长输油气管道高强度管线钢管现场焊接技术

隋永莉

(中国石油天然气管道科学研究院油气管道输送安全国家工程实验室，河北 廊坊 065000)

0 前言

截至2013年底，我国已建成长输油气管道总里程达10.6万km，覆盖31个省区市和特别行政区，使近10亿人口受益。其中，天然气管道6万km，原油管道2.6万km，成品油管道2万km。至此，我国形成了横跨东西、纵贯南北、连通海外的油气管网格局，成为推动经济发展和造福民生的能源动脉。长输油气管道的输量和运距都不断增加，管道建设越来越多地使用大口径(如1 016 mm、1 219 mm)、高强韧性(如X70、X80)的管线钢管。高强度管线钢是低碳微合金控轧控冷的产物，在我国研究开发和应用起步较晚，但发展速度较快，现已开发出X70、X80、X90和X100等强度等级的管线钢管，且在化学成分设计、合金含量控制、轧制工艺和钢管制造等方面日益完善，并在解决焊接冷裂纹和焊接热影响区(HAZ)脆化等方面优势明显。

与管线钢管的快速发展相比，相应的焊接技术的发展和应用则相对滞后，环焊缝焊接在很长一段时间内都是以纤维素焊条手工焊和自保护药芯焊丝半自动焊为主。2001年西气东输管道工程建设期间，我国开始推广应用管道自动焊技术，至今采用引进的国外设备和研发的国产设备累计焊接管道长度约2 600 km，占我国自2000年以来管道建设总里程不足10%。

1 我国管线钢管的发展与应用现状

1.1 管线钢管的发展

在20世纪50年代～70年代，我国管道建设用钢管主要为Q235和16Mn，其焊接性较差。1971年根据工程建设需要，我国与日本签订了TSK52管线钢的订货协议，并在以后的近二十年时间内从日本进口了数百万吨的TSK52钢板用于石油天然气管道建设。管道工程界称这种管线钢板为“日本16Mn”。

20世纪90年代，面临大规模建设高压输送管道的形势，开始考虑管线钢生产的国产化。我国管道技术人员赴日考察时发现，TSK52管线钢就是API标准的控制轧制微合金化管线钢。我国在美国石油学会(API)标准基础上重新修订了石油天然气输送管线钢订货标准，并在“八五”期间开展了冶金和石油系统的联合攻关，成功研制和开发了X52～X65管线钢。20世纪90年代建设的鄯乌输气管线、陕京输气管线和库鄯输油管线，采用的热轧板卷就是由国内两个钢厂生产的X52、X60和X65。目前我国超过十家钢厂具有生产管线钢的能力，但限于原料、装备和技术水平的不同，其性能指标方面有较大差异。

1999年，筹建西气东输管道工程时决定采用X70管线钢管，由此开始了X70管线钢管的开发工作。2000年9月X70螺旋缝埋弧焊管首次应用于涩宁兰管道X70试验段，2001年9月第一批X70螺旋缝埋弧焊管应用于西气东输工程新疆段。西气东输工程和陕京二线天然气管道工程标志着我国采用大口径、厚壁、高压输送管的新起点。

西气东输管道工程后，我国开始了关于X80直缝钢管和螺旋缝钢管的研究和应用攻关。国内钢厂和管厂相继成功开发了X80螺旋缝埋弧焊管和直缝埋弧焊管，2005年3月X80钢管首次应用于西气东输冀宁支线管道工程X80试验段，2008年12月第一批X80钢管应用于西气东输二线管道工程中。西气东输二线管道工程和陕京三线天然气管道工程翻开了我国大口径、厚壁、高压输送管应用的新篇章，体现了世界油气输送管道的最高水平。

1.2 管线钢管的应用

API标准的管线钢是基于低C－Mn－Si合金化发展起来的，以铁素体/珠光体钢和铁素体/针状铁素体钢两种组织类型为基础。近年研发的X100、X120则是第三种组织类型，是在针状铁素体基体上含有少量马氏体和粒状贝氏体的组织。我国管线钢在应用过程中，由于冶金理论和轧制技术的进步，冶金设计理念发生了较大变化，但依然采用上述组织类型。

我国早期管线钢生产过程中采用冶金设计思路，B和X42钢为低C－Mn－Si，X52～X70钢为在低C－Mn－Si的基础上添加小于0.065%的单微合金元素或复合微合金化，还可添加少量的Cu、Ni、Cr等元素来确保不同厚度及轧制工艺下的管线钢力学性能。

随着管线钢制造技术的进步，X65、X70和X80这些高强度管线钢的冶金设计有两种主要的技术思路。其一为以低C－Mn－Si为基础添加少量的Cu、Ni、Cr等元素，再添加少量Mo，与适当的控轧控冷工艺结合可获得铁素体/针状铁素体组织;其二为以低C－Mn－Si的基础上添加少量的Cu、Ni、Cr等元素，再添加总量不超过0.11%的Nb，也可获得铁素体/针状铁素体组织，这种设计可在较高的终轧温度条件下实现钢板生产。

1.3 高强度钢管的焊接技术难点

管线钢的发展历史表明，钢级的提高一方面是依靠冶金成分设计技术的突破，另一方面是精确控制合金含量、控制轧制和加速冷却等冶炼、轧制工艺的改进。这使得管线钢在解决冷裂纹和HAZ脆化现象方面优势明显，但在焊接过程中面临下列一些新的技术难点。

(1)钢的屈强比增加，应变硬化能力降低。

随着管线钢强度的提高，屈强比增加。高屈强比表明钢的应变硬化能力降低，使管线抗侧向弯曲能力降低，因而管线在土质不稳定区、不连续冻土区及地震带等地区的不安全性增大。这对环焊接头提出了更为严格的要求，如焊接接头具有高强匹配、更高的低温冲击韧性和断裂韧性等性能。

(2)钢的合金化元素含量增加，焊接性有所降低。

为提高管线钢的强度，需要添加较多的合金元素及一些微合金化元素。如X65钢的碳当量约为0.31 ～0.35，X70 钢的碳当量约为 0.36 ～0.38，X80钢的碳当量约为0.42～0.46。因添加了较多的合金元素，焊接过程中受母材熔合比的影响，将对焊接工艺稳定性和焊接热影响区、焊缝金属的强度、韧性、硬度等综合性能产生影响。这对焊接坡口形式设计、焊接工艺参数制定和焊接材料选择提出了更高的要求。

(3)焊接热影响区(HAZ)脆化和软化现象。

焊接过程中，由于焊后冷却速度低于轧制冷却期间冷却速度，晶粒长大及微合金元素形成的第二相质点溶解，使高强度管线钢的HAZ脆化和软化。X70钢的脆化和软化现象并不显著，但X80及以上级别管线钢比较明显，特别是焊接热输入量较大时，脆化和软化现象更为严重。这对焊接工艺控制提出了较高的要求，要严格控制焊前预热温度，严格控制焊接热输入量在较小的范围之内。

(4)环焊接头与母材的强韧性匹配成为难点。

管线钢是低碳微合金控轧及加速冷却的产物，有较高的力学性能。而焊缝是由电弧熔化凝固的“铸态”组织，其强韧性匹配关系远低于经过TMCP处理的钢管，要达到与母材等强相当困难。但为了保证长输管道的安全可靠，环焊缝需满足一定的强韧性指标要求。随着高强度管线钢管的大规模应用，迫切需要研发配套的高强度、高韧性实心焊丝，药芯焊丝，焊条等焊接材料。

(5)根焊技术成为制约焊接质量和施工效率的关键。

随着管线钢管强度等级的提高，碳当量显著增加，焊接冷裂纹敏感性也相应加大。高强度管线钢管进行现场施工时，首先要求根焊工艺能够有效避免焊接裂纹、内咬边和熔合不良等缺陷，保证根部焊接质量，同时具有良好的焊接工艺性能和高的焊接效率。

2 我国管道现场焊接技术的发展与应用现状

2.1 管道现场焊接技术的发展

我国钢质管道环焊缝焊接技术经历了几次大的变革。20世纪70年代采用传统焊接方法——上向焊的低氢型焊条手工焊工艺，该方法特点是可适应的管口组对间隙大，焊接过程中采用断弧操作法，焊层厚度大，焊接效率低，目前主要用于站场的小口径工艺管道及一些返修焊缝的焊接。

20世纪80年代推广焊条电弧焊下向焊工艺，采用纤维素型焊条和低氢型焊条下向焊。该方法特点是管口组对间隙小，焊接过程中采用大电流、多层、快速焊的操作方法，焊层厚度薄，焊接效率高。焊条电弧焊灵活简便、适应性强，同时由于焊条工艺性能的不断改进，其熔敷效率、力学性能仍能满足当今管道建设的需要。

20世纪90年代应用自保护药芯焊丝半自动焊工艺，该方法的特点是抗风能力极强，焊接时不需要保护气体，由送丝机构连续送丝，焊工采用手持半自动焊枪施焊。其采用的焊接电流和焊接速度较焊条电弧焊增加较多，在提高熔敷效率的同时，减少了接头数量，焊接合格率大大提高。这种焊接方法的设备投资不小，利用率高，投资回收期短，且在焊接质量、生产效率、降低焊材消耗、节约能源等方面优势明显，非常符合我国的低成本焊接自动化理念，在我国管道工程建设中的应用发展最为迅速。

从2001年开始，随着管道建设用钢管强度等级的提高、管径和壁厚的增大，在管道焊接施工过程中逐渐开始应用熔化极气体保护自动焊工艺。该方法的特点是焊接接头综合性能优良，对施工组织管理要求高，焊接过程受人为因素影响小，焊接效率高，劳动强度小，对于大口径、厚壁钢管以及恶劣气候条件下的管道建设具有很大潜力。随着自动焊应用平台的逐步成熟，管道自动焊的焊接质量和经济效益都将得到不断提高，并逐渐成为管道建设的主要现场焊接方式。

自2010年开始进行更高效率、更优质量、更好节能的新型管道自动焊技术的研发工作，相继开展了激光－电弧复合焊、单炬双丝电弧焊、多焊炬(6炬及以上)外焊机熔化极气保护电弧焊等自动焊设备和技术的科研攻关，目前已形成样机，并在试验室内进行了大量的焊接试验，进行设备和技术的持续改进。

2.2 现场焊接技术的应用

目前，管道焊接施工采用的主要焊接工艺有纤维素焊条和自保护药芯焊丝组合的半自动焊工艺(SMAW+FCAW－S，通常称为半自动焊)，实心焊丝或金属粉芯焊丝脉冲气保护和自保护药芯焊丝组合的半自动焊工艺(PGMAW+FCAW－S，通常称为半自动焊)，实心焊丝气保护自动焊工艺(GMAW，通常称为自动焊)以及纤维素焊条和低氢焊条组合的手工焊工艺(SMAW，通常称为手工焊)。

其中，纤维素焊条和自保护药芯焊丝组合的半自动焊工艺(SMAW+FCAW－S)主要用于X70及以下强度等级管线钢管的焊接;实心焊丝或金属粉芯焊丝脉冲气保护和自保护药芯焊丝组合的半自动焊工艺(PGMAW+FCAW－S)主要用于X80钢管的焊接。自20世纪80年代以来，纤维素焊条根焊一直是我国管道建设中广泛采用的焊接方法，但根据X80钢管焊接冷裂纹敏感性试验结果，为避免根焊产生焊接冷裂纹，X80钢管的根焊推荐使用低氢型焊条、实心焊丝、金属粉芯焊丝等低氢型焊材。实际工程应用中，实心焊丝和金属粉芯焊丝这两种脉冲气保护半自动根焊方法由于熔敷效率较高，被用作主要的根焊工艺，而低氢型焊条根焊的效率低，只是在连头和全壁厚返修的根焊中应用。1999年以来，采用自保护药芯焊丝组合的半自动焊工艺累计完成的管道长度占我国管道建设总里程的85%以上。

实心焊丝气保护自动焊工艺(GMAW)主要用于φ1 016 mm以上大口径管道的钢管焊接，目前多在新疆、甘肃、内蒙古等地区的地势平坦、管道平直的施工段应用。管道自动焊系统主要包括坡口机、内对口器与根焊焊机组合系统、外焊机三部分。其中，坡口机主要用于钢管端部复合坡口的现场加工。内对口器与根焊焊机组合系统，既可以是内对口器与内焊机的一体组合，也可以是内对口器与专用根焊外焊机的设备组合。外焊机有单焊炬外焊机和双焊炬外焊机等。管道自动焊的焊接方法有“气体保护+实心焊丝”(GMAW)、“气体保护+金属粉芯焊丝”(GMAW)和“气体保护+药芯焊丝”(FCAW－G)。焊接特性有直流平特性(GMAW)和直流脉冲特性(PGMAW)。

纤维素焊条和低氢焊条组合的手工焊工艺(SMAW)主要用于焊缝金属的返修及站场小口径工艺管道的焊接。其中，全纤维素焊条焊接工艺多用于钢管强度等级较低、输送压力不大的输水管道和输油管道的环焊缝焊接。纤维素焊条根焊与低氢焊条填充盖面的组合工艺常用于钢管强度等级较高、输送压力较大的输水管道、输油管道及输气管道的焊接。低氢型焊条下向焊工艺在20世纪90年代的陕京管道建设期间得到了广泛的应用，但目前能够熟练掌握其操作技能的焊工越来越少，相反低氢型焊条上向焊工艺的应用相对较多。

2.3 现场焊接技术的特点

长输油气管道作为运输行业中一个单独系统，其独特之处在于管道是相对固定的，输送作业是连续性的，管道对地面建构筑物或区域长期构成威胁，且运行中的潜在危险不易发现。因此，管道质量对其安全运行和使用寿命非常重要，而管道焊接施工是影响管道质量的重要因素之一。长输油气管道现场焊接施工的特点主要表现为:

(1)施工场所流动。

管道建设属于野外施工，其施工作业点随施工进度不断迁移。与工厂产品生产相比，增加了施工管理、质量管理、安全管理等方面的难度。

(2)地质条件和气候条件复杂性。

我国西部地区多为戈壁和荒漠，冬季严寒、夏季炎热、风沙大、昼夜温差大;西北部地区多为高原和丘陵，大气压力低、空气密度小;中部地区主要为山脉、黄土和山间平原，山势陡峭，河谷弯曲，地势起伏较大;华东、华南东部地区则是高温、多雨、潮湿的气候条件，多为水网地区。在一条长输管道的建设过程中，会遇到多种人文环境、地形地貌和气候条件。

(3)焊接工艺多样性。

施工单位没有能力选择理想的施工场地，在不同地形地貌、气候条件，不同管径、壁厚和不同施工技术能力等条件下，长输管道的焊接施工要因地制宜选择适用的焊接工艺来满足工程质量的需要。

(4)钢管固定条件不稳定。

建设管道施工组织时，为缩短管口组对和根部焊接时间，在前一道焊口完成根部焊接进行热焊时，下一道焊口开始组对。这样管子的固定是不稳定的，会产生一定的附加应力。尤其是不同焊接施工作业机组相互间连接的最后一道焊口(连头)，具有相当大的应力状态。

(5)全位置焊接操作。

由于钢管是水平固定的，管道焊接施工都是全位置的焊接操作。这对焊接设备、焊接工艺、焊接材料及焊工技能等都提出了较高的要求。

3 国内外管道现场焊接技术的差异

3.1 焊接方法的选择

国外管道工程建设过程中，采用自动焊设备和技术焊接完成的管道长度占其管道建设总里程的80%以上，其余为焊条电弧焊、气保护药芯焊丝半自动焊。自保护药芯焊丝半自动焊在北美、欧洲等国家的管道建设中几乎不使用，在东南亚、中东、俄罗斯、南美等国家的管道工程中有所应用，但应用比例一般不超过自动焊。

在我国管道建设过程中，采用自保护药芯焊丝半自动焊工艺完成的管道长度在管道建设总里程中占据了绝大多数，焊条手工焊和熔化极气保护自动焊的总和约为15%。半自动焊工艺应用的早期，焊接的母材多为X52、X60、X65这些正火状态交货的管线钢管。随着我国管道建设用钢管的强度等级、管径、壁厚和输送压力的提高，应用的管线钢管多为形变热处理交货状态，合金含量较高，如X65、X70、X80，这些钢管采用自保护药芯焊丝焊接时，存在焊缝金属夏比V型缺口低温冲击韧性离散的现象，一般认为这与母材冶金成分、药粉灌装均匀性、焊接过程稳定性、气候环境潮湿等相关，增加了焊接质量稳定性控制的难度。

3.2 自动焊技术的应用

国外的管道自动焊设备生产公司采用的是相似的生产经营模式，即优先作为承包商使用自己的设备和技术人员进行管道焊接施工，自动焊设备只租不卖或少卖。例如，目前世界各地约有70个机组租用美国CRC自动焊设备，每天应用中出现的问题都能及时反馈到CRC总部。PWT公司的设备和技术一直应用于澳大利亚、俄罗斯、哈萨克斯坦等国家的长输管道工程建设中。NOREAST的自动焊设备和技术主要面对中东、俄罗斯、乌克兰等大口径石油天然气长输管道建设市场。RMS公司则主要面向加拿大石油天然气长输管道建设市场，其主要技术方向转为双焊炬，单焊炬产品已停产。

我国引进自动焊设备的方式主要为购买，技术培训和产品保质期后生产商就不再免费提供技术支持和产品售后服务。如需技术支持和售后服务要另外购买，价格昂贵。这使我国早期引进的自动焊系统技术落后、设备老化，没有达到与国外设备和技术现状的同步。在我国引进的自动焊设备中，意大利PWT根焊外焊机由于根焊缺欠率较高，且与半自动根焊方法相比焊接效率提高不显著，在西气东输和陕京二线管道工程后就较少使用。英国NOREAST、加拿大RMS及国内较早研发的外焊机，目前的设备和技术基本停留在2001年的水平，部件老化严重，设备故障率高，现在也较少使用。

3.3 无损检测技术的应用

国外早期的管道建设采用的无损检测方法为射线检测。近40年来，随着管道自动焊技术的广泛应用，采用的无损检测方法主要为自动超声波检测设备和技术。在陆地及海洋管道施工现场，自动超声波检测设备是以多探头的自动超声波检测方法为主。该方法与相控阵自动超声波检测方法相比，都是通过沿轨道旋转的小车读取环焊缝缺欠信息，并采用计算机分析软件判读检测结果，不同之处在于多探头是通过多组超声波探头的合理排布，实现叠加声束对焊接接头全截面的扫查。

我国的管道建设采用的无损检测方法主要为射线检测和手动超声波检测。自2000年以来，随着管道自动焊技术的应用，开始与自动焊技术配合使用自动超声波检测。在实际工程中，常常规定采用射线检测的方法对自动超声波检测结果进行复核。但由于这两种检测方法对不同类型缺欠的检测灵敏度、对相同类型缺欠的评判准则不同，使得难以对两种检测结果的矛盾之处做出合理抉择。

4 我国管道现场焊接技术的发展趋势

4.1 半自动焊和焊条电弧焊仍将是管道建设的可选择方法

在口径较小、强度等级较低的管线钢管现场焊接时，自保护药芯焊丝半自动焊和低氢焊条手工焊工艺仍将是主要的焊接方法。另外，受地理位置、地形条件、气候环境等外界因素的限制，不利于进行管道自动焊施工的管道也将使用自保护药芯焊丝半自动焊和低氢焊条手工焊的工艺。但在应用自保护药芯焊丝半自动焊工艺的管道段，需要对管线钢管的冶金成分进行必要限定，以确保环焊接头的力学性能满足工程要求。

4.2 管道自动焊技术将成为未来管道建设的主要焊接方式

随着自动控制技术和电弧跟踪技术的不断完善，自动焊设备设计模块化和配件标准化，以及自动焊应用平台的成熟，自动焊操作将变得更容易，设备生产和维护保养将更加迅速和便捷，熟练的自动焊操作工队伍将不断扩大。这使得管道自动焊技术越来越适应石油天然气长输管道的现场焊接需求，其焊接质量和经济效益都将不断提高，并逐渐成为大口径、高钢级管道建设的主要现场焊接方式。

4.3 追求更加有序、顺畅的管道自动焊施工组织方法

选择购买国产设备或租用国外设备可以获得良好的技术支持和售后服务，有利于管道自动焊技术的大范围应用和持续发展。通过研发或引进专用的焊接材料，与自动焊设备配套使用，用焊接材料的高度质量一致性来保证送丝过程平稳和焊接电弧稳定，确保自动焊的焊接质量。管道建设中，合理布置机组作业面、采用流水作业、协调工序衔接，保证焊接施工和无损检测过程有序、顺畅、高效。

5 结论

随着对清洁能源需求的不断增长，我国所拥有的石油天然气长输管道里程逐年增长，同时管道建设用钢管的强度等级、管径、壁厚和输送压力也在逐步提高，对管道现场焊接施工技术提出了新的挑战，也使高钢级管道环焊缝的质量与安全问题突显，成为制约高钢级管道发展的瓶颈。与国外相比，我国目前的管道现场焊接存在着技术方面的差异性。在未来的管道建设中，自保护药芯焊丝半自动焊和低氢焊条手工焊工艺仍将是可选择方法，但管道自动焊技术的应用将会越来越广泛。