煤液化行业分析报告

煤液化行业分析 报告 软件系统测试报告下载sgs报告如何下载关于路面塌陷情况报告535n,sgs报告怎么下载竣工报告下载 【最新资料，WORD文档，可编辑修改】随着世界经济的发展，石油在经济发展中的重要性日益显着，其地位远远超过煤炭，成为世界上最重要的能源。我国能源结构的总体特点是：富煤、贫油、少气，石油生产供不应求，严重依赖进口。在世界能源危机日益严重的背景下，确保我国石油战略安全显得越来越重要。有关专家指出，以燃烧为主的煤炭利用方式已在我国造成了严重的酸雨、粉尘污染。“煤液化”技术的推广，不但将大大缓解日益严重的环境问题。综合效益也十分可观。首先，从产品上看，煤炭液化主要产品为汽油、柴油、航空煤油、石脑油以及LTG、乙烯等重要化工原料，副产品有硬蜡、氨、醇、酮、焦油、硫磺、煤气等。间接液化的产品可以通过选择不同的催化剂而加以调节，既可以生产油品，又可以根据市场需要加以调节，生产上百种高附加值、价格高、市场紧缺的化工产品。其次，从质量上说，煤炭间接液化得到的汽油、柴油等均为优质产品，其中硫、氮含量均远低于商品油 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 ，质量可达到甚至超过商品油标准。汽油、柴油和航空煤油的主要用途是作发动机燃料;LTG可作为民用及工业燃料、发动机燃料;乙烯、丙烯是生产聚乙烯和聚丙烯或其他聚合物的重要化工原料。第三，从煤炭价格、人工成本和使用国产化设备等因素考虑，我国“煤变油”技术每桶汽柴油产品的成本在20美元左右，低于欧佩克所定每桶22至28美元的价格区间。另外，与其他代用燃料相比，液化得到的燃料油在不改变现有储、配、运、售的前提下进入市场到达用户，而用户也无须对发动机作任何变动，减少了改变燃料种类造成的社会投人，提高了整体综合效率。煤炭间接液化生产石油产品和化工产品，市场是‘无限大’的，不存在任何产品市场问题，所以，煤液化行业值得投资。第一章煤液化产品特征分析第一节煤液化简介一、煤液化的概念所谓煤液化，在科学上称为煤基液体燃料合成技术,是将煤炭在高温下加氢、加压、加催化剂,产生粗油再经炼化取得汽、柴油,同时伴随乙烯、丙烯、石蜡、醇等多种高附加价值附产品。二、煤变油的兴起及原因煤液化技术起源于20世纪上半叶的德国,之后南非、荷兰、美国、日本也都曾相继进行过研究。目前,该项技术开发应用最成功的国家是南非。南非是典型的贫油富煤国家,由于推行种族隔离政策曾遭到石油禁运的经济制裁,使得南非的煤液化研究更具商业化。南非的煤液化不仅能从煤炭中提炼汽油、柴油、煤油等石油制品,还能提炼出航空煤油和润滑油等高品质石油产品,已经成为南非大规模、高赢利的产业,南非煤炭间接液化技术也一直居于世界首位。作为重要的战略资源,石油是经济发展不可或缺的自然资源。油气后备储量的短缺将严重威胁一个国家的国防安全。长期以来,保证石油天然气的自给是我国的一项基本国策。在当前国际形势下,加速发展我国独立自主的石油工业尤为必要。在这种形势下，煤液化行业应运而生。1、石油进口迅速上升,已对我国的能源供应安全构成威胁我国石油资源相对贫乏,目前,已探明可采储量为38亿t,占世界储量的26%。进入21世纪,我国的石油供需缺口越来越大,石油已经成为制约国民经济持续快速发展的瓶颈。自1993年成为石油净进口国后,石油进口量迅速上升,2000年已达6969万t,对进口石油的依存度达30%,预计未来20年内可达到50%。进口量的剧增,依存度的加大,已对我国能源供应安全构成威胁。从国际能源市场看,由于受政治、经济等因素影响,油价不断攀升,如果严重依赖进口以满足供需差距,不仅将耗用大量外汇,而且也易受制于人,增加能源安全供应的隐患。2、煤多油少的现状决定了我国的能源结构必须是以煤为主在可以预见的未来几十年中,我国以煤为主的能源保有结构和逐渐增长的石油终端能源消费结构将难以改变。与世界大多数国家相比,中国能源资源中煤炭资源最为丰富,石油、天然气相对贫乏。最新资料表明,中国煤炭资源总量仅次于独联体,居世界第二位,可采储量为1145亿t,储采比为93,按同等发热量计算,相当于目前已探明石油和天然气储量总和的17倍。由此可见,煤炭将是中国未来的主要可依赖能源。我国是发展中的能源消费大国,经济实力和能源供应都要求我国的能源消费必须立足于国内的能源供应,这就决定了我国的能源结构必须是以煤为主体。3、以煤代油是我国实现能源自给、保证能源安全的重要途径煤炭通过液化可将硫等有害元素脱除,得到洁净的二次能源,对优化终端能源结构、减少环境污染具有重要战略意义。煤炭液化可以有效地解决我国石油供应不足和石油供应安全问题,而且经济投入和运行成本也低于石油进口,因而有利于我国清洁能源的发展和长期的能源供应安全。开发和推广应用洁净煤技术对以煤为主要能源的中国具有极其重要的现实意义。通过煤液化合成石油提高我国油品自给率是未来相当长一段时间内最切实可行的方法之一。有关研究表明,如果加速发展!煤液化产业,在2005年达到年产石油800万t,那么其对石油资源约束的缓解度将达到8%。因此,煤液化技术产业化作为中国能源结构战略性调整的重要一环,对保障国家能源供应安全具有重大战略意义。综上所述,煤液化产业的高战略性使其有力成有突破带动性作用的高新技术产业。图一：我国能源储量结构第二节煤液化的主要技术煤液化技术分为直接、间接两种。直接液化是煤在高温高压下进行催化加氢,使煤直接转化为液体燃料。直接液化装置规模相对较小、投资较少、原煤消耗较低,但直接液化操作条件苛刻、合成的油品质量较差,而且对煤炭种类依赖性强,只适用于褐煤、次烟煤等,所以适合于大吨位生产的直接液化工业尚未商业化。间接液化是先将煤通过高温、高压变成富含各种烃类的气体,再将气体提纯并经化学反应后制成成品油和其他产品。间接液化技术建设投资较高,但具有原料适应强、油品质量好等优点,国外已有大规模商业化运营的成功经验。一、煤炭直接液化技术（一）煤炭直接液化技术简介煤直接液化就是油煤浆在高温、高压、催化剂作用下首先打断煤的大分子结构,然后将外供氢加到碳原子上而成液体油,再通过加H2提质,煤中杂原子变为各类化合物,氧主要生成H2O、CO2,硫生成H2S,灰仍为细小固态,通过固-液分离而除去。煤的直接液化过程是:将干燥的煤磨成小于200目的细粉,并配成油-煤料浆;料浆加压到15MPa～30MPa,预热到350℃,煤开始软化、热解、变为粘胶物;粘胶物在反应器内高压、高温、催化剂条件下与供氢体供入的氢发生加氢反应,煤分子断裂而成较低液态分子;产物中的-CH,-SH,-O-,-N-,C-C等各种基团进一步加H2生成C1～C100烃类产品,以及硫化物、氮化物、水、CO2、灰等;将气相物解析,灰脱除而得到粗液化油;通过催化加H2提质工艺得到合格的汽油、柴油、液化汽。早在20世纪30年代，第一代煤炭直接液化技术—直接加氢煤液化工艺在德国实现工业化。但当时的煤液化反应条件较为苛刻，反应温度470℃，反应压力70MPa。工艺流程图见（图二）。1973年的世界石油危机，使煤直接液化工艺的研究开发重新得到重视。相继开发了多种第二代煤直接液化工艺，如美国的氢-煤法（H-Coal）、溶剂精炼煤法（SRC-Ⅰ、SRC-Ⅱ）、供氢溶剂法（EDS）等，这些工艺已完成大型中试，技术上具备建厂条件，只是由于经济上建设投资大，煤液化油生产成本高，而尚未工业化。煤炭直接液化从20世纪20年代开始研究,1927年德国建第一座煤直接液化工厂,到1944年第二次世界大战前,德国共建11套煤液化装置。随着20世纪40年代石油工业的发展,煤液化工厂关闭,研究开发被“情有可原的忽视”。20世纪70年代末,受两次世界石油危机的冲击,美国、德国、日本和前苏联等国家的研究开发就重新活跃起来,相继开发多种工艺,完成了中试和工业性试验,取得了可建立工业示范装置的成果。我国煤炭科学研究总院北京煤化所自1980年重新开展煤直接液化技术研究，现已建成煤直接液化、油品改质加工实验室。通过对我国上百个煤种进行的煤直接液化试验，筛选出15种适合于液化的煤，液化油收率达50%以上，并对4个煤种进行了煤直接液化的工艺条件研究，开发了煤直接液化催化剂。 油煤浆制备 加氢液化450OC，20MPa 分离单元 催化剂 制氢 循环溶剂 残渣 煤制备 加氢精制 油品化工品图二：煤炭直接液化技术（二）煤直接液化对煤质基本要求1、能用于直接液化的煤一般为褐煤,长焰煤等年青煤即使属这两类煤也不是都能用于直接液化,因此直接液化对煤质是十分挑剔的。2、要求将煤磨成200目左右细粉,并将水分干燥到小于2%。因此煤含水越低越经济,投资和能耗越低。3、应选择易磨或中等难磨的煤作为原料,最好哈氏可磨性系数大于50以上。否则机械磨损严重,维修频繁,消耗大、能耗高。4、氢含量越高,氧含量越低的煤,外供氢量越少,废水生成量越少,因此经济效益越好。5、硫、氮等杂原子含量要求低,以降低油品加工提质费用。6、煤的岩相组成是一项主要指标,镜质组成分越高,煤液化性能越好,一般镜质组成分达90%以上为好;丝质组含量高的煤,液化活性差。云南先锋煤镜质组成高达97%,煤转化率高达97%,神华煤丝质组成分达70%,镜质组<30%,因此煤转化率89%左右。7、要求煤中灰小于5%,一般原煤中灰难达此指标,这就要求煤的洗选性能好,因为灰严重影响油的收率和系统的正常操作。灰的组成也对液化过程产生影响:灰中Fe、Co、Mo等元素对液化用可产生好的影响,灰中Si、Al、Ca、Mg等元素易结垢影响传热和正常操作,且造成管道系统磨损堵塞和设备磨损。（三）各种直接液化工艺技术比较目前世界上典型的几种煤直接液化工艺有：德国IGOR公司和美国碳氢化合物研究（HTI）公司的两段催化液化工艺等。具有代表性的煤直接液化工艺技术有德国的IGOR工艺,美国的HTI工艺,日本的NEDOL工艺。三种工艺的对比见表一。表一：三种煤直接液化工艺技术比较 名称 IGOR工艺 HTI工艺 NEDOL工艺 操作参数 温度465℃,压力30MPa液化强度0.5t/m3·h 温度450℃,压力17MPa液化强度0.24t/m3·h 温度460℃,压力19MPa液化强度0.36t/m3·h 反应器类型 鼓泡床(催化剂密度小,不易沉淀) 液体循环悬浮床,可防止固体颗粒沉淀 鼓泡床(定期排出反应器底沉淀物) 催化剂 赤泥(炼铝工业废渣)粒径细、不需磨、废物利用、易得、不增加产品成本。催化剂用量为煤重4% 硫酸铁,钼酸铵组成胶状催化剂,需建催化剂制备厂.需投资6000万元,价贵,增加产品成本,催化剂添加量为煤重的0.5% 黄铁矿FeS2。需磨成200目矿粉,增加单位产品投资和成本催化剂添加量占煤重的4% 液化油固液分离 采用减压蒸馏脱灰,油渣含油5%～10% 减压蒸馏+甲苯临界萃取油渣中油,提高油回收率5%～10% 减压蒸馏脱灰,油渣含油5%～10% 液化油加氢提质工艺 采用先进的在线加H2提质工艺。在反应器后经高温分离出来油加H2提质,然后进入中温分离器,分离出的中温油进行再次加H2提质并得到杂原子(S、N)含量极低的油,再经简单蒸馏就可得十六烷值大于50的柴油。汽油馏分经重整可得符合标准的汽油。 采用离线加氢提质。即液化反应和提质在两个不同压力系统分开进行。液化油经高温分离器分离出来的油作为循环溶剂油调煤浆。经中、低温分离出来的油入常压分馏塔。塔顶出来的液化轻质油进入加H2稳定装置。其作用是脱除部分S.N.O等杂原子。分离出来的145℃石脑油去重整,145℃～370℃油去加H2裂化重油,生产合格柴油。370℃～450℃的加H2重油作为液化反应的供H2溶剂油 采用离线加H2提质工艺。液化油含有较多的杂原子需采用与HTI类似的提质加H2工艺 供氢方式 配煤浆采用高温加H2反应器分离器出来的加氢油供氢,供氢性能好 采用高温分离油和减压塔出来的油作配煤浆油,加H2稳定装置分馏出的加H2重油和H2气供液化反应加H2。 使氢油采用减压塔分离出来油单独加氢。 装置组成 制氢装置,煤浆制备和煤液化装置,常压蒸馏装置,石脑油重整装置、轻烃回收 制氢装置,煤浆制备,煤液化装置,常减压蒸馏装置,加H2稳定装置,加H2裂化装置,石脑油重整装置,催化剂制备装置。脱灰装置,轻烃回收装置,芳烃抽提装置等。 工艺成熟可靠性 较成熟可靠 欠成熟可靠 欠成熟可靠,工业试验150t/d 生,成水/% 10.5 13.8 7.3 气体/% 17 14.3 17.9 C+4油 60 66 60.7 转化率 97 90 89.7三种工艺的综合比较如下：1、IGOR技术生产柴油、汽油工艺流程简单,装置少。由于液化压力高,与HTI,NEDOL工艺投资要增加些,但压力从17MPa增加到30MPa,投资增加有限。然而液化强度(空速)IGOR比HTI大一倍,生产同样的油,液化反应设备可缩小一倍,所以同样规模条件下IGOR工艺液化反应部分的投资只可能比HTI低。从提质加H2产出合格油品来评价,IGOR由于在线提质加H2,工艺过程大大简化,省去了加H2稳定,加H2裂化等装置,因此单位液体产品可降低投资5%～10%左右。IGOR工艺选用赤泥为催化剂、价廉,但增加了原料入反应器灰分,这些灰排出时,由于没有溶剂脱灰装置,油损失大,降低了工厂的经济效益。2、HTI工艺外循环全返混悬浮床反应器克服了催化剂沉淀的难题,为使用高活性催化剂,防止催化剂沉淀,反应器大型化提供了条件。由于IGOR、HTI反应器已很大,再扩大将受到大件运输等限制,对于中国远离海岸江河的产煤山区,这个优点并不突出。溶剂脱灰增加了油回收率,这是HTI的一大优点,特别对含灰稍大,催化剂选用赤泥的工艺尤其重要。3、IGOR技术是德国在40年代生产400万t液化油的基础上,再经过技术开发及新建的200t/d中试装置连续运行所取得的数据放大的,建设大型煤液化工厂技术风险较小。4、HTI、NEDOL技术由于没有工业性生产装置运行经验,特别是HTI全循环返混反应器仅仅是试验室成果,放大约1000倍到生产装置,其成熟可靠性需实践来证明。二、煤炭间接液化技术（一）煤间接液化技术简介由煤炭气化生产合成气、再经费-托合成生产合成油称之为煤炭间接液化技术。“煤炭间接液化”法早在南非实现工业化生产。南非也是个多煤缺油的国家，其煤炭储藏量高达553.33亿吨，储采比为247年。煤炭占其一次能源比例为75.6%。南非1955年起就采用煤炭气化技术和费-托法合成技术，生产汽油、煤油、柴油、合成蜡、氨、乙烯、丙烯、α-烯烃等石油和化工产品。南非费-托合成技术现发展了现代化的Synthol浆液床反应器。萨索尔（Sasol）公司现有二套“煤炭间接液化”装置，年生产液体烃类产品700多万吨（萨索尔堡32万吨/年、塞库达675万吨/年），其中合成油品500万吨，每年耗煤4950万吨。累计的70亿美元投资早已收回。现年产值达40亿美元，年实现利润近12亿美元。我国中科院山西煤化所从20世纪80年代开始进行铁基、钴基两大类催化剂费-托合成油煤炭间接液化技术研究及工程开发，完成了2000吨/年规模的煤基合成油工业实验，5吨煤炭可合成1吨成品油。据项目规划，一个万吨级的“煤变油”装置可望在未来3年内崛起于我国煤炭大省山西。中科院还在2008年建成一个百万吨级的煤基合成油大型企业，山西大同、朔州地区几个大煤田之间将建成一个大的煤“炼油厂”。总投资100亿美元的朔州连顺能源公司每年500万吨煤基合成油项目已进入实质性开发阶段，2005年建成投产。产品将包括辛烷值不低于90号且不含硫氮的合成汽油及合成柴油等近500种化工延伸产品。煤炭间接液化技术流程图见图三。 煤 气化炉 锅炉 蒸汽 空分 氧气 粗煤气 CO、H2 净化变换 F－T合成 加氢提质 合成油 化工品 发动机燃料图三：煤炭间接液化技术流程图（二）煤间接液化对煤质基本要求所有煤气化工艺对煤灰熔融性都有要求,固定床气化要求灰熔融性温度越高越好,一般ST不小于1250℃;气流床气化要求煤ST小于1300℃。水煤浆气化还要煤成浆性能好,要求水煤浆浓度大于60%,最好在65%以上。间接液化对煤适应性广,原则上所有煤都能气化制合成气,当然工艺和炉型是不一样的。另外还有个最佳经济效益问题要考虑,所以对不同的煤选择不同煤气化方法,对某些煤进行加工处理是必要的。如对高灰煤洗选,对高灰熔融性煤加助熔剂等。（三）煤间接液化特点1、工艺成熟可靠。世界上有南非Sasol和Shell马来西亚合成油工厂长期运营经验。2、原则上所有碳氢化合物,如煤、天然气、页岩、植物等都可作为F-T合成油的原料。虽然煤质各种各样,但煤气化方法繁多,我们仍然可针对不同的煤质选择到合适的气化技术。3、不同温度、催化剂的F-T工艺如低温浆态床、高温固定床、高温流化床,所得产品分布、加工的目标产品是不同的。高温流化床,可生产出附加值高的石油化工产品群。4、间接液化油是通过精制合成气制得,有害杂原子N、S等都在油品合成前处理干净,所以合成出来的油加H2提质工艺简单。5、全部油品均由合成气制得,在合成过程中各类化学反应十分复杂,CO带入的氧要产生大量水和CO2,所以气化、净化规模大,从而单位产品煤和氧的消耗比直接液化较高些。（四）各种间接液化工艺技术比较煤间接液化F-T工艺已工业化的有南非Sasol的浆态床、流化床、固定床工艺和Shell的固定床工艺。F-T工艺自20世纪40年代开发至今,技术不断发展与进步,原料有煤和天然气,南非有世界上最大的F-T合成油工厂,年加工煤约4000万t(包括燃料煤)。Shell公司在马来西亚利用天然气制合成气,用F-T工艺建成年产50万t油工厂。（表二）SMDS固定床、浆态床、流化床间接液化技术比较 名称 SMDS固定床 浆态床 流化床(SAS) 压力/MPa 2.0～4.0 2.5～3.0 2.5 温度/℃ 200～240 250 350 H2/CO 2.0 1.0～1.5 2.0 循环气/原料气比(mol) 2～3 0～2 2.0 CO转化率/% 95 90 88 床层特性 气-固两相,管壳式,沸水移热生产中压蒸汽 气-固-液三相鼓泡床,沸水移热,生产中压蒸汽 气-固两相,固定床和流化床结合,沸水移热生产中压蒸汽。 催化剂 钴系催化剂可再生 铁系催化剂(一次性) 铁系催化剂(一次性) 目标产品 汽油、煤油 柴油 汽油和烯烃类 装置大型化 难 易 较难 工艺成熟性 成熟 成熟 成熟1、SMDS中间馏分工艺的特点中间馏分工艺包括:(1)设两段反应器首先将合成气合成重质烃;(2)重质烃脱除丙烷以下物质。然后将重质油裂化、异构化并加H2蒸馏得石脑油、煤油、汽油三种产品,其质量比为:汽油60%,煤油25%,石脑油15%。（1）SMDS采用钴催化剂,催化剂价贵,但强度好,可再生,寿命长。（2）管壳式反应器,操作温度易控制传热性能好,但解决不了大型化问题。（3）SMDS工艺流程简单、油品全是中间馏分,没有重质馏分,废水易处理。该法适合于中型煤制汽油装置的建设。2、Sasol浆态床工艺的特点（1）铁系催化剂价廉,易得,强度低、寿命短。（2）三相(固、液、气)鼓泡悬浮床。反应器内均布沸腾水管,传热传质好,易移走反应热,反应温度易控制。床层纵、径向温差小,创造了良好的生油热力学条件。（3）粗油提质简单。目标产品为高质量柴油和适宜生产乙烯的石脑油。（4）浆态床反应器单台生产能力大,适宜大型煤制油装置建设。（5）由于催化剂很细且寿命短,催化剂在线分离难度大,且难免在排出废催化剂中混入新加入的催化剂。3、固定流化床(SAS)工艺的特点（1）固定流化床工艺是有限的气-固相低速流化过程。亦即催化剂限制在一径向床层中,气流速度始终控制在低速流化状态。床层孔隙率较一般流化床或循环流化床低。由于催化剂处于激烈的混合状态,加强了传热与传质。它兼有固定床和流化床优点,克服了循环流化床催化剂利用率低,催化剂磨损等缺陷。（2）采用融铁系催化剂。催化剂不能再生,易粉碎,因此反应器出口设过滤器。反应温度较高,选择性较差。（3)合成的粗油产品分布不集中,气态烃、烯烃较多,目标产品为汽油、烯烃。(4)合成粗油提质加工流程工艺复杂。烯烃回收后可得附加值高的化工产品,有利于综合利用,适宜建特大型多联产综合性工厂包括炼油、化工、供热、发电等。三、煤变油直接技术与间接技术的产品差异1、煤直接液化的目标产品,主要是柴油、汽油或石脑油;2、间接液化的目标产品为:(1)固定床液化工艺主要产品是汽油和重质柴油。(2)循环流床液化工艺,主要产品是汽油、烯烃(乙烯、丙烯、丁烯),乙烯、丙烯是最有价值的基本有机化工原料,为综合加工利用,建大型煤化工、石油化工厂创造了条件。(3)浆态床液化工艺主要产品是柴油、蜡。(4)SMDS中间馏分固定床工艺主要为汽油、石脑油;粗油不裂解可得到柴油和蜡(括号中的数字为不裂解时产率)。3、(1)直接液化馏分油的汽油辛烷值高达80,而柴油十六烷值不到20,要达到柴油十六烷值45～50的指标,必须设加H2裂化装置提质,这将增加投资,增加动力消耗和降低柴油收率。最终增加了产品成本。(2)间接液化馏分油,汽油辛烷值仅35～40,十六烷值高达70。由于汽油中烯烃很高,是最好的乙烯原料油,与其通过重整提高辛烷值还不如将它直接销售给乙烯工厂。(3)由于直接液化馏分油辛烷值高,十六烷值低,而间接液化辛烷值低,十六烷值高。若两种工艺结合,馏分油互配,可以省去加H2裂化提高十六烷值装置,也有可能省去重整提高辛烷值,这样大大降低投资和消耗,提高工厂经济效益。具体分析见表三表三：直接液化和间接液化合成油馏分组成与性质%第二章主要生产厂商分析第一节潞安集团一、潞安集团简介潞安集团是山西五大煤炭企业集团之一，现有总资产634亿元，职工家属30万人（包括潞安新疆公司），子分公司75个。两次获得全国“五一”劳动奖状，两次被评为“中国十大最具影响力企业”。潞安是一个老先进企业。其前身是成立于1959年1月的潞安矿务局，曾以“艰苦奋斗、勤俭办矿”的石圪节矿风享誉全国，是周恩来总理选树的全国工交战线五面红旗之一。上世纪八十年代，率先建成“全国第一个现代化矿区”，自主创新的综采放顶煤技术被誉为“潞安采煤法”，引领了世界厚煤层放顶煤开采的潮流。潞安实施战略管理，依靠战略制胜。2000年8月，企业整体改制为潞安矿业集团公司。改制以来，潞安集团紧紧围绕资源型企业转型发展这个大文章，立足煤、延伸煤、超越煤，不断调适、完善和实施“中国潞安”“三步走”发展战略，全面强化战略管理，取得了经营绩效最好、发展速度最快、发展后劲最强、职工得到实惠最多的好成绩。2010年煤炭产量达到7098万吨，同比增长29%；营业收入一年内增长93%，达到850亿元，翻了近一番；实现利润42亿元，同比增长20%；资产总额1000亿元，同比增长58.9%；主要经济指标全面超额完成“十一五”“7654321”战略目标，与集团成立之初的2000年相比，相当于再造了6个潞安、62个潞安、133个潞安和21个潞安；集团公司在全国500强排名127位，比2000年前移了363位，在国资委考核中，潞安再次被评为Ａ类企业，名列全省第一。潞安集团成立10年来，杜绝了重特大事故，百万吨死亡率0.028，达到国际先进水平，其中5个年度实现事故为零，而且没有新增一例矽肺病，保证了职工生命安全和身体健康，成为全煤系统唯一荣获全国“安康杯”竞赛十一连冠企业，全省唯一的“全国安康杯竞赛示范企业”，全国总工会特颁了“五一劳动奖状”。潞安集团以建设亿吨级煤炭集团为目标，坚持“两条腿”走路，一是建设数字化矿井，巩固提升潞安集约高效优势。实现了“老矿井减人提效，新矿井集约高效”。二是实施跨疆域发展，为“百年潞安”储备资源基础。目前，已形成潞安本部、武夏、忻州、临汾、晋中、潞安新疆六大矿区，煤炭总储量达到435.6亿吨，按照亿吨级生产能力，可稳定生产200年以上，为打造“百年潞安”奠定了坚实基础。潞安集团始终把循环经济作为资源型企业可持续发展的最佳途径，坚持以煤为基础，延伸煤电化、煤焦化、煤油化三条主产业链，建设煤电、煤油、焦化、电化四大循环经济园区，发展煤、电、油、化、硅五大产业。目前，非煤产业销售收入占到集团总销售收入的一半左右，集团被确定为全国循环经济试点企业。今年将全面形成工业硅——聚氯乙烯——高纯度多晶硅——太阳能电池、具有循环经济特征的硅产业链条。潞安煤基合成油示范项目于2008年12月产出了我国第一桶煤基合成油，2009年21万吨/年煤基合成油示范项目全部建成。潞安成为世界上唯一一个掌握钴基、铁基两种催化剂进行煤制油的企业。目前，潞安正在全力推进煤基合成油百万吨级产业化项目。潞安集团坚持建设创新型企业，全面推进科技创新、金融创新、人才创新等，推进了企业由资源驱动型向创新驱动型、综合效益型转型。建成了国家级技术中心，创建了全省首家企业研究院，被确定为全国创新型试点企业。潞安环能2006年9月在沪市上市以来，在煤炭板块中一直表现良好；2007年整合重组河北耀华玻璃集团财务公司，组建了全省首家企业财务公司——潞安集团财务公司；坚持“与能人携手，和巨人同行”，与美国博地、亚美大陆、泰国班普、加拿大西鹰、南非萨索尔等国际知名大公司在煤炭、电力、煤层气及煤制油等项目上进行了广泛合作。坚持把人才作为企业第一资源，紧紧围绕战略发展，构建了立体化的人才队伍。目前，潞安本科及以上学历员工占到员工总数的10%，非煤产业技术人才占到人才总量的41.2%，高级技能人才占到生产技能岗位人员的50%，技术工人占职工总数的74%。潞安荣获全省唯一的国家技能人才培育突出贡献奖。潞安集团始终把党建工作作为国有企业的最大特色和优势，紧紧围绕战略发展目标，积极探索现代企业 制度 关于办公室下班关闭电源制度矿山事故隐患举报和奖励制度制度下载人事管理制度doc盘点制度下载 下党建工作的新特点，推行了党建工作绩效管理，走出了一条政治优势彰显、职能作用突出、创新活力增强的国有企业党建工作之路。潞安集团始终把“企业发展后劲增强了没有，员工生活质量提高了没有”作为检验发展成效和各级班子工作好坏的两条根本标准，在促进企业大发展的同时，努力让企业发展成果普惠员工、造福社会。员工收入大幅增长，幸福指数不断提升，潞安社区成为全国第一家整体通过世界卫生组织验收的企业主导型国际安全社区、全国和谐社区建设示范社区，集团被评为“全国模范劳动关系和谐企业”。潞安集团“十二五”发展规划主要思路目标是：坚持低碳循环，突出转型跨越，投资2000亿元，新增资产2000亿元（资产总额达3000亿元），营业收入达到2000亿元，实现利润200亿元，跨入中国企业100强，跻身世界500强。同时，在册员工总数动态保持在10万人以内，人均薪酬达到10万元/年，实现企业与员工的共同成长、共同发展。核心任务是：夯实一个基础，走好四条路径，全面建成以煤炭、电力、煤基合成油、煤基天然气、煤制烯烃、太阳能垂直一体化等多层次、立体化能源输出体系为主要内容的绿色新型能化集团。夯实一个基础：建设亿吨级煤炭集团，夯实发展基础。走好四条路径：发挥潞安煤炭资源丰富的优势，根据品种多样的特点，按照“煤炭不仅是能源资源，也是碳材料资源，更是发展新兴产业的重要资本”的理念和“全循环、抓高端、多联产”的要求，一是把潞安的贫煤、贫瘦煤等优质动力煤进行深加工，大力发展喷吹煤产业；二是发挥潞安拥有焦煤、气煤、肥煤、焦化资源等优势，发展烯烃类现代煤化工；三是对弃采的高硫煤实施清洁利用，全力发展540万吨/年煤基合成油及化学品多联产项目；四是利用潞安中煤、煤泥、煤矸石及火力发电，加上IGCC发电电量，除利用晋东南——湖北荆门我国首条百万伏级特高压线路向外输电外，发挥富余电量及长治地区品位高、储量丰富的石英砂资源优势，发展高纯硅业太阳能一体化高科技产业。二、潞安集团煤液化项目简介改革开放以来，我国耀眼的经济成就开始令世界炫目的时候，庞大而粗放的经济体在1993年出现了能源拐点———中国成为了石油净进口国，并以每年千万吨的速度递增，石油对外依存度一路攀升，石油战略环境更显脆弱，中国能源安全存在极大隐患。山西潞安集团（以下简称潞安）从保障国家能源安全出发，充分发挥自身煤质煤种、煤炭资源和区位发展优势，以煤的深度转化为主线，着力探索实践煤基合成油项目，延伸发展煤基多联产产业化，产出了第一桶煤基合成油，建成了煤油循环经济园区，走出了一条“高碳能源，低碳利用”的循环经济之路。以潞安煤油园区作为研究对象，对煤基合成油及整个煤油园区的探索、实践和发展过程进行研究，以期为煤炭工业可持续发展提供一种全新的视角和思路。长期以来，我国煤炭利用效率低、污染程度高、资源浪费严重，环境污染问题日益严重，特别是山西，随着煤炭资源持续的高强度开采，陷入了“资源诅咒”的怪圈，发展模式难以持续。因此，必须以煤炭为基础，拉长加粗产业链、发展煤化工，对煤炭进行深度转化，实现产业联动良性循环发展，实现成本、效益优势层层迭加和节能、环保，做到煤炭“吃干榨净”，最大限度地转化增值，从而使产业优化升级、规模扩张和经济效益最大化。2000年8月，潞安改制后，随着对旧井不断技术改造和陆续进行新井建设，煤炭产量大幅增加，在对周边大用户直达运煤的同时，又发展了公路外运，但仍不能全部外运。而对此困境，潞安决定将“立足煤，延伸煤，超越煤，以煤为基础，拉长产业链条，建设绿色新型能化集团作为企业战略，以煤的深度转化为主线，发展新型煤化工，建设煤油循环经济园区，发展具有“高碳能源，低碳利用”特色的循环经济，走上了“全面实施战略管理，建设绿色新型能化集团”的战略发展之路。三、建设煤油循环经济园区的有利条件（一）资源优势1、潞安矿区位于山西省上党盆地，是国家重要的煤炭生产基地，已探明煤炭可开采储量260亿t，此外还有储量120多亿t的下组高硫煤资源，为煤基合成油项目和建设煤化工基地提供了充足的资源保障。此外，潞安煤有效含碳量高、产气量高、热值高，内在含水和含氧量低，且低硫、低磷、低灰，是进行煤化工生产特别是煤变油的优选材料。同时，可利用原有矿井大面积开发尚未利用的下组高硫煤资源，在减少成本投入的同时综合利用资源。2、水资源优势潞安所在的长治地区是华北地区的富水区，水资源总量为22.96亿m3，其中：地表水量19.86亿m3，地下水量10.83亿m3，重复水量7.73亿m3。在水资源总量中，过境水量为5.04亿m3，属于长治市的水资源量为17.92亿m3，其中河川径流量14.82亿m3。规划利用的后湾水库、矿井涌水、长治污水厂的中水，每年可为煤基合成油项目提供水量1.4887亿m3，为进行煤化工提供了充足的水资源，满足“煤变油”项目的用水需求。3、人才和技术优势山西集中了国家与地方一批国内煤化工领域具有较强实力的科研、设计和生产单位，潞安与上述科研院校单位建立了长期战略合作伙伴关系，多年来开展了全方位的深度合作，很多专家都是潞安专家决策委员会专家成员，不仅为潞安科学决策提供了重要依据，而且为企业培养了一大批技术骨干人才，为煤化工产业奠定了坚实的基础。4、区位发展优势长治区域内有电力、钢铁、水泥等一大批企业，煤炭就地消化能力强；拥有山西煤化工生产的骨干企业，电石生产规模也居全国前列，在发展煤基醇醚清洁燃料，焦化、煤炭间接液化，一碳、二碳和多碳化工、延伸产业链方面，具有充裕的资源、良好的基础和巨大的潜力。长期以来，潞安主动融入区域经济，先后派出98名总工程师帮助区域煤炭企业发展，为区域的安全发展和经济发展作出了重要贡献；长治市委、市政府努力为潞安战略发展创造良好环境，帮助潞安与当地区域经济融合渗透，实现了优势互补、产业集群发展。（二）建设煤油循环经济园区经过长期充分的准备煤基合成油即煤基液体燃料合成技术，是以固体态的煤炭为原料，通过化学加工过程，使其转化成为汽油、柴油、液化石油气等液态烃类燃料和高附加值化工产品的技术。我国煤基合成油技术研究，始于20世纪50年代，中间几起几落。2001年，为了满足国家能源战略对间接液化技术的迫切需要，国家“863”计划和中国科学院联合启动了“煤变油”重大科技项目。中科院山西煤化所等部门承担了这一项目的研究。2002年9月，山西煤化所千吨级中试装置试车成功，打通了流程，并获得了油品大样。2003年8月，中试项目通过装置改造，进入了长期稳定运转和技术优化匹配的试验阶段。早在2001年，潞安集团就开始紧密关注、跟踪国内外煤炭间接液化技术的发展，根据企业的资源条件和煤质特点，先后进行了“潞安矿区煤炭产品开发技术经济研究”、“潞安140万t煤炭间接液化项目 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 研究”、“潞安煤用于高炉喷吹技术开发与应用研究”、“型煤技术经济研究”、“潞安矿区新矿井煤质评价报告”、“潞安矿区煤炭地下气化技术调研”等多项研究工作，对直接关系煤基合成油项目的潞安煤气化技术、间接液化技术、煤质煤种分析评价、经济技术分析等因素，做了大量的技术储备工作。2004年，潞安专门召开了“煤化工发展战略研讨会”，邀请国内的一批煤化工专家参加，制定了潞安发展煤基合成油产业的前期规划。同年，潞安主要领导又专程到中科院山西煤化所，参观了煤基合成油品工程研究中心小店中试基地的千吨级合成装置；中科院山西煤化所主要领导专程到潞安，表示愿意为潞安项目提供技术支持。2005年，山西省主要领导就《关于在长治市以潞安矿业集团为主，建设煤基合成油万吨级示范厂的建议》做了重要指示，指出：要严密论证，稳妥推进，化解风险，为今后大规模发展打好基础。同年，山西省政府把潞安煤基合成油项目列入“十一五”发展规划和高新技术产业化项目，大力发展煤基合成油项目。根据省领导的指示精神，潞安集团完成了《潞安520万t煤基合成油多联产项目预可行性研究报告》，从资源、环境、基础条件、技术路线多方面进行了基础研究和技术论证。2005年5月，我国具有自主知识产权煤基合成油示范项目公开招标。经过精心准备，在山西省委省政府的大力支持下，潞安代表山西省政府参加竞标。经过激烈的角逐，潞安凭借得天独厚的资源和科技创新的软、硬实力，以总分第一名的成绩，获得该项目技术转让权，世人瞩目的国家级煤间接液化技术示范项目，落户到长治，建在了潞安。四、煤油循环经济园区的建设2006年2月22日，潞安21万t/a煤基合成油示范厂奠基开工。该项目被列为国家“863”、“973”高新技术项目和中科院知识创新工程重大项目，得到了中科院、科技部和山西省委、省政府的高度重视和大力支持，中科院、科技部、省领导多次深入现场调研，解决问题；潞安集团制定了“特区政策”，在机制、政策、人力、财力上给予全力支持，集团主要领导亲自挂帅，分管领导常驻现场，各职能部门提供“保姆式服务”；项目实施分级负责、责任到人，各项目建设单位倒排工期、交叉作业。为了全面加快项目建设进程，潞安集团先后开展了两次“百日会战”。为了建设好煤油循环经济园区，潞安集团通过专家论证、民主决策，制订出明确的目标：发展煤基合成油，不能只注重油品，必须站在长远可持续发展的高度，致力于建设煤油循环经济园区，发展以低能耗、低污染、低排放为基础的低碳循环经济。山西省也将潞安作为全省循环经济试点企业，同意建设以煤制油、劣质煤开发、化肥生产、喷吹煤生产、瓦斯发电、矸石制砖、水的循环利用为主线的煤油循环经济园区方案。（一）园区建设主要内容600万t/a屯留煤矿及配套模块选煤厂、2×13.5万kW煤矸石综合利用电厂、新型建材厂、21万t/a煤基合成油示范项目（包括铁基和钴基两种催化生产技术）、1830化肥以及余吾煤业瓦斯抽采、羿神焦化、慈林山和郭庄矿下组煤开发、IGCC发电项目等，目的是把煤炭开采、洗选加工、高硫下组煤开发、瓦斯抽采利用、焦炉煤气利用、矸石发电、煤基合成油、化肥、联合循环发电、氮气干熄焦、硫磺回收等融为一体，实现减量化、资源化和再利用。经过一年半的努力拼搏，2008年12月22日，示范项目产出中国第一桶完全具有自主知识产权的钴基间接液化费托合成油；2009年8月，继钴基催化剂出油之后铁基浆态床生产出合格油品；2009年10月，2×13.5万kW煤矸石综合利用电厂正式运行；2009年12月，联产的1830化肥项目投产；2010年10月，回收利用低热值尾气的IGCC发电项目建成投产，初步形成了集“煤炭开采、洗选加工、煤基合成油、精细化工，以及瓦斯、焦炉煤气、矸石、尾气综合利用”为一体的特色园区。（二）煤油园区的循环流程屯留矿开采的优质动力煤，直接作为碎煤加压气化原料，其余送模块化洗煤厂进行洗选，洗精煤作为喷吹煤出售，中煤和矸石作为余吾煤矸石电厂燃料使用。屯留、石圪节、慈林山等煤矿开采的下组原煤经筛分后，作为煤基合成油的原料煤使用。在气化加压过程中，煤经干馏产生的初级油品在煤气水处理和煤气净化装置中分别产生焦油和粗苯，园区内配置了焦油加工及粗苯精制装置，同时处理从羿神焦化和周边焦化厂收集的煤焦油和粗苯，生产芳烃类系列产品和精苯产品。煤气化装置产生的含硫粗煤气经净化后脱硫化氢及二氧化碳，净化气进入F-T合成装置，含硫尾气经硫收装置处理后达标排放，同时副产工业硫磺。副产的高纯度二氧化碳部分用于1830化肥厂生产尿素等产品，部分返回煤气化装置及甲烷转化装置作为气化剂使用，调节原料气的氢碳比例。屯留煤矿预抽采瓦斯气、焦炉气和合成油排放的高热值尾气送入甲烷转化装置，经转化后进入净化装置，脱除二氧化碳后大部分送F-T合成装置，剩余部分经变压吸附（PSA）提氢装置，氢气送到下游油品加氢、焦油精制、粗苯加氢合成氨装置，富一氧化碳气送入F-T合成装置。F-T合成的粗产品经油品加工后产生硬蜡、软蜡、石油脑、柴油、LPG（液化石油气）等系列产品。屯留矿井通风气与合成油装置排放的低热值尾气调配后作为IGCC发电站的燃料使用。园区内所有装置产生的工业废水、生活污水及居民区的生活污水统一进入园内的综合水处理厂分级处理，处理后根据水质的好坏分别作为锅炉水、循环水补充水、办公楼及居民区的绿化用水和冲洗水、洗煤厂补充水，实现了污水零排放。碎煤加压气化装置和矸石电厂排出的炉渣，根据其成分和特性分别用于水泥配料、炉渣砖原料、修路路基材料、填充煤矿采空塌陷区，其余送到矿山修复整理区域作为填充物。余吾煤矸石综合利用热电厂主要为园区内提供动力蒸汽，剩余蒸汽发电，低位热能用于园区内办公楼、工业厂房和居民区的冬季采暖和热水供应。五、煤油循环经济园区的特点一是钴基、铁基两种催化剂工艺都在正常运行。潞安是世界上唯一一个同时掌握两种工艺进行煤基合成油的企业。二是潞安煤基合成油不是简单把煤变成油，而是充分体现低碳发展理念，以煤基合成油为基础，在生产柴油、石脑油、润滑油的同时，生产航空煤油、洗化油、含氧化合物等6大系列200余种化学品，实现煤基合成油的多联产、产业化，建设循环经济的煤油园区。不仅矿井预抽瓦斯以及附近焦化厂的焦炉煤气作为原料补充，利用合成油过程中的富余氢气、氮气，处理二氧化碳废气联产“1830”化肥，使二氧化碳排放总量减少一半，而且大规模利用因环保要求50年弃采的高硫高灰劣质下组煤资源，为延长矿井服务年限、推进现代煤化工产业发展探索了一条新路。目前，21万t/a示范项目实现了长周期稳定运行，生产的高品质柴油、石脑油、石蜡、硫磺等产品销往河南、山东、上海、广东、香港等地，并成功进入上海世博会。三是以循环经济园区为载体，把煤炭开采、洗选加工、高硫下组煤开发、瓦斯抽采利用、焦炉煤气利用、矸石发电、煤基合成油、化肥、联合循环发电、氮气干熄焦、硫磺回收等融为一体，实现了节能减排、资源综合化利用。其中，30万t/a尿素装置，可每年减少27万t二氧化碳排放；焦炉煤气和预抽瓦斯气与二氧化碳重整，每年可减少14万t二氧化碳排放，走出了一条煤化工多联产低碳排放的路子。四是示范项目已获得国家发明专利40余项。具有自主知识产权的“潞安煤基合成油多联产低碳化技术与应用”、“钴基合成油固定床技术与工业示范装置”两项科技成果，先后通过了专家鉴定，潞安煤基合成油关键技术达到国际领先水平，项目全部实现国产化，是在政府主导支持下，产学研用紧密结合的一个成功范例。潞安煤油园区成为国家循环经济示范园区，潞安集团成为国家循环经济试点企业。第二节神华集团一、神华集团简介图四：神华集团神华集团有限责任公司（简称神华集团）是于1995年10月经国务院批准设立的国有独资公司，是中央直管国有重要骨干企业，是以煤为基础，电力、铁路、港口、航运、煤制油与煤化工为一体，产运销一条龙经营的特大型能源企业，是我国规模最大、现代化程度最高的煤炭企业和世界上最大的煤炭经销商。公司主要经营国务院授权范围内的国有资产、开发煤炭等资源性产品，进行电力、热力、港口、铁路、航运、煤制油、煤化工等行业领域的投资、管理；规划、组织、协调、管理神华集团所属企业在上述行业领域内的生产经营活动。神华集团总部设在北京。由神华集团独家发起成立的中国神华能源股份有限公司分别在香港、上海上市。神华集团在2011年度《财富》全球500强企业中排名第293位。截至2011年底，神华集团共有全资和控股子公司20家，生产煤矿62个，投运电厂总装机容量4,283万千瓦，拥有1,466.53公里的自营铁路、1亿吨吞吐能力的黄骅港、4,500万吨吞吐能力的天津煤码头和现有船舶12艘的航运公司，总资产6,269亿元，在册员工17.65万。2011年，神华集团深入贯彻落实科学发展观，以加快转变发展方式为主线，精心组织生产经营，着力推进结构调整、节能减排、科技创新、管理创新和人才队伍建设，努力提高发展的质量和效益，提前两年实现“五年经济总量翻番”的战略目标，向“建设具有国际竞争力的世界一流煤炭综合能源企业”宏伟目标迈进，实现了“十二五”良好开局。2011年，神华集团生产原煤4.07亿吨、百万吨死亡率0.018，商品煤销售5.03亿吨，自营铁路运量完成3.2亿吨，发电2,099亿度，港口吞吐量完成1.26亿吨，营业收入2,803亿元，利润总额742亿元。神华集团国有资本保值增值率处于行业优秀水平，企业经济贡献率连续多年居全国煤炭行业第一，年利润总额在中央直管企业中名列前茅，安全生产多年来保持世界先进水平。面向未来，神华集团提出了“科学发展，再造神华，五年经济总量再翻番，建设具有国际竞争力的世界一流煤炭综合能源企业”新的发展战略，充分发挥神华矿电路港航油化一体化优势和协同效应，努力打造绿色、国际、可持续发展的神华集团。二、神华集团煤制油项目简介发展现代煤制油、煤化工产业是国家和神华集团公司的重大战略举措。“十一五”期间，神华集团公司重点投资建设了4个大型煤制油、煤化工项目：鄂尔多斯煤直接液化项目、煤直接液化项目一期工程合成油品装置（18万吨/年间接液化项目）、包头煤制烯烃项目和神宁煤业集团煤基烯烃项目。其中，鄂尔多斯煤直接液化先期工程和包头煤制烯烃项目被列为国家现代煤制油、煤化工示范项目。目前，鄂尔多斯煤直接液化项目、包头煤制烯烃项目和神宁煤业集团煤基烯烃项目已成功运营。2011年，神华集团公司煤制油化工板块生产油品化学品400万吨，其中，油品79.3万吨。2012年，预计生产油品化学品516万吨，其中，油品78.5万吨。神华集团公司正在努力抓好已投产煤制油、煤化工示范项目的安、稳、长、满、优运行，为我国煤制油、煤化工行业的发展做好示范。第三节伊泰集团一、伊泰集团简介链接()内蒙古伊泰煤炭股份有限公司（以下简称公司），是由内蒙古伊泰集团有限公司独家发起，募集设立的B股上市公司，创立于1997年8月，并在上海证券交易所上市，公司股票简称“伊泰B股”（股票代码900948）。公司总股本146,400万元，其中内蒙古伊泰集团有限公司持有企业法人股80,000万元，占公司总股本的54.64%，境内上市外资股66,400万元，占公司总股本的45.36%。公司是以煤炭生产经营为主业，铁路运输为辅业、煤化工为产业延伸的大型企业。本公司为内蒙古自治区最大的煤炭企业及中国最大的煤炭企业之一。以本公司为核心成员企业的内蒙古伊泰集团有限公司位居中国500强企业第227位、中国煤炭百强企业第18位、内蒙古自治区煤炭企业50强首位，被国务院列为全国规划建设的14个大型煤炭基地骨干企业之一。本公司煤炭资源储量丰富且煤炭品质优良，煤矿采掘的现代化程度较高。截止2011年12月31日，根据国土资源部的储量评审结果及公司实际生产动用资源情况，公司煤炭资源的保有地质储量为27.74亿吨；根据JORC标准,公司煤炭原地资源量为21.82亿吨。公司直属及控股的机械化煤矿共7座，年生产能力为3600万吨，全部采用进口或国产的综采设备，煤矿采区回采率平均达到80％，采掘机械化程度达到95％。正在建设中的煤矿2座，年设计生产能力为760万吨。公司煤矿的生产效率及安全生产纪录处于国内领先水平。公司所生产经营的煤炭具有低灰、特低磷、特低硫、中高发热量等特点，是天然的“环保型”优质动力煤。公司拥有完善的公路、铁路运输网络及配套的煤炭发运基础设施。公司拥有122公里的曹羊运煤收费公路（复线）及环煤矿周围的矿区公路；全资修建并运营了周家湾至准格尔召132.44公里的伊泰准东铁路，已建设完成并正在调试周家湾至虎石59.35公里的复线工程；公司控股修建并运营了呼市至周家湾124.18公里的呼准铁路并正在建设周家湾至托克托的55.47公里的复线工程；公司同时通过控股子公司出资修建了26.75公里酸刺沟煤矿铁路专用线及7.992公里的大路工业园区（煤制油）铁路专用线。公司还参股15%新建新包神铁路，参股18.96%修建准格尔红进塔至朔州的准朔铁路，参股9%修建张家口至集宁、集宁至包头段增建第二双线、张家口至唐山的蒙冀铁路，参股10%修建新街至陶利庙的鄂尔多斯南部铁路。通过以上铁路建设，公司将形成自公司矿区东连大准、大秦线，西接新包神线，北通京包线，南达准朔线的以准格尔、东胜煤田为中心向四周辐射的铁路运输网络。将公司的煤矿与国家铁路运输网络连接起来，形成亿吨级的运输能力。同时，公司在京包、包神、大准、呼准、准东铁路沿线建立及租赁设立了10个集运站，年发运能力过亿吨，在秦皇岛、京唐港、曹妃甸等港口设有货场和转运站，在北京、天津、上海、广州等地设有销售机构，形成了产、运、销完整的营销体系。公司坚持“产品零缺陷，满意百分百”的经营理念，诚信经营，狠抓质量管理和 合同 劳动合同范本免费下载装修合同范本免费下载租赁合同免费下载房屋买卖合同下载劳务合同范本下载 兑现，努力提高售后服务水平。公司从2001年2月22日通过质量体系认证以来，2010年5月顺利通过了由IS09001：2000版向IS09001：2008版的转换，2011年4月通过了ISO9001：2008质量管