文件1： 22一建《市政实务》经典案例100问(15.19MB)
文件2： 2022年一建市政-24张实操图解(18.23MB)
文件3： 2022年一建《市政》-图文四色笔记【重点推荐】(38.92MB)
文件4： 2022一建《市政》章节题及参考答案(2.1MB)
文件5： 鲁班-22一建《市政实务》17-21年真题汇编_1(19.8MB)
文件6： 2022一建《市政》学霸笔记(1.7MB)
文件7： 2022一建【市政】考点速记手册(265.66MB)
文件8： 2022年一建-市政《百家讲题》胡宗强【重点推荐】(144.3MB)
文件9： ZJ-市政-思维导图.(6.89MB)
文件10： 2022年一建《市政》考点精编(57.95MB)
文件11： 22一建《市政实务》考霸笔记（新）(4.5MB)
文件12： 2022年一级市政选择易点通（练习版）(8.77MB)
文件13： 2022年一级市政实务 案例篇----《快速提分必刷题》 练习(6.3MB)
文件14： 2022一建《市政》一本通(3.06MB)
ICS75.180.10
E94 SY
备案号：38031一2013
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T10023.2-2012代替SY/T1023.22H0
海上油（气)田开发项目经济评价方法第2部分：合作油（气)田
Method of offshore oil/gas field development project economic evaluation-Part 2:Co-operative offshore oil/gas field
2012一11一09发布2013-03-01实施
国家能源局发布
1范围
SY/T123的本部分规定了海上合作油（气）田开发项目经济评价的技术要求。
本部分适用于海上合作油（气）田勒保、开发，生产各阶段经济评价。
2术语和定义
下列术语和定义适用干本文件。
2.1
石油合同contract
国家石油公司同外国企业为合作开采巾华人民共和国石油大然气资源，依法订立的包括石油大然气粉保、开发，生产等的合间。
2.2
合同区contract area
为合作开采石淘资源以地理坐标圈定的、在石油合问中所规定的海域面积。
2.3
合同者contractors
石油合同中所述的外国合同者及经何家公同同意的本合间权利和义务的受让者。
2.4
作业者operator
负责实能合同区石油作业的实体。
2.5
油（气）田ail/gas field
由石油合司规定的程序确定为具有商业价值，由可能被或未被所层复杂化的、同一的、独立的地质构造内一个图闭或儿个相关图闭中的个或儿个重叠油层所组成的石油聚集。
2.6
石油作业petroleum operations
按石油合同规定所进行的粉探作业、开发作业，生产作业和弃置作业，以及与这些作业相关的其他话动。
2.7
探作业exploration operations
从石油合同开始执行之日起，用地质、地球物理、地球化学和包括钻册探井在内的其他方法寻找储藏石油的圈闭的作业；在已发现石油的阁闭上为确定它有无商业价值所做的全部工作，包括钻评价井、可行性研究、编制总体开发方案：以及与上述各项作业有关的活动。
2.8
开发作业development operations
从中华人民共和同政府主管部门批准任一油（气）田的总体开发方案之日起，为实现石淘生产所进行的业，包括设计、建造，安装，钻井和有关的研究工作，以及开始商业性生产之日育所进行的与为实现石油生产有关的其他活动。
2.9
生产作业production operations
每个油（气）田从开始商业性生产之日起为生产石油（气》所进行的全部作业以及与其有关的所有活动，诸如采出、注人、增产、处理、储存、运输和提取等作业。
2.10
弃置作业decommissioning operations
油（气）田终止生产后废并处置作业·请如并及相关设范的废弃、拆除，填理，请理和恢复生态环境等作业以及相关的前阴准备活动。海上滴气田进人商业开发前，作业者在编制总体开发方案的问时应编制设施废弃处器顶备方案，报送国家能源、财政、税务上管部门备案：实施废邦处置作业前。作业者应根据国家海洋共管部门批准文件的要求编制设随泼弃处置实施方案，报回家能源主管部门备案，并按批准的方廷实随弃置作业。
2.11
开始商业性生产之日date of commencement of commercial pre0duction
任一个油（气）田完成了总体开发方案所规定的开发作业，获得政附上管部门獭发的生产设能作业许可证》之行，并根然合同规定由联合管理委贞会确定并宣布的开始牛产油（气）之目。
2.12
总体开发方案overall development pre0gram
为开发某·油《气》H由作业者制定的，经联合管理委贝会中设通过的、国家公可认可的并中时政府尘管第门批准的方案，该方案成包括门不应限干可果储量、开发井网。总体设计、生产曲线，经济分析和并发作业进度等。
2.13
勘探费用exploration cos
实范勋保作业所需的全部投资。
2.14
开发投资levelopment cost
实能开发作业、完成总体开发方案所确定的开发建设作量所需的全部投资。
2.15
生产作业费operating cost
为实施油（气）日的生产作业所荷的全都费用。
2.16
弃置费decommissioning cost
为实施油《气》田弃置作业所雷的全部费用。经济评价将按照油气田废弃处置预备方餐估算的置费进行评价。
2.17
合同利息deemed interest
国家公司和合同者在问收合问区内每一油《气)国所发生的开发费用时，按照合同规定的利率所计算的开发费用的利息。
2.18
年度油（气）总产量annual gross production of crude oil/natural gas
合同区内每一单个油（气》田在每一日历年内生产的石油《气）量扣除了石油作业用丹（气）量。
3经济评价的原则和实施要求
3.1经济评价原则
经济评价原则包括：
a)保证评价的客现性，科学性、公正性。
b)通过“有无对比”坚持定量分析与定性分析相结合，以定量分析为主。
c)坚持动态分析与静态分析相结合，以动态分析为主。
d)采用对外合作勘探、开发油（气）田的“标准合同的经济模式”，并按同家公司合同者签订的石油合问和/或补充协议进行调整。
e)遵循共同投资、互利互惠的原则，准确地分别计算、分析项目和投资各方的投资效益，同时关注资源国的主权利益。
3.2实施要求
3.2.1计算期
包括建设期和生产期。建设期应根据项目的实际情况确定
3.2.2主要参数的确定
财务评价应采用双方协商同意的、以当时国内外市场价为基础的预测价及主要有关影数。如油(气)价格变动率，酒货膨胀率等。国民经济评价经济效益和经济费用应采用影子价格计钉。评价中采用的原油及刚产品格由双方协商确定：如双方不能达成一致，作业者提出建议价格，作为项目经济评价价格，国家公司可按自己的意见进行评价，评价结果作为国家公司的决策参考。大然气价格由天然气的长期销售合同或销售意向协议确定。
3.2.3计算币种
计算货币为美元。
3.2.4计算期单位
计算期单位为年。采用年末法
3.2.5基础工作
应做好基础数据和经济参数的收集，整理、测算和分析工作。所采用的年度油（气）量、开发投资、生产作业费、预测油（气）价格、工程进度等，力求翔实、准确，避免重复计算、利意扩大或缩小，以免造成评价失真。
4资金筹措
4.1勘探费用
勘探作业所需的一切物探费用，应由合同者单独提供。在油（气）田开发项目决策之前已发生的物探投资，在开发项目评价中应视为沉没投资，不作为现金流支出，但在产品分配中。要计算勘探投资的回收，作为合作者的现金流入。在评价项目经济效益时，要预测项目决策点后将要发生的物探费，并将该部分物探费作为现金流出。
如需进行全过程经济评价，作为项目评价的参考，则评价起始年可定于勘探投资开始投入年·全部地探投资可作为现金流出.
4.2开发投资
合同区内每一油（气）田开发作业所需的开发费用，被国家公司和合同者之间所商定的该油(气)田参与权益比例，分别由国家公司与合同者承担。如有两个或两个以上的项目共用工程设施，或由共同的管理机构管理，进行项目开发，则其共用设施的投资及机构的公共管理费用中的开发投资，按国家公司与合同者之间所商定的分担办法分耀于各个项口，再按国家公司与合同者之间在各个不同项口中的开发投资比例，分别由国家公司与合同者提供。
4.3生产作业费
合问区内每一油（气）田生产作业所需的生产作业费用，应按双方各自在该油《气》田的开发参与权益比例，分别由国家公司与合同者支付。如有两个或两个以上的项目共用工程设施，或由共同管理机构管理，进行项日生产，则其共用设旌及机构的公共管理费中的生产作业费，按国家公司与合同者之间所商定的分担办法分推到各个项日，再按国家公司与合同者之间在各个不同项目中的开发投资比例，分别由国家公司与合同者提供。
4.4弃置费
合同区内每一油（气）田废弃处置所需的弃置费，应按双方各自在该油（气）田的投资比例，分别由国家公司与合同者支付。
如有两个或两个以上的项目共用工程设能，或由共同管理机构管理，进行项目生产，则其共用设施及机构的公共管理费中的弃置费，按国家公司与合同者之间所商定的分担办法分排到各个项目，再按国家公司与合同者之间在各个不同项目中的开发参与权益比例，分别由国家公司与合同者提供国家公司和合同者应根据废弃处置预备方案，按投资比例采用产量法或年限平均法计提弃置费作为环境保护。生态恢复专项资金，放人弃置费专款账户中。
ICS75.180.10
E94 SY
备案号：65461一2018
中华人民共和国石油天然气行业标准
SYT7431-2018
深水浮式结构总体性能分析推荐作法
Recommended practice for global performance analysis of deep water floating structure
2018-10-29发布2019-03-01实施
国家能源局发布
1范围
本标准规定了不同深水浮式系统总体性能分析推荐作法，内容涵盖分析方法、环境载荷计算、耦合模型搭建及分析中需要关注的关键因素等，可以为今后深水浮式系统的总体性能设计提供指导。
本标准适用于不同浮式系统的响应特性，包括“耦合效应”，“糊合分析”与“解柄分析”定义浮体及细长结构载荷模型及榈合效应，耦合分析中必要输人参数及如何有效地进行耦合分析。
2缩略语
下列缩略语适用于本文件。
CFD:计算流体力学(computational fluid dynamics）
DOFf:自由度(degrees of freedom)
DDF:深吃水浮式结构(deep draught floater)
DTU:千树装置(dry tree unit)
FE:有限元(finite element)
FD:频t域(frequency domain)
FPSO:浮式生产、储存和卸油装置(floating production storage and offloading)
FTL:流体传输管线(fluid transfer lines)
GMt纵稳心高(metacentric height,longitudinal)
GMr:横稳心高(metacentric height,transverse)
HF:高频(high frequency)
LF:低频(low frequency)
LTF:线性传递函数(linear transfer function)）
OOL:卸油管线(oil offloading line)
QTF:二阶传递函数(quadratic transfer function)
RAO:幅值响应算子(response amplitude operator)
SCR:钢质悬链线立管(steel catenary riser)
SSVR:Spar垂向支撑立管(spar supported vertical risers)
TD；时域(time domain)
TLP:张力腿平台(tension leg platform)
TTR:顶端张紧立管(top tensioned riser)
VIM:涡激运动(vortex induced motions)
VTV:涡激振动(vortex induced vibrations)
WF:波频(wave frequency)3深水浮式系统关键定义及特性
3.1定义
3.1.1运动时标
漂浮的系泊结构可能会对风，波浪、流作出响应并伴随有三种时标的运动，分别是波频运动(F),低颜运动(LF)和高频运动(HF)。作用于海上结构物的最大波浪力发生在其類率与波浪频率相同时，产生波频运动。为了避免大的共振效应，海上结构物及其系泊系统设计时通常将其共振频率设计在波频范围之外。通常纵荡、横荡及艏摇固有周期大于100s,半潜结构物的垂荡、横摇和纵招固有周期高于20s:另一方面，张力褪平台的这些固有周期低于5s,处于低波浪能量范围。由于非线性载荷效应，一些响应总是出现在固有频率附近，波浪和风荷载缓慢变化造成低频(LF)水平谐振运动，也命名为慢漂运动。高阶波浪力作用于张紧式浮式平台（如TLP及细长的重力基础式结构GBS】产生高频(HF)垂直谐报运动、鸣振及弹振。
3.1.2耦合效应
稠合效应是指对浮式结构平均位置的影响及细长结构回复力、阻尼力及惯性力的动态响应。这些力贡献详细阐述如下：
a)回复力:
1)系泊和立管系统因结构物偏移产生的静态回复力;
2)流力及其对系泊和立管系统回复力的影响;
3)海底摩擦力影响（如果系泊缆或者立管与海底接触）。
b)阻尼力：
1)系泊及立管系统阻尼，因运动、流产生的阻尼力;
2)船体或者立管接触产生的摩擦力。
c)惯性力：系泊及立管系统产生的附加惯性力。
在传统的解属分析中，a)中1)可以准确计算。a)中2)、b)中1)和©)可以近似得出。通常a)中3)和b)中2)无法计算。上述耦合分析方法可以针对这些效应进行一致性处理。
3.1.3解耦分析
解烟分析中刚性浮体运动方程在时城中求解，但是系泊及立管系统的影响通过准静态分析使用非线性弹簧求解，即准静态回复力特性，其他耦合效应，如作用于细长结构上的阻尼及流力需要基干单独评估分析，作为输入部分。
3.1.4耦合分析
在拥合分析中，对于浮体刚体模型、立管及系泊缆的细长体模型进行动态分析，同时采用非线性时域法求解。每一步都求得动态平衡，确保浮式或者细长结构属合效应保持一致。橱合效应自动包含在分析中。
3.2浮式结构主要特性
3.2.1典型深水结构物固有周期
所有类型的浮式结构的一个共同特征是它们利用剩余的浮力来支撑甲板的有效载荷并为细长结构提供张力。根据海域和海况，波浪在飞~25范围内包含有一阶简谐被能量，对于浮式结构，其运动固有。
3.2.2FPS0响应特性浮式生产储存和卸油装置(FPS0)）可移位，但通常长时间位于同一地点。该装置通常包含船体转塔、甲板生产及钻井设备。对于FPSO,由于它们的大型上层建筑和主动或被动的风向标效应，相对于流力，风力往往占主导地位。FPSO在水平面上有非常显著的低频运动效应，它们对低黏度船体阻尼引起的纵荡激励非常敏感，随着水深增加，由于系泊缆及立管阻尼增加，敏感度降低。FPSO深水系泊系统可适用多种系泊形式，对于悬链线系泊系统，波颊运动引起动态系泊力，在深水中由于更大的横向拖曳力，使其也随之增大。张紧式系泊系统不受同等水平横向运动影响，所以表现得更为准静态，对于该系统，由于系泊缆的弹性长度增加，动态力将随着水深增加而减小。鱼尾运动是由于风及流激励产生的艏摇及横荡的不稳定搏合，它与系泊系统的水平刚度相关。对于立管系统，由于显著的波频运动，通常使用柔性立管或者顺应式金属立管。
FPS0若含有一个或者数个月池，则月池中的水运动将影响船体运动。黏性阻尼对水运动有很大影响，恶劣天气中，波浪砰击及甲板上浪作为其他非线性效应也将影响FPSO运动响应。不同方向上风产生的波浪及涌组合应加以考虑，既适用于转塔式系泊船，同样适用于扩展式系泊船。迎浪及横向涌浪组合是比较关键的工况，将产生显著的横摇加速度，对上层建筑，设备、立管系统及系泊系统等产生影响。选取合适的横摇阻尼在FPS0运动响应预报中非常重要。
浮式系统涉及多个浮式结构物的设计和安装，典型的油田设施可以包括的扩展系泊的FPS0和干树装置(DTU),如Spar、TLP或驳船，通过流体传输管线(FTL)连接。卸油系统（如CALM浮简)可以离FPSO儿千米之外通过卸油管线(OOL)连接。这些复杂的多浮体系统给模型试验及数值模拟带来了额外的挑战，从分析的角度来看，以下几点很重要：
波浪和载荷相位的一致性；
不同方向上风产生的波浪、酒和海流组合；
由FTL和OOL引起的附加侧合效应；
多体之间可能产生水动力相互作用。
4浮体载荷模型
4.1概述
浮体运动通常可以细分为低频运动、波频运动及高频运动，波频及高频运动主要受无黏流体效应的控制，面低颊运动受黏性流体效应的影响相对显著。不同的水动力效应对各种浮式结构都很重要。需要在设计及计算中加以考虑。表2中概括了这些载荷效应，其中一些效应可以线性化并用于顿域计算，其他载荷效应由于其高非线性而仅能使用时城方法处理。与颜减分析相比，时域分析的优点是可以容易获得更高阶的载荷效应。此外，时域分析可以评估最大响应，无需参考响应分布假设。在该推荐做法中，仅对影响浮体整体运动及细长结构的水动力载荷加以考虑，波浪产生的甲板载荷、砰击载荷及甲板上浪载荷不在此考虑范围内。
4.2静力
结构重量和浮力平衡是水动力分析的起点，立管及系泊系统的预张力在一定程度上影响载荷平衡。通常这部分贡献很小，但对之后的水动力分析计算非常重要。大型浮体的浮力通过根据辐射/绕射理论建立的湿表面几何模型计算得到。对于包含莫里森单元的双重模型，计算机软件可以根据莫里森单元的实际位置和尺寸自动处理。若月池区城面积很大导致浮体水线面面积显著减少，则需要对月池做一些特殊考虑。气罐支锌立管系统的Sp中，使用硬舱底部或龙骨线位置密闭的模型将导致水线面刚度过高分析中采用正确的稳心高度(GMr,GM)与确定浮心位置同等重要。确定稳心高度时需要考虑潜在半载舱的自由液面影响。
作用于立管导向上的浮力罐反力引起的附加回复效应应予以考虑。假定在分析中通过直接有限元分析考虑了系泊觊和立管的刚度贡献。浮体的质量分布可以以总体质量矩库的形式或详细质量分布（如有限元模型）的形式输人。不同软件的输人坐标系不同，以重心或者水线面为参考点。横摇和纵摇的回转半径输人错误在计算机程序中较为常见，因此建立正确的参考坐标系非常重要。
4.3波浪力
4.3.1概述
浮体通常是大体积结构，因此受惯性主导。这意味着辐射/绕射分析需要用合适的分析工具进行。对诸如半潜平台和桁架Sr来说，除了辐射/绕射模型之外，也可能需要莫里森模型来计算细长构件/支架的载荷。
线性辐射/绕射分析通常是足够精确的。“线性指速度势与被幅成比例，并且考虑平均水线面附近具有均匀的湿表面积。分析给出了一阶激励力、流体静力、潜在的被浪阻尼、附加质量、刚体自由度一阶运动和二阶平均漂移力/力矩。平均波漂移力仅取决于一阶量，因此可以在线性分析中计算。需要选择多个波浪周期和方向，使运动、力/力矩尽可能地精确计算。对消、放大和共振效应应予以适当关注。与建模相关的网格划分模型原理应予以遵守：模型中面单元对角线长度应小于最小分析波长的16，几何（边缘、角落）突变区域的网格应精细划分：水线面附近网格要细化，以便精确计算波浪漂移激励力。
ICS03.100.30
E02 SY
备案号：65475-2018
中华人民共和国石油天然气行业标准
SYT7417-2018
热注工程劳动定额
Labor quota of thermal injection engineering
2018-10-29发布2019-03-01实施
国家能源局发布
1范围
本标准规定了石油天然气行业辅助稠油、超周油、特稠油生产的热注运行、热注锅炉仪电钳等维修服务、热注管线拆装劳动定额。
本标准适用于石油天然气行业热注工程系统的热注运行、热注综合维修服务、注汽管线拆装等生产队伍。
2热注运行劳动定额
2.1单炉热注站劳动定额
2.1.1单炉站站长劳动定额
单炉是指固定炉为23注汽锅炉，活动炉为9,21,11.51,18t注汽锅炉，以此为基数进行测算热注运行劳动定额。单炉站站长劳动定额见表1。
2.2单炉热注站平均日定额总工时
2.2.1热注运行烧天然气固定炉站平均日定额总工时为表1中15、表2中2.5.表3中35、表4中4.14、表5中5.103所有平均日定额总工时之和等于2830.34min。
2.2.2热注运行烧燃料油固定炉站平均日定额总工时为表1中1.6、表2中2.6、表3中3.6、表4中4,14、表5中5.103所有平均日定额总工时之和等于3049.62min。
2.2.3热注运行烧天然气活动炉站平均日定额总工时为表1中1.7、表2中2.7、表3中3.7、表4中4.14、表5中5.103所有平均日定额总工时之和等于2894.62min。224热注运行烧燃料油活动炉站平均日定额总工时为表1中18、表2中2.8、表3中3.8、表4中4.14、表5中5.103所有平均日定额总工时之和等于3148.19mn。
2.3其他类型热注站劳动定额
其他类型热注站劳动定额，分别按照祸炉台数规模进行系数剥整，调整系数见表6。
2.4特殊情况工时定额
2.4.1有汽水分离器的热注站，每增加1台，增加汽水分离、污水回收处理、设备检修保养等工作的平均日定额总工时410mmin。
2.4.2有过热锅炉的热注站，每增加1台，增加过热段维护、设备检修、高压过热部件维护等工作的平均日定额总工时560min。
2.4.3实行自动化监控的三台锅炉热注站，或少巡检、参数录取、参数调整等工作的平均日定额总工时850min。每再增加一台，再减少巡检、参数录取、参数调整等工作的平均日定额总工时280min。
2.4.4管理配注站的热注站，每增加一个配注站，增加注汽量调配、多口注汽井巡检、设备维护等工作的平均日定额总工时1100min。
2.4.5以煤为燃料的热注站，每增加一套燃煤装置，增加燃煤装卸、煤渣清理、设备维护等工作的平均日定额总工时5700min。
2.4.6使用深度污水（集中处理供水）的热注站减少水处理工作量平均日定额总工时200min。
2.4.7烧天然气的热注站，减少冬防工作量平均日定额总工时10min。
2.4.8活动炉站搬迁以每60搬迁一次为基数，每增加一次，则增加活动炉站搬迁工作单次定额工时2880min。
24.9热注锅炉运行过程中烧燃料油转烧天然气的，增加油路扫线、伴热调整工作单次定额工时80:热注锅炉生产过程中烧天然气转烧燃料油的，增加伴热调整、油路扫线、油压调整、油温调整工作单次定额工时320mmin。
2.4.10意料油装车由热注运行工操作的，则增加平均日定额总工时90in。
2.4.11纳入热注站劳动定额的工作是由外部专业人员完成的，或本岗位未发生的工作项日，按实际情况核减该项工作内容的平均日定额总工时。
3热注综合维修服务劳动定额
3.1工作内容
热注综合推修服务指仪表工、电工，钳工、管工、电焊工，气焊工、化验工、测试工为配合热注站所参与的作业，日定额工时均为单台热注炉维修所发生的工时。
3.2仪表工劳动定额
仅表工劳动定额见表7。
4热注管线倒运、安装、拆卸劳动定额
4.1热注管线倒运.安装、拆卸劳动定额汇总
热注管线倒运，安装、拆卸劳动定额汇总见表13，测算示例参见附录A。
4.2热注管线倒运劳动定额
热注管线倒运劳动定额见表14。
ICS75.200
备案号；57737一2017
SY SYT7353-2016
中华人民共和国石油天然气行业标准
金属构件及组件热渗锌防护层技术规范
Technical specification for hot sherardizing protective coating of metal components and subassemblies
2016一12一05发布2017一05-01实施
国家能源局发布
1范围
本标准规定了热渗锌防护层的材料。加工及检验等技术要求。
本标准适用于低强度碳钢、高强度碳钢、铸铁、粉末烧结制品及耐蚀合金制成的金属构件及组件热渗锌防护层。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件，
GB/T4956磁性基体上非磁性覆盖层覆盖层悍度测量磁性法
GB/T5267.3紫固件热浸镀锌层
GB/T6890)锌粉
GBT923涂覆涂料前钢材表面处理表而清沾度的日视评定第1部分：木涂覆过的钢材表面和全面清除原涂层后的钢材表面的锈蚀等级和处理等级
GB/T9174一般货物运输包装通用技术条件
GBT13825金属覆盖层黑色金属材料热镀锌层单位面积质量称重法
JBT5069钢铁害件渗金属层金相检验方法
JG658烘·干法水分测定仅检定规程
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
热渗锌hot sherardizing
将构件埋覆在锌合金粉末中，通过高温加热并保持一段时间，使锌和铁产生相互扩散，从而在构件表面形成热渗锌防护层。
3.2
热渗锌防护层hot sherardizing protective coating
通过热渗锌技术在金属构件表面形成一种锌一铁化合物层，由￥相（锌离子扩散固溶到铁基体中)、6相(FeZn)和C相(FeZn)组成。
3.3
锌混合物zinc mixture
锌粉与其他金属材料的混合物，用于热渗锌的一种原材料。
3.4
基材substrate
需进行热渗锌的金属构件及组件。
4基材技术要求
4.1被加工产品不域行凹情及影响热渗锌防护层质量的缝隙。
4.2含软焊料或树脂的产品（零件）不应进行热渗锌。
4.3热渗锌紧固件鳄纹的最大公差应符合螺纹标准的要求。内外螺纹间隙应满足热渗锌防护层厚度增加后螺纹最大公差婴求。热渗锌紧周件应符合GBT52673的要求。
4.4基材表面不应存在以下缺路：
a)轧制氧化皮毛刺;
b)分层和包括山酸洗.打磨等处理导致的裂纹;
c)隋蚀伤.孔隙和孔闲。
4.5铸件和假作基材表造产品表面不应存在砂眼、熔渣和熔剂污染物。
4.6热轧基材表面不应行垢层、酸洗沉淀物、金属的腐蚀产物和其他污染物。
4.7机械加工后基材表面不应在可见油脂、孔状物、金属停屑、毛刺灰尘腐蚀产物和外米金屙颗粒依人物。
4.8基材表面的尖锐边缘和楼角应机圳工成至少0.3mm的过波半径。
4.9热处甲材皮面不应砂眼，腐使点.分是和出曲变形。
4.10某材的媒缝.「煤和铜焊接头的整个网周表血应打磨光亮
4.11热参锌前共材而进行除油、除锈使表面沾弹。基材表而的清洁度成符合GBT8923I的要求。
4.12热姿锌域在基材表面处理完成后24h内进行。
ICS75.180
P93 SY
备案号：57731一2017
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T7346-2016
石油天然气工程地面三维激光扫描测量规范
Code of terrestrial 3D laser scanning survey for oil and gas engineering
2016-12-05发布2017-05-01实施
国家能源局发布
1总则
1.0.1为了统一石油天然气工程地面三维激光扫描测量技术要求，为工程提供准确、适用的测量产品，特制定本规范。
1.0.2本规范适用于采用地面三维激光扫描技术进行石油天然气工程的测量工作。
1.0.3石油天然气工程地面三维激光扫描测量除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。
2术语
2.0.1地面三维激光扫描terrestrial three dimensional laser scanning
一种通过地面固定的仪器设备发射激光来获取被测物体表面数据信息的非接触式主动测量技术。
2.0.2场区working area
扫描对象所在的区域。
2.0.3点云point cloud
以离散、不规则方式分布在三维空间中点的集合。
2.0.4点云密度point cloud density
单位面积.上点的平均数量。
2.0.5标靶target
在点云易于被识别和量测的特殊标志。
2.0.6点云拼接point cloud registration
把不同站点获取的点云数据转换到同坐标系的过程。
2.0.7点间距distance between points
点云中相邻两点之间的距离。
2.0.8纹理texture
用于表示物体表面色调、饱和度、明度等特征的影像。
2.0.9采样sampling
按一定规则筛选点云的过程
2.0.10切片slicing
用一个或一组平面与点云相交，并对点云数据进行截取的过程。
3基本规定
3.0.1平面坐标系统宜采用国家统一坐标系。
3.0.2选择平面坐标系统时，测区内投影长度变形值不应大于2.5cm/km。
3.0.3高程系统宜采用国家高程基准。
3.0.4地面三维激光扫描测量工作开始前，应进行场地踏勘，并应根据工程目的、任务要求、测区条件编制技术设计书。
3.0.5地而三维激光扫描测量的等级划分为一、二、三、四级，各等级精度指标应符合表3.0.5的规定。
3.0.6对工程中所引用的测量成果资料应进行检核。
3.0.7作业使用的仪器、设备应经检定合格，并在检定有效期内使用。
4控制测量
4.1一般规定
4.1.1场区已有控制点可满足观测作业要求时，可不再单独布设控制网。
4.1.2控制网布设应符合下列规定：
1控制网应根据已知控制点、场区地形地貌、扫描对象的分布情况以及扫描对象的不同精度要求，进行优化设计。
2控制网范围应覆盖场区扫描区域。
3分区扫描测量时，应根据各区点云数据拼接的需求布设控制点。
4控制网中相邻控制点间宜相互通视，并满足相应测量方法对控制点的选位、埋设要求。
5控制点宜选在视野开阔、扫描范围大的位置，并便于仪器操作。
4.1.3平面控制点和高程控制点应共用。
4.1.4一级精度扫描的控制点，宜采用有强制对中装置的观测墩。
4.1.5场区控制点无法满足坐标联测要求时，宜分别布设联系控制测量网和场区控制测量网，联系边宜选择场区控制网的长边。
4.1.6联系控制测量网与场区控制测量网宜分别平差。
4.1.7当场区控制测量的精度要求高于联系测量或已知点的精度时，场区平面控制应采用一个已知点平面坐标和一个已知方位作为约束条件，场区高程控制应采用一个已知点高程作为约束条件。
ICS75.180
P93 SY
备案号：57728一2017
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T7343-2016
致密气田集输设计规范
Code for design of gathering and transportation system for tight gas field
2016-12-05发布2017-05-01实施
国家能源局发布
1总则
1.0.1为规范致密气田集输工程设计，做到技术适用、安全环保，满足经济有效开发，特制定本规范。
1.0.2本规范适用于陆上致密气田集输工程设计。
1.03致密气田集输工程设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。
2术语
2.0.1致密气藏tight gas reservoir
渗透率小于或等于0.ImD的砂岩地层天然气气藏。
2.0.2采气管道gas flow lines
白井口装置至集气站之间的管道，包括采气支管与采气干管。
2.0.3采气千管production line
将多口气井或井组采出气汇入集气站的采气管道。
2.0.4井丛well cluster
含有两口及以上气非的井场，也称从式井场。
2.0.5一体化集成装置integrated unit
将容器、加热炉、机泵、塔器、白控仪表按一定功能要求集成安装在整体橇烨上，实现某种生产过程。
2.0.6集气阀组gathering gas manifold
孔集多口气井来（的阀门管汇组成件及其配套设施的总称。
3基本规定
3.0.1集输工程设计应按照批准的致密气藏开发方案和设计委托书或设计合同规定的内容、范围和要求进行。
3.0.2集输工程设计应与气藏工程、钻井工程、采气工程紧密结合，根据气田开发分阶段的其体要求，统一论证，综合优化，总体规划，分期实施。
3.0.3集输工程总体布局应根据气藏构造型念、开发方式、气井和回注并分布、天然气处理要求、产品流向、自然条件及周边社会环境等情况，统筹考虑气川集气工艺、采出水处理工艺、公用程等，经技术经济对比确定。
3.0.4工艺流程设计应根据气藏工程和采气工程方案、气井产物的物理性质及化学组成、产品万案、地面白然条件等因东，通过技术，经济对比确定，并应符合卜列规定：
1符合安全、职业健康、环境保护与节能的要求。
2利用气井能量，优化简化集气工艺。
3根据气井产出物化学组分、物性特点，预测腐蚀状况，优化选择系统材料及防腐方案。
4结合实际情况选用高效节能设备。
3.0.5实施滚动开发的气田，工程分期和设备配置应考虑近期和远期的衔接，保证气田有效开发。
3.0.6集输工程宜采用标准化、模块化、橇装化设计。
3.0.7本规范中未涉及的内容执行现行国家标准《气田集输设计规范》GB50349的有关规定。
4集气工艺
4.1一般规定
4.1.1集输总工艺流程应根据天然气气质、气井产量、压力、温度和气田构造形态、驱动类型、井网布置、开采年限、逐年产量、产品方案及自然条件等因索，以提高气田开发的整体经济效益为日标，综合分析确定。
4.1.2集输系统的设计能力应根据设计委托书或设计合同规定的年最大集气量确定。每口气井年生产：天数应按330计算。采气管道的设计能力应按气井的产量和输送压力确定。集气管道的设计能力宜按其所紫采气管道设计能力的总和的1,2倍确定。
4.1.3压力系统应根据气川开发方式、气田下力、下力递减迷度、人然气处理工.艺和贸劾交接点下力的要求综合论止确定。
4.1.4致密川宜采用“井下节流，井口不加热、不注醇，中低压集气，带液计量，井间中接，常温分离，二级分离，集中处理”的总体工艺。
4.2水合物抑制
4.2.1防止水合物生成宜采用井下节流工艺或低压运行方式，也可通过技术经济对比后选择注入抑制剂、加热等方法。
4.2.2天然气输送温度应高于水合物形成温度3℃以上。
4.2.3井口采用抑制剂防止水合物时，宜采用甲醇、乙二醇。站场抑制剂储存量应按使用量、供货及运输情况确定，并不宜小于7d。
ICS75.180.10
E94 SY
备案号：57726一2017
中华人民共和国石油天然气行业标准
SYT7341-2016
水下泄漏探测系统选型与应用推荐作法
Selection and use of subsea leak detection systems
2016-12-05发布2017-05-01实施
国家能源局发布
1范围
本标准规定了海洋油气田工程中水下生产系统泄渐探测技术原理和选型原则，以及设计、操作，安装和标定的技术要求。
本标准适用于海洋油气田工程中水下生产系统淮漏深测的设计、选型和应用。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注口期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注口期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GBT21412石油天然气工业水下生产系统的设计与操作第1部分：一般要求和推荐作法(GB/T21412.I-2010,1S013628-1:2005,1DT)
GB/T21412.6石油天然气工业水下生产系统的设计与操作第6部分：水下生产控制系统(GB/T21412.6—2009,1S013628-6:2000,1DT)
ISOI00I2:2003测量管理体系测量过程和测量设备的要求(Measurement management systems-Requirements for measurement processes and measuring equipment,first edition.2003)
IS011898/1EC61I62400:2001(E)海上导航和无线电通信设备及系统数字接口第400部分：多通话器和多受话器船舶系统互.连总则和·般原理(Maritime navigation and radio communication equipment and systems-Digital interfaces-Part 400:Multiple talkers and multiple listeners-Ship systems interconnection Introduction and general principles,first edition.2001)
DNV RP-A2O3新技术i认证程序(Qualification procedures for new technology,September2O01)
DNV RP FII6:2OO9海底管道系统完整性管理导则(Guideline on integrity management of submarine pipeline systems,2009)
3缩略语、术语和定义
3.1术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1.1
管线fowline
生产/注人管线、作业线或流体管道。
3.1.2
水下基盘subsea template
用来支撑多个水下井及一个结构上关联管道和控件的装配式钢结构。
3.13
水下管汇subsea manifold
安装在海底的装配式结构，用于生产集输、分配和控制。
3.1.4
光纤空间分辨睾optic fibre spatial resolution
系统辨别两个待测光纤的测量点的能力
3.1.5
非色散红外光谱non-dispersive infrared spectrometr
红外光通过待测气体时，气体分子吸收特定波长的红外光。
3.1.6
鲁棒性robustness
水下技术在其设计寿命期限内可靠的工作，并在受到水下环境的影响和载荷时保持水下探测系统的稳定特性。
3.2缩略语
下列缩略语适用于本文件。
BAT:最佳可行技术(Best Available Techniques)
DNV:辄臧船级杜(Det Norske Veritas)
TPp℃：欧盟的综合污染预防和控制(Integrated Pollution Prevention and Control)
NDIR：非色散红外光谱(Non-dispersive Infrared Spectrometry)
NPD:挪威石油理事会(he Norwegian Petroleum Directorate
JIP:联合工业项目(a Joint Industry Project)
OLF:辄威石油工业协会(the Norwegian Oil Industry Association)
PHMSA:美国管道和危险材料安全管理局(US Department of Transportation Pipeline and Hazardous Material
Safety Administration)
PDOs:发展和运营计划(Plan for Development and Operation
PsR:管道安全条例(Pipelines Safety Regulations)
PsA/PTIL：摄威石油安全管理局(Petroleum Safety Authority Norway)
ROV:水下机器人(Remotely Operated Vehicle)
SLD:水下泄插探测器(Subsea Leakage Detector)
SINTEF:摆威科技工业技术研究院(Stiftelsen for Industriell Og Teknisk Forskning)
4介绍
4.1目标
本标准的目的是总结水下泄漏探测器的选型及应用的行业经验和知识，旨在为操作者、供应商。监管机构和决策者在水下泄漏探测领域提供技术和实践指南。文中涉及内容不可替代一个特定领域形成的泄漏探测策略。而是其补充部分需强调的是，水下泄漏探测系统的应用不应降低水下系统在设计、制造和质量保证等方面的安全级别可样需强调的是，水下泄稀探测系统的性能不单独取决于探测器技术，面应全而地评估技术数据、系统布置和系统操作。
4.2基础
挪威石油工业协会(OLF)通过P的形式，积极地改进探测水下油气泄漏的行业作法。JIP提供了最佳的水下泄漏探测实践经验，其合作方包括康菲石油公司、埃尼石油公司、壳牌石油公司和挪威国家石油公司。本标准的制定由挪威船级社(DNV)协调，邀请了操作者和供应商参与，征求了广泛的意见。
油气生产系统安装复杂，或多或少均存在不可顶测的泄漏，造成油气排放到环境中。如今，操作者和政府部门对油气排放影响环境的意识也在持续提高。在石油行业，水下泄漏探测正在变得越来越重要。挪威石油安全管理局(PSA)的规章中概括了远程测量突发污染的要求。在英国、美国和欧温的规章中也同样作出了要求。详细内容参见附录E。除了泄漏探测以外，泄漏探测系统也可设计为具有状态数据监测的功能，是形成水下生产设施延寿策略的一部分。例如，在没有连续监测的情况下，如果泄漏的风险太高将无法继续生产。
4.3局限性
统计分析（参考文献【1】）显示在北海观测到的大多数泄漏接近于水下设施、平台和管道。当前的问题是，最佳作法的核心是泄漏探测的连续监测。但仅适用于接入有控制系统的水下设施。对于管道系统，可参考DNV-RP-FII6。
天然气。石油等烃类物体被认为对环境影响最大，应限制油气生产而引发的泄漏。泄漏探测也可用于CO,注入系统和液压控制系统。虽然泄漏探测的技术仍不成熟，但由于石油和天然气的泄漏对环境影响最大，本标准将重点针对原油和天然气的探测。本标准涉及的些探测原理，在理论上可测某一压力下的任何液体泄漏，其他探测原理取决于探测介质的化学组分。
本标准所描述技术的成熟度正在从概念产品到商业化交付产品演变。尽管如此，水下泄漏探测的操作经验只能追湖到20世纪90年代，并且受某些技术限制。本标准所描述的阐述和建议应随现有技术的发展而更新。
本标准已经根据泄漏探测技术供应商、集成商、最终用户和辄威PSA的输人文件进行史新。通过调查表、研讨会以及听证会等形式收集了一些信息。另外，OLE在前期讲漏探测方面的研究成果对本标准具有重要贡献，研究成果包括：
2005年ExproSoft进行了统计分析（参考文献【1】）
2006年S1NTEF进行了淮漏探测可行技术的筛选（参考文献【2】）
2007年SINTEF挑选了一些可行技术进行实验测试比选（参考文献【3】）
附录D中不同技术的数据是基于供应商提供的信息。在本标准编写过程中，并未对以上数据的验证证据进行搜集。
目录
第一章工程概况
第二章QC小组简介
第三章选题理由
第四章设定目标值
第五章提出各种方案并确定最佳方案
第六章制定对策
第七章对策实施
第八章效果检查
第九章标准化
第十章总结成效及下步打算
内容摘抄：
第一章 工程概况
10#地16-19#楼及地下车库工程共设置5台SC系列SC200/200B型施工升降机，16、17、18#楼各设置一台，19#楼设置两台，具体工程概况情况如下：
第三章 选题理由
1、选择来源：
施工升降机是建筑工程垂直运输不可缺少的施工设备，在施工升降机两侧主楼会搭设安全防护水平硬防护对上述五大伤害进行预防，而主楼水平硬防护恰恰在施工升降机处是断开的，高处坠落对原有设备进行损坏，影响施工升降机的正常作业，也极易对施工升降机操作室人员发生恶性事故，究其原因是防护措施不到位。
2、选题要求：
选题理由
项目部要求：本工程安全目标为省级安全文明工地，要确保零死亡事故，项目部施工升降机使用频繁，确保日常完好，同时加强施工升降机安全防护，防止事故发生。
社会各方要求：施工升降机是建筑工程垂直运输不可缺少的施工设备。近年来施工升降机的恶性事故时有发生，究其原因施工升降机没有安全防护措施不到位，是造成施工升降机事故隐患的原因之一。
公司要求：探索施工升降机二次安全防护的标准化措施，为公司今后施工升降机安全管理摸索经验和方法，提高公司施工升降机安全使用的管理水平。
ICs29.240.10
CCS K 30 NB
中华人民共和国能源行业标准
NB/T31040-2021代替NB/T31040一2012
具有短路保护功能的电涌保护器
Surge protective devices with integral short circuit protection function
2021-04-26发布2021-07-26实施
国家能源局发布
1范围
本文件适用于具有短路保护功能的电涌保护器（以下简称SPDI)。SPDI可连接到交流额定电压不超过440V(有效值)、50,60Hz的电路和设备。SPDI是指包含了用来限制电压和泄放电涌电流的限压型非线性元件，具有短路保护功能的一种电器。它具有对间接雷电和直接雷电效应或其他瞬态过电压电酒进行保护的功能，同时具有分断因其内部限压型非线性元件发生短路失效而产生的系统故障电流的能力。
本文件规定了SPDI的特性、标准试验方法和额定值。
注1：本文件的SPD涉及短路保护功能组件可以为断路器、馆断器（体）、放电间豫及类似功能组件。
注2：对于短路保护功能的设计原理与熔断器（体）相似的SPD1正在考虑中。
注3：交流额定电压不超过1000V(有效值)的SPDI可参考本文件。
2规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件：不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GBT4208一2017外壳防护等级(P代码)
NB/T42150一2021低压电涌保护器专用保护装置
EC61643-11:2011低压电酒保护器(SPD)第11部分：低压配电系统的电涌保护器一性能要求和试验方法
EC61180-1低压电气设备的高电压试验技术第1部分：定义和试验要求
3术语和定义
EC61643-11:2011界定的以及下列术语和定义适用于本文件。
3.1
具有短路保护功能的电涌保护器(SPDI)surge protective device with integral short circuit protection function
一种具有断开故障电流能力的电涌保护器。
注1：故障电流是由于电涌保护器内部的非线性元件发生短路故障模式时，系统由此产生的短路电流。根据非线性元件故障的状况及系统的形式，该故障电流可能为几安培直至几万安培。
注2：SPDI是个整体的器件。
3.2
常闭型SPDI normally closed type SPDI
在正常工作时短路保护功能组件处于导通状态，当故障电流通过时变为开路状态并断开故障电流的SPDI。
3.3
常开型SPDI normally open type SPDI
在正常工作时短路保护功能组件处于开路状态，当故障电流通过时断开故障电流并重新恢复到开路状态SPDI。
4使用条件
应符合EC61643-11:2011中第4章的要求。