天然气管道防腐保温技术手册

天然气管道防腐保温技术手册1.第一章总则1.1编制依据1.2技术原则1.3适用范围1.4术语定义2.第二章防腐技术2.1防腐材料选择2.2防腐层施工工艺2.3防腐层质量验收2.4防腐层维护与检测3.第三章保温技术3.1保温材料选择3.2保温层施工工艺3.3保温层质量验收3.4保温层维护与检测4.第四章管道安装与运行4.1管道安装要求4.2管道运行管理4.3管道运行监测4.4管道运行记录与分析5.第五章安全与环保5.1安全防护措施5.2环境保护措施5.3应急处理预案5.4安全管理与培训6.第六章质量控制与验收6.1质量控制体系6.2验收标准与流程6.3质量记录与档案管理6.4质量问题处理与改进7.第七章常见问题与解决方案7.1常见问题分类7.2问题诊断与处理7.3预防措施与建议7.4技术升级与创新8.第八章附录与参考文献8.1附录资料8.2参考文献8.3术语表8.4附图与附表第1章总则1.1编制依据本手册依据《天然气管道防腐保温技术规范》（GB/T20801-2017）及《石油天然气管道工程设计规范》（GB50251-2015）等国家行业标准编制，确保技术内容符合国家法律法规要求。参考了国际标准ISO12944-1:2015《石油天然气管道设计规范》中关于管道防腐与保温的术语与要求，确保技术内容的国际兼容性。结合国内油气田开发经验及典型工程案例，参考了《天然气长输管道防腐与保温技术导则》（AQ/T3012-2018）及《管道保温工程设计规范》（GB50350-2010）等地方性技术规范。本手册编制过程中，参考了《油气管道防腐蚀技术规范》（GB50045-2007）中关于防腐层选型与施工的详细要求，确保防腐层技术参数符合国家规范。本手册适用于新建、改建及扩建的天然气长输管道工程，涵盖管道材料选择、防腐层施工、保温层设计及系统联调等内容。1.2技术原则本手册遵循“预防为主、综合治理”的防腐保温原则，强调通过材料选择、施工工艺及维护管理等多方面措施，全面提升管道系统的抗腐蚀与保温性能。采用“全寿命周期管理”理念，从设计、施工、运行到退役，贯穿防腐保温技术的全过程，确保管道安全运行。严格按照《油气管道防腐蚀技术规范》（GB50045-2007）中规定的防腐蚀等级，结合管道运行环境、介质性质及使用寿命等因素，合理选择防腐层类型。保温层设计应遵循“热损失最小化”原则，结合管道热负荷、环境温度及热流方向，采用科学的保温材料与结构设计。强调“安全冗余”与“经济性”相结合，确保防腐保温技术在满足安全要求的同时，兼顾工程经济性与施工可行性。1.3适用范围本手册适用于新建、改建及扩建的天然气长输管道工程，涵盖管道材料选择、防腐层施工、保温层设计及系统联调等内容。适用于不同地质条件、气候环境及运行工况下的天然气管道，确保技术适用性。适用于中低压及高压天然气管道，涵盖从集输管道到长输管道的全生命周期管理。适用于不同管径、不同压力等级的管道，确保技术参数的通用性与可操作性。适用于国内外不同标准体系下的天然气管道工程，确保技术内容的国际兼容性与可推广性。1.4术语定义防腐层：指用于保护管道免受腐蚀的涂层或保护层，通常由环氧树脂、聚乙烯等材料构成，具有抗腐蚀、抗磨损能力。保温层：指用于减少管道热损失的材料层，通常由聚氨酯、岩棉等材料构成，具有良好的保温性能与抗压能力。管道热损失：指管道在运行过程中由于热辐射、对流及传导等因素导致的热量损失，通常用热损失系数（λ）表示。管道防腐蚀等级：根据管道所处的环境条件及腐蚀速率，分为不同等级，如一级、二级、三级，对应不同的防腐层厚度与施工要求。管道保温厚度：指保温层材料的厚度，通常以mm为单位，根据管道热负荷、环境温度及热流方向等因素计算确定。第2章防腐技术2.1防腐材料选择防腐材料的选择应基于管道的工作环境、介质性质及使用寿命要求。常用防腐材料包括聚乙烯（PE）、环氧树脂（EPDM）以及聚氨酯（PU）等，其中PE因其良好的柔韧性与抗腐蚀性能被广泛应用于天然气管道防腐层。根据《天然气管道防腐保温工程技术规范》（GB/T50069-2010），管道防腐层应选用耐腐蚀、耐候性好、施工性能佳的材料，如乙烯—丙烯共聚物（EPE）或环氧树脂涂层。环氧树脂涂层具有优异的机械强度和化学稳定性，适用于高压力、高腐蚀环境下的管道保护。其耐候性可达到10年以上的使用寿命，符合行业标准要求。目前，国内外研究显示，采用三层结构防腐层（如PE+环氧树脂+石墨烯）可显著提升防腐性能，减少因微生物腐蚀和化学腐蚀导致的管道损伤风险。根据《石油天然气管道防腐技术》（中国石油出版社，2018年），材料选择需综合考虑成本、性能、施工条件及后期维护等因素，确保防腐层在长期运行中保持稳定。2.2防腐层施工工艺防腐层施工应遵循“先地下、后地上”原则，确保管道基础稳固，施工环境安全。施工前需对管道进行清洁处理，去除油污、锈迹及氧化层，以保证防腐层与管道表面的附着力。常用的防腐层施工方法包括电焊防腐、热喷涂防腐及涂装防腐。其中，热喷涂防腐适用于高腐蚀环境，其涂层厚度可达5-10mm，施工效率高。电焊防腐适用于金属管道，通过电弧加热使防腐层熔融，形成连续的防腐层结构，具有良好的机械强度和耐久性。根据《天然气管道防腐保温工程设计规范》（GB50069-2010），防腐层施工应严格按照施工工艺流程进行，包括底漆涂装、中间层涂装及面层涂装，确保涂层均匀、无气泡、无裂缝。2.3防腐层质量验收防腐层质量验收应按照《石油天然气管道防腐保温工程质量验收规范》（GB50182-2021）进行，主要检查涂层厚度、附着力、平整度及表面缺陷等。涂层厚度检测可采用超声波测厚仪或磁性测厚仪，确保涂层厚度符合设计要求，一般不低于1.5mm。附着力测试应使用划痕法或摩擦法，检测涂层与管道基体的结合强度，要求附着力≥15MPa。检查涂层表面是否有气泡、裂纹、脱落等缺陷，确保防腐层完整无破损。验收过程中需记录施工过程中的关键数据，如涂层厚度、施工温度、湿度等，确保质量可追溯。2.4防腐层维护与检测防腐层在运行过程中可能因环境因素、介质腐蚀或施工缺陷而出现劣化，因此需定期进行维护与检测。维护措施主要包括涂层修补、重新涂装及防腐层加固等，其中涂层修补应采用同类型防腐材料进行补涂，确保与原有涂层性能一致。检测方法包括涂层厚度检测、附着力测试、表面缺陷检查等，可采用超声波测厚仪、拉力试验机及目测法进行综合判断。根据《天然气管道防腐保温工程维护与检测技术规范》（GB/T50182-2021），防腐层检测周期应根据管道运行年限和环境条件确定，一般每3-5年进行一次全面检测。检测结果应纳入管道运行档案，为后续维护和改造提供依据，确保防腐层长期稳定运行。第3章保温技术3.1保温材料选择保温材料的选择应依据管道的运行环境、温度变化范围、介质性质及使用寿命要求，通常采用保温材料应具备良好的热阻（R值）、机械强度、化学稳定性及耐候性。根据《天然气管道防腐保温技术手册》（GB50260-2015）规定，保温材料应优先选用聚氨酯保温层、聚乙烯发泡保温层或复合保温层等类型。保温材料的导热系数（λ）是关键参数，应根据管道工作温度选择合适材料。例如，聚氨酯泡沫的导热系数通常在0.025~0.04W/(m·K)，而聚乙烯发泡材料的导热系数则在0.03~0.05W/(m·K)，两者均需满足热损失控制要求。保温材料的耐温性能需符合管道运行温度范围，如在-40℃至120℃之间，应选用具有优良耐低温性能的保温材料，如低发泡聚氨酯或改性聚乙烯保温层。保温材料的抗压强度和抗拉强度应满足管道在安装及运行过程中可能承受的机械应力，建议采用抗压强度≥0.3MPa的保温材料，以确保在施工和运行过程中不发生结构损坏。保温材料的选择还应考虑施工便利性与经济性，如采用模块化保温层，可提高施工效率，降低后期维护成本。根据《石油天然气管道工程设计规范》（GB50251-2015），应结合工程实际进行材料选型对比分析。3.2保温层施工工艺保温层施工应按照设计要求进行，通常采用分层施工法，先进行外层保温，再进行内层保温，确保保温层的整体性和均匀性。施工前应进行管道清洁与防腐处理，确保基体表面无油污、锈迹等杂质。保温层施工应采用专用保温材料，如聚氨酯保温层需使用专用发泡设备进行连续发泡，确保保温层厚度均匀，无气泡、裂纹等缺陷。施工过程中应控制发泡温度和压力，以保证保温层的致密性和热阻性能。保温层施工应采用机械化作业，如使用保温板吊装机、保温层切割机等设备，以提高施工效率和质量。施工过程中应严格控制保温层的厚度，确保符合设计要求，避免因厚度不均导致热损失增加。保温层施工完成后，应进行表面处理，如涂刷防粘剂、贴附防潮层等，以防止保温层与管道表面发生粘连或腐蚀。施工后应进行检查，确保保温层无破损、无露点，符合相关标准。保温层施工过程中应做好环境监测与记录，如温度、湿度、风速等，以确保施工质量。根据《管道保温工程施工规范》（GB50260-2015），施工过程中应记录施工参数，并作为后续验收的重要依据。3.3保温层质量验收保温层质量验收应按照设计要求和相关标准进行，主要包括保温层厚度、热阻值、结构完整性、表面平整度、接缝严密性等指标。验收时应使用测厚仪、热成像仪等工具进行检测。保温层的热阻值应符合设计要求，通常采用热阻（R值）进行计算，如聚氨酯保温层的R值应≥3.0m·K/W，聚乙烯发泡保温层的R值应≥4.0m·K/W，确保热损失符合规范要求。保温层的结构完整性应检查是否有裂缝、空洞、气泡等缺陷，确保保温层整体结构稳定。验收时可采用无损检测技术，如超声波检测、红外热成像检测等。保温层表面应平整、光滑，无明显凹凸、裂纹或污渍。验收时应使用水平仪检测表面平整度，确保保温层与管道表面贴合良好，无明显缝隙。保温层验收合格后，应进行密封性测试，如使用气密性测试仪检测保温层是否漏气，确保保温层在运行过程中不发生泄漏，符合《天然气管道防腐保温技术手册》的相关规定。3.4保温层维护与检测保温层维护应定期进行检查，如每季度检查一次保温层的厚度、表面状态及接缝情况，确保保温层长期保持良好性能。检查时应使用测厚仪、红外热成像仪等工具，检测保温层是否存在老化、破损等问题。保温层的维护应包括表面清洁、防潮处理、修复裂缝等。若发现保温层出现裂缝或破损，应及时修补，防止热损失增加或介质泄漏。修补材料应选用与原保温层相容的材料，确保施工质量。保温层的检测应包括热损失检测、结构完整性检测、密封性检测等。热损失检测可通过红外热成像仪进行，检测保温层是否存在热损失异常。结构完整性检测可通过超声波检测或X射线检测，确保保温层无结构性损伤。保温层的维护与检测应记录详细数据，包括检查时间、检查人员、检测结果等，作为后续维护和验收的依据。根据《管道保温工程管理规范》（GB50260-2015），应建立完善的维护与检测档案。保温层的维护和检测应纳入管道运行管理计划，结合定期巡检与突发性检查，确保保温层长期保持良好的保温性能，降低管道运行成本，提高管道安全运行水平。第4章管道安装与运行4.1管道安装要求管道安装应按照设计图纸和相关规范进行，确保管道材料、规格、连接方式符合标准，如GB/T150-2011《压力容器设计规范》中对管道壁厚、公称直径、连接方式等的要求。管道应保持直线度，安装过程中需使用激光测距仪或水准仪进行测量，确保管道轴线偏差不超过规范允许范围，如≤5mm/m。管道支架应按照设计要求设置，支架间距应符合《石油天然气管道设计规范》（SY/T6186-2018）中规定的安全距离要求，避免因支架不稳导致管道应力集中。管道焊接应采用符合国家标准的焊接工艺，如焊接接头应满足焊缝质量要求，焊缝内部缺陷应通过无损检测（UT）检测，确保焊接质量符合GB/T12337-2016《压力容器焊接工艺评定》标准。管道安装完成后，应进行压力试验和气密性测试，试验压力应为设计压力的1.5倍，保持时间不少于2小时，测试结果应符合《长输管道气密性试验规范》（SY/T4002-2018）的要求。4.2管道运行管理管道运行过程中应定期进行巡检，巡检内容包括管道温度、压力、流量、振动等参数，确保管道运行状态正常。管道运行应遵循“三查三对”原则，即查仪表、查设备、查流程，对参数、对设备、对流程，确保运行数据准确无误。管道运行需建立完善的运行记录制度，记录内容包括运行参数、设备状态、异常情况及处理措施，确保运行数据可追溯。管道运行过程中应根据运行工况调整运行参数，如温度、压力、流速等，确保管道运行安全、经济、稳定。管道运行应结合设备运行情况，合理安排检修计划，避免因设备故障导致管道停运，保障管道连续运行。4.3管道运行监测管道运行监测应采用多种检测手段，如红外热成像、超声波检测、振动监测等，确保管道运行状态实时掌握。管道应安装温度、压力、流量等传感器，传感器应符合GB/T2880-2000《压力传感器》标准，确保数据采集准确。管道运行监测系统应具备数据采集、传输、分析功能，通过PLC或DCS系统实现数据实时监控，确保运行数据可调、可查。管道运行监测应定期进行数据分析和趋势预测，如利用时间序列分析法预测管道潜在故障，提升运行安全性。管道运行监测应结合设备运行数据，分析管道应力、腐蚀、磨损等参数，为维护决策提供科学依据。4.4管道运行记录与分析管道运行记录应包括运行时间、运行参数、设备状态、异常情况及处理措施等，确保记录完整、可追溯。运行记录应按日、周、月进行整理，形成运行报告，分析运行数据，发现运行规律和问题。运行记录分析应结合设备运行数据，识别管道运行中的异常趋势，如温度波动、压力异常、流量突变等，为运行优化提供依据。运行记录分析应结合历史数据和现场数据，进行对比分析，发现潜在问题并提出改进措施。运行记录分析应纳入设备维护和运行管理中，作为设备维护决策的重要依据，确保管道运行安全、经济、稳定。第5章安全与环保5.1安全防护措施天然气管道在运行过程中，需采取多级安全防护措施，包括物理隔离、压力监测与泄漏检测系统，确保管道运行状态稳定。根据《天然气长输管道设计规范》（GB50251），管道应设置压力传感器和超声波检测装置，实时监控压力变化与腐蚀情况。管道沿线应设置警示标志与安全围栏，防止非授权人员进入危险区域。根据《危险化学品安全管理条例》（国务院令第591号），管道周边50米范围内应设置安全警示带，禁止堆放易燃易爆物品。管道施工及运行期间，应定期进行巡检与维护，确保设备处于良好状态。根据《石油天然气管道施工技术规范》（GB50251），管道应每季度进行一次全面检查，重点检查焊缝、阀门及接头部位。对于高风险区域，如地下管道或特殊地质环境，应采用增强型防腐技术，如涂层防腐、电化学保护等，以提高管道抗腐蚀能力。根据《石油天然气防腐技术规范》（GB50096），防腐层应采用三层结构，外层为聚乙烯（PE）涂层，中间为环氧树脂（EP）涂层。管道周边应设置消防设施，如灭火器、水幕系统等，以应对突发火灾事故。根据《建筑设计防火规范》（GB50016），管道沿线应配备自动喷淋系统，并定期进行消防演练。5.2环境保护措施天然气管道在建设和运行过程中，应严格遵循环保要求，减少对环境的影响。根据《天然气管道建设与运营环境保护规范》（GB50251），管道建设应采用低噪声施工工艺，减少对周边生态环境的干扰。管道输送过程中，应控制气体泄漏，防止污染物扩散。根据《大气污染物综合排放标准》（GB16297），天然气泄漏应通过气体检测仪实时监测，一旦超标立即启动应急处理程序。管道沿线应设置植被防护带，防止土壤侵蚀与水土流失。根据《管道工程环境保护技术规范》（GB50251），管道周边应种植耐寒、耐旱的植物，如芦苇、沙蒿等，以减少土壤裸露。管道运行期间，应定期进行环境评估，监测空气、水质及土壤中的污染物含量。根据《环境影响评价技术导则》（HJ1922-2017），管道项目需进行环境影响评估，并根据评估结果制定相应的环保措施。管道沿线应设置环保标志与警示牌，提醒公众注意管道安全。根据《环境标志产品认证技术规范》（GB/T34005-2017），管道周边应设置“危险源”标识，并定期更新。5.3应急处理预案天然气管道发生泄漏时，应立即启动应急预案，采取关断阀门、切断气源等措施，防止事故扩大。根据《石油天然气管道事故应急救援规范》（GB50495），泄漏事故应由专业应急队伍第一时间抵达现场。遇到突发火灾事故，应立即启动消防系统，使用自动喷淋装置和灭火器控制火势。根据《建筑设计防火规范》（GB50016），管道沿线应配备自动喷淋系统，并定期进行测试。管道发生严重事故时，应启动分级响应机制，由应急指挥中心统一指挥，协调各部门资源进行救援。根据《突发事件应对法》（中华人民共和国主席令第64号），事故响应分为三级，分别对应不同级别的应急处置。应急预案应包含事故报告、现场处置、人员撤离、后续处理等环节。根据《突发事件应急预案管理办法》（国家应急管理部令第2号），应急预案应定期修订，并组织演练，确保其有效性。预案应与当地应急管理部门、公安、消防等部门建立联动机制，确保信息畅通、协同处置。根据《应急预案管理办法》（国家应急管理部令第2号），应急预案应包含与其他部门的接口与协作流程。5.4安全管理与培训管道运行单位应建立完善的安全生产管理体系，包括岗位责任制、安全检查制度、隐患排查机制等。根据《企业安全生产标准化基本规范》（GB/T36072-2018），企业应定期开展安全生产标准化建设，提升整体安全水平。员工应接受系统的安全培训，掌握管道运行、维护、应急处置等知识。根据《安全生产法》（中华人民共和国主席令第13号），企业应每年对员工进行安全培训，并考核合格后方可上岗。安全培训应结合实际情况，采取现场演练、案例分析、操作实训等多种形式，提高员工的安全意识与应急能力。根据《安全生产培训管理办法》（国家应急管理部令第1号），培训内容应涵盖法律法规、操作规程、应急处置等内容。建立安全绩效考核机制，将安全绩效纳入员工考核体系，激励员工主动参与安全管理。根据《安全生产事故隐患排查治理暂行办法》（国家应急管理部令第1号），企业应将安全隐患排查与绩效挂钩，形成闭环管理。安全管理应注重持续改进，定期开展安全评估与风险分析，优化管理流程，提升整体安全管理水平。根据《企业安全文化建设导则》（GB/T27922-2012），企业应加强安全文化建设，营造安全、规范、高效的生产环境。第6章质量控制与验收6.1质量控制体系本章依据《天然气管道防腐保温工程技术规范》（GB50219-2014）和《工业设备及管道绝热工程设计规范》（GB50265-2010）构建质量控制体系，涵盖设计、施工、检验、维护等全过程。采用PDCA（计划-执行-检查-处理）循环管理模式，确保各阶段质量目标的实现。建立三级质量检查制度，即项目部、班组、技术人员三级检查，确保质量可追溯。采用统计过程控制（SPC）技术，对关键参数进行实时监控，确保工艺稳定。通过BIM（建筑信息模型）技术进行三维建模与模拟，优化施工方案，提升质量控制效率。6.2验收标准与流程验收前需完成管道防腐层、保温层、密封层的检测与验收，符合《埋地钢质管道聚乙烯防腐层技术标准》（GB/T18226-2016）的要求。验收流程分为自检、互检、专检三个阶段，确保各环节符合设计规范。验收采用非破坏性检测（NDT）方法，如超声波检测、射线检测等，确保无漏气、无裂缝等缺陷。验收资料包括检测报告、施工日志、质量记录等，需按《建设工程质量管理条例》要求归档。验收合格后，需签署质量验收证书，方可进入后续工序。6.3质量记录与档案管理建立完整的质量记录档案，包括设计图纸、施工记录、检测数据、问题反馈等。采用电子化管理系统（如ERP系统）进行数据归档与查询，提高管理效率。记录内容需包含时间、人员、操作流程、检测结果及处理措施，确保可追溯性。档案管理应遵循《建设工程档案管理规范》（GB/T28827-2012），确保符合国家档案管理要求。档案保存期限一般不少于20年，确保长期可查。6.4质量问题处理与改进对发现的质量问题，需及时进行原因分析，依据《质量管理体系基础和术语》（GB/T19001-2016）进行归类。问题处理需遵循“五步法”：确认问题、分析原因、制定措施、实施整改、验证效果。对反复出现的问题，需进行根本原因分析（RCA），并制定预防措施，避免重复发生。建立质量改进小组，定期召开会议，总结经验，优化流程。通过PDCA循环持续改进质量控制体系，提升整体工程质量水平。第7章常见问题与解决方案7.1常见问题分类天然气管道在运行过程中，由于长期受腐蚀、结蜡、热胀冷缩等因素影响，常出现管材表面腐蚀、内部结蜡、管道变形等现象，这些是常见的技术问题。依据《天然气管道防腐保温技术规程》（GB/T21431-2015），管道主要面临两种类型腐蚀：化学腐蚀和电化学腐蚀，其中电化学腐蚀更为常见，尤其是阴极剥离和点蚀现象。管道在长期运行中，还可能因环境温度变化导致应力开裂，这种现象在低温环境下尤为显著，属于热应力腐蚀。另外，管道在运行过程中，由于流体介质的冲刷和沉积物的积累，会导致管壁局部磨损或堵塞，影响气体输送效率。还有管道在安装或检修过程中，可能因施工不当导致管体弯曲、支撑不稳，进而引发应力集中，引发裂纹或断裂。7.2问题诊断与处理问题诊断需要结合现场检测手段，如超声波检测、磁粉检测、射线检测等，以确定腐蚀程度、裂缝位置及发展趋势。对于腐蚀严重的管道，应采用非破坏性检测（NDT）技术进行评估，如红外热成像、光谱分析等，以确定是否需要更换或修复。对于热应力引起的管道变形，可以通过热成像检测定位变形区域，再结合有限元分析进行应力分析，制定修复方案。针对结蜡问题，可通过定期清理管道内壁，使用适当的清洁剂或机械清管设备，防止结蜡导致的输送效率下降。对于裂缝或裂纹，应采用超声波探伤技术定位，并结合X射线探伤进行确认，根据裂纹的大小和位置，制定修补或更换方案。7.3预防措施与建议防腐蚀措施应包括材料选择、涂层保护、阴极保护等。根据《天然气管道防腐技术规范》（GB50075-2014），应优先选用耐腐蚀材质，如不锈钢或合金钢，并采用环氧树脂涂层或聚氨酯涂层进行防护。阴极保护是预防电化学腐蚀的重要手段，可采用牺牲阳极或外加电流阴极保护技术，根据管道埋地深度和环境条件选择合适的保护方式。管道安装时应严格控制应力，避免因安装不当导致的应力集中，可采用预拉伸或预弯管技术，减少热应力影响。定期开展管道巡检和维护，包括内检测、外检测、压力测试等，确保管道运行安全。对于管道内壁结蜡问题，建议采用定期清管作业，结合智能监测系统，实时监控管道内壁状况，及时处理结蜡现象。7.4技术升级与创新当前防腐保温技术正朝着智能化、自动化方向发展，如采用物联网技术实现管道状态实时监测，结合算法进行预测性维护，提升管道运行效率。新型防腐材料如纳米涂层、复合涂层、智能涂层等正在研发中，这些材料具有更好的耐腐蚀性和自修复能力，可有效延长管道使用寿命。在保温技术方面，采用高性能保温材料如真空绝热保温材料（VIP）和相变储能材料（PCM）可显著提高管道保温效果，降低热损失。随着数字化技术的发展，管道运行管理正向数据驱动转型，通过大数据分析和云计算技术，实现对管道运行状态的全面监控和优化。在技术升级过程中，应结合实际工程经验，不断优化技术方案，推动防腐保温技术向更高效、更环保、更智能的方向发展。第8章附录与参考文献1.1附录资料附录资料主要包括技术规范、标准引用、材料性能参数、施工流程图、设备清单及