -4.7 1,394.10 -1.9

Taulukon 71 maan osuus maailman raakateräksen kokonaistuotannosta vuonna 2023 oli noin 981 TP3T.

Taulukon kattamat alueet ja maat:

  • Afrikka: Algeria, Egypti, Libya, Marokko, Etelä-Afrikka, Tunisia
  • Aasia ja Oseania: Australia, Kiina, Intia, Japani, Mongolia, Uusi-Seelanti, Pakistan, Etelä-Korea, Taiwan (Kiina), Thaimaa, Vietnam
  • Euroopan unioni (27): Alankomaat, Belgia, Bulgaria, Kroatia, Tšekki, Suomi, Ranska, Saksa, Kreikka, Unkari, Italia, Luxemburg, Alankomaat, Puola, Portugali, Romania, Slovakia, Slovenia, Espanja, Ruotsi
  • Eurooppa, muut: Makedonia, Norja, Serbia, Türkiye, Iso-Britannia
  • Lähi-itä: Bahrain, Iran, Irak, Jordania, Kuwait, Oman, Qatar, Saudi-Arabia, Yhdistyneet arabiemiirikunnat, Jemen
  • Pohjois-Amerikka: Kanada, Kuuba, El Salvador, Guatemala, Meksiko, Yhdysvallat
  • Venäjä ja muut IVY-maat + Ukraina: Valko-Venäjä, Kazakstan, Venäjä, Ukraina
  • Etelä-Amerikka: Argentiina, Brasilia, Chile, Kolumbia, Ecuador, Paraguay, Peru, Uruguay, Venezuela

10 parasta terästä tuottavaa maata

Kiina tuotti 77,1 miljoonaa tonnia syyskuussa 2024, mikä on 6,11 TP3 tonnia syyskuussa 2023. Intia tuotti 11,7 miljoonaa tonnia, laskua 0,21 TP3 tonnia. Japani tuotti 6,6 Mt, laskua 5,81 TP3T. Yhdysvallat tuotti 6,7 miljoonaa tonnia, mikä on 1,21 TP3 tonnia enemmän. Venäjän arvioidaan tuottaneen 5,6 miljoonaa tonnia, mikä on 10,31 TP3 tonnia vähemmän. Etelä-Korea tuotti 5,5 miljoonaa tonnia ja kasvoi 1,31 TP3 tonnia. Saksa tuotti 3,0 Mt ja kasvoi 4,31 TP3T. Türkiye tuotti 3,1 Mt ja kasvoi 6,51 TP3T. Brasilia tuotti 2,8 Mt ja kasvoi 9,91 TP3T. Iranin arvioidaan tuottaneen 1,5 miljoonaa tonnia, mikä on 41,21 TP3T.

Taulukko 2. 10 parasta terästä tuottavaa maata

Alue  Syyskuu 2024 (Mt) % muutos 24.9.23 tammi-syyskuu 2024 (Mt) % muutos tammi-syyskuu 24/23
Kiina 77.1 -6.1 768.5 -3.6
Intia 11.7 -0.2 110.3 5.8
Japani 6.6 -5.8 63.3 -3.2
Yhdysvallat 6.7 1.2 60.3 -1.6
Venäjä 5,6 e -10.3 54 -5.5
Etelä-Korea 5.5 1.3 48.1 -4.6
Saksa 3 4.3 28.4 4
Turkkiye 3.1 6.5 27.9 13.8
Brasilia 2.8 9.9 25.2 4.4
Iran 1,5 e -41.2 21.3 -3.1

e – arvioitu. Kymmenen suurimman tuottajamaan sijoitus perustuu vuoden alusta

API 5L vs ISO 3183

Tunne erot: API 5L vs ISO 3183

/sisään /kirjoittaja
ISO 3183 ja API 5L ovat standardeja, jotka liittyvät teräsputkiin, ensisijaisesti käytettäväksi öljy-, kaasu- ja muilla nesteenkuljetusaloilla. Vaikka näiden kahden standardin, API 5L vs. ISO 3183, välillä on huomattavaa päällekkäisyyttä, niiden soveltamisalassa, sovelluksessa ja niiden takana olevissa organisaatioissa on keskeisiä eroja.

1. Myöntävät organisaatiot: API 5L vs ISO 3183

API 5L: American Petroleum Instituten (API) myöntämä standardi, jota käytetään pääasiassa öljy- ja kaasuteollisuudessa. Siinä käsitellään öljyä, kaasua ja vettä kuljettavien teräsputkien tekniset vaatimukset.
ISO 3183: Kansainvälisen standardointijärjestön (ISO) myöntämä standardi on kansainvälisesti tunnustettu ja sitä käytetään maailmanlaajuisesti öljy- ja kaasukuljetusalan teräsputkissa.

2. Soveltamisala: API 5L vs ISO 3183

API 5L: Kattaa teräsputket öljyn, maakaasun ja muiden nesteiden kuljettamiseen korkeassa paineessa. Sitä käytetään laajalti Pohjois-Amerikassa, erityisesti Yhdysvalloissa.
ISO 3183: Tämä standardi keskittyy ensisijaisesti öljy- ja kaasuputkissa käytettävien teräsputkien suunnitteluun, valmistukseen ja laadunvalvontaan, mutta sen käyttö on kansainvälisempää ja sovellettavissa useissa maissa ympäri maailmaa.

3. Keskeiset erot: API 5L vs ISO 3183

Maantieteellinen ja markkinoiden painopiste:

API 5L on räätälöity enemmän Pohjois-Amerikan markkinoille (erityisesti Yhdysvaltoihin), kun taas ISO 3183 on kansainvälisesti sovellettavissa ja sitä käytetään monissa maissa ympäri maailmaa.

Teräslaadut ja vaatimukset:

API 5L määrittelee teräslajit, kuten L175, L210, L245 ja niin edelleen, missä luku edustaa pienintä myötörajaa megapascaleina (MPa).
ISO 3183 määrittelee myös samanlaiset laatuluokat, mutta yksityiskohtaisemmilla vaatimuksilla materiaalien ominaisuuksista, valmistusprosesseista ja tarkastusprotokollista, mikä vastaa alan kansainvälistä käytäntöä.
Lisätiedot:
API 5L korostaa laadunvalvontaa, sertifiointia ja tuotantovaatimuksia, kun taas ISO 3183 kattaa laajemman soveltamisalan kansainvälistä kauppaa silmällä pitäen ja tarjoaa spesifikaatioita erilaisiin olosuhteisiin, mukaan lukien lämpötila, ympäristö ja erityiset mekaaniset vaatimukset.

4. Tekniset vaatimukset: API 5L vs ISO 3183

API 5L määrittelee teräsputkien materiaaliominaisuudet, valmistusprosessit, mitat, testausmenetelmät ja laadunvalvonnan. Se määrittelee teräslajit L (pieni lujuus) X laatuluokkiin (suurempi lujuus), kuten X42, X60 ja X70.
ISO 3183 kattaa samanlaiset teräsputkien valmistuksen näkökohdat, mukaan lukien materiaalin laadun, lämpökäsittelyn, pintakäsittelyn ja putkien päät. Se sisältää myös yksityiskohtaiset tiedot putkilinjan suunnittelupaineesta, ympäristönäkökohdista ja erilaisista putkistotarvikkeista.

5. Putkilaatujen vertailu: API 5L vs ISO 3183

API 5L: Lajit vaihtelevat L-lajeista (alhainen myötöraja) X-lajeihin (korkea myötöraja). Esimerkiksi X60 viittaa putkiin, joiden myötöraja on 60 000 psi (noin 413 MPa).
ISO 3183: Se käyttää samanlaista luokitusjärjestelmää, mutta voi sisältää yksityiskohtaisempia luokituksia ja ehtoja. Se varmistaa myös yhdenmukaisuuden maailmanlaajuisten putkilinjan suunnittelu- ja käyttökäytäntöjen kanssa.

6. Standardien välinen yhteensopivuus:

Monissa tapauksissa API 5L ja ISO 3183 ovat yhteensopivia, mikä tarkoittaa, että API 5L:n vaatimukset täyttävä teräsputki täyttää yleensä myös ISO 3183:n vaatimukset ja päinvastoin. Tietyt putkiprojektit voivat kuitenkin noudattaa yhtä standardia kuin toista riippuen sijainnista, asiakkaan mieltymyksistä tai sääntelyvaatimuksista.

7. Johtopäätös:

API 5L on yleisempi Yhdysvalloissa ja sitä ympäröivillä alueilla. Se keskittyy öljy- ja kaasuputkiteollisuuteen painottaen voimakkaasti tuotantoa ja laadunvalvontaa.
ISO 3183 on kansainvälinen standardi maailmanlaajuisille öljy- ja kaasuputkiprojekteille. Sen yksityiskohtaisemmat, maailmanlaajuisesti yhdenmukaistetut vaatimukset takaavat laajemman hyväksynnän kansainvälisillä markkinoilla.

Molemmat standardit ovat hyvin samankaltaisia materiaali-, valmistus- ja testausspesifikaatioiden osalta. Silti ISO 3183:lla on yleensä laajempi, maailmanlaajuisesti sovellettava soveltamisala, kun taas API 5L on edelleen erityisempi Pohjois-Amerikan markkinoille. Valinta näiden standardien välillä riippuu putkihankkeen maantieteellisestä sijainnista, spesifikaatioista ja sääntelytarpeista.