5L API Mit einer Mindeststreckgrenze von 485 MPa (70.300 psi) liegt es am oberen Ende der gängigen API 5L-Güteklasse und ermöglicht dünnere Wände und leichtere Rohrgewichte bei gleichem Betriebsdruck im Vergleich zu X65 oder
ZC Steel Pipe produziert und exportiert API 5L X70-Leitungsrohre in nahtloser und geschweißter Form (ERW, LSAW, SSAW) nach PSL1 und PSL2, einschließlich der Säurequalitäten X70QS und X70MS. Unsere internen Qualitätskontrollen und die API 5L-Mühlenzertifizierung unterstützen Projektspezifikationen in ganz Afrika, dem Nahen Osten und Südamerika. Dieser Leitfaden deckt alles ab, was Beschaffungsingenieure benötigen, um X70 korrekt zu spezifizieren und zu beschaffen.
INHALT
Was ist API 5L X70?
Sorten und Lieferbedingungen
PSL1 vs. PSL2 – Welche Änderungen?
Chemische und mechanische Eigenschaften
Herstellungsarten und Größenbereich
Schweißen und Feldfertigung
Sauerservice: X70QS & X70MS
Anwendungen und Projektbeispiele
FAQ
1. Was ist API 5L X70?
API 5L
STANDARDBEZEICHNUNG API 5L Bei der Durchsicht internationaler Projektspezifikationen beziehen sich alle vier Bezeichnungen auf die gleiche Mindeststreckgrenze von 485 MPa.
X70 liegt zwischen X65 und X80 auf der API 5L-Klassenleiter. Seine Kombination aus hoher Festigkeit, guter Kältezähigkeit und etablierten Schweißverfahren hat es zur ersten Wahl gemacht für:
Hochdruck-Gastransport über große Entfernungen (MAOP > 10 MPa)
Hauptleitungsrohr mit großem Durchmesser (≥ 24 Zoll Außendurchmesser)
Offshore-Tiefsee-Strömungsleitungen und Steigleitungen
Pipelines in der Arktis und in Gebieten mit hohen Folgen erfordern PSL2- und CVN-Tests
Bei den aktuellen X70-Stählen handelt es sich um mikrolegierte Kohlenstoff-Mangan-Stähle . Niob (Nb), Vanadium (V) und Titan (Ti) sind die wichtigsten Mikrolegierungselemente, wobei der Gesamtgehalt an Mikrolegierungen 0,15 % nicht überschreitet. Die resultierende nadelförmige Ferrit- und Bainit-Mikrostruktur bietet ein Gleichgewicht aus Festigkeit, Zähigkeit und Schweißbarkeit, das herkömmliche Kohlenstoff-Mangan-Stähle bei dieser Ausbeute nicht erreichen können.
Siehe auch: Was ist der Unterschied zwischen Rohr und Leitungsrohr? →
2. Sorten und Lieferbedingungen
5L API Bevor Sie eine Bestellung aufgeben, ist es wichtig, diese Unterschiede zu verstehen.
X70 / L485 (PSL1)
Lieferzustand:
As-rolled (R) oder N
Schlagprüfung:
Nicht obligatorisch
Sauerservice:
Nicht geeignet
Typische Verwendung:
Onshore, nicht sauer, wirkungsarm
X70M / L485M (PSL2)
Lieferzustand:
Thermomechanisch (TMCP)
Schlagprüfung:
CVN obligatorisch
Sauerservice:
Nicht geeignet (Standard)
Typischer Einsatz:
Die meisten Hauptleitungsprojekte mit großem Durchmesser
X70Q / L485Q (PSL2)
Lieferzustand:
Vergütet (Q&T)
Schlagprüfung:
CVN obligatorisch
Sauerservice:
Nicht geeignet (Standard)
Typische Verwendung:
Hochdruckrohr mit dickerer Wand
X70QS / X70MS (PSL2 + Anhang H)
Lieferbedingung:
Q&T oder TMCP
Schlagprüfung:
CVN + HIC + SSC obligatorisch
Sauerservice:
Ja – konform mit Anhang H
Typische Verwendung:
Sauergas, nasses H₂S, Säuregasinjektion
Beschaffungshinweis – Angabe der richtigen Untergüte Bei vielen Projekten in Afrika und im Nahen Osten geben Anfragen einfach „X70 PSL2“ ohne Lieferbedingungssuffix an. In der Praxis werden die meisten LSAW-Rohre mit großem Durchmesser für diese Projekte als X70M (TMCP) hergestellt. Wenn Ihr Projekt Q&T für dickwandige Rohre (>25,4 mm) oder die Einhaltung von Anhang H für saure Anwendungen erfordert, müssen Sie im MR ausdrücklich X70Q oder X70QS/X70MS angeben. Unklare Spezifikationen sind eine der Hauptursachen für Streitigkeiten bei Mühlenaufträgen.
3. PSL1 vs. PSL2 – Welche Änderungen?
Die Produktspezifikationsebene ist eine der wichtigsten Entscheidungen bei jeder Leitungsrohrbestellung. Für X70 wird PSL2 fast überall bei großen Übertragungsprojekten spezifiziert. Hier ein direkter Vergleich der wichtigsten Unterschiede:
| Anforderung |
X70 PSL1 |
X70 PSL2 |
| Kohlenstoffäquivalent (CE IIW ) |
Nicht angegeben |
Maximal 0,43 (Nahtnaht) / 0,42 (Rohrkörper) |
| CVN-Auswirkungstest |
Nicht erforderlich |
Obligatorisch (Körper + Schweißnaht + WEZ für geschweißtes Rohr) |
| DWTT (Fallgewichtsreißtest) |
Nicht erforderlich |
Erforderlich für Rohr-Außendurchmesser ≥ 508 mm (20') |
| Verhältnis Streckgrenze/Zugfestigkeit |
Nicht begrenzt |
Maximal 0,93 |
| Maßtoleranzen |
Standard |
Enger – z. B. Außendurchmessertoleranz ±0,75 % gegenüber ±1,0 % |
| NTE der Schweißnaht |
Grundlegende UT oder RT |
100 % UT/RT + Laminierungsscan auf Platte/Spule |
| Rückverfolgbarkeit |
Hitzezahl |
Vollständige Rückverfolgbarkeit von Wärme und Rohrnummer |
| Saure Service-Option |
Nicht verfügbar |
X70QS / X70MS (Anhang H) |
| Offshore-Option |
Nicht verfügbar |
Anhang J, ergänzende Anforderungen |
Weitere Informationen zu PSL-Anforderungen: Chemische Zusammensetzung und mechanische Eigenschaften von PSL1 vs. PSL2 → und API 5L PSL1 vs. PSL2 Nahtloses Rohr: Technische Anforderungen im Vergleich →
4. Chemische und mechanische Eigenschaften
4.1 Chemische Zusammensetzung (API 5L 46. Ausgabe)
| Element |
X70 PSL1 Nahtlos (max. %) |
X70 PSL1 Geschweißt (max. %) |
X70 PSL2 Nahtlos (max. %) |
X70 PSL2 Geschweißt (max. %) |
| Kohlenstoff (C) |
0.28 |
0.26 |
0.18 |
0.18 |
| Mangan (Mn) |
1.40 |
1.40 |
1.85 |
1.85 |
| Phosphor (P) |
0.030 |
0.030 |
0.025 |
0.025 |
| Schwefel (S) |
0.030 |
0.030 |
0.015 |
0.015 |
| Silizium (Si) |
0.45 |
0.45 |
0.45 |
0.45 |
| Nb + V + Ti (gesamte Mikrolegierung) |
0.15 |
0.15 |
0.15 |
0.15 |
| CE IIW |
— |
— |
0,43 max |
0,43 max |
| PCM |
— |
— |
0,25 max |
0,25 max |
4.2 Mechanische Eigenschaften
| Eigenschaft |
X70 PSL1 |
X70 PSL2 |
X70QS/MS (Sauer, PSL2) |
| Mindeststreckgrenze (SMYS) |
485 MPa / 70.300 psi |
485 MPa / 70.300 psi |
485 MPa / 70.300 psi |
| Maximale Streckgrenze |
635 MPa / 92.100 psi |
635 MPa / 92.100 psi |
635 MPa / 92.100 psi |
| Min. Zugfestigkeit (SMTS) |
570 MPa / 82.700 psi |
570 MPa / 82.700 psi |
570 MPa / 82.700 psi |
| Verhältnis Streckgrenze/Zugfestigkeit (max.) |
Nicht begrenzt |
0.93 |
0.93 |
| Min. Dehnung (Af, 50 mm GL) |
Siehe API 5L Tabelle 7 |
Siehe API 5L Tabelle 7 |
Siehe API 5L Tabelle 7 |
| Härte (max.) |
Nicht angegeben |
Nicht angegeben |
250 HV10 / 22 HRC |
| Temperatur des CVN-Schlagtests |
Nicht erforderlich |
0°C-Standard; niedriger gemäß Anhang J für Offshore |
0°C mindestens; projektspezifische Untertemp |
| DWTT-Scherbereich (OD ≥ 508 mm) |
— |
≥ 85 % bei −15 °C |
≥ 85 % bei −15 °C |
Technische Einblicke – Die Grenze des Y/T-Verhältnisses Das maximale Streckgrenzen-zu-Zug-Verhältnis von PSL2 von 0,93 ist eine oft übersehene, aber entscheidende Anforderung. Ein hohes Y/T-Verhältnis bedeutet, dass das Rohr vor dem Versagen nur über eine begrenzte plastische Verformungsfähigkeit verfügt – wichtig bei Bodenbewegungen, seismischen Belastungen oder Belastungsszenarien durch Frost. Wenn Ihre Route über instabiles Gelände führt, bestätigen Sie die Y/T-Konformität im MTR und erwägen Sie die Festlegung eines strengeren projektspezifischen Grenzwerts (z. B. maximal 0,90).
5. Herstellungsarten und Größenbereich
5.1 Herstellungsmethoden
| Prozess- |
AD-Bereich |
Wandstärke |
am besten für |
| Nahtlos (SMLS) |
½' – 24' (bis 610 mm) |
Bis zu ~65 mm |
Hochdruck-Kleinbohrung, Offshore-Seitenanschlüsse, kritischer Einsatz |
| ERW (Elektrisch widerstandsgeschweißt) |
2' – 24' (bis 610 mm) |
Bis zu ~19 mm |
Sammelleitungen, Niederdruckverteilung, kostensensible Anwendungen |
| LSAW / DSAW (Längs-SAW) |
16' – 60' (406–1524 mm) |
6–60 mm |
Hauptleitungsübertragung mit großem Durchmesser, Offshore, Hochdruck |
| SSAW / HSAW (Spiralsäge) |
16' – 120' (406–3048 mm) |
6–25 mm |
Wasserübertragung, Niederdruckgas, Strukturgehäuse |
Für die meisten Hochdruck-X70-Hauptleitungsprojekte (Betriebsdruck > 8 MPa, Durchmesser ≥ 24 Zoll) ist LSAW die vorherrschende Herstellungswahl . Das JCOE/UOE-Blechbiegeverfahren bietet eine strenge Maßkontrolle, Nahtschweißung über die gesamte Länge und die Möglichkeit, dickwandige Rohre herzustellen, die SSAW bei dieser Druckklasse nicht erreichen kann.
Verwandte Lektüre: LSAW vs. Seamless für X70-Projekte mit großem Durchmesser → | LSAW vs. SSAW: Was ist besser für Hochdruckleitungen? → | LSAW JCOE vs. Spiralrohr für Unterwassersteigleitungen →
5.2 Standardgrößenbereich
| Außendurchmesser (Zoll) |
Außendurchmesser (mm) |
Typischer WT-Bereich (mm) |
Gängiger Prozess |
| 4' – 16' |
114,3 – 406,4 |
6.0 – 19.1 |
Nahtlos / ERW |
| 18' – 24' |
457,2 – 609,6 |
8,0 – 25,4 |
Nahtlos / LSAW |
| 26' – 36' |
660,4 – 914,4 |
9,5 – 38,1 |
LSAW |
| 38' – 48' |
965,2 – 1219,2 |
12,7 – 50,8 |
LSAW / SSAW |
| 50' – 60' |
1270 – 1524 |
14,3 – 60,0 |
LSAW |
Kundenspezifische Wandstärken außerhalb der Standardpläne sind auf Auftragsbasis erhältlich. Kontaktieren Sie ZC für Werkspläne und Mindestbestellmengen für nicht standardmäßige Abmessungen.
6. Schweißen und Feldfertigung
Die mikrolegierte TMCP-Chemie von X70 macht es bei vergleichbaren Ausbeuteniveaus besser schweißbar als Q&T-Sorten – es erfordert jedoch die strikte Einhaltung qualifizierter Schweißverfahren. Abkürzungen beim Vorheizen oder bei der Auswahl der Verbrauchsmaterialien sind die häufigste Ursache für Risse und Erweichungen der HAZ bei X70-Projekten.
6.1 Wichtige Schweißparameter
| Parameteranforderung |
/Anleitung |
| Maßgebender Standard |
API 1104 (Feldumfangsschweißungen); ASME IX (Druckbehälter-/Anlagenrohrleitungen) |
| Temperatur vorheizen |
Typischerweise 50–100 °C; Erhöhung auf 100–150 °C für WT > 25,4 mm oder bei kalten Umgebungsbedingungen (<5 °C) |
| Wasserstoffkontrolle |
Elektroden mit niedrigem Wasserstoffgehalt sind Pflicht (diffusionsfähiges H₂ ≤ 5 ml/100g Schweißgut). Backen und lagern Sie die Elektroden gemäß den Anweisungen des Herstellers. |
| Wärmeeintragsbereich |
1,0 – 3,5 kJ/mm für TMCP-Typen. Übermäßiger Wärmeeintrag verschlechtert die HAZ-Zähigkeit durch die Bildung grobkörniger Zonen. |
| Zwischenlagentemperatur (max.) |
250°C. Wird dieser Wert überschritten, wird die TMCP-Mikrostruktur überhitzt und kann zu einer Erweichung der HAZ unterhalb des SMYS führen. |
| PWHT |
Für Standard-WT-TMCP-Sorten nicht erforderlich. Erforderlich für WT > 38 mm oder gemäß Projektspezifikation. Fragen Sie das Werk nach den Auswirkungen des PWHT auf die mechanischen Eigenschaften von TMCP. |
| Auslöser für die WPS-Neuqualifizierung |
Eine Änderung des Rohrherstellers, der Wärme oder der Charge erfordert eine WPS-Neuqualifizierung gemäß API 1104 §5. |
Kritischer technischer Punkt – HAZ-Erweichung in X70 TMCP Die HAZ-Erweichung in TMCP X70 ist ein echter Fehlermodus – kein theoretisches Problem. Die TMCP-Mikrostruktur (nadelförmiger Ferrit/Bainit) wird durch thermomechanische Bearbeitung verstärkt, nicht durch alleiniges Legieren. Ein hoher Wärmeeintrag beim Schweißen kann eine weiche Zone in der unterkritischen WEZ erzeugen, in der die Streckgrenze unter den SMYS des Mutterrohrs fällt. Bei belastungsbasierten Entwurfsprojekten (z. B. Permafrost, seismische Zonen) ist dies ein potenzieller Grenzzustand. Geben Sie im WPS Grenzwerte für die Wärmeeinbringung an und fordern Sie im Rahmen der WPQ Querzug- und Härteprüfungen in der gesamten WEZ ein.
Weiterführende Literatur: X70-Leitungsrohr: Fehlerbehebung bei Schweißnahtrissen und WEZ-Erweichung → | Rohrovalität und Hi-Lo-Toleranzen bei Rundschweißnähten mit großem Durchmesser →
7. Sauerservice: X70QS & X70MS
API 5L - Standard Für den sauren Einsatz sind die speziellen Anhang-H-Güten erforderlich: X70QS (vergütet) oder X70MS (thermomechanisch geformt).
7.1 Zusammenfassung der Anforderungen in Anhang H
| Anforderungsdetail |
|
| Maximale Härte |
250 HV10 (22 HRC) – Rohrkörper, geschweißt, HAZ |
| HIC-Test |
NACE TM0284 – CLR ≤ 15 %, CTR ≤ 5 %, CSR ≤ 2 % (Lösung A, sofern im Projekt nichts anderes angegeben ist) |
| SSC-Test |
NACE TM0177 Methode A – keine Rissbildung bei 72 % SMYS in NACE-Lösung A |
| Kohlenstoffäquivalent |
Strengere CE- IIW- und Pcm-Grenzwerte im Vergleich zum Standard-PSL2 – in der Auftragsphase vereinbart |
| Schwefelgehalt |
Typischerweise ≤ 0,003 % (gegenüber 0,015 % bei Standard-PSL2) – erforderlich für eine geringe HIC-Anfälligkeit |
| Maßgebender Referenzstandard |
API 5L Anhang H + NACE MR0175 / ISO 15156-2 |
Feldnotiz – Wenn NACE MR0175 und API 5L Anhang H in Konflikt geraten NACE MR0175 / ISO 15156-2 legt die dienstleistungsseitigen Anforderungen fest (Expositionsbedingungen, Härtegrenzen, akzeptable Materialien). API 5L Anhang H legt die Anforderungen an die Rohrherstellung fest. Sie ergänzen sich und sind nicht austauschbar. Bei manchen Projekten wird das eine ohne das andere angegeben – stellen Sie immer sicher, dass beide in Ihrem MR und dem QCP des Werks aufgerufen werden. Sehen:
Über PSL2 hinaus: Anhang H Metallurgie für Sauergas →
Verwandt: API 5L X70 PSL2 für Sour Service: NACE MR0175 Technischer Deep Dive → | API 5CT vs. NACE MR0175: Anforderungen an die Gehäusehärte erklärt →
8. Anwendungen und Projektbeispiele
X70 ist die Sorte der Wahl, wenn Projekte einen hohen Betriebsdruck, einen großen Durchmesser oder aggressive Umgebungen erfordern – und wo X65 unwirtschaftlich dicke Wände erfordern würde.
| Anwendung: |
Typische Sorte Außendurchmesser x |
Gewicht |
Warum X70? |
| Gasferntransport |
36–48 Zoll × 14–22 mm |
X70M PSL2 |
Wandeinsparungen gegenüber X65; bewährte MAOP > 10 MPa-Leistung |
| Offshore-Tiefwasserströmungslinien |
8'–24' × 20–40 mm |
X70Q PSL2 + Anhang J |
CVN-Anforderungen für hohen Außendruck und niedrige Temperaturen |
| Sauergas sammelt sich |
6'–16' × 9,5–19 mm |
X70QS/MS PSL2 |
H₂S-Beständigkeit + Hochdruckbewertung |
| Länderübergreifende Ölexportpipelines |
24'–36' × 12–19 mm |
X70M PSL2 |
Optimales Verhältnis von Rohrgewicht zu Druck; Afrika-Infrastrukturstandard |
| Getriebe mit Wasserstoffmischung |
24–48 Zoll × 14–25 mm |
X70M PSL2 + Projekt SR |
Ermüdungsfestigkeit bei hoher Lastwechselbelastung; Bruchzähigkeit für H₂-Versprödungsmanagement |
| Arktis-/Permafrost-Pipelines |
30–48 Zoll × 16–28 mm |
X70Q PSL2 (−40 °C CVN) |
Hohe Bruchzähigkeit bei niedriger Temperatur; dehnungsbasierte Designkompatibilität |
Technische Einblicke vs.
– X70 Bei einem 500 km langen Projekt mit einem Durchmesser von 42 Zoll bedeutet dieser Unterschied Tausende von Tonnen Stahl – und proportional große Einsparungen bei Materialkosten, Transport und Schweißarbeiten vor Ort. Aus wirtschaftlichen Gründen spricht X70 für jede Übertragungsleitung über ~8 MPa MAOP und 24 Zoll Außendurchmesser durchweg für X70. Unterhalb dieses Schwellenwerts können der Preisaufschlag und die WPS-Qualifizierungskosten die Wandeinsparungen überwiegen.
Siehe auch: X70 vs. X65: Schweißbarkeit und Kostenrealität → | X70 vs. X80-Leitungsrohr: Welche Sorte soll man wählen? →
Für Wasserstoffpipeline-Anwendungen: Stahlrohre für Wasserstoffpipelines: Sorten und Schweißanleitung →
Für Offshore-geschweißte Rohre: Offshore- vs. Onshore-geschweißte Rohre: Warum LSAW der Standard für Meeresumgebungen ist →
Für die Beschichtungsauswahl bei X70-Projekten: 3LPE vs. FBE vs. 3LPP: So wählen Sie die richtige Rohrbeschichtung aus → | 3LPE-Beschichtungsnorm DIN 30670 →
9. Häufig gestellte Fragen
Was ist ein API 5L X70-Rohr?
API 5L X70 (ISO 3183 L485) ist eine hochfeste Kohlenstoff-Mangan-Leitungsrohrsorte mit einer Mindeststreckgrenze von 485 MPa (70.300 psi). Es wird in nahtloser und geschweißter Form (ERW, LSAW, SSAW) gemäß zwei Produktspezifikationsstufen – PSL1 und PSL2 – hergestellt und ist weltweit die vorherrschende Sorte für Hochdruck-Öl- und Gastransportleitungen mit großem Durchmesser.
Was ist der Unterschied zwischen X70 PSL1 und PSL2?
PSL2 stellt deutlich strengere Anforderungen: obligatorische CVN-Schlagprüfungen an Rohrkörper, Schweißnaht und HAZ; DWTT-Prüfung für Rohre mit einem Außendurchmesser von ≥ 508 mm; ein maximales Verhältnis von Streckgrenze zu Zugfestigkeit von 0,93; strengere Grenzwerte für Kohlenstoffäquivalente; engere Maßtoleranzen; und vollständige Rückverfolgbarkeit von Wärme und Rohren. PSL2 ist auch die Voraussetzung für die Güteklassen „Sauerbetrieb“ (Anhang H) und „Offshore“ (Anhang J). PSL1 ist nur für Onshore-Anwendungen mit geringen Auswirkungen und ohne Säure akzeptabel.
Was bedeuten X70M, X70Q und X70QS?
Diese Suffixe geben den Lieferzustand an. M = thermomechanischer kontrollierter Prozess (TMCP); Q = vergütet; QS = vergütet für sauren Einsatz (Anhang H); MS = thermomechanisch geformt für sauren Einsatz. Bei Standard-Mainline-Projekten ist X70M am gebräuchlichsten. Geben Sie für dickwandige oder saure Anwendungen X70Q bzw. X70QS/X70MS an.
Können X70-Rohre in sauren Umgebungen (H₂S-Umgebungen) verwendet werden?
Standard X70 PSL1 und PSL2 sind nicht für den nassen H₂S-Betrieb geeignet. Für den Einsatz im sauren Bereich sind die speziellen Anhang-H-Qualitäten X70QS oder Der Schwefelgehalt ist typischerweise auf ≤ 0,003 % gegenüber dem standardmäßigen PSL2-Grenzwert von 0,015 % beschränkt.
Welche Schweißnorm gilt für X70-Rundschweißnähte?
Das Feldumfangsschweißen wird durch API 1104 geregelt. X70 erfordert ein qualifiziertes WPS mit Elektroden mit niedrigem Wasserstoffgehalt (≤ 5 ml/100 g diffundierbares H₂), eine Vorwärmung von 50–100 °C (höher bei dicken Wänden oder kaltem Wetter) und eine kontrollierte Wärmezufuhr, um eine Erweichung der HAZ zu vermeiden. Die Zwischenlagentemperatur sollte 250°C nicht überschreiten. PWHT ist für TMCP-Rohre mit Standardgewicht nicht erforderlich, sollte jedoch für Wandstärken über 38 mm bewertet werden.
Was ist das ISO 3183-Äquivalent von API 5L X70?
Das ISO 3183-Äquivalent ist L485. Weitere Äquivalente sind EN 10208-2 Klasse L485MB (europäische Norm) und CSA Z245.1 Klasse 485 (kanadisch). Alle geben die gleiche Mindeststreckgrenze von 485 MPa an, können jedoch geringfügige Unterschiede bei den ergänzenden Testanforderungen aufweisen. Bestätigen Sie die Gleichwertigkeit mit der Mühle, bevor Sie sie im Rahmen einer Projektspezifikation ersetzen, die sich speziell auf einen Standard bezieht.
Quelle API 5L X70 Leitungsrohr von ZC Steel Pipe
ZC Steel Pipe produziert und exportiert API 5L Wir verfügen über eine API 5L-Mühlenzertifizierung und beliefern Projekte in ganz Afrika, dem Nahen Osten und Südamerika mit vollständiger MTR-Rückverfolgbarkeit und Inspektion durch Dritte.
Erhältlich mit FBE-, 3LPE- oder 3LPP-Korrosionsschutzbeschichtung gemäß ISO 21809 / DIN 30670. Kundenspezifischer Außendurchmesser, Wandstärke und Länge auf Auftragsbasis.
mandy. w@zcsteelpipe.com
WhatsApp: +86-139-1579-1813
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