海上石油天然气项目可行性研究报告

海上石油天然气项目可行性研究报告（共8篇）

1.海上石油天然气项目可行性研究报告 篇一

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天然气水合物项目可行性研究

报告

天然气水合物（Natural Gas Hydrate，简称Gas Hydrate）是分布于深海沉积物或陆域的永久冻土中，由天然气与水在高压低温条件下形成的类冰状的结晶物质。因其外观象冰一样而且遇火即可燃烧，所以又被称作“可燃冰”或者“固体瓦斯”和“气冰”。

天然气水合物（Natural Gas Hydrate，简称Gas Hydrate）因其外观象冰一样而且遇火即可燃烧，所以又被称作“可燃冰”或者“固体瓦斯”和“气冰”。它是在一定条件（合适的温度、压力、气体饱和度、水的盐度、PH值等）下由水和天然气在中高压和低温条件下混合时组成的类冰的、非化学计量的、笼形结晶化合物（碳的电负性较大，在高压下能吸引与之相近的氢原子形成氢键，构成笼状结构）。它可用mCH4·nH2O来表示，m代表水合物中的气体分子，n为水合指数（也就是水分子数）。组成天然气的成分如CH4、C2H6、C3H8、C4H10等同系物以及CO2、N2、H2S等可形成单种或多种天然气水合物。形成天然气水合物的主要气体为甲烷，对甲烷分子含量超过99%的天然气水合物通常称为甲烷水合物（Methane Hydrate）。

天然气水合物在自然界广泛分布在大陆永久冻土、岛屿的斜坡地带、活动和被动大陆边缘的隆起处、极地大陆架以及海洋和一些内陆湖的深水环境。在标准状况下，一单位体积的气水合物分解最多可产报告用途：发改委立项、政府申请资金、政府申请土地、银行贷款、境内外融资等

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生164单位体积的甲烷气体，因而其是一种重要的潜在未来资源。

天然气水合物是20世纪科学考察中发现的一种新的矿产资源。它是水和天然气在高压和低温条件下混合时产生的一种固态物质，外貌极像冰雪或固体酒精，点火即可燃烧，有“可燃水”、“气冰”、“固体瓦斯”之称，被誉为21世纪具有商业开发前景的战略资源，天然气水合物是一种新型高效能源，其成分与人们平时所使用的天然气成分相近，但更为纯净，开采时只需将固体的“天然气水合物”升温减压就可释放出大量的甲烷气体。

天然气水合物使用方便，燃烧值高，清洁无污染。据了解，全球天然气水合物的储量是现有天然气、石油储量的两倍，具有广阔的开发前景，美国、日本等国均已经在各自海域发现并开采出天然气水合物，据测算，中国南海天然气水合物的资源量为700亿吨油当量，约相当中国目前陆上石油、天然气资源量总数的二分之一。

另：提供国家发改委甲、乙、丙级资质

北京智博睿信息咨询有限公司 可行性研究报告大纲（具体可根据客户要求进行调整）第一章 研究概述 第一节 研究背景与目标 第二节 研究的内容 第三节 研究方法

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第四节 数据来源 第五节 研究结论

一、市场规模

二、竞争态势

三、行业投资的热点

四、行业项目投资的经济性 第二章 天然气水合物项目总论 第一节 天然气水合物项目背景

一、天然气水合物项目名称

二、天然气水合物项目承办单位

三、天然气水合物项目主管部门

四、天然气水合物项目拟建地区、地点

五、承担可行性研究工作的单位和法人代表

六、研究工作依据

七、研究工作概况 第二节 可行性研究结论

一、市场预测和项目规模

二、原材料、燃料和动力供应

三、选址

四、天然气水合物项目工程技术方案

五、环境保护

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六、工厂组织及劳动定员

七、天然气水合物项目建设进度

八、投资估算和资金筹措

九、天然气水合物项目财务和经济评论

十、天然气水合物项目综合评价结论 第三节 主要技术经济指标表 第四节 存在问题及建议

第三章 天然气水合物项目投资环境分析 第一节 社会宏观环境分析

第二节 天然气水合物项目相关政策分析

一、国家政策

二、天然气水合物项目行业准入政策

三、天然气水合物项目行业技术政策 第三节 地方政策

第四章 天然气水合物项目背景和发展概况 第一节 天然气水合物项目提出的背景

一、国家及天然气水合物项目行业发展规划

二、天然气水合物项目发起人和发起缘由 第二节 天然气水合物项目发展概况

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一、已进行的调查研究天然气水合物项目及其成果

二、试验试制工作情况

三、厂址初勘和初步测量工作情况

四、天然气水合物项目建议书的编制、提出及审批过程 第三节 天然气水合物项目建设的必要性

一、现状与差距

二、发展趋势

三、天然气水合物项目建设的必要性

四、天然气水合物项目建设的可行性 第四节 投资的必要性

第五章 天然气水合物项目行业竞争格局分析 第一节 国内生产企业现状

一、重点企业信息

二、企业地理分布

三、企业规模经济效应

四、企业从业人数

第二节 重点区域企业特点分析

一、华北区域

二、东北区域

三、西北区域

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四、华东区域

五、华南区域

六、西南区域

七、华中区域

第三节 企业竞争策略分析

一、产品竞争策略

二、价格竞争策略

三、渠道竞争策略

四、销售竞争策略

五、服务竞争策略

六、品牌竞争策略

第六章 天然气水合物项目行业财务指标分析参考 第一节 天然气水合物项目行业产销状况分析 第二节 天然气水合物项目行业资产负债状况分析 第三节 天然气水合物项目行业资产运营状况分析 第四节 天然气水合物项目行业获利能力分析 第五节 天然气水合物项目行业成本费用分析

第七章 天然气水合物项目行业市场分析与建设规模

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第一节 市场调查

一、拟建 天然气水合物项目产出物用途调查

二、产品现有生产能力调查

三、产品产量及销售量调查

四、替代产品调查

五、产品价格调查

六、国外市场调查

第二节 天然气水合物项目行业市场预测

一、国内市场需求预测

二、产品出口或进口替代分析

三、价格预测

第三节 天然气水合物项目行业市场推销战略

一、推销方式

二、推销措施

三、促销价格制度

四、产品销售费用预测

第四节 天然气水合物项目产品方案和建设规模

一、产品方案

二、建设规模

第五节 天然气水合物项目产品销售收入预测

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第八章 天然气水合物项目建设条件与选址方案 第一节 资源和原材料

一、资源评述

二、原材料及主要辅助材料供应

三、需要作生产试验的原料

第二节 建设地区的选择

一、自然条件

二、基础设施

三、社会经济条件

四、其它应考虑的因素 第三节 厂址选择

一、厂址多方案比较

二、厂址推荐方案

第九章 天然气水合物项目应用技术方案 第一节 天然气水合物项目组成 第二节 生产技术方案

一、产品标准

二、生产方法

三、技术参数和工艺流程

四、主要工艺设备选择

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五、主要原材料、燃料、动力消耗指标

六、主要生产车间布置方案 第三节 总平面布置和运输

一、总平面布置原则

二、厂内外运输方案

三、仓储方案

四、占地面积及分析 第四节 土建工程

一、主要建、构筑物的建筑特征与结构设计

二、特殊基础工程的设计

三、建筑材料

四、土建工程造价估算 第五节 其他工程

一、给排水工程

二、动力及公用工程

三、地震设防

四、生活福利设施

第十章 天然气水合物项目环境保护与劳动安全 第一节 建设地区的环境现状

一、天然气水合物项目的地理位置

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二、地形、地貌、土壤、地质、水文、气象

三、矿藏、森林、草原、水产和野生动物、植物、农作物

四、自然保护区、风景游览区、名胜古迹、以及重要政治文化设施

五、现有工矿企业分布情况

六、生活居住区分布情况和人口密度、健康状况、地方病等情况

七、大气、地下水、地面水的环境质量状况

八、交通运输情况

九、其他社会经济活动污染、破坏现状资料

十、环保、消防、职业安全卫生和节能 第二节 天然气水合物项目主要污染源和污染物

一、主要污染源

二、主要污染物

第三节 天然气水合物项目拟采用的环境保护标准 第四节 治理环境的方案

一、天然气水合物项目对周围地区的地质、水文、气象可能产生的影响

二、天然气水合物项目对周围地区自然资源可能产生的影响

三、天然气水合物项目对周围自然保护区、风景游览区等可能产生的影响

四、各种污染物最终排放的治理措施和综合利用方案

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五、绿化措施，包括防护地带的防护林和建设区域的绿化 第五节 环境监测制度的建议 第六节 环境保护投资估算 第七节 环境影响评论结论 第八节 劳动保护与安全卫生

一、生产过程中职业危害因素的分析

二、职业安全卫生主要设施

三、劳动安全与职业卫生机构

四、消防措施和设施方案建议

第十一章 企业组织和劳动定员 第一节 企业组织

一、企业组织形式

二、企业工作制度

第二节 劳动定员和人员培训

一、劳动定员

二、年总工资和职工年平均工资估算

三、人员培训及费用估算

第十二章 天然气水合物项目实施进度安排 第一节 天然气水合物项目实施的各阶段

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一、建立 天然气水合物项目实施管理机构

二、资金筹集安排

三、技术获得与转让

四、勘察设计和设备订货

五、施工准备

六、施工和生产准备

七、竣工验收

第二节 天然气水合物项目实施进度表

一、横道图

二、网络图

第三节 天然气水合物项目实施费用

一、建设单位管理费

二、生产筹备费

三、生产职工培训费

四、办公和生活家具购置费

五、勘察设计费

六、其它应支付的费用

第十三章 投资估算与资金筹措 第一节 天然气水合物项目总投资估算

一、固定资产投资总额

二、流动资金估算

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第二节 资金筹措

一、资金来源

二、天然气水合物项目筹资方案 第三节 投资使用计划

一、投资使用计划

二、借款偿还计划

第十四章 财务与敏感性分析 第一节 生产成本和销售收入估算

一、生产总成本估算

二、单位成本

三、销售收入估算 第二节 财务评价 第三节 国民经济评价 第四节 不确定性分析

第五节 社会效益和社会影响分析

一、天然气水合物项目对国家政治和社会稳定的影响

二、天然气水合物项目与当地科技、文化发展水平的相互适应性

三、天然气水合物项目与当地基础设施发展水平的相互适应性

四、天然气水合物项目与当地居民的宗教、民族习惯的相互适应性

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五、天然气水合物项目对合理利用自然资源的影响

六、天然气水合物项目的国防效益或影响

七、对保护环境和生态平衡的影响

第十五章 天然气水合物项目不确定性及风险分析 第一节 建设和开发风险 第二节 市场和运营风险 第三节 金融风险 第四节 政治风险 第五节 法律风险 第六节 环境风险 第七节 技术风险

第十六章 天然气水合物项目行业发展趋势分析

第一节 我国天然气水合物项目行业发展的主要问题及对策研究

一、我国天然气水合物项目行业发展的主要问题

二、促进天然气水合物项目行业发展的对策 第二节 我国天然气水合物项目行业发展趋势分析 第三节 天然气水合物项目行业投资机会及发展战略分析

一、天然气水合物项目行业投资机会分析

二、天然气水合物项目行业总体发展战略分析

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第四节 我国 天然气水合物项目行业投资风险

一、政策风险

二、环境因素

三、市场风险

四、天然气水合物项目行业投资风险的规避及对策

第十七章 天然气水合物项目可行性研究结论与建议 第一节 结论与建议

一、对推荐的拟建方案的结论性意见

二、对主要的对比方案进行说明

三、对可行性研究中尚未解决的主要问题提出解决办法和建议

四、对应修改的主要问题进行说明，提出修改意见

五、对不可行的项目，提出不可行的主要问题及处理意见

六、可行性研究中主要争议问题的结论

第二节 我国天然气水合物项目行业未来发展及投资可行性结论及建议

第十八章 财务报表 第一节 资产负债表 第二节 投资受益分析表 第三节 损益表

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第十九章 天然气水合物项目投资可行性报告附件 1、天然气水合物项目位置图 2、主要工艺技术流程图 3、主办单位近5 年的财务报表、天然气水合物项目所需成果转让协议及成果鉴定 5、天然气水合物项目总平面布置图 6、主要土建工程的平面图 7、主要技术经济指标摘要表 8、天然气水合物项目投资概算表 9、经济评价类基本报表与辅助报表 10、现金流量表 11、现金流量表 12、损益表、资金来源与运用表 14、资产负债表 15、财务外汇平衡表 16、固定资产投资估算表 17、流动资金估算表 18、投资计划与资金筹措表 19、单位产品生产成本估算表

报告用途：发改委立项、政府申请资金、政府申请土地、银行贷款、境内外融资等

北京智博睿信息咨询有限公司 、固定资产折旧费估算表 21、总成本费用估算表、产品销售（营业）收入和销售税金及附加估算表

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2.海上石油天然气项目可行性研究报告 篇二

在2009年哥本哈根国际气候大会上, 中国向世界承诺出“2020年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降40%~45%”的行动目标。国家发改委也在加紧筹备, 并将于2017年运行全国统一的碳排放权交易市场。据称2020年后, 中国碳市场将成为世界上规模最大的交易市场[1]。国内碳交易市场的形成对企业的碳排放管理提出了更高的要求, 越来越多的企业开始把碳排放作为一种资产进行管理。

中国海洋石油总公司 (简称中海油, 下同) 作为国资委所属的大型央企, 有必要开展针对性研究, 积极应对国内外碳交易市场发展, 把握未来碳交易市场主动权[2]。2014年9月22日, 中海油发布了《关于加强中国海油温室气体减排及碳资产管理的通知》, 要求各所属单位充分认识到温室气体减排及碳资产管理工作的重要性。本文旨在研究应用国家发改委备案的温室气体自愿减排方法学, 以及开发中海油海上油田伴生气回收利用项目CCER (中国核证减排量) 开发的可行性。

1 方法学解析与项目边界划定

1.1 温室气体自愿减排方法学

温室气体自愿减排方法学是项目开发的核心。方法学划定了项目的边界范围、涉及到的排放源、适用条件、基准线识别和设定、减排量计算、额外性论证, 以及监测计划等。已在国家发改委备案的涉及到油田伴生气回收利用的方法学总共有以下3个, 且均是CDM (Clean Development Mechanism) 机制方法学的中文翻译版本:

(1) CM-014-V01减少油田伴生气的燃放或排空并用做原料;

(2) CM-029-V01燃放或排空油田伴生气的回收利用;

(3) CM-065-V01回收排空或燃放的油井气并供应给专门终端用户。

其中方法学 (1) 适用于回收原本燃放的油井伴生气, 并将其作为原料在现有或新建的终端利用设施中生产化工产品 (如氨、甲醇、乙烯) 的项目活动。基于中海油海上油田伴生气利用特点, 以及限于海上平台空间不可能建造一个原料加工厂[3], 因此暂不予讨论。方法学 (3) 目前尚无案例可循, 且较为复杂, 故也不作讨论。本文仅针对方法学 (2) 进行详细解析。

1.2 项目边界划定

方法学CM-029-V01的项目边界框架如图1所示, 其中项目边界包括:

(1) 收集伴生气和/或气举气的项目油藏和油井;

(2) 基准线情景下伴生气和/或气举气被火炬燃烧或者直接排空的现场;

(3) 气体回收、预先处理、运输的设施和压缩机;

(4) 气举气来源地。

排放源包括:

(1) 基准线排放源——终端用户使用非伴生气或者其他化石燃料产生的燃烧排放;

(2) 项目排放源——为了回收、预处理、运输, 加压或解压的能源利用。

2 基准线情景识别

方法学CM-029-V01的基准线情景识别主要分为3个步骤:

步骤1——基准线识别。

对于项目油井伴生气和/或气举气的可能替代方案, 需要从下面方法学提供的替代情景中挑选:

G1:伴生气和/或气举气在石油生产地现场排空;

G2:伴生气和/或气举气在石油生产地现场火炬燃放;

G 3:现场使用部分伴生气和/或气举气满足现场能源需求, 剩余气体排空 (G1) 或火炬燃放 (G2) ;

G4:伴生气和/或气举气注入油藏或气藏;

G5:该拟议项目活动没有注册成为自愿减排项目;

G6:以回收、运输和利用的伴生气和/或气举气为原料, 生产其他产品。

通过项目设计分析可知, 项目的替代情景必须是G1、G2、G3和G5, 以符合方法学的适用要求。项目没有进行G4和G6的可能性。

同理, 石油和天然气基础设施可能的替代方案必须是P4“现有石油和天然气加工设备继续运行, 不对设备做任何重大改变”和P3“提供回收气至现有气体加工厂和建设必要的加工设备, 本项目活动未注册成为自愿减排项目”。项目没有进行P1、P2和P5的可能性, 限于篇幅, 其具体内容不再列出。

再次, 气举气利用可能的替代方案必须是O1“在实施气举措施的项目活动中, 使用与项目活动相同的气举气来源和量”。项目没有进行O2、O3和O4的可能性, 限于篇幅, 其具体内容不再列出。

步骤2——从法律方面评估替代方案。

此步骤旨在说明替代方案是否在法律、法规、标准等的许可范围之内。实施后, 通常只剩下两种情形:一是拟议的项目活动 (其中不申请温室气体自愿减排项目) , 二是可能的基准线情形。

步骤3—经济分析。

对于识别基准线的准则, 需要最后一个步骤——经济性分析, 也就是额外性论证。是否是基准线, 取决于拟议的项目活动是否具有经济吸引力。

3 额外性论证

目前“额外性论证与评价工具”的最新版本是第7版, 分为5个步骤:

步骤0:论证拟议项目活动是否是史无前例;

步骤1:识别符合现行法律法规的替代项目活动;

步骤2:投资分析;

步骤3:障碍性分析;

步骤4:普遍性分析。

其中步骤0可选, 根据“首例项目的额外性论证指引”, 如果能够论证项目属于首例, 则项目具有额外性, 否则继续步骤1。例如, 中国已有3个项目在CDM机制下注册[4], 伴生气回收利用项目不能算是首例申请, 因而转入步骤1。

在经过步骤1后, 保留的替代情形通常包括项目活动, 以及另外一种或两种替代情形。这些替代项目活动符合强制性的法律法规。

投资分析和障碍性分析二者可选其一。

投资分析参考使用最新版本“投资评估指导方针分析”。通过查询, 已经注册的3个CDM项目基准收益率的选取来自《建设项目经济评价第三版》, 石油行业税前基准收益率为12%。如果实际计算的IRR小于该基准收益率, 则还要通过敏感性分析进行进一步论证。敏感性分析目的在于确保在这些参数的变动范围在±10%以内, 使得IRR保持不超过该基准收益率[5]。

障碍性分析是指在识别出这些潜在风险后, 分析障碍对项目活动及其他替代方案的影响。

普遍性分析采用的工具为“普遍性分析指南”, 目的在于定量、定性证明类似项目的活动并不是一种普遍项目活动。重点是分析类似项目的活动以及项目之间存在的区别, 例如在政府补贴等方面存在的区别。

至此, 额外性论证过程完成。以上过程的完成可以初步认定项目是具备额外性的。

4 减排量计算

(1) 计算基准线减排量, 使用的公式是:

其中, VF, y——回收利用的伴生气体积, Nm3;

NCVRG, F, y——回收利用的伴生气平均热值, TJ/Nm3。需要实际测量, ;

EFCO2, Methane——CH4的二氧化碳排放系数, t CO2/T J。这里采用保守算法。根据方法学的要求, 取54.834 t CO2/TJ, 不需监测。

(2) 计算项目减排量, 使用的公式是:

其中, PECO2, fossilfuels, y——回收、预处理和输送伴生气过程消耗化石燃料所产生的排放量, t CO2e;

PECO2, elec, y——回收、预处理和输送伴生气过程消耗电能所产生的排放量, t CO2e。

以上两者按照最新版本的“化石燃料燃烧导致的项目和泄漏的二氧化碳排放计算工具”和“电力消耗导致的基准线、项目和/或泄漏排放计算工具”进行计算。

(3) 计算泄露排放量LEy。计算方法与项目减排量计算采用的工具相同。

最终, 计算总排放量。即:

5 监测方案

方法学CM-029-V01规定需要监测的参数仅有两个:气体总收集量VF, y和收集气体的平均净热值NCVRG, F, y。其中前者使用的监测器具是流量表, 用点测的方式在预处理厂的出口处 (即图1的F点) 连续测量气体量;后者采用化学分析的方法, 首先定期采样, 然后根据相关国际标准分析质量组成, 再根据质量组成比例对各种气体组分的净热值进行加权平均, 算得平均净热值。组分分析和净热值计算每月至少实施一次。

采样和分析需遵循国际标准, 如表1所示。

6 结束语

通过研究中海油海上伴生气回收利用项目CCER开发的方法学, 通过边界划定、基准线情景识别、额外性论证、减排量计算监测方案等内容可以看出, 海上伴生气回收利用项目具备CCER开发的基本条件, 有适用的方法学, 监测参数简单清晰, 监测设备和程序明确。已有注册和签发为CDM项目的案例, 属于CCER开发的优质项目。以此伴生气回收利用类自愿减排项目的探索为鉴, 期待能有更多类型的项目可被设计开发并申请备案, 为项目带来更多经济价值。

参考文献

[1]李婕, 王伟峰, 李承义.加强我国碳资产管理之我见[J].电力技术经济, 2007, 19 (5) :39-42.

[2]谢正武, 刘健平, 苏新, 等.中央企业参与碳交易机制的方案研究及建议[J].中国能源, 2013, 35 (9) :22-25.

[3]陈一然, 姜海凤.中国海洋石油总公司温室气体盘查项目工作实践与经验[J].低碳世界, 2013 (2) :54-59.

[4]吴世亮.我国应尽快介入国际碳交易并积极发展碳金融市场[C]//北京中青年社科理论人才“百人工程”学者论坛.2009.

3.石油破乳剂项目可行性分析报告 篇三

原油破乳剂的机理是相转移一反向变形机理。加入破乳剂后发生了相转变，即能够生成与乳化剂形成的乳状液类型相反的表面活性剂（反相破乳剂）。这类破乳剂与憎水的乳化剂作用生成络合物，从而使乳化剂失去了乳化性能。碰撞击破界面膜机理。在加热或搅拌的条件下，破乳剂有许多的机会碰撞乳状液的界面膜，或吸附在界面膜上，或排除替代部分表面活性物质，从而击破界面膜，使其稳定性大大降低，发生了絮凝、聚结而破乳。

可行性分析报告目录

第一章  项目总论

第二章  项目背景和发展概况

第三章  项目产品市场分析

第四章  建设地点选择与建设条件

第五章  项目工厂技术方案

第六章  环境保护与劳动安全

第七章  组织机构与人力资源配置

第八章  项目实施进度安排

第九章  投资估算与资金筹措

第十章  经济效益分析

第十一章  国民经济评价、社会评价

第十二章  风险分析及防范策略

第十三章  研究结论与建议

可行性分析报告目录内容

第一章  项目总论

总论作为可行性分析报告的首要部分，要综合叙述研究报告中各部分的主要问题和研究结论，并对项目的可行与否提出最终建议，为可行性研究的审批提供方便。

第一节  项目背景

一、项目名称

二、项目的承办人及承办单位

三、项目拟建地址

四、项目可研报告编制依据

第二节  项目主要技术经济指标表

第三节  项目可行性研究结论

一、项目规模及用地要求

二、项目工程技术方案

三、工厂组织及劳动定员

四、项目建设进度

五、投资估算和资金筹措

4.海上石油天然气项目可行性研究报告 篇四

摘要：本文通过对《石油天然气工程项目建设用地指标》（建标〔2009〕7号）中长输管道站场用地指标的分析，提出了指标调整、设计、用地申报等方面的见解，为从业人员理解用地指标、节约集约用地提供了较为实用的参考依据。

关键词：燃气工程论文

随着国家对土地利用的严格控制和管理，各行业均对各类建设用地编制了相关的用地指标，中石油行业的建设用地也在管控的范围之内，2009年，国家发布了《石油天然气工程项目建设用地指标》（建标〔2009〕7号）。为更好地理解、使用该指标，有必要对其进行深入分析，并寻求新的设计手法，为节约集约用地提供参考依据。

1用地指标解读

1.1用地指标数据来源

用地指标的数据来源于当时已建的石油天然气工程项目和正在投产运营的石油天然气工程项目，对这些数据进行分类整理以后，按照同类别的站场分别取值的原则，考虑到用地面积能概括大多数场站建设用地的因素进行确定。

1.2用地指标概念

《石油天然气工程项目建设用地指标》中所说的用地指标指的是场站围墙轴线以内的用地指标，因为围墙范围以内的区域其面积是可控的，各功能区块的面积以及防火间距均是有依据和有章可循的；而围墙以外的区域是不可控的，包括边角地、夹心地、边坡、挡墙、截排水沟等，其面积无法预料。所以用地指标指的是围墙轴线范围以内的用地面积。

1.3规范及环保安全理念对用地指标的影响

用地指标的数据来源于当时已建或已投产的石油天然气工程项目（该用地指标开始编制的时间为2005年底），被统计数据的这些项目设计时所采用的主要规范为《原油和天然气工程设计防火规范》（GB50183―93），而2005年3月1日以后的项目设计所采用的主要规范为《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183―2004），同时老规范《原油和天然气工程设计防火规范》（GB50183―93）废止，这两本规范在站内各设施之间的防火间距有较大的区别，比方说按照老规范，工艺区与综合值班室之间的距离为10～15m就已经满足规范要求，而新的规范其间距需要22.5m以上。另外为提升场站的安全系数，进出站ESD区都从工艺区分离出来独立成区布置；为贯彻以人为本的安全理念，控制室等人员集中的场所从生产区分离出来独立成区布置，详见图1；为贯彻环保设计理念，场站内雨水均设置雨水收集蒸发池集中起来不四处散排。以上这些均对用地面积有较大的影响，相对于老规范以及用地指标而言，都有较大幅度的增加。

1.4用地指标中站场类型的功能解释

各类型站场的功能介绍是根据站场的数据来源，多个同类型站场共同覆盖这些基本功能，而不是指单个站场包含了该类型站场的所有功能。比方说某类型的站场有A、B、C三座，而该类型的站场具有功能1、2、3三种功能模块，其中站场A包括了功能1、站场B包括了功能2、站场C包括了功能3，这样，该类型的站场其功能模块就会概括为A、B、C三种。

1.5功能的变化

1.5.1功能替代该类型站场原有功能采用了不同于标准的新方法予以实现，尽管该新的方法会导致站场用地面积的增加，但该方法符合国家节能减排的方针、政策，并有利于支持民族产业的发展和技术进步。这种情况导致用地面积的增加，可以向有关部门作出合理的解释。详见图2。该类型站场出现以前没有出现过的功能模块，比方说天然气的分输站，由于干线来气压力较高、分输支线压力较低，在高压差的情况下降压保持流量不变，会出现冷凝，为了解决这个问题，需要在分输站增加一套加热系统。这种情况导致用地面积的增加，也可以向有关部门作出合理的解释。详见图3。

1.6用地指标中附表数据来源的精简

用地指标中附表中的数据对收集的大量的原始数据进行料精简，原因是国土资源部从节约用地的角度出发，将用地面积较大的、利用系数较低的站场从统计数据中进行了剥离，对用地面积相对较为节约、利用系数较高、量值差别不太大的比较集中的数据予以保留，并取其平均值作为基础进行指标确定。

1.7调整系数

《石油天然气工程项目建设用地指标》中所说的调整系数是指地形地貌等场地条件的变化，会使场站内竖向布置方式不同，如台阶、放坡、挡护等处理方式，所以要采用一定的调整幅度。站场建设用地指是指平原地形地貌站场围墙内用地面积，站场建设用地在此基础上考虑不同地形地貌的差别按地形地貌调整系数进行调整，调整后的用地面积包括了填方边坡、挖方边坡、截水沟等设施的占地，不包括站外边角地及代征地部分，站外边角地及代征地面积要根据具体情况与当地有关部门协商确定。”

1.8指标调整

《石油天然气工程项目建设用地指标》中的大部分站场用地指标是采用典型站场分档统计分析法，以典型站场分档用地平均值为基础确定的，在实际运用中，适用条件和相关标准与本标准设定条件和标准不一致时，可根据实际情况进行适当调整，但要附调整原因的详细说明。

2指标调整应注意的问题

当适用条件和相关标准与国家用地指标设定条件和标准不一致时，根据实际情况论证后对指标进行调整。站场设定条件主要有功能设施区块用地和管径序列。如果某类站场增加了用地指标中没有的功能或设施，应加上由于增加该功能或设施而增加的用地作为指标调整。这部分用地包括功能或设施区块实际用地、防火间距用地及因需要规整站场边界而增加的用地。对于管径超过指标的管径序列范围，且超过附表中用地指标测算表中相应输送介质最高管径的站场，可以根据实际需要进行指标调整。在设计文件和专门的用地报批文件中，当站场用地面积超过经地形地貌调整系数调整后的用地指标值时，应详细说明原因。

2.1由于管径增大需要说明的内容

（1）经过本站的干线最大管径；（2）指标中同介质、类型站场进行用地测算时的最大管径；（3）由于管径的增大导致哪些设备的体积尺寸、间距增大，以及相应增加的土地用量。例如：同一站场涉及多种管径，应取其最大管径作为指标套用的依据，且由于管径的增大，导致相应设备尺寸及各种配套设施用地面积的增加。

2.2由于发变电设施规模增大需要说明的内容

（1）采用的电压等级；（2）变配电设施与常规相比，增大的内容及由此到来的用地面积的增加量。例如：电驱压气站中110kV变电站，为了便于与压缩机组之间的联系，缩短电缆长度，减少线损，变频间单独设置、靠近压缩机厂房，这样多出来一个单体，且体量比较大，导致用地面积的增加。详见图4。

2.3增加的工艺区需说明的内容

（1）说明增加的工艺区名称以及因此带来的用地面积的增加量；（2）对于因储罐数量、压缩机机组数量增加的站场，应按指标规定的算法计算增加的用地量；（3）除了按照指标规定的要求计算增加的用地量以外，指标中找不到对应项的，应说明增加的工艺区的功能、自身用地面积及其所带来的安全距离、道路等增加的用地。

2.4增加多路分输需说明的内容

说明分输的路数、各分输的去向以及由此带来的用地增加量。例如：同样是分输站，但分输用户数量不一样，即分输的路数不一样，分输路数多的其用地面积自然会增加，所以不能单纯的以分输站去套用指标。详见图5。

2.5增加的站场类型需说明的内容

对于用地指标中没有的站场类型，不要在站场用地规模的指标值中套用相似类型的站场指标，而应在说明中说明这属于指标值没有涵盖的新型站场。（1）原油站场类型：注入（输入）站、注入（输入）泵站、分输站、分输泵站、减压站、减压热站、注入加热站等。（2）成品油站场类型：注入（输入）站、注入（输入）泵站、减压站（。3）天然气站场类型：分输压气站。以上站场类型都是在已有的工程项目中出现过的，但指标中并没有将其纳入进来，所以要逐个功能进行核实，不能简单套用指标。

2.6规划原因导致用地增加需说明的内容

当管辖站场位置的规划等有关单位对站场防火间距、规划布局等方面有特殊要求时，应说明由此带来的用地面积的增加量。例如：规划要求站内各设施与站外周边各设施之间的安全距离达到一定的量值，但这个距离又包括在围墙范围之内。详见图6。

2.7由于消防安全、环保、灾害等专项报告要求的原因说明

应说明专项报告中对高于防火规范的具体要求，以及由此带来的用地面积的增加。例如：西一线西段鄯善、雅满苏、哈密、红柳等无水站场，由于没有水源，无法设置水消防，功能区块之间的防火间距是规范要求的三倍。详见图7。2.8标准的改变导致用地增加需说明的内容应说明带来用地变化的新标准的具体条款，以及由此带来的用地面积的增加量。例如：规范的修编与更新，会对以前不太合理的间距适当调整，使之符合客观实际、更加安全，新规范间距的加大会增加用地面积。

3设计时应注意的问题

（1）工艺专业在确定进行站场类型的时，既要体现其主要功能，又不要忽略影响站场用地面积的次要功能，全面的.站场类型名称，才能防止因站场名称不准确而造成用地指标套用的偏差。例如：具备分输、加压功能的站场，不能只说压气站或泵站，更不能只说分输站，应取名为分输压气站或分输泵站。（2）在防火规范不禁止的前提下，火灾安全性质类似的工艺设备尽可能合并，以减少功能区块和占地面积。例如：各设施之间留有必要的安装距离、巡检空间，满足防爆间距的要求就可以了，没有必要人为地分成多个区块、增加用地。（3）在不影响使用及美观的前提下，建筑设施尽可能合并，以减少占地面积。例如：站内建筑单体只出现值班室或办公楼、综合设备间、压缩机厂房、变频间、泵房或泵棚等，如果除此以外还有别的建筑单体，则有合并的必要。（4）与其他设施具有较大防火间距的设施，如消防泵房、变电所、加热炉，尽量靠近角落布置，其次靠近围墙布置。以减少因防火间距而造成站场用地面积的增加。这种布置方式可以减少设施一侧或两侧的防火间距所需要的占地。（5）充分利用功能区块之间的安全距离设置道路，并尽量减少环型道路的设置，以减少站场用地面积。在两功能区块之间的安全距离里面设置道路，意味着道路并不占用额外的用地面积；在满足要求的前提下减少环道的设置，不仅能节约用地，而且能提高道路的利用率。（6）在满足站场功能实现的同时，不要过分的追求外形的规整，以减少不必要的用地。当规整站场外形需要增加较多用地时，建议保持不规则形状，节约用地。（7）确定各功能区块及各设施之间的距离时严格按照规范要求的起算点进行，区块之间从设施边缘算起，避免从区块边界算起而认为的增大距离、增加用地面积。例如：加热炉、水套炉、锅炉从烧火口或烟囱算起，如果单纯的从这些区块的边界算起，虽然能满足规范的要求，但造成了不必要的浪费。详见图8。（8）合理采用新的设计手法，既满足功能要求，又能有效的减少用地面积。例如：储罐区采用下沉式罐组设计，四周消防道路采用高路堤形式，由于能很便利地达到罐组内有效容积的要求，无需人为地扩大罐组占地面积去满足有效容积的要求，所以能有效地缩减用地面积。详见图9。站内管网采用地上多层桥架敷设形式，既能解决埋地管道防腐难处理的弊端，又能缩减管廊用地面积。详见图10。

4用地申报材料

在用地申报材料中，应明确各站的用地指标值、地形地貌调整系数、经地形地貌调整系数调整后的用地指标值、站场围墙内用地面积、其他用地组成等。如需进行指标调整，或称超指标用地，应说明调整的原因。建议场站用地面积申报材料应分成如下几个部分：（1）围墙轴线范围以内的用地面积（如有放空区时，应单独计列，用地指标中有放空区这一项）；（2）围墙轴线范围以外的用地面积（如不在围墙内的边坡、挡护、截排水设施、边角地、夹心地等）；（3）站外道路用地面积（含路边沟、桥涵等附属设施）。在用地申报材料中，建议强调总、分的层次问题，应对该项目总的用地、各分项用地都有详细的数据。按照指标的要求，如果各类型的站场用地面积均控制在用地指标要求的范围以内，那总的用地肯定不会超标。如果个别站场的用地面积超过了指标的要求，但对超标部分的原因有客观、充足、详尽的说明文件作为支撑，而且该项目总的用地面积并不超标准，那么该项目的用地报审时也能较为顺利通过。

5关于设计深度

由于各项目在可研、初设的审查时，会用《石油天然气工程项目建设用地指标》来衡量，这样就要求我们的前期工作做的更细，尽可能的往施工图的深度靠拢，因为用地指标的数据来源于各项目的实际用地，而设计前期的用地面积一般都会偏大，所以为了符合用地指标的要求、达到国家节约用地的方针、政策，这就对项目前期的设计深度提出了更高的要求，在设计周期及设计投入方面需要做大量的工作，当然，这需要各部门、各专业通力合作，包括业主对项目的总体协调。

6结语

《石油天然气工程项目建设用地指标》从节约集约用地的原则出发，对各项目的用地提出了控制指标的要求，促使设计人员在技术方案的确定时精益求精，不仅使国家用地指标能够得到较好的贯彻，而且使设计水平得到了逐步的提升。

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5.海上石油天然气项目可行性研究报告 篇五

热注锅炉节能降耗工程

放空天然气回收综合利用

稠油污水处理回用节水工程

降低油气损耗节能工程

供用电系统节能改造工程

乙烷裂解炉及急冷油减黏系统改造

炼油污水深度处理及综合利用

老区乙烯装置节能改造

二蒸馏加热炉改造

1#常减压与1#ARGG能量优化改造

全厂节电技术改造

加氢裂化低分气优化利用

全厂生产装置热联合优化改造

加油站供暖节能改造

庆铁老线节电技术改造

节油装置与自动计量远程监控系统

钻机“油改电”

能效改进系统及节能项目评价

6.海上石油天然气项目可行性研究报告 篇六

建设项目安全设施竣工验收管理暂行办法

第一章

总则

第一条

为加强中国石油天然气股份有限公司（以下简称股份公司）建设项目安全设施竣工验收管理，明确职责分工，规范验收程序，根据《中华人民共和国安全生产法》等法律法规，制定本办法。

第二条

本办法适用于股份公司总部机关、专业分公司及地区公司和全资子公司（以下统称地区企业）的建设项目安全设施竣工验收。

股份公司及地区公司的控股公司通过法定程序实施本办法。参股公司参照本办法执行。

第三条

本办法所称建设项目是指新建、改建及扩建油气田地面、炼油化工、油气储运、加油（气）站等矿山和用于生产、储存、装卸危险物品的建设项目。其他建设项目参照本办法执行。

按照股份公司工程建设项目管理办法，建设项目分为一类、二类、三类和四类项目。

第四条

本办法所称安全设施竣工验收，是指检验建设项目是否按照国家法律法规、标准规范和安全设施设计专篇要求建成，能否合法、安全生产和使用所做的验收工作。

第五条

建设项目经安全设施竣工验收合格后方可正式投入生产或使用。

第六条

股份公司对建设项目安全设施竣工验收实行总部监督、分级组织管理，坚持“谁组织验收、谁对验收结果负责”的原则。

专业分公司负责一类、二类项目的安全设施竣工验收，地区公司负责三类、四类项目的安全设施竣工验收。

第二章

机构与职责

第七条

股份公司安全环保与节能部主要履行以下职责：

（一）组织制订股份公司建设项目安全设施竣工验收管理制度；

（二）对股份公司建设项目安全设施竣工验收工作进行综合监督管理；

（三）按照国家有关规定向国家安全生产监督管理部门报送建设项目安全设施竣工验收情况。

第八条

专业分公司主要履行以下职责：

（一）组织制定安全设施竣工验收计划；

（二）负责组织一类、二类项目安全设施竣工验收；

（三）负责组建本专业安全设施竣工验收专家库；

（四）对地区公司的安全设施竣工验收工作进行监督检查。第九条

地区公司主要履行以下职责：

（一）编制安全设施竣工验收计划，并向专业分公司报送安全设施竣工验收计划；

（二）负责向专业分公司申请一类、二类项目安全设施竣工验收；

（三）负责组织三类、四类项目安全设施竣工验收。第十条

无专业分公司主管的单位建设项目安全设施竣工验收由本单位负责组织。

第十一条

专业分公司、无专业分公司主管的单位每年12月底前应将本验收情况及下一验收计划报送股份公司安全环保与节能部。

第三章

安全设施竣工验收依据和条件

第十二条

建设项目安全设施竣工验收主要依据包括：

（一）国家有关法律法规；

（二）适用的标准和规范；

（三）股份公司有关规定；

（四）国家或地方政府建设项目核准、备案文件；

（五）建设项目安全设施设计专篇及批复文件，以及变更批复文件；

（六）其他相关文件。

第十三条

建设项目安全设施竣工验收应具备以下条件：

（一）建设项目安全设施按批复的安全设施设计专篇建成，施工符合国家有关施工技术标准，施工质量达到建设项目安全设施设计文件要求；

（二）建设项目经过生产考核，生产出合格产品，生产能力达到设计要求；

（三）选择具有相应资质的安全评价机构进行安全验收评价，报告内容及格式符合国家有关安全验收评价的规定和标准，验收评价中发现的问题已进行整改确认；

（四）试运行期间发现的事故隐患已全部整改；

（五）设置了安全生产管理机构或者配备安全生产管理人员，从业人员经过安全教育培训、应急训练并具备相应资格和岗位应急处置、紧急避险能力；

（六）其他相关要求。

第四章

安全设施竣工验收管理程序

第十四条

一类和二类项目所在地区公司、三类和四类建设项目所在单位应在建设项目试生产期间，委托相应资质的安全评价机构对建设项目进行安全验收评价，编制安全验收评价报告，在具备安全设施竣工验收条件、试生产（使用）截止日期前分别向专业分公司或地区公司（以下简称验收组织单位）申请验收，并提交以下文件、资料：

（一）安全设施竣工验收申请；

（二）安全设施设计审查意见书（复印件）；

（三）施工单位的资质证明文件（复印件）；

（四）建设项目安全验收评价报告及其存在问题的整改确认材料；

（五）安全生产管理机构设置或者安全生产管理人员配备情况；

（六）从业人员安全培训教育与应急训练及资格、岗位应急处置、紧急避险能力情况；

（七）法律法规规定的其他文件资料。

第十五条

验收组织单位应对提交的申请文件资料进行审核。

提交的申请文件资料符合安全设施竣工验收条件、文件资料齐全的，验收组织单位应组织成立安全设施竣工验收组，对建设项目安全验收评价报告进行审查和对现场进行查验。

提交的申请文件资料不符合要求的，验收组织单位应正式通知申请单位补正后重新上报。

第十六条

建设项目安全设施竣工验收程序可分为以下步骤：

（一）召开预备会议

1．成立安全设施竣工验收组；

2．确定安全设施竣工验收专家组组长及成员分工； 3．确定安全设施竣工验收议程。

（二）召开建设项目安全验收评价报告审查会

1．建设单位汇报项目建设情况，运行单位汇报试生产情况，设计、施工、监理等单位分别汇报安全设施设计、施工、监理情况；

2．评价单位汇报建设项目安全验收评价报告；

3．专家组对验收评价报告进行审查形成安全验收评价报告审查意见。

（三）现场查验

1．现场查验建设项目安全设施建设、运行情况； 2．现场查验安全管理机构及安全管理制度及执行情况； 3．现场查验管理人员、操作人员安全培训和持证上岗情况以及安全管理台帐等；

4．现场查验管理人员、操作人员应急响应和处置救援以及应急演练情况。

（四）安全设施竣工验收总结会议

1．明确安全设施竣工验收中发现问题及整改时间要求； 2．讨论形成安全设施竣工验收意见。验收意见为原则通过验收或不同意通过验收。第十七条

建设项目有下列情形之一的，安全设施竣工验收不得通过：

（一）未选择具有相应资质的施工单位施工的；

（二）未按照建设项目安全设施设计文件施工或者施工质量未达到建设项目安全设施设计文件要求的；

（三）重大设计变更未向安全专篇审查部门履行变更审批手续的；

（四）未选择具有相应资质的安全评价机构进行安全验收评价或者安全验收评价不合格的；

（五）安全设施和安全生产条件不符合有关安全生产法律、法规、规章和国家标准或者行业标准、技术规范规定的；

（六）建设项目试运行期间存在的事故隐患未整改完成的；

（七）未依法设置安全生产管理机构或者配备安全生产管理人员的；

（八）从业人员未经过安全教育培训、应急训练或者不具备相应资格、应急处置与紧急避险能力的；

（九）不符合法律、行政法规规定的其他条件的。第十八条

原则通过验收的建设项目，地区公司或项目所在单位按照验收意见组织整改，经验收组复核后，由验收组织单位出具建设项目安全设施竣工验收意见书。

第十九条

不同意通过验收的建设项目，地区公司或项目所在单位按照验收意见组织整改后，重新履行验收程序。第二十条

验收组织单位应按照档案管理有关规定，建立安全设施竣工验收档案。

第二十一条

专业分公司、无专业分公司主管的单位应成立本专业安全设施竣工验收专家库，并定期公布。

专家库专家应具有高级以上技术职称，具有一定的理论水平和现场工作经验，坚持原则，认真负责；专家库应涵盖工艺、设备、电气、仪表、消防、安全等相关专业。

第二十二条

分期建设、分期投产且能形成独立生产系统的建设项目，安全设施竣工验收可分期进行。

第五章

监督与责任

第二十三条

专业分公司、地区公司及建设项目所在单位应严格履行职责，加强安全设施竣工验收管理，及时组织安全设施竣工验收，确保验收工作质量。

第二十四条

专业分公司应每年进行建设项目安全设施竣工验收工作总结，对安全设施竣工验收工作成绩突出的单位和个人给予表彰，对安全设施竣工验收工作组织不力的单位和个人通报批评。

第二十五条

安全验收评价机构应严格执行国家相关规定，出具真实可信的安全验收评价报告。

安全验收评价报告存在重大缺陷、漏项，或者弄虚作假的，验收组织单位应报送股份公司工程建设承包商管理部门依据有关规定处理。

第二十六条

违反本办法规定，有下列情形之一的，给予批评教育；应当承担纪律责任的，按照股份公司违纪违规行为处分规定给予处分；涉嫌犯罪的，移送司法机关处理：

（一）建设项目不具备安全验收条件，通过安全设施竣工验收的；

（二）建设单位在安全验收中提供虚假文件、资料的；

（三）建设项目未经安全验收或安全验收不合格，仍继续生产（使用）的；

（四）安全评价机构出具虚假报告、证明的；

（五）其他违反本办法规定的。

第六章

附则

第二十七条

本办法由股份公司安全环保与节能部负责解释。

第二十八条

7.石油天然气建设工程质量研究论文 篇七

1石油天然气建设工程施工质量验收

工程质量验收即石油天然气建设工程承建单位在对竣工质量自我检测与评价确认合格的基础上，与工程建设有关的部门与单位对检验批等建设质量进行抽样检查，依据国家有关标准对工程的质量进行书面总结，分析判断是否合格。质量验收与过去的质量检验评定有着明显的区别，实行验收与评价分别进行的方式。过去的质量控制体系主要有评定标准、质量验收组成，两者之间重复性内容较多、矛盾复杂。

另外，质量验收保证了工程相关的各个单位与部门都能参与其中。在评定中，采用等级制度对质量进行划分。在质量验收中，建设、监理、监督等单位都必须履行自己的职责，也能行使自己的权利。石油天然气建设工程内容繁琐、条目众多，质量验收程序十分复杂，所以将整个工程进行科学合理地划分对加强验收的可操作性、有效性具有重要意义。若划分方式不科学，就会导致整个验收内容混淆或者出现重大安全问题，而且这些问题隐藏在复杂的工程中，不容易被验收人员发现。在保证系统完整的前提下，合理地将验收内容划分为几个层次，每个层次以及子工程指派专人进行跟踪、负责，分工更加明确，工作内容也更具有针对性。

另外，在质量验收中还能及时发现其中存在的质量问题与安全问题，及时整改，有效保证石油天然气建设工程施工质量。

2关于石油天然气建设工程施工质量验收划分的研究

2.1石油天然气建设工程安全建设主要内容。

安全作为石油天然气建设工程的重中之重，需要给予足够的重视。安全建设主要体现在以下几个方面：管材与管件。对城镇燃气工程管材的选用要根据工程的技术要求，管件选用的材料、壁厚、介质、使用温度、施工环境等按《钢制对焊无缝管件》GB/T12459-2005可以满足要求，PE管用管件应符合《燃气用埋地聚乙烯管件》GB15558.2-2005；土方工程。城区燃气管道（不包含庭院管网）设计压力≥0.8MPa时，管道沿线应设置路面标志。若设计有特殊要求时按设计要求执行；地下燃气管道与相邻建、构筑物或相邻管道之间的水平净距及垂直净间距应符合《城镇燃气设计规范》GB50028-2006相关要求。

2.2施工质量验收划分目的。

石油天然气建设工程施工质量验收主要是对施工过程与工程竣工验收阶段进行有效控制，是保证质量符合国家标准与设计标准的重要手段，将质量验收划分成科学、合理的层次具有必要性。通过对划分层次的检验与最后验收部门的最终确定，能够实现对石油天然气建设工程施工质量的过程与终端的有力控制，保证质量与决策时确定的质量标准相契合。

2.3施工质量验收划分层次。

单位工程；子单位工程；分部工程；子分部工程；分项工程；检验批。

2.4施工质量验收划分依据。

工程设计图纸、SY4200-2007验收通则、GB50300-2001建设工程施工质量验收标准。

2.5施工质量验收划分原则。

（1）石油天然气建设工程中需要用到的专业知识很多，为了保证工程划分的科学性，将整个工程项目划分为单项工程。

（2）石油天然气建设建筑安装工程竣工验收时执行GB50300-2001建设工程施工质量验收标准，其余部分以SY4200-2007验收通则为标准[1-2]。

（3）划分检验批的依据：施工标准、质量控制标准、专业验收需要。石油天然气建设工程通常将一个设计系统、组别、设备台套等划为一个检验批。

2.6施工质量验收划分。

家用、商业、工业石油天然气建设工程均应符合设计文件的要求和现行国家标准《城镇燃气设计规范》GB50028的相关规定。1991年建设部、劳动部和公安部联合颁布的第10号令《城市燃气安全管理规定》中要求城市燃气工程在质量验收时，应组织城建、公安消防、劳动等有关部门及燃气安全方面的专家参加。

2.7其它。

质量验收中本文中未提到的划分部分参见SY4200-2007验收通则与GB50300-2001建设工程施工质量验收标准。

3结语

石油天然气是国家当前阶段的经济发展中不可缺少的能源之一。为保证能源的合理利用，国家应该加强对石油天然气建设工程施工质量的验收与划分重视程度，对参与工程的各个人员以及牵涉到的众多环节进行严格控制，依照质量验收划分标准对工程进行质量控制与安全控制。

参考文献：

8.海上石油天然气项目可行性研究报告 篇八

炼油与销售分公司、化工与销售分公司文件 油化字〔 2006 〕 185 号

关于印发《 中国石油天然气股份有限公司炼油化工建设项目投料试车条件》 的通知 各有关单位：

为进一步促进新建和改扩建炼油化工装置投料试车的科学化、制度化、规范化管理，现将《 中国石油天然气股份有限公司炼油化工建设项目投料试车条件》 印发给你们，要求各单位结合本单位实际，按照生产受控管理要求，严格按照投料试车应具备的22 项100条的条要求进行检查确认，做到试车工作的本质安全，保证试车预定日标实现。

中国石油天然气股份有限公司炼油化工建设项目投料试车条件

一、工程中间交接完成 1 ．工程质量合格；.“三查四定”的问题整改消缺完毕，遗留尾项已处理完； 3 ．影响投料的设计变更项目已施工完； 4.工程已办理中间交接手续； ．现场施工用临时设施已全部拆除； ．设备位号和管道介质名称、流向标志齐全； 7.现场清洁、无杂物、无障碍。

二、联动试车已完成 ．吹扫、清洗、气密、干燥、置换、三剂装填、仪表联校等已完成，并经确认； 9 ．设备处于完好备用状态； 在线分析仪表、仪器经调试具备使用条件，工业空调已投用； ．仪表、计算机的检测、控制、联锁、报警系统调校完毕、准确可靠；．岗位工器具已配齐。

三、人员培训已完成 国内外同类装置实习、培训结束； ．已进行岗位练兵、模拟练兵、事故预案演练，达到“三懂六会”（三懂：懂原理、懂结构、懂方案规程；六会：会识图、今操作、会维护、会计算、会联系、会排除故障），提高“六种能力”（思维能力，操作、作业能力，协调组织能力，应急能力，自我保护救护能力，自我约束能力）;.操作规程、投料试车方案已按岗位培训，并考核合格，各级管理人员、技术人员、操作人员达到任职上岗条件； ．已汇编国内外同类装置事故案例，并组织学习，对本装置试车以来事故和事故苗头本着“四不放过”的原则（事故原因分卞不清不放过，事故责任者和群众没有受到教育不放过，没有防范措施不放过，事故相关责任人未处理不放过），已进行分析总结，吸取教训； 17 ．各工种人员经考试合格，已取得上岗证； ．员工已按“百分之百持证上岗，百分之百掌握岗位应如应会操作知识和技能”的要求进行考核。

四、各项生产管理制度已落实 ．岗位分工明确，岗位责任、班组生产作业、巡回检查、交接班等各项制度已建立，操作规程、岗位操作卡、工艺卡片编制、审批已完成； ．公司、分厂、车间三级试车指挥系统已落实，开工领导小组已成立，干部已值班上岗，并建立例会制度； ．公司、分厂两级生产调度制度已建立； ．已做到各种指令、信息传递文字化，原始记录数据格式化。

五、经上级批准的投料试车方案已向生产人员交底 ．投料试车方案主操以上人员已人手一册，岗位操作规程、岗位操作卡已下发到岗位，工艺卡片已摆放，开工统筹图、组织网络、盲板表等已落实； 24 ．已实行“看板”或“上墙”管理； ．已进行试车方案交底、学习、讨论，每一试车步骤都有书面方案，从指挥到操作人员均已掌握； ．各类事故应急救援预案已编制完成并组织演练。

六、保运工作已落实 ．保运的范围、责任已划分； 28 ．保运队伍已组成； ．保运人员已经上岗并佩戴标志； 30 ．保运设备、工器具已落实；

31.保运值班地点已落实并挂牌，实行24 小时值班； 32 ．保运后备人员已落实；

．物资供应服务到现场，实行24 小时值班； 34 ．机、电、仪修人员已上岗。

七、供排水系统已正常运行

．水网压力、流量、水质符合工艺要求，供水稳定； 36 ．循环水系统预膜已合格，运行稳定；

．化学水、消防水、冷凝水、排水系统均已投用，运行可靠；

八、供电系统已平稳运行

．已实现双电源、双回路供电； 39 ．仪表电源稳定运行；

．保安电源已落实，事故发电机处于良好备用状态； 41 ．电力调度人员已上岗值班；

．供电线路维护已经落实，人员开始倒班巡线。

九、蒸汽系统已平稳供给

．蒸汽系统已按压力等级运行正常，参数稳定； 44 ．无跑、冒、滴、漏，保温良好；

十、供氮、供风系统已运行正常

．工业风、仪表风、氮气系统运行正常； 46 压力、流量、露点等参数合格。

十一、化工原材料、润滑油（脂）准备齐全

化工原材料、润滑油（脂）已全部到货并检验合格； 48.“三剂”装填完毕；

．润滑油三级过滤制度已落实，设备润滑点已明确。

十二、备品配件齐全

．备品配件可满足试车需要，已上架，帐物相符；

．库房已建立昼夜值班制度，保管人员熟悉库内物资规格、数量、存放地点，出库及时准确。

十三、通讯联络系统运行可靠

．指挥系统电话畅通，无线电话、呼叫系统通话清晰； 53 ．直通、调度、火警电话可靠好用； 54 ．岗位、直通电话已开通好用。

十四、物料贮存系统已处于良好待用状态

．原料、燃料、中间产品、产品贮罐均已吹扫、试压、气密、千燥、氮封完； 56 ．机泵、管线联动试车完，处于良好待用状态； 57 ．贮罐防静电、防雷设施完好； 58 ．贮罐的呼吸阀已调试合格；

59.贮罐位号、管线介质名称与流向标识完成、罐区防火有明显标志。

十五、运销系统已处于良好待用状态

．铁路、公路、码头及管道输送系统已建成投用；

．原料、燃料、中间产品、产品交接的质量、数量、方式等制度已经落实； 62 ．不合格品处理手段已落实；

产品包装设施已用实物料试车，包装材料齐全； 64 ．产品销售和运输手段已落实；

．产品出厂检验、装车、运输已演习。

十六、安全、消防、急救系统已完善，政府相关部门审批手续齐全，批复意见落实

．动火制度、禁烟制度、车辆管理制度、安全生产管理等各项制度、规程、台帐齐全，HSE 体系建立，人员经安全教育后取证上岗。

．现场防火、防爆、防中毒、防辐射及道路通行等各类安全标志齐全；

．专业消防队的消防巡检制度、消防车现场管理制度已制定，消防战斗方案已落实，消防道路已畅通，并进行过消防演习，消防车在现场监护； 69.岗位消防器材、护具已备齐，人人会用； 70 ．气体防护器具和救护措施已落实；

71.现场人员劳保用品穿戴符合要求，职工急救常识已经普及．现场急救站已建立，并备有救护车等，实行24 小时现场值班；

．生产装置、罐区的消防泡沫站、汽幕、水幕、喷淋、火灾报警仪、温感和烟感报警仪、可燃气体和有毒气体监测仪、工艺联锁和报警系统等已全部投用，完好率达到100 %;73 ．安全阀试压、调校、定压、铅封完；

．锅炉、压力容器、行车、电梯已获相关部门确认并取证； 75 ．盲板已有专人管理，设有台帐，车间挂图标，观场挂牌；

．已按照国家和地方政府有关安全、消防、职业卫生等法职要求，取得政府相关部门的审批手续，落实批复意见。

十七、生产调度系统已正常运行

．公司、分厂两级调度体系已建立，各专业调度人员已配齐，并考核上岗； 78 ．试车调度工作的正常秩序已形成，调度例会已建立；

．调度人员已熟悉吝种物料输送方案，厂际、装置间互供物料关系明确且管线已开通； 80 ．试车期间的原料、燃料、产品、副产品及动力平衡等均已纳入调度系统的正常管理之中。

十八、环保工作达到“三同时”要求

．生产装置“三废”预处理设施已建成投用，“三废”处理装置已建成投用；

事故状态下防范环境污染事故的环保应急设施投用，环境应急救援预案编制完成并经过演练；

．环境监测所需的仪器、化学药品已备齐，分析规程及报表已准备完；

．环保管理制度、各装置环保控制指标、采样点及分折频率等经批准公布执行； 85 ．与环保相关的政府审批手续齐全，批复意见落实

十九、化验分析准备工作已就绪

．中化室、分析室已建立正常分析检验制度；

．化验分析项目、频率、方法已确定，仪器调试完，试剂已备齐，分析人员已上岗； 88 ．采样点已确定，采样器具、采样责任已落实； 89 ．摸拟采样、模拟分析已进行。

二十、现场保卫已落实

．现场保卫的组织、人员、交通工具等已落实； 91 ．入厂制度、控制室等要害部门保卫制度已制定； 92 ．与地方联防的措施已落实并发布公告。二

十一、生活后勤服务已落实

．职工通勤车满足试车倒班和节假日加班需要，安全正点； 94 ．食堂实行24 小时值班，并做到送饭到现场； 95 ．倒班宿舍管理已正常化； 96 ．清洁卫生责任制已落实。

二十二、试车指导人员和国外专家已到现场

．国内试车指导队和国外专家已按计划到齐；

．国内成车指导人员和国外专家的办公地点、交通、食宿等安排就绪；

99，现场翻译已配好，与试车指导队和国外专家协同工作的专业技术人员配备齐全； 100 ．投料试车方案已得到国外专家的确认，国内试车指导人员的建议已充分发表。

装置开工验收单

生产组检验收内容

序号

检查内容

验收确认

符合不符合

车间开工指导小组成立，岗位操作人员经过培训并考核合格。

车间（装置）已对开工自检项目进行检查验收，填写自检验收单，对存在的问题已整改完毕。

开工文件和手续齐全，包括开工申请书、符合审批手续的方案、规程及操作卡、（临时）工艺卡片、开工指令单等。

开工方案及各项操作卡、操作规程、工艺规程、（临时）工艺卡片、安全环保预案、操作记录等技术资料准备齐全并下发岗位。

岗位人员及运行工程师配置齐全并到位。

装置检修、技改项目全部施工完毕并进行技术交底，施工现场废料清理干净，人员撤离现场。

检维修后的设备恢复完毕，容器、管线等设备检验合格，保温恢复。

装置开工前，车间（装置）、仪表维护单位对联锁动作试验确认，填写

《联锁试验确认单》，具备投用条件，有相关记录及确认人。

单机设备调试合格，具备投用条件，有相关记录及确认人。

仪表、电气设备调试正常，有相关记录及确认人。

设备标志、管道流向标志齐全、准确。

装置内部盲板拆除、安装到位（以车间盲板表为主），安全附件（安全阀、压力表等）检验合格，安装完毕并投用。

装置开工所需的原料、化工料及三剂、备品备件、工具器具准备齐全并到位。

安全措施到位，可燃气体、有毒气体报警仪灵敏好用，有相关记录及确认人。

大型机组特护小组成立，准备工作到位，开工过程中随时对机组的运行状况进行检查、监测。

电气、仪表、检修等保运人员已落实到位。

装置下水系统完好，不合格品及“三废”污染物处置手段完备。

取样点明确，化验分析仪器准备完好，分析手段已建立，分析人员齐全。

车间已指定开工安全责任人，并进行开工前的危害识别，有风险削减措施。2

重点技改项目和重大检修项目要制定专项安全管理方案。3

全员已进行开工前的安全教育。

20个作业环节的安全监控重点落实到位。5

开工过程安全监护人及安全措施落实到位。6

开工过程各项环保措施落实到位，有专人负责。7

装置固废及“三泥”按规定已进行妥善处置。

灭火器、消防栓、长管呼吸器、空气呼吸器、可燃气体及有毒有害气体检测仪等安全消防设施准备到位，数量满足装置开工要求，并保证灵活好用，配备足够的防爆工具和相应的劳保服装及气防设备。

开工期间无临时用电、动火和进入车辆等作业，所有临时用电、动火设备及设施、车辆撤离现场。10

按盲板表监督边界盲板拆除、安装完毕，确认与盲板表相符。拆、装盲板时应确认工艺过程已达到条件，并经过确认签字、消号，盲板拆除后，盲板前后阀门要关闭。

引蒸汽贯通流程时，注意管线切水，防止水击。水压、吹扫后的设备上下排空要及时关闭。

换热器引汽，一侧贯通试压，另一侧放空，机泵走出入口连通线，仪表调节阀走副线。

检查装置内下水井、地漏封堵情况符合要求。

开工所需的安全、环保方案、措施及审批手续齐全并符合要求。15

人员着装、安全防护用具是否按规定佩戴。16

所有用电设备开关处于“关”位置，无漏电现象。17

装置内不允许有设备、材料堵塞消防通道。

装置检修期间拆除的栏杆、损坏的平台已恢复原样，并保证安全可靠。19

液态烃及轻油管线的盲板拆卸时要落实防火防爆等安全保护措施。

所有高空挂物全部拆除，现场无易燃易爆、有毒有害物品存放，设备表面无积油。21

严格把好各种票证、措施落实关。

检维修后的设备恢复完毕，检修项目完成率达到100%；

容器、管线等设备检验合格，检修项目验收合格率达到100%，有完整有效的验收记录；

检修项目竣工资料齐全，动设备具有单机试车记录，静设备具有试压试漏记录； 4

转动设备单机试运合格，具备投用条件，有相关记录及确认人。

施工现场清理干净，装置区施工临时设施已拆除，设备、管线保温得到有效恢复。6

安全附件（安全阀、压力表等）检验合格，安装完毕并投用；

电气设备试车合格，符合投用条件；保护装置灵敏好用；照明状况符合工艺车间工作要求，具备送电条件；临时用电设施全部拆除。

仪表接线准确，安装规范、齐全、调校合格；各压力、温度、液位正常投用且指示准确；相关报警连锁系统确认灵敏、准确、可靠。

安全措施到位，可燃气体、有毒气体报警仪灵敏好用，有相关记录及确认人。10

大型机组特护小组成立，准备工作到位，开工过程中随时对机组的运行状况进行检查、监测。

各类设备备品备件准备齐全并落实到位。12