储罐检修主要内容

1、（一）储油阶段施工情况该阶段从 2007 年 12 月 5 日第一支施工队伍进场开始，至2008个月，主要完成以下工作量：日投运储油结束， 共历时 65 月 30年1、 罐体改造罐体改造可分为两个阶段，第一阶段为 2#、3#、5#罐施工阶段，第二阶段为 1#、4#罐施工阶段。在施工图设计前期，按照油田领导暂不改造 1#、 4#罐的指示，只对 2#、3#、5#罐进行了施工图设计。项目部按照领导要求，抓好2#、3#、5#储罐的维修改造工作，要求3 月底 2#、3#、 5#储罐维修全部完工，并达到 2#、3#、5#储罐进出原油条件。然而，仅依靠2#、 3#、5#罐恢复后的储油能力，尚不能满足集团公司

2、下达的储油任务，43 m12×10 原油需由柳屯油库和采油厂共同储存， 要求采油厂需对现有储罐进行维修；针对此情况， 2008 年 2 月份，经油田有关部门现场调查论证，决定在洛阳分公司装置检修期间，43原油全部由柳屯油库储存，对1#、 12×104#m罐进行简单维修，各采油厂不再承担储油任务。为此，罐体改造主要完成2#、3#、5#罐的机制维修及罐体防腐，并对1#、4#罐进行简单维修。1) 主要工作量1#罐：加强圈罐壁处进行补强。2#罐： 1）更换20 块边缘板和48 块中幅板； 2）对腐蚀严重的加强圈罐壁处进行板带补强； 3）在泡沫挡板与罐壁间增加 4 处人行通道； 4）

3、对检尺孔不符合规范处进行整改； 5）增加紧急排水装置 2 个； 6）更换挡雨板； 7）增加清扫孔 1 个； 8) 对加强圈及罐底大沿各一圈保温层级保护层进行更换。 9）更换加热器；10）更换中央排水管； 11）更换一次密封装置； 12）更换刮蜡机1构；13）罐底板及1.8m 一下罐壁玻璃钢防腐；14）更换罐内外牺牲阳极。其中9)-14) 项内容为2#罐防腐检修工程，与油库工程同时进行。3#罐： 1）对腐蚀严重的边缘板处进行补强维修。2）对腐蚀严重的加强圈罐壁8 处穿孔处进行补焊修复后，对加强圈以上带状腐蚀部位进行板带补强；3）对浮顶板浮舱部位4 处漏油处进行补焊修复； 4）在泡沫挡板与罐壁间增

4、加4 处人行通道； 5）对检尺孔不符合规范处进行整改； 6）增加紧急排水装置 2 个；7）更换挡雨板 8）更换加热器； 9）更换中央排水管； 10) 对加强圈及罐底大沿各一圈保温层级保护层进行更换。 11）内防：对浮顶下表面、 1.8m 以上罐壁及罐内刚质附件进行防腐。对罐底板及 1.8m 高罐壁进行玻璃钢防腐。 12）外防：对浮顶上表面、盘梯平台、加强圈及抗风圈等相关构件进行防腐。13）更换罐内外牺牲阳极。4#罐： 1）对加热盘管进行利旧维修；2）更换罐内外牺牲阳极。）增加 35#罐： 1）更换一、二次密封；2）更换刮蜡机构；紧急排水装置3 套； 4）在导向柱处增加梯子平台一个，供二分水器用

5、； 5）在泡沫挡板与罐壁间增加4 处人行通道； 6）对检尺孔不符合规范处进行整改；7）加热器利旧维修；8）更换中央排水装置； 9）增加清扫孔1 个； 10）对加强圈保温层及保护层进行维修； 11）对罐体及其附件全面防腐。12）更换罐内外牺牲阳极。按照规范要求，对2#罐充水试压试验。为确保储油期间罐体正常投运，按照油田领导的进一步要求，又对1#罐、 3#罐、43库区 55#4#罐、罐进行充水试验，经过改造，16×10m 座储油2罐已基本恢复正常储油能力。2) 实施过程开工前各罐情况?2#罐：在油库工程之前，我处正在进行2#罐的防腐检修施工；2#罐防腐检修为2006 年工程， 2007

6、年 8 月，在施工单位对罐体喷沙除锈过程中，发现罐体东侧加强圈上部罐壁处出现穿孔，针对这一情况，我处立即委托技术检测中心对罐体腐蚀情况进行了检测，报告中认为2#罐腐蚀情况较为严重，主要集中在罐底板及加强圈上部罐壁处。为此，我处立即向油田相关部门申请追加维修投资。此时，集团公司下达了油库工程的紧急任务，将2#罐这部分工作量纳入油库工程共同实施。3#罐：因浮舱漏油，一直未运行，浮顶下1.8米以下罐内有污泥，此次改造，需要对其进行清罐作业。5#罐：低罐位运行。此次改造前也需要清罐。1#罐：在运行（ 1#罐再改造初期，一直承担着油库正常的生产运行任务）4#罐：低罐位运行。罐体施工前准备情况?月初，为确

7、保工期，加快施工单位进场速度，我12 2008 年处积极组织油库员工对各罐进行降低液位操作。3#罐：自 12 月 4 日起对3#罐罐内污油完成加温， 12 月 6 日开始倒罐，同时油建施工队伍进入现场，与油库工作人员进行清罐前的准备工作； 12 月 7 日至 8 日处理罐污水， 12 月 9 日打开3#罐人孔、透光孔进行通风，12 月 10 日安装换气扇进行强制通风。 12 月 11 日开始正式清罐，12 月 24 日完成罐内油泥清理，12 月 26 日完成罐内污水清扫，12 月 27 日开始擦罐工作，12 月29 日开始打磨罐底及罐壁检测点，12 月 31 日完成。自 12 月283日开始搭

8、建3#罐脚手架。 12 月 31 日搭建完毕。2#罐：自 2007 年 12 月 14 日起，开始对2#罐搭建脚手架。 12月24 日搭建完毕。5#罐： 12 月 6 日开始对5#罐进行加温， 12 月 24 日漂油结束，对罐内进行强制通风， 12 月 25 日拆除密封圈等罐体附件，12 月 27 日拆完，罐内检测合格后， 27 日下午开始清罐。 2008年 1 月 14 清罐完毕。1#、4#罐：因油田指示精神未进行清罐，后2008 年 2 月初，按照油田领导的进一步指示精神，需对4#罐进行清罐，我处立即组织力量，于 2 月 5 日完成漂油， 春节节日三天打开人孔，强制通风。 2 月 13 日

9、开始人工清罐准备。鉴于施工工期紧迫，不再对 1#罐进行清罐作业。罐体施工情况?2#罐施工过程：12 月 25 日上午9：30，开始对2#罐动火施工割除边缘板，对 2#罐的维修施工正式开始，其间，对新罐底边缘板购货问题的，由于我国南方雪灾等因素的影响，无法及时购进，为保证工期，在油田工程协调领导小组的协调下，由供应处及时予以解2#日，罐完成罐底板更换、 加强圈维修等23 年 1 月2008 决。机制维修，依据规范油罐检验、修理、改建和翻建（ SY/T6620-2005）及设计要求，由我处负责组织，施工单位负责保运配合， 于 1 月 25 日下午 17 点 25 开始组织充水试压，晚上 21： 0

10、0 点，我处值班人员发现进出罐阀组南侧罐底大沿处渗水，同时发现部分基础排水孔渗水（此时，罐内液位 700mm,浮舱还未漂起），对此情况，我处立即组织相关单位开始放水，清罐、查找漏点，发现三处漏点，均在旧罐底板处。通过与监理单位、施工单位的充分考虑，一致分析认为，2#罐旧罐底板存在大4面积腐蚀情况， 如果进一步更换剩余旧罐底板，由于存在工期紧迫及需要增加投资等诸多问题，结合现场实际情况，由监理、建设单位、及施工单位几家共同决定，对已发现三处漏点进行补漏处理，对旧板喷砂除锈后，进行6 层玻璃钢处理，待罐体防腐完成后再进行整体充水试压。2008 年 3 月初， 2#罐已完成全部改造，同时进出罐管网已

11、连接就绪，已具备充水条件。3 月 17 日下午17：30 开始充水，3 月 22 日上午10：00 左右，在我处人员进行检查过程发现有三个浮舱存在渗漏现象， （此时罐内液位6.7m）经过监理单位、施工单位及我处相关人员现场勘察，分析原因：浮舱本身由于使用年限损耗等原因，已存在漏点或减薄严重现象，通过喷砂除锈才充分暴露出来。鉴于3 处浮舱不影响整体浮顶的升起，经监理单位、施工单位、建设单位充分结合，决定继续上水，待充水试压完毕后，将水排出后对三处浮舱进行补漏处理。补漏处理完成后，继续上水至 2m（将浮船漂起） , 对浮舱进行进一步实验，以确保 2#罐浮舱无渗漏，保证 2#罐达到投油条件。3#罐施

12、工过程：2008 年 1 月初开始对 3#罐开始施工，在对加强圈上部罐壁处进行打磨除锈时，发现竟有穿孔大小十余处，为此我除出积极组织施工单位进行修补以外，还就此情况积极上报油田相关部门，建议对 1#罐亦进行补强处理。2 月初，除内构建应供货周期等问题未能进行外，罐体机制部分已基本完成。3#罐防腐队伍自2 月 9 日（正月初三）开工以来，一直处在备料及手续办理阶段， 2 月 13 日设备、材料、人力部分进场，2月 14 日正式进入施工状态，按照防腐公司的进度计划，2 月24日完成全部防腐。防腐施工周期短，施工速度之快，也创油库建5库以来之先河。在施工过程中，鉴于2#罐罐底腐蚀情况，为确保万一，将

13、罐底及1.8m 一下馆内壁全部玻璃钢铺设2 层，改变了原来只对破损处积极进行玻璃钢修复的设计。在工期紧迫前提下，在3#罐完成维修未立即进行充水试验，只是进行浮舱升降试验。后按照油田统一部署，对1#、3#、4#、5#罐进行充水试验。在3#罐充水实验过程中，在稳压 24 后，发现加强圈处渗漏，立即降液位至加强圈也下，随后组织施工单位进行补焊，鉴于进油日期在即，未继续上水，存油期间，也将液位控制在加强圈高度一下。5#罐施工过程：5#罐在清罐结束后，于1 月 25 日拿到技术检测中心的报告，报告中5#罐罐底板情况良好，无需更换，主要工作量为内构件的更换，在施工过程，受图纸及供货周期影响，施工进度受到一

14、定的制约。按照设蓝图要求，3#罐、 5#罐采用柔性中央排水装置，需要12 个柔性接头（ 3#罐 4 个， 5#罐 8 个），按照油田第六次旬度会议要求，由油气技术管理部组织基建处、设计院、生产管理处等部门于1 月 31 日前确定柔性接头厂家。鉴于工期紧迫，同时考虑柔性接头属关键部件，采用有现货（比利时厂家代理有 10 个的柔性接头现货） 的进口代理厂家，剩余 2 个柔性接头施工单位承诺可在 5#罐投产前进货（进货厂家与前10 个柔性接头厂家相同） 。在 3#罐柔性中央排水装置安装完毕后，按照设计要求，进行试压，发现有1 个柔性接头存在渗漏现象，我处立即通知施工单位（工程建设总公司第三工程处）

15、，予以协调解决，经施工单位协调，鉴于 3#罐即将投产， 5#罐柔性接头不全（差 2 个未到货），将 5#罐一柔性接头与3#罐渗水柔性接头互换 （型号相同），6互换后，对3#罐柔性中央排水装置进行试压，满足设计要求。剩余 2 个柔性接头到货后，施工单位进行安装，按照设计要求对 5#罐中央排水装置进行试压， 发现两处柔性接头存在渗漏（其中有一个为 3#罐渗水柔性接头，这样 5#罐中央排水装置总共有两处柔性接头渗水） ，施工单位及时联系厂家，鉴于进口产品的进货周期，厂家承诺最迟 4 月 20 日将 2 个不合格产品更换，我处在每次日例会中，也多次督促施工单位抓紧落实2 个柔性的接头的到货情况，最终，

16、厂家如期更换了这两个不合格产品，经过试压，满足设计要求。鉴于当时5#罐防腐队伍尚未确定，我处积极督促基建处尽快确定施工队，确定队伍后，立即组织施工，于3月20日全部完工4#罐施工过程按照油田领导的安排，对4#罐地进行了简单维修，维修完毕后，按照充水试验方案进行充水试验，在稳压阶段，发现管及储存在剥离现象，我处立即将见这一情况上报油田工程协调小组，在油田生产管理处、油气技术管理部、基建处的现场勘察后，决定及继续稳压 24h, 无异常现象可视为正常。继续稳压24h, 无异常现象， 4#罐充水试验完成。1#罐施工过程按照油田会议精神，只对1#罐加强圈处进行补强处理，施工完毕后，开始充水试验，在稳压阶

17、段发现1#罐加强处有3 处渗漏，检修完毕后，继续充水试验，后又发现一处渗漏，继续进行补焊。鉴于此情况，在进油阶段，将进油液位控制在加强圈以下。2、罐区工艺管网及输油泵房改造1）更换腐蚀严重的原采油一、二、四厂埋地来油管线，改7为地上敷设； 2）更换罐区工艺管网； 3）拆除 1#外输泵，安装进罐流量计 2 台、出罐流量计 1 台； 4）对输油泵房管网进行改造。罐区工艺管网改造自春节前后开始，为保证旧管线拆除时的安全动火，我处积极组织施工单位，编制实施扫线方案，安装管网临时流程形成循环回路，利用 4#罐热水对罐区管网逐一吹扫。为保证施工期间的正常进出罐作业，安装临时进出 1#罐流程。在输油泵防改造

18、期间，为保证正常的生产，紧急投用一台新输油泵，在输油泵房边架设临时流程，保证了输油泵房的正常拆装。2008 年 5 月 6 日对输油泵及新建罐区管网进行了整体联运，达到进油条件。3、消防系统根据中国石油化工集团公司安全环保局文件中石化安技2007235号关于进一步加强 大型浮顶储罐安全设计、施工、管理暂行规定 ( 以下简称暂规) 的通知的要求，对柳屯油库现有中倍数泡沫系统进行整改。主要工程量： 1）新增一泡沫罐间，增设储罐压力式泡沫比例混合装置一套； 2）将原有中倍数泡沫比例混合器更换为低倍43 16× 10 库区储罐中倍数泡沫灭火系 m数泡沫比例混合器； 3）将统改造为低倍数泡沫灭

19、火系统。4）更换原有泡沫管网。5）实现火灾报警系统与消防系统的联动。2008 年 5 月 24 日，分公司吕新华副经理组织相关单位对消防系统进行了专项验收。由油田生产管理处、消防支队、基建处、技术安全监督处等几家部门联合签认，准予投入使用。2）施工阶段泡沫管网充满时间问题?83 月 2 日，消防支队对工程中消防管网设计提出质疑，认为）无法保 DN200依据现有消防泵的能力，结合所设计管网管径（证在 5 分钟内将消防罐内泡沫充满整个管网。我处积极与设计院沟通，协商解决办法。3 月 15 日，由生产管理处牵头，油气技术管理部、消防支队、设计院及我处相关人员参加，结合现场情况，提出补救方案：在新建泡

20、沫管网上增加4 个电动蝶阀（ D941H-16QDN200）, 实现管网划区，达到分罐区消防的目的，并对各罐泡沫电动蝶阀按照规范要求进行适当调整。3 月 18 日，由局长办公室督查科带领，消防支队、技术安全监督处、基建处等单位随行到柳屯油库进行现场督查，认为就目前实际情况，该方案可以执行。随后，设计院提交了该部分的白图( 无设计蓝图 ) 。新老消防系统对接问题?在消防系统前期施工准备过程中，经与原消防系统施工单位（金盾消防有限公司）联系，新消防系统无法与老消防系统对接。经及时与设计院沟通后，于 3 月 14 日在油田关于柳屯油库维修工程专项会议上提出此问题，吕新华经理要求由油气储运管理处、技术

21、安全监督处、设计院、消防支队等相关单位（部门）负责协调解决，生产管理处负责督办。3 月 15 日，由生产管理处牵头，油气技术管理部、消防支队、设计院、油气储运管理处以及金盾消防等相关人员参加，对消防自控系统进行了调研，确定为在目前设计的基础上新老消防系统无法对接。3 月 26 日，再次对新增PLC 系统与原固定消防系统兼容联动问题进行了充分讨论，最终达成一致意见：取消图纸设计中消9防部分的PLC 控制，对现有火灾报警联动系统进行更新升级。泡沫电动蝶阀控制器问题?4 月 11 日，施工单位提出按设计型号购进的泡沫电动蝶阀自身未配戴控制器，无法实现自控，我处立即传真反馈于设计院，设计院于4 月 1

22、3 日书面传真答复， 承认因设计人员专业间出现衔接问题，并提供所需35 套电动阀配套控制器的型号。设计院答复后，施工单位立即与电动蝶阀厂家联系控制器问题，并向供应处报料，4 月 25 日，控制器到货，由金盾消防开始安装， 4 月 27 日完工。泡沫液充装问题?2008 年 3 月底，储油主体工程已基本完成，泡沫消防系统亟待恢复，而蓝图设计料表中遗漏了匹配的低倍数泡沫液，致使无法实现消防功能。鉴于此情况，我处立即向油田相关部门紧急请示，经油田工程协调领导小组决定，由我处自行购置 AFFF6 3，我处物资站人员，迅速组织采购， 15.5m 水成膜型低倍数泡沫液及时将泡沫液充装至新老泡沫罐内。在5

23、月初，为配合油田组织的消防演习活动， 鉴于新充装的泡沫液质量好， 有效期长（8 年），此次消防演习中消耗掉较为可惜，我处由紧急购置价格较为便宜的氟蛋白泡沫液约10t, 将 AFFF6水成膜泡沫液暂时倒出后将氟蛋白泡沫液导入，以备消防演习使用。）试运阶段3模拟调试?5 月 11 日前，完成了消防及自控系统的自检和调试，同时为 5 月 13 日消防演习做准备，将新泡沫罐泡沫液导出，更换新泡沫液，在导出过程中， 发现有泡沫液从排水管漏出。 经落实，泡沫罐厂家的胶囊存在质量问题，有破损情况，经多方协调，厂10家同意更换。 5 月 15 日，新泡沫罐胶囊到位，更换后经厂家试压，具备使用条件。5 月 12

24、 日，不启动消防泵和泡沫泵对自控联动进行了联动试运。5 月 13 日，在消防演习后清水代替泡沫液对消防和自控系统进行了模拟联运。5 月 14 日，不启泵对消防自控系统进行模拟试运，一起正常。泡沫消防联运?5 月 16 日下午，在生产管理处的组织下，技术安全监督处、油气技术管理部、基建处、质检站、消防支队、监理等单位参加，进行了消防及自控系统进行联动试运，在3#罐试运过程中，发现新泡沫罐进罐压力始终低于泡沫罐要求的0.6MPa，其他一切正常，最终停止了消防及自控系统联动试运。针对此次试运中存在的问题，联系设计院重新核算新泡沫系统最小泡沫混合液的排量，同时对泡沫上罐时间重新校核；对原中倍数泡沫泵的

25、联动程序进行调整。5 月 17 日，在生产管理处的组织下，技术安全监督处、油气技术管理部、 基建处、消防支队、 设计院、 油气储运管理处、监理等单位参加，通过手动启动泡沫系统一切正常，但发现新老泡沫罐无法实现自动衔接、新泡沫罐因没有设计电动阀及相关自控元件而无法实现自动控制。试运结束后，生产管理处要求设计院于 5 月 18 日上午11：00 前拿出具体解决方案。5 月 18 日上午，在生产管理处的组织下，技术安全监督处、油气技术管理部、规划计划部、基建处、消防支队、设计院、油气储运管理处、监理、泡沫罐厂家及施工单位参加，手动操作泡11沫灭火系统对 3#罐进行试运，初步测得泡沫到达罐顶所需时间约

26、 4 分钟，满足设计要求。根据 5 月 18 日消防系统试运协调会安排，按照设计院的调整内容，我处对消防系统自动化控制和电气调整改造下一步工作进行了安排，具体如下：由金盾消防公司负责对泡沫泵程序进行修改，实现在灭火过程中始终运行两台泡沫泵， 19 日完成；由油建三处负责在新建消防泡沫罐出口增设电动阀门和电接点压力表，实现新泡沫罐出液自动化， 23 日完成安装；由金盾消防公司负责，按照设计院的调整单内容对消防联动启动程序进行修改， 22 日完成；施工及调试23 日完成后，进行系统整体联运、验收。实施进度表序内容完成时间备注号日 18调整设计 5 月、1日 20 5 月泡沫泵程序修改 、 222

27、日继电器消防联动程序修改5月22日、3到货22 购料（电动阀、电接式压力日到货5月22日、4 表等）5 施工安装调试月23 日、 5统整体联运、验收消防系日5 月 24、612泡沫消防系统验收?5 月 24 日，分公司吕新华副经理组织相关单位对消防系统进行了专项验收，根据试运结果，消防系统整体运行良好，符合设计及相关消防规范要求，技术安全监督处、 消防支队等几家单位联合签认准予投入使用。4、自控部分改造这部分工作量主要包括围绕消防系统配套自控部分以及光栅感温系统、视频监控系统的改造。主要工程量： 1）拆除4#、5#罐光栅感温火灾传感器，安装TGW-100C型光线光栅感温火灾探测器（安装间隔按照

28、暂规要求为3m），更新中控旧信号处理器改为TGW-100C型光线光栅感温信号处理器。2）更新中控室火灾报警系统。3）在罐区重新布置手动火灾报警按钮，接入中控室火灾报警系统。 4）将泡沫电动阀和泡沫泵房电动阀与消防系统联动。 5) 新增 4 台摄像机，用于监视 4#、5#储油罐，数据接入中控室显示。本次自控改造主要为消防配套设施的改造，在白图审查阶段，为控制投资，取消了红外报警系统的设计，而在储油阶段，为保证安全，我处自行完善了红外报警系统。在油田投资控制的大环境下，我处将计量间自控部分纳入处内部项目，由我处计量研究所独立承担，未进入油库工程。其改造与计量间施工同步。5 月 24 日，与消防系统

29、进行了联合验收，运转正常。5、罐区接地系统改造这部分与罐体改造同步施工，主要工程量：1) 各储油罐浮顶与罐体做等电位连接；2) 更新 2#、3#、5#罐区接地网； 3）在2#、3#、5#罐扶梯口设置人体防静电设施；4）在 2#、3#、5#罐13顶取样口两侧1.5m 外各设一组接地设施， 以消除人体静电及取样绳索、检尺工具等接地。5）对库区所有更新电气设备在正常情况下不带电的金属外露导电部分均做可靠接地。1、 计量间改造施工主要施工内容）1在储油期间，是改造计量间的最佳时机，“时间短，工作量大”主要工作量：1）拆除原外输计量装置一套；2）拆除来油消气器 8 台。 3）更换大小计量间所有管沟汇管；

30、4）对大计量间地面管路系统进行整体布局， 全面改造。5）对泄压流程进行整改。计量间整体施工历时一月有余，现已全部投入使用，目前运转正常。2） 施工组织过程储油前扫线及动火连头?2008 年 5 月 31 日对站内管网进行了清扫，并由六处对计量间外来油管线进行了动火连头，标志着计量间改造开始。动火连头工作涉及到五个采油厂六个联合站和六条输油管线，共计4 个动火点和 1 个安装点。为避免各线回压不同造成偏流，同时考虑根据现场动火点的布局，便于现场动火作业、尽量缩短动火时间，扫线过程采用逐线清扫的方式，先扫各采油厂管线再进行站内管网及外输流程的清扫，先后次序为：一厂、三厂、二厂、五厂、小计量间、马寨

31、、大计量间、外输中洛管线。单线扫完后，利用油库计量间内的齿轮泵对相应管线抽空泄压（泄至常压） ，并将排污汇管内存油抽空，管线泄压后立即开始动火连头。 7：30 扫线作业正式开始，至 12：00 全部清扫完毕，前后历时 4.5h 。由于扫线与动火连头穿插进行，9：00 第一个动火点（一厂14来油管线连头）开始动火，至14：30 左右，动火连头和安装工作全部完成。启输后来油通过前期预制好的临时流程进罐储存。大小计量间改造?由于设计不符合实际需要，计量间改造方案由项目部现场确定，取消了将汇管抬出地面、搭建操作平台的设计。仍然利用原有管沟，将管沟内汇管全部更换，同时将计量间流量计平台整体降低。在本次改

32、造中， 鉴于工程投资紧张， 我处自行组织力量，自备材料，完善了计量间数据传输系统的改造，与计量间改造同步实施。中洛恢复外输时间只有20 天左右时间，短短20 天时间完成计量间改造，施工难度是巨大的，为此，我处积极组织技术力量，在没有蓝图指导的情况下，多次讨论，反复论证，制定了“先抢外销，再干来油”的施工目标，在20 天左右的时间里，完成大计量间外销流程的施工。大计量间施工作业面窄，无法利用大型吊装实施，大大增加了拆除管线的难度和施工动火的危险性，针对这种情况，我处项目部指挥施工队伍，利用大计量间的航吊吊运拆除管线及其他设施，同时安全监护人员二十四小时监护施工队伍的动火、起重等危险作业。6 月

33、20 日，外销流程完成，为保证来油计量流程的安全施工，项目部积极制定方案，为外销流程单独设计了一套排污流程。6 月 21 日正式向中洛外销原油。随后，来油计量流程及小计量间流程继续紧张施工。小计量间流程改造不大，进将三条汇管进行了更换。同时拆除进口油流程。输油前扫线及动火连头?2008 年 7 月 10 日计量间施工全部完毕，鉴于油库流程不具备扫线条件，利用二厂热水对临时流程管网进行了清扫，并由六处对计量间外来油管线及进罐流程进行动火连头及安装。这标志着15计量间开始与罐区管网对接。动火连头及安装工作涉及到五个采油厂六个联合站同时停输，共计1 个动火点和6 个安装点。7 月 11 日 21：0

34、0 开始扫线， 7 月 12 日 3：30 扫线水量达到760m3，油库接到水头后，采油四厂、一厂、三厂（明一联、马寨联）、五厂停输并倒通一厂、三厂、五厂联合站内反扫流程，关闭来油临时流程流量计出口阀门（保留一厂来油流程畅通），同时停止外输炼厂，并关闭临时流程去炼厂控制阀门，同时将二厂外输排量控制在60m3/h。待油库见到清水后， 开始对一厂、三厂和五厂管线进行反扫操作。反扫结束后，又对马寨、炼厂临时流程进行扫线。8：30 扫线、泄压结束。开始同时对6 个安装点及1 个动火连投点进行施工。动火施工8 小时，下午16：30 个采油厂先后恢复外输。标志着计量间改造完成。计量间改造意义重大。首先，更

35、换了所有运行二十余年的旧管线 , 彻底解决了油库站内管线腐蚀严重、频繁穿孔等一系列问题；其次，针对生产实际，优化了输油工艺，为今后的平稳生产，提供了便利。2、 锅炉房改造锅炉房改造，不影响正常储油、输油任务的完成，故推后进行，现已基本完工， 主要工作量： 1）拆除原 1#锅炉（已报废），更换一台 6t/h 蒸汽锅炉；2）更换一套 20t/h全自动软水器； 3）拆除原除氧设施，新上一台25t/h过滤除氧器。 4）更换一台锅炉给水泵。通过此次改造，大大提升了油库热力系统的运行能力及自动化程度。锅炉房改造，涉及水处理部分的改造，由于受到压减投资的影响，其水换热系统没有施工，仅购置了汽水换热设备。2）

36、组织储油主体工程验收162008 年 4 月 29 日储油主体工程完成，我处工程项目部组织油田相关处部室、监理单位以及施工单位对工程进行了中间交接。5 月 21 日，分公司赵化廷副总组织相关单位对储油主体工程进行了综合验收并对投产前条件进行了确认。消防系统专项验收：消防系统工艺安装部分，自控和联动部分分别于2008 年 4 月 28 日安装完成， 我处项目部组织监理、施工单位于2008 年 5 月 6 日完成消防系统的单体调试。5 月12 日，基建处、消防支队等相关单位组织进行的整体试运，现场发现系统存在电动阀门内漏、法兰密封不严、3#消防泵出口阀门无法实现自动控制、 1#消防泵程序设计错误四

37、个问题，需做进一步完善。针对存在问题，我处积极协调施工单位、设计院等相关部门，拿出整改意见，经油田工程协调领导小组审批后、 立即组织整改。随后，项目部组织力量， 又多次进行消防整体联运。 5 月 24 日，分公司吕新华副经理组织相关单位对消防系统进行了专项验收，整体联运非常成功，技术安全监督处、消防支队等几家单位联合签认，准予投入使用。43储油罐充水试验m2、组织 16×10在储油罐改造完毕后，鉴于工期紧迫（当时停止外输中洛时间为 4 月初，而储罐 3 月底完成 2#、3#、5#罐罐体改造），同时考虑除2#罐外，其他罐罐底板未经大幅更换，只是对2#罐进行充水试压，并对3#、5#罐进行

38、浮舱升降试验。在主体工程完毕后，洛炼停产检修时间又推后至5 月中旬，为充分保证储油期间的安全，我处及时将大罐试压情况向油田领导作出汇报，油田领导在听取汇报后，果断做出指示：迅速对1#、3#、4#、5#罐以及应急备用罐8#罐进行充水试验。随后，我处项目部立即组织人员制定充水试验方案，利用消17防水及2#罐试压用水对其他罐进行试运，依次完成1#、3#、5#、4#、8#罐的充水试验。充水试验进度安排排罐倒罐进水保体液罐水用时d11#1140001.5611111244#3745013.5617200002.58#柳屯油库维修储罐充水试验完成情况统计表液位 备注充水完成时间罐号开始充水时间）m（处腐蚀

39、 加强圈处有 3月 5月 5 2008年 1 2008 年渗漏，进行修复后重10.535 日日 20罐 8新上水试验三处旧钢板腐蚀穿孔，腐蚀穿孔的大体方位月 3 月 2008 年 22008 年 3 与罐体基础渗水方位10.730处腐 日一致；浮舱有3 罐17 日26蚀穿孔。修复后重新上水。加强圈西北角有一处月 5 年5 月 2008 年 32008腐蚀渗漏，修复后重 10.550日日 22罐 15新上水。罐体环氧护坡有裂痕，月 62008 年6 月 年62008414.764日日罐 3 其他正常。4 月年5 月 2008 年 6 2008514.615日日22罐18充水试验完毕后，各罐均具备

40、了高罐位储油条件。3、动火连头及投产组织为了确保计量间改造工作不影响油库正常生产，需对采油厂来油管线与临时来油计量流程（已于5 月 25 日前完成）进行动火连头。本次动火连头涉及到5 个采油厂6 座计量站以及石油化工总厂，动火点多，涉及面广，错综复杂，为了确保动火连头安全有序进行，我处组织安全、技术等相关专业人员共同编制了43库区维修工程管线动火连头及投产组织方m柳屯油库16×10案，明确了处内各基层单位分工与责任，同时将需要各相关单位配合的停输、启输等具体参数要求纳入方案中。方案经油田有关部门审批后，我处立即组织施工单位做好动火连头各项准备工作，5 月 31 日，柳屯油库停止外输中

41、洛，向柳屯油输油的5 个采油厂同时停止输油，反输扫线后，动火连头开始。经8 个多小时的紧张作业，动火连头如期完成，43 储油罐正式开始储油。 16×10m 储油历时 58 天，总储量最高达 89211t （为历史最大储油量）。储油期间为确保储油罐安全运行，提高安全储油系数，我处严格按照充水试验数据进行储油液位控制，通过合理调节各储油罐储油量，使各储油罐均控制在安全液位以下运行，确保了储油安全。储油期间各罐最大储油液位统计表1#罐 2#罐 3#罐 4#罐油罐 5#罐试水液位）（ m最高油位19（ m）（二）输油投产情况计量间改造分为两个阶段，第一阶段为外销计量投产阶段，柳屯油库开始出罐

42、外输；第二阶段为采00 日 11：月2008年621油厂计量系统投产阶段， 2008 年 7 月 11 日计量间改造整体完工， 7月 12 日正式投运。为顺利完成计量间投产工作，我处组织技术力量，提前编写43 库区维修工程计量间改造扫线及投产组织方16×10m柳屯油库案，并经过油气技术管理部审批。 成立现场指挥组， 合理组织，有序指挥，保证了计量间的顺利投产。油库工程投产组织难度大，动火点多、涉及采油厂多，为油库建成投产以来所没有。各采油厂同时停输亦开建库投产以来之先河。在这两次动火连头工程中，我处各基层单位， 通力配合、统一协调，顺利完成了储油、输油两次投产工作，确保了安全储油和安全输油任务的顺利完成。附件 1：工程大事记43 库区及系统配套维修工程施