國內外大型儲油罐雷擊防護標準差異研究

孫翠林 林純省 王飛 惠寶平

1中海油石化工程有限公司

2中國航空油料有限責任公司溫州分公司

3中石油煤層氣有限責任公司甚探開發事業部

4長慶油田分公司機械制造總廠

隨著中國石油戰略儲備實施，建設10×104m3以上大型儲油罐成為發展趨勢[1]。原油具有易燃、易爆特點，儲油罐雷擊火災事故可造成嚴重人員傷亡、經濟損失和水體環境污染[2]。1951—2003 年國外每年發生15～20次儲油罐火災事故，約31%是雷擊事故。2006—2007 年在儀征輸油站、鎮海煉化、鎮海國家儲備庫、白沙灣輸油站發生5次15×104m3和10×104m3儲油罐雷擊著火事故[3]。儲油罐防雷是一項綜合性和系統性工作。石油企業應按照法規標準，針對儲油罐防雷設施施工質量和運行狀況定期檢測，保證油庫運行安全性[4]。通過研究國內外儲油罐雷擊防護標準重要技術差異，對于指導新建儲油罐防雷設施設計施工，以及提高我國油庫安全管理水平具有借鑒意義。

1 國內外防雷技術標準

本研究涵蓋的國內外防雷技術標準包括：

（1）美國石油協會標準API RP2003—2015《Protection Against Ignition Arising Out of Static，Lighting，and Stray Current/預防靜電、雷電和雜散電流引燃的推薦做法》、API RP 545—2009《Recommended Practice for Lighting Protection of Abroveground Storage Tanks for Flammable or Combustible Liquids/儲存易燃液體地上儲罐雷電防護推薦做法》。

（2）俄羅斯標準РД 153-39.4-078-2001《干線輸油管道輸油站和儲罐運行技術規程》、Правила—2004《儲罐技術運行規程》。

（3）國家標準GB 50074—2014《石油庫設計規范》、GB 15599—2009《石油與石油設施雷電安全規范》。

（4）中石油標準Q/SY 05268—2017《油氣管道防雷防靜電與接地技術規范》。

2 儲油罐雷擊著火原因分析

儲油罐雷擊類型主要是感應雷和直擊雷。統計國內外107 例儲油罐火災中，其中65 例是雷擊事故，浮頂罐火災比例79%[5]。鑒于此，重點研究外浮頂儲油罐雷電防護技術。浮頂罐浮盤與罐壁有20～30 cm間隙，存在油氣泄漏聚集局部區域。大型浮頂罐雷擊著火主要位于儲油罐密封圈故障、失效和不嚴密處，雷擊即使產生微弱電弧火花或感應火花，足以引燃油蒸氣甚至發生爆炸[6]。

美國標準API RP 2003 分析外浮頂罐雷擊著火原因包括：浮盤位置較高、儲存介質具有揮發性，直擊雷或感應雷在浮盤與罐壁連接處產生放電，引燃油蒸氣。API RP 2003 指出，浮頂罐雷擊火災最有效的防護是設置進行嚴格密封和設計合理的電流泄流通道。國內外應用的儲油罐雷擊防護措施有接閃、分流、屏蔽、均壓、等電位連接和接地，其中固定頂儲油罐采用接閃或避雷針等直接防護措施，浮盤與罐壁等電位連接是浮頂罐最重要措施[7]。

3 儲油罐接閃

針對應用儲油罐罐體接閃或者應用儲油罐設置避雷針接閃的準則，GB 50074—2014 規定固定頂儲油罐頂板厚度小于4 mm，應設置接閃桿（網）。GB 15599 規定儲油罐頂板厚度小于4 mm，應設置避雷針或直擊雷防護設施。美國標準API RP545規定儲油罐頂板厚度小于4.8 mm，應設置避雷針。

固定頂儲油罐容積較小（小于1×104m3），且裝有避雷針、呼吸閥和阻火器等設施，雷擊風險有限。大型儲油罐罐壁厚度大于4 mm，不安裝接閃桿（網），通過罐體、低電阻值的引導線和接地系統將雷電電流引入大地。

4 儲油罐電氣連接（等電位連接）

GB 15599 規定儲油罐附件及設施（阻火器、呼吸閥、量油孔、人孔、透光孔）應等電位連接。GB 50074—2014 規定了外浮頂儲油罐電氣連接做法及安裝要求：

（1）采用2 根導線將浮頂與罐體做電氣連接，連接導線選用橫截面積不小于50 mm2扁平鍍錫軟銅復絞線或絕緣阻燃護套軟銅復絞線。

（2）利用浮頂排水管將罐體與浮頂做電氣連接，跨接導線選用橫截面積不小于50 mm2扁平鍍錫軟銅復絞線。

（3）轉動扶梯兩側分別與罐體和浮頂各做兩處電氣連接。

（4）儲油罐安裝的溫度/液位測量裝置、自動消防滅火系統與罐體做等電位連接。

美國標準API RP 545提出兩種浮盤與罐壁等電位連接的做法，分別是安裝導電觸片和分流導線。導電觸片為不銹鋼材質，設置在液面以下，橫截面積不小于20 mm2，沿罐周安裝間距不超過3 m。浮盤與罐壁的電氣連接分流導線不少于2根，電氣連接電阻值小于0.03 Ω。API RP2003 指出防止雷電火災的最有效措施是保證密封可靠和設置導電觸片。導電觸片是在儲油罐周向以不超過3 m間距安裝的金屬片，實現浮頂與罐壁連接，可將雷電電流導入大地，避免在有可燃油氣區域產生火花。

俄羅斯標準Правила規定浮盤和儲油罐電氣連接應用МГ 型軟銅線，橫截面積不小于6 mm2。РД 153-39.4-078—2001規定導電觸片和接地導線采用螺栓連接或焊接方式，測試過渡電阻不超過0.05 Ω。

針對浮盤與罐壁等電位連接做法，國內標準側重于罐壁與浮盤的電氣連接，以及儲油罐附件設施之間的電氣連接，強調做法的易用性和措施的可操作性。美國標準側重導電觸片分流，俄羅斯標準側重接地導線性能，通過控制連接電阻值保證雷電電流分流和泄放。

5 儲油罐防雷接地

5.1 儲油罐接地做法

針對儲油罐防雷接地做法，國內外標準基本一致。GB 50074—2014規定儲油罐防雷接地點至少2處，儲油罐接地點沿儲油罐周向間距應小于30 m；API RP545規定應沿罐周均勻或對稱設置環形接地，接地點至少2處，間距小于30 m（俄羅斯標準РД 153-39.4-078—2001 規定接地點間距為50 m），接地體與罐壁距離大于3 m。

GB 15599 規定了儲油罐防雷接地引下線安裝要求，即接地線引下線采用規格不低于40 mm×4 mm 熱鍍鋅扁鋼，在高于地面1 m 左右安裝斷接卡；引下線和斷接卡用2個規格為M12不銹鋼螺栓連接，并加防松墊片固定。針對儲油罐防雷接地，我國標準相對國外標準更為具體、嚴格。

5.2 儲油罐接地電阻值

針對儲油罐接地電阻值設定值，國內外標準差異較大。GB 50074—2014 規定接地電阻不宜大于10 Ω。Q/SY 05268—2017 規定防雷接地與交流工作接地、直流工作接地、安全保護接地共用一組接地裝置，接地裝置的接地電阻值應小于4 Ω。俄羅斯標準РД 153-39.4-078—2001規定為100 Ω。

防雷系統接地電阻值越小越好，散流越快，落雷時物體高電位保持時間就越短，危險越小，以至于跨步電壓、接觸電壓也越小。國內油氣站場采用聯合接地（Common Earthing），即將建筑物的基礎接地體和其他專設接地體相互連通形成一個共用地網，包括電氣設備和自動化儀表的工作接地、保護接地、防靜電接地[8]。

北美地區也是采用聯合接地的方式。美國標準API RP 545 未明確規定接地電阻值的數值。調研TransCanada、Occidental公司做法[9]，將非敏感設備的接地電阻值取值25 Ω，對較敏感的電氣設備如可編程邏輯控制器（Programmable Logic Controller，PLC）、儀表及其他站控設備取值為1 Ω 及以下；Sunoco的做法是對較敏感的設備接地電阻設置為5 Ω。推薦接地采用降阻材料，包括電解離子接地極、降阻劑、低電阻接地模塊等，特別是電解離子接地極適合較小區域、場地受限的獨立接地網使用，在降阻效果、自身防腐性能以及使用壽命等方面效果顯著，雖然電解離子極初始投資會略高一些，但從長遠考慮仍是最為經濟的選擇。建議借鑒美國針對設備敏感性分區設置接地電阻值，以及采用電解離子接地極等新型接地材料的做法。

6 電氣儀表屏蔽

針對儲油罐上電氣裝置、自動化儀表線纜，GB 50074—2014 規定儲油罐上安裝的信號遠傳儀表其金屬外殼應與罐體做電氣連接。儲油罐上的儀表及控制系統的配線電纜應采用屏蔽電纜，并應穿鍍鋅鋼管保護管，保護管兩端應與罐體做電氣連接。

美國標準API RP 545規定儲油罐浮盤密封處的導電附件，以及檢測儀表、導向桿應與浮頂絕緣，絕緣強度應滿足1 kV。俄羅斯標準РД 153-39.4-078—2001 規定儲油罐上儀表線纜采用長度大于50 m 的鎧裝電纜、帶金屬外殼電纜，或者金屬管電纜和電纜槽電纜。

針對儲油罐電氣儀表線纜屏蔽做法，國內標準采用金屬管，俄羅斯標準采用鎧裝、金屬管和電纜槽等，對屏蔽要求更高。國內標準缺少儀表、導向桿與浮頂絕緣強度的規定。

7 儲油罐防雷設施檢查檢測

GB 15599 規定了防雷設施檢查要求，包括外觀檢查、腐蝕狀況檢查、接地電阻測試、等電位連接檢查等。特別是雷雨季節前，應對儲油罐等電位和接地設施進行檢測，并與日常檢查結果進行對比，必要時進行開挖，驗證地下部分腐蝕情況。檢測項目及內容包括：

（1）接地體腐蝕狀況及導電性。

（2）引導線有無裂紋、斷裂、松脫等跡象，有無燒損和閃絡痕跡。

（3）斷接卡連接的不銹鋼螺栓有無污損，防松墊片是否牢固。

（4）浮頂、扶梯、罐壁之間的連接導線有無纏繞、斷裂、松脫等跡象。

（5）測試接地電阻。

俄羅斯標準РД 153-39.4-078—2001 規定：如接地電阻測試值與竣工驗收階段的測量值相比超過5倍，應對接地進行檢查整改。該條款具有借鑒意義，可作為進行防雷設施整改的依據。

8 儲油罐密封處油氣檢測

儲油罐浮盤密封裝置與罐壁嚴密貼合是消除油氣空間、防止油氣泄漏的根本方法。調研國內儲油罐一次密封多采用機械密封方式，實際密封效果不理想。建議采用軟密封結構替代機械密封，軟質物料填充膨脹后密封下側與液面直接接觸，顯著降低油氣濃度。應關注軟密封材料長期服役的變形情況及密封效果。北美儲油罐在頂部設計氮氣密封裝置，即在一次、二次密封上部環形空間進行氮氣密封，可在發生火災狀態下實現冷卻、隔熱和初期滅火功能[10]。

儲油罐運行管理中應監測儲油罐一、二次密封處油氣濃度變化趨勢，即同一檢測點數據進行歷史數據分析，掌握密封性能狀況，及時發現安全隱患。建議在雷雨季節前，每月檢測1次儲油罐密封處油氣濃度[11]。5×104～10×104m3中型儲油罐沿周向設置的檢測點數量不少于4 個，大于10×104m3大型儲油罐沿周向設置的檢測點數量不少于8 個（檢測點位置在二次密封滑動片下方200 mm 處），如檢測可燃氣體濃度超過爆炸下限25%，應分析密封狀況并查找泄漏原因。

9 結論和建議

通過開展國內外儲罐防雷技術標準差異研究，借鑒國外石油行業防雷先進經驗和做法，可增強儲油罐預防雷擊火災風險的能力，指導新建儲油罐防雷設施設計、施工，提高我國油庫安全管理水平。

（1）新建儲油罐設計應避免儲油罐密封處金屬突出物，防止雷電感應產生電弧或者火花；采用軟密封結構以減少油氣泄漏。

（2）新建儲油罐設計重點是做好儲油罐與附件設施電氣連接，保證導電觸片、引下線、斷接卡等接地系統構件的安裝質量。

（3）借鑒美國針對設備敏感性分區設置接地電阻值，以及采用電解離子接地極等新型接地材料的做法。

（4）借鑒俄羅斯綜合應用鎧裝電纜、金屬管電纜和電纜槽電纜進行儲油罐電氣儀表屏蔽的做法。

（5）新建儲油罐或者儲油罐大修施工過程中，嚴格控制儲油罐橢圓度、幾何形狀和尺寸、垂直度，以及密封施工質量。

（6）儲油罐運行維護過程中，除做好防雷設施檢查、檢測，應確保工業監視系統、可燃氣體探測系統和消防系統處于可靠、備用狀態。

（7）建議針對國外標準關于浮盤與罐壁等電位連接的分流導線電氣連接阻抗不大于0.03～0.05 Ω的要求，開展實際適用性驗證試驗研究。