ZAM Coated Steel for Photovoltaic Brackets

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

/TRONG /qua

Sự định nghĩa

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) Và hot-dip galvanizing (HDG) revolves around their coating composition, corrosion resistance, applications, cost, Và 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), Và magnesium (Mg). Typically, the composition is about 80-90% Zinc, 5-11% Aluminum, Và 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. Chống ăn mòn

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, hoặc 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 môi trường khắc nghiệt 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, Và 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 Và 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, Và 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)

Tính năng Zinc-Aluminum-Magnesium (ZAM) Hot-Dip Galvanizing (HDG)
Coating Composition Zinc, Aluminum, Magnesium Zinc (with some iron from the substrate)
Chống ăn mòn 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
Các ứng dụng Coastal areas, chemical environments, heavy-duty General outdoor infrastructure, agriculture
Trị giá Higher initial cost Lower initial cost
Tác động môi trường 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

Phần kết luận

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 Pipeline and Piping

/TRONG /qua

Giới thiệu

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?

Ống dẫn 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.

Ống dẫn

Ống dẫn

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

Sự chỉ rõ Trên bờ Ngoài khơi
Pipeline Ống dẫn Pipeline Ống dẫn
Mã thiết kế – 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
Phạm vi 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		 Tiêu chuẩn ASTM
Van – 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
Hàn – 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
Cài đặt 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		 Không áp dụng
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		 Không áp dụng
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 Không áp dụng
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: Something You Need to Know

/TRONG /qua

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.
Đặc trưng:
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.
Đặc trưng:
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

Tiêu chuẩn Cấp C Sĩ Mn P S Cr Mơ Ni Củ
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 Tính chất cơ học

Tiêu chuẩn Cấp Yield Strength (Mpa) Độ bền kéo (Mpa) Độ giãn dài (%) Hardness max
phút. max. phút. phút. 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

Tiêu chuẩn Cấp Sharpy Impact Energy (J)
Coupling Thân ống
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.

Sản xuất thép thô

Sản lượng thép thô tháng 9 năm 2024

/TRONG /qua

Vào tháng 9 năm 2024, sản lượng thép thô thế giới của 71 quốc gia báo cáo với Hiệp hội Thép Thế giới (world steel) là 143,6 triệu tấn (Mt), giảm 4,7% so với tháng 9 năm 2023.

sản xuất thép thô

sản xuất thép thô

Sản lượng thép thô theo khu vực

Châu Phi sản xuất 1,9 Mt vào tháng 9 năm 2024, tăng 2,6% so với tháng 9 năm 2023. Châu Á và Châu Đại Dương sản xuất 105,3 Mt, giảm 5,0%. EU (27) sản xuất 10,5 Mt, tăng 0,3%. Châu Âu, Khác sản xuất 3,6 Mt, tăng 4,1%. Trung Đông sản xuất 3,5 Mt, giảm 23,0%. Bắc Mỹ sản xuất 8,6 Mt, giảm 3,4%. Nga và các nước CIS khác + Ukraine sản xuất 6,8 Mt, giảm 7,6%. Nam Mỹ sản xuất 3,5 Mt, tăng 3,3%.

Bảng 1. Sản lượng thép thô theo khu vực

Vùng đất Tháng 9 năm 2024 (Mt) % thay đổi ngày 24/9/23 Tháng 1-9 năm 2024 (Mt) % thay đổi tháng 1-tháng 9 24/23
Châu phi 1.9 2.6 16.6 2.3
Châu Á và Châu Đại Dương 105.3 -5 1,032.00 -2.5
Liên minh châu Âu (27) 10.5 0.3 97.8 1.5
Châu Âu, Khác 3.6 4.1 33.1 7.8
Trung Đông 3.5 -23 38.4 -1.5
Bắc Mỹ 8.6 -3.4 80 -3.9
Nga và các nước CIS khác + Ukraine 6.8 -7.6 64.9 -2.5
Nam Mỹ 3.5 3.3 31.4 0
Tổng cộng 71 quốc gia 143.6 -4.7 1,394.10 -1.9

71 quốc gia có trong bảng này chiếm khoảng 98% tổng sản lượng thép thô thế giới vào năm 2023.

Các khu vực và quốc gia được đề cập trong bảng:

  • Châu phi: Algeria, Ai Cập, Libya, Morocco, Nam Phi, Tunisia
  • Châu Á và Châu Đại Dương: Úc, Trung Quốc, Ấn Độ, Nhật Bản, Mông Cổ, New Zealand, Pakistan, Hàn Quốc, Đài Loan (Trung Quốc), Thái Lan, Việt Nam
  • Liên minh Châu Âu (27): Áo, Bỉ, Bulgaria, Croatia, Séc, Phần Lan, Pháp, Đức, Hy Lạp, Hungary, Ý, Luxembourg, Hà Lan, Ba Lan, Bồ Đào Nha, Romania, Slovakia, Slovenia, Tây Ban Nha, Thụy Điển
  • Châu Âu, Khác: Macedonia, Na Uy, Serbia, Thổ Nhĩ Kỳ, Vương quốc Anh
  • Trung Đông: Bahrain, Iran, Iraq, Jordan, Kuwait, Oman, Qatar, Ả Rập Xê Út, Các Tiểu Vương quốc Ả Rập Thống nhất, Yemen
  • Bắc Mỹ: Canada, Cuba, El Salvador, Guatemala, Mexico, Hoa Kỳ
  • Nga và các nước CIS khác + Ukraine: Belarus, Kazakhstan, Nga, Ukraine
  • Nam Mỹ: Argentina, Brazil, Chile, Colombia, Ecuador, Paraguay, Peru, Uruguay, Venezuela

10 quốc gia sản xuất thép hàng đầu

Trung Quốc sản xuất 77,1 Mt vào tháng 9 năm 2024, giảm 6,1% so với tháng 9 năm 2023. Ấn Độ sản xuất 11,7 Mt, giảm 0,2%. Nhật Bản sản xuất 6,6 Mt, giảm 5,8%. Hoa Kỳ sản xuất 6,7 Mt, tăng 1,2%. Nga ước tính sản xuất 5,6 Mt, giảm 10,3%. Hàn Quốc sản xuất 5,5 Mt, tăng 1,3%. Đức sản xuất 3,0 Mt, tăng 4,3%. Thổ Nhĩ Kỳ sản xuất 3,1 Mt, tăng 6,5%. Brazil sản xuất 2,8 Mt, tăng 9,9%. Iran ước tính sản xuất 1,5 Mt, giảm 41,2%.

Bảng 2. 10 quốc gia sản xuất thép hàng đầu

Vùng đất  Tháng 9 năm 2024 (Mt) % thay đổi ngày 24/9/23 Tháng 1-9 năm 2024 (Mt) % thay đổi tháng 1-tháng 9 24/23
Trung Quốc 77.1 -6.1 768.5 -3.6
Ấn Độ 11.7 -0.2 110.3 5.8
Nhật Bản 6.6 -5.8 63.3 -3.2
Hoa Kỳ 6.7 1.2 60.3 -1.6
Nga 5.6 và -10.3 54 -5.5
Hàn Quốc 5.5 1.3 48.1 -4.6
Đức 3 4.3 28.4 4
Thổ Nhĩ Kỳ 3.1 6.5 27.9 13.8
Brazil 2.8 9.9 25.2 4.4
Iran 1,5 giờ -41.2 21.3 -3.1

e – ước tính. Xếp hạng 10 quốc gia sản xuất hàng đầu dựa trên tổng hợp từ đầu năm đến nay

API 5L so với ISO 3183

Biết sự khác biệt: API 5L so với ISO 3183

/TRONG /qua
ISO 3183 và API 5L là các tiêu chuẩn liên quan đến ống thép, chủ yếu dùng trong ngành dầu khí và các ngành vận chuyển chất lỏng khác. Mặc dù có sự chồng chéo đáng kể giữa hai tiêu chuẩn này, API 5L so với ISO 3183, nhưng vẫn có những khác biệt chính về phạm vi, ứng dụng và tổ chức đằng sau chúng.

1. Tổ chức phát hành: API 5L so với ISO 3183

API 5L: Do Viện Dầu khí Hoa Kỳ (API) ban hành, tiêu chuẩn này chủ yếu được sử dụng trong ngành dầu khí. Tiêu chuẩn này nêu chi tiết các yêu cầu kỹ thuật đối với ống thép vận chuyển dầu, khí và nước.
ISO 3183: Do Tổ chức Tiêu chuẩn hóa Quốc tế (ISO) ban hành, tiêu chuẩn này được công nhận và sử dụng trên toàn cầu đối với ống thép trong lĩnh vực vận chuyển dầu khí.

2. Phạm vi áp dụng: API 5L so với ISO 3183

API 5L: Bao gồm các ống thép để vận chuyển dầu mỏ, khí đốt tự nhiên và các chất lỏng khác dưới áp suất cao. Được sử dụng rộng rãi ở Bắc Mỹ, đặc biệt là ở Hoa Kỳ.
ISO 3183: Tiêu chuẩn này chủ yếu tập trung vào thiết kế, sản xuất và kiểm soát chất lượng ống thép được sử dụng trong đường ống dẫn dầu và khí đốt, nhưng phạm vi sử dụng của nó rộng hơn và được áp dụng ở nhiều quốc gia trên toàn thế giới.

3. Sự khác biệt chính: API 5L so với ISO 3183

Tập trung về mặt địa lý và thị trường:

API 5L phù hợp hơn với thị trường Bắc Mỹ (đặc biệt là Hoa Kỳ), trong khi ISO 3183 có thể áp dụng quốc tế và được sử dụng ở nhiều quốc gia trên toàn thế giới.

Các loại thép và yêu cầu:

API 5L định nghĩa các loại thép như L175, L210, L245, v.v., trong đó con số biểu thị giới hạn chảy tối thiểu tính bằng megapascal (MPa).
ISO 3183 cũng định nghĩa các cấp độ tương tự nhưng có các yêu cầu chi tiết hơn về tính chất vật liệu, quy trình sản xuất và giao thức kiểm tra, phù hợp với thông lệ quốc tế của ngành.
Thông số kỹ thuật bổ sung:
API 5L nhấn mạnh vào kiểm soát chất lượng, chứng nhận và các yêu cầu sản xuất, trong khi ISO 3183 bao gồm phạm vi rộng hơn, hướng đến thương mại quốc tế và cung cấp các thông số kỹ thuật cho các điều kiện khác nhau, bao gồm nhiệt độ, môi trường và các yêu cầu cơ học cụ thể.

4. Yêu cầu kỹ thuật: API 5L so với ISO 3183

API 5L chỉ định các đặc tính vật liệu, quy trình sản xuất, kích thước, phương pháp thử nghiệm và kiểm soát chất lượng của ống thép. Nó xác định các cấp thép từ L (cường độ thấp) đến cấp X (cường độ cao hơn), chẳng hạn như X42, X60 và X70.
ISO 3183 bao gồm các khía cạnh tương tự của sản xuất ống thép, bao gồm chất lượng vật liệu, xử lý nhiệt, xử lý bề mặt và đầu ống. Nó cũng cung cấp các thông số kỹ thuật chi tiết về áp suất thiết kế đường ống, các cân nhắc về môi trường và các phụ kiện đường ống khác nhau.

5. So sánh các cấp ống: API 5L so với ISO 3183

API 5L: Các cấp độ dao động từ cấp L (giới hạn chảy thấp) đến cấp X (giới hạn chảy cao hơn). Ví dụ, X60 dùng để chỉ các ống có giới hạn chảy là 60.000 psi (khoảng 413 MPa).
ISO 3183: Tiêu chuẩn này sử dụng hệ thống phân loại tương tự nhưng có thể bao gồm các phân loại và điều kiện chi tiết hơn. Tiêu chuẩn này cũng đảm bảo sự phù hợp với thiết kế đường ống toàn cầu và các hoạt động thực hành.

6. Tính tương thích giữa các tiêu chuẩn:

Trong nhiều trường hợp, API 5L và ISO 3183 tương thích, nghĩa là ống thép đáp ứng các yêu cầu của API 5L thường cũng sẽ đáp ứng các yêu cầu của ISO 3183 và ngược lại. Tuy nhiên, các dự án đường ống cụ thể có thể tuân thủ tiêu chuẩn này hơn tiêu chuẩn kia tùy thuộc vào vị trí, sở thích của khách hàng hoặc yêu cầu của quy định.

7. Kết luận:

API 5L phổ biến hơn ở Hoa Kỳ và các khu vực lân cận. Nó tập trung vào ngành công nghiệp đường ống dẫn dầu và khí đốt, nhấn mạnh vào sản xuất và kiểm soát chất lượng.
ISO 3183 là tiêu chuẩn quốc tế cho các dự án đường ống dẫn dầu và khí đốt toàn cầu. Các yêu cầu chi tiết hơn, phù hợp với toàn cầu của tiêu chuẩn này đảm bảo sự chấp nhận rộng rãi hơn trên thị trường quốc tế.

Cả hai tiêu chuẩn đều rất giống nhau về thông số kỹ thuật vật liệu, sản xuất và thử nghiệm. Tuy nhiên, ISO 3183 có xu hướng có phạm vi áp dụng rộng hơn, toàn cầu hơn, trong khi API 5L vẫn cụ thể hơn đối với thị trường Bắc Mỹ. Việc lựa chọn giữa các tiêu chuẩn này phụ thuộc vào vị trí địa lý, thông số kỹ thuật và nhu cầu quản lý của dự án đường ống.

Thép không gỉ so với thép mạ kẽm

Thép không gỉ so với thép mạ kẽm

/TRONG /qua

Giới thiệu

Thép không gỉ so với thép mạ kẽm, điều quan trọng là phải xem xét đến môi trường, độ bền cần thiết và nhu cầu bảo trì. Thép không gỉ có khả năng chống ăn mòn, độ bền và tính thẩm mỹ vô song, khiến nó phù hợp với các ứng dụng đòi hỏi khắt khe trong môi trường khắc nghiệt. Mặt khác, thép mạ kẽm cung cấp khả năng bảo vệ chống ăn mòn hiệu quả về mặt chi phí cho các thiết lập ít gây hấn hơn.

1. Thành phần và quy trình sản xuất

Thép không gỉ

Thép không gỉ là hợp kim chủ yếu bao gồm sắt, crom (ít nhất 10,5%), và đôi khi là niken và molypden. Crom tạo thành lớp oxit bảo vệ trên bề mặt, mang lại khả năng chống ăn mòn tuyệt vời. Các loại khác nhau, như 304 và 316, có các nguyên tố hợp kim khác nhau, cung cấp các tùy chọn cho nhiều môi trường khác nhau, bao gồm nhiệt độ khắc nghiệt và độ mặn cao.

Thép mạ kẽm

Thép mạ kẽm là thép cacbon được phủ một lớp kẽm. Lớp kẽm bảo vệ thép bên dưới như một rào cản chống ăn mòn. Phương pháp mạ kẽm phổ biến nhất là mạ kẽm nhúng nóng, trong đó thép được nhúng trong kẽm nóng chảy. Một phương pháp khác là mạ kẽm điện phân, trong đó kẽm được áp dụng bằng dòng điện. Cả hai quy trình đều tăng cường khả năng chống ăn mòn, mặc dù chúng thường kém bền hơn trong môi trường khắc nghiệt so với thép không gỉ.

2. Chống ăn mòn

Thép không gỉ

Khả năng chống ăn mòn của thép không gỉ là vốn có do thành phần hợp kim của nó, tạo thành lớp oxit crom thụ động. Thép không gỉ cấp 316, bao gồm molypden, cung cấp khả năng chống ăn mòn tuyệt vời từ clorua, axit và các hóa chất mạnh khác. Đây là lựa chọn ưu tiên trong các ngành công nghiệp hàng hải, chế biến hóa chất và dầu khí, nơi tiếp xúc với các tác nhân ăn mòn hàng ngày.

Thép mạ kẽm

Lớp kẽm trên thép mạ kẽm cung cấp khả năng bảo vệ hy sinh; kẽm sẽ bị ăn mòn trước lớp thép bên dưới, mang lại khả năng chống ăn mòn nhất định. Tuy nhiên, khả năng bảo vệ này bị hạn chế vì lớp kẽm có thể bị phân hủy theo thời gian. Mặc dù thép mạ kẽm hoạt động tốt trong môi trường ôn hòa và xây dựng nói chung, nhưng nó không chịu được hóa chất khắc nghiệt hoặc tiếp xúc với nước mặn hiệu quả như thép không gỉ.

3. Tính chất cơ học và độ bền

Thép không gỉ

Thép không gỉ thường bền hơn thép mạ kẽm, với độ bền và độ bền kéo cao hơn. Điều này làm cho nó trở nên lý tưởng cho các ứng dụng đòi hỏi khả năng phục hồi và độ tin cậy dưới áp lực. Thép không gỉ cũng cung cấp khả năng chống va đập và mài mòn tuyệt vời, mang lại lợi ích cho cơ sở hạ tầng và các ứng dụng công nghiệp nặng.

Thép mạ kẽm

Trong khi sức mạnh của thép mạ kẽm chủ yếu đến từ lõi thép cacbon, nó thường kém bền hơn thép không gỉ. Lớp kẽm bổ sung không đóng góp đáng kể vào độ bền của nó. Thép mạ kẽm phù hợp cho ứng dụng trung bình nơi cần khả năng chống ăn mòn nhưng không phải trong môi trường khắc nghiệt hoặc có ứng suất cao.

4. Ngoại hình và thẩm mỹ

Thép không gỉ

Thép không gỉ có vẻ ngoài bóng bẩy, sáng bóng và thường được ưa chuộng trong các ứng dụng kiến trúc và lắp đặt dễ thấy. Tính thẩm mỹ và độ bền của nó khiến nó trở thành lựa chọn ưu tiên cho các cấu trúc và thiết bị có khả năng hiển thị cao.

Thép mạ kẽm

Lớp kẽm tạo cho thép mạ kẽm một lớp hoàn thiện xỉn màu, xám mờ kém hấp dẫn về mặt thị giác hơn thép không gỉ. Theo thời gian, tiếp xúc với thời tiết có thể dẫn đến lớp gỉ màu trắng trên bề mặt, có thể làm giảm tính thẩm mỹ, mặc dù không ảnh hưởng đến hiệu suất.

5. Cân nhắc về chi phí

Thép không gỉ

Thép không gỉ thường là đắt hơn do các thành phần hợp kim của nó, crom và niken, và các quy trình sản xuất phức tạp. Tuy nhiên, tuổi thọ dài hơn và việc bảo trì tối thiểu có thể bù đắp chi phí ban đầu, đặc biệt là trong những môi trường khắc nghiệt.

Thép mạ kẽm

Thép mạ kẽm là tiết kiệm hơn hơn thép không gỉ, đặc biệt là đối với các ứng dụng ngắn hạn đến trung hạn. Đây là lựa chọn tiết kiệm chi phí cho các dự án có ngân sách hạn chế và nhu cầu chống ăn mòn vừa phải.

6. Ứng dụng điển hình

Ứng dụng thép không gỉ

Dầu khí: Được sử dụng trong đường ống, bể chứa và giàn khoan ngoài khơi do có khả năng chống ăn mòn và độ bền cao.
Xử lý hóa học: Thích hợp cho môi trường tiếp xúc với hóa chất có tính axit hoặc ăn mòn hàng ngày.
Kỹ thuật hàng hải: Khả năng chống nước mặn của thép không gỉ khiến nó phù hợp cho các ứng dụng hàng hải như bến tàu, tàu thuyền và thiết bị.
Cơ sở hạ tầng: Lý tưởng cho cầu, lan can và các công trình kiến trúc đòi hỏi độ bền và tính thẩm mỹ.

Ứng dụng thép mạ kẽm

Xây dựng chung: Thường được sử dụng trong xây dựng khung, hàng rào và giá đỡ mái nhà.
Thiết bị nông nghiệp: Đảm bảo cân bằng giữa khả năng chống ăn mòn và hiệu quả về mặt chi phí cho các thiết bị tiếp xúc với đất và độ ẩm.
Cơ sở xử lý nước: Thích hợp cho cơ sở hạ tầng nước không quan trọng, chẳng hạn như đường ống và bể chứa trong môi trường ít ăn mòn.
Kết cấu ngoài trời: Thường được sử dụng làm rào chắn đường bộ, lan can và cột điện, nơi có điều kiện thời tiết ôn hòa.

7. Bảo trì và tuổi thọ

Thép không gỉ

Thép không gỉ yêu cầu bảo trì tối thiểu do khả năng chống ăn mòn vốn có của nó. Tuy nhiên, trong môi trường khắc nghiệt, nên vệ sinh định kỳ để loại bỏ muối, hóa chất hoặc cặn bẩn có thể làm hỏng lớp oxit bảo vệ theo thời gian.

Thép mạ kẽm

Thép mạ kẽm yêu cầu kiểm tra và bảo trì thường xuyên để giữ nguyên lớp kẽm. Nếu lớp kẽm bị trầy xước hoặc xuống cấp, có thể cần phải mạ kẽm lại hoặc phủ thêm lớp phủ để ngăn ngừa ăn mòn. Điều này đặc biệt quan trọng trong các ứng dụng hàng hải hoặc công nghiệp, nơi lớp kẽm có nguy cơ xuống cấp nhanh hơn.

8. Ví dụ: Thép không gỉ so với Thép mạ kẽm

TÀI SẢN THÉP KHÔNG GỈ (316) THÉP MẠ KẼM SO SÁNH
Cơ chế bảo vệ Lớp oxit bảo vệ tự phục hồi khi có oxy, mang lại khả năng chống ăn mòn lâu dài. Lớp phủ kẽm bảo vệ được phủ lên thép trong quá trình sản xuất. Khi bị hư hỏng, kẽm xung quanh sẽ bảo vệ thép tiếp xúc bằng phương pháp catốt. Lớp bảo vệ bằng thép không gỉ bền hơn và có thể tự 'phục hồi'. Lớp bảo vệ bằng thép không gỉ không bị giảm đi khi vật liệu bị mất hoặc độ dày giảm.
Vẻ bề ngoài Có nhiều loại hoàn thiện, từ đánh bóng điện hóa rất sáng đến đánh bóng mài mòn. Vẻ ngoài và cảm giác chất lượng cao hấp dẫn. Có thể có lớp kim tuyến. Bề mặt không sáng và dần chuyển sang màu xám xỉn theo thời gian. Lựa chọn thiết kế thẩm mỹ.
Cảm giác bề mặt Nó rất trơn và có thể trơn trượt. Nó có cảm giác thô hơn và điều này sẽ rõ ràng hơn theo thời gian. Lựa chọn thiết kế thẩm mỹ.
Chứng chỉ xanh Có thể tái sử dụng trong các công trình mới. Sau khi công trình hết hạn sử dụng, nó có giá trị như phế liệu và do giá trị thu gom của nó, nó có tỷ lệ tái chế cao. Thép cacbon thường bị loại bỏ khi hết hạn sử dụng và ít giá trị hơn. Thép không gỉ được tái chế rộng rãi trong quá trình sản xuất và khi hết vòng đời. Tất cả thép không gỉ mới đều chứa một tỷ lệ đáng kể thép tái chế.
Dòng chảy kim loại nặng Mức độ không đáng kể. Lượng kẽm rò rỉ đáng kể, đặc biệt là vào giai đoạn đầu đời. Một số xa lộ ở châu Âu đã được thay thế bằng lan can thép không gỉ để tránh ô nhiễm kẽm ra môi trường.
Trọn đời Không xác định, miễn là bề mặt được duy trì. Ăn mòn chung chậm cho đến khi kẽm hòa tan. Rỉ đỏ sẽ xuất hiện khi lớp kẽm/sắt bị ăn mòn và cuối cùng là lớp thép nền. Cần sửa chữa trước khi ~2% bề mặt có đốm đỏ. Lợi ích về chi phí vòng đời rõ ràng cho thép không gỉ nếu dự định kéo dài tuổi thọ. Điểm hòa vốn kinh tế có thể chỉ ngắn tới sáu năm, tùy thuộc vào môi trường và các yếu tố khác.
Chống cháy Thích hợp cho thép không gỉ austenit có độ bền và độ võng hợp lý khi cháy. Kẽm nóng chảy và chảy, có thể gây ra sự cố hỏng thép không gỉ liền kề trong nhà máy hóa chất. Nền thép cacbon mất độ bền và bị biến dạng. Thép không gỉ có khả năng chống cháy tốt hơn và tránh nguy cơ kẽm nóng chảy nếu sử dụng mạ kẽm.
Hàn tại chỗ Đây là quy trình đối với thép không gỉ austenit, chú ý đến sự giãn nở nhiệt. Mối hàn có thể được hòa trộn vào bề mặt kim loại xung quanh. Làm sạch và thụ động hóa sau khi hàn là điều cần thiết. Thép cacbon dễ dàng tự hàn, nhưng kẽm phải được loại bỏ vì khói. Nếu thép mạ kẽm và thép không gỉ được hàn với nhau, bất kỳ cặn kẽm nào cũng sẽ làm giòn thép không gỉ. Sơn giàu kẽm kém bền hơn mạ kẽm. Trong môi trường biển khắc nghiệt, gỉ sét có thể xuất hiện sau ba đến năm năm và thép bị tấn công sau bốn năm/mm. Độ bền ngắn hạn cũng tương tự, nhưng lớp phủ giàu kẽm ở các mối nối cần được bảo dưỡng. Trong điều kiện khắc nghiệt, thép mạ kẽm sẽ bị rỉ sét thô—thậm chí là thủng lỗ—và có thể gây thương tích cho tay, đặc biệt là từ phía biển không nhìn thấy được.
Tiếp xúc với vật liệu ẩm, xốp (ví dụ: nêm gỗ) trong môi trường có muối. Nó có thể gây ra vết gỉ sét và nứt vỡ nhưng không gây hỏng hóc kết cấu. Tương tự như vết bẩn do lưu trữ, nó dẫn đến mất kẽm nhanh chóng và lâu dài do thủng. Điều này không mong muốn đối với cả hai bên, nhưng về lâu dài, nó có thể gây ra hư hỏng ở chân cột mạ kẽm.
BẢO TRÌ Nó có thể bị ố màu do trà và có vết rỗ nhỏ nếu không được bảo dưỡng đầy đủ. Nó có thể bị mất kẽm nói chung và dẫn đến ăn mòn lớp thép nền nếu không được bảo dưỡng đầy đủ. Cả hai trường hợp đều cần mưa ở nơi thoáng đãng hoặc giặt ở nơi có mái che.