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总体技术方案设计（总体技术方案设计包括）
发布时间：2023-04-25 05:07:14
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大家好！今天让创意岭的小编来大家介绍下关于总体技术方案设计的问题，以下是小编对此问题的归纳整理，让我们一起来看看吧。
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本文目录:
一、总体开发方案（ODP）
一、及时开展现场工程项目调查与评价，为钻完井和海上工程设计提供设计依据
在可行性研究阶段提出了通过优化的油气田开发可行性方案，这个方案构成了ODP的基本框架，在总体开发方案研究阶段一般不会变，实际上也不允许有大变化。比如生产平台数量和位置、油气集输方式、建成的生产规模等。因为有些与此有关的工程项目需要在ODP立项后及时开展，而这些项目将要发生相当的费用。
（一）环境影响评价报告
环评报告是海洋油气田总体开发方案向国家申报时的必备文件。报告由经国家环保局认证的具有环境影响评价证书的部门撰写，其目的旨在查明油田海区的环境质量现状；预测油田开发各阶段所产生的废弃物对海洋环境的影响；分析发生事故性溢油的可能性及对海洋环境的可能影响；分析减缓不利影响措施的有效性和可行性，以便从环境保护角度论证开发项目的可行性，为油气田各开发阶段的环境保护和管理提供依据。这是一项专业性甚强而且工程量很大的工作，需要委托海洋系统知名单位承担。
通常评价范围限于海上结构物周围和海管周围几公里，需要发生近百万元的费用，周期要几个月。为了不影响ODP进度，有时这项工作在可行性研究阶段就已经开始，因此方案的框架是不容改变的。
（二）平台场址及海底管道路由的工程地质勘察
海上油气田ODP立项后，必须对平台场址、海底管道进行工程地质和工程物探调查。其目的是查明作业海区内海底地形、地貌形态，探明中浅地层结构、构造及潜在的各种灾难性地质现象，为桩基平台和海底管道路由提供工程设计、海管铺设、平台安装所需要的土质参数和设计资料。对于平台需要提供以平台为中心500～800m半径范围内与海上工程施工与平台安装有关的地质条件；对于路由区主要对海管中心线300～500m的条带状范围的水深、地貌及0～25m深度内的地层特征加以解释和分析。另外还要对作业海区内的环境参数进行调查。这项工作由于工程量大、周期长，因此费用较高。根据调查后得到的信息，除非万不得已不会对方案进行改变。
（三）海管登陆点与油气集输终端场址的工程地质勘察
半海半陆式的集输方式选择的登陆点和陆上终端，一般是在港口或有利于建设码头的区域，通过登陆点和终端场地的地形地貌、构造、场地地层、水文地质状况勘查，对工程地质做出评价，为陆上终端提供必要的设计参数。因为这项工作也要有一定的野外作业量，因此在立项后应立即进行。
二、专业紧密衔接与配合，提高总体开发方案的质量
油气田总体开发方案描述了油气资源从地下到地面直到形成商品的完整过程，各个专业之间的关系是很紧密的，在项目运行中不仅要考虑本专业的技术和经济问题，也要全面考虑与其他专业相互沟通，及时调整思路和方案，只有这样才能全面提高ODP质量。
a．选定的油气藏方案向钻完井和海上工程提供有关的设计参数，如井数、井位、层位、开采方式、建设规模、预测的生产指标、投产程序、开采过程中的调整等，给出开发方案的风险分析，提出实施要求。
b．钻完井及采油工艺以油藏方案为基础，充分考虑油藏对钻完井的实施要求，以采用先进技术和节省为准则优化钻井设计、选择完井方式、确定生产方式、计算生产井井口参数以及采用机械采油和人工注水的用电量、选择修井机类型等。向海上工程提供设计参数，并作出钻完井费用估算，提供给经济专业。
c．海上工程的概念设计主要是确认设计依据和基础资料，工艺系统（中心平台和井口平台）流程设计及物热平衡计算，公用系统（海水系统、淡水系统、发电机电力系统、消防救生系统、燃料系统、排放系统、通信系统、仪表控制及火灾探测系统等）流程设计及设施选型计算，海管工艺计算及结构设计，导管架、组块、生活模块、单点等海上工程结构设计，浮式生产储油装置主要尺度性能论证，单点形式论证及选择，陆地终端的初步设计并作出投资估算，提供给经济专业。
d．生产作业安排确定海上平台及陆上终端生产组织机构和人数，提供给工程设计，确定住房规模，描述各岗位工作职责，提出操作要点和安全管理要点等。
e．安全分析的主要内容是审查项目使用的各种规范是否具有权威性，对生产设施可能造成危害的因素、后果及对策进行研究，对生产设施生存条件及作业条件进行分析，提出安全保护系统、消防救生系统和救护医疗设施设置并予以说明（提供给工程设计人员进行平台布置），安全设施对人员的技术要求，最终要提出存在的问题和建议等。
f．项目设计必须遵循国家对海洋石油勘探开发的海洋环境保护法规、标准。ODP中的海洋环境保护主要描述污染源和主要污染物（钻井阶段、海底管线铺设阶段、平台就位/安装/调试阶段、生产阶段），对环境污染进行风险分析（溢油或溢气），并提出防范措施，提出控制与治理污染的初步方案，作出环境保护的投资估算，提供给经济评价。
g．经济评价主要审查和汇总各个专业提供的投资估算，清查有无漏项、重复或预算过高；确定开发期间的年度操作费；对于可形成商品部分的油气预测价格变化；研究货币比价和利率；研究勘探费用的分配和开发费用的回收方式等与经济评价有关的内容。根据逐年开发指标和操作费找出盈亏平衡点，确定经济开采年限和油气田的经济采收率，计算投资回收期和投资回报率，通过各种重要参数的敏感性分析研究方案的抗风险能力。
h．最后要编制出开发工程进度计划表。包括从基本设计开始直到平台投产各个实施阶段衔接的时间安排，包括海上设施（平台、管线、平台上部设施）的采办、建造、安装、调试及钻井、完井、平台投产等。定出关键的时间点，以保证油气田的准时投产。
三、进行方案全方位优化，降低开发投资
相对于项目实施阶段的投资预算和决算而言，ODP编制阶段对投资的预测称为估算。由于在总公司内部方案一旦经审查通过并决定实施，此ODP就有“法律”效应，在实施过程中方案不容随意修改，投资不容突破，所以技术上要考虑全面，投资估算要有相当的准确度，既不要由于投资估计过高而减低了项目的经济性，甚至使本来有效益的项目无法启动，也不能由于投资估计太低而使项目启动后无法操作。想方设法降低投资估算是油气田开发取得较高回报率的基础，因此每一个专业在自己的研究领域内不仅要考虑技术先进性、可行性和实用性，更重要的要考虑经济性。经验告诉我们，只有在每一环节都注意到节省投资，才能使整个项目获得最好的经济效益，因此在研究ODP时各个专业都必须不断进行技术和经济之间的平衡，反复优化方案。
（一）油藏方案
油藏方案是油气田开发的基础，在海上一个好的油藏方案，首先应当是地下资源尽量多采出，其次就是要为节省投资创造条件。海上油藏方案历来着重研究如何在较少井数情况下获得高产。井数少可使钻井投资少、平台结构规模小、采油设施装备少，使工程建设投资减少；油气田投产后操作费少；追求初期产量高可以提高投资回收率，缩短投资回收期，有效缩短开发年限。因此海上油气田开发的油藏方案应突破一些传统的观念。
1．立足于少井高产
海上已投产的油气田生产井井网密度都很小，单井控制储量都很大，已投产和正在建设的5个重质油油田平均每平方公里只有3.46口生产井（包括注水井），单井控制储量平均127.5×104t;23个轻质油油田统计井网密度只有1.35口/km2，单井控制储量平均146×104t;5个气田统计井网密度0.122口/km2、单井控制储量平均为43.8×108m3。
在如此的井网密度下设计的采油速度和实际的油田高峰年产量都远远大于陆上同类油气田。统计已投产和待投产的重质油油田平均采油速度2.09%，轻质油田采油速度平均6.12%，最高的达到13%以上。大气田的采气速度也很高，南海西部崖城13-1气田采气速度高达6%以上。少井高产的实现，除了得天独厚的地质条件外，重要的是对油气田开发某些问题观念的转变。
少井高速度是海上油气田的开发原则。对于采油速度与稳产期关系的理解也是在开发实践中不断改变着人们的认识的。南海东部20世纪90年代初期投产的几个高速开采油田，实际的采油速度都比方案设计的高。实践证明，高速开采并没有降低原油采收率，而使开发年限缩短、投资尽早回收，从而获得非常好的经济效益。到90年代中期，投产的油气田从编制开发方案开始，就将少井高产作为海上油气田的开发原则，基本改变了过去油气田开发始终追求“长期稳产高产”的开发方针。
2．一套井网开采多套油层，减少生产井数
多油层油田开发历来的做法是，针对储层的非均质性，采用多套井网细分开发层系。这当然是解决层间矛盾最好和最有效的办法，但另一方面势必要增加很多井数。海上油田基本上是采用一套井网开采多套油层，在开发程序和采油工艺上，想办法减缓由于一套井网带来的采收率损失。位于南海东部的惠州26-1油田用一套井网、20口开发井，分3个阶段（单层开采、分层系开采和跨层系混采阶段），利用补孔技术实现了含油井段长635m、9套储层的分采。经9年开采，采出程度为35.2%，其中主力层高达40%以上。位于渤海的绥中36-1重质油油田，也是用一套350m井距的反九点井网，合采了含油井段长达400m包括14油层组的两大套储层物性和流体特性均有较大差别的油藏。由于储层岩性疏松无法分阶段补孔，采用分3段防砂、每段之间用滑套控制，实现分3段开采，生产试验区7年采出程度达到102%。
油气田开发过程中的调整是改善开发效果不可缺少的重要手段。海上油气田在开发过程中由于条件所限不允许大批量补充钻井，原因之一是平台不能为调整井的钻井、投产预留出足够的空间，包括足够的井槽和扩容设备的安装场地，平台结构不能承受由于井数的增加带来的载荷太大增加；其二是钻井困难，因为调整井井位位于初期井网的生产井之间，而海上油气田钻井轨迹设计必须与初期井网同时进行，尽管如此，在实施调整井钻井作业时钻头在丛式井中间安全穿行也是相当困难的，钻井费用也会大大增加。因此，海上油气田要做到经济有效地开发，必须立足于一次井网。立足于一次井网不等于开发过程中不做任何调整。随着钻井和采油技术的不断发展，海上油气田的开发调整措施以在原井眼进行为主，主要是利用无价值生产井侧钻或平台上的预留井槽钻个别补充井。海上油气田非常重视一次井网的部署，基本思路是，在保证主力油层储量得到充分动用的前提下，尽量照顾非主力油层的开发，对于一次井网不好控制的地区和储层，要考虑为将来使用的措施创造条件。对于产量低的低效井，在井网优化过程中坚决去掉。厚度薄、储量丰度小的地区，一次井网不布井。
例如，渤海的重质油油田绥中36-1、锦州9-3、秦皇岛32-6等储量比较大的油田，在油田边部油层厚度小于15m的地区都没有布井，准备后期利用边部井向外侧钻水平井或大角度斜井增加动用储量。南海东部的惠州26-1油田共有独立的9套储层，开发方案设计15口采油井和5口注水井，初期动用5套主力储层，储量占74%。1991～1992年陆续投产，通过生产认识到油藏水驱能量充足，不需要注水，20口井全部为生产井。油田最高采油速度6%,5%以上的采油速度维持了将近4年。1996年油田含水上升到大约60%，利用高含水的老井眼侧钻了5口水平井，配合补孔进行开发层系的调整，在没有增加井口的情况下，使动用储量达到了100%，有效地改善了开发效果，采油速度始终稳定在4%左右。截止到2000年底，全油田采出程度达到39.48%、综合含水74.2%。
3．人工举升增大生产压差，提高采油速度
对于有自喷能力的井，过去的做法是尽量保持自喷。而海上油田开发采用机械采油，不仅仅是因为油井停喷，一个非常重要的原因是为了增大生产压差达到提高单井产量的目的。南海惠州油田群产能高、边水和底水的能量充足，但在制定开发方案时，为了达到单井高产，还是设计了气举采油（实施时为自喷、气举、泵抽并举），开发初期平均单井产油量达到300～400t/d。渤海的绥中36-1、锦州9-3、歧口18-1等油田，油井都具有一定的自喷能力，为了达到较高的采油速度，开发方案都设计为机械采油。
4．充分合理利用天然能量，节省投资
海上油田开发考虑尽量不使天然能量浪费掉。例如惠州油田群除利用边水、底水能量驱油外，还利用位于油藏上部的气藏作为气源进行气举采油；绥中36-1油田、秦皇岛32-6油田，利用位于东营组油藏上部的馆陶组水藏作为注水水源进行人工注水；平台产出的溶解气用于发电和其他平台自用；多余的产出气通过经济评价，有条件的可以作为商品销售（渤海歧口18-1油田群产出溶解气向天津市供应）。
5．油田的联合群体开发
油田联合群体开发使不能单独启动的小型油田创造了非常好的经济效益。在评价阶段，特别注意被评价油气田周围的小构造，可以建议优先勘探，或在开发过程中兼探，一旦有所发现，它们可以作为群体共用一套生产设施，将大大改善这些油气田的经济效益。比如惠州21-1油田，编制开发方案时按可采储量所做的经济评价结果属于边际油田，当时为了使其经济可行，除采用了高速开采、生产井合采的措施外，还将生产设施放置于油轮上以减少平台的体积与重量，就是这一点为联合开发创造了条件。在惠州21-1油田投入开发之后，在其周边又发现了惠州26-1、惠州32-2、惠州32-3、惠州32-5、惠州26-1北油田，其中除惠州26-1外均无单独开采价值，但由于有惠州21-1现存的生产油轮、公用系统生产装置和管线等，使这些油田在投入非常少的情况下很快投入开发并很快收回投资。
（二）钻井、完井、采油工艺
钻完井和采油工艺设计是总体开发方案的第二项重要内容，也是估算投资的开始。海上油气田一般钻完井及采油工艺费用要占总投资的1/3～1/2，因此要在尽量满足油藏要求的前提下，千方百计地降低钻完井成本，促进设备器材国产化。降低成本有两个含义：一是降低初期的一次投资；另外还要考虑投产后的二次或多次投资，即考虑工程质量和设备寿命，因为海上油气田修井的费用要比陆地高得多。
钻井方面由于全部为定向井或水平井，因此设计上要优化钻井轨迹、优化井身结构，以节省管材和减少钻井难度，为优质快速创造条件。
完井方面主要是对需要特殊完井工艺的油气井进行专项研究，特殊完井工艺比正常的套管射孔完井技术上要复杂、费用上要增加，专项研究的目的是确定特殊完井工艺的必要性。由于海上油气井完井的任何措施必须在投产前全部完成，没有办法投产后补救，所以这种专项研究尤为重要。比如东方1-1气田，气体组分中含有CO2，编制ODP时对生产气井的防腐问题进行了专门研究，通过多种井下防腐方法对比研究，认为采用防腐管材及井下工具是惟一的方法。根据NACE（美国全国防腐工程师协会）制定的标准和日本 NKK公司的研究结果，确定6口井井下装置和流道部分采用Cr13合金钢，其余井采用1Y80材质，这样不同井不同对待比全部采用Cr13要节省很多费用。该气田气井测试时没有明显的出砂现象，但从岩石结构上看，在高速开采条件下可能出砂，为此进行了出砂预测研究，并请美国 AR-CO公司和英国EPS公司做了气井的出砂预测。结果表明，水平井下割缝管完井出砂的临界生产压差大约是常规井套管射孔的2倍，生产过程中生产井设计的生产压差远远小于临界压差，因此水平井产层部分采用裸眼加割缝管及盲管完井，有一定的防砂功能，这样使完井费节省了几百万美元。
采油工艺设计方面，既要考虑设备长期的实用性，也要考虑设备的寿命，因为采油是一个漫长的过程，即便在海上也要15～20年，所以要选择性能好、已经成熟的工艺技术，虽然一次投资较大，但后期投资小且能降低操作费，费用多些也不为过。
（三）海上工程概念设计
海上工程概念设计是开发项目中主要的投资对象，一个大项目的工程投资要占总投资的1/2～2/3，由于内容多、涉及的专业多，所以必须本着少花钱多办事和办好事的原则来优化每一项设计。要点是定准设计基础，选好设计参数，正确理解和使用规范，优化设计、减少设施，简化流程、优化布置，推进设备国产化。平台、FPSO和海管是海上油气田开发的3大主体工程，影响它们结构设计基础的首先是所处海域的环境条件，而环境条件是会随时间变化的，有一定的规律性也有一定的偶然性。如海况中的海流、波浪，气象中的风速等，都有不同年份（5年、10年，直到100年）的重现期，我们要从这些大量统计数据分析中，选好合适的设计参数，这对结构设计是很重要的。海上油气田通过多年开发实践认识到，像平台、海管这样的永久性装置，只要在生产期限内满足生产要求并保证安全就可以了，因此根据所处海域实际情况合理慎重选用设计参数，可以大量节省投资。当外界自然条件对这些永久性装置的定量影响确定之后，余下的就是根据油气田开发本身的参数来进一步优化结构设计了。概念设计要执行国家和中国海油企业有关的法律、法规，以及结构、机械设施、电气、仪表、消防、通讯等的国际标准、国家标准和企业标准。特别是环保和安全要严格按照国家的法律与法规执行，因为概念设计是基本设计的基础，项目的基本设计要通过国际或国内知名船级社的审核，油气田投产前要通过国家环保局和国家安全办公室审查，如果没有达到标准将需要进行整改，以致油气田无法按时投产，这将会在经济上造成不必要的损失。
在概念设计阶段除永久性结构物设计外，降低投资的途径主要是优化平台设施，包括集输方式的优化、总系统工程优化、公用系统优化、平台设施平面布置优化、工艺流程优化等。比如绥中36-1油田二期工程，在概念设计时对集输方式是采用全海式还是半海半陆式进行了反复优化。全海式对于绥中36-1油田，我们有试验区近5年开发的成功经验，半海半陆式对于离岸不算太远、储量规模几亿吨的大型重质油油田来说是有许多好处，但要涉及许多过去没有碰到的问题，像登陆点问题、终端问题、征地问题、码头改造问题、重质油的长输管线问题、近海岸线的排污问题以及与地方行政的关系等都必须重新研究。为此组织力量对多个问题同时开展研究，在确认了技术上可行之后，硬是在总体投资上做到与全海式大致相当，但从长远利益考虑节省了海上部分的操作费，总体经济效益要好于全海式。目前该油田已按半海半陆的集输方式于2000年底顺利投产。
海上油气田总体开发方案研究是一项系统工程，涉及多个专业、多个工种、多项高新技术，过程中需要多次平衡优化，目的是达到油气田的高效和高速开发。
二、投标技术服务方案范本？
第一，项目概述 项目情况的一个综合介绍，这是一个综述，通过这个综述说明项目的背景，目标与意义。
第二，总体技术方案 这是标书的核心部分之一，包括了技术路线，总体架构设计，关键技术与难点等方面，而其中关键技术以及相应的解决方案又是此部分的核心。
第三，系统平台设计。
第四，安全系统设计 系统的安全性，自从看了《密战》与过了ISO27001以后，就被提到了一个比较高的层次，一个完整的方案需要从物理层安全、访问控制、入侵检测、安全认证、病毒防护、安全管理体制等方面提供详细的解决方案。
第五，项目实施方案 我认为这算标书的核心部分之二，好的技术还需要好的实施，CMMI不是靠空说的，需要真正的从企业、到项目都用起来才行。项目实施从项目组的组成，到实施计划，到人员职责，到项目验收都需要在标书中有所明确。
第六，技术服务方案 技术服务作为一个软件厂商正规化的象征，从软件培训、到技术支持，到售后服务都应该包含在标书中。
当然，标书的模式不会一尘不变的，我们需要根据具体的项目要求，灵活的来调整与增加，包括如：性能保障、标准规范等。
三、电力工业部关于印发电力工业部科学技术进步奖励办法(试行)及其实施细则(试行)的通知
第一条 为贯彻执行《电力工业部科学技术进步奖励办法》（试行），特制定本实施细则。第二条 部科技进步奖分为：
（一）应用性成果
1．应用于电力生产建设中的新成果（包括：新技术、新产品、新工艺、新设计等）；
2．在重大工程建设、重大装备研制和企业技术改进中采用新技术所取得的科技成果；
3．推广、应用已有的先进科技成果所取得的科技成果。
（二）理论性成果
4．在标准化研究中取得的科技成果；
5．在软科学研究中取得的科技成果；
6．科学技术管理、科学技术信息研究成果；
7．在应用基础理论研究中取得的科技成果（包括：论文、研究报告等）。
（三）专项成果
用于综合性强、工作量大和影响面广的科技项目（工程）的奖励，设立相应的部科技进步奖专项奖奖励基金，具体办法另行规定。第三条
1．申报部科技进步奖（不含专项奖）的项目，必须是经部科技成果登记、取得“部登记号”并经成果公告后无异议的项目。
2．申报科技进步奖的项目应被实施应用（应用基础理论成果要公开发表）一年以上。
3．一项科技成果若已获其它省、部级科技进步奖，则不能再申报部科技进步奖。第四条 基本评审标准
对科技成果评审主要根据以下三个方面综合评定：
1．科学技术水平，包括先进程度、创新程度、难易程度或复杂程度；
2．经济或社会效益，包括直接经济效益、直接社会效益、间接或潜在的经济或社会效益；
3．对促进电力科技进步的作用，包括实用程度（成熟性）、已实施应用程度、推广应用前景和作用意义预测。
基本评审标准是：
一等奖：具有国内领先水平，有重大创新，有较大的难度或复杂程度，经济效益或社会效益显著，有可满足推广应用要求的成熟性，有较广阔的推广应用前景，对促进电力科技进步有显著的作用和意义。
二等奖：具有国内先进水平，有较大创新，有相当的难度或复杂程度，经济效益或社会效益较显著，其成熟性可基本满足推广应用的要求，有相当的推广应用前景，对促进电力科技进步有较显著的作用意义。
三等奖：具有同专业先进水平，有一定创新和难度或复杂程度，取得一定的经济或社会效益，可进一步推广应用，对促进电力科技进步有一定的作用和意义。
其中，对在推广应用已有先进科技成果（含已获奖成果）过程中所取得的科技成果的评审，应参照上述评审标准，并要求：
一等奖：已推广面占全国可用面的55％或占省内可用面的90％，或取得直接净效益200万元以上；
二等奖：已推广面占全国可用面的40％或占省内可用面的70％，或取得直接净效益100万元以上。
三等奖：已推广面占全国可用面的30％或占省内可用面的50％，或取得直接净效益40万元以上。第五条 申报项目的主要完成单位或集体（以下简称单位）是指在该项目研究、投产、应用或推广的全过程中，提供技术经费和设备等条件，对该项目的完成起到重要作用的单位。水规院、电规院、电力机械局、中国水利水电工程总公司、武警水电指挥部、各电管局、各省（自治区、直辖市）电力局等归口主管单位，原则上不作为主要完成单位。第六条 申报项目的主要完成人是指对该项目的完成做出创造性贡献的主要人员。申报项目的主要完成人具备下列条件之一：
1．提出和制定项目的总体技术方案设计；
2．在研制过程中直接参与并对关键技术和疑难问题的解决做出重要贡献；
3．直接参与并解决在研究投产、应用或推广过程中的主要技术难点。第七条 部科技进步奖的奖励对象主要是在具体工作岗位上做出直接贡献的人员。副处级以上领导干部确曾参加了某项课题的研究，并符合上述规定的主要完成人条件，亦可作为该项目的主要完成人之一参加申报奖励。但本人应填写《领导干部参加项目研究情况表》（附表7），说明其所做的创造贡献，并经单位主管领导签字，加盖单位公章。第八条 由于申报项目的结构及影响项目的相关因素各不相同，为使真正做出较大贡献的完成单位、完成人员均有获奖机会，以调动广大科技人员的积极性和创造性，对主要完成单位和主要完成人的上限申报限额，不作硬性的统一规定。而是根据各相关因素的不同，给出一个浮动的、便于各申报单位实际操作的计算标准，申报单位可根据实际情况，选定各相关因素的不同赋值，来确定申报奖励的上限限额。各申报单位在申报奖励时，对主要完成单位及主要完成人数额不得超过上限限额。
1．主要完成单位上限申报限额应考虑以下相关因素：
（1）实际参加项目的单位个数；
（2）项目的投资强度；
（3）项目完成周期；
（4）申报奖励等级；
（5）是否边远地区；
（6）项目参加单位的工作性质。
主要完成单位的上限限额赋值计算，请详见附表1。
2．主要完成人上限申报额应考虑以下相关因素：
（1）项目完成单位的个数；
（2）实际参加项目的人员数量；
（3）项目的投资强度；
（4）项目完成周期；
（5）项目涉及的专业数；
（6）申报奖励等级；
（7）是否边远地区；
（8）项目参加单位的工作性质。
主要完成人员上限限额赋值计算，请详见附表2。
3．主要完成单位资格排序应考虑以下相关因素：
（1）对提出及解决的创造点所做的贡献大小；
（2）资金投入份额；
（3）参与实施项目内容的技术难题；
（4）参与实施项目工作量；
（5）物力投入份额。
主要完成单位的资格排序的赋值计算，请详见附表3。
根据附表3的计算方法，将参加项目的单位进行贡献程度排队，再依据上限限额标准，即可确定哪些参加单位作为推荐的主要项目完成单位。
4．主要完成人资格排序应考虑以下相关因素：
（1）提出及解决的创造点对项目所做贡献的大小；
（2）撰写报告所占的比例；
（3）参加项目时间的长短；
（4）专业的相关程度；
（5）技术职称的高低。
主要完成人的资格排序的赋值计算，请详见附表4。
根据附表4的计算方法，将参加项目的人员进行资格排序，再依据主要完成人上限限额，即可确定哪些参加人员作为推荐的主要完成人。
四、有哪些从北航走出的航空航天领域的领军人物？
当然是北航1952级校友中六位两院院士 。
1952年，那年北京航空学院刚刚成立，来自清华大学、北洋大学、厦门大学、四川大学等八所院校航空系科的教师组成了学校最初的队伍。招收了第一批来自全国各地怀有航空报国梦的年轻学子。他们之中就走出了后来六位两院院士。
中国工程院院士 陈懋章
1999年陈懋章成功当选中国工程院院士。长期从事叶轮机气动力学和粘性流体动力学研究的教学与研究工作，在航空发动机领域卓有建树。 在他指导并参加的某型发动机跨音压气机改型设计中，敢于闯入科学研究的“禁区”，提出了一种新型压气机处理机匣，保证了发动机在整个飞行包线内稳定可靠工作，排除了空中熄火 故障。对促进我国发动机设计研制具有重要意义和实用价值。
中国工程院院士 郭孔辉
1994年首批当选为中国工程院院士。先后主持完成多项中国汽车行业的基础性科研项目和一汽新型汽车的开发研制工作。被汽车界誉为将系统动力学与随机振动理论引入汽车振动与载荷研究的领先学者，中国汽车轮胎力学的主要奠基人，中国汽车操纵稳定性、平顺性领域的主要开拓者和带头人。
中国工程院院士 戚发轫
2001年当选为中国工程院院士。主持了东方红一号研制，东方红二号通信卫星研制，东方红三号第二代通信广播卫星；主持神舟号飞船总体方案，作为总设计师在解决卫星和飞船研制过程中的重大工程技术问题上发挥了指导和决策作用
中国科学院院士 陶宝祺
1999年当选中国科学院院士。陶宝祺作为中国航空智能材料与结构研究的开拓者，在这一研究领域取得了一系列的重要成果，为推动这一高新科技的发展做出了杰出的贡献。
中国工程院院士 王永志
1994年当选中国工程院首批院士。王永志长期致力于中国战略导弹和运载火箭的总体设计与研制工作，参加和主持了6个导弹型号、2个运载火箭型号和“神舟”系列飞船的设计研制工作。王永志参与主持完成了中国载人航天工程技术经济可行性论证，主持了总体技术方案设计，组织了研制、试验中的总体技术协调，正确处理了许多重大技术问题。
中国工程院院士 钟群鹏
1999年群鹏当选中国工程院院士。我国失效分析预测预防分支学科的主要开拓者和我国失效分析学会组织主要创始人之一，先后获得北京市人民政府科技奖、劳动部科技进步奖、国家教委科技进步奖、航空工业总公司科技进步奖、国家科技进步奖等十余项奖励。
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