天然气地面设施抗硫化物应力开裂和应力腐蚀开裂金属材料技术规范SY/T—
1总则
1.0.1为规范油气田含硫化氢天然气地面设施所用的抗硫化物应力开裂和（或）抗应力腐蚀开裂的金属材料及其制造工艺的要求，特制定本规范。
1.0.2本规范适用于按常规的弹性准则设计和制造设备所用与含硫化氢介质接触的天然气地面设施的金属材料，包括井场、站场、处理厂的工艺设备、工艺管线及采、集气管线等。本规范不包括硫化氢引起的电化学失重腐蚀和其他类型的开裂。
1.0.3天然气地面设施用抗硫化物应力开裂和（或）抗应力腐蚀开裂金属材料除应符合本规范外，尚应符合国家现行的有关标准的规定。
2术语和缩略语
2.1术语
2.1.1硫化物应力开裂sulfidestresscracking
在有水和硫化氢存在的情况下，与腐蚀、残留的和（或）施加的拉应力相关的一种金属开裂。
2.1.2应力腐蚀开裂stresscorrosioncracking
在有水和硫化氢存在的情况下，与局部腐蚀的阳极过程、残留的和（或）施加的拉应力相关的一种金属开裂。
注：氯化物和（或）氧化剂和高温能增加金属产生应力腐蚀开裂的敏感性。
2.1.3氢致开裂hydrogen-inducedcracking
为氢原子扩散进钢铁中并在陷阱处结合成氢分子（氢气）时所引起的在碳钢和低合金钢中的平面裂纹。
2.1.4酸性环境sourservice
含有硫化氢并能够引起金属材料发生硫化物应力开裂、应力腐蚀开裂、氢致开裂等开裂形式的油气田环境。
2.2缩略语
2.2.1AYS——实际屈服强度
2.2.2HBW——布氏硬度
2.2.3HIC——氢致开裂
2.2.4HRB——B标尺洛氏硬度
2.2.5HRC——C标尺洛氏硬度
2.2.6HV——维氏硬度
2.2.7SSC——硫化物应力开裂
2.2.8SCC——应力腐蚀开裂
2.2.9SMYS——规定最小屈服强度
2.2.10SSRT——慢应变速率试验
3一般规定
3.0.1用于酸性环境的管道及设备的设计、制造和施工应选择抗SSC和（或）抗SCC的碳钢、低合金钢和耐蚀合金，采用抗SSC和（或）抗SCC的焊接工艺和焊材，并应符合现行国家标准《石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料第1部分：选择抗裂纹材料的一般原则》GB/T
.1、《石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料第2部分：抗开裂碳钢、低合金钢和铸铁》GB/T.2和《石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料第3部分：抗开裂耐蚀合金和其他合金》GB/T.3的规定。
3.0.2碳钢或低合金钢发生SSC的酸性环境的严重程度应按下列规定进行划分：
1碳钢或低合金钢发生SSC的酸性环境的严重程度应采用图3.0.2根据硫化氢分压（
PHS）和溶液的原位pH值进行评价。PHS0.MPa的环境为0区，PHS≥0.MPa的环境分
为SSC1区、SSC2区和SSC3区。
图3.0.2碳钢和低合金钢SSC的环境严重程度的区域0—0区；1—SSC1区；2—SSC2区；3—SSC3区1酸性环境的严重程度为：SSC3区SSC2区SSC1区0区。2确定含有硫化氢环境的严重程度时，应包括在非正常的工况条件下或停工时暴露于未缓冲的低pH值凝析水相，或井下增产酸液和（或）反排增产酸液等情况。3硫化氢分压和原位pH的确定应符合现行国家标准《石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料第2部分：抗开裂碳钢、低合金钢和铸铁》GB/T.2的有关规定。3.0.1在制造过程中应对母材和焊缝硬度进行控制和检测。管材、板材、棒材、铸件、锻件等母材的硬度宜选用HRC作为验收指标，测定应符合现行国家标准《金属材料洛氏硬度试验第1部分：试验方法（A、B、C、D、E、F、G、H、K、N、T标尺）》GB/T.1的有关规定，也可采用HBW、HV5kg或10kg或其他硬度试验方法，测定时应符合现行国家标准《金属材料布氏硬度试验第1部分：试验方法》GB/T.1、《金属材料维氏硬度试验第1部分：试验方法》GB/T.1的有关规定。母材硬度换算应符合现行国家标准《金属材料硬度值的换算》GB/T的规定。母材
硬度测定还应同时符合下列规定：1硬度检测点应位于不同位置。2邻近区域读数的平均值不得大于规定的允许值。3单个硬度读数值不得超过规定允许值的2HRC。3.0.2焊接工艺评定的硬度试验应按现行国家标准《石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料第1部分：选择抗裂纹材料的一般原则》GB/T.1、《石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料第2部分：抗开裂碳钢、低合金钢和铸铁》GB/T.2、《石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料第3部分：抗开裂耐蚀合金和其他合金》GB/T.3和《金属材料维氏硬度试验第1部分：试验方法》GB/T.1中规定的维氏HV10或HV5执行。3.0.3现场管道母材和焊缝的硬度检测应符合国家现行标准《控制钢制管道和设备焊缝硬度防止硫化物应力开裂技术规范》GB/T或《高含硫化氢气田金属材料现场硬度检验技术规范》SY/T的规定。3.0.4酸性环境中不应使用易切削钢。3.0.5本规范中未列出的酸性环境用的碳钢、低合金钢、耐蚀合金及其他合金材料应按现行国家标准《石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料第1部分：选择抗裂纹材料的一般原则》GB/T.1、《石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料第2部分：抗开裂碳钢、低合金钢和铸铁》GB/T.2和《石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料第3部分：抗开裂耐蚀合金和其他合金》GB/T.3进行评定。3.0.6可按现行国家标准《金属和合金的腐蚀应力腐蚀试验第7部分：慢应变速率试验》GB/T.7的SSRT进行耐蚀合金的筛选评定。3.0.7碳钢和低合金钢还应评估HIC的性能；耐蚀合金在评价抗开裂性能基础上还应评价点蚀、晶间腐蚀对材料的影响。
4碳钢和低合金钢4.1用于0区和SSC1区的材料4.1.1在0区使用的钢材可不采用抗SSC的碳钢或低合金钢。4.1.2用于酸性环境SSC1区的管线钢性能应符合下列规定：1应限制管线钢的化学成分，保证良好的可焊性。2应采用SMYS小于等于MPa的管线钢，且制造和现场焊缝的硬度不应大于HV10。4.1.3SSC1区的材料应采用附录A中推荐的钢材，也可采用SSC2区、SSC3区的钢材。4.2用于SSC2区的材料4.2.1用于酸性环境SSC2区的管线钢性能应符合下列规定：1应限制管线钢的化学成分，保证良好的可焊性。2应采用SMYS小于等于MPa的管线钢，且制造和现场焊缝的硬度不应大于HV10。4.2.2SSC2区的材料应采用附录A中推荐的钢材，也可采用SSC3区的钢材。4.3用于SSC3区的材料4.3.1宜采用附录A中SSC3区的钢材。4.3.2母材的成分、热处理和硬度应同时符合下列规定：1含镍量应低于1%。2硬度应小于等于22HRC。3碳钢和低合金钢的热处理状态应符合下列中的一种：1）热轧（仅对低碳钢）2）退火3）正火4）正火加回火5）正火，奥氏体化，淬火加回火6）奥氏体化，淬火加回火4.3.3碳钢和低合金钢经冷轧、冷锻或其他制造工艺进行任何冷变形后，表面纤维性永久变形量大于5%时应作应力消除热处理。应力消除热处理的温度不应低于℃，热处理后的硬度应小于等于22HRC。4.3.4焊接应符合下列规定：1用于现行国家标准《气田集输设计规范》GB中规定的一级、二级地区的碳钢集输管道，SMYS小于MPa且列于附录A中的非热轧态金属材料，可接受焊缝的焊接状态；SMYS大于等于MPa的碳钢、低合金钢焊缝应在不低于℃的温度进行焊后热处理。2碳钢、低合金钢母材和填充金属的化学成分和焊接参数应按现行国家标准《控制钢制管道和设备焊缝硬度防止硫化物应力开裂技术规范》GB/T的有关规定执行。焊缝、热影响区和母材金属的硬度应小于等于HV10。3焊缝和焊接接头硬度的测定应按3.0.4的规定执行。4当采用可能导致熔敷金属中镍含量大于1%的工艺和焊材时，应根据现行国家标准《石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料第2部分：抗开裂碳钢、低合金钢和铸铁》GB/T.2进行SSC评定试验合格之后方可采用。
4.3.5表面处理、覆层、衬里等应符合下列规定：
1渗氮、金属涂层（电镀和化学镀）、转化型涂层、塑料覆层和衬里不应用于防止SSC。
2碳钢和低合金钢的覆层采用焊接、银钎焊或喷涂金属等热加工且基体金属的热处理状态不发生改变时可用于酸性环境。基体金属升温超过下临界温度，应通过热处理使基体金属硬度小于等于
22HRC，基体金属的最终热处理状态应符合4.3.2的规定。
3采用渗氮表面处理，温度应低于基体金属的下临界温度，最大深度宜为0.15mm。
4采用镀层、覆盖层、涂层的基体金属仍应符合本规范抗开裂性能的规定。
4.3.6螺纹应符合下列规定：
1螺纹可使用机械切削进行加工。
2冷成型（滚压）的螺纹应满足本章有关原材料的热处理及硬度要求。
4.3.7字模压印标志应符合下列规定：
1可采用字模压印如点、波纹线、圆滑的U形等低应力标志。
2部件的低应力区（如法兰外缘上）可采用字模压印尖锐的标志，如V形。高应力区不宜用字模压印尖锐的标志，使用尖锐标志的字模压印后应在不低于℃的温度进行应力消除。
5耐蚀合金及其他合金5.0.1用于酸性环境的耐蚀合金及其他合金的产品、部件及焊接等制造工艺应符合本规范的有关规定。奥氏体不锈钢、高合金奥氏体不锈钢、马氏体不锈钢、固溶镍基合金、沉淀硬化镍基合金、钴基合金、钛合金、铜基和铝基合金等材料和使用环境限制应符合现行国家标准《石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料第3部分：抗开裂耐蚀合金和其他合金》GB/T.3的有关规定。5.0.2奥氏体不锈钢3Cr17Ni7Mo2SiN（）棒材经固溶热处理后，硬度应小于等于24HRC。5.0.3马氏体不锈钢12Cr13铸件或锻件应采用下列热处理工艺，硬度应小于等于22HRC：1奥氏体化加淬火或空冷。2在不低于℃的温度下回火，随后冷却到环境温度。3在不低于℃的温度下回火，但要比第一次回火温度低，随后冷却到环境温度。5.0.4马氏体不锈钢焊件应在不低于℃的温度进行焊后热处理。5.0.5沉淀硬化镍基合金0Cr15Ni40MoCuTiAlB（3YC7）带材经固溶处理加冷加工加时效处理后硬度应小于等于45HRC；3YC7棒材经固溶处理加时效处理后硬度应小于等于40HRC。3YC7的化学成分、力学性能及热处理制度应符合附录B和现行行业标准《仪表用耐腐蚀弹性合金第1部分：耐硫化物腐蚀0Cr15Ni40MoCuTiAlB弹性合金带材》JB/T.1的规定。5.0.6钛合金TC4锻态棒材应符合现行国家标准《钛及钛合金棒材》GB/T的规定，经℃～℃退火或经固溶处理（℃～℃，水淬）加时效处理（℃～℃，空冷），硬度应小于等于35HRC。5.0.7焊接热影响区的硬度不应超过母材允许的最大硬度，并且焊缝金属的硬度应小于等于用作焊接材料的相应合金的最大硬度。5.0.8螺纹应符合下列规定：1螺纹可使用机械切削进行加工。2满足本规范的耐蚀合金可采用冷成形（滚压）进行螺纹加工。5.0.9字模压印标志应符合下列规定：1可采用字模压印如点、波纹线、圆滑的U形等低应力标志。2部件的低应力区（如法兰外缘上）可采用字模压印尖锐的标志，如V形。高应力区不应使用字模压印尖锐的标志。
6双金属复合管和复合板材料
6.0.1双金属复合管的材料应符合下列规定：
1复合管应符合现行行业标准《内覆或衬里耐腐蚀合金复合钢管规范》SY/T的规定。
2基层应符合本规范第4章的规定。
3基层材料应选用SMYS小于等于MPa的碳钢管。
4耐蚀合金层的材料应符合本规范第5章的规定。
5双金属衬里复合管管端宜采用堆焊方式，堆焊材料宜选用UNSN，堆焊长度不应低于
50mm，堆焊厚度不应小于3mm。
6.0.2用于制造压力容器的复合板应符合下列规定：
1复合板基层宜符合现行行业标准《压力容器用爆炸焊接复合板》NB/T和本规范第4
章的规定。
2基层材料宜选取优质低碳钢或SMYS小于等于MPa的低合金钢。
3耐蚀合金层的材料应符合本规范第5章的规定。
6.0.3用于站场的管道宜采用冶金复合管，用于线路的管道可采用衬里复合管或冶金复合管；压力容器宜选用冶金复合板。管件、开孔管道、弯管、切割用管道宜采用冶金复合管。
6.0.4双金属复合管、复合板材料和焊接工艺评定中的耐蚀性评定应符合下列规定：
1宜对基层和耐蚀合金层分别进行评定。
2对基层进行评定时应剥离耐蚀合金层，并按现行国家标准《石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料第2部分：抗开裂碳钢、低合金钢和铸铁》GB/T.2的有关规定执行。
3对耐蚀合金层进行评定时应剥离基层，并按现行国家标准《石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料第3部分：抗开裂耐蚀合金和其他合金》GB/T.3的有关规定执行。
4熔敷金属为碳钢材料时，焊缝应进行SSC和HIC评定；熔敷金属为耐蚀合金材料时，焊缝应进行SCC、点腐蚀和晶间腐蚀的评定。
6.0.5双金属复合管和复合板材料的焊接工艺评定应符合下列规定：
1不应用碳钢焊材、低合金钢焊材在耐蚀合金层母材、过渡焊缝和耐蚀合金层焊缝上施焊。
2压力容器复合钢板的焊接宜最后焊接耐蚀合金层。
3焊接工艺评定的硬度应根据图6.0.5-1、图6.0.5-2和6.0.5-3用维氏硬度进行检测，硬度应在图中测量位置线（虚线）上进行检测。图6.0.5-2和6.0.5-3中距熔合线最近的高温热影响区硬度点，离熔合线的距离不应超过0.5mm。
4基层的热影响区和母材金属的硬度应小于等于HV10，耐蚀合金层热影响区的硬度不应超过母材允许的最大硬度。熔敷金属为碳钢材料时，硬度应小于等于HV10；熔敷金属为耐蚀合金材料时，硬度不应超过用作焊接材料的相应合金的最大硬度。
6.0.6现场焊接应严格按评定合格的焊接工艺评定和焊接工艺规程执行，现场管道切割应采用冷切割方式。
6.0.7现场环焊缝应与耐蚀合金层母材相匹配，宜采用UNSN焊材焊接，焊接时应采用内充氩保护，并严格控制层间温度。
6.0.8进行热处理或消除应力处理时，应采用防止影响耐蚀合金材料性能的工艺。
6.0.9宜控制合金稀释对堆焊层耐蚀性能或力学性能的影响。
图6.0.5-1堆焊层维氏硬度检测示意图
A—焊缝热影响区；B—虚线为1到12硬度测量压痕排列线；C—堆焊层；D—基层；E—熔合线到基层上1、5和9
硬度压痕的距离。当基层厚度大于等于15mm时，E应为13mm；当基层厚度小于15mm时，E应距离基层外表面1.5mm，
+0.5mm，-0.0mm；2、6和10的硬度压痕宜完全在热影响区内，并靠近堆焊层与热影响区之间的熔合线边界不超过1.0mm
A—距离基层外表面1.5mm，+0.5mm，-0.0mm；B—基层中间壁厚处；
C，D—距基层与耐蚀合金层结合面两侧各1.0mm，+0.0mm，-0.5mm；E—基层；F—耐蚀合金层；
2、3、6、7、9、11、13、14、16、17、20和23的硬度压痕宜完全在热影响区内，并应靠近熔合线
图6.0.5-3压力容器用复合板焊缝维氏硬度检测示意图
A—距离基层外表面1.5mm，+0.5mm，-0.0mm；B—基层的中间壁厚处；C，D—距基层与耐蚀合金层结合面两侧各1.0mm，+0.0mm，-0.5mm；E—基层；F—耐蚀合金层；G—耐蚀合金熔敷金属；
2、3、7、8、10、13、15、16、19、20、23和26的硬度压痕宜完全在热影响区内，并应靠近熔合线
7酸性天然气地面设施用材料7.1压力容器7.1.1压力容器各部件的材料应采用附录A表A.1、表A.2、表A.3和表A.4中的材料，并应符合本规范第4章、第5章的规定；用于压力容器的耐蚀合金复合板应符合本规范第6章的规定。7.1.2碳钢和低合金钢压力容器宜选取优质低碳钢或SMYS小于等于MPa的低合金钢，并应符合现行国家标准《压力容器第2部分：材料》GB/T.2的规定。钢应为高纯净度、晶粒度为6级或更细的全镇静钢，不得选用沸腾钢。7.1.3用于制造压力容器的16Mn锻件、QR在保证材料力学性能的前提下，Mn的质量分数宜小于等于1.4%。7.1.4容器焊缝焊接材料的化学成分应和母材相近，力学性能应不低于母材材料标准中规定的最小值。焊缝应符合本规范第4章、第5章的规定。7.2采气管线和集气管线7.2.1采气管线和集气管线的材料应采用附录A表A.1、表A.2、表A.3和表A.4中的材料，并应符合本规范第4章、第5章的规定；LC（UNSN）或LC（UNSN）内覆或衬里耐蚀合金复合钢管材料应符合现行行业标准《内覆或衬里耐腐蚀合金复合钢管规范》SY/T和本规范第6章的规定。7.2.2采气管线和集气管线采用碳钢和低合金钢时宜选用优质低碳钢或SMYS小于等于MPa的低合金钢无缝钢管或直缝埋弧焊钢管。钢应为高纯净度、晶粒度为6级或更细的全镇静钢。7.2.3管线环焊缝焊接材料的化学成分应与母材相近，力学性能不应低于母材材料标准中规定的最小值。焊缝应符合本规范第4章、第5章的规定。7.2.4管件材料可采用附录A中的材料，热煨弯管还应符合现行行业标准《油气输送用钢制感应加热弯管》SY/T的规定。7.3阀门7.3.1阀门的各部件应采用附录A中的材料，并应符合本规范第4章和第5章的规定。7.3.2用于制作阀体、阀盖、填料压盖、法兰等的35CrMo、30CrMo锻钢应经淬火加回火处理。35CrMo、30CrMo为基体金属用作阀板、阀瓣、针型阀阀芯、阀座，密封面堆焊或喷焊钴基或镍基合金后应进行消除应力热处理。7.3.3用于阀体的WCA、WCB和WCC级碳素钢铸件应为退火、正火或正火加回火状态，并应符合现行国家标准《通用阀门碳素钢铸件技术条件》GB/T19的规定。用于阀体的LCA、LCB和LCC铸件应为正火加回火或淬火加回火状态，并应符合现行行业标准《阀门用低温钢铸件技术条件》JB/T的规定。铸件的硬度应小于等于22HRC。铸件补焊后应在不低于℃的温度进行应力消除。7.3.4用于阀杆的奥氏体不锈钢3Cr17Ni7Mo2SiN（）棒材应符合5.0.2和附录B的规定7.3.5用于阀门部件（不含阀杆）和节流器部件的马氏体不锈钢12Cr13铸件或锻件应符合5.0.3的规定。7.3.6用于阀杆的沉淀硬化镍基合金0Cr15Ni40MoCuTiAlB（3YC7）棒材应符合5.0.5和附录B的规定。7.3.7用于阀杆的沉淀硬化镍基合金应符合现行国家标准《石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料第3部分：抗开裂耐蚀合金和其他合金》GB/T.3的有关规定。
7.3.8用于阀杆的钛合金TC4锻态棒材应符合5.0.6的规定。7.4其他7.4.1弹性元件应采用附录A表A.2和表A.4中的材料，并应符合本规范第5章的规定。7.4.2弹簧材料采用沉淀硬化镍基合金0Cr15Ni40MoCuTiAlB（3YC7）带材时应符合5.0.5和附录B的规定。7.4.3仪表接管、压紧连接管件和地面控制管线可采用附录A表A.1、表A.2、表A.4中的材料，并应符合本规范第4章和第5章的规定。7.4.4用于下列条件的紧固件应符合本规范第4章和第5章的规定：1直接暴露于酸性环境的紧固件。2被掩埋、隔绝、安装于法兰保护装置上的紧固件。3其他不允许直接暴露于大气环境中的紧固件。7.4.5直接暴露于大气环境中的紧固件可不采用抗硫化氢的材料。7.5用于高含硫化氢环境的材料7.5.1天然气中硫化氢体积分数大于等于5%的高含硫化氢环境中使用的管道、管件、阀门和设备应符合现行国家标准《石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料第1部分：选择抗裂纹材料的一般原则》GB/T.1、《石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料第2部分：抗开裂碳钢、低合金钢和铸铁》GB/T.2和《石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料第3部分：抗开裂耐蚀合金和其他合金》GB/T.3的规定。7.5.2碳钢和低合金钢采集气管道应符合现行国家标准《石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料第2部分：抗开裂碳钢、低合金钢和铸铁》GB/T.2和《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB/T中酸性服役条件PSL2钢管的规定；耐蚀合金管道应符合国家现行标准《石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料第3部分：抗开裂耐蚀合金和其他合金》GB/T.3和《耐腐蚀合金管线钢管》SY/T的规定；耐蚀合金复合钢管应符合国家现行标准《石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料第3部分：抗开裂耐蚀合金和其他合金》GB/T.3和《内覆或衬里耐腐蚀合金复合钢管规范》SY/T的规定。7.5.3用于高含硫化氢环境中的材料应是纯净度高的细晶粒结构全镇静钢。7.5.4不应采用热轧态的碳钢和低合金钢。7.5.5材料和焊缝应符合现行国家标准《石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料第1部分：选择抗裂纹材料的一般原则》GB/T.1、《石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料第2部分：抗开裂碳钢、低合金钢和铸铁》GB/T.2和《石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料第3部分：抗开裂耐蚀合金和其他合金》GB/T.3的规定，焊缝还应符合现行国家标准《控制钢制管道和设备焊缝硬度防止硫化物应力开裂技术规范》GB/T的规定。7.5.6所有碳钢、低合金钢焊缝应在不低于℃的温度进行焊后热处理，硬度应小于等于HV10。7.5.7接触湿含硫化氢介质并承受拉应力的部件不应采用马氏体不锈钢、沉淀硬化不锈钢或双相不锈钢。7.5.8对用于硫化氢分压大于1.0MPa环境的碳钢、低合金钢和焊缝，若没有2年以上类似工况的成功现场使用经验，应进行模拟现场条件的SSC试验。
7.5.9碳钢和低合金钢的抗SSC性能评价试验应按现行国家标准《金属在硫化氢环境中抗硫化物应力开裂和应力腐蚀开裂的实验室试验方法》GB/T执行，试验加载应力不应低于材料AYS的
80%。
7.5.10耐蚀合金材料的抗SCC性能评价试验应按现行国家标准《金属在硫化氢环境中抗硫化物应力开裂和应力腐蚀开裂的实验室试验方法》GB/T执行，弯梁试验加载应力应为材料AYS的
%，单轴拉伸试验的加载应力应为材料AYS的90%。
7.5.11碳钢和低合金钢的HIC性能评价试验应按现行国家标准《管线钢和压力容器钢抗氢致开裂评定方法》GB/T的规定执行，验收指标应满足每个试样单个截面的最大允许值不超过下列验收极限：
1裂纹长度率（CLR）≤10%
2裂纹厚度率（CTR）≤3%
3裂纹敏感率（CSR）≤1%
7.5.12管道附件应与管道材质一致，并符合本规范第4章、第5章的相关规定。
7.5.13阀门材料应符合下列规定：
1碳钢和低合金钢的化学成分质量分数应满足：C≤0.23%、S≤0.%、P≤0.%。
2用于焊接的碳钢和低合金钢的碳当量应小于等于0.42%。
涉及测试：
SSC硫化氢应力腐蚀
模拟条件腐蚀
模拟工况腐蚀检测-江苏容大检测