李為衛(wèi)，何小東，葛加林，2

(1.中國石油集團石油管工程技術研究院，石油管材及裝備材料服役行為與結構安全國家重點實驗室 陜西 西安 710077；2.西安石油大學材料科學與工程學院 陜西 西安 710065)

0 引 言

近10年來，隨著高鋼級大口徑管道的大量建設和投產，在管道試壓階段和投產運行初期就發(fā)生了30 余起環(huán)焊縫開裂和泄漏事故，70%以上是由于環(huán)焊縫缺陷引起的[1]。管道運行過程中也發(fā)生多次爆裂事故。針對高強度油氣管道環(huán)焊縫的質量問題，目前國家、行業(yè)在開展全面質量提升工作，其中一項主要工作就是對標國外先進標準做法，提高我國管道建設的標準和技術水平。國內相關文獻對長輸管道焊接標準進行了對比分析[2-5]，但對比的多是國家、行業(yè)或者協(xié)會的標準，基本不涉及油公司企業(yè)標準。

油氣管道現場焊接國際上應用范圍廣、影響力大的是API 1104和ISO 13847標準[6-7]，這兩項標準的制修訂各方參與程度高，發(fā)展歷史長，內容較完善，但由于參與制修訂的各方利益不同，是各方協(xié)調的產物，其技術指標要求不高，因此，國際著名油公司(如SHELL、BP、TOTAL、TransCanada)針對長輸油氣管道的現場焊接，基本上以這兩項標準作為基礎，增加補充技術要求。另外，俄羅斯天然氣公司企標在焊接技術方面也有詳細的規(guī)定。這些油公司企業(yè)標準增加的補充要求和規(guī)定是在研究基礎上，針對高強度、重要管道提出的補充要求，對保證管道的焊接質量具有重要作用。

我國目前的油氣管道現場焊接國家、行業(yè)標準基本采用API 1104制定，石油企業(yè)標準有適當的技術補充，但與國外先進油公司企業(yè)標準相比，還有一定的差距。本文對國外著名油公司的管道現場焊接標準在焊接方法、焊接材料、適用范圍、工藝參數等方面的技術要求進行了對比分析，另外，也分析了NB/T 47014、ASME Section IX和BS 4515-1等標準的相關要求[8-10]，對提高我國油氣管道的現場焊接標準提出修改完善的建議。

1 國外油公司標準介紹

荷蘭SHELL公司管道及相關設施的現場焊接標準DEP XXX—2010，是對ISO 13847—2000的修改/補充，規(guī)定了碳鋼管道及相關設施的焊接要求和推薦做法，適用的最高鋼級為X70。

英國BP石油公司企業(yè)標準GIS XXX—2006是對API 1104—2005(20版)的補充/修改，適用于C-Mn鋼和低合金管主管道的焊接及驗收，主要適用的最高鋼級為X80，也適用最高鋼級為X120的管道。

法國TOTAL石油公司企業(yè)標準GS EP PLR XXX—2013是對API 1104的增補。規(guī)定了甜性和酸性環(huán)境、陸上和海洋碳鋼管道的現場焊接，適用的最高鋼級為X70。

加拿大TransCanada企業(yè)標準TES-WELD-XXX—2007是對API 1104的修改/補充，規(guī)定了天然氣(甜氣)管道系統(tǒng)的焊接及檢驗要求，適用于碳鋼管道現場環(huán)焊縫的焊接，適用的最高鋼級為X100。

俄羅斯天然氣工業(yè)公司企業(yè)標準“博瓦年科沃——烏赫塔干線天然氣輸氣管道焊接規(guī)程”(2008)規(guī)定了博—烏陸上干線輸氣管道的現場焊接要求，適用于工作壓力11.8 MPa及以下，鋼級為K60和K65，直徑DN1 000～1 400 mm，壁厚22.7～37.9 mm。

上述標準中，SHELL、BP、TOTAL標準與基礎標準相同的內容沒有寫，內容相對較少，補充的技術要求只給出規(guī)定，技術細節(jié)少。TransCanada和俄氣標準內容較多，對焊接工藝、技術補充規(guī)定多，尤其是對較高鋼級給出了較為詳細的焊接方法、焊接材料和工藝要求。

2 標準對比分析

2.1 焊接方法

管道線路焊接國外油公司允許使用的焊接方法見表1。熔化極氣體保護電弧焊(GMAW)是油氣長輸管道最適用的焊接方法，所有國外油公司標準都允許使用，一般采用自動或機械方式，效率高、質量優(yōu)。埋弧焊方法(SAW)也是一種普遍適用的干線管道焊接方法，用于具備條件的雙聯(lián)管焊接。焊條電弧焊(SMAW)和氬弧焊(GTAW)也是普遍允許使用的方法，但由于效率問題，一般在不具備自動或機械GMAW情況下(如連頭口、返修、穿越)使用。

表1 國外油公司企業(yè)標準管道線路焊接允許使用的焊接方法

*此處指實心焊絲氣保焊，不包括藥芯或粉芯焊絲氣保焊。

對于我國油氣長輸管道多年來大量使用的自保護藥芯焊絲電弧焊(FCAW-S)方法， SHELL、BP、TOTAL明確不允許使用，俄氣標準范圍含有這種方法，但只允許用于部件和站場工藝管道的焊接，線路管道不允許使用，只有TransCanada在線路焊接中允許使用。氣保焊藥芯焊絲電弧焊(FCAW-G)方法除了BP明確不允許使用外，其它油公司均允許使用。

FCAW盡管是一種高效方法，但由于焊絲制造以及實際焊接過程中對合金元素和工藝參數比較敏感，焊接接頭的力學性能(主要是沖擊韌性)不穩(wěn)定，尤其是自保護的FCAW由于采用Al脫氧，焊縫的沖擊韌性更難保證。對此，TOTAL標準明確不允許采用FCAW-S，使用FCAW-G需要經過業(yè)主批準，并應用有專門的提示：承包商應始終對FCAW方法進行完全控制，以避免焊接熔敷層的機械性能(特別是沖擊性能)出現任何過度分散。因此，評定試驗焊縫的機械試驗結果應顯示出符合本規(guī)范要求的足夠的安全裕度。如果該工藝的可靠性不令人滿意，公司保留拒絕該方法的權利。另外，我國鍋爐、壓力容器和壓力管道行業(yè)標準NB/T 47014焊接采用的標準不包括FCAW-S。

建議我國對X70、X80長輸管道的焊接，逐步淘汰半自動自保護FCAW，大力推廣自動或機械的熔化極氣體保護電弧焊方法。

2.2 焊接材料

2.2.1 焊材強度的選擇原則

焊接材料選材一個重要的考慮就是強度匹配。什么是強度匹配(是屈服強度、還是抗拉強度)，什么是高強匹配(按標準值、實際值還是平均值)，實際焊接采用高強匹配還是低強匹配，國內外有大量的文獻，但認識不一致[11-14]。關于油氣管道焊縫強度匹配，國外油公司有不同的規(guī)定。

1)SHELL標準，對重要管道以及基于應變設計管道，要求焊縫金屬的屈服強度Rt0.5應大于母材規(guī)定最小屈服強度(SMYS)+20 MPa，抗拉強度應大于母材的規(guī)定最小值。

2)BP標準，原則上焊縫金屬的屈服強度的選擇宜保證管道環(huán)焊縫的屈服強度與管材實際強度的高匹配，要求全焊縫金屬屈服強度不能低于管子SMYS，與典型管子屈服強度相比，希望達到高匹配。如果進行工程適用性評價(ECA)或者設計有要求，需要達到與實際管子的高匹配。

3)TOTAL標準，對于陸地管道沒有要求。對于海管的Lay或J-Lay 鋪設，焊縫強度要達到高匹配，要求焊接材料熔敷金屬的屈服強度大于母材SMYS+80 MPa，全焊縫金屬的拉伸性能要在工程技術文件中給出。

4)DNV標準，對應變εl,nom<0.4%以及不進行ECA的環(huán)焊縫，焊縫金屬的屈服強度宜超過母材SMYS+80 MPa；當應變εl,nom≥0.4%，或進行 ECA時，焊縫金屬的屈服應大于等于母材規(guī)定最大屈服強度-20 MPa。

5)英國標準BS 4515-1，對L555級別鋼管或者安裝方法涉及塑性變形的所有級別的管子，焊縫金屬的屈服強度應大于母材規(guī)定最小屈服強度。選擇焊縫金屬高匹配程度，宜考慮鋼管的實際屈服和抗拉強度。

6)API 1104標準附錄A和GB/T 31032標準附錄B明確指出，ECA評價方法不適用總體低匹配的焊縫。

7)EPRG環(huán)焊縫適用性評價準則規(guī)定，確保高匹配焊縫的最低焊縫金屬屈服強度為母材縱向最小屈服+100 MPa。

盡管國內的研究認識和標準規(guī)定不統(tǒng)一，但從大多數和主流的觀點來看，金屬結構焊縫的高強匹配，對焊縫的抗斷裂、變形更加有利，高強匹配的焊縫對缺陷的容限高，韌性要求低。國外管道焊接標準對重要管道(高強度、高壓力、大口徑輸氣管道)、基于應變設計的管道、進行工程適用性評價(ECA)的管道的環(huán)縫要求或推薦采用屈服強度的高強匹配，保證焊縫不發(fā)生集中變形。

我國目前已建成的管道，許多為低強匹配，目前管道焊接標準也沒有提出高強匹配要求，建議加強對油氣管道失效斷裂和變形機理研究，參考國外先進標準，對重要天然氣管道提出屈服的高強匹配及匹配度指標要求，以此為準則進行焊接材料強度級別的選擇。

2.2.2 焊材型號的選擇及復驗

焊接材料標準型號中代表強度的數字是抗拉強度，不是屈服強度，而管線鋼級別代表的是屈服強度。如目前X80管道，管材標準規(guī)定屈服強度最小值550 MPa，抗拉強度最小625 MPa，而焊接采用的AWS E81T8-Ni2J焊材，標準規(guī)定屈服強度最小值470 MPa，抗拉強度最小550 MPa(見表2)，兩者差異很大，選用焊材時應明白這點。

表2 常用自保護藥芯焊絲熔敷金屬的拉伸強度

眾所周知，由于焊接條件不同以及母材稀釋的影響，實際焊縫金屬的力學性能與焊接材料的熔敷金屬的性能有很大的差異。一般而言，焊縫金屬的拉伸強度高于焊材熔敷金屬的強度，不同的焊接材料、焊接方法和工藝，其升高程度不同，有些升高很多(如GMAW)，有些升高不明顯(如FCAW、SMAW)。關于焊材強度級別的選擇，應考慮熔敷金屬與全焊縫金屬強度的差異，標準規(guī)定值與實際值的差異。

每批焊接材料熔敷金屬的強度一般比標準規(guī)定最小值高(見表2)，但從生產商的質量保證來講，保證的是標準規(guī)定最小值。而工程焊接工藝評定一般采用一個批號的焊材進行試驗，這批焊材的焊縫力學性能合格，并不能代表其它批號的焊材合格。因此，國外管道公司(BP、TOTAL、TransCanada)規(guī)定現場焊接使用的焊接材料的進場復驗，要進行與實際管材和焊接工藝一致的焊縫力學性能試驗，而我國管道工程焊材復驗是按焊材標準在平板上焊接進行熔敷金屬的力學性能試驗，兩種差異很大，這一點國外油公司的做法值得借鑒。

2.2.3 纖維素焊條使用限制

纖維素焊條具有優(yōu)異的工藝性能而在長輸管道中廣泛使用，但該類焊條的藥皮中含有大量的纖維素有機物，焊縫中的氫含量較高，焊縫的塑韌性和抗裂性差，國外油氣管道標準對其應用提出限制。

BP標準規(guī)定最為詳細，超出下列條件限制不允許使用纖維素焊條：1)鋼級和壁厚超過限制：對鋼級≤X65，最大壁厚19 mm；鋼級X70，采用E8010填充最大厚度16 mm，采用E9010填充，最大壁厚10 mm；鋼級X80，根焊和熱焊僅允許使用，填充焊道不允許使用；鋼級>X80，不允許使用；2)承受高應變管道；3)基于應變設計管道；4)管件、法蘭、和閥門的焊接；5)角焊縫焊接(如陰極保護附件)。

SHELL標準規(guī)定，纖維素焊條不允許用于管件焊接以及壁厚超過25 mm的管子與管子焊接。TOTAL標準規(guī)定，纖維素焊條僅限用于X56及以下鋼級管道，不允許用于連頭口焊接和返修焊接。TransCanada標準限定返修焊縫纖維素焊條允許使用的最高鋼級為X52，最大壁厚為7 mm。

中石油線路焊接新版CDP僅對X70及以上鋼級管道焊接規(guī)定不允許使用纖維素焊條。建議參考國外標準要求，對不同鋼級和壁厚、以及返修焊、連頭焊提出更嚴格的纖維素焊條使用限制，并對目前使用纖維素焊條的工藝進行梳理。

2.3 工藝評定的有效范圍

2.3.1 材料成分及供貨狀態(tài)

油氣管道現場焊接條件差、難度大，母材、焊材和工藝參數對焊縫的質量影響大，因此管道焊接標準對焊接工藝評定的有效范圍提出了嚴格的限制。從被焊管材的角度，這是影響焊接質量的首個重要因素，重要因素變化需要重新進行工藝評定。API 1104標準僅提出強度級別的因素，ISO 13847除了強度等級因素，增加了碳當量因素。國外油公司標準在基礎標準上提出了更多的限制。

SHELL補充焊接工藝評定的重要因素：1)碳當量CEIIW增加超過0.03，Pcm增加超過0.02；2)重要管道材料制造商的變化；3)材料熱處理狀態(tài)變化(TMCP、Q+T、正火)。

BP補充焊接工藝評定的重要因素：1)管子、閥門、法蘭和管件來源于不同的制造廠、用不同供貨商材料制造、不同的供貨狀態(tài)；2)改變鋼帶、鋼板、管子和鍛件的制造裝置；3)改變鋼的冶煉、板材軋制、鍛件和鋼管的制造方法；4)鋼級大于等于X80，成分變化引起碳當量改變：±0.03CEIIW或±0.02Pcm。

TOTAL補充焊接工藝評定的重要因素：1)材料來源、供貨狀態(tài)、制造技術路線；2)軋制、鍛造、鑄造的改變；3)每一組中，高鋼級可以評定低鋼級，反之不行；4)Pcm、CEIIW或碳含量增加大于0.02%；5)工藝評定時選用碳當量偏于上限的材料。

我國油氣管道焊接國家、行業(yè)標準、中石油舊版CDP與API 1104一致，沒有考慮管材成分、材料狀態(tài)和生產商的變化，中石油新版CDP增加了碳當量的影響，建議參考國外油公司的標準，提出焊接工藝評定材料狀態(tài)和生產商變化的因素。

2.3.2 管徑及壁厚

材料的管徑以及厚度是影響焊接質量的另一重要因素，不同的焊接工藝評定標準規(guī)定不同的變化有效范圍，見表3。

從表3可以看出，API 1104標準管徑和壁厚的變化范圍大，要求寬松，如工藝評定采用OD 323.9 mm、厚度19.1 mm的管子進行，適用的實際工件OD 60.3 mm、厚度4.8 mm的焊接，從事焊接技術的人員都知道，這兩種規(guī)格的管子焊接工藝存在很大的差異。有些技術人員認為，NB/T 47014—2011和ASME Section IX標準規(guī)定的適用范圍也大，其實是沒有完全理解這兩項標準。這兩項標準中有一條容易被忽視的規(guī)定：當規(guī)定沖擊試驗時，焊接工藝評定合格后，若t≥6 mm，適用焊件母材厚度的有效范圍最小值為t與16 mm兩者中的較小值。例如，如t=12 mm，適用的實際工件厚度下限為12 mm，而不是5 mm；如果t=19 mm，適用的實際工件厚度下限為16 mm，也不是5 mm，這是較為嚴格的規(guī)定，從焊接熱循環(huán)過程分析有一定的科學道理。

表3 焊接工藝評定母材管徑和厚度的有效范圍

綜合分析認為，對油氣管道線路焊接而言，TOTAL的標準規(guī)定相對合理，建議采用。

2.3.3 焊接電特性參數

焊接電特性參數最常用的是焊接電流、電壓和速度，工藝中都有規(guī)定，但現場焊接經常超出范圍操作，手工焊和半自動焊現場焊接速度往往不控制。對焊接接頭內在性能有影響的熱輸入量參數，目前有些工藝不規(guī)定，實際過程也不控制。有的工藝通過控制焊層/道數量或者厚度間接控制熱輸入量。

焊接電特性參數對接頭的使用性能有極其重要的影響，相關標準工藝評定的有效范圍見表4。從表可以看出，API 1104和TransCanada要求最為寬松，對電流、電壓、熱輸入和焊道數均不控制，因為該標準不考慮沖擊韌性。NB/T 47014標準如果不考慮沖擊韌性，也不控制這些參數，但如果規(guī)定有沖擊韌性要求，要求控制熱輸入參數或者單位長度焊道的熔敷金屬體積。其他幾項標準都要求控制焊接熱輸入量的變化。SHELL標準還增加電流、電壓不超出評定范圍±10%的要求。SHELL和TOTAL標準還增加焊道數的控制要求建議我國的管道標準參考國外標準要求，將熱輸入量作為重要參數進行控制，實際過程也要監(jiān)控，同時參考國外標準給出焊道數量的變化范圍要求。

表4 焊接工藝電特性參數的有效范圍

2.4 焊接預熱和層間溫度以及焊后熱處理

焊接預熱和層間溫度、焊后熱處理對防止焊接裂紋、改善焊縫的組織和性能有重要的作用，尤其對高強度、大壁厚管道而言更加重要。對此國外管道標準有一些好的做法和詳細規(guī)定。

BP標準規(guī)定：1)管徑大于500 mm的線路焊接，必須采用感應加熱方式進行預熱；2)預熱溫度要求80 ℃以上的線路焊接，不允許采用手工火焰槍方式預熱；3)預熱要均勻，測量位置距離坡口邊緣最少75 mm，沿圓周至少90°測量一次；4)為了保證熱透，預熱測量的時機要在熱源離開超過一定的時間(每12.7 mm壁厚 1 min)進行；5)預熱溫度不應超過工藝要求的最低預熱溫度+50 ℃；6)焊接開始前應立即確認預熱溫度，并在焊接過程中確認整個接頭周圍的預熱溫度；7)層間溫度在開始焊接的位置邊緣處、電弧通過前測量；8) 預熱/層間溫度測量方法，采用通過蠟或者漆顏色變化的測溫方式不允許使用，推薦采用熱電偶、校準的接觸式或光學高溫計測量；9)如果工藝文件有規(guī)定，要進行焊后熱處理，并給出熱處理操作的要求。

TOTAL標準規(guī)定：1)預熱溫度按工藝文件執(zhí)行，要考慮管材制造商的材料焊接性試驗結果；2)對連頭和返修焊，不論鋼級最低預熱溫度為100 ℃，返修焊時預熱溫度比正常焊接溫度高15 ℃；3)施工過程中，整個周圈的溫度不能低于工藝評定時的預熱溫度，也不能高于預熱溫度+30 ℃；4)不允許采用手工火焰槍方式進行預熱，可采用均勻的氣體火焰或者電熱方式預熱；5)預熱溫度測量位置，距離坡口每側至少50 mm；6)層間溫度考慮最高250 ℃，且不得高于工藝評定時的最高層間溫度，層間溫度在下一層焊道開始焊接前立即測量；7)預熱/層間溫度測量可采用接觸式測溫儀或熔化型顯示蠟方法測量，通過觀察顏色變化的測溫方式不允許使用；8)對壁厚超過31.8 mm的管子和管件，要求進行焊后熱處理(PWHT)，對相關的母材要進行性能試驗(拉伸、硬度和沖擊)。

TransCanada標準給出了不同情況下的預熱溫度(見表5)。并且規(guī)定：1)預熱的寬度范圍為坡口每側100 mm ，返修部位為周圍150 mm；2)預熱溫度測量位置距坡口邊緣38～64 mm；3)預熱溫度測量時機，如果采用火焰加熱，要在火焰離開至少15 s后測量；4)禁止焊縫在超過自然空冷速度下冷卻，不允許強制冷卻。

另外，BS 4515-1標準在一個附錄中專門給出了管道焊接預熱的指南，俄氣標準也給出了很詳細的預熱設備、加熱方式、測溫方法等要求。

表5 TransCanada標準規(guī)定的焊接預熱溫度

可以看出，國外標準對預熱/層間溫度控制的重視。我國的大口徑X70、X80天然氣管道建設期間和運行過程中發(fā)現了許多焊縫開裂，其中一個重要的因素就是預熱、層間溫度的測量和控制不規(guī)范，焊后不進行熱處理。建議參考國外標準，對預熱、層間溫度的加熱方式、測量和控制等進行規(guī)定，同時，對大壁厚接頭焊接提出焊后熱處理要求。

2.5 焊接返修

近年來開展的X70、X80天然氣管道開裂失效分析結果表明，約60%的失效事故與焊縫返修有關，與正常焊接相比，焊縫返修過程的方法、材料、熱循環(huán)、應力狀態(tài)等更難保證接頭的質量，對焊縫的返修工藝應引起重視。國外油公司標準對返修焊有較詳細的規(guī)定，對保證返修焊縫的質量有重要意義，而我國的管道標準對返修的規(guī)定較少，國外標準的規(guī)定值得參考。

1)所有標準規(guī)定，焊縫檢測中發(fā)現的裂紋(弧坑裂紋除外)不允許返修，要求割口重焊，這一點在施工和監(jiān)理過程中應嚴格控制。

2)返修焊接預熱溫度要比正常焊接更高。如SHELL標準規(guī)定返修焊預熱溫度比主工藝至少高50 ℃；TOTAL標準規(guī)定，不論鋼級，返修焊比正常焊接預熱溫度高15 ℃，且不得低于100 ℃；TransCanada標準規(guī)定，所有鋼級、所有方法的返修焊，最低預熱溫度為120 ℃。

3)返修焊接要比正常焊接有更詳細的操作要求。如TOTAL標準規(guī)定：1)返修焊坡口缺陷的去除準備方法是重要變數，要規(guī)定缺陷的去除和檢測方法；2)填充和蓋面焊道返修長度至少50 mm；3)同一部位，根部焊道只允許返修1次，其它焊道允許2次；4)整個蓋面焊道的返修，允許采用單道焊，其它(包括內部和局部蓋面)返修，如果采用單道焊，要求進行單獨的工藝評定；5)返修允許采用的焊接方法：根焊GTAW、超低氫(5 ml/100 g以下)堿性焊條SMAW(纖維素焊條SMAW不允許用于連頭和返修)，填充+蓋面GMAW、PGMAW、GS-FCAW(需業(yè)主批準)；6)低氫焊條采用真空包裝，且保證打開后8 h不吸潮；7)返修要進行專門的工藝評定，區(qū)分不同的情況：全壁厚返修、中部或部分焊縫返修、蓋面焊咬邊返修(局部打磨熔敷單焊道或者去掉全部蓋面焊道)、根部焊道內焊返修。TransCanada 也有詳細的規(guī)定，BS 4515-1標準也有大篇幅的返修焊工藝規(guī)定，我國管道標準對焊縫返修規(guī)定較少。

3 結論及建議

國外油公司管道焊接標準在焊接方法、材料和工藝等方面有許多嚴格和詳細的規(guī)定，對保證現場焊縫的質量和管道的安全具有重要作用，值得我們學習和借鑒。對修訂完善我國管道現場焊接標準提出如下建議：

1)加強對油氣管道失效斷裂和變形機理研究，參考國外先進標準，對重要天然氣管道提出屈服的高強匹配及匹配度指標要求，以此為準則進行焊接材料強度級別的選擇。

2)焊接材料的進場復驗，要進行與實際管材規(guī)格和焊接工藝一致的焊縫力學性能試驗，而不僅僅是進行熔敷金屬性能的試驗。

3)對不同鋼級和壁厚、以及返修焊、連頭焊提出更嚴格的纖維素焊條使用限制，并對目前使用纖維素焊條的工藝進行梳理。

4)焊接工藝評定要考慮材料成分、碳當量、熱處理狀態(tài)和生產商變化的因素。

5)焊接工藝將熱輸入量作為重要參數進行評定和控制，實際過程也要監(jiān)控，同時參考國外標準給出焊道數量的變化范圍要求。

6)對預熱/層間溫度的加熱方式、測量和控制等進行詳細規(guī)定，同時，對大壁厚接頭焊接提出焊后熱處理要求。

7)充分重視焊縫返修工藝和監(jiān)督，對返修焊方法、預熱和操作工藝等補充更詳細的要求。