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地下煤气化技术范文1
【关键词】燃气管道 信息化 探测 专业化管理 检测 风险评估
一、地下燃气管道专业化管理的必要性
西山煤气化公司最初进行过地下燃气管道普查工作，并建立了地下燃气管道信息管理系统。该系统为工程建设单位提供地下燃气管道资料查询、出图服务和管道信息交流，发挥了应有的作用。但随着时间推移新建地下燃气管道的竣工资料归档周期过长，没有及时更新信息管理系统；在进行管网改造后，有很多竣工资料没有进行统一管理，致使管道资料分散、管理混乱。为了加强管理，西山煤气化化成立了燃气网络监管中心，对煤气化公司地下燃气管道进行全面监测和专业化管理。
二、地下燃气管道专业化管理的目标与实施
（一）总体目标
地下燃气管道专业化管理宗旨在于提高煤气化燃气建设整体管理水平，确实发挥地下燃气管道档案资料在城市规划、建设、管理和防灾减灾中的作用，推进城市信息化和“数字城市”建设。本着高起点高标准的原则，地下燃气管道专业化管理的总体目标为：①建成分级、分布式的地下管道数据库。②建立地下管道数据与系统维护管理中心，建立公共数据交换服务平台。③建立空间化、数字化、网络化、智能化和可视化的技术系统。④建立切实可行的信息更新机制，实现地下管道信息的动态管理。
（二）具体实施过程
第一步：完成地下燃气管道数据采集和建库，实现管道资料信息化管理。将覆盖城市各区的地下燃气管道按统一标准完成数字化探测采集，建立地下燃气管道数据库，建立地下燃气管道信息管理系统。
第二步：建立严格的信息更新和档案归档制度，实现管道动态管理。建立起有法规约束力的管道数据更新机制，按统一数据标准进行管道数据采集、搜集、整理、归档和入库，进行管道信息交流和共享，形成协调有序的信息更新及共享机制。
第三步：实现信息多元化应用。力求城建有关部门相互协调，建立行之有效的责、权、利明晰的资源共享和信息集约机制，在保证信息安全的前提下，做到信息数据最大限度的开放和应用。
第四步：实现地下燃气管道的实监时测。建立有效的地下燃气管道实监时测系统，做到每日、每周、每季、每年的汇总、分析，保证燃气管道的安全运行。
三、地下燃气管道探测及专业化管理内容
（一）地下燃气管道探测
目前煤气化公司地下燃气管道大部分都有资料可查，但仍有少量管道存在具置不清、走向不明的现象。经过大量的探测、核查和确认工作，寻找回多条管道，并且经探测确认的管道已经及时上图、记录并存档，确保管道信息不会再次丢失。
（二）专业化管理主要内容
改变对管道的被动管理模式。从管道安全运行和经济效益综合考虑，近年来，一些先进发达国家燃气同行提出了“建立综合管理体制”的全新观念，充分利用科学技术的进步，将燃气管道的管理向工程化、智能化、概率化和模式化发展，转而实行以预防为主，主动建立“跟踪检测安全风险评估计划性修复”的全新燃气管道综合管理体制。其中对在运行管道的综合管理是核心内容，依据管道历史、周围环境等综合信息，制定适当的检测方案，包括对新建管道实施基线检测，建立管道状况信息数据库。由专家对检测结果进行安全风险评估，给出推荐的管道维修方案，包括进期和长期的维修及抢修措施，然后依据比较科学的方案进行实施，有效预防和大量减少各种燃气管道事故的发生。
抓好城市燃气管道的综合管理。目前煤气化公司地下燃气管道的规划虽然已纳入城市总体发展规划并有城市规划行政主管部门负责管理。但是，由于煤气化公司的城市建设发展迅速，加之大量的道路改造、管道改造，基建规模远远超过管理工作所适应的速度，不仅使原有的城市燃气管道出现了新的安全隐患，而且对新建燃气管道造成了搭建违章建筑、占压燃气管道、安全距离不够、燃气管道的埋深被改变、用于确定燃气管道位置的标志被挪移而找不到管道的确切位置等问题，一旦发生事故，后果不堪设想。
强化工程监管管理。从许多暴露出的地下燃气管道问题分析，设计不合理、施工质量不高、工程监理不到位，工程质量最终得不到保证的情况屡有发生，严重影响了燃气管道供气运行的安全。因此，强化施工的法制管理，提高工程质量，强化工程质量监理，认真落实国家规定的工程质量终身负责制，是保证燃气管道安全供气的先决条件。只有通过政府及企业的层层努力，才能确保城市燃气管道在建设阶段中无先天性缺陷。
加大对在线运行管道管理力度。在对燃气管道安全构成威胁的因素中，也有许多人为的因素。最近几年各城市建设发展很快，在城市改建、扩建等工程施工中，破坏燃气管道的现象时有发生，有时造成的事故相当严重，有的留下严重安全隐患。有些单位和居民用户忽视安全，不计后果私自改、挪移燃气设施，形成种种隐患，造成事故也屡见不鲜。因此，我们必须依法办事，加强执法力度，加强对燃气管道的巡查管理工作，做好安全宣传和安全检查，依靠科技进步，依法管理。
四、建立燃气管道检测维修综合管理体制
借鉴发达国家的燃气管道的管道经验它山之石，可以攻玉。充分利用其先进的科学技术成果，对在线运行管理进行跟踪检测，做出安全风险评估，制定出城市管道的修复方案。依据管道的历史、使用的环境和安全等级要求，制定检测计划、检测方案，进行有计划的周期性的管道检测；特别对新建管道从一开始就实施基线检测（或称为基准检测），建立管道状况信息数据库，由专家相应的检测结果进行安全风险评估。
国外在相关方面的发展现状管道检测是风险评估的基础和前提，也是管道事故预防和合理维护的科学依据。
地下煤气化技术范文2
2008年中报业绩披露已经结束，煤炭上市公司的经营业绩如期出现了较大程度的上涨，其原因都主要在于产量的增长和价格的飙升。其中，煤炭行业上市公司的主营业务收入、主营业务利润和净利润的同比增幅分别达到了50.5%、66.27%、68.61%，远远高于同期沪深300成分32.23%、4.26%、17.49%的增长幅度。从每股收益平均水平来看，煤炭行业由07 年的0.39元提高到0.69元，增幅达到了76.92%，而沪深300成分则由07年的0.33元提高到0.38元，增幅只有15.15%。上半年煤炭上市企业业绩大增更主要是由煤价上涨推动的收入增长：大部分煤炭上市企业的煤炭销量增速在10-20%，而煤炭均价增幅在30-50%。
考虑到目前供不应求的局面和加权煤价的上升以及资源税可能推迟等因素，国泰君安分析师认为煤炭上市公司下半年业绩将好于上半年。此外，明年在合同电煤提价以及市场煤受翘尾因素影响下，以及上市公司产能的稳步增长，上市公司每股盈利仍有增长。即使经济有所下滑，煤价有所回落，每股盈利也难言下降，市盈率落入历史底部；鉴于煤价的长期看涨，部分煤炭上市公司渐入投资安全区域。建议重点关注合同电煤占比较大的上市公司（与市场煤价差较大，合同煤价上涨相对较为明确），及产能增长较快的上市公司（包括新建投产和资产注入等方式）。
而长城证券分析师认为，虽然目前煤炭板块的市盈率中值已经低于A股市场平均、市净率略高于市场平均，但是鉴于近期煤炭板块所面临的巨大压力，下调部份企业的投资评级，仍维持整个行业“谨慎推荐”评级。煤价下跌以及资源税改革仍是最主要的行业投资风险，而大盘可能的继续下跌等系统性风险可能加剧煤炭板块的下跌。
本周入选的30只股票中有21只股票的2008年预测市盈率小于20倍，大于30倍的有2只。从今日投资个股安全诊断来看，24只股票的安全星级均为三星或以上级别。本周30只盈利预测调高的股票中，我们选择兖州煤业（600188）和煤气化（000968）给予简要点评。
兖州煤业（600188）：中报业绩超预期
兖州煤业（600188）主要从事地下煤炭开采、洗选加工、销售和煤炭铁路运输。由于煤炭价格上涨，公司中报再次给出惊喜，公司预计前三季度归属公司股东的净利润同比增幅达260%。今日投资《在线分析师》显示：公司2008-2010年综合每股盈利预测值分别为1.30、1.56和1.73元，对应动态市盈率为10、9和8倍；当前共有23位分析师跟踪，其中建议强力买入、买入和观望的分别味6、14和3人，综合评级系数1.87。
半年报业绩超出市场预期。兖州煤业上半年，实现营业收入1285455万元，同比增长65.3％；营业利润533787万元，同比增长178.9％；净利润376207万元，同比增长239.3％。每股收益为0.76元，每股经营现金流0.88元，净资产收益率为16.8%。同时，公司预计1-9月份业绩同比增长260％，每股盈利为1.34元。
中金公司分析师认为，公司业绩受益于煤炭价格的大幅上涨。公司本部煤炭销售平均价格为672元/吨，同比增涨61.4%，其中：国内煤炭销售平均价格为673元/吨，同比增长63.1%；出口煤炭销售平均价格为569元/吨，同比增长25.1%。山西能化煤炭销售平均价格为240元/吨，同比增长20.1%。兖煤澳洲煤炭销售平均价格为739元/吨,同比增长33.5%。煤炭业务毛利率同比上升8.69个百分点达到57.38%。
安信证券分析师表示，煤炭的价格有望保持坚挺。对于煤炭行业的分歧在于随着需求的下滑，煤炭价格有可能出现回落，故09年的业绩增长可能不可靠。该分析师认为，2008年煤炭价格的上涨可以定义为供给的收缩，而2004年的煤炭价格上涨可以定义为需求的增加，而在宏观调控的背景下，需求的下降速度较快，会使得煤炭价格上涨失去动力；而供给的变化则较慢，主要的原因在于煤炭的产能扩张速度在缺乏小煤窑的情况下，将不会出现快速的增加，即使下游的需求增速下降，由于供给的增加速度较慢，煤炭价格保持在高位的可能性将会较大。
兴业证券分析师认为，兖州煤业巨野煤田赵楼煤矿将于四季度投产，山西榆林能化旗下的煤矿和甲醇项目即将进入试生产，澳斯达煤矿在国外煤价大涨下经营形势向好，故2008年将是兖州煤业最具成长性的一年；目前公司估值水平明显偏低，维持“推荐”评级。
风险因素：全球宏观经济衰退令中国煤炭需求明显下降；公司市场煤销售占比较高，对未来煤价走势敏感性较大；公司现货比例1/2，当煤炭行业转入下跌趋势时，也会更容易受到不利影响。
煤气化（000968）：估值优势渐显
煤气化（000968）是我国第一家煤炭综合利用的大型联合企业，在煤气化领域具备得天独厚的技术优势和地理优势。今日投资《在线分析师》显示：公司2008-2010年综合每股盈利预测分别为1.28、1.60和1.68元，对应动态市盈率为10、8和7倍；当前共有7位分析师跟踪，其中建议强力买入和买入的分别为3和4人，综合评级系数1.57。
中报业绩高增长。08年上半年，公司实现营业收入241,918.03万元，同比增长58.69%；实现营业利润54,307.49万元，同比增长237.53%；归属于母公司所有者的净利润实现38,437.87万元，同比增长287.53%；实现每股收益0.75元。另经公司初步测算，预计前三季度净利润将比上年同期增长300%左右。
上海证券分析师认为，上半年公司在增加精煤内供量使得公司的焦炭业务在分享行业景气的同时，有效的降低了成本支出，其毛利率水平也得到了较大幅度的提高。公司主要的业务收入来自于炼焦业和煤炭洗选业。上半年，由于煤焦市场持续向好，焦炭价格数次提高，公司不失时机的提高了焦炭的产销量。1-6月份，公司的焦炭业务收入达到了15.39亿元，比上年同期增加了89.69%，其占主营业务收入的比例也由去年同期的53.90%上升到今年的64.81%。与此同时，针对炼焦原料煤供应紧张、价格持续上涨的不利情况，公司加大了原料煤的内部供应量，将精煤内供量由年初计划的每月5万吨，增加到每月8.3万吨，1-6月份合计增加内部供应精煤量20万吨，仅此一项为公司减少支出约12,000万元。
近期公司发表公告称，国家发改委向中煤能源集团公司、山西省发改委核准批复，同意太原煤气化龙泉能源发展有限公司建设龙泉煤矿项目。龙泉矿是公司“十一五”发展规划的建设项目。该项目法人为龙泉能源发展有限公司，注册资本9亿元，煤气化股份有限公司占股42%，中国煤炭进出口公司和煤气化集团分别占股40%和18%。该项目设计产能500 万吨，主要煤种为肥煤和1/3焦煤，项目建设符合公司建设煤、焦、化基地长远发展规划，有利于公司的可持续发展。
地下煤气化技术范文3
[关键词]煤化工，CO2排放，减排措施
CO2是目前最主要的温室气体，温室气体的大量排放会导致全球气候变暖，从而给人类的生产活动带来不可预知的灾难。于1997年通过的《京都议定书》规定各发达国家必须在2008年到2012年间将CO2排放量消减到1990年以前的水平，为此，许多工业化发达国家加大了对CO2捕集和处理技术的研究力度。目前我国的CO2排放量已高居世界第二位，虽然现阶段对发展中国家尚未提出减排要求，但我国近年来CO2排放量的快速增长将使我国不得不面对越来越大的国际压力。
2006年，我国原油进口量超过1.4亿t，原油对外依存度达44%左右。我国拥有较为丰富的煤炭资源，煤炭保有储量超过1万亿t，发展煤化工产业将成为今后一段时期内我国化工行业的重点和热点。我国国民经济和社会发展“十一五”规划纲要中明确指出，要“发展煤化工，开发煤基液体燃料，有序推进煤炭液化示范工程建设，促进煤炭深度加工转化”。近期国家发改委组织编制了《煤化工产业中长期发展规划(征求意见稿)》，明确我国将建成七大煤化工产业区，从2006年至2020年，我国煤化工总计投资将超过1万亿元。
发展煤化工符合我国多煤少油的能源结构特点，可有效缓解国内对进口原油的依赖程度，同时采用先进的洁净煤技术及污染物处理技术，通过集中处理的方式，可有效减少污染物的排放，相比传统的煤直接燃烧方式，可大大降低对环境的污染。
然而，发展煤化工产业也面临CO2排放的问题，从煤炭和石油的元素组成来看，煤的氢／碳原子比在0.2-1.0之间，而石油的氢／碳原子比达1.6～2.0，以煤替代石油生产传统的石油化工产品的过程一般都伴随着氢／碳原子比的调整.从而排放大量的CO2。以下对煤直接液化、间接液化、煤制烯烃等新型煤化工技术过程中的CO2排放问题进行分析。
1、煤直接液化过程中的CO2排放
直接液化是把固体状态的煤在高压和一定温度下直接与氢气反应，使煤炭直接转化成液体油品的工艺技术。见图1。从反应过程来看，反应系统中的氧主要来自煤中氧，反应环境氢气纯度较高(氢气纯度>80%)，反应后氧主要以水中氧的形式排出体系，CO2产率较低。神华上湾煤在日本NEDOL工艺1t／dPSU装置上的CO2产率(daf煤为原料)约为2%，在美国HTI工艺PDU装置上的CO2产率(daf煤为原料)为0.34%。
据估计，煤炭直接液化项目的CO2排放量，每吨液化粗油约为2.1t(此数据不包括燃料排放部分)。
2、煤间接液化过程中的CO2排放
煤间接液化工艺主要由三大步骤组成：第一是煤的气化；第二是合成；第三是精炼(见图2)。煤间接液化过程中的CO2主要来自气化和合成两步。在煤的气化过程中，需要加入氧气和水蒸气作为气化剂，因此存在以下的CO2生成反应：
C+O2=CO2
CO+H2O=CO2+H2
在合成步骤中，CO2是主要副产物之一，主要来自：
水煤气变换反应
CO+H2O=CO2+H2
采用铁基催化剂的F-T合成反应：
2CO+H2=—CH2—+CO2
甲烷化反应
2CO+2H2=CH4+CO2
歧化反应
2CO=C+CO2
煤间接液化过程生产每吨液化产品的CO2排放量约为3.3t(此数据不包括燃料排放部分)。
3、煤制烯烃过程中的CO2排放
煤制烯烃过程包括煤气化、合成气净化、甲醇合成及甲醇制烯烃四项核心技术(见图3)。煤制烯烃过程中的CO2主要来自煤气化过程，煤气化过程CO2的产生与前述间接液化类似，煤在氧气和水蒸气存在的条件下，发生以下的CO2生成反应：
另外，甲醇合成过程要求原料气中的H2和CO的摩尔比接近2：1，而煤气化过程获得的气体中H2／CO摩尔比小于2，需要将一部分CO通过水煤气变换反应生成H2和CO2以满足甲醇合成的要求，这样又会有部分CO2生成。除少量的CO2(占原料气体总量的3%左右)参与甲醇合成反应外，大部分CO2在合成气净化过程中被脱除而进行排放。煤制烯烃过程的CO2排放量按每吨中间产品甲醇计：约2t，按每吨最终产品烯烃计算：约6t(此数据不包括燃料排放部分)。
4、发展煤化工面临较大的CO2排放压力
根据国家发改委《煤化工产业中长期发展规划》(征求意见稿)的初步规划，到2020年煤制油的发展规模将达到3000万t／a，煤制烯烃规模将达到800万t／a，煤制甲醇将超过6000万t／a(含煤制烯烃所需甲醇用量)。按照各种煤化工工艺路线的平均CO2排放量进行估算，届时生产上述煤化工产品所排放的CO2将超过2亿t，因此发展煤化工产业面临较大的CO2排放压力。
5、CO2治理技术
目前的CO2治理技术可归纳为以下三个方面：(1)CO2储存技术；(2)CO2转化技术；(3)CO2循环利用技术。在以上三个方面的治理技术中，(1)和(3)并不能减少CO2的总量，但能阻止和延缓CO2对大气环境的影响，而(2)则可以通过把CO2转化为其他物质来减少CO2的总量。下面分别对以上三个方面的CO2治理技术作简要介绍。
5.1、CO2储存技术
CO2储存技术是通过对CCO2进行收集、分离和压缩，然后通过管道，在动力的作用下，送人地下或海底，储存在地质构造中，使之在相当长的时间内与大气隔绝，从而起到控制大气中CO2浓度的目的。
目前，在研究或已采用的用于储存CO2的主要地质体包括：(1)开采的和不经济的或耗竭的油气储；(2)深部不可开采煤层；(3)陆上或海上深部咸水储集层；(4)海洋。
转贴于
气田、油田和深部煤层作为常规的地质圈闭，从理论上说能够在足够长的时间内保持隔离状态，不被释放到大气中去。并且通过向耗竭的油气田和不可开采的煤层注入CO2，可以提高耗竭油气田和煤层气的回采率。目前世界上有此类研究项目约70多个。实践经验表明，注入CO2大约可以增加油田产量10%-15%，我国辽河油田注入性质类似的烟道气，也取得了良好的效果。
利用陆上或海上深部卤水层储集CO2时，由于卤水层中富含各种金属离子，从而存在CO2与金属离子反应生成碳酸盐沉淀，实现地下固定CO2的可能性。目前世界上最大的CO2捕集与储存项目，就是在挪威开展的每年将100万tCO2注入到在挪威北海海域中部深约900m处的砂岩卤水层中。
海洋储存是指将CO2注入海洋，在较深水位下，形成固态的CO2水合物的储存方式。目前这种方式尚处于探索阶段。
但是CO2的地下储存可能存在以下负面影响，需要进行深入研究，以避免负面影响的出现：(1)CO2逃逸进人大气环境，导致大气环境迅速恶化；(2)CO2形成的酸性环境使许多重金属元素及其他污染物溶解在水体中并随着CO2的泄漏污染地下水质；(3)诱发地震活动；(4)引起地面沉降或升高。
5.2、CO2转化及固定化技术
CO2转化或固定化技术是指利用CO2的化学性质，将其转化为其他物质进行资源再利用或固定到其他物体中的技术，其中最有代表性的是通过植物的光合作用吸收CO2。
光合作用是地球上维持生命的重大过程，地球上每分钟大约有300万tCO2和110万t水被光合作用转化为210万t氧和200万t的有机物。因此，增加地球植被是保护大气环境的重要手段。
此外，在大棚养殖中利用CO2作为肥料，既能促进蔬菜的生长，又消耗掉了人类排放出的CO2。研究表明，使植物吸收CO2的量超过平常值的2～3倍，不仅对人体没有危害，植物却可因此增产20%—43%。在荷兰南部，一些农民开始利用炼油厂排放的工业CO2种植蔬菜和鲜花，取得很好的效果，该炼油厂目前每年向500家用户提供约17万t工业CO2。
用CO2制可降解塑料是CO2综合利用技术的另一开发热点。CO2降解塑料可用于一次性包装材料、餐具、保鲜材料、一次性医用材料、地膜等方面。利用这一技术生产的降解塑料属完全生物降解塑料类，可在自然环境中完全降解，避免了传统塑料产品对环境的二次污染。但目前，受合成效率低的瓶颈制约，在国外只有美国、日本和韩国等少数国家形成了年产万吨级的生产规模，在我国，开展这项工作的研究单位主要有：中科院长春应用化学研究所、中科院广州化学所、吉化研究院、浙江大学等，中科院长春应用化学研究所和中科院广州化学所还建有千吨级的生产装置。利用CO2合成可降解塑料具有重要的环保意义，但工业化大规模生产可降解塑料的实现还有待于开发出高效的合成催化剂。
除了CO2制可降解塑料技术外，近几年来，关于CO2催化转换生成甲醇、二甲醚、烃类、合成气等基础化工原料，以及转换为以碳酸二甲酯为代表的酯类、羧酸、厅—甲酰苯胺等多种高附加值产品的新催化合成技术的研究开发也十分活跃。
5.3、CO2循环利用技术
CO2循环利用技术是指利用CO2的物理特性来实现CO2的资源化利用的技术，如用CO2制作干冰、灭火剂、制冷剂、食品添加剂及超临界萃取剂等。
目前，CO2主要用在食品行业。在美国，CO2消费量的46.8%用于食品的保鲜冷却、冷藏和惰化，19.5%用于饮料碳酸化；在西欧，68%的CO2用于饮料碳酸化和食品加工。在我国，预计在5年内对食品级CO2的需求将达到1000万t以上。此外，CO2在气体保护焊接、炼钢、冷冻、油气井操作等行业有广泛应用。
CO2超临界萃取技术是国内外正在发展的一种新型的CO2利用技术。超临界流体萃取技术萃取效率高、萃取剂易分离回收、操作方便、工艺流程短、耗时少，而CO2作为超临界萃取剂，具有临界条件容易达到，化学性质稳定，无色无味无毒，安全性好，价格便宜，容易获得等优点。目前CO2超临界萃取技术的研究主要集中在从天然药物或天然香料中提取高附加值的热敏性有效成分方面。
CO2利用技术的另一研究热点是采用跨临界CO2取代氟利昂作为空调介质。CO2的临界压力是7.3MPa，临界温度为31℃，其临界温度正好在日常空调运行可以接受的范围内，跨临界循环时，CO2在压缩机出口侧达到超临界条件，经过节流管降压后，超临界CO2回到亚临界状态，吸热蒸发.带走环境热量。在跨临界循环中，由于超临界流体的特殊性质，其冷凝过程中没有气液相变，而只有“冷却”过程，因此其制冷效率比传统的氟利昂工质要差一些，但其制热效率则相对较高，并且由于超临界流体比热大的特点，故对于给定的热负荷，CO2空调系统所需的工质用量有可能比其他工质少得多，管道面积相应减少。跨临界CO2空调系统的压缩机和耐高压系统的研制是降低成本和提高热效率的关键。目前车用CO2空调技术已相对比较成熟。
6、CO2综合治理技术比较
表1从CO2处理能力、技术进展阶段、技术开发瓶颈、技术成本几方面对以上技术进行了比较。从表中可以看出，就技术的环保性来说，利用植物的光合作用转化CO2利用的是取之不尽的太阳能，并将碳固定在植物体内，转化为对植物生长有利的物质，释放出人类生存必须的氧气。但植物的光合作用反应速率较低，地球植被不能满足实现CO2减排的需要；从技术的成熟度来说，将CO2作为保鲜剂、食品添加剂的利用技术较成熟，但市场需求总量较小，CO2利用量很低；而可降解塑料的市场需求量虽然较大，但目前的CO2转化技术路线合成效率低，成本高，大规模的工业化技术路线还有待开发。比较而言，CO2储存技术在CO2处理量上占有绝对优势，且利用油气储和煤层储的技术已较成熟，不仅对CO2的处理量大，而且能创造部分经济价值，是CO2实现资源化利用前的最好的处理方式。尤其对于煤化工CO2排放问题来说，企业主要集中在煤矿坑口附近，开展枯竭煤层储存CO2的研究具有地质条件和经济优势。
地下煤气化技术范文4
要的意义。本文主要对水煤浆气化装置管廊上几种运送特殊介质的管道的布置做以探讨。
关键词：水煤浆气化装置；管廊；管道布置
1前言
“缺油、少气、富煤”是我国石化能源的基本结构。因此，根据这种石化能源分布不均的特点充分发挥我国煤炭资源的优势是符合我国国情，实现能源多元化的首选。近年来，随着各类煤化工产业的长足发展，煤的焦化、气化、液化，煤的合成气化工、焦油化工和电石乙炔化工等都有了相应的应用和发展[1]。煤炭气化[2]是指煤在特定的设备内，在一定温度及压力下使煤中有机质与气化剂（如蒸汽/空气或氧气等）发生一系列化学反应，将固体煤转化为含有CO、H2、CH4等可燃气体和CO2、N2等非可燃气体的过程，是一种发展煤基化学品、煤基液体燃料、联合循环发电、多联产系统、制氢、燃料电池等过程工业的关键技术。在诸多煤化工产业中，水煤浆气化技术占有重要的一席之地。
水煤浆气化装置主要包括煤浆制备、煤气化、灰水处理、变换等装置[2]。为了更好的实现各装置间工艺物料及其辅助公用工程管道的连接和集中放置，设计了装置管廊。水煤浆气化装置管廊的特点是各装置间连接管道多、管径大，用来连接各装置的管廊相对来说也跨度大、宽度大，并且装置管廊的布置与各个装置的设备布置息息相关，管廊上下都有设备，所以管廊的尺寸还要符合设备的要求。水煤浆气化装置管廊（以年产60万吨甲醇为例），其长度均在200米以上，因此对装置管廊进行合理的设计及布置对于安全生产，节约成本，降低能耗，发展循环经济是具有重要的意义。
2 水煤浆气化装置管廊管道布置的原则[3]
为了保证工业管道的安全运行，保障人民群众生命和财产的安全，结合石油化工管道设计的基本要求，装置管廊中管道布置须遵循如下原则：（1）压力管道的设计应符合相关规范、标准、规定并满足管道仪表流程图的要求；（2）管廊中的管道布置要统筹规划，做到安全可靠、经济合理、整齐美观。（3）管道的布置应满足施工、操作和维修等各方面的要求；（4）大直径管道应靠近管廊柱子布置；（5）小直径，气体管道、公用工程管道放在管廊的中间；（6）工艺管道宜布置在与管廊连接的一侧；（7）低温管道和液化石油气管道不应靠近热管道布置；（8）管廊上管道设计时，应予留10%―30%的余量 ；（9）仪表和电力电缆槽架等宜布置在上层。基本布置原则如图1所示：
图1 水煤浆气化装置管廊管道布置原则
3 水煤浆气化装置管廊上各类管道布置的要点
在水煤浆气化装置管廊上管道的设计过程中，除了需要满足管道布置涉及的原则外，一些特殊管道的布置还需结合其自身的特点以及特定的工艺要求，合理调整设计方案。这些特殊的管道包括氧气管道、煤浆管道、黑水管道、事故火炬管道、蒸汽管道等，现将这几类管道的布置原则以及设计要领，需注意的事项浅析如下：
3.1氧气管道的布置[4，6]
氧气管道作为输送具有危险性的助燃气体的压力管道，要求架空敷设。进行管道布置时，应以利于吹扫为原则，并尽量减少弯头，选择合理的弯曲半径，力求简化管系，做到通气顺畅。氧气管道的支管应尽可能的从管道的上端接入。氧气管道和可燃气体共架敷设时，应放至于其下层或者管架的外侧。从经济性考虑，氧气管道的材质为不锈钢，造价高，布置时管线的走向也应尽量简单、直接，减少弯头的数量。因此在水煤浆气化装置管廊中，氧气管道应放置于管廊的最下层，且靠近气化炉一侧的管廊立柱。氧气管道与其它管道的间距应控制在500 mm以上。而且管廊上的氧气管道要有防静电措施，可通过采用≥6mm 铜芯软绞线与管廊立柱相连的方法将静电导入地下。
3.2 煤浆管线的布置[5，6]
煤浆管线是指为气化炉输送原料的管线。因为输送的流体比重大、流速缓慢、容易沉积、且磨蚀性强，长久以往会造成管道的堵塞或损坏，对生产装置的安全，平稳运行造成很大的伤害。因此为了保障管道的顺利、持久的运行，从煤浆制备装置的磨煤机送去气化装置煤浆槽的煤浆管线要保证有一定的坡度，并且选用弯曲半径R=5D长半径弯头（D为管道直径），以此来减少物料与管壁之间的摩擦，并减少物料在管壁上的积聚。为从根本上缩短整个管系的长度，并且要尽可能的缩短管线长度，杜绝液袋产生的方法。为此将煤浆管线放在上层管廊上，并选用R=5D长半径弯头来连接是很必要的。这样做既保证了整条管线无液袋、不绕弯，又保证了管线的坡度要求。从高压煤浆泵到气化炉头的煤浆管线较长，且煤浆泵采用隔膜活塞泵，有一定的振动频率，因此在布置时不仅要考虑管线的柔性，还要考虑管线的稳定性，因此管廊上固定架和限位架的选取是比不可少的。
3.3 黑水管线的布置[6]
黑水管线因为其自身的特点是温度高，磨蚀性强。因此在设计中要考虑到其热膨胀和热应力。我们采用Π型补偿器的办法来消除其热应力。但是，Π型补偿器的使用必然增加弯头的数量，而且会产生液袋并增加了管道的压力降，并对弯头处的冲刷易造成损坏。
如果解决管道长期运行过程中的所产生的管道堵塞和管件损坏问题。通过结合以往水煤浆气化装置管廊安全运行的经验，用三通加法兰（见图2）及法兰盲板的形式代替弯头是行之有效的好办法。安装位置选在管道的低点。这样，在我们的停车检修过程中，就可以及时的对黑水管线进行清洗和对损坏的管件进行更换，从而避免了在检修过程中，要通过破坏管道的方法来解决管道的堵塞问题。对与黑水管线，应在高点增加冲洗接头，底点增加排放口，而且其导淋的管口应水平放置。
图2 三通加法兰
3.4 事故火炬管道的布置[7]
事故火炬排放系统设置的目的是将工艺装置中的设备、管道上的安全阀、泄压阀、排放阀等在不正常操作（或事故）时排放的可燃物料，开停车时必须要排放的可燃物料和试车中暂时无法平衡时所必须排出的可燃物料收集并运送到火炬筒顶部的火炬头及时燃烧排放，以确保装置的安全运行。
在水煤浆气化装置中，火炬管线的管径一般都比较大，因此在配管过程中有一定的要求。对一些项目而言，事故火炬的工程直径有时可以达到DN 1300以上。事故火炬的局部温度可达240 ℃，因此我们必须考虑火炬管道的热应力与热位移。因管径较大，应考虑将其置于管廊的的上层，同时要考虑尽量放在管廊的边上，便于满足Π型补偿器的布置要求。并且火炬总管应在可能吹扫全部管道的端部设置氮气吹扫管（附图3）。火炬总管应保持一定的坡度，在管道的流动方向上，不能有集液的地方。如果形成液袋，应及时采取排液措施。具体做法是设置凝液收集罐沿线收集。
图3 氮气吹扫管
为符合工艺需求，火炬管道的布置应有3 ‰的坡度。同时为了满足工艺要求，我们必需考虑火炬管道的走向。
火炬管道因为管径较大，局部温度较高，会产生很大的热应力，过高的热应力会对管道支撑件造成伤害，有的使管道上的法兰连接部分发生泄漏，有的会影响旁边其它管道的安全运行，更加严重的情况甚至会影响管廊结构的安全性。如何很好的避免火炬管道热应力对管架造成的伤害，就是我们要解决的问题。我们现在一般的做法是通过设置Π型补偿器来解决管道的热应力问题。虽然Π型补偿器可以降低热应力，但同时有两方面的问题我们必须予以重视：其一，关于Π型补偿器固定点的选取；其二，Π型补偿器的放置位置。首先固定点的选取必须选在装置管廊的主梁上，管道通过固定点传递给管廊横梁的轴向推力不宜过大。因此固定点的间距我们控制在40m～50m为宜。关于第二点我们遵循的原则是选取的位置在距离固定点L/2处（L=两固定点间的距离），允许少量偏移，但是不允许偏置两固定点之间L/3距离；
3.5 蒸汽管道的布置[6，8]
水煤浆气化装置管廊上蒸汽管线种类多（低压蒸汽、中压蒸汽），管径大，长度长。采取Π型补偿器可有效补偿蒸汽管道的热位移。在管廊上，一般情况下蒸汽管道的固定点是集中放置的，固定点的间距一般控制在40～50m左右。如果固定点的间距过长，将造成Π型补偿器外伸臂太长，无法支撑。对于同一管系的蒸汽管道来讲，固定点间距的选择应保持等值，Π型补偿器的形状也应一样（见图4），这样可以抵消对固定点的轴向推力，且同时减少了对管廊立柱的推力，这样的设计也更为经济。
图4 蒸汽管道的布置中Π型补偿器的应用
根据蒸汽管线温度、材质、管径的不同，可通过图表法查得各蒸汽管线的外伸臂长度。但是图表法查得的数据只是粗算。但对于操作压力超过4MPa的中压蒸汽来讲，最好通过管机专业进行测算。Π型补偿器的套装可实现管道的集中放置，可将大管径、高温的管道放在管廊的外侧，将小直径、温度较低的管道放在大管道的Π型补偿器其内侧，这样不仅节省了空间，利于集中支撑，而且看上去更加美观、漂亮。对于大直径的管子我们采用 弯头加 弯头斜接来达到需要的高度。（见图5）
图5 Π型补偿器的套装
在蒸汽管道的布置中，对于方型补偿器布置，应尽量将其布置在两固定点中间，一般的原则是不允许偏置两固定点之间L/3距离，如果偏置等于L/3，则臂长增加1/3。（L=两固定点间的距离）
4展望
综上所述，水煤浆气化装置管廊的管道布置不仅要考虑满足既定的工艺需要，而且还要考虑经济合理；既要考虑实用、安全，又要考虑整齐、美观，并且还要做到方便检修。这就要求我们的工程人员在设计过程中须不断钻研，努力提高自身素质，及时总结经验，收集、整理相关资料，并与施工人员及时沟通，减少在设计和施工方面造成的失误和损失。
就目前来看，随着煤气化装置的规模化以及煤气化技术的不断改进，对管道布置的要求必然会更加严格。煤化工行业是固定投资比较大的行业，规模效益非常显著。同时煤化工也是资源消耗大、污染相对严重的行业。随着国家节能减排政策的实施，淘汰产能小、能耗大的企业，已是大势所趋。为此我们也迎来了新的机遇与挑战。我们的工程人员还需不懈的去努力，勤奋钻研，为建成并拥有花园般美好环境的现代化工厂而努力。
参考文献
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地下煤气化技术范文5
关键词：企业财务 核心能力 上市公司 提升培育 优化构建
一、企业财务核心能力的内涵、特征及形成因素
（一）企业财务核心能力的内涵及特征
企业财务核心能力是指企业通过有效融资，以筹集、获取并优化配置各种财务资源，使企业获得并形成持续、稳定、提供财务支持、确保超额收益的企业可持续发展的优势能力。其特征主要体现在四个方面：（1）知识模糊。核心能力作为一种关于如何协调企业各种资源用途的知识形式，表现为显性与隐性两种形式的模糊性特征。（2）动势发展。企业要想保持财务核心能力可持续的优势，需要在动态态势的情景下不断地创新、发展和巩固，并以此比较同行企业是否普遍掌握了类似的财务核心能力，因而具有动态创新与发展的特点。（3）资产专用。一是企业的核心能力具有资产专用性的特征;二是财务核心能力难以模仿的特征。（4）持续渐进。企业的核心竞争能力的形成一般需要十年左右，甚至更长时间。
（二）企业财务核心能力的形成因素
1.企业并购。从企业运营的战略角度来看，企业要实现快速发展，其中并购就是一条主要道路，还要在并购计划开始前明确并购能否起到增强企业核心能力的作用。为了实现企业核心竞争力的保持与发展，并且把企业核心竞争力也影响到被并购的企业，要求在实施企业并购时避免兼并或者收购那些与企业缺乏产业联系的产业。
2.利润分配。企业在进行利润分配过程中要从维持企业可持续发展的角度作为出发点。第一，对传统形式的分配制度进行改革，强化人力资源的分配，通过期权制与职工持股等一些激励措施来激发企业人力资本拥有者的主观能动性。第二，确立合理的利润分配制度和股份利润分配政策。
3.企业融资。企业选择的融资渠道不同，其所担负的财务风险以及付出的融资成本也不同，所以企业需要从融资风险和融资成本两个角度综合考虑选择合适的融资渠道。为了加强企业资金凑集的灵活性，需要积极的拓宽企业的融资渠道，采用结构性融资方式。
4.风险因素。企业在应对风险问题时应当同时采取针对性措施必须兼顾技术风险因素与市场风险因素。企业在处理风险过程中更多的了解市场需求和其下游情况，在技术风险的评估与处理过程中就会处于相对有利的位置。企业在选择投资方式的过程中一定要坚持增强企业的核心竞争力这条主线，确保企业长期保有能力优势，并且从企业战略层面出发综合考虑，进行正确科学的投资决策。
二、企业财务核心能力的数据分析
通过分析山西省沪深两市A股煤炭上市公司在2009年煤炭资源整合后财务状况的具体变化，利用指标体系重点对盈利能力、营运能力、偿债能力、经营能力、成长能力等财务可信能力方面进行评价，分析财务核心能力。
（一）盈利能力
并购方往往首先强调的是盈利性，这意味着它们关注的是如何尽快使目标企业盈利。并购企业能否及时对目标企业进行整合，为并购企业创造收益是衡量并购成功与否的最直观表现。仅永泰能源、兰花科创2010年的总资产报酬率较2009年有所提高，表明并购行为对盈利能力短期效果不佳，市场整体对煤炭资源整合预期较差。永泰能源在2009年进行的主业转型初显成效，当年新并购的煤炭业务实现净利润2 006万元，对总体利润贡献率达90%，对企业盈利能力的改善是非常明显的，且2011、2012年陆续进行的煤矿并购使盈利水平整体得到提升，煤炭资源整合过程中受益较大。除煤气化、山煤国际、阳泉煤业外，其余5家公司的总资产报酬率较2009年都呈上涨趋势，并购对企业盈利能力的改善是明显的。这一方面与并购煤矿因基建期无法创造利润有关，另一方面也不排除上述三家公司的整合进度较慢的因素，见下表。
（二）营运能力
对于并购重组主体来说，在企业资产规模迅速扩张的情况下，能否及时对资产进行整合，使资产管理和营运效率得以提高，与企业战略目标相适宜，成为财务整合的关键点。短期来看，除山煤国际、西山煤电外，其余6家公司2010年的总资产周转率较2009年都有下降。总资产周转率主要受营业收入和资产总额两方面影响，2010年煤炭港口价格较2009年上涨24.54%，除煤气化外，7家公司2010年营业收入都有大幅增长;同时除大同煤业外，7家公司2009年均开展了煤炭企业并购重组，资产总额增长明显，但因煤炭资源整合煤矿在短期内难以实现复产，总资产周转率短暂下降是正常现象的。长期来看，大同煤业、阳泉煤业一直呈平稳增长，即使在2012年煤炭市场普遍不景气的情况下也有小幅增长，资产管理能力达到了很好的水平;煤气化、潞安环能的总资产周转率逐年下降，说明其利用资产的效率较差，经营管理水平存在问题;其他3家公司都处于波动状态，主要是由于2012年受整体煤炭市场影响，收入增长幅度是极为有限的，说明这3家公司资产整合达到一定效果，但抵御市场风险的能力还需进一步提高。
（三）偿债能力
通过有效的财务整合，并购方对资金实行统一管理，可以降低资金短缺带来的风险;同时，煤炭企业综合实力在并购后大大增强，抵御风险的能力也有所提升，能有效降低财务风险。从资产负债率分析，各样本公司负债水平存在较大差别。大部分样本公司的资产负债率处于中等水平，且有逐年上涨趋势。大同煤业的指标一直偏低，指标的变动也只受经营活动影响。煤气化、西山煤电的指标一直处于上升趋势，但二者的并购规模属于相对较小，说明公司并没有通过资源整合进行资产合理配置达到优化资本结构的效果。山煤国际资产负债率一直处于较高水平，2011年通过股权筹资并购使指标大幅下降，2012年又因其经营活动导致指标比2009年并购重组前还高。阳泉煤业的指标处于波动下降趋势，说明公司通过收购使资本结构趋向更优，达到整合目的。潞安环能、兰花科创进行杠杆收购后进行资本结构调整，使其2011年都达到了相对合理的水平。永泰能源指标本身就偏高，2010―2011年债权筹资规模远比股权筹资规模大，指标更是大幅增长，2012年因转让部分煤炭资产以及合并范围增加导致指标明显下降。
（四）经营能力
并购企业的效益状况不仅与利润水平有关，还与生产规模、生产效率、生产成本等有关，通过成本费用营业利润率对经营成果进行分析，有利于并购企业调整目标企业的管理方式，降低管理成本。一般来说，有效的财务整合都会使煤炭产品成本降低。一是煤炭企业并购后将发挥规模经济优势，将资源重新整合以达到最优配置，最终使企业综合成本降低;二是煤炭企业在并购后通过合理配置资产，适度提高生产能力，提高资产使用效率，最终降低煤炭生产的固定成本;三是并购后煤炭企业可以利用集团销售渠道，降低固定销售成本;四是利用集团融资优势，降低财务费用。
（五）成长能力
企业是否通过并购获得了持续发展的动力和源泉，是否通过并购重组行为形成了良好的发展状况和发展能力，目标企业是否增加了企业价值，并购是否达到战略目标，是判断并购成功与否的关键。正常情况下，有效的财务整合会使营业收入明显增加。如果并购双方原处于同行业，通过并购整合，双方实现了资本和生产集中，也实现了营销渠道等的共用，并购方整体实力增强，从而使产品成本降低和营业收入增加;如果并购双方不属于同一行业，通过并购整合，双方形成了完整的产业链，从而使营业收入增加。
从煤炭产品的营业收入三年平均增长率来看，经过此次煤炭资源整合各公司销售收入都得到了很大程度的提高，特别是转型加入的永泰能源，增速更是明显。各家公司通过整合大大增加了资源控制量，对企业成长、市场竞争力产生明显积极作用。并购在短期内不会使企业的价值创造能力有所好转。除煤气化外，其余公司的价值与2009年相比都有所提升，但在并购后的几年里，绝大部分公司的价值出现不同程度地下滑，只有永泰能源经过不断整合，价值一直呈现出提升态势，一方面体现了由于我国国有企业盈利性、公共性或政策性等多种特征导致并购动因的复杂性，因此许多国有并购公司在并购后业绩下降;另一方面与企业并购的复杂性有关，导致EVA 值不稳定。
三、企业财务核心能力问题的对策
（一）建立可持续性财务战略管理机制
第一，从企业财务可持续发展的战略角度出发，把可持续发展理念导入到企业内部，以实现企业利润回报与企业风险平衡作为发展重点，把可持续发展财务战略思想导入企业财务管理的各个方面。第二，以财务战略可持续发展工作思路为基础，建立企业财务核心能力最大化的可持续性发展战略目标。可持续性财务战略发展目标其实是企业核心竞争力和企业对外部环境的适应能力的结合。也只有这样才能够实现企业眼前利益与长远利益的统一，企业的战略目标才能够和战术目标进行有机结合。
（二）调整实施防御型财务战略
第一，以资金管理作为主线在企业内部建立财务管理机制，强化企业对资金流的管理意识，注重企业资金流的管理，强调对应收账款与预付款项等的管理，尽最大努力缩小资金周转周期，预防企业资金可能发生的风险，确保企业资金运转的安全性。第二，采取平衡增长理论来解决企业面临的市场收缩、销售渠道短路、企业资金链受困、利润回报降低等问题。第三，迎合有名的企业，采取逆势增长战略，通过股权转让的方式吸引投资者注入资金，提升企业实力与核心竞争力;第四，发行中期或长期企业债券，以解决企业面临的资金流动风险问题。
（三）健全和完善财务战略
一是要意识到具备一定额度的可支配现金流对于企业的正常经营以及危机处理能力有着至关重要的作用。高度重视现金流的处理，严格控制资金的流入流出，谨防资金流动循环周期过长，确保资金流动的可靠性。二是要加强自我建设，企业的健康发展离不开自我积累。自我积累能够减少不必要的开支，能促进企业的健康发展，并能提高获取企业外融资的竞争。三是要建立完善的财务风险预防体系。运用科学合理的方式对财务风险进行评估，进而为企业的经营决策提供参考。同时重视政策、财务等相关信息化建设，密切关注与把握市场动态以及经济发展趋势，善于通过对企业财务进行科学的预测与分析，建立良好的财务管理体系，为企业的战略决策提供坚实的支持。四要充分协调企业利益的多方均匀分配，作为企业本身，在企业的发展经营过程中，要确保企业利益的合理分配，严格按照企业规章制度以及相关法律法规进行利益分配，并在利益分配过程中综合考虑企业以及个人的利益。
地下煤气化技术范文6
关键词：煤化工，可行性研究，厂址选定，评论
近年来，我国对进口石油依存度不断增加以及国际原油价格在高位徘徊，使“煤代油”能源战略在我国得到了多方的关注和重视。全国凡是有一定煤炭储量的地区，甚至县，无不把煤化工作为地方的支柱产业提出，并加以规划。有资金实力的大公司投资以煤制甲醇、甲醇制烯烃为代表的大型煤化工项目的热情也空前高涨。
一个达到基准规模的大型煤化工项目，以300万t/a煤基甲醇制100万t/a烯烃为例，界区内投资将达到150亿元以上。如此大规模的投资，无论对一个企业或是对地方政府来说都是一项涉及国计民生的战略决策和选择。而煤化工项目前期研究的首要问题是厂址的选择。
大型煤化工厂的建设条件要求较高，除了工艺技术是否先进和成熟外，外部的建设条件往往成为决定一个煤化工项目是否可行的关键因素，在外部条件中厂址选择的环节尤为重要。笔者在近几年的规划咨询工作中，接触了数个大型煤化工项目，现就其中煤化工项目厂址选择存在的一些共性问题做一探讨。
1厂址与城市规划区的距离
厂址选择的一个基本原则是厂址首先要符合城市总体规划要求，但城市规划区中的三类工业用地可否作为大型煤化工项目的拟建厂址?
2004年末，国家有关部门出台了《焦化行业准入条件》和《电石行业准入条件》，均明确规定：“在城市规划区边界外2km(城市居民供气项目除外)以内，主要河流两岸、公路干道两旁，居民聚集区和其他严防污染的食品、药品等企业周边1km以内，国务院、国家有关部门和省(自治区、直辖市)人民政府规定的生态保护区、自然保护区、风景旅游区、文化遗产保护区以及饮用水水源保护区内不得建设焦化(电石)生产企业。”根据以上精神，即使城市规划区内的三类工业用地，也不能用于焦化项目或电石项目的建设。
目前，以煤气化为龙头的煤化工行业准入条件尚未，是否可以建在城市规划区内或距离城市规划区多远为适宜还不明确，但是国内许多专家在评估大型化工项目的厂址时，通常建议远离大中型城市区边缘10-20km以上，距离中小城镇边缘3-5km以上为适宜。
一个大型化工项目对城镇区的影响主要表现在项目产生的废气、粉尘对居住区的大气环境影响，此外还有发生爆炸事故时对居民生命和财产的影响等。虽然先进的煤气化装置的废气、粉尘产生量比焦化、电石等装置少得多，但由于其高压操作，瞬时流量大，爆炸危险性和影响程度比焦化或电石装置高，因此新建的大型煤化工项目位于城市规划区内也是不合适的，并且应尽可能地选择远离城市规划区的区域建设。
2与居住区的安全卫生防护距离
煤化工涉及的产品种类及工艺路线较多，目前没有一个统一的标准或规范指出厂址应该距离居住区多远，通常根据环境影响评价来确定相应的安全卫生防护距离。
3坑口建厂与占压煤炭资源
有关我国煤化工基地布局的研究报告提出，将煤化工产业区域布局分为现有供煤区、进煤区、煤炭接续区三大类。原则上在东部进煤区和临近进煤区的地区，不布点大型煤化工基地项目，以保障煤炭供应。仅在少数高硫煤接替开采的煤炭产地，适当考虑建设适合市场需求的深加工项目。大型煤化：工基地近期应主要布局在现有供煤区，尽可能减少煤炭新矿建设的压力。特别是根据我国化石资源分布特点，首先在石油资源相对缺乏的地区，布点建设煤化工装置。现有供煤区是“十一五”期间煤化工发展的重点地区。主要包括山西、内蒙、陕西、贵州、宁夏等地。一个大型煤化工项目的投资商通常要求地方为其配置一个大中型煤田。为减少煤炭的倒运，通常希望能够坑口建厂。一个大型煤田的范围通常达到上百平方公里，如陕北侏罗纪煤田榆横矿区(北区)范围约3200km2，初步规划把矿区分为11个大型井田，每个井田的面积达到250~300km2。国家矿产资源法明确要求不得占压地下可开采煤炭资源，因此常常碰到坑口建厂与占压资源的矛盾。
以某井田内建设大型煤化工项目(年需要煤炭约500万t)占地2km2为例，井田表土层厚度40m(压煤角取45°)，表土层至煤层厚度500m(压煤角取70°)。按照煤层厚度平均4m计算，压煤体积约为1000万m3，压煤量约为1350万t，该井田可采储量18亿t。按照1000万-2000万t/a开采规模计，该井田服务年限约为65年。拟建项目压煤量占煤储量的1%左右，影响开采年限约为1年。
如果避开厂址井田，则厂址距离坑口15km左右。短距离大宗散装物资的输送应首先考虑采用皮带，10km以上的单条皮带技术还不成熟，如采用皮带串联将大大降低输送效率。汽车倒运对500万t/a不现实，因此只能采用火车运输。而短距离两点间的火车煤炭倒运会导致运输投资和成本增加以及扬尘污染。
因此，矿区内建设大型煤化工项目，厂址应与井口位置通盘考虑，尽可能地避开井田范围，不占压资源。如果不得已占压，也应选择对煤田长期开采影响较小的区域作为厂址。
4与大江(河)、铁(公)路干道间的距离
煤化工是大进大出的行业，因此，通常希望厂址紧邻铁路、高速公路以及航运河流，以实现原料和产品的便捷运输。
目前，铁路及高速公路的相关规定要求其两侧建设用地距离只有数十米左右。淮河、长江等河流还没有明确的煤化工项目距离规定。国家发展改革委员会、国家环保总局等单位正在组织专家对沿江两岸的化工产业布局进行调研，估计会出台相应的项目布局距离规定。
《焦化行业准入条件》和《电石行业准入条件》中规定，主要河流两岸、公路干道两旁1km以内不得建设焦化或电石生产企业。
大型煤化工项目多为高温高压操作，通常配套建设大型的液体危险化学(教学案例，试卷，课件，教案)品储存罐区。万一发生爆炸事故，有可能对相邻的江河及交通干道造成较大的影响。因此，大型化工项目与大江(河)、铁(公)路干道间留有一定的距离是应该的。在煤化工行业准入条件没有公布之前，厂址选择宜参照《焦化行业准入条件》和《电石行业准入条件》中相关规定执行。
5给水和排水
以煤气化为代表的煤化工项目耗水量较大，比较先进的煤化工装置吨煤综合耗水约为5t。一个大项目通常每年需要新鲜水供应数千万立方米，排水数百万立方米。因此，厂址的选择也应充分考虑供水的可靠性和排水的去向。
西北缺水地区建设煤化工项目必须“量水而行”。许多地方政府为达到招商引资的效果，不从实际出发，动辄规划年消化数千万吨煤炭的煤化工基地，而水资源供应上却无明确可行的保障措施。到头来，终将是“竹篮打水一场空”。
中原靠近淮河、长江的地区水资源供应相对好一些，但排水口的选择往往颇费周折。中原地区人口稠密，城市往往通过江河取水，沿江两岸城镇相临，排污口原则上不得位于城市的上游，但一个城市的下游又是下游城市的上游，两个城市间的混合扩散段通常不会太长。因此，煤化工项目在考虑靠近港口以及煤炭矿区的同时，往往需要修建几十公里长的排污管道，沿途通常要穿越高速公路、河流等，造成投资和成本的增加。这也成为厂址选择时颇费思考的影响因素。
