編者按： 近年來，高鋼級鋼管環焊縫質量問題頗受各方面關注。為了使大家全面了解環焊縫焊接技術和無損檢測技術的發展應用情況、存在問題和不足，前不久，我們邀請中石油集團公司高級技術專家、管道局首席焊接技術專家、管道科學研究院副總工程師兼管道焊接技術研究所所長、教授級高級工程師隋永莉在“管道保護交流群”（微信）進行了互動交流。隋永莉女士以豐富的理論和實踐經驗，認真解答了大家提出的有關環焊縫的30多個問題。她的意見和建議，對于提高管道從業者的專業素養和操作技能都非常有幫助。為此，《管道保護》編輯部特意挑選出10個有代表性的問題在本期發表，以饗讀者。

問： 國外管道工程發生過環焊縫失效事故嗎？導致環焊縫失效的原因是什么？國內管道工程環焊縫失效事故的特點有哪些？

答： 根據資料調研和技術交流了解到，自2009年起，北美地區相繼出現比較集中的環焊縫失效事件，涵蓋的管道包括X52、 X70和X80鋼管等，失效事故有些發生在水壓試驗階段，有些發生在運行階段。經大量研究和試驗分析，認為環焊縫失效的主要原因是環焊接頭的低強匹配、焊接熱影響區軟化和管道承受的外載荷。

國內管道工程建設期水壓試驗時發生的環焊縫失效事故，發生在連頭口、金口、變壁厚焊口、返修焊口上的比例很高（有些焊口同時包含這四種情況）。與焊接缺陷、強力組對有很高的相關性。運行期發生的焊口失效，多與管道承受的外部載荷相關，如管溝形狀不匹配、人類施工活動或自然現象導致的土壤移動。尤其是當環焊接頭實際上低強匹配時，管道首先在強度薄弱的焊縫或熱影響區發生起裂。

問： 環焊接頭不是等強或高強匹配的嗎？如何解決高強鋼環焊縫低匹配和熱影響區軟化問題？

答： 國內外管道工程的試驗分析已經證實了存在 環焊接頭低匹配和熱影響區軟化現象。這與現代管線鋼管制造技術和標準相關。現行的管線鋼標準中鋼管屈服強度、抗拉強度的允許范圍較寬，且只要求橫向強度，不要求縱向強度。當鋼管強度為標準范圍的上限時，環焊接頭就成為實際上的低強匹配。另外，當代的管線鋼是TMCP鋼，依靠晶粒細化提升其強度和韌性，是非穩態顯微組織。在焊接熱過程作用下，細化的晶粒長大，向穩態組織轉變，失去部分強度和韌性，造成焊接熱影響區軟化和脆化。焊接熱輸入量越大，軟化區、脆化區的寬度越大，對焊接接頭整體性能的影響就越大，如手工焊、半自動焊等方法。

為解決環焊接頭低強匹配的問題，國外一些石油公司對鋼管強度提出限制條件，如一些管理要求較為嚴格的公司規定抗拉強度的上限值不應超過最小規定值100 MPa或120 MPa，其他大多數石油公司規定的抗拉強度上限值不應超過最小規定值140 MPa。為解決熱影響區軟化的問題，加拿大等石油公司采用Yurioka的CEN碳當量計算公式，考慮碳與冶金元素之間相互作用影響及冷裂紋敏感性，并規定了一個較小范圍的鋼管冶金成分，以保持同一管道工程項目中鋼管冶金成分的一致性。

問： 從國內高鋼級管道服役期環焊縫失效事故來看，焊趾位置應力集中和焊縫金屬韌性儲備是比較突出的問題。應如何避免焊趾位置的應力集中，如何優化焊接工藝以保證焊縫韌性？

答： 在變壁厚接頭中，當焊縫內表面成型不圓滑時，焊趾位置的應力集中確實比較嚴重，這是我們目前逐漸認識到的問題，應在后續管道建設中通過安全的坡口設計或合理的焊接施工順序來解決。比如坡口設計方面，可以采用特殊的焊接坡口來實現變壁厚鋼管的等壁厚或等內徑對接焊。而合理的焊接施工順序，可以采用預制鋼管短接的方法，并在鋼管內部對焊趾位置增加補焊焊縫，保證焊縫內表面成型圓滑，再在工藝管道或線路管道上進行鋼管短接與直管的等壁厚對接焊。同時，射線檢測可以采用兩次拍片法，第一次按厚壁側鋼管的壁厚設置曝光參數，第二次按薄壁側鋼管的壁厚設置曝光參數。

關于焊縫金屬韌性儲備，前期應用比較廣泛的自保護半自動焊工藝，其焊縫金屬的動態韌性（夏比沖擊韌性）顯示較為離散，但其靜態韌性值（CTOD）并不差。在北美地區，一些老舊管道（包括一些現代管道的手工、半自動焊）甚至不要求沖擊韌性，當采用自動焊時才要求焊縫金屬的靜態韌性值（CTOD），此時的無損檢測是按照美國石油協會API 1104附錄A來驗收的。我認為，在高鋼級管道中推廣使用自動焊方法是提高焊縫性能的有效手段，而在一些不適用自動焊的地方可以采用氣保護藥芯焊絲半自動焊、金屬粉芯焊絲半自動焊或低氫焊條手工焊等方法，但這可能需要犧牲一些焊接合格率。

問： X80鋼管道在山地段的焊接施工，除半自動焊工藝外，是否還有更可靠的焊接工藝值得探討和推薦？

答： 目前，半自動焊工藝通常是指自保護藥芯焊絲半自動焊，除此以外還有氣保護藥芯焊絲半自動焊、金屬粉芯焊絲半自動焊、 STT或RMD半自動焊等，各有優缺點。 STT或RMD半自動焊更適合于根焊的焊接，填充蓋面焊由于熱輸入量太小，效率很低。氣保護藥芯焊絲半自動焊適合于填充蓋面焊，不能用于根焊。需要帶氬氣和二氧化碳的混合氣作為保護氣體，對焊接環境的風速要求高，對焊工操作水平、過程管理的要求一般。金屬粉芯焊絲半自動焊適合于填充蓋面焊，需要帶氬氣和二氧化碳的混合氣作為保護氣體，對焊接環境的風速要求高，對焊工操作水平要求極高，但對過程管理的要求不高。自保護藥芯焊絲半自動焊適合于填充蓋面焊，不需要保護氣體，對焊接環境要求不高，對焊工操作水平要求很高，對過程管理的要求很高。

問： 采用銅襯墊內對口器進行外根焊自動焊技術，對X80鋼管焊接是否存在影響？國外是如何運作的？

答： 銅襯墊的外自動焊是法國Serimax公司的專利技術，在海洋管道及北美和歐洲的陸地管道中都有應用。相關焊接工程師對于這種技術的評價正反面意見差不多對半。喜歡的人認為設備便宜、地形適應性 好，對于小口徑、短距離管道建設很經濟。不喜歡的人認為這種技術對現場管口組對、焊接過程的管理要求很高，如果做不好會帶來銅裂紋問題，而且，關于滲銅層導致的電化學腐蝕影響尚缺少足夠的研究。法國和中國（2002年以前）是明確禁止在陸地管道中使用銅襯墊自動焊的國家。近年來，比較多的海洋管道建設在用自動超聲波檢測（AUT）方法代替了內曝光的射線檢測（RT）方法后，也開始逐漸轉向使用內焊機自動焊方法。所以，銅襯墊內對口器是否可以使用，關鍵在于能否做好對焊接施工的過程管控，能否保證滿足組對間隙、錯邊量的要求。

問： X80鋼管道等高強鋼焊接時，如何控制返修口和連頭口質量？

答： 高強鋼返修焊接時，首先應按照返修焊接工藝規程進行，應由具備資質的焊工完成，返修全過程應有旁站監督、過程受控。其次，需要注意檢查、確認焊接缺陷完全去除，預熱溫度和預熱位置正確，返修長度不能過短或過長，焊接材料不能使用酸性焊條或自保護藥芯焊絲，焊接方向和焊接電流正確。最后，返修完成的焊縫一般需要采用原無損檢測工藝確認。返修焊接通常會由于很高的局部拘束效應而帶來冷裂紋的風險，同時返修焊縫金屬的力學性能可能低于原焊縫，這使得返修焊縫的使用性能低于原焊縫，尤其是在采用自動焊時。

連頭焊接時，連頭地點或連頭位置的選擇非常重要，應放在平直段、等壁厚焊口，注意兩側未回填管道長度是否足夠。管工的工作對最終的連頭質量至關重要，應保證連頭焊口的組對質量。連頭焊接應按照連頭工藝規程進行，根焊一般采用上向焊，并且最好在環境溫度下降前完成根焊縫的焊接。應由具備資質的焊工完成，連頭全過程應有旁站監督、過程受控。連頭焊接時，環焊縫承受了很大的拘束作用，冷裂紋風險高于正常的線路焊口。

問： 某在建的X80鋼管道，引入第四方對第三方RT或AUT等再次進行RT檢測，這種做法是否合理？建設期和服役期管道的環焊縫無損檢測方法都有哪些？

答： 這個問題是目前管道焊接施工中最具爭議性的，可能每個管道建設者都有自己的理解和觀點。所以，如果知道這些規定或指標的來源，可能會有助于理解和判斷其合理性。 API 1104正文中無損檢測對焊接缺陷的驗收屬于質量驗收，是基于中等及以上技能水平的焊工所達程度而制定的，是工程經驗。API 1104 附錄A對于焊接缺陷的驗收屬于工程臨界評估（ECA）驗收，是基于“合于使用”原則和斷裂力學、焊接結構、應力等因素。

目前國內管道工程判斷環焊縫是否合格，是依據能否通過無損檢測來驗收。引入第四方對第三方RT或AUT等再進行RT復驗的方法，更多地屬于管理層面的做法。北美和俄羅斯管道建設中的做法與我們目前有所不同，其無損檢測承包商是施工承包商的一部分，或由施工承包商聘用。業主聘請的監理公司（管理者）有自己的無損檢測人員或無損檢測公司，對施工承包商的檢測結果進行100%復評，或按一定比例進行復拍，保證無損檢測的準確性，這也是管理層面的做法。

北美地區的建設期管道，自動焊采用AUT檢測方法，按API 1104附錄A來驗收，即基于“合于使用”原則的工程臨界評估（ECA）方法。手工焊和半自動焊采用RT檢測方法，按API 1104正文部分來驗收，即基于工程經驗的質量驗收。服役期管道，一般采用內檢測技術對金屬缺失進行評價。北美地區近年來研發了一種管內超聲波檢測方法，從鋼管內部對環焊縫裂紋進行排查。據介紹，其基本工作流程是管道停輸并注滿水；采用普通的自動焊超聲波檢測設備在管內爬行，在環焊縫位置旋轉掃查；用計算機讀取、評判環焊縫質量，發現裂紋。

問： GB/T 34275―2017標準規定管道環焊縫的沖擊韌性是60J/80J 。北美管道也是這么高嗎？ AP 1104新版做出了修訂嗎？

答： 在油氣管道工程中，對同一條管道不同部位焊縫的夏比沖擊韌性要求也是不一樣的。比如，埋 弧焊鋼管的制管焊縫、環焊縫、熱煨彎管和三通等管件的管體焊縫，沖擊韌性值的要求都是不同的。中國第一條X70鋼管道，環焊縫夏比沖擊韌性是按管體韌性的40%來制定的，取值為56J/76J。這個40%比例也是爭論的結果（如按80%、 60%、 50%等），原因只是因為這個指標可能比較容易做得到。到X80鋼管道時，環焊縫的韌性指標不能定得更高了，就沿用X70鋼管道指標并進行了圓整，取值為60J/80J。北美、歐洲、中東、中亞等油氣管道對環焊縫的要求以30J/40J為主，有些工程會更低一些。俄羅斯油氣管道工程的要求則更高一些。

另外，夏比沖擊韌性試驗與其他拉伸、硬度、彎曲、靜態斷裂韌性等力學性能試驗不同，沖擊功沒有物理含義。如果使用沖擊功進行失效評估，需要將其轉化為斷裂韌性值，但這些轉化公式本身也有爭議，很多是通過某一階段鋼材、焊縫等相關數據回歸得到的。

問： 高鋼級管道環焊縫產生裂紋的原因是什么？如何避免裂紋產生？

答： 目前發現的環焊縫裂紋中，冷裂紋比例相對多一些，我認為這些冷裂紋并不是延遲到了運行期才產生的，而是施工期就已經發生，但被漏檢。環焊縫焊接過程中，有些焊接作業機組用微微吊起或放下鋼管的方式來調整對口間隙；撤離對口器過早；溝下焊時使用鉤機進行管口組對，在根焊時鉤機突然失壓；個別的大口徑、厚壁管道焊接未使用對口器，局部位置的鋼管支撐懸空、不穩等。這些都會導致未焊滿的焊縫承受過大的載荷，引發焊接裂紋。目前發現的焊接裂紋大多與上述施工行為有關，是施工管理中應嚴格管控的環節。已經焊滿的環焊縫，在下溝環節由于起吊高度過高、管溝過深、吊機位置排布不合適或數量不夠，單側沉管下溝、帶彎頭下溝等情況下，會承受很大的彎曲、扭轉力，導致環焊縫開裂。所以下溝環節需要嚴格管控。

問： 高強度鋼焊接工藝評定環境與現場施焊環境的差異性有哪些？

答： 目前對于低溫環境下的焊接施工（如東北、新疆、內蒙），是在模擬的低溫環境下進行的。其他高溫、潮濕、大風等環境條件，較少在焊接工藝評定時進行模擬，包括整管焊接時的散熱條件不同、現場使用的對口器條件差異，目前都沒有在評定時進行過模擬。近兩年來，在焊接工藝評定過程中開始針對不同鋼管、制管廠的高鋼級鋼管（冶金成分、軋制工藝不同）進行環焊縫焊接工藝驗證。

簡介：隋永莉，女， 1970年生，中石油集團公司高級技術專家，管道局首席焊接技術專家，管道科學研究院副總工程師兼管道焊接技術研究所所長，教授級高級工程師。 1992年畢業于中國石油大學（華東）焊接工藝與設備專業，1999年畢業于清華大學材料加工工程專業， 2008年畢業于天津大學材料加工工程專業。一直工作在油氣管道和儲罐焊接領域第一線，從事與焊接技術相關的科學研究、工藝優化、技術推廣和焊工培訓等工作。有幸經歷了我國管道建設的大發展時期，是西氣東輸管道工程、西氣東輸二線管道工程、中俄東線天然氣管道工程等現場焊接工藝的主要制定者。承擔并完成國家863項目，國家科技支撐項目，中石油集團公司重大專項及管道局博士后工作站課題等30余項，取得的科技成果推動了X65、 X70和X80鋼管在我國管道建設中的應用。主持和參與制修訂國家標準5項，行業標準5項，石油企業標準7項。獲國家發明專利1項，實用新型專利2項，省部級科技獎勵8次，局級科技獎勵6次。發表論文40余篇。