编者按： 近年来，高钢级钢管环焊缝质量问题颇受各方面关注。为了使大家全面了解环焊缝焊接技术和无损检测技术的发展应用情况、存在问题和不足，前不久，我们邀请中石油集团公司高级技术专家、管道局首席焊接技术专家、管道科学研究院副总工程师兼管道焊接技术研究所所长、教授级高级工程师隋永莉在“管道保护交流群”（微信）进行了互动交流。隋永莉女士以丰富的理论和实践经验，认真解答了大家提出的有关环焊缝的30多个问题。她的意见和建议，对于提高管道从业者的专业素养和操作技能都非常有帮助。为此，《管道保护》编辑部特意挑选出10个有代表性的问题在本期发表，以飨读者。

问： 国外管道工程发生过环焊缝失效事故吗？导致环焊缝失效的原因是什么？国内管道工程环焊缝失效事故的特点有哪些？

答： 根据资料调研和技术交流了解到，自2009年起，北美地区相继出现比较集中的环焊缝失效事件，涵盖的管道包括X52、 X70和X80钢管等，失效事故有些发生在水压试验阶段，有些发生在运行阶段。经大量研究和试验分析，认为环焊缝失效的主要原因是环焊接头的低强匹配、焊接热影响区软化和管道承受的外载荷。

国内管道工程建设期水压试验时发生的环焊缝失效事故，发生在连头口、金口、变壁厚焊口、返修焊口上的比例很高（有些焊口同时包含这四种情况）。与焊接缺陷、强力组对有很高的相关性。运行期发生的焊口失效，多与管道承受的外部载荷相关，如管沟形状不匹配、人类施工活动或自然现象导致的土壤移动。尤其是当环焊接头实际上低强匹配时，管道首先在强度薄弱的焊缝或热影响区发生起裂。

问： 环焊接头不是等强或高强匹配的吗？如何解决高强钢环焊缝低匹配和热影响区软化问题？

答： 国内外管道工程的试验分析已经证实了存在 环焊接头低匹配和热影响区软化现象。这与现代管线钢管制造技术和标准相关。现行的管线钢标准中钢管屈服强度、抗拉强度的允许范围较宽，且只要求横向强度，不要求纵向强度。当钢管强度为标准范围的上限时，环焊接头就成为实际上的低强匹配。另外，当代的管线钢是TMCP钢，依靠晶粒细化提升其强度和韧性，是非稳态显微组织。在焊接热过程作用下，细化的晶粒长大，向稳态组织转变，失去部分强度和韧性，造成焊接热影响区软化和脆化。焊接热输入量越大，软化区、脆化区的宽度越大，对焊接接头整体性能的影响就越大，如手工焊、半自动焊等方法。

为解决环焊接头低强匹配的问题，国外一些石油公司对钢管强度提出限制条件，如一些管理要求较为严格的公司规定抗拉强度的上限值不应超过最小规定值100 MPa或120 MPa，其他大多数石油公司规定的抗拉强度上限值不应超过最小规定值140 MPa。为解决热影响区软化的问题，加拿大等石油公司采用Yurioka的CEN碳当量计算公式，考虑碳与冶金元素之间相互作用影响及冷裂纹敏感性，并规定了一个较小范围的钢管冶金成分，以保持同一管道工程项目中钢管冶金成分的一致性。

问： 从国内高钢级管道服役期环焊缝失效事故来看，焊趾位置应力集中和焊缝金属韧性储备是比较突出的问题。应如何避免焊趾位置的应力集中，如何优化焊接工艺以保证焊缝韧性？

答： 在变壁厚接头中，当焊缝内表面成型不圆滑时，焊趾位置的应力集中确实比较严重，这是我们目前逐渐认识到的问题，应在后续管道建设中通过安全的坡口设计或合理的焊接施工顺序来解决。比如坡口设计方面，可以采用特殊的焊接坡口来实现变壁厚钢管的等壁厚或等内径对接焊。而合理的焊接施工顺序，可以采用预制钢管短接的方法，并在钢管内部对焊趾位置增加补焊焊缝，保证焊缝内表面成型圆滑，再在工艺管道或线路管道上进行钢管短接与直管的等壁厚对接焊。同时，射线检测可以采用两次拍片法，第一次按厚壁侧钢管的壁厚设置曝光参数，第二次按薄壁侧钢管的壁厚设置曝光参数。

关于焊缝金属韧性储备，前期应用比较广泛的自保护半自动焊工艺，其焊缝金属的动态韧性（夏比冲击韧性）显示较为离散，但其静态韧性值（CTOD）并不差。在北美地区，一些老旧管道（包括一些现代管道的手工、半自动焊）甚至不要求冲击韧性，当采用自动焊时才要求焊缝金属的静态韧性值（CTOD），此时的无损检测是按照美国石油协会API 1104附录A来验收的。我认为，在高钢级管道中推广使用自动焊方法是提高焊缝性能的有效手段，而在一些不适用自动焊的地方可以采用气保护药芯焊丝半自动焊、金属粉芯焊丝半自动焊或低氢焊条手工焊等方法，但这可能需要牺牲一些焊接合格率。

问： X80钢管道在山地段的焊接施工，除半自动焊工艺外，是否还有更可靠的焊接工艺值得探讨和推荐？

答： 目前，半自动焊工艺通常是指自保护药芯焊丝半自动焊，除此以外还有气保护药芯焊丝半自动焊、金属粉芯焊丝半自动焊、 STT或RMD半自动焊等，各有优缺点。 STT或RMD半自动焊更适合于根焊的焊接，填充盖面焊由于热输入量太小，效率很低。气保护药芯焊丝半自动焊适合于填充盖面焊，不能用于根焊。需要带氩气和二氧化碳的混合气作为保护气体，对焊接环境的风速要求高，对焊工操作水平、过程管理的要求一般。金属粉芯焊丝半自动焊适合于填充盖面焊，需要带氩气和二氧化碳的混合气作为保护气体，对焊接环境的风速要求高，对焊工操作水平要求极高，但对过程管理的要求不高。自保护药芯焊丝半自动焊适合于填充盖面焊，不需要保护气体，对焊接环境要求不高，对焊工操作水平要求很高，对过程管理的要求很高。

问： 采用铜衬垫内对口器进行外根焊自动焊技术，对X80钢管焊接是否存在影响？国外是如何运作的？

答： 铜衬垫的外自动焊是法国Serimax公司的专利技术，在海洋管道及北美和欧洲的陆地管道中都有应用。相关焊接工程师对于这种技术的评价正反面意见差不多对半。喜欢的人认为设备便宜、地形适应性 好，对于小口径、短距离管道建设很经济。不喜欢的人认为这种技术对现场管口组对、焊接过程的管理要求很高，如果做不好会带来铜裂纹问题，而且，关于渗铜层导致的电化学腐蚀影响尚缺少足够的研究。法国和中国（2002年以前）是明确禁止在陆地管道中使用铜衬垫自动焊的国家。近年来，比较多的海洋管道建设在用自动超声波检测（AUT）方法代替了内曝光的射线检测（RT）方法后，也开始逐渐转向使用内焊机自动焊方法。所以，铜衬垫内对口器是否可以使用，关键在于能否做好对焊接施工的过程管控，能否保证满足组对间隙、错边量的要求。

问： X80钢管道等高强钢焊接时，如何控制返修口和连头口质量？

答： 高强钢返修焊接时，首先应按照返修焊接工艺规程进行，应由具备资质的焊工完成，返修全过程应有旁站监督、过程受控。其次，需要注意检查、确认焊接缺陷完全去除，预热温度和预热位置正确，返修长度不能过短或过长，焊接材料不能使用酸性焊条或自保护药芯焊丝，焊接方向和焊接电流正确。最后，返修完成的焊缝一般需要采用原无损检测工艺确认。返修焊接通常会由于很高的局部拘束效应而带来冷裂纹的风险，同时返修焊缝金属的力学性能可能低于原焊缝，这使得返修焊缝的使用性能低于原焊缝，尤其是在采用自动焊时。

连头焊接时，连头地点或连头位置的选择非常重要，应放在平直段、等壁厚焊口，注意两侧未回填管道长度是否足够。管工的工作对最终的连头质量至关重要，应保证连头焊口的组对质量。连头焊接应按照连头工艺规程进行，根焊一般采用上向焊，并且最好在环境温度下降前完成根焊缝的焊接。应由具备资质的焊工完成，连头全过程应有旁站监督、过程受控。连头焊接时，环焊缝承受了很大的拘束作用，冷裂纹风险高于正常的线路焊口。

问： 某在建的X80钢管道，引入第四方对第三方RT或AUT等再次进行RT检测，这种做法是否合理？建设期和服役期管道的环焊缝无损检测方法都有哪些？

答： 这个问题是目前管道焊接施工中最具争议性的，可能每个管道建设者都有自己的理解和观点。所以，如果知道这些规定或指标的来源，可能会有助于理解和判断其合理性。 API 1104正文中无损检测对焊接缺陷的验收属于质量验收，是基于中等及以上技能水平的焊工所达程度而制定的，是工程经验。API 1104 附录A对于焊接缺陷的验收属于工程临界评估（ECA）验收，是基于“合于使用”原则和断裂力学、焊接结构、应力等因素。

目前国内管道工程判断环焊缝是否合格，是依据能否通过无损检测来验收。引入第四方对第三方RT或AUT等再进行RT复验的方法，更多地属于管理层面的做法。北美和俄罗斯管道建设中的做法与我们目前有所不同，其无损检测承包商是施工承包商的一部分，或由施工承包商聘用。业主聘请的监理公司（管理者）有自己的无损检测人员或无损检测公司，对施工承包商的检测结果进行100%复评，或按一定比例进行复拍，保证无损检测的准确性，这也是管理层面的做法。

北美地区的建设期管道，自动焊采用AUT检测方法，按API 1104附录A来验收，即基于“合于使用”原则的工程临界评估（ECA）方法。手工焊和半自动焊采用RT检测方法，按API 1104正文部分来验收，即基于工程经验的质量验收。服役期管道，一般采用内检测技术对金属缺失进行评价。北美地区近年来研发了一种管内超声波检测方法，从钢管内部对环焊缝裂纹进行排查。据介绍，其基本工作流程是管道停输并注满水；采用普通的自动焊超声波检测设备在管内爬行，在环焊缝位置旋转扫查；用计算机读取、评判环焊缝质量，发现裂纹。

问： GB/T 34275―2017标准规定管道环焊缝的冲击韧性是60J/80J 。北美管道也是这么高吗？ AP 1104新版做出了修订吗？

答： 在油气管道工程中，对同一条管道不同部位焊缝的夏比冲击韧性要求也是不一样的。比如，埋 弧焊钢管的制管焊缝、环焊缝、热煨弯管和三通等管件的管体焊缝，冲击韧性值的要求都是不同的。中国第一条X70钢管道，环焊缝夏比冲击韧性是按管体韧性的40%来制定的，取值为56J/76J。这个40%比例也是争论的结果（如按80%、 60%、 50%等），原因只是因为这个指标可能比较容易做得到。到X80钢管道时，环焊缝的韧性指标不能定得更高了，就沿用X70钢管道指标并进行了圆整，取值为60J/80J。北美、欧洲、中东、中亚等油气管道对环焊缝的要求以30J/40J为主，有些工程会更低一些。俄罗斯油气管道工程的要求则更高一些。

另外，夏比冲击韧性试验与其他拉伸、硬度、弯曲、静态断裂韧性等力学性能试验不同，冲击功没有物理含义。如果使用冲击功进行失效评估，需要将其转化为断裂韧性值，但这些转化公式本身也有争议，很多是通过某一阶段钢材、焊缝等相关数据回归得到的。

问： 高钢级管道环焊缝产生裂纹的原因是什么？如何避免裂纹产生？

答： 目前发现的环焊缝裂纹中，冷裂纹比例相对多一些，我认为这些冷裂纹并不是延迟到了运行期才产生的，而是施工期就已经发生，但被漏检。环焊缝焊接过程中，有些焊接作业机组用微微吊起或放下钢管的方式来调整对口间隙；撤离对口器过早；沟下焊时使用钩机进行管口组对，在根焊时钩机突然失压；个别的大口径、厚壁管道焊接未使用对口器，局部位置的钢管支撑悬空、不稳等。这些都会导致未焊满的焊缝承受过大的载荷，引发焊接裂纹。目前发现的焊接裂纹大多与上述施工行为有关，是施工管理中应严格管控的环节。已经焊满的环焊缝，在下沟环节由于起吊高度过高、管沟过深、吊机位置排布不合适或数量不够，单侧沉管下沟、带弯头下沟等情况下，会承受很大的弯曲、扭转力，导致环焊缝开裂。所以下沟环节需要严格管控。

问： 高强度钢焊接工艺评定环境与现场施焊环境的差异性有哪些？

答： 目前对于低温环境下的焊接施工（如东北、新疆、内蒙），是在模拟的低温环境下进行的。其他高温、潮湿、大风等环境条件，较少在焊接工艺评定时进行模拟，包括整管焊接时的散热条件不同、现场使用的对口器条件差异，目前都没有在评定时进行过模拟。近两年来，在焊接工艺评定过程中开始针对不同钢管、制管厂的高钢级钢管（冶金成分、轧制工艺不同）进行环焊缝焊接工艺验证。

简介：隋永莉，女， 1970年生，中石油集团公司高级技术专家，管道局首席焊接技术专家，管道科学研究院副总工程师兼管道焊接技术研究所所长，教授级高级工程师。 1992年毕业于中国石油大学（华东）焊接工艺与设备专业，1999年毕业于清华大学材料加工工程专业， 2008年毕业于天津大学材料加工工程专业。一直工作在油气管道和储罐焊接领域第一线，从事与焊接技术相关的科学研究、工艺优化、技术推广和焊工培训等工作。有幸经历了我国管道建设的大发展时期，是西气东输管道工程、西气东输二线管道工程、中俄东线天然气管道工程等现场焊接工艺的主要制定者。承担并完成国家863项目，国家科技支撑项目，中石油集团公司重大专项及管道局博士后工作站课题等30余项，取得的科技成果推动了X65、 X70和X80钢管在我国管道建设中的应用。主持和参与制修订国家标准5项，行业标准5项，石油企业标准7项。获国家发明专利1项，实用新型专利2项，省部级科技奖励8次，局级科技奖励6次。发表论文40余篇。