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管道金属材料的选用
1. 压力管道金属材料的特点
　　压力管道涉及各行各业，对它的基本要求是“安全与使用”，安全为了使用，使用必须安全，使用还涉及经济问题，即投资省、使用年限长，这当然与很多因素有关。而材料是工程的基础，首先要认识压力管道金属材料的特殊要求。压力管道除承受载荷外，由于处在不同的环境、温度和介质下工作，还承受着特殊的考验。 　　（1）金属材料在高温下性能的变化 　　① 蠕变 钢材在高温下受外力作用时，随着时间的延长，缓慢而连续产生塑性变形的现象，称为蠕变。钢材蠕变特征与温度和应力有很大关系。温度升高或应力增大，蠕变速度加快。例如，碳素钢工作温度超过300～350℃，合金钢工作温度超过300～400℃就会有蠕变。产生蠕变所需的应力低于试验温度钢材的屈服强度。因此，对于高温下长期工作的锅炉、蒸汽管道、压力容器所用钢材应具有良好的抗蠕变性能，以防止因蠕变而产生大量变形导致结构破裂及造成爆炸等恶性事故。 　　② 球化和石墨化 在高温作用下，碳钢中的渗碳体由于获得能量将发生迁移和聚集，形成晶粒粗大的渗碳体并夹杂于铁素体中，其渗碳体会从片状逐渐转变成球状，称为球化。由于石墨强度极低，并以片状出现，使材料强度大大降低，脆性增加，称为材料的石墨化。碳钢长期工作在425℃以上环境是地，就会发生石墨化，在大于475℃更明显。SH3059规定碳钢最高使用温度为425℃，GB150则规定碳钢最高使用温度为450℃。 　　③ 热疲劳性能 钢材如果长期冷热交替工作，那么材料内部在温差变化引起的热应力作用下，会产生微小裂纹而不断扩展，最后导致破裂。因此，在温度起伏变化工作条件下的结构、管道应考虑钢材的热疲劳性能。 　　④ 材料的高温氧化 金属材料在高温氧化性介质环境中（如烟道）会被氧化而产生氧化皮，容易脆落。碳钢处于570℃的高温气体中易产生氧化皮而使金属减薄。故燃气、烟道等钢管应限制在560℃下工作。 　　（2）金属材料在低温下的性能变化 　　当环境温度低于该材料的临界温度时，材料冲击韧性会急剧降低，这一临界温度称为材料的脆性转变温度。常用低温冲击韧性（冲击功）来衡量材料的低温韧性，在低温下工作的管道，必须注意其低温冲击韧性。 　　（3）管道在腐蚀环境下的性能变化 　　石油化工、船舶、海上石油平台等管道介质，很多有腐蚀性，事实证明，金属腐蚀的危害性十分普遍，而且也十分严重，腐蚀会造成直接或间接损失。例如，金属的应力腐蚀、疲劳腐蚀和晶间腐蚀往往会造成灾难性重大事故，金属腐蚀会造成大量的金属消耗，浪费大量资源。引起腐蚀的介质主要有以下几种。 　　① 氯化物 氯化物对碳素钢的腐蚀基本上是均匀腐蚀，并伴随氢脆发生，对不锈钢的腐蚀是点腐蚀或晶间腐蚀。防止措施可选择适宜的材料，如采用碳钢-不锈钢复合管材。 　　② 硫化物 原油中硫化物多达250多种，对金属产生腐蚀的有硫化氢（H2S）、硫醇（R-SH）、硫醚（R-S-R）等。我国液化石油气中H2S含量高，造成容器出现裂缝，有的投产87天即发生贯穿裂纹，事后经磁粉探伤，内表面环缝共有417条裂纹，球体外表面无裂纹，所以H2S含量高引起应力腐蚀应值得重视。日本焊接学会和高压气体安全协会规定：液化石油中H2S含量应控制在100×10-6以下，而我国液化石油气中H2S含量平均为2392×10-6，高出日本20多倍。 　　③ 环烷酸 环烷酸是原油中带来的有机物，当温度超过220℃时，开始发生腐蚀，270～280℃时腐蚀达到最大；当温度超过400℃，原油中的环烷酸已汽化完毕。316L（00Cr17Ni14Mo2）不锈钢材料是抗环烷酸腐蚀的有效材料，常用于高温环烷酸腐蚀环境。
2. 压力管道金属材料的选用
　　（1）金属材料选用原则 　　① 满足操作条件的要求 首先应根据使用条件判断该管道是否承受压力，属于哪一类压力管道。不同类别的压力管道因其重要性各异，发生事故带来的危害程度不同，对材料的要求也不同。同时应考虑管道的使用环境和输送的介质以及介质对管体的腐蚀程度。例如插入海底的钢管桩，管体在浪溅区腐蚀速度为海底土中的6倍；潮差区腐蚀速度为海底土中的4倍。在选材及防腐蚀措施上应特别关注。 　　② 可加工性要求 材料应具有良好的加工性和焊接性。 　　③ 耐用又经济的要求 压力管道，首先应安全耐用和经济。一台设备、一批管道工程，在投资选材前，必要时进行可行性研究，即经济技术分析，拟选用的材料可制定数个方案，进行经济技术分析，有些材料初始投资略高，但是使用可靠，平时维修费用省；有的材料初始投资似乎省，但在运行中可靠性差，平时维修费用高，全寿命周期费用高。 　　（2）常用材料的应用限制 　　常用材料限制条件见表1，常用材料使用温度范围见表2。 　　（3）管道常用金属材料名称及规格 　　常用钢管名称、标准、牌号及主要用途见表3。
编辑本段二、API标准和管线钢
　　早在1926年，美国石油学会（API）发布API-5L标准，最初只包括A25、A、B三种钢级，以后又发布了数次，见表4。表4 API发布的管线钢级 　　注：1972年API发布U80、U100标准，以后改为X80、X100。 　　2000年以前，全世界使用X70，大约在40%，X65、X60均在30%，小口径成品油管线相当数量选用X52钢级，且多为电阻焊直管（ERW钢管）。 　　我国冶金行业在十余年来为发展管线钢付出了极大的辛劳，目前正在全力攻关X70宽板，上海宝山钢铁公司、武汉钢铁公司等X70、X80化学成分、力学性能分别列于表5～表9。表5 武钢X80卷板性能　表6 X70级钢管的力学性能　表7 X70级钢管弯曲性能检测结果　表8 X70级钢管的夏比冲击韧性　表9 高强度输送管的夏比冲击韧性 　　我国目前在输油管线上常用的管型有螺旋埋弧焊管（SSAW）、直缝埋弧焊管（LSAW）、电阻焊管（ERW）。直径小于152mm时则选用无缝钢管。 　　我国20世纪60年代末至70年代，螺旋焊管厂迅速发展，原油管线几乎全部采用螺旋焊钢管，“西气东输”管线的一类地区也选用螺旋焊钢管。螺旋焊钢管的缺点是内应力大、尺寸精度差，产生缺陷的概率高。据专家分析认为，应采用“两条腿走路”的方针，一是对现在螺旋焊管厂积极进行技术改造，还是大有前途的；二是大力发展我国直缝埋弧焊管制管业。 　　ERW钢管具有外表光洁、尺寸精度高、价格较低等特点，在国内外已广泛应用。
编辑本段三、钢管
1. 低压和中压锅炉用无缝钢管
　　（GB 3087－1999） 　　① 低压和中压锅炉用无缝钢管牌号、尺寸规格与用途，见表10。 　　② 钢管的化学成分和力学性能，见表11和表12。
2. 低压液体输送用焊接钢管
　　（GB/T 3091－2001） 　　（1）牌号、化学成分和力学性能 　　牌号、化学成分（熔炼分析）应符合GB/T 700中Q215A、Q215B、Q235A、Q235B和GB/T 1591中Q295A、Q295B、Q345A、Q345B的规定，力学性能应符合表17的规定。 　　（2）制造方法 　　钢管用电阻焊或埋弧焊方法制造。 　　（3）工艺试验 　　① 弯曲试验 公称外径D不大于60.3mm的电阻焊钢管应进行弯曲试验，镀锌管弯曲半径为8D，非镀锌管弯曲半径为6D，且弯曲角均为90°。 　　② 压扁试验 公称外径D大于60.3mm的电阻焊钢管应进行压扁试验。 　　③ 液压试验 液压试验压力值见表18。 　　（4）焊缝余高 　　钢管壁厚不大于12.5mm时，焊缝余高不大于3.0mm；钢管壁厚大于12.5mm时，焊缝余高不大于3.5mm。 　　（5）钢管长度 　　电阻焊（ERW）钢管通常长度4～12m；埋弧焊（SAW）钢管通常长度3～12m。 　　（6）弯曲度 　　公称外径不大于168.3mm的钢管，应平直或按供需双方协议规定的弯曲度指标；公称外径大于168.3mm的钢管，弯曲度不大于钢管全长的0.2%。 　　（7）管端 　　壁厚大于4mm的钢管，管端可加工坡口30°+5°0° ，留根1.6mm±0.8mm，管端斜度小于或等于5mm。 　　（8）外形尺寸和质量 　　① 公称外径不大于168.3mm的钢管，其公称口径、公称外径、公称壁厚及理论质量应符合表19的规定。 　　② 公称外径大于168.3mm的钢管，其公称外径、公称壁厚及理论质量应符合表20的规定。
3. 锅炉用无缝钢管
　　（1）钢管规格 　　锅炉用无缝钢管分热轧（挤压、扩管）和冷拔（轧）两种，执行国家标准GB 5310－1995。 　　① 外径、壁厚和理论质量，见表21和表22。 　　② 外径和壁厚的允许偏差，见表23。 　　③ 钢管通常长度为4～12mm。壁厚s≤15mm时，弯曲度不得大于1.5mm/m；15<s≤30mm时，弯曲度不得大于2.0mm/m；s>30mm时，弯曲度不得大于3.0mm/m。集箱管总弯曲度不得大于12mm。 　　（2）钢管的牌号和化学成分 　　钢管的牌号和化学成分见表24。 　　（3）钢管的热处理制度 　　钢管的热处理制度见表25。 　　① 当热轧15MoG、20MoG、12CrMoG、15CrMoG、12Cr2MoG、12Cr1MoVG钢管的终轧温度符合表中规定的正火温度时，可以热轧代替正火。
编辑本段管道焊接技术
国内外油气管道焊接技术发展综述
　　中国石油天然气管道局科学研究院 薛振奎 隋永莉 　　0 引言 　　我国的油气资源大部分分布在东北和西北地区，而消费市场绝大部分在东南沿海和中南部的大中城市等人口密集地区，这种产销市场的严重分离使油气产品的输送成为油气资源开发和利用的最大障碍。管输是突破这一障碍的最佳手段，与铁路运输相比，管道运输是运量大、安全性更高、更经济的油气产品输送方式，其建设投资为铁路的一半，运输成本更只有三分之一。因此，我国政府已将“加强输油气管道建设，形成管道运输网”的发展战略列入了“十五”发展规划。根据有关方面的规划，未来10年内，我国将建成14条油气输送管道，形成“两纵、两横、四枢纽、五气库”，总长超过万公里的油气管输格局。这预示着我国即将迎来油气管道建设的高峰期。 　　我国正在建设和计划将要建设的重点天然气管道工程有：西气东输工程，全长4176公里，总投资1200亿元，今年9月正式开工建设，2004年全线贯通；涩宁兰输气管道工程，全长950公里，已于2000年5月开工建设，目前已接近完工，天然气已送到西宁；忠县至武汉输气管道工程，全长760公里，前期准备工作已获得重大进展，在建的11条隧道已有4条贯通；石家庄至涿州输气管道工程，全长202公里，已于2000年5月开工建设，目前已接近完工；石家庄至邯郸输气管道工程，全长约160公里；陕西靖边至北京输气工程复线；陕西靖边至西安输气管道工程复线；陕甘宁至呼和浩特输气工程，全长497公里；海南岛天然气管道工程，全长约270公里；山东龙口至青岛输气管道工程，全长约250公里；中俄输气管道工程，中国境内全长2000公里；广东液化天然气工程，招商引资工作已完成，计划2005年建成。在建和将建的输油管道有：兰成渝成品油管道工程，全长1207公里，已于去年5月开工建设；中俄输油管道工程，中国境内长约700公里；中哈输油管道工程，中国境内长800公里。此外，由广东茂名至贵阳至昆明长达2000公里的成品油管线和镇海至上海、南京的原油管线也即将开工建设。除主干线之外，大规模的城市输气管网建设也要同期配套进行。 　　面对如此巨大的市场，如此难得的发展机遇，对管道施工技术提出了新的挑战。在同样输量的情况下，建设一条高压大口径管道比平行建几条低压小口径管道更为经济。例如一条输送压力为7.5MPa，直径1 400mm的输气管道可代替3条压力5.5MPa，直径1 000mm的管道，但前者可节省投资35%，节省钢材19%，因此，扩大管道的直径已成为管道建设的科学技术进步的标志。在一定范围内提高输送压力可以增加经济效益。以直径1 020mm的输气管道为例，操作压力从5.5MPa提高到7.5MPa，输气能力提高41%，节约材料7%，投资降低23%。计算表明，如能把输气管的工作压力从7.5MPa，进一步提高到10～12MPa，输气能力将进一步增加33～60%。美国横贯阿拉斯加的输气管道压力高达11.8MPa，输油管道达到8.3MPa，是目前操作压力最高的管道。 　　管径的增加和输送压力的提高，均要求管材有较高的强度。近年来，在保证可焊性和冲击韧性的前提下，管材的强度有了很大提高。由于管道敷设完全依靠焊接工艺来完成，因此焊接质量在很大程度上决定了工程质量，焊接是管道施工的关键环节。而管材、焊材、焊接工艺以及焊接设备等是影响焊接质量的关键因素。 　　我国在70年代初开始建设大口径长输管道，著名的“八三”管道会战建设了大庆油田至铁岭、由铁岭至大连、由铁岭至秦皇岛的输油管道，解决了困扰大庆原油外输问题。 　　该管道设计管径φ720mm，钢材选用16MnR，埋弧螺旋焊管，壁厚6～11mm。焊接工艺方案为：手工电弧焊方法，向上焊操作工艺；焊材选用J506、J507焊条，焊前烘烤400℃、1小时，φ3.2打底、φ4填充、盖面；焊接电源采用旋转直流弧焊机；坡口为60°V型，根部单面焊双面成型。 　　东北“八三”会战所建设的管道已运行了30年，至今仍在服役，证明当年的工艺方案正确，并且施工质量良好。 　　80年代初开始推广手工向下焊工艺，同时研制开发了纤维素型和低氢型向下焊条。与传统的向上焊工艺比较，向下焊具有速度快、质量好，节省焊材等突出优点，因此在管道环缝焊接中得到了广泛的应用。 　　90年代初开始推广自保护药芯焊丝半自动手工焊，有效地克服了其他焊接工艺方法野外作业抗风能力差的缺点，同时也具有焊接效率高、质量好且稳定的特点，现成为管道环缝焊接的主要方式。 　　管道全位置自动焊的应用已探索多年，现已有了突破性进展，成功地用西气东输管道工程，其效率、质量更是其他焊接工艺所不能比的，这标志着我国油气管道焊接技术已达到了较高水平。
2 管道施工用钢管
　　2.1 管线钢的发展历史 　　早期的管线钢一直采用C、Mn、Si型的普通碳素钢，在冶金上侧重于性能，对化学成分没有严格的规定。自60年代开始，随着输油、气管道输送压力和管径的增大，开始采用低合金高强钢（HSLA），主要以热轧及正火状态供货。这类钢的化学成分：C≤0.2%，合金元素≤3～5%。随着管线钢的进一步发展，到60年代末70年代初，美国石油组织在API 5LX和API 5LS标准中提出了微合金控轧钢X56、X60、X65三种钢。这种钢突破了传统钢的观念，碳含量为0.1-0.14%，在钢中加入≤0.2%的Nb、V、Ti等合金元素，并通过控轧工艺使钢的力学性能得到显著改善。到1973年和1985年，API标准又相继增加了X70和X80钢，而后又开发了X100管线钢，碳含量降到0.01-0.04%，碳当量相应地降到0.35以下，真正出现了现代意义上的多元微合金化控轧控冷钢。 　　我国管线钢的应用和起步较晚，过去已铺设的油、气管线大部分采用Q235和16Mn钢。“六五”期间，我国开始按照API标准研制X60、X65管线钢，并成功地与进口钢管一起用于管线敷设。90年代初宝钢、武钢又相继开发了高强高韧性的X70管线钢，并在涩宁兰管道工程上得到成功应用。 　　2.2 管线钢的主要力学性能 　　管线钢的主要力学性能为强度、韧性和环境介质下的力学性能。 　　钢的抗拉强度和屈服强度是由钢的化学成分和轧制工艺所决定的。输气管线选材时，应选用屈服强度较高的钢种，以减少钢的用量。但并非屈服强度越高越好。屈服强度太高会降低钢的韧性。选钢种时还应考虑钢的屈服强度与抗拉强度的比例关系—屈强比，用以保证制管成型质量和焊接性能。 　　钢在经反复拉伸压缩后，力学性能会发生变化，强度降低，严重的降低15%，即包申格效应。在定购制管用钢板时必须考虑这一因素。可采取在该级别钢的最小屈服强度的基础上提高40-50MPa。 　　钢材的断裂韧性与化学成分、合金元素、热处理工艺、材料厚度和方向性有关。应尽可能降低钢中C、S、P的含量，适当添加V、Nb、Ti、Ni等合金元素，采用控制轧制、控制冷却等工艺，使钢的纯度提高，材质均匀，晶粒细化，可提高钢韧性。目前采取方法多为降C增Mn。 　　管线钢在含硫化氢的油、气环境中，因腐蚀产生的氢侵入钢内而产生氢致裂纹开裂。因此输送酸性油、气管线钢应该具有低的含硫量，进行有效的非金属夹杂物形态控制和减少显微成份偏析。管线钢的硬度值对HIC也有重要的影响，为防止钢中氢致裂纹，一般认为应将硬度控制在HV265以下。 　　2.3 管线钢的焊接性 　　随着管线钢碳当量的降低，焊接氢致裂纹敏感性降低，为避免产生裂纹所需的工艺措施减少，焊接热影响区的性能损害程度降低。但由于焊接时管线钢经历着一系列复杂的非平衡的物理化学过程，因而可能在焊接区造成缺陷，或使接头性能下降，主要是焊接裂纹问题和焊接热影响区脆化问题。 　　管线钢由于碳含量低，淬硬倾向减小，冷裂纹倾向降低。但随着强度级别的提高，板厚的加大，仍然具有一定的冷裂纹倾向。在现场焊接时由于常采用纤维素焊条、自保护药芯焊丝等含氢量高的焊材，线能量小，冷却速度快，会增加冷裂纹的敏感性，需要采取必要的焊接措施，如焊前预热等。 　　焊接热影响区脆化往往是造成管线发生断裂，诱发灾难性事故的根源。出现局部脆化主要有两个区域，即热影响区粗晶区脆化，是由于过热区的晶粒过分长大以及形成的不良组织引起的，多层焊时粗晶区再临界脆化，即前焊道的粗晶区受后续焊道的两相区的再次加热引起的。这可以通过在钢中加入一定量的Ti、Nb微合金化元素和控制焊后冷却速度获得合适的t8/5来改善韧性。 　　2.4 西气东输管道工程用钢管 　　西气东输管道工程用钢管为X70等级管线钢，规格为Φ1 016mm×14.6～26.2mm，其中螺旋焊管约占80%，直缝埋弧焊管约占20%，管线钢用量约170万吨。 　　X70管线钢除了含Nb、V、Ti外，还加入了少量的Ni、Cr、Cu和Mo，使铁素体的形成推迟到更低的温度，有利于形成针状铁素体和下贝氏体。因此X70管线钢本质上是一种针状铁素体型的高强、高韧性管线钢。钢管的化学成分及力学性能见表1和表2。
3 焊接工艺
　　3.1 现场焊接的特点 　　由于发现和开采的油气田地处边远地区，地理、气候、地质条件恶劣，社会依托条件较差，给施工带来很多困难，尤其低温带来的麻烦最大。 　　现场焊接时，采用对口器进行管口组对。为了提高效率，一般是在对好的管口下放置基础梁木或土堆，在对前一个对接口进行焊接的同时，开始下一个对接准备工作。这将产生较大的附加应力。同时由于钢管热胀冷缩的影响，在碰死口时最容易因附加应力而出问题。 　　现场焊接位置为管水平固定或倾斜固定对接，包括平焊、立焊、仰焊、横焊等焊接位置。所以对焊工的操作技术提出了更高、更严的要求。 　　当今管道工业要求管道有较高的输送压力和较大的管线直径并保证其安全运行。为适应管线钢的高强化、高韧化、管径的大型化和管壁的厚壁化出现了多种焊接方法、焊接材料和焊接工艺。 　　3.2 管道施工焊接方法 　　国外管道焊接施工经历了手工焊和自动焊的发展历程。手工焊主要为纤维素焊条下向焊和低氢焊条下向焊。在管道自动焊方面，有前苏联研制的管道闪光对焊机，其在前苏联时期累计焊接大口径管道数万公里。它的显著特点就是效率高，对环境的适应能力很强。美国CRC公司研制的CRC多头气体保护管道自动焊接系统，由管端坡口机、内对口器与内焊机组合系统、外焊机三大部分组成。到目前为止，已在世界范围内累计焊接管道长度超过34000km。法国、前苏联等其他国家也都研究应用了类似的管道内外自动焊技术，此种技术方向已成为当今世界大口径管道自动焊技术主流。 　　我国钢质管道环缝焊接技术经历了几次大的变革，70年代采用传统焊接方法，低氢型焊条手工电弧焊上向焊技术，80年代推广手工电弧焊下向焊技术，为纤维素焊条和低氢型焊条下向焊，90年代应用自保护药芯焊丝半自动焊技术，到今天开始全面推广全位置自动焊技术。 　　手工电弧焊包括纤维素焊条和低氢焊条的应用。手工电弧焊上向焊技术是我国以往管道施工中的主要焊接方法，其特点为管口组对间隙较大，焊接过程中采用息弧操作法完成，每层焊层厚度较大，焊接效率低。手工电弧焊下向焊是80年代从国外引进的焊接技术，其特点为管口组对间隙小，焊接过程中采用大电流、多层、快速焊的操作方法来完成，适合于流水作业，焊接效率较高。由于每层焊层厚度较薄，通过后面焊层对前面焊层的热处理作用可提高环焊接头的韧性。手工电弧焊方法灵活简便、适应性强，其下向焊和上向焊两种方法的有机结合及纤维素焊条良好的根焊适应性在很多场合下仍是自动焊方法所不能代替的。 　　自保护药芯焊丝半自动焊技术是20世纪90年代开始应用到管道施工中的，主要用来填充和盖面。其特点为熔敷效率高，全位置成形好，环境适应能力强，焊工易于掌握，是目前管道施工的一种重要焊接工艺方法。 　　随着管道建设用钢管强度等级的提高，管径和壁厚的增大，在管道施工中逐渐开始应用自动焊技术。管道自动焊技术由于焊接效率高，劳动强度小，焊接过程受人为因素影响小等优势，在大口径、厚壁管道建设的应用中具有很大潜力。但我国的管道自动焊接技术正处于起步阶段，根部自动焊问题尚未解决，管端坡口整形机等配套设施尚未成熟，这些都限制了自动焊技术的大规模应用。 　　目前自动焊根焊主要采用ST
编辑本段高压、超高压天然气管道焊接技术发展趋势
一、前言
　　随着石油天然气及石油化工工业的发展，以西气东输工程为标志，我国的长输管道建设高峰期已经到来。长输油气管道越来越向大口径、高压力输送方向发展。长输管道下向焊技术自20世纪60年代引进我国以来，经过几十年的发展，目前已具有成熟的手工下向焊技术，正在普及半自动气体保护焊技术。全自动气体保护焊技术与下向焊技术的结合作为高压管道焊接技术的发展趋势，将会在全国长输管道建设中大力推广。由于在 “西气东输”上海Ⅰ-Ⅵ标段工程中已经成功应用了手工下向焊技术及自保护药芯焊丝半　自动焊的焊接工艺，已有较为完善的施工作业规范，因此本文不再赘述。而对于STT技术半自动气体保护焊及全自动气体保护焊在上海地区的燃气管道中并未进行工程实践或焊接试验，因此本文对这两种焊接工艺进行具体论述，为上海地区承接今后的高压燃气管道工程提供技术参考。
二、 STT技术CO2气体保护半自动下向焊技术
　　STT型CO2半自动焊是以STT焊接技术进行管道的根焊，根焊的保护气体采用的是CO2。采用药芯焊丝（如林肯的NR207）进行自动送丝的手工焊接的焊接工艺。STT是“Surface Tension Transfer”的英文缩写，即表面张力过度的意思，是一种焊接熔敷金属过渡机理。（采用这种工艺的填充盖面焊与我公司采用的半自动焊的填充盖面技术雷同，本文不再展开，所描述的主要为STT根焊技术。） 　　1工艺特点：在压力管道的焊接中STT焊是一种廉价、高效的焊接方法。传统的CO2气保护焊不能从根本上解决焊接飞溅大、焊缝成形不理想的问题。而采用波形控制技术的STT型CO2半自动焊机，保证了焊接过程稳定，焊缝成形美观，干伸长变化影响小，显著降低了飞溅，减轻了焊工劳动强度。 　　2工艺原理：由于STT技术的熔滴过渡是依靠液态金属的表面张力来实现的，有其自身特别的采用动态控制的一种焊接方法。因此在焊道上产生的熔池很小且很集中以其优异的性能拓宽了CO2半自动焊在长输管道施工中的应用领域。 　　3工程实例：中国石油天然气管道局曾在苏丹Muglad石油开发项目首次使用了STT型CO2半自动下向焊技术进行管道打底焊接，中原石油勘探局建筑集团公司正在施工的陕京管线复线京-石管线工程使用了STT型半自动下向焊技术。 　　4焊接参数见表1。 　　5焊接设备:目前，根据笔者了解，STT焊接设备目前仅有林肯公司一家。
编辑本段全自动气体保护下向焊技术
　　全自动气体保护焊是采用全自动焊机和保护气体进行管道焊接的一种焊接工艺，一般采用氩气或CO2为保护气体。
1工艺特点
　　由于熔化极气体保护焊时焊接区的保护简单，焊接区域易于观察，生产效率高，焊接工艺相对简单，便于控制，容易实现全位置焊接。但其对管道坡口、对口质量要求高，即要求管子全周对口均匀；对坡口型式要求严格，当管壁壁厚较厚时，确定工艺时采用复合型或U型坡口，不能仅考虑减少工作量，更重要的是要考虑到坡口对焊接质量的保证，小角度V型坡口虽然简化了施工程序，但从保证质量角度分析，复合型坡L或U型坡口更优；此外是受外界气候的影响较大，这也是气体保护焊的普遍问题；而气源问题在东部地区如上海周边则较容易解决。
2．工艺原理
　　管道全自动气体保护焊技术使用可熔化的焊丝与被焊金属之间的电弧为热源来熔化焊丝和钢管，在焊接时间向焊接区域输送保护气体以隔离空气的有害作用，通过连续送丝完成焊接。该工艺可实现全位置多机头同时工作，打底焊可从管内部焊接，也可以管外部焊接，焊接工艺参数的调节一般在控制台或控制面板上。
3工程实例
　　郑州-义马煤气管道工程（东段）钢管材质为16Mn，直径426mm，焊丝为H08Mn2SiA,焊丝直径1.0mm。在“西气东输”工程中，全自动气保护焊也得到大范围的应用。
4 焊接参数
　　应当注意的是，因每条焊道焊接参数不同，整个焊缝的焊接参数应根据管材规格及现场条件，通过焊接试验合格后方可应用于生产。表2为采用药芯焊丝+气保护焊的全自动焊的参数实例
5焊接设备
　　有英国的NOREAST全自动焊机、加拿大RMS自动外焊机、PIPELINER全自动焊机。
6综合分析
　　在半自动气体保护焊或全自动焊接中，根焊依然是关键的工序。在在高压燃气管道施工中半自动气体保护焊中采用STT根焊+手工焊填充、盖面。在高压燃气管道施工中可采用的全自动焊接技术有：外焊、内焊、STT技术根焊以及外焊内铜衬垫根焊强制成型加外自动焊。全自动焊的热焊可采用药芯焊丝+气保护焊、实芯焊丝+气保护焊、熔化极氩弧焊等工艺。根据以上分析和各种焊接方法的应用情况，在一般情况下，长输管道焊接应以自保护半自动焊为主，像西气东输这样的管道工程，由于上海地区这样的平坦地段宜推广应用自动焊，手工传统焊接方法及手工下向焊接方法为辅。
总结
　　管道采用STT气保护根焊+自保护药芯焊丝半自动焊以及全自动气体保护焊技术以其焊接质量高，焊接速度快等优点，在国外已经普及，而在国内则处于推广阶段。在平坦地区以及作业环境比较好的条件下具有广阔的应用前景，我公司应加强对于这两种焊接工艺的调研和试验，为公司在高压、超高压管道施工作好充分的技术装备，以迎接天然气市场发展所带来的巨大市场。