国内外大型储油罐雷击防护标准差异研究

孙翠林 林纯省 王飞 惠宝平

1中海油石化工程有限公司

2中国航空油料有限责任公司温州分公司

3中石油煤层气有限责任公司甚探开发事业部

4长庆油田分公司机械制造总厂

随着中国石油战略储备实施，建设10×104m3以上大型储油罐成为发展趋势[1]。原油具有易燃、易爆特点，储油罐雷击火灾事故可造成严重人员伤亡、经济损失和水体环境污染[2]。1951—2003 年国外每年发生15～20次储油罐火灾事故，约31%是雷击事故。2006—2007 年在仪征输油站、镇海炼化、镇海国家储备库、白沙湾输油站发生5次15×104m3和10×104m3储油罐雷击着火事故[3]。储油罐防雷是一项综合性和系统性工作。石油企业应按照法规标准，针对储油罐防雷设施施工质量和运行状况定期检测，保证油库运行安全性[4]。通过研究国内外储油罐雷击防护标准重要技术差异，对于指导新建储油罐防雷设施设计施工，以及提高我国油库安全管理水平具有借鉴意义。

1 国内外防雷技术标准

本研究涵盖的国内外防雷技术标准包括：

（1）美国石油协会标准API RP2003—2015《Protection Against Ignition Arising Out of Static，Lighting，and Stray Current/预防静电、雷电和杂散电流引燃的推荐做法》、API RP 545—2009《Recommended Practice for Lighting Protection of Abroveground Storage Tanks for Flammable or Combustible Liquids/储存易燃液体地上储罐雷电防护推荐做法》。

（2）俄罗斯标准РД 153-39.4-078-2001《干线输油管道输油站和储罐运行技术规程》、Правила—2004《储罐技术运行规程》。

（3）国家标准GB 50074—2014《石油库设计规范》、GB 15599—2009《石油与石油设施雷电安全规范》。

（4）中石油标准Q/SY 05268—2017《油气管道防雷防静电与接地技术规范》。

2 储油罐雷击着火原因分析

储油罐雷击类型主要是感应雷和直击雷。统计国内外107 例储油罐火灾中，其中65 例是雷击事故，浮顶罐火灾比例79%[5]。鉴于此，重点研究外浮顶储油罐雷电防护技术。浮顶罐浮盘与罐壁有20～30 cm间隙，存在油气泄漏聚集局部区域。大型浮顶罐雷击着火主要位于储油罐密封圈故障、失效和不严密处，雷击即使产生微弱电弧火花或感应火花，足以引燃油蒸气甚至发生爆炸[6]。

美国标准API RP 2003 分析外浮顶罐雷击着火原因包括：浮盘位置较高、储存介质具有挥发性，直击雷或感应雷在浮盘与罐壁连接处产生放电，引燃油蒸气。API RP 2003 指出，浮顶罐雷击火灾最有效的防护是设置进行严格密封和设计合理的电流泄流通道。国内外应用的储油罐雷击防护措施有接闪、分流、屏蔽、均压、等电位连接和接地，其中固定顶储油罐采用接闪或避雷针等直接防护措施，浮盘与罐壁等电位连接是浮顶罐最重要措施[7]。

3 储油罐接闪

针对应用储油罐罐体接闪或者应用储油罐设置避雷针接闪的准则，GB 50074—2014 规定固定顶储油罐顶板厚度小于4 mm，应设置接闪杆（网）。GB 15599 规定储油罐顶板厚度小于4 mm，应设置避雷针或直击雷防护设施。美国标准API RP545规定储油罐顶板厚度小于4.8 mm，应设置避雷针。

固定顶储油罐容积较小（小于1×104m3），且装有避雷针、呼吸阀和阻火器等设施，雷击风险有限。大型储油罐罐壁厚度大于4 mm，不安装接闪杆（网），通过罐体、低电阻值的引导线和接地系统将雷电电流引入大地。

4 储油罐电气连接（等电位连接）

GB 15599 规定储油罐附件及设施（阻火器、呼吸阀、量油孔、人孔、透光孔）应等电位连接。GB 50074—2014 规定了外浮顶储油罐电气连接做法及安装要求：

（1）采用2 根导线将浮顶与罐体做电气连接，连接导线选用横截面积不小于50 mm2扁平镀锡软铜复绞线或绝缘阻燃护套软铜复绞线。

（2）利用浮顶排水管将罐体与浮顶做电气连接，跨接导线选用横截面积不小于50 mm2扁平镀锡软铜复绞线。

（3）转动扶梯两侧分别与罐体和浮顶各做两处电气连接。

（4）储油罐安装的温度/液位测量装置、自动消防灭火系统与罐体做等电位连接。

美国标准API RP 545提出两种浮盘与罐壁等电位连接的做法，分别是安装导电触片和分流导线。导电触片为不锈钢材质，设置在液面以下，横截面积不小于20 mm2，沿罐周安装间距不超过3 m。浮盘与罐壁的电气连接分流导线不少于2根，电气连接电阻值小于0.03 Ω。API RP2003 指出防止雷电火灾的最有效措施是保证密封可靠和设置导电触片。导电触片是在储油罐周向以不超过3 m间距安装的金属片，实现浮顶与罐壁连接，可将雷电电流导入大地，避免在有可燃油气区域产生火花。

俄罗斯标准Правила规定浮盘和储油罐电气连接应用МГ 型软铜线，横截面积不小于6 mm2。РД 153-39.4-078—2001规定导电触片和接地导线采用螺栓连接或焊接方式，测试过渡电阻不超过0.05 Ω。

针对浮盘与罐壁等电位连接做法，国内标准侧重于罐壁与浮盘的电气连接，以及储油罐附件设施之间的电气连接，强调做法的易用性和措施的可操作性。美国标准侧重导电触片分流，俄罗斯标准侧重接地导线性能，通过控制连接电阻值保证雷电电流分流和泄放。

5 储油罐防雷接地

5.1 储油罐接地做法

针对储油罐防雷接地做法，国内外标准基本一致。GB 50074—2014规定储油罐防雷接地点至少2处，储油罐接地点沿储油罐周向间距应小于30 m；API RP545规定应沿罐周均匀或对称设置环形接地，接地点至少2处，间距小于30 m（俄罗斯标准РД 153-39.4-078—2001 规定接地点间距为50 m），接地体与罐壁距离大于3 m。

GB 15599 规定了储油罐防雷接地引下线安装要求，即接地线引下线采用规格不低于40 mm×4 mm 热镀锌扁钢，在高于地面1 m 左右安装断接卡；引下线和断接卡用2个规格为M12不锈钢螺栓连接，并加防松垫片固定。针对储油罐防雷接地，我国标准相对国外标准更为具体、严格。

5.2 储油罐接地电阻值

针对储油罐接地电阻值设定值，国内外标准差异较大。GB 50074—2014 规定接地电阻不宜大于10 Ω。Q/SY 05268—2017 规定防雷接地与交流工作接地、直流工作接地、安全保护接地共用一组接地装置，接地装置的接地电阻值应小于4 Ω。俄罗斯标准РД 153-39.4-078—2001规定为100 Ω。

防雷系统接地电阻值越小越好，散流越快，落雷时物体高电位保持时间就越短，危险越小，以至于跨步电压、接触电压也越小。国内油气站场采用联合接地（Common Earthing），即将建筑物的基础接地体和其他专设接地体相互连通形成一个共用地网，包括电气设备和自动化仪表的工作接地、保护接地、防静电接地[8]。

北美地区也是采用联合接地的方式。美国标准API RP 545 未明确规定接地电阻值的数值。调研TransCanada、Occidental公司做法[9]，将非敏感设备的接地电阻值取值25 Ω，对较敏感的电气设备如可编程逻辑控制器（Programmable Logic Controller，PLC）、仪表及其他站控设备取值为1 Ω 及以下；Sunoco的做法是对较敏感的设备接地电阻设置为5 Ω。推荐接地采用降阻材料，包括电解离子接地极、降阻剂、低电阻接地模块等，特别是电解离子接地极适合较小区域、场地受限的独立接地网使用，在降阻效果、自身防腐性能以及使用寿命等方面效果显著，虽然电解离子极初始投资会略高一些，但从长远考虑仍是最为经济的选择。建议借鉴美国针对设备敏感性分区设置接地电阻值，以及采用电解离子接地极等新型接地材料的做法。

6 电气仪表屏蔽

针对储油罐上电气装置、自动化仪表线缆，GB 50074—2014 规定储油罐上安装的信号远传仪表其金属外壳应与罐体做电气连接。储油罐上的仪表及控制系统的配线电缆应采用屏蔽电缆，并应穿镀锌钢管保护管，保护管两端应与罐体做电气连接。

美国标准API RP 545规定储油罐浮盘密封处的导电附件，以及检测仪表、导向杆应与浮顶绝缘，绝缘强度应满足1 kV。俄罗斯标准РД 153-39.4-078—2001 规定储油罐上仪表线缆采用长度大于50 m 的铠装电缆、带金属外壳电缆，或者金属管电缆和电缆槽电缆。

针对储油罐电气仪表线缆屏蔽做法，国内标准采用金属管，俄罗斯标准采用铠装、金属管和电缆槽等，对屏蔽要求更高。国内标准缺少仪表、导向杆与浮顶绝缘强度的规定。

7 储油罐防雷设施检查检测

GB 15599 规定了防雷设施检查要求，包括外观检查、腐蚀状况检查、接地电阻测试、等电位连接检查等。特别是雷雨季节前，应对储油罐等电位和接地设施进行检测，并与日常检查结果进行对比，必要时进行开挖，验证地下部分腐蚀情况。检测项目及内容包括：

（1）接地体腐蚀状况及导电性。

（2）引导线有无裂纹、断裂、松脱等迹象，有无烧损和闪络痕迹。

（3）断接卡连接的不锈钢螺栓有无污损，防松垫片是否牢固。

（4）浮顶、扶梯、罐壁之间的连接导线有无缠绕、断裂、松脱等迹象。

（5）测试接地电阻。

俄罗斯标准РД 153-39.4-078—2001 规定：如接地电阻测试值与竣工验收阶段的测量值相比超过5倍，应对接地进行检查整改。该条款具有借鉴意义，可作为进行防雷设施整改的依据。

8 储油罐密封处油气检测

储油罐浮盘密封装置与罐壁严密贴合是消除油气空间、防止油气泄漏的根本方法。调研国内储油罐一次密封多采用机械密封方式，实际密封效果不理想。建议采用软密封结构替代机械密封，软质物料填充膨胀后密封下侧与液面直接接触，显著降低油气浓度。应关注软密封材料长期服役的变形情况及密封效果。北美储油罐在顶部设计氮气密封装置，即在一次、二次密封上部环形空间进行氮气密封，可在发生火灾状态下实现冷却、隔热和初期灭火功能[10]。

储油罐运行管理中应监测储油罐一、二次密封处油气浓度变化趋势，即同一检测点数据进行历史数据分析，掌握密封性能状况，及时发现安全隐患。建议在雷雨季节前，每月检测1次储油罐密封处油气浓度[11]。5×104～10×104m3中型储油罐沿周向设置的检测点数量不少于4 个，大于10×104m3大型储油罐沿周向设置的检测点数量不少于8 个（检测点位置在二次密封滑动片下方200 mm 处），如检测可燃气体浓度超过爆炸下限25%，应分析密封状况并查找泄漏原因。

9 结论和建议

通过开展国内外储罐防雷技术标准差异研究，借鉴国外石油行业防雷先进经验和做法，可增强储油罐预防雷击火灾风险的能力，指导新建储油罐防雷设施设计、施工，提高我国油库安全管理水平。

（1）新建储油罐设计应避免储油罐密封处金属突出物，防止雷电感应产生电弧或者火花；采用软密封结构以减少油气泄漏。

（2）新建储油罐设计重点是做好储油罐与附件设施电气连接，保证导电触片、引下线、断接卡等接地系统构件的安装质量。

（3）借鉴美国针对设备敏感性分区设置接地电阻值，以及采用电解离子接地极等新型接地材料的做法。

（4）借鉴俄罗斯综合应用铠装电缆、金属管电缆和电缆槽电缆进行储油罐电气仪表屏蔽的做法。

（5）新建储油罐或者储油罐大修施工过程中，严格控制储油罐椭圆度、几何形状和尺寸、垂直度，以及密封施工质量。

（6）储油罐运行维护过程中，除做好防雷设施检查、检测，应确保工业监视系统、可燃气体探测系统和消防系统处于可靠、备用状态。

（7）建议针对国外标准关于浮盘与罐壁等电位连接的分流导线电气连接阻抗不大于0.03～0.05 Ω的要求，开展实际适用性验证试验研究。