蔣慶梅 熊健 高顯澤 李寄

中國石油天然氣管道工程有限公司

摘  要：總結了近期國內外管道環焊縫失效案例，指出外部附加載荷、變壁厚環焊縫處應力集中、焊接接頭韌性達不到標準要求、焊接缺陷超標及返修等是造成失效的主要原因。進一步分析了具體影響因素如強力組對、地質災害、不等壁厚內坡口處理困難、焊接工藝執行不到位，以及缺陷漏檢、錯判和私自返修等，從設計、管材、焊接、無損檢測和現場管理等五個方面提出了改進措施建議，為管道設計、施工作業提供參考。

關鍵詞：環焊縫；力學性能；管材；焊接；無損檢測

采用高鋼級、高壓、大口徑管道是提高管道輸送能力和輸送效益的主要途徑，國外已建X80管道達1.3萬公里，國內X80管道總里程達到1.5萬公里。回顧以往天然氣管道工程，各類環焊縫失效問題導致的安全事故時有發生[1]，如2017年以來中緬天然氣管道（國內段）兩次發生高鋼級管道環焊縫斷裂造成燃爆事故。數據顯示，我國油氣管道事故率平均為3次/1000公里·年，遠高于美國的0.5次/1000公里·年和歐洲的0.25次/1000公里·年。有必要針對管道環焊縫失效原因進行深入剖析，提出改進措施建議，為今后工程應用提供參考與借鑒。

1  失效案例及原因分析

1.1  國內外失效案例

收集到國內2000年以來管道環焊縫失效案例26起，涵蓋X52至X80等各種鋼級，其中X80管道運行期失效4起，建設期失效3起。

根據不完全統計，北美地區在過去2～3年內發生10次管道失效事故、多數為X70鋼級管道環焊縫失效，詳見表 1。

1.2  失效原因

國內管道建設期失效主要原因是：①強力組對應力；②錯邊超差引起的應力集中；③不等壁厚連接造成較大應力集中；④焊接質量不合格；⑤焊縫韌性低于標準要求。

國內管道運行期失效主要原因是：①承受外部載荷；②不等壁厚連接引起應力集中；③管段組對應力；④焊縫韌性低于標準要求和焊接缺陷。

北美地區管道失效主要原因包括：錯邊量超標、焊口變壁厚、施焊中管道起吊和下溝、連頭和返修施工不符合要求、無損檢測錯評漏評，以及不遵守焊接工藝紀律等。

每一個失效案例都是兩個或兩個以上失效原因累加的結果，失效原因可以歸納為以下幾個方面：①外部附加載荷——強力組對、地質災害（滑坡等）、管道曲率與管溝形狀不相符；②變壁厚環焊縫處應力集中——現場不等壁厚內坡口處理困難；③焊接接頭韌性達不到標準要求——現場焊接工藝執行不到位；④焊接缺欠超標及私自返修——缺陷漏檢、錯判和存在私自返修。

2   改進措施

2.1  設計方面

（1）優化管道選線和設計。對于不良地質段，在可行性研究階段增加地災專業人員參與選線，依托地災評價，重點關注管道沿線地災風險。在初步設計過程中，進行地災段復核并進行管道路由的合理規避，不能規避的，進行專項勘察和地災治理設計。在施工圖設計階段，根據詳勘結果，對地災進行進一步識別、繞避，開展與地災結合的施工圖設計，并對人為開挖邊坡帶來的不利因素進行預評價，采取必要防控措施。

（2）提升應力校核水平。在初步設計和施工圖設計階段，開展不同管段應力校核，結合施工圖敷設情況，篩選典型地段，考慮管道可能經受的外部荷載情況，采用有限元軟件進行實際工況下的應力校核，確保管道應力不超過規范許用應力，如表 2、表 3所示。

（3）減少熱煨彎管使用數量。通過優化管道轉向角度、降坡/削坡設計、彈性敷設設計（圖 1）、多個冷彎彎管代替熱煨彎管設計等，減少熱煨彎管使用數量，進而減少不等壁厚組對焊口。

（4）改進不等壁厚坡口設計。變壁厚處坡口焊接質量差，易出現焊縫缺欠/缺陷和產生較大應力集中，當管道受到外部載荷作用時，將一定程度擴大載荷應力。以中俄東線為例，對于常規內部打磨斜坡的不等壁厚坡口，應力集中系數在1.16～1.29之間。為減少應力集中，優化焊縫成型質量，結合應力計算結果，設計人員提出錐孔形坡口設計，即在厚壁管內部加工錐孔形坡口以實現等壁厚對接的目的，詳見圖 2。采用該圖形式的坡口，不同壁厚組合計算得到的應力集中系數在1.04～1.08之間。

（5）運用智能監測技術。在可能會引發外部荷載的地段，如滑坡、泥石流、崩塌、沉陷、凍土等地段，結合智能管道建設，設置地表位移監測、管體應力應變監測等設施。

在高后果區、大中型河流穿越點、河流采砂區等關鍵點設置智能攝像機，實現重點位置的實時監控與自動報警。全線設置管道泄漏監測與預警系統，利用同溝敷設通信光纜采用光纖振動技術，實現第三方損壞自動報警和定位功能。通過光纖測溫技術，實現對重點地段管道泄漏監測光纖傳感技術。設置陰保遠程監測與控制系統。

（6）連頭口位置及驗溝要求。明確提出連頭口應選擇在直管段上，距離彎管的曲線段不應小于24 m，同時避免連頭口設在不等壁厚焊縫處，以降低組對時應力集中。管溝成型后應進行檢查，管溝檢驗項目、數量、方法及合格標準見表 4。

增加特殊地段溝底標高檢驗數量：①縱向彈性敷設段每10 m測一點；②所有的縱向變坡點及水平轉角點均須檢驗，且每處至少測三點（始點、中點和終點）；③河流、溝渠開挖穿越段除所有的縱向變坡點外，穿越段每6 m測一點（含岸坡段）；④所有田坎高、低點各測一點；⑤判定管溝的溝深或管道埋深是否滿足要求的依據，應以管溝底標高或管頂標高為依據。

2.2  管材方面

（1）限制合金成分上下限。鋼管化學成分的較大差異，會降低焊接工藝和焊材的適用性，縮小現場焊接的工藝窗口，增加管道焊接難度，造成焊縫力學性能波動加劇。為此，采用低C、Mn的成分設計體系，并加入適量的Mo、Ni、Nb、V、Ti、Cu、Cr等微合金元素，同時限定重要微合金元素的上下限指標，使得鋼廠根據自身的設備能力特點，基本上采用一致的軋制工藝，以杜絕任意更改工藝導致熱影響區軟化等問題。同時，應嚴格控制CEP cm值≤0.22%，以確保鋼管冷裂紋傾向不敏感。在生產過程中應確保批量生產的鋼管CEP cm值與參與焊接工藝評定用的鋼管CEP cm值波動范圍小于±0.02%，碳含量波動范圍應小于±0.02%，以保證現場焊接工藝的適用性。

（2）縮小鋼管強度范圍。管材性能指標在已有設計及管材標準中均有規定。中俄東線對X80管線鋼屈服強度上限由705 MPa降為675 MPa，抗拉強度上限由825 MPa降為765 MPa，為管材與焊材強度匹配奠定了基礎（表 5）。

（3）嚴控管端外形尺寸。焊接接頭錯邊量大，導致接頭承載有效壁厚減小，并形成應力集中，承壓能力降低，需要對管端的橢圓度和周長偏差嚴加控制。以中俄東線為例，對于橢圓度允許偏差，管端為0.5%D，管體為0.8%D，鋼管管端外徑允許偏差為﹢1.25 mm～﹣1.0 mm，且兩端平均直徑之差≤2.0 mm。同時在鋼管設計文件中提出管端橢圓度控制、管端周長控制及長短軸標識要求，減少組對錯邊量。

2.3  焊接方面

多年工程實踐表明，半自動焊工藝對焊工操作技能的要求較高，導致產生焊接缺陷的人為因素較大；自動焊工藝則對焊工操作技能要求較低，焊接缺陷產生的設備因素較多，所以自動焊工藝更有利于焊接質量的控制與管理[2-3]。

從西三線中靖聯絡線建設逐步推廣自動焊，到目前中俄東線已全面采用自動焊。中俄東線（黑河―長嶺）自動焊接，經過20道焊接工藝評定焊口質量檢驗、110道現場磨合焊口質量抽檢、28道現場隨機抽口質量檢查，焊口性能均滿足標準要求。

2.4  無損檢測方面

采用AUT檢測能夠對缺陷深度、高度進行準確定量，可以快速反饋全自動焊焊接質量，避免因焊接參數不當導致大量缺陷產生，是首選的全自動焊焊縫檢測方法。PAUT（含TOFD通道）采用自動化檢測方式、多角度聚焦檢測方案，檢測速度快、人為影響因素少，檢測數據實時存儲，便于后續審核檢查[4]。自中俄東線開始，對組合自動焊增加了新的檢測方法——PAUT+TOFD，并針對GB/T 50818―2013《石油天然氣管道工程全自動超聲波檢測技術規范》驗收標準中TOFD和體積通道檢出的未熔合尺寸進行了補充說明，施工現場在執行GB/T 50818―2013標準的同時，應滿足補充規定的相關要求，驗收標準更加嚴格和完善。

2.5  現場質量管控方面

焊接是管道施工的關鍵環節。從“人、機、料、法、環”方面加強和改進管理，包括焊工的準入與清退管理、焊接機組入場與清退管理、質量關鍵人員的培訓管理、機具及材料二維碼應用[5]、焊接及無損檢測設備管理、焊接材料管理、焊接質量管理以及焊接環境管理。

3  結語

吸收借鑒國內外管道環焊縫失效教訓，在工程設計及施工過程采取有效措施，如控制外部荷載、減少不等壁厚對接環焊縫應力集中、嚴控管材性能指標波動范圍、改進焊接及無損檢測工藝和加強現場管控等，可以保證管道環焊縫質量及管道服役安全。

 

參考文獻：

[1]房劍萍.國內外油氣管道事故案例分析[J]. 石油和化工設備，2016，19(9)：90-93.

[2]張小強，蔣慶梅，詹勝文，等.針對中俄東線高鋼級大口徑輸氣管道自動焊的設計提升[J].天然氣工業，2020，40(10)：126-132.

[3]隋永莉，王鵬宇.中俄東線天然氣管道黑河—長嶺段環焊縫焊接工藝[J].油氣儲運，2020，39(9): 961-970.

[4]蔣慶梅，張小強，周廣言，等.中俄東線管道的無損檢測方法及應用[J].無損檢測，2020，42(7)：28-34.

[5]姜昌亮.中俄東線天然氣管道工程管理與技術創新[J].油氣儲運，2020, 39(2)：121-129.

作者簡介：蔣慶梅，1986年生，高級工程師，2010年畢業于東北大學材料加工工程專業，碩士研究生。主要從事油氣長輸管道完整性管理、管材、焊接檢測設計等工作。聯系方式：15233166192，316667696@qq.com。