管道安全對焊管制造技術(shù)的新挑戰(zhàn)

王曉香

（中國石油渤海石油裝備制造有限公司研究院， 河北 青縣062658）

改革開放以來， 我國油氣需求急劇增長， 天然氣表觀消費量逐年攀升， 2018 年我國天然氣表觀消費量為2 833.09 億m3， 同比增長18.34%；2019 年1—8 月累計消費量同比增長10.1%。 根據(jù)BP 的最新預測， 預計至2040 年我國天然氣消費在一次能源中的占比將從7%增長至14%。

隨著油氣管道建設(shè)的飛速發(fā)展， 我國陸續(xù)建設(shè)了中哈、 漠大一/二線等原油管道和西氣東輸、川氣東送、 陜京線以及中亞A/B/C 和中緬等天然氣長輸管道。 2006—2015 年， 我國累計新增油氣長輸管道6.47 萬km， 其中， “十一五” 期間新增3.45 萬km， “十二五” 期間新增3.02 萬km。截至2018 年底， 我國累計建設(shè)油氣長輸管道13.6萬km， 其中天然氣管道累計達到7.9 萬km，加上正在建設(shè)的中俄東線、 鄂安滄和新氣南段，我國天然氣管道里程將接近9 萬km[1]。 隨著我國油氣長輸管道網(wǎng)絡(luò)的初步建成， 油氣管道遍布全國， 管道安全問題也日益突出， 近年來發(fā)生了幾起因管道斷裂而引發(fā)的爆炸事故， 因此， 管道安全問題對焊管技術(shù)提出了新的挑戰(zhàn)。

1 國內(nèi)重大油氣管道事故回顧

1.1 2013 年黃島原油管道爆炸事故

2013 年11 月22 日， 位于黃島的東黃輸油管道原油泄漏現(xiàn)場發(fā)生爆炸。 事故發(fā)生的直接原因是： 管道腐蝕減薄破裂， 原油泄漏流入排水暗渠， 現(xiàn)場處置時產(chǎn)生撞擊火花， 引發(fā)暗渠內(nèi)油氣爆炸。 該事故造成62 人遇難、 136 人受傷， 直接經(jīng)濟損失人民幣75 172 萬元， 15 名被告人被判處三年至五年不等的刑罰[2]。

1.2 2017 年晴隆天然氣管道爆炸事故

2017 年7 月2 日， 中緬天然氣管道 （X80鋼級） 貴州晴隆沙子段由于持續(xù)強降雨引發(fā)邊坡下陷側(cè)滑， 從而擠斷輸氣管道， 發(fā)生爆炸， 造成8 人死亡、 35 人受傷， 其中重傷8 人， 危重4 人[3]。

1.3 2018 年晴隆天然氣管道第二次爆炸事故

2018 年6 月10 日， 中緬天然氣管道 （X80鋼級） 貴州晴隆沙子段K0975-100 m 處再次發(fā)生泄漏燃爆事故， 造成1 人死亡、 23 人受傷，直接經(jīng)濟損失人民幣2 145 萬元。 經(jīng)調(diào)查， 直接原因是管道環(huán)焊縫脆性斷裂導致管內(nèi)天然氣大量泄漏， 與空氣混合形成爆炸性混合物， 大量沖出的天然氣與管道斷裂處強烈摩擦產(chǎn)生靜電， 引發(fā)燃燒爆炸。 間接原因有： 施工單位違法分包， 對施工過程質(zhì)量管理失控； 檢測單位執(zhí)行標準不嚴， 管理混亂； 監(jiān)理公司未認真履行監(jiān)理職責，對存在的問題失察等[4]。 該事故相關(guān)責任單位受到了嚴厲的行政處罰和依法處理， 并對35 名相關(guān)責任人作出了處理。

1.4 2019 年泰青威天然氣管道破裂起火事故

2019 年3 月20 日， 泰青威天然氣管道（X70鋼級） 在山東省臨朐縣荒山山溝中破裂起火， 所幸未造成較大損失[5]。

以上油氣管道事故除黃島管道外， 均為高強度天然氣管道環(huán)焊縫斷裂失效引發(fā)的惡性事故，造成了嚴重的人身傷亡和財產(chǎn)損失。

2 國外高鋼級管道環(huán)焊縫失效案例及研究結(jié)果

2.1 美國高鋼級管道環(huán)焊縫失效案例

高鋼級管道環(huán)焊縫失效問題在10 年前就引起了美國管道行業(yè)的高度重視。 2008―2009 年， 美國在管道建設(shè)試壓過程中發(fā)生了多次高鋼級管道環(huán)焊縫開裂事件。 隨后美國管道和危險物品安全管理署 （PHMSA） 發(fā)布了兩份公告， 一是要求在鋼管制造過程中， 嚴格控制管材化學成分、 屈服強度和抗拉強度， 縮小材料成分及性能波動范圍（ADB-09-01 公告）； 二是要求在管道安裝過程中， 優(yōu)化不等厚接頭設(shè)計、 減少錯邊量、 嚴格進行焊接及檢測過程質(zhì)量控制、 減少組對及焊接殘余應力等（ADB-10-03 公告）。

在采取上述措施后， 美國新建高鋼級管道環(huán)焊縫失效事件仍不斷發(fā)生。 比如， 2014―2015 年，美國發(fā)生典型管道環(huán)焊縫失效事故6 起， 其中4 起發(fā)生在服役初期， 2 起發(fā)生在水壓試驗期間。 從焊接方式來看， 2 起為高頻電阻焊鋼管， 4 起為螺旋縫埋弧焊鋼管； 從鋼管材質(zhì)來看， 1 起材質(zhì)為X52， 4 起為X70， 1 起為X70―X80 過渡焊。X70 管道的4 起失效焊口全部采用手工電弧焊焊接， X70―X80 過渡失效焊口為藥芯焊絲填充和蓋面焊接[6]。

2.2 失效事故的共同特征及原因分析

上述6 起失效事故具有以下共同特征： ①其中5 起不存在焊接缺陷； ②鋼管化學成分、 強度符合要求； ③組對、 焊接及檢測符合API 1104—2013 要求； ④由于地面沉降等因素， 導致管道普遍存在彎曲載荷； ⑤焊縫拉伸強度和韌性符合要求， 失效為塑性斷裂而非脆性斷裂。

目前分析認為， 這6 起事故失效的原因主要與焊縫低強匹配、 熱影響區(qū)軟化和局部附加載荷有關(guān)。 主要理由有： ①在ADB-09-01 公告后，鋼管制造企業(yè)嚴格控制管材屈服強度值的波動范圍， 實際管材屈服強度更接近標準規(guī)定上限， 導致真實管材屈服強度遠高于最小屈服強度， 造成實際環(huán)焊縫為低強匹配； ②鋼管制造采用低合金化， 主要依靠控軋控冷技術(shù)來保證管材強度， 這導致焊縫熱影響區(qū)氫致開裂敏感性降低、 熱影響區(qū)軟化敏感性增加； ③在管道實際建造和運行過程中， 普遍存在軸向應力[6]。

2.3 高鋼級管道環(huán)焊縫研究進展及初步結(jié)論

美國管道行業(yè)19 家單位啟動工業(yè)聯(lián)合研究項目 （JIP）， 旨在解決高鋼級管道焊接問題， 完善規(guī)范標準， 為高鋼級管道工程應用提供支持。 國際管道聯(lián)合會也加大研究力度， 針對高鋼級管道擬重新制定拉伸強度測試標準、重新制定屈服強度取值定義、 完善焊接缺陷的評價方法等， 希望從技術(shù)上降低環(huán)焊縫失效的風險[6]。

初步研究表明[6]： 現(xiàn)行鋼管制造標準 （API 5L） 和現(xiàn)場焊接標準 （API 1104） 不能保證真實環(huán)焊縫具有良好的塑性； 管材實際強度過高， 導致真實焊接接頭為低強匹配， 環(huán)焊縫成為最薄弱環(huán)節(jié)； 要系統(tǒng)考慮管材煉鋼、 鋼管制造、 焊接方法及工藝評定以及管道設(shè)計、 安裝及服役條件一致性等諸多因素對管道最終真實性能和安全性的影響。

3 我國應對高鋼級管道環(huán)焊縫問題的措施

我國管道行業(yè)已經(jīng)認識到國內(nèi)高鋼級管道環(huán)焊縫焊接及檢測方面存在的不足以及解決問題的緊迫性， 國務(wù)院批示， 要求市場監(jiān)管總局牽頭開展高鋼級天然氣輸送管道焊接及檢測標準研究。目前市場監(jiān)管總局委托中國特檢院牽頭， 聯(lián)合高校、 研究院所和中石油、 中石化、 中海油等相關(guān)單位， 組建聯(lián)合研究項目組， 編制專項研究方案， 啟動了相關(guān)研究工作[6]。

3.1 總體要求

（1） 開展聯(lián)合攻關(guān)， 加快高鋼級管道強度匹配、 焊接及檢測、 基于應變的斷裂評價等方面的研究工作， 揭示失效機理及主要影響因素， 優(yōu)化焊接及檢測工藝， 完善焊接、 缺陷評定、 質(zhì)量管控相關(guān)標準規(guī)范。

（2） 針對在役高鋼級管道， 進行規(guī)?？涨暗娘L險辨識和風險評估， 按照風險評估結(jié)果， 有序開展環(huán)焊縫隱患排查。

（3） 對高風險部位加強地質(zhì)災害管理、 應力分析和應力監(jiān)測， 同時結(jié)合高后果區(qū)管理等要求， 提升風險管控和應急處置能力， 防范重特大事故發(fā)生[6]。

（4） 對新建高鋼級管道工程， 要按照全生命周期完整性管理的思路， 從規(guī)劃設(shè)計、 管材制造、 焊接工藝、 焊接過程控制、 無損檢測、 施工與設(shè)計一致性等方面進行優(yōu)化和控制， 切實提升管道本質(zhì)安全水平。

（5） 對于高鋼級管材等新材料、 新工藝的使用， 要求按照 《特種設(shè)備安全法》 要求， 由監(jiān)管部門組織， 經(jīng)技術(shù)評審合格后， 方可投入生產(chǎn)和使用。

以上是國家特種設(shè)備安全主管部門提出的總體應對策略， 大范圍的排查和數(shù)據(jù)分析評價也需要一定的時間。 但有關(guān)管道公司的技術(shù)主管單位已經(jīng)針對環(huán)焊縫安全這一主要問題開始了行動，對現(xiàn)有在建管道工程的技術(shù)規(guī)范進行了修改， 對管材標準的一些指標提出了更嚴格的要求， 因此， 焊管制造企業(yè)將面臨著新的挑戰(zhàn)。

3.2 針對中俄東線天然氣管道采取的應對措施

（1） 對中俄東線北段裸露的站場管及管件、彎管提出了-45 ℃低溫沖擊韌性的要求， 線路管DWTT 試驗溫度改為-5 ℃。

（2） 考慮到存在LNG 接入導致的低溫要求，南段高后果地區(qū)Φ1 422 mm 線路管設(shè)計壁厚達到32.1 mm， 且要求DWTT 試驗溫度為-5 ℃，彎管壁厚為35.2 mm， 母管壁厚已接近JCOE 機組能力的極限。

（3） 管材標準對管線鋼實行嚴格的窄范圍化學成分控制， 增加了鋼管縱向拉伸要求， 并有進一步嚴格控制的趨勢。

（4） 全線絕大多數(shù)地段采用全自動環(huán)縫焊接工藝、 全自動超聲波探傷， 對鋼管管端尺寸 （管徑、 圓度） 提出了更高的要求， 也有進一步嚴格控制的趨勢。

國家管網(wǎng)公司成立后， 這些措施將進一步強化， 并推廣到其他干線天然氣管道項目， 成為普遍要求， 焊管企業(yè)必須提前做好技術(shù)準備。

3.3 管道公司針對在役高鋼級管道采取的措施

（1） 針對在役高鋼級管道， 進行風險辨識和風險評估， 按照風險評估結(jié)果， 有序開展環(huán)焊縫隱患排查。

（2） 對高風險部位加強地質(zhì)災害管理、 應力分析和應力監(jiān)測， 同時結(jié)合高后果區(qū)管理等要求， 提升風險管控和應急處置能力， 防范重特大事故發(fā)生。

（3） 在采用高分辨率弱磁內(nèi)檢測器對在役管道進行大范圍排查時， 發(fā)現(xiàn)了大量缺欠和隱患，特別是鋼管的內(nèi)表面缺陷和內(nèi)部分層顯示， 有些已經(jīng)到了急需處置的程度。 例如在某西氣東輸管道的內(nèi)檢測中， 發(fā)現(xiàn)了延伸到螺旋焊管內(nèi)表面的大面積分層。

4 我國管道制造技術(shù)面臨的新挑戰(zhàn)

4.1 超大壁厚管道對機組能力的挑戰(zhàn)

隨著中俄東線天然氣管道向南延伸， 逐漸進入人口密度大的三、 四級地區(qū)， 管道設(shè)計系數(shù)降低， 導致鋼管、 彎管等的設(shè)計壁厚增大。 如南段高后果地區(qū)Φ1 422 mm 線路管的設(shè)計壁厚達到32.1 mm， 但考慮與LNG 接收站的調(diào)峰調(diào)度要求，DWTT 試驗溫度仍然要求為-5 ℃， 相應的感應加熱彎管的壁厚需達到35.2 mm， 其母管壁厚已接近直縫焊管機組成型能力的極限； 而西部地區(qū)擬通過長距離無人區(qū)的天然氣管道， 由于中間不設(shè)壓氣站， 為了保證末端壓力， 就必須提高首個壓氣站的出口壓力， 有些類似北溪管道的工況[7]， 可能導致X80 鋼級Φ1 422 mm 線路管的設(shè)計壁厚達到38.5 mm， 如果有彎管， 則其壁厚更大。 這些要求對于鋼廠和制管企業(yè)的機組能力都是嚴峻的考驗。

對于鋼廠， 生產(chǎn)厚度接近40 mm 的X80寬幅鋼板， 除了保證板型和強度范圍外， 還要保證DWTT 性能， 特別是當鋼管DWTT 試驗溫度為-5 ℃時， 鋼板的試驗溫度可能要求低至-15 ℃，甚至-20 ℃， 生產(chǎn)難度很大。

對于制管企業(yè)， 我國的JCOE 機組生產(chǎn)X80鋼級鋼管的最大設(shè)計能力是板厚40 mm， 預彎、成型和擴徑機的能力都面臨極限挑戰(zhàn)， 而UOE機組的成型能力也到了極限。 同時， 厚壁鋼管的焊接難度顯著增大， 不僅要保證無未焊透、 咬邊等缺陷， 還要在大線能量焊接條件下保證焊縫和熱影響區(qū)韌性， 防止熱影響區(qū)軟化， 這對于鋼廠和制管企業(yè)都形成了巨大的挑戰(zhàn)。

4.2 鋼管力學性能與管端尺寸的挑戰(zhàn)

為了保證高強度鋼管環(huán)焊縫實現(xiàn)理想的強度匹配， 需要嚴格控制鋼管的強度和偏差范圍， 有些國外油氣公司的企業(yè)標準要求強度偏差范圍為120 MPa， 甚至100 MPa 或更嚴。 對于螺旋焊管， 卷板的各向異性造成鋼管縱向強度往往高于橫向， 而直縫焊管的形變強化和應變時效往往導致鋼管強度升高， 控制難度加大。

厚板焊接熔合線的沖擊韌性可能較低。 在中俄東線管材數(shù)據(jù)單中增加了“首批檢驗和首批出證試驗時， 應在管體焊縫熔合線位置增加一組取樣， 即熱影響區(qū)夏比沖擊試樣V 形缺口通過熔合線（如圖1 所示）， 試驗溫度-30 ℃” 的要求。 雖然目前試驗結(jié)果不作為鋼管驗收指標， 但要求提交試驗報告， 將來或納入鋼管標準的強制性要求。

圖1 中俄東線管材數(shù)據(jù)單增加的焊縫熔合線取樣位置

目前中俄東線全線采用了環(huán)焊縫全自動焊和全自動超聲波探傷， 盡管技術(shù)條件對管端尺寸的要求已經(jīng)很高， 與國際先進標準相比毫不遜色，甚至某些指標還有所提高， 但施工單位仍強烈要求進一步嚴格控制， 特別是對于管端的直徑和圓度、 近焊縫區(qū)的撅嘴等的改進。

4.3 無損檢測方面的挑戰(zhàn)

螺旋埋弧焊管用的熱軋卷板在鋼廠無法探傷，而制管企業(yè)的管體探傷設(shè)備掃查面積達不到100%， 一旦有超標分層缺陷漏檢， 只有在現(xiàn)場內(nèi)檢測時才可能被發(fā)現(xiàn)， 從而造成被迫換管。 直縫埋弧焊管用的寬厚板雖然可以在鋼廠實現(xiàn)100%的分層探傷， 但在制管企業(yè)制管后的管體缺陷缺乏有效的檢測手段。 例如， 在某企業(yè)制管時曾在內(nèi)涂層拋丸后發(fā)現(xiàn)大批量的內(nèi)表面分層、 重皮等缺陷（如圖2 所示）， 問題管比例超過20%， 由于對此缺陷尚無有效檢測手段， 因此被迫全部封存。

圖2 制管過程中發(fā)現(xiàn)的母材表面缺陷

服役管道被迫換管時不僅要停輸， 而且要放空兩端閥室之間數(shù)十千米管道中的天然氣， 再用氮氣置換， 直接損失達上千萬元。 同時， 管道公司強烈要求實現(xiàn)100%管體檢測， 否則可能影響螺旋埋弧焊管的應用。 另外， 厚壁鋼管焊接缺陷的漏檢風險加大， 特別是需要加強對橫向裂紋的檢測。

5 結(jié) 論

（1） 隨著我國油氣長輸管網(wǎng)的飛速發(fā)展， 管道安全問題也日益突出， 近年來幾起管道斷裂引發(fā)爆炸事故的發(fā)生， 對焊管技術(shù)提出了新的挑戰(zhàn)。

（2） 我國管道行業(yè)已經(jīng)認識到國內(nèi)高鋼級管道安全方面存在的不足和解決問題的緊迫性， 目前高鋼級天然氣輸送管道安全問題的聯(lián)合研究工作已全面開展， 既有管道的風險排查力度空前。

（3） 對于焊管企業(yè)來說， 面對越來越高的技術(shù)要求， 首先要絕對保證鋼管本身的結(jié)構(gòu)完整性，無論是母材、 焊縫和熱影響區(qū)都不允許出現(xiàn)超標缺陷， 對于不超標的缺陷也要盡量減少， 這就要求焊管企業(yè)制定嚴格的內(nèi)控保證， 在出現(xiàn)尚未超標的缺欠前發(fā)出預警， 提前消除隱患。 特別是焊管企業(yè)的無損探傷設(shè)備還存在短板， 如螺旋焊管母材的探傷覆蓋面積還達不到100%， 亟待提高。

（4） 面臨極限規(guī)格的生產(chǎn)， 要對關(guān)鍵設(shè)備進行改進、 補強、 加固等措施， 通過有限元分析，優(yōu)化工藝參數(shù)， 保證工序能力。

（5） 對于厚壁鋼管的焊接工藝還要進一步研究， 特別是對橫向裂紋缺陷的發(fā)生機理和檢測手段的研究， 優(yōu)化焊接工藝和檢測工藝， 可以學習和借鑒現(xiàn)場施工使用的相控陣探傷原理， 提高管端焊縫的無損檢測水平。

（6） 焊管企業(yè)要積極配合環(huán)焊縫焊接的改進工作， 對于環(huán)焊縫工藝改進提出的要求， 如強度范圍、 尺寸配合等盡量予以配合。