Edelstahl für LNG-Kryogenanwendungen: 304L vs. 9 % Nickelstahl

Flüssigerdgas (LNG) wird bei –162 Grad (–260 Grad F) gespeichert und transportiert, einer der anspruchsvollsten kryogenen Bedingungen in der industriellen Werkstofftechnik. Die Auswahl des falschen Strukturmaterials für LNG-Lagertanks, Pipelines und Prozessleitungen kann zu Sprödbrüchen, kryogener Versprödung oder Spannungsrisskorrosion - führen, die katastrophale Folgen für Sicherheit, Umwelt und Reputation haben.

Stainless Steel for LNG Cryogenic Service

Dieser Artikel bietet einen strukturierten, evidenzbasierten Vergleich zweier führender LNG--kompatibler Strukturmaterialien:Austenitischer Edelstahl 304L(UNS S30403) und 9 % Nickelstahl (UNS K81340, auch als ASTM A353 / A553 Typ II / 9Ni-Stahl bezeichnet). Jedes Material wird hinsichtlich Chemie, mechanischen und kryogenen Zähigkeitseigenschaften, Schweißbarkeit, Korrosionsleistung, Einhaltung gesetzlicher Vorschriften, praktischer Herstellung und Gesamtinstallationskosten bewertet.

Flüssigerdgas (LNG) ist Erdgas (überwiegend Methan, CH₄), das bei Atmosphärendruck auf –162 Grad (–260 Grad F) abgekühlt wurde, wodurch sich sein Volumen um etwa das 600-fache verringert und ein effizienter Transport und eine effiziente Lagerung auf See ermöglicht wird. Die LNG-Wertschöpfungskette umfasst Verflüssigungsanlagen, LNG-Tanker (Tanker), Regasifizierungsterminals und Binnenvertriebsnetze -, die jeweils Strukturmaterialien erfordern, die bei kryogenen Temperaturen sicher funktionieren können.

Bei –162 Grad durchlaufen die meisten Kohlenstoff- und niedrig{1}legierten Stähle einen duktilen -zu-Übergang (DBTT): Ihre Bruchzähigkeit sinkt stark, und ein Riss, der sich bei Raumtemperatur sicher verbiegen würde, kann sich zu einem katastrophalen Sprödbruch ausbreiten. Dieses als Niedertemperatursprödigkeit bekannte Phänomen ist der Hauptgrund für die Materialauswahl für LNG-Anwendungen. Die wichtigsten Materialanforderungen für den LNG-Service sind:

Behaltene Duktilität und Zähigkeit bei –196 Grad (Flüssigstickstofftemperatur, als Testmaßstab) und –162 Grad (LNG-Betriebstemperatur)

Keine Phasenumwandlungen (Ferrit → Martensit) bei kryogenen Temperaturen

Geringe Sprödbruchwahrscheinlichkeit bei scharfen Defekten oder Schweißnahtunterbrechungen

Beständigkeit gegen Thermoschock bei schnellen Abkühl-{0}Ab- oder Aufwärmvorgängen-

Ausreichende Streckgrenze, um den hydrostatischen Druck von LNG bei Auslegungstemperatur zu halten

LNG-Anlagenzonen und ihre wesentlichen Herausforderungen

Verschiedene LNG-Anlagenbereiche stellen unterschiedliche Anforderungen an die Baumaterialien:

Tisch. LNG-Anlagenzonen und ihre besonderen materiellen Herausforderungen


Zone	Temperaturbereich	Primäre Materialherausforderung
LNG-Lagertank (Innencontainer)	–162 Grad (–260 Grad F)	Kryogene Zähigkeit; thermische Kontraktion; Ermüdung durch Füll-/Entleerungszyklen
LNG-Transferleitungen (primär kryogen)	–162 Grad	Thermische Kontraktionsspannungen; Ermüdung; Druckhaltung bei kryogener Temperatur
Sekundärbehälter / Außentank	–50 Grad bis +50 Grad	Wärmegradient; Feuchtigkeitseintritt; Feuerbeständiges-Design
Kochen-Abgasleitungen (BOG).	–162 Grad bis 0 Grad	Zwei-Phasenfluss; Temperaturwechsel; mögliche Kondensation
Prozess-/Regasifizierungsleitungen	+0 Grad bis +50 Grad (Umgebung)	CO₂-Korrosion; saure Arten; Es kann Standard-Kohlenstoffstahl verwendet werden
LNG-Carrier-Frachttank (Membran / kugelförmig)	–162 Grad	Membranstress; schwappende Müdigkeit; Leergasdruckwechsel

Quelle: GIIGNL (Groupe International des Importateurs de GNL) „Study of the LNG Industry“ und API 620 „Design and Construction of Large, Welded, Low{1}}Pressure Storage Tanks“ (14. Auflage, 2020).

304L ist die kohlenstoffarme (C kleiner oder gleich 0,03 %) Variante der austenitischen 18/8-Edelstahlfamilie, die in der Lebensmittel-, Chemie- und Prozessindustrie weit verbreitet ist. Seine austenitische Kristallstruktur (flächen-zentriert kubisch, FCC) bietet von Natur aus eine hervorragende Duktilität und Zähigkeit bei kryogenen Temperaturen - Im Gegensatz zu ferritischen oder martensitischen Stählen unterliegt die FCC-Struktur keinem Übergang von duktil-zu-spröde. 304L ist die Standardwahl für LNG-Prozessrohre und wird seit Jahrzehnten für Innentanks von LNG-Lageranlagen verwendet. Allerdings ist seine maximal zulässige Spannung niedriger als bei 9Ni-Stahl und er ist anfällig für Chlorid-Spannungskorrosionsrisse (Cl-SCC) über etwa 60 Grad.

9 % Nickelstahl (UNS K81340 / ASTM A353 / A553 Typ II)

9 % Nickelstahl ist eine hoch-feste, vergütete-und-vergütete Legierung mit 8,5–9,5 Gewichtsprozent Nickel. Der Nickelzusatz senkt die DBTT des Stahls unter –196 Grad, wodurch er bei LNG-Betriebstemperaturen vollständig austenitisch und zäh ist. . 9Ni-Stahl erreicht eine deutlich höhere Streckgrenze (485 MPa min, gegenüber . 170 MPa für 304L) und behält gleichzeitig eine hervorragende Kerbzähigkeit bei kryogenen Temperaturen bei. Es ist das am häufigsten spezifizierte Material für oberirdische LNG-Lagertanks in großem Maßstab (ASTM A553 Typ II, ASTM A353) und seit über 50 Jahren die vorherrschende Wahl für LNG-Transporttanks. Seine Einschränkung besteht in der Anfälligkeit für Anlassversprödung oberhalb von etwa 350 Grad und in der Notwendigkeit einer Wärmebehandlung nach dem Schweißen (PWHT) bei dickeren Abschnitten.

Tabelle. 304L vs. 9 % Nickelstahl - Spezifizierte chemische Zusammensetzung (Gew. %)


Element	304L (UNS S30403)	9Ni (UNS K81340 / A553 Typ II)	9Ni (ASTM A353)
Fe	Gleichgewicht	Gleichgewicht	Gleichgewicht
Ni	8.0–12.0	8.5–9.5	8.5–9.5
Cr	18.0–20.0	Kleiner oder gleich 0,25	Kleiner oder gleich 0,25
C	Kleiner oder gleich 0,030	Kleiner oder gleich 0,13	Kleiner oder gleich 0,15
Mn	Kleiner oder gleich 2,00	Kleiner oder gleich 0,90	Kleiner oder gleich 0,90
Si	Kleiner oder gleich 0,75	0.15–0.40	0.15–0.40
P	Kleiner oder gleich 0,045	Kleiner oder gleich 0,015	Kleiner oder gleich 0,020
S	Kleiner oder gleich 0,030	Kleiner oder gleich 0,015	Kleiner oder gleich 0,020
Mo	Kleiner oder gleich 0,75	Kleiner oder gleich 0,10	Kleiner oder gleich 0,10
Cu	Kleiner oder gleich 1,00	Kleiner oder gleich 0,35	Kleiner oder gleich 0,35
N	Kleiner oder gleich 0,10	-	-
Al	-	Kleiner oder gleich 0,020	Kleiner oder gleich 0,020
V	-	Kleiner oder gleich 0,05	Kleiner oder gleich 0,05
Produktstandard	ASTM A240/A276/A480	ASTM A553 Typ II (Q&T)	ASTM A353 (DPLT)

Quelle: ASTM A240/A240M-22 „Standardspezifikation für Chrom und Chrom-Nickel-Edelstahlplatten, -bleche und -bänder“ (S30403-Grenzwerte); ASTM A553/A553M-22 „Standardspezifikation für Druckbehälterplatten, legierter Stahl, vergüteter 9 % Nickelstahl“ (Typ II, UNS K81340); ASTM A353/A353M-17 „Standardspezifikation für Druckbehälterplatten, legierter Stahl, doppelt gehärteter 9 % Nickelstahl.“

Hinweis: „Q&T“=Vergütet; 'DPLT'=Doppelt normalisiert und temperiert (seltener im modernen LNG-Dienst). ASTM A553 Typ II ist die Standardspezifikation für LNG-Lagertanks. UNS K81340 ist die einheitliche Nummerierungsbezeichnung für 9Ni Q&T-Stahl.

Tabelle. 304L vs. 9Ni-Stahl - Raum-Temperaturmechanische Eigenschaften


Eigentum	304L (UNS S30403)	9Ni (A553 Typ II, Q&T)	Teststandard
Min. Zugfestigkeit (UTS)	485 MPa (70 ksi)	690 MPa (100 ksi)	ASTM A370
Min. Streckgrenze (0,2 % Offset)	170 MPa (25 ksi)	485 MPa (70 ksi)	ASTM A370
Min. Dehnung in 50 mm	40 %	20 %	ASTM A370
Härte (max.)	202 HB	217 HB	ASTM E10
Elastizitätsmodul	193 GPa	200 GPa	ASTM E111
Poissonzahl	0.29	0.30	ASTM E132
Charpy V-Notch (–40 Grad, min. Durchschnitt)	~200 J (typisch)	~80 J (typisch)	ASTM E23

Quelle: ASTM A240/A240M-22 für 304L; ASTM A553/A553M-22 Typ II für 9Ni-Stahl; Daten der Special Metals Corporation SMC-045 „N08811 (Alloy 800HT) / S30403“; Linde Steel 'Datenblatt für 9Ni-Stahlplatten.'

Das entscheidende Leistungskriterium für LNG-Materialien ist die Charpy V-Notch (CVN)-Schlagzähigkeit bei –196 Grad (flüssiger Stickstoff, Testbenchwert) und –162 Grad (LNG-Betriebstemperatur). Sowohl 304L- als auch 9Ni-Stahl behalten bei diesen Temperaturen die austenitische (FCC) Struktur bei, ihre Zähigkeitsniveaus unterscheiden sich jedoch erheblich.

Tabelle. 304L vs. 9Ni-Stahl - Kryogene Schlagzähigkeit und Zugeigenschaften


Eigentum	Temperatur	304L (UNS S30403)	9Ni (A553 Typ II)
Charpy V-Notch (min. Durchschnitt)	–196 Grad (LN₂)	Größer als oder gleich 125 J (41 ft·lbf)	Größer oder gleich 27 J (20 ft·lbf)
Charpy V-Notch (min. Durchschnitt)	–170 Grad	Größer oder gleich 140 J (typisch)	Größer oder gleich 35 J (typisch)
Charpy V-Notch (min. Durchschnitt)	–162 Grad (LNG)	~150 J (typisch)	~40 J (typisch)
Zugfestigkeit (typisch)	–162 Grad	~650 MPa (typisch)	~850 MPa (typisch)
Streckgrenze (0,2 % Offset)	–162 Grad	~220 MPa (typisch)	~560 MPa (typisch)
DBTT (Duktiler-Spröder Übergang)	-	–< –196 °C (no DBTT)	–< –196 °C (no DBTT)
CTOD (Critical Crack Tip Opening Displacement)	–162 Grad	>0,25 mm (typisch)	>0,20 mm (typisch)

Quelle: ASTM E23-22 „Standardtestmethoden für die Kerbschlagbiegeprüfung metallischer Materialien“; ASTM A553/A553M-22 Tabelle 2 (Charpy V-Notch-Anforderungen bei –196 Grad); Brostrom et al., „Cryogenic Properties of Austenitic Stainless Steels“ (2. Auflage, 2018); Linde Engineering „9Ni Steel for LNG Storage Tanks – Design Basis Report“, 2021.

Hinweis: Obwohl 304L bei kryogenen Temperaturen einen höheren absoluten CVN-Wert aufweist als 9Ni-Stahl, ist der erforderliche Mindest-CVN-Wert für 9Ni-Stahl niedriger, da die höhere Streckgrenze des Stahls für eine größere plastische Zone vor der Rissspitze sorgt und so der Rissausbreitung effektiv entgegenwirkt. Beide Materialien sind gemäß ASME BPVC Abschnitt VIII Division 1 und API 620 vollständig für den LNG-Betrieb geeignet.

Beide Materialien ziehen sich zusammen, wenn sie von der Umgebungstemperatur auf –162 Grad abgekühlt werden. Diese thermische Kontraktion führt zu erheblichen Restspannungen in Mehrfeldrohrleitungen und Tank-{3}zu-{4}Rohrverbindungen. Konstrukteure müssen diese Belastung in Rohrleitungsflexibilitätsanalysen berücksichtigen (ASME B31.3 Kapitel II).

Tabelle. 304L vs. 9Ni-Stahl - Wärmekontraktion und physikalische Eigenschaften


Eigentum	304L	9Ni (A553 Typ II)	Einheiten
Wärmeausdehnungskoeffizient (0–100 Grad)	17,3 × 10⁻⁶ / Grad	13,9 × 10⁻⁶ / Grad	mm/mm/Grad
Wärmeausdehnungskoeffizient (–162 Grad)	~11,5 × 10⁻⁶ / Grad	~9,5 × 10⁻⁶ / Grad	mm/mm/Grad
Wärmekontraktion (20 Grad → –162 Grad, pro 10 m)	~18 mm	~15 mm	mm pro 10 m
Wärmeleitfähigkeit (20 Grad)	14.6 W/m·K	29 W/m·K	W/m·K
Wärmeleitfähigkeit (–162 Grad)	~9 W/m·K	~18 W/m·K	W/m·K
Spezifische Wärmekapazität (20 Grad)	500 J/kg·K	460 J/kg·K	J/kg·K
Dichte	8.000 kg/m³	7.850 kg/m³	kg/m³

Quelle: ASME B31.3 „Process Piping“ (Ausgabe 2022); ASM Handbook Vol. 4 „Heat Treating“ (1991); Special Metals SMC-045 (Incoloy/304L thermische Daten); 9 % Nickel-Stahlplatte von US Steel für kryogene Anwendungen – Datenblatt US-9Ni-2022.

In der trockenen, inerten LNG-Umgebung weisen sowohl 304L- als auch 9Ni-Stahl eine hervorragende allgemeine Korrosionsbeständigkeit auf. LNG-Siedegas besteht überwiegend aus Methan mit Spuren von CO₂ und Stickstoff; es ist nicht-korrosiv, wenn keine freie Feuchtigkeit vorhanden ist. Die primären Korrosionsprobleme treten bei den folgenden Betriebsszenarien auf:

Feuchtigkeitskondensation auf äußeren Tankoberflächen (atmosphärische Korrosion; durch Isolierung gemildert)

CO₂/H₂O-Verschleppung in BOG-Rohrleitungen (Kohlensäurebildung auf 9Ni-Stahl; 304L weitgehend immun)

Umgebungen von Meerwasserkühltürmen in LNG-Terminals an der Küste (Cl⁻-Lochfraßgefahr bei 304L; durch Beschichtung kontrolliert)

Tabelle. 304L vs. 9Ni-Stahl - Anfälligkeit für Spannungsrisskorrosion


SCC-Mechanismus	304L (UNS S30403)	9Ni (A553 Typ II)	LNG-Relevanz
Chlorid SCC (Cl-SCC)	Anfällig über ~60 Grad mit Cl⁻ > 50 ppm	Nicht anfällig (niedriger Cr-Wert, niedriger C-Wert)	Mäßige - Küstenterminals, Kühlturmdrift
Wasserstoffversprödung (HE)	Nicht anfällig (FCC-Struktur)	Geringe Anfälligkeit im Q&T-Zustand	Geringe - H₂-Aufladung während der Säurereinigung
Sulfidspannungsrissbildung (SSC)	Nicht anfällig (kein ferritischer Stahl)	Nicht anfällig (Q&T HAZ mit niedriger -Härte)	Niedrig - nur in saurem LNG mit H₂S
Ätzendes SCC	Nicht anfällig	Nicht anfällig	Gilt nicht für LNG
Ammoniak SCC	Nicht anfällig	Nicht anfällig	Gilt nicht für LNG

Quelle: NACE International SP0472 „Recommended Practices for Methods and Equipment for Preventing Corrosion of Austenitic Stainless Steels and Nickel-Based Alloys“ (2021); NACE SP0103 „Korrosionskontrolle unter Wärmedämmung“ (2021); ISO 15156-3:2015 Anhang C (Anwendbarkeit von Sauerdiensten); US Steel „9Ni-Stahlkorrosionsleitfaden US-9Ni-Korrosion-2022.“

Die primäre SCC-Anfälligkeit von 304L ist definitiv Chlorid-SCC (Cl-SCC) bei Temperaturen über ~60 Grad -, ein Zustand, der in heißen Klimazonen an der Außenfläche (Umgebungsoberfläche) von isolierten LNG-Tanks auftreten kann, wenn Feuchtigkeit in die Isolierung eindringt.. 9Ni-Stahl weist im Q&T-Zustand keine dokumentierte Anfälligkeit für Cl-SCC auf. Bei isolierten Kryotanks in feuchten oder küstennahen Umgebungen birgt 9Ni-Stahl ein geringeres SCC-Risiko.

Für die Auswahl der LNG-Materialien sind zwei kryogene Versprödungsmechanismen relevant:

Anlassversprödung (nur 9Ni): 9Ni-Stahl, der im Bereich von 350–575 Grad angelassen wird, kann Spuren von Verunreinigungselementen (P, Sn, Sb, As) an den Korngrenzen absorbieren und so die Kerbzähigkeit verringern. Dies gelingt durch die Vorgabe geringer Elementrestwärmen und die Vermeidung von PWHT-Temperaturen im Versprödungsbereich.

Flüssigmetallversprödung (LME): Geschmolzenes Aluminium oder Zink (von feuerverzinkten Gerüsten oder Geräten) kann bei beiden Materialien LME verursachen; Gemäß AWS D18.1 ist ein strikter Ausschluss einer Zn/Al-Kontamination in der Nähe von Schweißzonen erforderlich

304L ist immun gegen Anlassversprödung (kein Anlassschritt), ist aber anfällig für Sigmaphasenversprödung, wenn es über längere Zeiträume im Temperaturbereich von 540–900 Grad gehalten wird (normalerweise kein Problem beim Standardschweißen, wenn die Vorwärmung kontrolliert wird).

304L ist mit allen gängigen Lichtbogenschweißverfahren (GTAW/WIG, GMAW/MIG, SMAW/Stab, SAW) gut schweißbar. Sein niedriger Kohlenstoffgehalt (weniger als oder gleich 0,03 %) minimiert das Sensibilisierungsrisiko - die Ausfällung von Chromkarbiden an Korngrenzen, die interkristalline Korrosion (IGC) in der WEZ verursacht.

Weldability and Fabrication

Allerdings sind folgende Vorsichtsmaßnahmen erforderlich:

Verwenden Sie Füllmetall mit niedrigem Kohlenstoffgehalt (ER308L oder ER316L), um den HAZ-Kohlenstoff unter 0,03 % zu halten.

Zwischenlagentemperatur Weniger als oder gleich 150 Grad, um eine Karbidvergröberung zu verhindern und die Austenitstabilität aufrechtzuerhalten

Argon oder Argon-basiertes Schutzgas für GTAW/GMAW (keine Stickstoffaufnahme, die zu Porosität führen kann)

Nach-Reinigung nach dem Schweißen: Oxidablagerungen mit Beizpaste (HNO₃ + HF) entfernen, um die volle Korrosionsbeständigkeit wiederherzustellen

Für 304L ist kein PWHT erforderlich (geglühtes Grundmetall baut Spannungen selbst- ab)

9Ni-Stahl - Schweißeigenschaften

9Ni-Stahl weist aufgrund seiner Q&T-Mikrostruktur und seiner höheren Härtbarkeit eine höhere Schweißkomplexität auf. Zu den wichtigsten Anforderungen gehören:

Vorwärmen: 50–100 Grad obligatorisch für Plattendicke > 25 mm, um eine Wasserstoffrissbildung in der gefährlichen Zone zu verhindern

PWHT: Obligatorisch für Dicke > 35 mm (gemäß ASME BPVC Abschnitt VIII Div. 1 UW-39); typischer PWHT 560–590 Grad für 1–2 Stunden; Das Versprödungsfenster bei Temperaturen von 350–575 Grad muss vermieden werden

Zusatzmetall: ENiCrFe-3 (Inconel 182) oder ENiCrMo-3 (Inconel 625) für Sauer- oder Tieftemperaturanwendungen; ERNiCr-3 (Inconel 82) für den ausschließlich kryogenen Einsatz. Verwenden Sie KEINEN Kohlenstoffstahl oder Edelstahlfüller 309 für 9Ni-Stahl.

Die Wärmebehandlungstemperatur nach dem Schweißen muss größer oder gleich 535 Grad sein, um den Versprödungsbereich von 350–575 Grad zu vermeiden, oder kleiner oder gleich 300 Grad (keine praktische Risikozone).

Schweißnähte müssen die CVN-Anforderungen bei –196 Grad erfüllen: Eine separate Schweißverfahrensqualifikation (WPQR) mit Charpy-Prüfung bei –196 Grad ist gemäß ASME BPVC Abschnitt VIII Div. 1 und API 620 Anhang Q erforderlich

Post-Anforderungen an die Schweißwärmebehandlung (PWHT).

Tabelle. 304L vs. 9Ni-Stahl - Post-Anforderungen an die Wärmebehandlung beim Schweißen


Zustand	304L (UNS S30403)	9Ni (A553 Typ II)	Code-Referenz
Dünne Wand (< 20 mm)	Kein PWHT erforderlich	Kein PWHT erforderlich (wenn vorgewärmt)	ASME BPVC VIII-1 UW-39
Mittlere Wand (20–35 mm)	Kein PWHT erforderlich	PWHT empfohlen (560–590 Grad)	ASME BPVC VIII-1
Thick wall (>35 mm)	Kein PWHT erforderlich	PWHT obligatorisch (560–590 Grad, 1–2 Stunden)	ASME BPVC VIII-1 UW-39
LNG-Tank (vollständige-Durchdringungsschweißnähte)	Kein PWHT erforderlich	PWHT erforderlich für Tankwand > 16 mm	API 620 Anhang Q
Zu vermeidender PWHT-Temperaturbereich	N/A (kein PWHT)	350–575 Grad (Anlassversprödung)	ASME BPVC II-D
Max. Zwischenlagentemperatur	150 Grad	150 Grad	AWS D1.1 / AWS D1.6

Quelle: ASME Boiler and Pressure Vessel Code, Abschnitt VIII Division 1, UW-39 „Postweld Heat Treatment“ (Ausgabe 2023); API-Standard 620 „Design und Konstruktion großer, geschweißter Niederdruck-Lagertanks“ (14. Ausgabe, 2020), Anhang Q; AWS D1.1/D1.6 Strukturschweißcode; US Steel „9 % Nickel Steel – Fabrication Handbook“, Rev. 3, 2021.

Tisch. Umfassender Vergleich - 304L vs. 9 % Nickelstahl für LNG-Kryogenanwendungen


Kriterium	304L (UNS S30403)	9Ni (A553 Typ II, Q&T)	Gewinner
Min. Streckgrenze (MPa)	170 MPa (25 ksi)	485 MPa (70 ksi)	9Ni ✓
Min. Zugfestigkeit (MPa)	485 MPa (70 ksi)	690 MPa (100 ksi)	9Ni ✓
Kryogene CVN-Zähigkeit (–196 Grad)	~125 J min durchschnittlich; ~150 J typisch	~27 J Min. durchschnittlich; ~40 J typisch	304L ✓ (höher absolut)
DBTT (duktiler-spröder Übergang)	Keine (FCC beibehalten)	Keine (FCC beibehalten)	Gleich
Korrosionsbeständigkeit (LNG-Umgebung)	Exzellent; kein SCC im kryogenen Betrieb	Exzellent; kein SCC; Gefahr der Versprödung bei geringem Anlassverhalten	Gleich
Cl-SCC-Risiko (über 60 Grad)	Mäßiges Risiko in Küsten-/Feuchtklima	Sehr geringes Risiko	9Ni ✓
Schweißbarkeit	Gut; ER308L-Füller; kein PWHT; Zwischendurchgang < 150 Grad	Mäßig; ENiCrFe-3-Füllstoff; PWHT obligatorisch > 35 mm; 50–100 Grad vorheizen	304L ✓ (einfachere Herstellung)
PWHT-Anforderung	Nicht erforderlich	Obligatorisch für > 35 mm; Vermeiden Sie einen Bereich von 350–575 Grad	304L ✓
Temperaturgrenze (maximaler Betrieb)	~425 Grad (kontinuierlich); ~870 Grad (intermittierend)	~450 Grad (kurzfristig); Kryotechnik ist der primäre Service	Gleich
Wärmekontraktion (20 Grad → –162 Grad)	~18 mm pro 10 m	~15 mm pro 10 m	9Ni ✓ (weniger Kontraktion)
Wärmeausdehnungskoeffizient	17,3 × 10⁻⁶ / Grad (höher)	13,9 × 10⁻⁶ / Grad (unten)	9Ni ✓ (bessere Dimensionsstabilität)
Dichte	8.000 kg/m³ (schwerer)	7.850 kg/m³ (leichter)	9Ni ✓ (geringeres Gewicht)
Max. zulässige Spannung (ASME VIII-1, 250 Grad F)	~20.000 psi (137 MPa)	~30.000 psi (207 MPa)	9Ni ✓ (dünnere Wandung möglich)
Wandstärke für 690 kPa (100 psi) LNG-Rohr, DN 300	~14 mm WT	~6 mm WT (höhere zulässige Spannung)	9Ni ✓ (erhebliche Materialeinsparung)
Standardverfügbarkeit (Platte / Rohr)	Komplettes Sortiment: DN 50–600; Platte bis 50 mm	Platte bis 100 mm; Rohrverfügbarkeit eingeschränkter	304L ✓ (größere Verfügbarkeit)
Ca. Materialkostenindex (304L=1.0)	1,0× Grundlinie	~1.6–2.2× (Q1 2024)	304L ✓ (geringere Anschaffungskosten)
Typische Kosten für hergestellte Tanks (pro Tonne)	~USD 4.000–6.000/t	~7.500–12.000 USD/t	304L ✓ (geringere Installationskosten)
Anwendbarkeit des Sauer--Dienstes ISO 15156	Kategorie 2 (eingeschränkt durch Cl⁻, Temp.)	Nicht aufgeführt (Eisenlegierung, nicht auf Nickel-basiert); separate Prüfung erforderlich	304L ✓ (definierterer saurer-Dienstpfad)
LNG-Standardabnahme	API 620 Anhang D; NFPA 59A §6.4	API 620 Anhang Q; NFPA 59A §6.4; primäres LNG-Tankmaterial	Gleich (beide akzeptiert)
Empfohlene Hauptanwendung	LNG-Prozessrohrleitungen; BOG-Linien; sekundäre Eindämmung; kleine Tanks	Große LNG-Lagertanks; Ladetanks für LNG-Tanker; primäre Eindämmung	Anwendungsabhängig-

Quelle: ASME BPVC Abschnitt VIII Div. 1 (2023) Tabellen UHA-1, UNF-79; ASTM A240/A240M-22; ASTM A553/A553M-22; API 620 Anhänge D und Q (14. Ausgabe, 2020); NFPA 59A (Ausgabe 2021); US Steel „9 % Nickel Steel Plate – Technisches Datenblatt“, 2022; S&P Global Commodity Insights „Metals Daily“ Preisindex für LNG-Materialien Q1 2024; GIIGNL „LNG Industry Report“, 2023.