油气管道环缝焊接国外先进标准的启示和借鉴*

2020-05-11李为卫何小东葛加林

石油管材与仪器 2020年2期

李为卫，何小东，葛加林，2

(1.中国石油集团石油管工程技术研究院，石油管材及装备材料服役行为与结构安全国家重点实验室陕西西安 710077；2.西安石油大学材料科学与工程学院陕西西安 710065)

0 引言

近10年来，随着高钢级大口径管道的大量建设和投产，在管道试压阶段和投产运行初期就发生了30 余起环焊缝开裂和泄漏事故，70%以上是由于环焊缝缺陷引起的[1]。管道运行过程中也发生多次爆裂事故。针对高强度油气管道环焊缝的质量问题，目前国家、行业在开展全面质量提升工作，其中一项主要工作就是对标国外先进标准做法，提高我国管道建设的标准和技术水平。国内相关文献对长输管道焊接标准进行了对比分析[2-5]，但对比的多是国家、行业或者协会的标准，基本不涉及油公司企业标准。

油气管道现场焊接国际上应用范围广、影响力大的是API 1104和ISO 13847标准[6-7]，这两项标准的制修订各方参与程度高，发展历史长，内容较完善，但由于参与制修订的各方利益不同，是各方协调的产物，其技术指标要求不高，因此，国际著名油公司(如SHELL、BP、TOTAL、TransCanada)针对长输油气管道的现场焊接，基本上以这两项标准作为基础，增加补充技术要求。另外，俄罗斯天然气公司企标在焊接技术方面也有详细的规定。这些油公司企业标准增加的补充要求和规定是在研究基础上，针对高强度、重要管道提出的补充要求，对保证管道的焊接质量具有重要作用。

我国目前的油气管道现场焊接国家、行业标准基本采用API 1104制定，石油企业标准有适当的技术补充，但与国外先进油公司企业标准相比，还有一定的差距。本文对国外著名油公司的管道现场焊接标准在焊接方法、焊接材料、适用范围、工艺参数等方面的技术要求进行了对比分析，另外，也分析了NB/T 47014、ASME Section IX和BS 4515-1等标准的相关要求[8-10]，对提高我国油气管道的现场焊接标准提出修改完善的建议。

1 国外油公司标准介绍

荷兰SHELL公司管道及相关设施的现场焊接标准DEP XXX—2010，是对ISO 13847—2000的修改/补充，规定了碳钢管道及相关设施的焊接要求和推荐做法，适用的最高钢级为X70。

英国BP石油公司企业标准GIS XXX—2006是对API 1104—2005(20版)的补充/修改，适用于C-Mn钢和低合金管主管道的焊接及验收，主要适用的最高钢级为X80，也适用最高钢级为X120的管道。

法国TOTAL石油公司企业标准GS EP PLR XXX—2013是对API 1104的增补。规定了甜性和酸性环境、陆上和海洋碳钢管道的现场焊接，适用的最高钢级为X70。

加拿大TransCanada企业标准TES-WELD-XXX—2007是对API 1104的修改/补充，规定了天然气(甜气)管道系统的焊接及检验要求，适用于碳钢管道现场环焊缝的焊接，适用的最高钢级为X100。

俄罗斯天然气工业公司企业标准“博瓦年科沃——乌赫塔干线天然气输气管道焊接规程”(2008)规定了博—乌陆上干线输气管道的现场焊接要求，适用于工作压力11.8 MPa及以下，钢级为K60和K65，直径DN1 000～1 400 mm，壁厚22.7～37.9 mm。

上述标准中，SHELL、BP、TOTAL标准与基础标准相同的内容没有写，内容相对较少，补充的技术要求只给出规定，技术细节少。TransCanada和俄气标准内容较多，对焊接工艺、技术补充规定多，尤其是对较高钢级给出了较为详细的焊接方法、焊接材料和工艺要求。

2 标准对比分析

2.1 焊接方法

管道线路焊接国外油公司允许使用的焊接方法见表1。熔化极气体保护电弧焊(GMAW)是油气长输管道最适用的焊接方法，所有国外油公司标准都允许使用，一般采用自动或机械方式，效率高、质量优。埋弧焊方法(SAW)也是一种普遍适用的干线管道焊接方法，用于具备条件的双联管焊接。焊条电弧焊(SMAW)和氩弧焊(GTAW)也是普遍允许使用的方法，但由于效率问题，一般在不具备自动或机械GMAW情况下(如连头口、返修、穿越)使用。

表1 国外油公司企业标准管道线路焊接允许使用的焊接方法

*此处指实心焊丝气保焊，不包括药芯或粉芯焊丝气保焊。

对于我国油气长输管道多年来大量使用的自保护药芯焊丝电弧焊(FCAW-S)方法， SHELL、BP、TOTAL明确不允许使用，俄气标准范围含有这种方法，但只允许用于部件和站场工艺管道的焊接，线路管道不允许使用，只有TransCanada在线路焊接中允许使用。气保焊药芯焊丝电弧焊(FCAW-G)方法除了BP明确不允许使用外，其它油公司均允许使用。

FCAW尽管是一种高效方法，但由于焊丝制造以及实际焊接过程中对合金元素和工艺参数比较敏感，焊接接头的力学性能(主要是冲击韧性)不稳定，尤其是自保护的FCAW由于采用Al脱氧，焊缝的冲击韧性更难保证。对此，TOTAL标准明确不允许采用FCAW-S，使用FCAW-G需要经过业主批准，并应用有专门的提示：承包商应始终对FCAW方法进行完全控制，以避免焊接熔敷层的机械性能(特别是冲击性能)出现任何过度分散。因此，评定试验焊缝的机械试验结果应显示出符合本规范要求的足够的安全裕度。如果该工艺的可靠性不令人满意，公司保留拒绝该方法的权利。另外，我国锅炉、压力容器和压力管道行业标准NB/T 47014焊接采用的标准不包括FCAW-S。

建议我国对X70、X80长输管道的焊接，逐步淘汰半自动自保护FCAW，大力推广自动或机械的熔化极气体保护电弧焊方法。

2.2 焊接材料

2.2.1 焊材强度的选择原则

焊接材料选材一个重要的考虑就是强度匹配。什么是强度匹配(是屈服强度、还是抗拉强度)，什么是高强匹配(按标准值、实际值还是平均值)，实际焊接采用高强匹配还是低强匹配，国内外有大量的文献，但认识不一致[11-14]。关于油气管道焊缝强度匹配，国外油公司有不同的规定。

1)SHELL标准，对重要管道以及基于应变设计管道，要求焊缝金属的屈服强度Rt0.5应大于母材规定最小屈服强度(SMYS)+20 MPa，抗拉强度应大于母材的规定最小值。

2)BP标准，原则上焊缝金属的屈服强度的选择宜保证管道环焊缝的屈服强度与管材实际强度的高匹配，要求全焊缝金属屈服强度不能低于管子SMYS，与典型管子屈服强度相比，希望达到高匹配。如果进行工程适用性评价(ECA)或者设计有要求，需要达到与实际管子的高匹配。

3)TOTAL标准，对于陆地管道没有要求。对于海管的Lay或J-Lay 铺设，焊缝强度要达到高匹配，要求焊接材料熔敷金属的屈服强度大于母材SMYS+80 MPa，全焊缝金属的拉伸性能要在工程技术文件中给出。

4)DNV标准，对应变εl,nom<0.4%以及不进行ECA的环焊缝，焊缝金属的屈服强度宜超过母材SMYS+80 MPa；当应变εl,nom≥0.4%，或进行 ECA时，焊缝金属的屈服应大于等于母材规定最大屈服强度-20 MPa。

5)英国标准BS 4515-1，对L555级别钢管或者安装方法涉及塑性变形的所有级别的管子，焊缝金属的屈服强度应大于母材规定最小屈服强度。选择焊缝金属高匹配程度，宜考虑钢管的实际屈服和抗拉强度。

6)API 1104标准附录A和GB/T 31032标准附录B明确指出，ECA评价方法不适用总体低匹配的焊缝。

7)EPRG环焊缝适用性评价准则规定，确保高匹配焊缝的最低焊缝金属屈服强度为母材纵向最小屈服+100 MPa。

尽管国内的研究认识和标准规定不统一，但从大多数和主流的观点来看，金属结构焊缝的高强匹配，对焊缝的抗断裂、变形更加有利，高强匹配的焊缝对缺陷的容限高，韧性要求低。国外管道焊接标准对重要管道(高强度、高压力、大口径输气管道)、基于应变设计的管道、进行工程适用性评价(ECA)的管道的环缝要求或推荐采用屈服强度的高强匹配，保证焊缝不发生集中变形。

我国目前已建成的管道，许多为低强匹配，目前管道焊接标准也没有提出高强匹配要求，建议加强对油气管道失效断裂和变形机理研究，参考国外先进标准，对重要天然气管道提出屈服的高强匹配及匹配度指标要求，以此为准则进行焊接材料强度级别的选择。

2.2.2 焊材型号的选择及复验

焊接材料标准型号中代表强度的数字是抗拉强度，不是屈服强度，而管线钢级别代表的是屈服强度。如目前X80管道，管材标准规定屈服强度最小值550 MPa，抗拉强度最小625 MPa，而焊接采用的AWS E81T8-Ni2J焊材，标准规定屈服强度最小值470 MPa，抗拉强度最小550 MPa(见表2)，两者差异很大，选用焊材时应明白这点。

表2 常用自保护药芯焊丝熔敷金属的拉伸强度

众所周知，由于焊接条件不同以及母材稀释的影响，实际焊缝金属的力学性能与焊接材料的熔敷金属的性能有很大的差异。一般而言，焊缝金属的拉伸强度高于焊材熔敷金属的强度，不同的焊接材料、焊接方法和工艺，其升高程度不同，有些升高很多(如GMAW)，有些升高不明显(如FCAW、SMAW)。关于焊材强度级别的选择，应考虑熔敷金属与全焊缝金属强度的差异，标准规定值与实际值的差异。

每批焊接材料熔敷金属的强度一般比标准规定最小值高(见表2)，但从生产商的质量保证来讲，保证的是标准规定最小值。而工程焊接工艺评定一般采用一个批号的焊材进行试验，这批焊材的焊缝力学性能合格，并不能代表其它批号的焊材合格。因此，国外管道公司(BP、TOTAL、TransCanada)规定现场焊接使用的焊接材料的进场复验，要进行与实际管材和焊接工艺一致的焊缝力学性能试验，而我国管道工程焊材复验是按焊材标准在平板上焊接进行熔敷金属的力学性能试验，两种差异很大，这一点国外油公司的做法值得借鉴。

2.2.3 纤维素焊条使用限制

纤维素焊条具有优异的工艺性能而在长输管道中广泛使用，但该类焊条的药皮中含有大量的纤维素有机物，焊缝中的氢含量较高，焊缝的塑韧性和抗裂性差，国外油气管道标准对其应用提出限制。

BP标准规定最为详细，超出下列条件限制不允许使用纤维素焊条：1)钢级和壁厚超过限制：对钢级≤X65，最大壁厚19 mm；钢级X70，采用E8010填充最大厚度16 mm，采用E9010填充，最大壁厚10 mm；钢级X80，根焊和热焊仅允许使用，填充焊道不允许使用；钢级>X80，不允许使用；2)承受高应变管道；3)基于应变设计管道；4)管件、法兰、和阀门的焊接；5)角焊缝焊接(如阴极保护附件)。

SHELL标准规定，纤维素焊条不允许用于管件焊接以及壁厚超过25 mm的管子与管子焊接。TOTAL标准规定，纤维素焊条仅限用于X56及以下钢级管道，不允许用于连头口焊接和返修焊接。TransCanada标准限定返修焊缝纤维素焊条允许使用的最高钢级为X52，最大壁厚为7 mm。

中石油线路焊接新版CDP仅对X70及以上钢级管道焊接规定不允许使用纤维素焊条。建议参考国外标准要求，对不同钢级和壁厚、以及返修焊、连头焊提出更严格的纤维素焊条使用限制，并对目前使用纤维素焊条的工艺进行梳理。

2.3 工艺评定的有效范围

2.3.1 材料成分及供货状态

油气管道现场焊接条件差、难度大，母材、焊材和工艺参数对焊缝的质量影响大，因此管道焊接标准对焊接工艺评定的有效范围提出了严格的限制。从被焊管材的角度，这是影响焊接质量的首个重要因素，重要因素变化需要重新进行工艺评定。API 1104标准仅提出强度级别的因素，ISO 13847除了强度等级因素，增加了碳当量因素。国外油公司标准在基础标准上提出了更多的限制。

SHELL补充焊接工艺评定的重要因素：1)碳当量CEIIW增加超过0.03，Pcm增加超过0.02；2)重要管道材料制造商的变化；3)材料热处理状态变化(TMCP、Q+T、正火)。

BP补充焊接工艺评定的重要因素：1)管子、阀门、法兰和管件来源于不同的制造厂、用不同供货商材料制造、不同的供货状态；2)改变钢带、钢板、管子和锻件的制造装置；3)改变钢的冶炼、板材轧制、锻件和钢管的制造方法；4)钢级大于等于X80，成分变化引起碳当量改变：±0.03CEIIW或±0.02Pcm。

TOTAL补充焊接工艺评定的重要因素：1)材料来源、供货状态、制造技术路线；2)轧制、锻造、铸造的改变；3)每一组中，高钢级可以评定低钢级，反之不行；4)Pcm、CEIIW或碳含量增加大于0.02%；5)工艺评定时选用碳当量偏于上限的材料。

我国油气管道焊接国家、行业标准、中石油旧版CDP与API 1104一致，没有考虑管材成分、材料状态和生产商的变化，中石油新版CDP增加了碳当量的影响，建议参考国外油公司的标准，提出焊接工艺评定材料状态和生产商变化的因素。

2.3.2 管径及壁厚

材料的管径以及厚度是影响焊接质量的另一重要因素，不同的焊接工艺评定标准规定不同的变化有效范围，见表3。

从表3可以看出，API 1104标准管径和壁厚的变化范围大，要求宽松，如工艺评定采用OD 323.9 mm、厚度19.1 mm的管子进行，适用的实际工件OD 60.3 mm、厚度4.8 mm的焊接，从事焊接技术的人员都知道，这两种规格的管子焊接工艺存在很大的差异。有些技术人员认为，NB/T 47014—2011和ASME Section IX标准规定的适用范围也大，其实是没有完全理解这两项标准。这两项标准中有一条容易被忽视的规定：当规定冲击试验时，焊接工艺评定合格后，若t≥6 mm，适用焊件母材厚度的有效范围最小值为t与16 mm两者中的较小值。例如，如t=12 mm，适用的实际工件厚度下限为12 mm，而不是5 mm；如果t=19 mm，适用的实际工件厚度下限为16 mm，也不是5 mm，这是较为严格的规定，从焊接热循环过程分析有一定的科学道理。

表3 焊接工艺评定母材管径和厚度的有效范围

综合分析认为，对油气管道线路焊接而言，TOTAL的标准规定相对合理，建议采用。

2.3.3 焊接电特性参数

焊接电特性参数最常用的是焊接电流、电压和速度，工艺中都有规定，但现场焊接经常超出范围操作，手工焊和半自动焊现场焊接速度往往不控制。对焊接接头内在性能有影响的热输入量参数，目前有些工艺不规定，实际过程也不控制。有的工艺通过控制焊层/道数量或者厚度间接控制热输入量。

焊接电特性参数对接头的使用性能有极其重要的影响，相关标准工艺评定的有效范围见表4。从表可以看出，API 1104和TransCanada要求最为宽松，对电流、电压、热输入和焊道数均不控制，因为该标准不考虑冲击韧性。NB/T 47014标准如果不考虑冲击韧性，也不控制这些参数，但如果规定有冲击韧性要求，要求控制热输入参数或者单位长度焊道的熔敷金属体积。其他几项标准都要求控制焊接热输入量的变化。SHELL标准还增加电流、电压不超出评定范围±10%的要求。SHELL和TOTAL标准还增加焊道数的控制要求建议我国的管道标准参考国外标准要求，将热输入量作为重要参数进行控制，实际过程也要监控，同时参考国外标准给出焊道数量的变化范围要求。

表4 焊接工艺电特性参数的有效范围

2.4 焊接预热和层间温度以及焊后热处理

焊接预热和层间温度、焊后热处理对防止焊接裂纹、改善焊缝的组织和性能有重要的作用，尤其对高强度、大壁厚管道而言更加重要。对此国外管道标准有一些好的做法和详细规定。

BP标准规定：1)管径大于500 mm的线路焊接，必须采用感应加热方式进行预热；2)预热温度要求80 ℃以上的线路焊接，不允许采用手工火焰枪方式预热；3)预热要均匀，测量位置距离坡口边缘最少75 mm，沿圆周至少90°测量一次；4)为了保证热透，预热测量的时机要在热源离开超过一定的时间(每12.7 mm壁厚 1 min)进行；5)预热温度不应超过工艺要求的最低预热温度+50 ℃；6)焊接开始前应立即确认预热温度，并在焊接过程中确认整个接头周围的预热温度；7)层间温度在开始焊接的位置边缘处、电弧通过前测量；8) 预热/层间温度测量方法，采用通过蜡或者漆颜色变化的测温方式不允许使用，推荐采用热电偶、校准的接触式或光学高温计测量；9)如果工艺文件有规定，要进行焊后热处理，并给出热处理操作的要求。

TOTAL标准规定：1)预热温度按工艺文件执行，要考虑管材制造商的材料焊接性试验结果；2)对连头和返修焊，不论钢级最低预热温度为100 ℃，返修焊时预热温度比正常焊接温度高15 ℃；3)施工过程中，整个周圈的温度不能低于工艺评定时的预热温度，也不能高于预热温度+30 ℃；4)不允许采用手工火焰枪方式进行预热，可采用均匀的气体火焰或者电热方式预热；5)预热温度测量位置，距离坡口每侧至少50 mm；6)层间温度考虑最高250 ℃，且不得高于工艺评定时的最高层间温度，层间温度在下一层焊道开始焊接前立即测量；7)预热/层间温度测量可采用接触式测温仪或熔化型显示蜡方法测量，通过观察颜色变化的测温方式不允许使用；8)对壁厚超过31.8 mm的管子和管件，要求进行焊后热处理(PWHT)，对相关的母材要进行性能试验(拉伸、硬度和冲击)。

TransCanada标准给出了不同情况下的预热温度(见表5)。并且规定：1)预热的宽度范围为坡口每侧100 mm ，返修部位为周围150 mm；2)预热温度测量位置距坡口边缘38～64 mm；3)预热温度测量时机，如果采用火焰加热，要在火焰离开至少15 s后测量；4)禁止焊缝在超过自然空冷速度下冷却，不允许强制冷却。

另外，BS 4515-1标准在一个附录中专门给出了管道焊接预热的指南，俄气标准也给出了很详细的预热设备、加热方式、测温方法等要求。

表5 TransCanada标准规定的焊接预热温度

可以看出，国外标准对预热/层间温度控制的重视。我国的大口径X70、X80天然气管道建设期间和运行过程中发现了许多焊缝开裂，其中一个重要的因素就是预热、层间温度的测量和控制不规范，焊后不进行热处理。建议参考国外标准，对预热、层间温度的加热方式、测量和控制等进行规定，同时，对大壁厚接头焊接提出焊后热处理要求。

2.5 焊接返修

近年来开展的X70、X80天然气管道开裂失效分析结果表明，约60%的失效事故与焊缝返修有关，与正常焊接相比，焊缝返修过程的方法、材料、热循环、应力状态等更难保证接头的质量，对焊缝的返修工艺应引起重视。国外油公司标准对返修焊有较详细的规定，对保证返修焊缝的质量有重要意义，而我国的管道标准对返修的规定较少，国外标准的规定值得参考。

1)所有标准规定，焊缝检测中发现的裂纹(弧坑裂纹除外)不允许返修，要求割口重焊，这一点在施工和监理过程中应严格控制。

2)返修焊接预热温度要比正常焊接更高。如SHELL标准规定返修焊预热温度比主工艺至少高50 ℃；TOTAL标准规定，不论钢级，返修焊比正常焊接预热温度高15 ℃，且不得低于100 ℃；TransCanada标准规定，所有钢级、所有方法的返修焊，最低预热温度为120 ℃。

3)返修焊接要比正常焊接有更详细的操作要求。如TOTAL标准规定：1)返修焊坡口缺陷的去除准备方法是重要变数，要规定缺陷的去除和检测方法；2)填充和盖面焊道返修长度至少50 mm；3)同一部位，根部焊道只允许返修1次，其它焊道允许2次；4)整个盖面焊道的返修，允许采用单道焊，其它(包括内部和局部盖面)返修，如果采用单道焊，要求进行单独的工艺评定；5)返修允许采用的焊接方法：根焊GTAW、超低氢(5 ml/100 g以下)碱性焊条SMAW(纤维素焊条SMAW不允许用于连头和返修)，填充+盖面GMAW、PGMAW、GS-FCAW(需业主批准)；6)低氢焊条采用真空包装，且保证打开后8 h不吸潮；7)返修要进行专门的工艺评定，区分不同的情况：全壁厚返修、中部或部分焊缝返修、盖面焊咬边返修(局部打磨熔敷单焊道或者去掉全部盖面焊道)、根部焊道内焊返修。TransCanada 也有详细的规定，BS 4515-1标准也有大篇幅的返修焊工艺规定，我国管道标准对焊缝返修规定较少。