中煤能源范文
时间：2023-10-04 05:43:27
中煤能源篇1
干熄焦项目建成投产后，年发电213.27×106kWh，蒸汽48.96万t，回收能源折40362t标准煤。因焦炭质量提高而获得延伸的经济效益6600万元。此外发电后的蒸汽替代了由燃煤锅炉提供的蒸汽，减少了动力燃煤消耗。焦炭质量明显提高。干熄炉上部的预存段有隔绝空气保温作用，焦炭在预存段相当于进一步闷炉，进行温度的均匀化和残存挥发分的析出过程，经过预存段，焦炭的成熟度进一步提高，消除了生焦。表1是不同熄焦方式焦炭质量的对比数据。干法熄焦与湿法熄焦相比可知，焦炭的M40提高了4.5%;M10改善了0.4%;CRI降低了3.2%，CSR改善了4.2%，焦炭质量得到明显改善。干熄焦系统配套的地面除尘站还可以为焦炉的装煤和出焦除尘。地面除尘站和筛运焦除尘每年脱除的粉尘量大约为35000t。采用干法熄焦可以回收约83%的红焦显热。数据表明，每干熄1t焦炭，可回收的热量约为1.35×106kJ，发电106kWh，并产生3.82MPa蒸汽约540kg。干熄焦项目投入使用后，园区的资源得到充分的利用，将甲醇空分系统富余的高纯氮气应用到干熄焦系统，回收红焦显热的同时，产生大量的蒸汽，并推动汽轮机进行发电，并网后供园区统一调配使用，发电量可供园区70%的自用电。做功发电后的蒸汽并入园区蒸汽管网，统一分配使用。氮气、余热、蒸汽、电力各种能源介质得到高度循环利用，粉尘得到回收。
2蒸汽的梯级循环利用
原始设计只有焦化与甲醇工艺，甲醇蒸汽用量很大，每小时需要3.82MPa蒸汽45t，450℃的中压蒸汽用来驱动空分压缩机及合成用压缩机，同时产生30t0.8MPa的低压蒸汽，与全园区的低压蒸汽(0.4～0.6MPa)系统不匹配。园区正常生产时，每小时中压蒸汽耗量约在140t左右，蒸汽全由热力系统提供，加大了热力锅炉的生产负荷。原蒸汽系统生产工艺流程如图2所示。针对以上情况，将干熄焦和苯加氢系统产生的蒸汽并网调节到整个蒸汽系统，大大补充了原设计蒸汽不足的缺陷，将整个园区的富余蒸汽资源统一输送到热力蒸汽分配站，然后根据各自生产需要，进行蒸汽的梯级分配，实现了蒸汽系统的统一调配，同时也实现了蒸汽资源的闭路循环，优化后的蒸汽流程如图3所示。中低压蒸汽供给使用情况如表2和表3所示。将蒸汽并网经调节后，热力锅炉提供85t/h的中压蒸汽和15t/h的低压蒸汽，干熄焦系统提供60t/h的中压蒸汽，减轻了热力锅炉的负载，热力系统因此减少了锅炉的运行台数，减少了动力煤的消耗和烟气的排放。这些中压蒸汽经分配站调节后分别供甲醇系统、苯加氢系统和焦油系统使用;甲醇合成以及转化阶段产生的低压蒸气64t/h左右，将之与热力提供的低压蒸汽并网调节后供焦化系统和生活使用。当干熄检修时，热力系统可以增加高压蒸汽供应量，保证全园区的蒸汽平衡，反之亦然。蒸汽统一调配后保证了全园区各系统的生产平稳。
3弛放气的循环利用
原始设计中焦炉煤气合成甲醇过程中，产生弛放气22000m3/h，除去甲醇系统自身消耗一小部分外，其余全部进行放散，浪费大量能源。弛放气中H2体积分数在75%左右，经过变压吸附得到加氢用高纯氢气，用于粗苯加氢精制项目，延长了化工产业链，提高产品附加值。除了粗苯加氢和甲醇自身消耗的弛放气约10000m3/h外，还剩余弛放气12000m3/h左右。弛放气热值11700kJ/m3，焦炉煤气的热值17918kJ/m3。焦炉设计要求焦炉煤气最低热值不低于16000kJ/m3，因此，可以将焦炉煤气和弛放气混合，所述混合气中甲醇合成弛放气占混合气的比例在一定范围内，保证热值不低于16000kJ/m3。因为加入的弛放气可以替代部分焦炉煤气，这部分焦炉煤气可以直接送去合成甲醇，增加甲醇产量［2］。原回炉焦炉煤气按流量47300m3/h，热值17918kJ/m3，弛放气热值11700kJ/m3，甲醇耗焦炉煤气2100m3/t，全年开工时间8000h计算，可增产甲醇30000t/a。弛放气循环利用新工艺有以下特点:①有效利用弛放气，避免弛放气放散或燃烧而造成环境污染，回收利用了大量能源介质;②混合气替代纯焦炉煤气燃烧加热焦炉，提高混合气燃烧时火焰长度，改善焦炉高向加热水平，从而提高焦炉温度的均匀性，有利于焦炭均匀成熟，提高焦炭质量;③将用弛放气替换出的这部分焦炉煤气用于生产甲醇系统，作为增产甲醇的原料气，形成气体的闭路循环，实现低品质气体置换高品质气体，可进一步增加企业收益。
4煤化工废水的分级处理及零排放技术
原设计的焦化废水在经过机械化氨水澄清槽，与焦油分离后，进入蒸氨系统进行处理，去除其中的重组分杂质，然后进入生化处理系统进行生物降解，由于其中COD、氨氮等组分含量还很高，达不到零排放的标准。加上甲醇系统、粗苯加氢系统和焦油加工系统等废水排放点多、水质复杂，单一处理方法难以实现废水处理后全部回用的问题［3－5］。针对以上问题，开展了不同来源煤化工废水水质、水量特征的系统分析工作，研发出生化系统出水超滤－纳滤“双膜”深度处理技术、再生水石灰沉淀－超滤－反渗透回用技术、降低蒸氨塔出水焦油和氨氮含量的塔内件强化技术、回用水的新型复合腐蚀抑制剂技术、芬顿氧化结合超滤－纳滤膜技术处理膜滤浓水等;形成了煤化工废水分级处理、分质回用和零排放的集成处理工艺，实现了煤化工废水分质回用和零排放。开发并使用这些技术之后的技术指标如下:①新型蒸氨塔使用前出水中焦油类100～300mg/L，挥发酚100～200mg/L;使用后出水中焦油类＜20mg/L，挥发酚80～150mg/L。②深度处理系统进水CODCr150～350mg/L，色度(铂－钴色号)＞200;出水CODCr≤60mg/L，色度(铂－钴色号)＜5。③再生水回用系统进水CODCr15～20mg/L，总硬度250～280mg/L，Cl－120～150mg/L;出水CODCr＜4mg/L，总硬度＜24mg/L，Cl－＜75mg/L;反渗透脱盐率≥95%，反渗透装置的回收率89%，系统产水率≥98%。④膜滤浓水经芬顿氧化和超滤－纳滤膜技术处理后出水色度(铂－钴色号)＜5，CODCr＜10mg/L，Cl－＜5mg/L。污水处理系统每年运行330d以上，检修维护简便，年节约新鲜水700万t，减排CODCr7650t，达到了节能减排和保护环境的目的。图4是废水分级处理及分质回用水再利用平衡图。
5固体废弃物的循环利用和配煤粉碎工艺优化
园区目前废渣的产生源主要有净化焦油废渣、生化处理污泥、热力锅炉除尘灰渣，其中除尘灰渣作为产品直接销售，但焦油渣和生化污泥是一个难题，焦油渣和生化污泥属于工业垃圾。园区原设计配煤系统将组成炼焦煤的各单种煤先按规定的比例配合再进行粉碎，称作“先配(混)后粉”工艺。工艺过程如图5所示。配合煤全部通过同一台粉碎机，要求粉碎细度小的肥煤、焦煤由于其硬度小、易粉碎而造成过细粉碎;相反，要求粉碎细度大的气煤、瘦煤由于其不易粉碎性造成粉碎细度过小，煤的粒度过大。这就形成理论与实际之间很大的矛盾，配煤细度对焦炭质量的影响很大。先配后粉仅适用于煤种黏结性较好、煤质均匀的情况。对于以上情况，考虑改变粉碎流程，根据炼焦煤源结构，将结焦性能较好的肥煤、焦煤直接运到配煤仓进行存储，结焦性能较差的气煤和瘦煤通过预粉碎机进行细粉碎，同时将工业固体废渣添加到预粉碎系统，以解决工业废固的回收利用问题。预粉碎可提高粉碎质量，使黏结性较小、非活性的气煤、瘦煤得到充分粉碎。工艺优化后流程如图6所示。工艺优化后，实现了固体废弃物的循环利用，改变了配煤粉碎方式，改善了粉碎效果，提高了焦炭质量。
6结论
以能源的高效合理利用和产品技术附加值的提升为目标和主线，通过技术创新和合理配套，实现了干熄焦发电、氮气循环利用、弛放气循环利用、蒸汽梯级利用、废水循环利用和废渣的合理利用，煤化工园区现在有220万t焦炭、25万t甲醇、20万t粗苯加氢、30万t焦油加工以及聚甲醛己二酸系统的煤化工产业链。经过能源的合理梯级利用和“三废”的处理，实现了煤化工园区循环经济和节能减排的整体创新，构建了完整的煤化工绿色循环经济示范园区，现在以煤为源头可以生产出30多种化工产品。其单项技术和整体工艺的集成创新促进了煤化工企业能源合理高效利用和技术产品升级，实现了低碳环保和清洁生产。
中煤能源篇2
1、加热干燥法：根据油内污秽的不同情况和要求，可以单独进行加热干燥法，也可以与过滤法或离心分离法相互配合同时进行。单从水分的去除而言，加热干燥法自然是最直接的，也是被普遍采用的方法。
2、过滤法：过滤法是最常用的方法，经油泵加压力将油打过滤油纸，一方面可以滤去油内的机械杂质，如炭质、纤维或其他不溶于油的化合物；另一方面是滤去油内的水分，在过滤时可根据油的不同情况，反复地进行并需按时更换滤油纸。
3、离心分离法：由于滤油纸的吸水能力是有一定限度的，超过这一限度时即不再吸收水分。这就要先采用离心式滤油机将大量的水分分离出去，而后再用滤纸式滤油机过滤，这样可以比较彻底。
为了节约能源，不影响生产，我们采用第三种方法在不停电，不换油，对运行的变压器上进行带电的滤油方法，变压器油的各项指标都合格，经过半年运行后，再取油样分析化验，仍然合格，在滤油过程中未发生任何问题，也未停止供电，现将过滤方法介绍如下：
一、 滤油设备：
流程示意图见附图。采用100升/分的滤油机（元氏矿业借用）。为了避免夹有气泡的油进入变压器内而引起不良后果，在变压器前装一只透气罐（用3mm铁板制作，容积0.6～0.8米?），将油中空气分离，在脱气罐顶部开一5mm小孔，装一出气阀。滤油过程中开启，带有空气的油进入脱气罐后，因罐型是上大下小，让油体积膨胀，同时流速减慢，使空气自油中分离出来，升到顶部由排气阀排出。脱气的油经脱气罐油阀注入变压，脱气罐应安置在略高过变压器油枕的位置。
二、 操作步骤：
处理前先取变压器油样到临城煤业作耐压、含水量及其他有关实验，将滤油机进油管插入备用油桶内，并把油路上全部阀门打至最大，对所有设备进行一次全面检查，无问题后，开机使整套设备充油。同时出油管向滤油机油斗内注油，调节滤油机进油阀和脱气罐出油阀大小，使出油管浸入滤油机油斗而看不出气泡，这样，在出油管升到变压器油枕注油时，出口油压的增加，洽可达到出油阀内无气泡，又使其滤油速度不至于太慢，脱气调节完成后，在阀门上做好记号，然后将滤油机进油阀和脱气罐出油阀同时关闭。此时将滤油机与变压器放油阀相连接，并把脱气罐出油管插入油枕内，再打开油斗的回油阀，将油斗中的油注入变压器，当油位达到油枕3/4高度时，打开变压器放油阀和滤油机进油阀到原来记号处，关上回油阀，开始正式滤油。在滤油过程中，应严格监视油枕的油面高度。如油面下降到1/3油枕高度处，应立即关上滤油机进油阀（或变压器出油阀），同时打开回油阀，直到油面升到3/4油枕高度时，再开滤油机进油阀，关上回油阀重新滤油。滤油结束与否，由化验结果的来确定。
三、 注意事项：
（1）、带电作业应提前与电力调度部门取得联系，注意运行方式，严格监视负荷变化，带电处理变压器油必须在晴天进行施工，工作现场严禁烟火，并制定专业防火技术措施，如沙箱、四氯化碳灭火机等。滤油机压力应保持在0.3～0.4MP，工作人员必须经安全培训，合格后方可投入工作。
（2）、注意人身及设备安全，为了避免静电积累，危及人身和造成火灾危险，我们在油管和设备上，采用铜编织线作螺旋缠绕后可靠接地，为了避免混乱，整套设备运转由电气工程师现场指挥，对带电部分按规程保持安全距离（我们的设备处于6KV运行）。
（3）、真空泵工作时，应注意油标显示的油液情况（油液应在油标线上），真空泵油水份较多时，要及时更换。 运行中发现冷却器内存水较多时，要及时放掉。
（4）、经常注意压力表值的变化，当压力>0.3Mpa时，应清洗过滤器或更换过滤元件，初滤器、二级过滤的滤网应经常拆下清洗，保持清洁，以免堵塞，造成进油不足或压力过高。
（5）、具有瓦斯保护的变压器，由于油的冲刷，可能出现很多气泡，以至引起瓦斯保护误动作，为此需将重瓦斯保护改接于信号位置，便于操作人员发现信号后立即进行检查处理。为了提高油的耐压水平，油面温度应控制在60-70℃。
四、 工作特点：
1、能快速除去绝缘油液中的水份、气体、杂质及细微悬浮颗粒物，降低介损，提高变压器油的绝缘性能和质量，具有过滤精度高、纳污量大的特点。
2、极大缩短了变压器油处理工期，它集油液的精密过滤、高效脱水、脱气、真空立体蒸发技术于一体，操作简单、运行安全、可靠。
3、本系统具有高效、移动方便的特点，特别适合于现场带电作业。
4、自动化程度高，油位实现自动控制和自动保护，安全可靠，操作方便，能有效保证煤矿电力设备正常运行，避免事故发生。
五、结论：
变压器是煤矿供电的关键设备，而变压器油质合格与否直接决定变压器能否安全、可靠运行，对运行中的变压器油要进行定期检测，积累数据，掌握变化规律，及时发现问题，对发生事故或有异常现象的变压器油更要及时采样分析，为事故判断提供依据。临城煤业兴达煤矿在不停电，不影响生产的前提下对使用的变压器油进行过滤，达到了使用要求，同时一次节约资金2.4万元，有极高的推广应用价值。
作者简介：高明强（1973-），男，河北深泽县人，机电工程师，
冀中能源井矿集团临城煤业兴达煤矿机电矿长。
中煤能源篇3
随着神华集团煤制油项目的上马，一大批煤制油项目闻风而动，到2006年年初，在建和拟建的“煤制油”项目总生产能力达1600万吨，计划投入的资金额高达1200多亿元。 针对全国煤制油项目一哄而上的局面，2006年7月，国家发改委接连颁布了两道禁令——“不批准年产规模在300万吨以下的煤制油项目”，“在国家煤炭液化发展规划编制完成前，暂停煤炭液化项目核准”。这两道禁令使得诸多中小规模的项目陷入停滞，却保留了神华、兖矿和潞安集团的煤制油项目，并列为煤制油样板工程。 2008年9月，国家发改委又颁布了第三道禁令——《关于加强煤制油项目管理有关问题的通知》。该文件明确规定，目前可以继续开展工作的煤制油示范工程项目有已开工建设的神华集团公司煤直接液化项目。神华宁夏煤业集团公司与南非Sasol公司合作的宁夏宁东煤间接液化项目，需在认真进行可行性研究后按程序报批，未获批准前不得擅自开工。除上述项目外，一律停止实施其他煤制油项目。 我国目前在建和拟建煤制油的公司主要包括神华集团、兖矿集团、潞安矿业集团和内蒙古伊泰集团，四家公司都曾经承诺在煤制油项目建成后在合适时机注入到上市公司。四家公司中除神华集团煤制油项目得到国家发改委明确认可外，其他项目还没有得到国家发改委明确认可，但并没有影响伊泰集团和潞安矿业集团煤制油项目的顺利开展。受影响比较大的是兖矿煤制油项目，目前兖矿集团正在加强和陕西省等方面的沟通。 神华项目世界唯一 中国神华煤制油有限公司作为神华集团的全资企业，于2003年6月12日在北京成立。神华煤液化项目包括直接煤制油项目和间接煤制油项目。 2011年8月，获得国家发改委批准的神华集团内蒙古直接液化项目破土动工，这是世界上唯一的大型煤直接液化项目。建设总规模为年产油500余万吨，分两期建设，其中一期工程由三条主生产线组成，包括煤液化、煤制氢、溶剂加氢、加氢改质、催化剂制备等14套主要生产装置，公司自备电站。一期工程建成投产后，每年用煤970万吨，可生产各种油品320万吨。其中，首条生产线投资达123亿元，每年可转化350万吨煤，生产108万吨柴油、液化石油气、石脑油等产品。按照计划，如果首条生产线顺利投产，神华集团2010年前后还将再建一期工程的另外两条生产线。 除直接液化煤制油项目外，神华集团还开展了间接液化煤制油项目。神华集团、宁夏煤业集团与南非Sasol公司合作，计划投资300亿元在宁夏建设煤间接液化项目。建成投产后，每年将生产300万吨油品。该项目目前正在进行可行性研究，和南非Sasol公司已签署第二阶段合作补充协议和执行计划。而另一间接液化项目——陕西榆林项目已暂停。 为配合煤制油项目顺利开展，神华集团在上海成立了煤化工研究院，并投资1.8亿元建立了日处理6吨煤的煤液化中试基地。 兖矿项目正在沟通 兖矿集团1998年开始涉足煤制油研发。2002年在上海浦东张江高科技园区设立上海兖矿能源科技研发公司，从事煤化工尤其是煤液化技术的研发，在鲁南还建有中试基地。 2011年11月，集团公司自主研发的万吨级低温费托合成煤间接液化和100吨/年费托合成催化剂中试成功。2006年4月21日，山东兖矿集团榆林煤制油项目开工奠基，项目主要分两期建设，一期工程计划于2013年建成年产500万吨油品的规模，需资金500亿元，二期建设规模是年产油品1000万吨。其中，前期示范工程准备投资105亿，建设一条年产100万吨油品的生产线，预计工程最迟2009年年底建成。 国家发改委刚出台的严控煤制油禁令对兖矿集团煤制油项目有较大影响。针对项目需要的安全评价、环评报告评审、水资源以及煤资源配套等问题，兖矿集团正加紧和陕西省政府等相关部门进行交流沟通。 潞安示范项目点火 山西潞安煤基合成油示范厂以中国科学院山西煤炭化学研究所自主研发的“煤基液体燃料合成浆态床工业化技术”为核心技术，是国家“863”高新技术项目和中国科学院知识创新工程重大项目的延续项目。该示范工厂规模为16万吨/年，主要产品为柴油、液化石油气、石脑油及少量混合醇燃料。由潞安矿业集团相对控股，联合国内若干知名集团共同投资建设。 项目
中煤能源篇4
该系统主要包括三台转弯输送机、一条直线下运带式输送机及1号带式输送机输送机，实现了将包装好的尿素运至码垛机。运行顺序是袋装尿素从包装机出来之后经过1#A转弯及进入1#带式输送机然后经过1#B转弯带式输送机到1#C直线下运带式输送机再经过1#D转弯带式输送机运至1#码垛机。为了保证系统运行的安全，上位机使用两台，其中一台作为备用。
关键词：皮带集控；皮带输送机；PLC
中图分类号： TH222文献标识码： A
1概述
1.1生产系统的基本组成
中煤鄂尔多斯能源化工有限公司一期共有九条生产线，因为九个生产线大同小异，本设计就以一条生产线为基础设计，该系统将袋装尿素从包装机出来之后经过1#A转弯机及进入1#带式输送机然后经过1#B转弯带式输送机到1#C直线下运带式输送机再经过1#D转弯带式输送机运至1#码垛机。
该皮带输送系统主要由转弯机、带式输送机、直线下运带式输送机、码垛机等组成。图1-1是系统布置示意图。
图1-1系统布置示意图
系统设备情况如表1-1所示:
序号 设备名 代号 备注
1 1#A转弯机 V5801A
2 1#带式输送机 V5801
3 1#B转弯机 V5801B
4 1#C转弯机 V5801C
5 1#D转弯机 V5801D
6 1#码垛机 MDJ1
表1-1系统设备
1.2带式输送机的相关介绍
1.2.1带式输送机的型号
中煤鄂尔多斯能源化工有限公司尿素库房工程所选用的皮带输送机为江阴市特种运输机械制造有限公司生产的DTⅡ带式输送机。
DTⅡ带式输送机是一般用途的带式输送机，用于冶金、煤炭、水电、化工、建材、交通运输等部门。它有支带头部、传动滚筒、改向滚筒、上托辊、下托辊、导料槽和拉紧装置和一条环形封闭的输送带组成，具体示意图如图1-2所示。
图1-2带式输送机结构示意图
1.2.2带式输送机相应保护
1）跑偏传感器
胶带输送机在运行过程中胶带脱离输送机的中心线而偏向一侧，造成跑偏现象。
输送带跑偏造成的危害主要有以下方面：胶带边缘与机架相互摩擦，使胶带边缘过早损坏；撒料，托辊容易被卡，影响文明生产；在机头，机尾处叠胶带，减少胶带有效运输宽带和损坏胶带；顶胶带跑偏严重时，上翘的空胶带会折叠损坏，跑偏再严重时，顶胶带可能脱离上托辊架而掉到地上，造成输送机运转中的严重机械事故和人身事故。
2）速度传感器
皮带输送机打滑的主要原因是胶带与滚筒的摩擦力不够，不能实现摩擦传动，出现打滑现象。在带式输送机工作过程中，当某种原因使得传动滚筒的速度与输送带速度不同步时，产生打滑现象。
打滑现象造成的危害主要有以下几个方面：损伤托辊支架，造成托辊横飞，导致胶带机变形，基础松动；下滑堆积后的胶带可能出现纵向撕裂，脚面严重撕裂损伤；打滑会使滚筒表面温度急剧升高，引起输送带着火。
本设计中打滑速度开关它直接安装在从动滚筒或大直径的托棍下，检测皮带的速度状态。当输入的两个速度信号不同步时，回路继电器闭合，发出打滑信号传至PLC，发出停车信号。
3）拉绳开关
拉绳开关安装于皮带输送机的两侧的机架上，用钢丝绳沿着输送机两侧把开关连接起来。当输送带设备发生紧急事故时，在现场沿线任意处拉动钢丝绳，钢丝绳牵动驱动臂旋转，通过传动轴带动扭力弹簧使精密凸轮发生位移，驱动微动开关切断控制线路，使得输送机停止运行。
1.3控制系统的设计要求
1.3.1设计方案遵循的基本原则
集控系统应无条件满足生产系统工艺流程的要求；应具有极高的可靠性；控制系统能是整个地面生产运行可靠、操作灵活、维护简单；控制系统能是整个系统实现自动化生产；在运行可靠灵活的前提下采用先进的技术和制造工业；尽可能减少现场安装工作量；最大限度地减少设备及工程投资。
1.3.2设计方案包括的主要内容
1）系统设两种控制方式：集中自动和就地控制，集中自动方式由集控室发出流程启、停车命令，现场相关设备按预定流程进行顺序的启停；就地控制是在就地对各个设备进行无或有闭锁启停，一般在设备检修试车时使用。
2）启动设备时V5801D、V5801C、V5801B同时启动，V5801B开启5S后启动V5801，V5801开启5S后启动V5801A。
3）按工艺流程启动设备时，采用逆料流启动设备，而停车是顺料流停车。
4）每个设备的选择开关在远程状态时，相应流程和设备将不能就地启动。
5）系统按工艺流程运行时，一旦有设备故障报警，该设备及逆料流设备急停。
2控制系统的相关分析
2.1PLC概述及原理
PLC即可编程控制器（Programmable logic Controller，是指以计算机技术为基础的新型工业控制装置。在1987年国际电工委员会（International Electrical Committee）颁布的PLC标准草案中对PLC做了如下定义：
“PLC是一种专门为在工业环境下应用而设计的数字运算操作的电子装置。它采用可以编制程序的存储器，用来在其内部存储执行逻辑运算、顺序运算、计时、计数和算术运算等操作的指令，并能通过数字式或模拟式的输入和输出，控制各种类型的机械或生产过程。PLC及其有关的设备都应该按易于与工业控制系统形成一个整体，易于扩展其功能的原则而设计。”
2.2 ABB AC500的介绍
主要组成部分有导轨（RACK）、电源模块（PS）、中央处理单元CPU模块、接口模块（IM）、信号模块（SM）、功能模块（FM）等。
3控制系统的设计
3.1整体控制系统的设计
本系统采用PLC控制,使用两台控制计算机来监控系统的运行，另外配置操作台，以及适当数量的就地按钮盒，皮带保护传感器。
图3-1整体系统结构设计图
3.2 硬件设计需注意事项
3.2.1站点控制柜说明
本系统中，低压配电柜在尿素包装楼400V配电室，PLC柜在尿素包装楼二楼中控室，操作台和工控机在尿素包装楼二楼中控室。
3.2.2硬件接线时需要注意的问题
1）电源模块用来给CPU模块供电，其他模块以及传感器开关，由一个24V的开关电源来供电。
2）一般网络插头（总线终端器）都配有终端电阻，这是为了避免信号的反射而配置的。在网络的两端的位置，要将网络插头的终端电阻开关打到ON的位置，而其他网络插头的终端电阻开关都要打到OFF的位置。
3.3 PLC编程
3.3.1地址分配
1）首先根据硬件设计原理，对地址进行分配，下面是地址分配表。
DI524
DI524-1
DC523
3.3.2梯形图设计
单机梯形图
1系列联动起车
参考文献
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中煤能源篇5
[论文摘要]新中国成立以来，煤炭在我国能源生产和消费结构中一直占2/3以上。但是，煤炭行业在资源与能源消耗方面，仍然面临许多突出的问题。节约资源和能源是实现煤炭工业可持续发展的必然要求。
一、煤炭行业运行状况
（一）煤炭行业在国民经济中的地位
相对于石油和天然气，煤炭在我国既具有储量优势，又具有成本优势，且分布也最广泛，因此在可预见的未来，煤炭仍将是我国的主要能源和重要的战略物资。尽管煤炭在能源结构中的比例呈不断下降的趋势，但煤炭工业在国民经济中的基础地位，将是长期的和稳固的。
（二）煤炭行业如何应对现有能源
节约资源和能源是实现煤炭工业可持续发展的必然要求。节能工作重点主要包括：一是加大煤炭开采方法和生产工艺改革，实施规模化集中生产，降低煤炭产品单耗。根据资源条件，加大露天开采比例，建设高产高效矿井，实现集约化生产。二是依靠科技进步，选择合理的采煤方法和生产工艺，提高矿井资源回收率。三是发展先进煤炭洗选加工技术和工艺，提高煤炭质量和煤炭燃烧效率。四是积极利用矿区低热值燃料和矿井瓦斯。五是发展洁净煤技术，开发煤炭燃烧新技术。
二、中国煤炭行业发展趋势
（一）整体发展趋势
煤炭市场的景气程度主要取决于我国工业生产的增加值，特别是电力、冶金、建材和化工四大主要耗煤工业产品产量的持续增长。其中，电力用煤在煤炭消费中的地位最为重要，其消耗量约占到全国煤炭消耗量的61%左右。钢铁行业数煤炭消费的第二大户，其炼焦用煤占到了煤炭消费的约30%左右。因而，可以说我国煤炭行业的发展与我国整体工业发展速率息息相关，特别是电力行业和冶炼行业需求，更是对煤炭市场的发展起着关键性作用。这些下游产业如电力、冶金等行业在未来的持续发展将促使我国对煤炭的消费量日益增大。
在居民消费方面，我国多数城市特别是中小城市居民生活，是以煤炭为主要能源。而且我国是一个农业大国，目前农民生活中60%以上的能源仍然是靠柴草，农村从使用生物能源向矿物能源转变是必然的趋势，这将进一步扩大对煤炭的需求。
此外，我国是世界上最大的焦炭生产国和出口国，作为世界最大的产煤国，我国将在本次能源结构调整中占据极为有利的地位。特别是石油价格上涨，导致海运费提高，这将提高中国煤炭企业在海外市场的竞争力。因此，我国煤炭的出口量将会有一定的增长。
（二）产品发展趋势
加入WTO后给我国煤炭企业带来了一定的发展机会，但更多的还是挑战与压力。目前，我国煤炭行业的对外合作其实已经远远落后于其他行业，如中国石油、天然气和电力等行业都有吸引外资的政策或者法律规定，然而煤炭行业至今没有具体明确的政策措施。为了应对未来外国公司的竞争，我国煤炭企业应增强自身的竞争能力，通过大集团、多元化的竞争战略壮大实力，在参与国际竞争的过程中扩宽自身的发展空间。
在国家经贸委的煤炭行业近期发展导向中明确提出，要支持煤炭企业集中化发展，具体内容包括：支持大型煤炭企业通过兼并或资产重组组建大型企业集团；支持大型煤炭企业的大中型煤炭企业的大中型矿井建设、技术改造工程和跨地、跨国开办煤矿；鼓励大型煤炭企业通过兼并、收购、联合等形式对小煤矿进行技术改造，提高小煤矿生产规模和技术装备水平；支持大型煤炭企业煤电、煤焦化、煤化工、煤建材项目建设；支持煤、电、路、港、航企业联合重组为特大型企业集团。
三、煤炭行业可持续发展的研究
（一）煤炭行业在市场上可预见的发展趋势
2008年煤炭市场上出现了历史上从来没有过的煤炭价格由快速上涨到急速下滑的急剧动荡的情况，煤炭市场运行很不稳。由于世界金融危机影响，中国煤炭市场由供应紧张向宽松方向发展，大部分地区出现供过于求的形势，煤炭价格通过大幅度跳水下滑后，价格逐步趋于相对稳定。由于中国煤炭资源丰富，随着中国煤炭生产能力的提高，煤炭市场供应形势的缓解，并出现了较大区域的煤炭产品库存积压、市场供过于求的严峻形势，为了推动煤炭工业的发展，中国的煤炭进出口政策有可能要适当调整，降低煤炭出口税率，以此减少国内煤炭市场供过于求的压力，推动煤炭出口，煤炭出口量将可能会进一步增加。随着社会主义市场经济体制的进一步完善，今年煤炭价格市场化程度将进一步提高，重点合同和非重点合同的价格差距将会减小，重点合同的煤炭价格上涨幅度将达到10%左右，市场煤价格将可能继续小幅度下滑，逐步接近重点合同煤炭价格，调整的结果重点合同煤炭价格将和市场煤价格基本趋于一致，逐步消除仍然存在的煤炭价格“双轨制”。（二）煤炭行业如何在能源行业中健康发展
问题与希望同在，机遇和挑战并存。当前，国际金融危机影响日益加深，如何更好、更有效地解决能源安全问题，推动能源发展上水平、上台阶，成为摆在我国面前的一项紧迫而重大的任务。
全国能源工作会议2009年2月5日在京闭幕，这是我国17年来首次举行的全国性能源工作会议。在全球能源形势剧烈波动，我国能源发展面临一系列新情况、新考验的形势下，这次会议突出了重要举措。
1．锻造可持续保障的能源链条。
能源是经济社会发展的基础，是现代化建设的基本保障。然而，能源形势的迅速变化让人始料不及。从2008年三季度起，“油荒”、“电荒”似乎在一夜之间变成了相对“过剩”，煤炭、石油价格也一路下滑，能源消费需求下降，能源企业效益减少，能源投资增速放缓。专家指出，利用当前扩张性的政策环境，推进关系全局和战略安全的能源投资，既可以有效拉动内需，又有利于锻造能源长远保障的链条，增强能源整体抗风险的能力。
2．用改革促进能源行业健康发展。
“市场煤”和“计划电”之间矛盾突出，煤炭行业内部也存在着“合同煤”“市场煤”的“双轨制”。而且，由于大煤矿集中度不高，小煤矿多、散、乱，国家对煤炭生产供应的调控能力受到限制。“金融危机发生后，我国通货膨胀压力减轻，有利于理顺能源产品价格关系。”张国宝指出，当前要抓住有利时机，更加注重推进体制机制创新，用改革的办法解决发展中的问题。加快能源发展方式转变，构筑“稳定、经济、清洁、安全”的能源供应体系，深化能源领域的改革是必由之路。
四、结束语
根据当前情况，抓住煤炭市场供过于求的有利时机，进一步推进煤炭资源整合、企业兼并重组，促进煤炭产业的优胜劣汰，减少和消除落后的煤炭生产能力，加快煤炭大基地、企业大集团的建设步伐。
另外，由于中国的市场经济体制尚不够完善，随时可能会出现一些难以预料的变数，这就需要全国所有的煤炭工作者在中国煤炭经济发展的实践中进行不断地探索和研究，及时、科学、准确地把握中国煤炭经济发展的动态，并有针对性地采取相应的应对措施。
参考文献
[1]2007-2008年我国动力煤市场社会环境
[2]2008-2009年中国动力煤行业市场分析及投资前景预测报告
[3]李朝林，《对2009年煤炭经济及市场运行预测》
中煤能源篇6
关键词：煤炭；进出口
煤炭是我国重要的基础能源，是一次性能源的主体。我国煤炭资源的可靠性、供给的稳定性以及与石油相比价格的优势，决定了煤炭工业在我国国民经济和社会发展中的重要地位和突出作用。煤炭经济运行形势的好坏与我国经济发展密切相关。
1 中国煤炭资源状况
中国煤炭储量主要分布在华北和西北地区。山西、内蒙古、贵州、安徽和陕西5省、区煤炭储量分别合计约占全国煤炭总储量的75％。而中国人均煤炭资源量仅为世界平均水平的42.5％，但中国的能源消费以煤炭消费为主。从能源消费需求看，煤炭需求量大，而且需求稳定。
2 中国煤炭进出口贸易形势分析
近几年，世界煤炭生产、消费和贸易呈增长态势，发电用煤需求也急剧增长，煤炭生产的国际化和海运成本的下降，也加速了煤炭国际贸易的发展。
近二十年里中国煤炭进出口贸易有显著变化。20世纪90年代初到2000年，中国煤炭贸易以出口为主。煤炭进口量仅为出口量的4％左右。从2002年开始，中国煤炭进口量快速增长，年进口量超过1000万吨。2005年煤炭进口量增长至出口量的3％，2007年煤炭进出口量已经接近持平。据国家能源局的数据显示，2009年中国累计进口煤1.26亿吨，比上年增长211.9％；出口煤2240万吨，下降50.7％；全年净进口1.03亿吨。中国第一次成为煤炭净进口国，煤炭对外依存度约3％。
3 中国煤炭进出口变化的原因
作为世界上产量最大，煤炭品种齐全的第一产煤大国，为什么还要进口煤炭呢？经笔者查阅资料分析，可以归纳为以下几点。
3.1 南方经济发展促进需求
广东、浙江等沿海地区经济的快速发展，加大了对电力的需求，动力煤的需求直线上升。这些地方的发电厂之所以不用国内煤炭，而从国外进口。最重要的因素是运输问题。北煤南运比从国外进口还要贵。一个火车专列只能运几千吨煤，而一艘万吨货轮少则两万吨，多则十万吨，运输成本比国内火车还便宜。
3.2 国际市场煤价低迷，促进进口煤炭成倍增加
进口煤炭比国内煤炭价格有竞争力。加入wto后，我国对国外煤炭的市场准入更加宽松。进口成本的减少．再加上进口煤炭质量的稳定性更有保障，于是沿海一些发电厂的目光自然转向了国外市场，从而使国内煤炭企业面临着进口煤炭的激烈竞争。
3.3 地方干预影响巨大，不能形成全国统一性的煤炭市场
我国的煤炭资源总量比较丰富，然而分布却很不均匀，主要产区集中在中西部省份。东部经济发达地区的煤炭资源普遍较为贫乏。在这种资源背景下，我国煤炭经常需要跨地区销售，调剂不同地区的余缺。由于各地区的地方保护主义盛行。各地政府为了保证本地经济发展需要，纷纷采取地方封锁的手段争夺煤炭资源，限制本地煤炭的外运。
3.4 煤炭运输效率不高，铁路运输体制有待进一步改革
首先，我国铁路系统建设还不能满足我国快速增长的经济需要。铁路主要干线运输能力趋于饱和，亟需建设更多的铁路。但另一方面，我国铁路系统的运输效率较低也在一定程度上影响了煤炭的顺畅流通。我国的铁路系统长期处于国家计划的控制之下，运力主要由国家统一分配，而国家计划和市场实际需求之间是有较大差距的。煤炭供求的运输环节与其它环节出现了脱节现象，致使买卖双方不能自由选择铁路运输时间和运量。
4 煤炭进出口变化对煤炭产业的影响
煤炭的进口量相比中国总的煤炭消耗量来说，实在是微不足道。要用国际煤炭较大范围地代替国内煤炭是完全不可能的，进口煤炭只适用于沿海极少数地区，在全国整个消费总量中，进口煤炭根本行不成气候。
4.1 和我国煤炭产销量相比，我国可从国际市场采购的煤炭数量微不足道
我国是世界第一的煤炭生产和消费大国，即使国内电力企业全部在澳洲、印尼、越南等国家订购煤炭也只不过是少数，不会对内地煤炭供求产生很大影响。从数量上考虑，就是国际市场的电煤全部供应中国，也不足中国消耗量的一半，中国的电力企业离开国内煤炭市场供应将不可能生存，无论怎样说，国内电力企业是离不开国内煤炭市场而生存的，不能也不敢撇开国内煤炭市场供应燃料的。&
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4.2 国内煤炭价格仍然明显低于国际煤炭价格
虽然，进口煤炭产品到达南方沿海地区煤炭价格有可能和国内煤价持平、甚至低于国内煤炭价格，但是，作为占国内面积95％以上的广大区域的电煤价格要不同程度地远低于国际煤炭价格。
必须承认由于我国幅员辽阔，煤炭产地和消费地严重分离，铁路运价不断提高，造成我国南方海南岛、广西、广东、福建四个省区的极少数沿海地区的进口煤炭价格和国内运进的煤炭价格相当，甚至低于国内煤炭价格。但是，毕竟这样的地区范围狭小，消耗量在全国煤炭的消耗总量中所占的比重不会超过3％。
4.3 煤炭净进口促煤炭产业结构优化
近几年随着以电力、冶金等为代表的高耗能重工业的飞速发展，煤炭行业产能屡创新高的同时，我国煤炭资源的浪费程度让人心惊。煤炭的过度开采也带来了很严重的环境问题。
发展循环经济，充分利用资源，已成为煤炭企业实现低成本扩张、做大企业的一条捷径。从某种意义上说，“煤炭净进口”局面的出现是推动煤炭企业提高经济增长质量、实现可持续发展的催化剂。煤炭企业发展循环经济正当其时。
5 煤炭市场变化未来趋势
5.1 煤炭供求将基本平衡
按照国家宏观调控政策的要求，严重产能过剩的情况将不可能发生，煤炭市场供求基本平衡将是2010年煤炭市场的主旋律。
5.2 煤炭价格将稳中有升
随着资源整合的不断深入，煤炭产品本身的生产成本将有可能继续提高。另一方面，随着煤炭企业的整合，国有高成本煤炭企业生产的煤炭产品在煤炭产品总产量中所占的比重将不断增大，煤炭产品整体价格的攀升将不可避免。另外，随着世界经济的不断复苏，国际上对煤炭的需求量将不断加大，这对国内煤炭价格的不断攀升将可能起到推波助澜的作用。
5.3 煤炭价格市场化程度将进一步提高
2009年，国家发改委《关于完善煤炭产运需衔接工作的指导意见》，进一步推进煤炭产运需衔接工作，完善煤炭交易的市场化机制，推动了我国煤炭价格市场化程度的提高。
5.4 煤炭进口将继续增加
随着我国煤炭资源整合的日趋深化，国有煤炭企业对国内煤炭市场的控制能力不断增强，高成本煤炭的市场份额不断增加，我国煤炭企业在国际煤炭市场上的竞争能力将可能下降。国内煤炭企业在我国沿海经济发达地区的煤炭市场份额将可能继续下降，国际煤炭企业大举进入我国煤炭市场的规模将继续扩大。
6 应对中国煤炭进出口变化的具体对策
针对目前中国煤炭进出口工作中出现的新问题，应采取以下具体对策。
6.1 灵活执行国家煤炭进出口的各项政策规定
因为目前中国国内国民经济的高速发展的确需要大量充足的能源供应，在其他新能源和可再生能源还不能担当重要角色之时限制煤炭出口增加进口，是保证国民经济稳定持续发展的重要条件，同时煤炭又是不可再生的稀缺性能源资源，因此要贯彻落实国家关于煤炭进出口的各项政策规定。
6.2 更好地利用国外的煤炭资源
目前，中国煤炭工业正在走可持续发展战略，一方面组建大型煤炭基地，组建综合能力强的大的煤炭企业集团；另一方面，在“走出去战略”上获得突破，开始在海外进行煤炭开采。这样不仅可以利用世界上可以利用的资源为人类服务，同时，若在国外开发的煤矿达到相当数量和规模，也可在关键时刻解中国国内能源急需之困。
6.3 坚持节能降耗和提高商品煤质量不动摇
煤炭行业不仅为社会生产能源、供应能源，同时也是耗能大户。煤矿有为数众多的采煤机械、加工设备，每年的电耗相当惊人。如果在源头上运用先进的采煤方法，提高煤炭回收率，采用先进的煤炭洗选技术提高商品煤的产率、降低煤炭加工原材料的消耗等，都可取得节能效益，并可在建设节能型矿区方面做出贡献。
6.4 走煤炭工业可持续发展之路
在中国煤炭出口锐减的大趋势下，煤炭出口企业应加大产业结构调整，优化产品结构，尽快建立循环经济，延伸产业链，走煤炭工业可持续发展之路。无论是煤变电还是煤变油，在这样循环发展中，煤炭即提供了洁净能源，又保护了矿区环境，同时，通过矿区循环经济的建设中可以催生新产业。这样，即使煤炭再度过剩那一天会来到也不可怕，因为煤炭产业链已得到延伸，煤炭资源可就地转化，不仅减轻了运输压力，还改变了煤炭行业
只销售煤炭初产品的单一产品模式。
6.5 加快铁路运输建设
东南沿海地区之所以要进口煤炭，其中最重要的原因就是由于北煤南运，西煤东运的距离远、运输环节过多，而导致的煤价过高。近年来我国运煤铁路新线的建设存在明显不足制约着煤炭铁路运输量。因此政府在煤炭铁路运输方面应加大投入，以解决煤炭运输的瓶颈制约问题。另一方面，国家应出台相关强硬的政策措施，梳理煤炭运输环节，减少不必要环节。
6.6 建立煤炭国家战略储备
中国是世界上第一大煤炭消费国，今后国民经济社会的发展对煤炭的需求总体上还呈增长趋势。而国际煤炭市场是变幻莫测的，在国际煤价过高之时大量进口就会危及国家能源安全。因此不能无限制地进口煤炭，要建立起中国自己的煤炭战略储备，保障国家能源安全。加大煤田的地质勘探力度，进一步提高煤炭开采准入门槛，限制小煤矿的滥采乱挖，保护珍贵的不可再生的煤炭资源；应在全社会范围内，纠正煤炭库存方面不正确的观念，使煤炭的社会库存率保持在合理的范围内，避免出现“煤荒”后对进口煤炭的过分依赖。
7 结论
中煤能源篇7
8月13日，大有能源再次公告称：公司控股股东义煤集团于2013年8月12日收到河南省人民政府国有资产监督管理委员会下发的《省政府国资委关于将义马煤业集团股份有限公司国有股权无偿划转至河南煤化集团的通知》。根据通知，河南省国资委将持有义煤集团的220490590股（持股比例为65.79%）无偿划转至河南煤化工持有。
至此，河南煤化工对义煤集团的重组逐渐拉开了序幕。虽然此次整合稍显突然，但对于疲软的河南煤炭行业不失为一针强心剂。业内人士普遍认为此举将在行业内产生重要影响，对于河南煤化工与义煤集团而言，双方有望在此基础上迎来更大发展机遇。
国内第三大煤炭集团诞生
据相关媒体报道，两大集团战略重组工作将分重组整合和内部深度融合两个阶段进行。河南省国资委将在河南煤化工成为义煤集团控股股东后对其更名，组建新的大型能源化工集团，预计9月正式挂牌成立。新集团为国有独资企业，由省政府授权省国资委履行出资人职责，届时集团资产规模约2700亿元，年销售收入约2500亿元，预计2013年年底煤炭产量将超过1亿吨。这意味着新集团不仅将成为国内第8家年度煤炭产量过亿吨的企业，还将在产量方面跻身行业前三甲，仅次于中国神华和中煤能源。
河南煤化工成立于2008年，是河南省在第一批煤企整合中，在省委、省政府批准下，由原永煤集团、焦煤集团、鹤煤集团、中原大化集团、河南煤气集团5家企业重组而来。在2013年《财富》世界500强榜单中，河南煤化成为河南省唯一上榜企业，以2012年营业收入1806.77亿元排名第404位。当时进行合并的还有平煤集团与神马集团，即现在的平煤神马集团。
虽然义煤集团也曾是组建河南煤化工的公司之一，但最终选择退出。继组建平煤神马能源化工集团、河南煤化集团两大煤化工航母后，河南第三家特大型煤炭企业也一度成为关注点，义煤、郑煤等大型集团的兼并重组在当时被认为只是时间和方式问题。
虽然义煤与郑煤也曾有合并意向，但随着2011年义煤集团借壳欣网视讯上市，使得筹划近三年之久的义煤与郑煤合并方案告吹。
对于义煤集团两次退出整合，有报道称：时任义煤集团董事长的武予鲁一直有独立运营的想法，这点和政府主导的统筹全局思想显然不一致。而在整合的浪潮中，武予鲁更希望义煤集团成为整合的主导者，而非被兼并一方。
7月29日，大有能源公告称武予鲁被河南省纪委，在仅仅过去两周后便传出了义煤集团被河南煤化工兼并的消息，这不禁让人浮想联翩。
对此河南省国资委相关负责人表示：“战略重组早几年就在运作了，与义煤董事长被没有关系，可能就是一种巧合。这是强强联合，具体举措将会在9月底以前明朗化，河南煤企重组工作将来还会推动。”
在河南煤化工和义煤集团重组敏感时刻，河南省新任副省长张维宁于8月14日到义煤集团调研，这也是其出任副省长一个多星期后走访的第一家企业。
推动煤炭资源整体上市
随着河南煤化工和义煤集团重组进行，大有能源将成为新集团唯一煤炭业务上市平台，受此影响，大有能源股票也水涨船高。
有分析师表示，重组的新集团未来将借助大有能源实现煤炭业务整体上市，大有能源也将受益于河南煤化集团所掌控的超大煤炭资源量，中长期成长性得到进一步强化。
“大有能源未来资产注入值得期待。”招商证券研究报告指出，随着河南煤化集团重组义煤集团，并承诺未来将公司作为煤炭业务的资本运作平台，公司平台价值显著提升。未来新集团的资产注入预期更强。
其实早在2011年，银鸽投资成为河南煤化集团旗下公司后不久，就传出了河南煤化借该公司“壳”上市的消息，借壳上市失败后，又传出其欲通过IPO的方式上市，但最终不了了之。
目前，组建的新集团只有大有能源一个上市平台。根据公告，合并后的企业将加快资产和业务整合，尽快形成产业和产品优势。其中煤炭板块以上市公司为平台，通过增发等形式，逐步实现煤炭业务整体上市，提高资产证券化率。
正所谓“几家欢乐几家愁”，就在众人一致看好大有能源股份的同时，河南煤化旗下另一家公司永煤股份却遭遇了沉重一击。8月16日，证监会网站《发行监管部首次公开发行股票审核工作流程及申报企业情况》，在终止审查企业名单中，“永煤股份”赫然在列，终止审查日期为2013年6月7日。
这就意味着从2007年开始冲击IPO的永煤股份，在努力6年之后，最终梦断IPO。
记者从知情人士处了解到，永煤股份被终止审查的真正原因是河南煤化工重组义煤集团完成后，其与义煤集团旗下大有能源在煤炭业务上存在同业竞争问题。而此次重组也预示着永煤股份单独上市已无可能。
虽然如此，但对于身处河南煤化工之下的永煤股份来说，登陆资本市场的路却并非完全没有。
河南某上市公司高管表示：“河南煤化工重组大有能源，极有可能出现的结果是，包括永煤、鹤煤、焦煤在内的河南煤化工旗下的煤炭类资源会划至大有能源旗下，届时，大有能源将成为河南省最大的煤炭类上市企业。”
8月15日晚间，大有能源收购报告书摘要称，此次收购尚需获得国务院国资委的审核批准后实施。
优势互补
在这次战略重组中，河南煤化工业务多样，具有整体上市需求，但旗下上市平台寥寥，而义煤集团旗下大有能源的最新定位，亦正好替河南煤化工寻觅到了煤炭业务的上市平台。
相对于大有能源而言，河南煤化工同样带来了意外惊喜。有关研究报告指出，重组后新集团总资源储量将达450亿吨左右，为目前大有能源9 亿吨储量的50倍。
除此之外，大有能源还将受益于多元化的煤种。河南煤化工本省的煤炭资源中，永成矿区和焦作矿区均出产无烟煤，鹤壁矿区以喷吹煤为主，在贵州和新疆的资源，分别主要为无烟煤和瘦精煤。而目前义煤旗下的煤炭资源，动力煤占比约70%，焦煤约25%，剩余为无烟煤。重组后，大有能源预计将优先获得河南煤化工的优质焦煤资源，从而进一步提高公司的整体盈利能力和利润率水平。
相关专家表示，煤炭行业疲态尽显，未来几年的盈利前景不容乐观，煤企若想实现可持续发展必须考虑转型。从产业整合角度来看，义煤集团和河南煤化工的合体对双方而言都是巨大利好，战略重组后或能迎来更大发展机遇。
值得注意的是，由于目前煤炭市场遭遇了前所未有的困境，而脱离困境还遥遥无期，河南煤化工的煤制气公司和义煤集团旗下的开祥化工同处于义马市的煤化工产业园区。因此，有分析师认为，两公司合并后，煤化工业务或将是发展重点。
在业内人士看来，河南煤化工与义煤集团重组更大的意义是对行业的影响：一方面，跨入“亿吨级别”的新公司将让原有的竞争对手感到更大的压力；另一方面，重组或产生“后续效应”，可能会推动河南，乃至山西和内蒙古等地其他煤炭企业的整合。
中煤能源篇8
【关键词】 煤炭资源； 使用者成本法； 资源价值
一、黑龙江省煤炭资源的分布特征及潜力评价
黑龙江省是我国重要的煤炭老工业基地，全省75个市、县中有29个发现有煤田或煤产地，含煤面积20 000平方公里左右，煤炭资源储量居全国第11位。黑龙江省现有煤炭保有资源储量占东北地区的73%，居优势地位，是国家蒙东（东北）大型煤炭基地的重要组成部分。黑龙江省煤炭种类齐全，煤质较好，多为低硫、低磷煤，是我国焦煤的重要产区之一，在东北三省具有煤种优势和区位优势。
全省分布有石炭系、侏罗系、白垩系、古近系、新近系含煤盆地97个，其中东部58个、中部10个、西部29个。截止到2005年年底，黑龙江省保有的煤炭资源储量220.5亿吨。其中，资源量144.70亿吨，基础储量75.80亿吨，可采储量17.78亿吨。东部地区保有资源储量207.22亿吨，占全省保有资源储量的94％，其中资源量137.21亿吨，基础储量70.01亿吨，可采储量16.16亿吨，主要集中在鸡西、鹤岗、双鸭山、七台河、宝清―集贤等煤田；中部地区保有资源储量1.88亿吨，占全省保有资源储量1％左右，其中资源量0.21亿吨，基础储量1.67亿吨，可采储量0.37亿吨，主要分布在依兰、方正等地；西部地区保有资源储量11.40亿吨，占全省保有资源储量的5％，其中资源量7.30亿吨，基础储量4.10亿吨，可采储量1.25亿吨，主要分布在漠河、黑河、嫩江等地。
随着不断开采，黑龙江省煤炭资源保有储量逐年下降，可供建井勘探储量不足，老矿区缺少接替、接续资源储量，严重缺少中长远勘查开发基地。为了改变这种局面，2007年3月，黑龙江省国土资源厅、财政厅开始进行为期5年的新一轮全省煤炭资源大调查，预计投资2.39亿元。经过2007―2010年的勘查，取得了丰硕的成果，截至2010年，新增煤炭资源量33亿吨。其中，在双鸭山七星河北区块发现储量26亿吨的褐煤田；七台河矿区深部勘探项目预计获得煤炭资源量3亿吨，将提高七台河矿山服务年限20年以上；鸡西邱家永丰危机矿山项目新获资源量3亿多吨。
2011年完成的《黑龙江省煤炭资源潜力评价》对黑龙江省早二叠纪、中晚侏罗纪、白垩纪、古近纪、新近纪5个聚煤期，30个含煤地层组进行了研究，划分出86处预测区，203处预测区块，预测总资源量202亿吨。黑龙江的煤炭资源潜力主要集中在中东部地区。其中，中部赋煤带的21个盆地预测资源量为22.93亿吨，占总预测资源量的11.36%；东部赋煤带24个盆地预测资源量为173.63亿吨，占总预测资源量的86.05%，其中新预测盆地4个。
随着煤电化产业的快速推进，对煤炭精查资源储量的需求增大，黑龙江省现有的精查资源储量供给不足矛盾逐渐显现出来。目前，黑龙江省保有煤炭资源储量218.33亿吨，基础储量77.36亿吨，直接利用的煤炭可采储量53.92亿吨，不能满足其煤炭工业发展“十一五”和“十二五”规划对精查资源储量97.7亿吨的目标要求。但是，黑龙江省煤炭资源的预期储量具有很大的潜力。随着黑龙江省东部煤电化基地建设的不断推进，勘查资金的投入将不断加大。只要合理有效地利用相关资金，加大煤炭资源普查和详查的力度，煤炭资源的保有储量还会出现较大的提高，黑龙江省未来煤炭资源的开发利用前景依然比较广阔。
二、黑龙江省煤炭资源开发利用现状及预测
（一）黑龙江省能源生产概况
黑龙江省能源生产以煤炭为主，生产总量居全国前列。建国以来，黑龙江省共为国家生产原煤近25亿吨，为保障国家的能源安全和经济建设做出了突出贡献。黑龙江省“一五”时期以来，原煤产量占所有能源生产总量的90%以上。直到1967年，原煤生产量退居第二位，占41.8%，石油占54.6%。2004年，随着大庆油田开始减产，2005年原油产量占能源生产总量的比重退回到第二位。此后，原煤产量占能源生产总量的比重上升到53%左右。进入“十五”以后，黑龙江省能源生产量逐渐增加，原煤产量及占能源总产量的比重稳步回升，而原油逐渐减产。黑龙江省天然气和水电资源开发比较缓慢，在能源产量中的比重较小，并且没有大的变化。在将来很长一段时间内煤炭仍然是黑龙江省能源生产的重点。如表1、图1、图2所示。
（二）黑龙江省煤炭资源开发利用现状
黑龙江省是全国的产煤大省，煤炭资源储量曾居全国第十一位，原煤产量曾居全国第三位，现居第七位。截止到2007年年底，黑龙江省共有煤矿1 592个，主要集中在鸡西、鹤岗、双鸭山和七台河4个主要的煤炭开采区。
鸡西煤炭重点开采区。该区已有百年产煤历史，有荣华、永庆一区、永庆二区等大型煤矿区，并有合作、小恒山、荣华至平阳、城子河等7处中型煤矿区，2007年生产能力1 941.6万吨，2008―2020年，矿区规模为年生产能力2 563万吨，可均衡生产50年。鸡西煤矿为全国重要煤炭生产基地、部级重点开采区，现已划入煤炭国家规划矿区。
鹤岗煤炭重点开采区。该区煤炭开采历史悠久。有新一、兴安2个大型煤矿区，峻德、鸟山2处中型煤矿区，以及富力、大陆等9处小型煤矿区。2007年全矿区煤炭产量已达1 885.5万吨／年，2008―2020年，矿区生产规模约为1 920万吨／年，矿区可均衡生产25年。鹤岗矿区作为全国重要煤炭生产基地，为部级重点开采区，现已划入煤炭国家规划矿区。
双鸭山煤炭重点开采区。由双鸭山、集贤、宝清、双桦4个煤田组成，2007年煤炭产量1 487.3万吨／年。2008―2020年，矿区生产规模为2 500万吨／年，可均衡生产77年，为省级重点开采区。
七台河煤炭重点开采区。面积
2 198平方千米，保有资源储量16.17亿吨。矿区煤层多而薄、煤种齐全，以炼焦用煤为主，约占总储量的92%，2007年生产能力达1 480.9万吨／年。2010年、2015年、2020年矿区生产规模分别为1 519万吨／年、1 232万吨／年、975万吨／年。可均衡生产15年，是东北地区主焦煤生产基地和黑龙江省唯一的无烟煤产地，为省级重点开采区。
（三）黑龙江省煤炭资源开发利用的预测
2006年，中国煤炭国际工程集团沈阳设计研究院分别为黑龙江省四大煤炭矿区编制了总体规划，对各矿区资源、勘查、总体开采规模、均衡生产年限、矿井接续、新井建设顺序及产量等进行了规划，如表2所示。
根据总体规划，鸡西矿区煤炭资源储备量较为可观，只要合理安排好改扩建、在建井的建设规模和时间顺序，能够在未来50年内保证2 500万吨的年均衡产量，并能在此后25年的递减内保持年产量在1 000万吨以上。双鸭山矿区煤炭资源储备量丰富，能够在未来45年内保证4 000万吨的年均衡产量，并能在此后25年的递减内保持年产量在2 000万吨以上，只要根据丰富的后备资源，加强勘查，该地区还能并延长均衡生产年限。鹤岗矿区煤炭资源储备量较少，只能在未来20年内保证1 750万吨的年均衡产量，并能在此后25年的递减内保持年产量在1 000万吨以上，该矿区均衡生产年限过短，产量递减期过长，接续资源不足。七台河矿区煤炭资源储备有限，仅能在未来15年内保证1 100万吨的年均衡产量，但是此规模矿区经济、社会效益好，随深部和接续区勘查程度提高，有一定资源潜力，可延长均衡生产年限。
随着老矿井不断闭坑，如果2020年以后不规划新建井，黑龙江省四大煤炭矿区产量将大幅度下滑。2015―2025年进入快速递减期，产量平均每年减少177万吨。2025―2065年进入平缓递减期，产量平均每年减少74万吨。2065―2085年进入急速递减期，产量平均每年减少326万吨。2015―
2100年黑龙江省四大煤炭矿区煤炭生产情况的相关趋势如表3、图3、图4、图5所示。
通过图表很容易发现鸡西、双鸭山、鹤岗、七台河的煤炭产量呈现下降趋势，根据现在探明的煤炭储备量，2050年之前四大矿区煤炭年总产量可以稳定在8 000万吨以上。但是，2065年之后，产量将出现大幅的下降。
三、黑龙江省煤炭资源开发利用存在的问题
（一）煤炭资源回采率低
对资源保证程度而言，资源回收率是一个最重要的影响因素，是在煤炭生产源头上节约资源的关键环节。我国平均回采率仅在40%左右。发达国家回采率已达80%以上，德国、波兰、加拿大、澳大利亚等国平均煤矿规模在100万吨/年以上，印度32万吨/年以上。而黑龙江省小矿数目多且分散，产量大，但所占资源量很少。根据2007年年底的数据，黑龙江省有煤矿1 592个，其中小煤矿为1 549个，大中型煤矿仅43个。小煤矿回采率远低于大中型煤矿，如果通过加大小矿整顿力度，进行精细化管理，将煤炭回采率从40%提高到50%，黑龙江东部至2060年产量就能保持在1亿吨，未来50年可少动用煤炭资源储量近20亿吨以上，至少可延长开采年限5年以上。
（二）煤炭资源勘查滞后
黑龙江省煤炭资源勘查工作严重滞后，保有资源储量逐年下降，可供建井勘探储量不足，老矿区缺少接替、接续资源储量，严重缺少中长远勘查开发基地；煤炭资源存在着东部多、中部缺、西部少的不合理布局。煤炭资源调查工作程度低、地质基础工作薄弱已成为我省煤炭工业健康发展的瓶颈问题。黑龙江省煤炭资源已探明储量约为273亿吨，保有储量约220亿吨，其中已开发的矿井占用90亿吨，尚可利用的130亿吨资源中仅有89.5亿吨可供规划建设大中型矿井，其余40亿吨近期不能规划建井。东部四煤城中，七台河被列为全国第二批煤炭资源枯竭城市，鹤岗矿区稳产时间也不容乐观。
（三）煤炭伴生资源综合利用程度低
与煤共生和伴生的资源有金属、非金属及能源矿产，如煤层气、页岩气、油页岩、含煤的炭质页岩（高灰份、低燃烧值）等。但是，由于技术等方面的原因，在煤炭开采过程中，许多伴生资源被弃采，即便开采综合利用程度也不高。在煤炭开采中还产生大量的废弃物煤矸石（一般占煤炭产量12%~20%），目前黑龙江省有煤矸石堆
4 000余座，约2~3亿吨。如果今后40年每年生产原煤1亿吨，则总共产生矸石约6亿吨。加上现积存的则有7~8亿吨。可用于制砖、水泥，回填、修路等，但是目前煤矸石的利用率仅50%左右。煤炭洗选、加工中，也会产生大量固体废弃物，如洗矸（约洗选1吨原煤可产生0.12吨燃烧值较高的洗矸）、洗选率按50%计，40年洗矸总产约3~4亿吨，可用作矸石发电。煤泥和洗水，四大煤矿区相距较近，洗煤厂相对比较集中，随国家经济实力增强，洗选率提高，煤泥、洗水排放量将大增。目前粗略估算，四大煤矿区年总排出煤泥500万吨左右，如集中起来调配成水煤浆，价值可大幅度提高，也是煤代油的洁净燃料。
（四）煤炭开采造成生态环境破坏
煤炭开采主要造成地面塌陷、裂缝、矸石堆放、地下水疏干、受不同程度污染的矿井水、煤炭洗选废水排放等，对环境和生态造成严重破坏。据统计每采1吨煤需1.6吨水，将排放0.12~0.13吨矸石，并排放4~5m3瓦斯，当前黑龙江省煤矿区的环境治理率还很低，四大煤矿区国有重点煤矿治理率仅50%左右，历史欠账很大。四大矿区范围环境总体承载力较低。从露采区看，每产万吨煤，平均挖损0.16~0.2公顷土地，只有12%可复垦。
四、黑龙江省煤炭资源开发中自身价值折耗测算
由于传统观念将自然资本排除在财富的范围之外，否认其自身价值的存在，导致在开发中煤炭资源的无偿使用，以及成本与价格的背离，煤炭资源的价值无法通过出售实现其自身价值的补偿。而对于煤炭等耗竭性资源而言，一经开采就就意味着永久性损耗，如果要实现资源利用的代际公平和可持续利用，必须对资源的自身价值进行补偿用于后备资源和替代资源的开发。作为我国重要的煤炭生产基地，黑龙江省为国家经济建设作出了巨大的贡献。但是，由于在计划经济时期煤炭价格过低，有时甚至不能弥补其开发成本，煤炭资源自身价值无法得到补偿，严重影响了当地社会经济的可持续发展。因此，测算黑龙江省煤炭资源开发中自身价值的折耗对于相关政策的制定具有重要的参考价值。
（一）煤炭资源自身价值折耗的测算方法
我国煤炭资源赋存量大，并且种煤类齐全。但是各种煤的赋存量及其地理分布差异非常大。我国煤炭资源分布面积达80多万平方公里，分布区域达30多个省区。由于所处地理位置各异，其开发利用的成本差异也很大（如运输成本）。即便是相邻区域的煤炭资源，由于形成时期不同，当地地质环境不同，煤炭埋藏的深度不同，其开采的难易程度也不尽相同。这些因素都会影响到煤炭资源的价值。因此，要精确的测算煤炭资源自身价值的折耗，在测算的过程中需要将这些影响因素一一考虑进来。但是，由于在煤炭资源勘探以及开发利用的过程中，并没有相关的数据进行统计，导致在实际测算过程中无法将相关的影响因素加以细化，反映到煤炭资源价值的折耗中。
本研究在测算煤炭资源自身价值折耗时选择前文已经从理论角度介绍过的使用者成本法。该方法是El Serafy于1981年提出的，他假设将耗竭性资源的部分租金收入用于投资，从而使得在无限期跨度内维持一个特定的消费水平，用于投资的这部分租金就是资源的使用者成本。其计算公式为：
Dt= （公式1）
其中：
Dt是第t期的使用者成本；R为预期各年开采资源所带来的租金收入，通常以每年的毛收入进行衡量，毛收入是指扣除掉中间成本之后剩余的利润；r为年折现率；T为资源的预期开采年限。
李国平和吴迪（2004）将R改写成PtQt，用nt代替T后，将公式1改写为：
Dt= （公式2）
其中：Dt是第t期的使用者成本；R=PtQt，Pt指第t期的期望单位租金，Qt指第t期的期望开采量；r为年折现率；nt表示第t期资源期望可持续开采年数。
当折现率r大于零时，资产现值高于未来等量资产价值。对于资源的使用者成本而言，当折现率r大于零，其使用者成本较小，使得前一代的资产折旧对下一代人不利，因此为了维护代际公平，一般采用较低的折现率。
当r=0时，公式2可以写为：
Dt=PtQt=TRt-NRt （公式3）
其中：TRt是第t期资源开发获得的总利润；NRt是第t期资源开发的正常资本回报，为当期固定资产净值与正常资本回报率的乘积。
在国民经济统计中：
NGPt=GOPt-CMCt （公式4）
NGPt=Wt+SFt+TRt （公式5）
其中：NGPt是第t期资源开采的净产值；GOPt是第t期资源开采的总产值；CMCt是第t期资源开采的中间成本支出，但不包括正常资本回报、工资和社会福利开支，是资源开采总产值与增加值的差额；Wt是第t期劳动投入的回报，即工资；SFt是第t期社会福利支出；TRt是第t期资源开采所获得的总利润。
由公式4和公式5得
TRt=GOPt-CMCt-Wt-SFt
（公式6）
将公式6代入公式3可得
Dt=GOPt-CMCt-Wt-SFt-NRt
（公式7）
由于我国社会福利往往计入中间成本，所以公式7可以简化为：
Dt=GOPt-CMCt-Wt-NRt（公式8）
公式8就是本研究测算黑龙江省煤炭资源开发中自身价值折耗的基本公式。
（二）黑龙江省煤炭资源开发中自身价值折耗的实际测算
本研究对2000―2009年间黑龙江省煤炭资源开发中自身价值的折耗进行测算。根据公式8所涉及的基本变量，计算黑龙江省煤炭资源开发中自身价值的折耗，需要使用以下数据：煤炭价格、煤炭产量、煤炭开采的中间成本、煤炭行业员工工资总额、煤炭行业正常资本回报。
使用者成本法计算所需要的煤炭价格应该是有完全竞争市场决定的价格，由于我国煤炭市场价格受国家管制比较严格，因此国内煤炭价格不能反映真实的供求关系。于是，根据研究惯例，用国际煤炭价格来测算黑龙江省煤炭资源开发中自身价值的折耗。选用西北欧原煤基准市场价格，数据来源于《BP世界能源统计年鉴2010》，其中2000年的价格是每月均价的平均值，2001―2009年的价格是每周均价的平均值。2000―2009年的原煤价格走势如图6所示。由于采用国际市场原煤价格，所以在计算黑龙江省煤炭行业总产值时需要用每年的人民币兑美元的中间汇率进行折算。
原煤产量来源于《黑龙江统计年鉴2001―2010》。煤炭采选业工业总产值、增加值、煤炭采选业从业人数、煤炭采选业职工平均工资来源于《中国工业经济统计年鉴2001―2010》。正常资本回报率采用一年期存款利率减通货膨胀率的方式获取。由于煤炭工业总产值、增加值、职工平均工资的原始数据均为当年价，为了使测算结果具有可比性，使用2000年为基期的商品零售价格指数进行平减处理。相关数据来源于《中国统计年鉴2001―2010》和《黑龙江统计年鉴2001―2010》。详细数据如表4所示。
在现有数据的基础上，只要确定黑龙江省煤炭资源的开采年数和折现率r即可确定其使用者成本。目前黑龙江省煤炭资源探明储量在253亿吨左右，根据目前的开采计划能够持续开采100年左右。由于开采年数太长，当折现率r大于0时，（1+r）的数值非常大，导致计算的使用者成本非常小，几乎可以忽略不计，使得研究失去意义，因此在计算时采用的折现率r等于0。测算的结果如表5和图7所示。
五、结论
根据使用者成本的测算结果，当折现率为0时，黑龙江省煤炭资源开发的自身价值折耗非常大，并且随着资源的进一步稀缺和价格的上涨，未来该数值还将继续增长。
2000―2009年10年间，黑龙江省煤炭资源开发自身价值的折耗总额为
1 821.72亿元，占此期间黑龙江省GDP累计值34 942.61亿元的5.21%。其中，2008年受国际煤炭价格走高的影响，当年的折耗值最大，达到472.78亿元，占当年GDP 3 873.40亿元的12.21%。2000―2009年10年间，黑龙江省累计开采煤炭资源62 584.57万吨，单位煤炭资源自身价值的折耗值为291.08元/吨。
长期以来，对于煤炭资源自身价值折耗的补偿远远不足。新修订的《中华人民共和国资源税暂行条例》对煤炭资源税率进行了调整。新条例和1994年起实施的《中华人民共和国资源税暂行条例》相比，其将焦煤的资源税税率上调至每吨8~20元，其他煤炭未作调整，仍按每吨0.3~5元收取。
另外，由于煤炭资源从量计税，税收不与煤炭价格挂钩，所以黑龙江省并不能从当前煤炭价格的上涨中获得更多的税收。
总之，黑龙江省煤炭资源开发所造成的资源价值折耗的损失非常巨大。并且这种损失长期得不到补偿，给当地经济的可持续发展和当地居民的生活福利水平造成了巨大的负面影响。因此，采取有效措施对黑龙江省煤炭资源开发的价值折耗进行补偿具有重要的现实意义。
【参考文献】
［1］ 李国平，杨洋.中国煤炭和石油天然气开发中的使用者成本测算与价值补偿研究［J］.中国地质大学学报（社会科学版）：2009，9（5）：36-42.
［2］ 冯宗宪，姜昕，王青.可耗竭资源价值理论与陕北能源价值补偿的实证研究［J］.资源科学，2010，32（11）：2200-2209.
［3］ 李国平，吴迪.使用者成本法及其在煤炭资源价值折耗测算中的应用［J］.资源科学，2004，26（3）：123-129.