天然气项目可行性报告精选(九篇)

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第1篇：天然气项目可行性报告范文

关键词：并购 矿产 法律问题

近年来，我国资源类企业海外并购区域更多地选择了澳大利亚。澳大利亚矿产资源丰富，法律条文健全，这也是吸引我国企业跨国并购时选择澳大利亚的重要原因。改革开放30年来，民营企业在我国正不断地崛起，发展壮大。民营企业正成为我国企业海外并购的新生力量，为我国企业海外并购注入了新的生机和活力。

1.我国某民营企业在澳大利亚并购铜矿案例导入

我国某民营企业于2011年初看中澳大利亚某铜矿，准备对其实施并购，目前并购尚未最终完成。现将其投资并购历程进行剖析。

1.1并购模式选择

澳大利亚的投资并购模式非常成熟和发达。该民营企业在并购澳大利亚铜矿时，选择了同时投资上市公司（壳公司）和项目公司（实体公司）的模式。在澳大利亚本土设立一个上市公司（空壳公司），但该公司既没有营业，也没有业务和业绩，因为还处在勘探阶段，股票价格也很低，低至每股1、2角，散户很少，基本上是机构投资者。上市公司下面设立一个全资子公司，是真正的实体企业，探矿许可证由它去申请（澳大利亚政策比较灵活，母公司也可以联合进行申请）。投资者一般在选择投资上市公司时，同时也会投资项目公司，这样便能在两个公司都获得收益。一个是股票的价值，即：股价的波动（资本收益），另一个是矿产的收益。该民营企业采用了资本运作加上实体产业结合的方式进行投资。由于上市公司没有属于自身的实质业务，其业务就是营运项目公司，上市公司的所有投资便注入了项目公司。

该民营企业在并购澳大利亚铜矿时，先签订了投资并购协议，即框架协议，然后再去做净值调查。按照澳大利亚外国投资审查委员会的规定，国外公司并购澳大利亚上市公司，其股份不能超过20%。但也有特别规定，即：经过股东大会同意和证券交易所认可，并经其备案后，可以超过20%。所以，该民营企业在最初进行并购时，股份仅占到19.9%。但该民营企业最终希望持有33%的股份，剩下的13%的股份将通过期权授予的形式，在股票市场上进行购买，但每年购买限额不能超过6%，即：剩下的13%的股份将分成3年，通过期权的方式逐年购买。

在澳大利亚进行矿产资源开发的程序非常规范，探矿经理首先要做可行性研究报告，然后根据当时市场上的金属价格，得出是否可行的结论。可行性研究报告分为初步的可行性报告、中间的可行性报告和最终形成的银行可行性报告。银行可行性报告包括经济可行性和环境保护可行性（环评），银行将根据银行可行性报告进行资金支持。此外，在这方面做假的可能性不大。

投资并购前需要做银行可行性研究报告。前期仅投入几百万元到上市公司，如果可行，再投项目公司；如果不可行，就不投项目公司，这样损失的只是公司买股票的这部分投资。但如果一开始就投资项目公司，就将白白损失几千万元。目前，前期已经投入了2300万澳元。同时，可行性研究还有很多工作要做，主要是做技术上和经济上的可行性报告。由专人来做，对样本框进行分析，进行投入产出分析等。还有一个非常重要的就是环评报告，需花经费去做环评报告。

跨国投资并购，都有一个先决条件，就是政府审批。目前，澳大利亚政府审批已经做完。公司正在进行内部审批流程，提前一个月发通知，召开股东大会，需股东大会同意。国内审批需要经过发改委审批、商务局或商务厅审批、外管局审批等程序。目前还未做完。

1.2并购后公司治理结构安排

现有公司有3名董事，打算交割后派一名中国董事；再等投资项目公司银行出了保函之后再派一名董事。“控制”按有没有董事席位来算。

2.澳大利亚对外资并购的规制

不管是国内并购还是海外并购，都涉及到东道国的法律法规及并购审批问题。澳大利亚是英美法系，意思自治很明显。它把专门的外资并购立法与特别法相结合，形成一套完整的外资并购法律体系。

2.1澳大利亚外国并购法的相关规定

澳大利亚规制外资并购行为的专门立法是1975年生效的《外国并购法》（The Foreign Acquisitions and Takeovers Act 1975），该法规定：外资并购需要澳大利亚政府批准。由澳大利亚联邦财政部负责实施《外国并购法》，并成立一个外国投资审查委员会为其机构，财政部审查跨国并购申请并向财政部提出有关咨询和建议，但最后批准权属于联邦财政部；对跨国并购超过5000万澳元的交易，并购双方必须提交有关公司名称、主要营业场所地址、公司主要经营活动、主要附属机构和分支机构、最近一年的财务信息、最终并购公司的国籍等材料。

但在特殊的行业，澳大利亚的法律对于外资并购做出了特别的限制，有关这些特别限制体现在一系列的特别法之中。如：澳大利亚对包括石油、天然气开发、铀矿及其它矿物的生产开发，规定了股权限制；对于与铀矿有关的项目，不仅要经政府审批，而且澳大利亚资本要控有75%的股权及控制权；对于与铀矿无关的其它自然资源项目，澳大利亚本国资本必须参股50%，并在董事会享有50%的表决控制权。

2.2澳大利亚反垄断法律法规中的收购审查制度

澳大利亚仿效美国反垄断法，于1974年制定了《商业行为法》。该法集反垄断法、反不正当竞争法、消费者权益保护法于一身，形成了澳大利亚特有的竞争法模式。按照该法及澳大利亚行业改革和监管的法律规定，外国公司收购澳大利亚公司，根据不同的产业，要遵循不同的规定。对于一般产业，如果收购澳大利亚目标公司的总资产超过500万澳元或其附属公司的资产价值超过2000万澳元，则要事先申请。

澳大利亚在跨国收购审查中采纳了综合审查标准——公共利益或净利益。这种公共利益或净利益的审查标准最主要的是：是否有利于在相关市场提高竞争和在经济方面提高效率和进步。

根据该法及澳大利亚的外国投资并购的一些政策，澳政府对中国投资并购持审慎态度。审查类似备案，律师都是按照操作规定来做，一般按照20%的规定来做，主要是把合资企业摘要（核心条款）拿出来做一个申请报告，提交上去，一般都会批准。

2.3澳大利亚公司法等交易法律规范

对外国公司收购活动进行市场监管的交易法律规范主要涉及《澳大利亚公司法》（2001年修订）、公司条例及证交所的一些规定。并购时涉及公司治理，如董事任职的规定、证券交易所的规定。对上市公司收购活动进行直接监管的规范，包括公开信息披露制度、公开要约收购制度、协议收购制度等。

2.4澳大利亚环境保护法的相关规制

环境保护日益为国际社会所关注，纷纷立法予以规范，各国大都规定有毒物、废弃物及其他危险物质设置于环境中造成的污染责任由污染源投放者负担。并购澳大利亚矿产资源需要环境部的环评报告。有了这些环评报告，才会发给采矿许可。

2.5澳大利亚劳工法的相关规制

澳大利亚人力成本特别高，我国该民营企业想派矿产工人进驻，但澳大利亚不允许中国派普通工人过去，且要求中国公民雅思成绩达到6分。但可以派管理层，如勘探主管，但不是批量的，也就1-2人，而且不是工作签证，只是临时签证。因此，只能使用当地的工人，人力成本特别高。

2.6澳大利亚土著文化

即相当于从我国的文物局角度来考察。如：开采的矿是一百年前或二百年前的金矿遗址。能不能在那附近开采，需要多少安全距离？必须符合当地的规定，否则就开采不了。

2.7澳大利亚土地法的规定

澳大利亚土地是私有的，要与土地所有人达成协议，可买可租。签订采矿租约。承诺出产以后，给土地所有权人多少租金；此外，还有采矿区域必须有安全距离的要求，因为涉及噪声污染和粉尘污染等。

3.我国民营企业并购澳大利亚矿产资源的启示

从对我国某民营企业在澳大利亚并购铜矿案例的分析，及对澳大利亚外资并购立法状况的研究，可以看出澳大利亚有关外资并购的规制形成了一套完整的法律体系。

在立法理念上，内外有别。澳大利亚对国内收购和跨国收购分别制定了两套不同的法律和审查部门。有关国内的收购审查由竞争管理当局负责，适用国内的竞争法律，而对跨国收购的审查则由外资管理部门负责，适用外资管理的法律。在立法模式上，采用了专门立法和特别法相结合的方式。在重点规制方面，一是保护某些涉及国家安全和经济命脉的领域，二是反对并购可能导致的垄断行为，进行反垄断收购审查。在体现执法力度方面，设立了专门的机构——澳大利亚外国投资审查委员会进行审查。

通过对澳大利亚有关外资并购法律法规的剖析，对我国企业并购澳大利亚矿产资源的建议是：

3.1了解澳大利亚外国并购法等相关立法规定

了解澳大利亚外资并购法等有关外资并购的行业准入规定，包括了解澳大利亚对外资开放的领域；限制外资进入的行业；以及禁止外资进入的行业，以免遭受反垄断收购审查。

了解澳大利亚公司法等有关市场交易的相关法律法规，外资并购的股权比例或资产比例。澳大利亚对于限制外资进入的行业，明确规定了外资的持股比例。在对外资开放的领域内，对外资的投资比例做出了明确的规定。

3.2合理采用投资并购交易结构

我国国内企业在澳大利亚投资并购时，有的直接进入项目公司，风险相当大，有可能投资并购几千万都成了泡沫。

因此，应该合理采用交易结构。通过对我国某民营企业在澳大利亚并购铜矿案例的分析，笔者以为：不能单纯投资项目公司，如果直接投资矿产，风险太大。如果投一部分在母公司上，则风险相对降低，因为股价是变动的，可能有损失，但可以用脚投票，抛售股票。

3.3遵守澳大利亚环境保护法、劳工法等法律法规，注重土著文化

发达国家如澳大利亚等国都非常重视环境保护和劳动者权益保护。因此，我国国内企业在进行跨国收购时，应遵守东道国环境保护法、劳工法等相关法律法规，注重土著文化。在并购澳大利亚矿产资源时，我国国内企业应作一个彻底的事前环境评估审核。尤其是收购目标为一个生产型企业时，更须注意此程序，以便作为日后主张免责的证据。

基金项目：北京市属高等学校人才强教深化计划“中青年骨干人才培养计划”：“我国企业海外并购及东道国法律规制研究”项目，项目号：PHR201108304。

参考文献：

[1]刘莹.《中国企业海外并购法律问题研究——以公司治理为视角》.中国政法大学硕士学位论文，2011年3月.

[2]蒋晋辉.《论我国外资并购法律体系的构建》,西南政法大学硕士学位论文,2007年4月.

[3]刘晖.《跨国收购上市公司法律问题研究》,大连海事大学硕士学位论文,2003年9月.

第2篇：天然气项目可行性报告范文

关键词：城市燃气工程；工程造价；控制对策

中图分类号：TU723.3文献标识码：A文章编号：

前言：

燃气工程属于社会公益事业的范畴，因此一直以来所注重的都是其环境效益和社会效益，对于它的经济效益则往往考虑不周。随着我国社会主义市场经济体制的不断完善，燃气工程的投资主体开始向多元化方向发展，对于利润的追求也使得工程的成本控制工作被提升到一个前所未有的高度，即便是那些国有独资企业，为了摆脱亏损增加、效益下降、人员增收减缓的压力，也开始由计划经济向市场经济的方向转变，从而增加企业发展的后劲，因此，无论从哪个角度来看，进一步增强燃气工程的造价控制工作都是时展的必然需求。

1.燃气工程过程造价存在问题

1.1项目决策阶段研究深度欠缺

对于任何的工程项目都必须经历前期的项目决策，而在此过程中的重要一个环节就是工程的可行性研究报告。目前很多企业在前期可研报告制定的过程中仍然缺乏客观性、实践性，制定报告的工程人员对本地区的城市发展、资源分布、经济动态、燃气规划等方面的具体了解调查不够详尽，甚至部分章节在操作中存在复制套用的现象。对该项目的起始到运行的规划不够详细，缺乏数据和客观分析。由于可行性报告引发的决策失误，国内已经有了很多比较深刻的教训。

1.2项目的规划设计过程前瞻性不足

规划设计阶段的主要任务就是根据城市管网及城市发展建设的需要对初步设计的方案进行优化比对，即要考虑用户数量也要考虑城市发展的需要，尤其是在我国目前处在城镇化大发展的时期。很多企业在项目规划时，没有对城市的发展有前瞻性了解，导致在建设后造成管径不够或管网密度分布不均匀，在一定程度上滞后了城市发展的配套设施。更主要的问题是提高了工程的造价，造成资源的浪费。

1.3招投标工作不规范随着我国招投标法律法规的健全，各地市场基本有了较为完整的招投标体系。但由于燃气行业的特点，很多小型施工单位资质不够达标，或者投标过程存在挂靠、分包的情况，或者采用的工程结算标准不一致等都造成了招投标工作的不规范。有些甚至背离了国家相关法律规范的要求，造成未开工就存在造价漏洞，对今后的工程验收、决算造成负面的影响。

1.4施工过程不规范有些施工单位在投标时不能认真了解工程详细情况，未能认真制定投标文件，往往是走过场，甚至参照原来的一些旧的文件，未能详细制定工程量清单，缺乏公平、合理、科学的编制态度，经常造成在施工过程中追加工程量的问题，无形中提高了工程造价，甚至恶意低价中标高价结算。再者，施工中参与的各方人员往往缺乏经验，对施工过程发生的各种问题不能及时解决，或者未能不必要的变更和签证，造成人员费及管理费的无理提高。最后，施工过程中不能按图施工，不能按规范施工也是影响工程质量和造价的重要因素。现场各方工程师未能严格履行职责，对于设计外的现场问题不能及时与设计沟通反馈，或者施工中把关不严，未经验收进入下一道工序，导致有问题无法弥补或付出额外的费用。

1.5材料进场控制不严，工艺技术落后材料费在工程造价中占有很大的比重，有的能达到70%。工程中材料采购质量差、现场材料验收不规范、工程中材料无效损耗过大、施工现场管理混乱造成运输成本增加，这些都是由于在材料方面管理不严导致工程造价提高的重要因素。再者，新工艺新技术的运用较少，缺乏对新事物的认可和尝试。

2.燃气工程造价的控制对策

2.1控制设计造价的措施

2.1.1大力推行限额设计

将上阶段设计审定的投资额和工程量先分解到各专业，有些设计人员思想上比较保守，喜欢把安全设计是以尊重科学、尊重实际的态度，然后再分解到各单位工程，最后分解到分部分项工程。对设计标准、规模、原则的合理确定及有关概算基础资料的合理取定，通过层层限额设计，体现了投资控制与管理的有机结合，并能有效防止“三超”。从而实现对投资限额的控制和管理。

2.1.2优化设计方案

在科学分析的基础上，运用价值工程原理，对方案实行科学决策，技术上可行、经济上合理。根据目前的市场供应价，到成本不变，功能提高的目的。

2.1.3改革政府监督职能

目前我国政府相关部门对工程设计质量的控制管理比较薄弱，往往在确定施工单位后办理施工许可证时由有关部门对施工图进行审查，这种审查消耗该政府部门的人员精力，导致审查工作难以达到应有的深度和广度，对投资控制收效不大。实行“职能部门——业务咨询单位——建设单位”这样的模式管理，可利用“业务咨询单位”丰富的专业知识，达到满意的设计审查目的，这样工程投资控制和监督才能达到一定的效果。

2.2招投标阶段的成本控制

在市场环境中，良好的竞争与合作都是需要的，业主不管是政府部门还是企业，总是要考虑投资之后能不能取得相应的回报。在招标过程中，首要考虑的是参与投标单位在其他项目中的质量和信誉。在法律上，《建筑法》、《合同法》和《招标投标法》等国家法规对包括燃气工程在内的建筑市场的交易行为起到了一定的规范和约束作用，能使得这个市场能够正常发展和运行，各地方政府也已基本上建起了有形的建筑市场。燃气作为一个公共的独立专业，这种特殊的状态让燃气工程游离于有形的建筑市场之外，招标工作似乎就会有漏洞可钻，程序上的不规范也会让投资得不到相应回报。有些严重的情况是在工程开始阶段进行招标，随着工程的实施临时改为按定额结算，比较强势的企业甚至垄断了这一行业。

在当前经济体制下仍沿用“定额”计价模式，即根据工程预算、取费标准、当地的人工材料机械台班单价来编制标底，进行投标报价。这种方法有一定的局限性，不能满足对于燃起工程设计中可能运用到的技术以及建设中的突发状况等问题。而定额这样的方式也不能涵盖所有工程内容并且适合各地情况。“实物工程量清单招投标法”，即根据国家统一的工程量计算规则提供工程量清单。在此基础上，投标单位参考消耗量定额，结合企业自身实际情况以及交易市场行情，自主报价，以达到自主竞争。比起传统的招标方式，这一方式是对燃气工程中的材料价格等方面一定程度的透明化，更能提高效率，降低造价。

2.3工程实施阶段的造价控制

虽然工程实施阶段的造价控制工作并不像前面几个阶段那样效果显著，但是其影响也是不容忽视的。燃气工程易受环境因素的影响，施工过程中的设计变更也相对较多，这样就容易导致现场施工人员为了保证安全而随意加大措施，提高工程造价。因此，燃气公司首先应选择那些懂经济、有经验、会管理的监理公司作为工地的代表，在对所发生的各类问题进行及时处理的同时协调工程参与各方的关系，降低工程索赔的发生率，避免工程造价的无谓提升，防止出现低价中标，高价结算的现象发生。其次，燃气公司要建立健全现场签证制度，要求工作人员在未得到监理工程师的签字认可前不得进行下一道工序，并定期对工作人员进行相关培训，帮助其树立遵守工地规范的意识。最后，就是要做好工程竣工结算工作，严把审核关，将招投标书和合同中的有关规定落到实处。

2.4实现经济和技术的有机结合

燃气工程造价控制是一项系统性较强的工作，需要从合同、经济、技术、组织、信息管理等多个方面共同采取措施进行控制才能取得良好的效果，其中，经济和技术的有机结合是控制工程造价最为有效的手段。在我国的工程建设领域中，经济和技术长期处于分离的状态，具体表现为技术人员不懂经济，设计思想保守，无视设计的经济性因素，将工程造价控制视为与自己无关的工作；而财务人员则不熟悉技术知识，对于施工过程中出现的各类技术问题了解甚少，知识从预算审核和财务制度的角度完成造价控制工作，导致项目造价控制难的问题。因此，燃气公司在工程的建设过程中应注意将技术和经济这两大因素结合到一起，通过技术比较、经济分析和效果评价协调两者之间的对立关系，实现技术和经济的统一，力求在确保技术先进性的同时实现经济的合理性，最大程度的提高造价控制工作的效果。

3.总结语

控制城市燃气工程造价，在设计阶段有效控制工程造价，只有把技术与经济有机结合、大力推行限额设计、严格控制设计变更、加强设计监理、积极引入竞争机制、改变设计收费办法、制订造价控制体系等方面进行不断地探索和研究。在工程建设的各个阶段，时时要有控制投资的经济头脑，充分利用和认真分析建设周期中的重要信息，把握住市场经济的脉搏，减少或避免建设资金的流失，最大限度地提高建设资金的投资效益。

参考文献：

[1]徐秀萍,浅谈燃气管道工程在设计阶段的造价控制[J],科技资讯,2010(27).

第3篇：天然气项目可行性报告范文

毕业论文（设计）

开题报告

 

 

 

 

题    目：   煤变石油的研究  

姓    名：    

学    号：           

专业班级： 06级化学系本科班  

指导教师：                

 

 

一、选题依据（包括选择课题的背景、选题研究的理论及实践意义）

 

前一段时间，煤变石油在国内被炒得沸沸扬扬，旋即归于沉寂。沸沸扬扬反映了人们对其技术内涵并不很熟悉，沉寂则反映出人们对其价值的不了解，担心水变油的误导事件在神州大地重演。然而，这回可的的确确是真的，这不仅因为我国已掌握了世界最先进的煤炭液化技术，而且———煤变石油真的离我们并不遥远。

石油是一种重要的战略物质，有了它，船舰可以乘风破浪，汽车可以翻山越岭，飞机可以穿云透雾……然而，近年来国际石油价格飞涨，供需差距越来越大。以我国为例，石油年消费量约为2.5亿吨，生产能力仅约15亿吨，预计2005年和2015年消费量将超过2.6亿吨和3.1亿吨，尤其若干年后石油开采枯竭的时候，这些动力和交通工具又该靠什么来运行呢？不必担心，聪慧的科学家们早已为我们设计了一个煤变石油的方案。

许多勘探资料都表明，全世界煤的可开采资源是巨大的，其能量值相当于石油资源的10倍。煤和石油的形态、形成历史、地质条件虽然不同，但是它们的化学组成却大同小异。煤中约含碳80％~85％，含氢4％~5％，平均分子量在2000以上。石油含碳85％，含氢13％，平均分子量在600以内。从组成上看，它们的主要差异是含氢量和分子量的不同，因此，只要人为地改变压力和温度，设法使煤中的氢含量不断提高，就可以使煤的结构发行变异，由大分子变成小分子。当其碳氢比降低到和石油相近时，则煤就可以液化成汽油、柴油、液化石油气、喷气燃料等石油产品了。同时还可以开发出附加值很高的上百种产品，如乙烯、丙烯、蜡、醇、酮、化肥等，综合经济效益十分可观。

国际上经典的煤变石油工艺是把褐煤或年轻烟煤粉与过量的重油调成糊状（称为煤糊），加入一种能防止硫对催化剂中毒的特殊催化剂，在高压釜里加压到20266~70931千帕并加热到380~500摄氏度的温度，在隔绝空气的条件下通入氢气，使氢气不断进入煤大分子结构的内部，从而使煤的高聚合环状结构逐步分解破坏，生成一系列芳香烃类的液体燃料和烷烃类的气体燃料。一般约有60％的煤能转化成液化燃料，30％转化成为气体燃料。具体来说，煤变石油的工艺可分为“直接液化”和“间接液化”两种，从世界范围来看，无论哪一类液化技术，都有成熟的范例。

“直接液化”是对煤进行高压加氢直接转化成液体产品。早在第二次世界大战之前，纳粹德国就注意到了煤和石油的相似性，从战略需要出发，于1927年下令建立了世界上第一个煤炭直接液化厂，年产量达10万吨，到1944年达到423万吨，用来开动飞机和坦克。一些当时的生产技术，今天还在澳大利亚、德国、巴基斯坦和南非等地应用。

“间接液化”是煤先气化，生产原料气，经净化后再行改质反应，调整氢气与一氧化碳的比例。此项技术主要源于南非，技术已非常成熟，煤变石油成本已低于国际油价，但技术一直严格保密。20世纪50年代，南非为了克服进口石油困难，成立了南非萨索尔公司，主要生产汽油、柴油、乙烯、醇等120多种产品，总产量达到700多万吨。目前，这家公司的3个液化厂，年耗煤4590万吨，年产合成油品1000万吨。该公司累计投资70亿美元，现在早已回收了全部设备投资。此外，俄罗斯、美国、日本等国也相继陆续完成了日处理150~600吨煤的大型工业试验，并进行了工业化生产的设计。

我国的煤炭科学总院对煤变石油的研究已进行了20多年，培养了一支专门从事直接液化技术研究的科研队伍，建成了具有先进水平的加氢液化、油品加工和分析检验实验室，对几十种煤样进行了试验和评价，筛选了国内十几种适宜液化的煤种，有良好的技术基础。1997年，中国科学院山西煤炭化学研究所进行的煤基合成汽油年产2000吨的工业试验获得阶段性成果，并通过了中科院的技术鉴定，为万吨级的工业化生产奠定了基础。其技术上也取得了突破：在催化剂的作用下，可用4~5吨煤，经过一系列工艺流程生产出1吨汽油或柴油。

自1997年至今，经过中德、中美、中日政府间的科技合作，进行了我国煤炭直接液化示范厂的可行性研究，结果表明，在陕西的神府煤田、内蒙古的东胜煤田、云南的先锋煤田，由于煤炭价格低廉，设备大部分可以国产化，从而可使煤液化油成本大大降低，一桶柴油产品的成本只有15~17美元，远低于欧佩克规定的每桶22~28美元的价格带。另一方面，以我们已经掌握的催化剂技术，间接液化合成部分的成本可以降低为原来的六分之一。这就是说，在煤矿坑口建厂，不要中间环节，如果合成油规模达到百万吨级，按目前市场价，吨油成本将控制在2000元左右，具有很强的市场竞争力。令人欣喜的是，国家发改委已批准在陕西神府煤田和云南先锋煤田兴建两个煤液化项目，总投资约200亿元，年产油200万吨。国务院也已正式批准神华集团（位于神府煤田）关于煤炭液化的项目建议书，允许其转入可行性研究阶段，并将投资追加到250亿元。神华集团也已与掌握煤炭液化关键技术的美国HTI公司签订了技术转让意向性协议，已开始初步设计工作。该项目建成后，年产油250万吨，每年可创税收25亿元，年实现利润25亿元，对降低石油危机风险有十分重大的意义。

三、研究内容与方法

我国总的能源特征是“富煤、少油、有气”。2003年我国总能源消费量达11.783亿吨油当量，其中，煤炭占67.86%，石油占23.35%，天然气占2.5%，水电占5.43%，核能占0.83%。我国拥有较丰富的煤炭资源，2000~2003年探明储量均为1145亿吨，储采比由2000~2001年116年下降至2002年82年、2003年69年。而石油探明储量2003年为32亿吨，储采比为19.1年。在较长一段时间内，我国原油产量只能保持在1.6~1.7亿吨/年的水平。煤炭因其储量大和价格相对稳定，成为中国动力生产的首选燃料。在本世纪前50年内，煤炭在中国一次能源构成中仍将占主导地位。预计煤炭占一次能源比例将由1999年67.8%、2000年63.8%、2003年67.8%达到2005年50%左右。我国每年烧掉的重油约3000万吨，石油资源的短缺仍使煤代油重新提上议事日程，以煤制油己成为我国能源战略的一个重要趋势。

煤炭间接液化技术

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。中科院还设想到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”。最近，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，计划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。

我国煤炭资源丰富，为保障国家能源安全，满足国家能源战略对间接液化技术的迫切需要，2001年国家科技部”863”计划和中国科学院联合启动了”煤制油”重大科技项目。两年后，承担这一项目的中科院山西煤化所已取得了一系列重要进展。与我们常见的柴油判若两物的源自煤炭的高品质柴油，清澈透明，几乎无味，柴油中硫、氮等污染物含量极低，十六烷值高达75以上，具有高动力、无污染特点。这种高品质柴油与汽油相比，百公里耗油减少30％，油品中硫含量小于0．5×10－6，比欧Ⅴ标准高10倍，比欧Ⅳ标准高20倍，属优异的环保型清洁燃料。

山西煤化所进行”煤变油”的研究已有20年的历史，千吨级中试平台在2002年9月实现了第一次试运转，并合成出第一批粗油品，到2003年底已累计获得了数十吨合成粗油品。2003年底又从粗油品中生产出了无色透明的高品质柴油。目前，山西煤化所中试基地正准备第5次开车，计划运行6个月左右。目前世界上可以通过”煤制油”技术合成高品质柴油的只有南非等少数国家。山西煤化所优质清洁柴油的问世，标志着我国已具备了开发和提供先进成套产业化自主技术的能力，并成为世界上少数几个拥有可将煤变为高清洁柴油全套技术的国家之一。据介绍，该所2005年将在煤矿生产地建一个10万吨／年的示范厂，预计投资12亿～14亿元，在成熟技术保证的前提下，初步形成"煤制油"产业化的雏形。

据预测，到2020年，我国油品短缺约在2亿吨左右，除1.2亿吨需进口外，”煤制油”技术可解决6000万～8000万吨以上，投资额在5000亿元左右，年产值3000亿～4000亿元，其中间接液化合成油可生产2000万吨以上，投资约1600亿元，年产值1000亿元左右。从经济效益层面看，建设规模为50万吨／年的”煤制油”生产企业，以原油价不低于25美元的评价标准，内部收益率可达8％～12％，柴油产品的价格可控制在2000元／吨以内。而此规模的项目投资需45亿元左右。

目前，包括山西煤化所在内的七家单位已组成联盟体，在进行”煤制油”实验对比中实行数据共享；不久将有1.2吨高清洁柴油运往德国进行场地跑车试验；2005年由奔驰、大众等厂商提供车辆，以高清洁柴油作燃料，进行从上海到北京长距离的行车试验，将全面考察车与油料的匹配关系、燃动性及环保性等。目前”煤制油”工业化示范厂的基础设计工作正在进行之中，预计可在2010年之前投入规模生产。

我国与南非于2004年9月28日签署合作谅解备忘录。根据这项备忘录，我国两家大型煤炭企业神华集团有限责任公司和宁夏煤业集团有限责任公司将分别在陕西和宁夏与南非索沃公司合作建设两座煤炭间接液化工厂。两个间接液化工厂的首期建设规模均为年产油品300万吨，总投资分别为300亿元左右。通过引进技术并与国外合资合作，煤炭间接液化项目能够填补国内空白，并对可靠地建设“煤制油”示范项目有重要意义。萨索尔公司是目前世界上唯一拥有煤炭液化工厂的企业。从1955年建成第一个煤炭间接液化工厂至今已有50年的历史，共建设了3个煤炭间接液化厂，年处理煤炭4600万吨，年产各种油品和化工产品760多万吨，解决了南非国内40%的油品需求。

中科院与神华集团有关”铁基浆态床合成燃料技术”签约，标志着该技术的产业化指日可待。铁基浆态床合成燃料技术是中科院山西煤化所承担的”十五”中科院创新重大项目和国家”863”计划项目，得到了国家和山西省及有关企业的支持。经过两年多的努力，已经研发出高活性和高稳定性铁系催化剂、千吨级浆态床反应工艺和装置等具有自主知识产权的技术。截至2004年10月已完成了1500小时的中试运转，正在为10万吨／年工业示范装置的基础设计收集数据，已基本形成具有我国自主知识产权的集成性创新成果。与神华集团的合作，将促进对我国煤基间接合成油技术的发展起到积极的作用。

壳牌（中国）有限公司、神华集团和宁夏煤业集团于2004年11月签署谅解备忘录，共同开发洁净的煤制油产品。根据谅解备忘录，在为期6到9个月的预可行性研究阶段，三方将就壳牌煤制油（间接液化）技术在中国应用的可行性进行研究，内容包括市场分析、经济指标评估、技术解决方案和相关规定审核以及项目地点的确定。据了解，神华集团和宁夏煤业集团将分别在陕西和宁夏各建设一座煤炭间接液化工厂。计划中的两个间接液化工厂的首期建设规模均为年产油品300万吨，初步估计总投资各为300亿元左右。

云南开远解化集团有限公司将利用小龙潭褐煤资源的优势，建设年产30万吨甲醇及10万吨二甲醚项目、年产50万吨或100万吨煤制合成油项目，以及利用褐煤间接液化技术生产汽油。该公司计划于2006年建成甲醇及二甲醚项目，产品主要用于甲醇燃料和二甲醚民用液化气。煤制合成油项目因投资大、技术含量高，解化集团计划分两步实施：2005年建成一套年产1万吨煤制油工业化示范装置；2008年建成年产50万吨或100万吨煤制合成油装置。目前，年产2万吨煤制油工业化示范项目已完成概念性试验和项目可行性研究报告。该项目将投资7952万元，建成后将为企业大型煤合成油和云南省煤制油产业起到示范作用。

由煤炭气化制取化学品的新工艺正在美国开发之中，空气产品液相转化公司（空气产品和化学品公司与依士曼化学公司的合伙公司）成功完成了由美国能源部资助2.13亿美元、为期11年的攻关项目，验证了从煤制取甲醇的先进方法，该装置可使煤炭无排放污染的转化成化工产品，生产氢气和其他化学品，同时用于发电。1997年4月起，该液相甲醇工艺（称为LP MEOH）开始在伊士曼公司金斯波特地区由煤生产化学品的联合装置投入工业规模试运，装置开工率为97.5%，验证表明，最大的产品生产能力可超过300吨/天甲醇，比原设计高出10%。它与常规甲醇反应器不同，常规反应器采用固定床粒状催化剂，在气相下操作，而LP MEOH工艺使用浆液鼓泡塔式反应器（SBCR），由空气产品和化学品公司设计。当合成气进入SBCR，它藉催化剂（粉末状催化剂分散在惰性矿物油中）反应生成甲醇，离开反应器的甲醇蒸气冷凝和蒸馏，然后用作生产宽范围产品的原料。LP MEOH工艺处理来自煤炭气化器的合成气，从合成气回收25%~50%热量，无需在上游去除CO2（常规技术需去除CO2）。生成的甲醇浓度大于97%，当使用高含CO2原料时，含水也仅为1%。相对比较，常规气相工艺所需原料中CO和H2应为化学当量比，通常生成甲醇产品含水为4%~20%。当新技术与气化联合循环发电装置相组合，又因无需化学计量比例进料，可节约费用0.04~0.11美元/加仑。由煤炭生产的甲醇产品可直接用于汽车、燃气轮机和柴油发电机作燃料，燃料经济性无损失或损失极少。如果甲醇用作磷酸燃料电池的氢源，则需净化处理。

煤炭直接液化技术

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。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。现在几大工业国正在继续研究开发第三代煤直接液化工艺，具有反应条件缓和、油收率高和油价相对较低的特点。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。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。煤炭科学院与德国RUR和DMT公司也签订了云南先锋煤液化厂可行性研究项目协议，并完成了云南煤液化厂可行性研究报告。拟建的云南先锋煤液化厂年处理（液化）褐煤257万吨，气化制氢（含发电17万KW）用原煤253万吨，合计用原煤510万吨。液化厂建成后，可年产汽油35.34万吨、柴油53.04万吨、液化石油气6.75万吨、合成氨3.90万吨、硫磺2.53万吨、苯0.88万吨。

我国首家大型神华煤直接液化油项目可行性研究，进入实地评估阶段。推荐的三个厂址为鄂尔多斯市境内的上湾、马家塔、松定霍洛。该神华煤液化项目是2001年3月经国务院批准的可行性研究项目，这一项目是国家对能源结构调整的重要战略措施，是将中国丰富的煤炭能源转变为较紧缺的石油资源的一条新途径。该项目引进美国碳氢技术公司煤液化核心技术，将储量丰富的神华优质煤炭按照国内的常规工艺直接转化为合格的汽油、柴油和石脑油。该项目可消化原煤1500万吨，形成新的产业链，效益比直接卖原煤可提高20倍。其副属品将延伸至硫磺、尿素、聚乙烯、石蜡、煤气等下游产品。这项工程的一大特点是装置规模大型化，包括煤液化、天然气制氢、煤制氢、空分等都是世界上同类装置中最大的。预计年销售额将达到60亿元，税后净利润15.7亿元，11年可收回投资。

甘肃煤田地质研究所煤炭转化中心自主研发的配煤液化试验技术取得重大突破。由于配煤液化技术油产率高于单煤液化，据测算，采用该技术制得汽柴油的成本约1500元/吨，经济效益和社会效益显著。此前的煤液化只使用一种煤进行加工，甘肃煤炭转化中心在世界上首次采用配煤的方式，将甘肃大有和天祝两地微量成分有差别的煤炭以6：4配比，设定温度为440℃、时间为60秒进行反应，故称为“配煤液化”。试验证明，该技术可使煤转化率达到95.89%，使油产率提高至69.66%，所使用的普通催化剂用量比单煤液化少，反应条件相对缓和。

甘肃省中部地区高硫煤配煤直接液化技术，已由甘肃煤田地质研究所完成实验室研究，并通过专家鉴定，达到了国际先进水平。同时，腾达西北铁合金公司与甘肃煤田地质研究所也签署投资协议，使”煤制油”产业化迈出了实质性一步。为给甘肃省”煤制油”产品升级换代提供资源保障，该省同甘肃煤田地质研究所就该省中部地区高硫煤进行”煤制油”产业化前期研究开发。经专家测定，产油率一般可达到64.63％，如配煤产油率可达69.66％。该项目付诸实施后，将为甘肃省华亭、靖远、窑街等矿区煤炭转化和产业链的延伸积累宝贵的经验。

神华集团”煤制油”直接液化工业化装置巳正式于2004年8月底在鄂尔多斯市开工。这种把煤直接液化的”煤制油”工业化装置在世界范围内是首次建造。神华煤直接液化项目总建设规模为年产油品500万吨，分二期建设，其中一期工程建设规模为年产油品320万吨，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。一期工程主厂区占地面积186公顷，厂外工程占地177公顷，总投资245亿元，建成投产后，每年用煤量970万吨，可生产各种油品320万吨，其中汽油50万吨，柴油215万吨，液化气31万吨，苯、混合二甲苯等24万吨。为了有效地规避和降低风险，工程采取分步实施的方案，先建设一条生产线，装置运转平稳后，再建设其它生产线。2007年7月建成第一条生产线，2010年左右建成后两条生产线。神华集团有限责任公司2003年煤炭产销量超过1亿吨，成为我国最大的煤炭生产经营企业。据称，如果石油价格高于每桶22美元，煤液化技术将具有竞争力。

神华集团将努力发展成为一个以煤炭为基础，以煤、电、油（化）为主要产品的大型能源企业集团。到2010年，神华集团煤炭生产将超过2亿吨；自营和控股发电装机容量将达到2000万千瓦；煤炭液化形成油品及煤化工产品能力达1000万吨／年；甲醇制烯烃的生产能力达到1亿吨／年。2020年，其煤炭生产将超过3亿吨；电厂装机容量达到4000万千瓦；煤炭液化形成油品和煤化工产品能力达3000万吨／年。

目前，煤炭直接液化世界上尚无工业化生产装置，神华液化项目建成后，将是世界上第一套煤直接液化的商业化示范装置。煤炭间接液化也仅南非一家企业拥有工业化生产装置。美国正在建设规模为每天生产5000桶油品的煤炭间接液化示范工厂。

云南省也将大力发展煤化工产业，并积极实施煤液化项目。云南先锋煤炭直接液化项目预可行性研究报告已于2004年5月通过专家评估。项目实施后，”云南造”汽油、柴油除供应云南本省外，还可打入省外和国际市场，同时也将使云南成为继内蒙古后的第二大”煤变油”省份。云南省先锋煤炭液化项目是我国利用国外基本成熟的煤炭直接液化技术建设的首批项目之一。云南煤炭变油技术将首先在先锋矿区启动，获得成功经验后在其他地方继续推广。即将兴建的云南煤液化厂估算总投资103亿元，项目建设期预计4年，建成后年销售额34亿元，年经营成本7.9亿元，年利润13.8亿元。云南省煤炭资源较为丰富，但是石油、天然气严重缺乏。先锋褐煤是最适合直接液化的煤种。在中国煤科总院试验的全国14种适宜直接液化的煤种中，先锋褐煤的活性最好，惰性组分最低，转化率最高。液化是一个有效利用云南大量褐煤资源的突破口，洁净煤技术是发展的方向，符合国家的产业政策。”煤变油”将使云南省煤炭资源优势一跃成为经济优势。一旦”煤变油”工程能在全省推广，全省150亿吨煤就能转化为30亿吨汽油或柴油，产值将超过10万亿元。

结语

洁净煤技术的开发利用正处方兴未艾之势，我国应加大煤炭气化技术、煤间接液化和煤直接液化技术的开发和推行力度，并引进吸收消化国外先进技术，将我国洁净煤技术和应用水平提到一个新的高度，为我国能源工业的可持续发展作出新的贡献。

发达国家为何不搞煤变油？

据了解，目前南非拥有一套年产800万吨油品的煤变油工厂，是世界上唯一大规模的煤变油商业工厂，并为该国提供了60％的运输油料。其实美、德、日等发达国家也都有成熟技术，但它们为什么没有投入工业化生产？

据介绍，早在上世纪30年代末，由于石油紧缺，德国就开始研究煤制油技术。二战前，德国已建成17个工厂，生产420多万吨汽柴油。到了40年代末、50年代初，随着中东大油田的开采，低成本的石油大量充斥市场，每桶2—10美元。在这种情况下，再搞煤变油在经济上就很不合算。直到1973年，中东实行石油禁运，油价被炒高，达到每桶30多美元（相当于现在价格80多美元），这时，大规模的煤制油研发又掀起，美、日、德都纷纷投巨资研究，并建设了试验工厂。但是，在这些国家，煤变油始终没有真正投入商业运行。这是为什么呢？

据专家测算，当原油价格在28美元以上，煤变油在经济上就比较划算；低于这个价格，煤制油就不划算。因此，上世纪80年代中期至90年代中期，国际油价一直处在低位，煤变油自然不会受到重视。但是，各国技术已相当成熟，可以说倚马可待，只要市场需要，就可进行大规模工业化。直到最近两年，国际油价一再攀升，煤制油重新被各国提上议事日程。美国去年起又开始搞间接液化，法国、意大利也开始进行合作研发。但从项目启动到开工建设，至少需要5年准备时间，而油价频繁变动，时高时低，人们往往反应滞后，使决策举棋不定。

中国搞煤变油有优势，但不会成为油品生产的主方向

专家认为，在我国搞煤变油有着显著的优势。我国富煤少油，近年来随着经济的发展，进口原油逐年攀升，从1993—2003年10年间，年均递增15％以上，进口依存度越来越高。10年间，我国进口原油增长9.18倍，每年花去大量外汇。由于油价上涨，2004年进口原油比上年多支付550亿元人民币。因此，专家认为，从我国能源安全的战略角度考虑，也应该努力想办法，从多元化出发，解决能源长期可靠供应问题，而煤变油是可行途径之一。

同时，中国是产煤大国，西部产煤成本（特别是坑口煤）相对较低。神华集团副总经理、神华煤制油公司董事长张玉卓给记者算了一笔账：吨煤开采成本美国是20.5美元，神华神东矿区不到100元人民币，很显然，神华煤很有优势。

此外，中国投资成本和劳动力成本相对较低。据估算，年产250万吨柴汽油的生产线，在美国需投资32亿美元，而在中国仅需20亿美元。

据测算，神华煤制油项目在国际原油价格22—30美元/桶时，即有较强竞争力。而目前国际原油价格长期在50美元/桶以上。

兖矿的煤炭开采成本会高一些，它搞煤变油划算吗？据兖矿集团副总经理、煤化工公司总经理张鸣林介绍，兖矿坑口煤炭开采成本约为100元/吨，在国际油价不低于23美元/桶时具有竞争力。

目前，神华在煤制油上已累计投资数十亿元。张玉卓透露，神华还准备与南非合作，以间接液化方式生产煤制油，产成品中，将以柴油为主，汽油为辅。今后五六年内，神华将在煤制油上投资数百亿元，10年后，煤与油在神华将并驾齐驱。可以看出，神华在煤制油项目上雄心勃勃。

兖矿已累计投入1.3亿元，它的工业化项目尚未启动。兖矿正在瞄准汽油市场，今年计划再投入1亿多元，进行高温合成工艺技术的中试研究，使产成品中汽油占70％，柴油占25％。

目前，煤变油产业化步伐正在加快。不过，专家认为，并非所有煤炭都适合转化成柴汽油，特别是直接液化对煤种要求很高，我国只有少数几个地区的煤炭适合，间接液化对煤种的适应性要宽泛些。因此，煤制油在我国会得到一定发展，但不可能成为油品生产的主方向。

 

四、研究的主客观条件

1 煤变油的必要性

   迄今为止，人类使用的燃料主要是矿物燃料(也叫化石燃料)，包括石油、油页岩、煤和天然气，而用得最多的是石油和煤。自从19世纪中叶和20世纪初在美洲和中东发现大规模的石油矿藏以来，人们广泛使用石油为能源。随着工业化程度的提高，石油的用量猛增，仅1968年至1978年这10年间，全世界开采的石油就相当于过去110年的开采量。全世界已经发现的石油蕴藏量大约为4万亿桶，科学家估计，地球上石油和天然气资源将在100年内枯竭。煤是地壳中储量最丰富的矿物燃料，全世界煤的可开采量估计要比石油多20~40倍，供应年代远大于石油。但是，作为燃料，煤有两大缺点：一是不干净，煤中所含的硫燃烧生成二氧化硫，造成对大气和周围环境的严重污染；二是从原子结构上看，煤的氢一碳比(H／C)还不到石油的一半，限制了它的综合利用。

   近年来，随着石油资源日益减少，国际石油市场动荡不定，给各国经济发展带来不利影响。人们不会忘记1973年及1979~1980年两次石油危机造成的全球性经济衰退。同时，由于石油是规模巨大的石油化工的基础，除用于塑料、纤维、油漆、医药等工业外，还用于生产食用油脂、蛋白质、糖类及合成甘油等基本食品，石油资源的枯竭，必将影响到石化工业。因此，从经济和社会效益来看，煤经过转化(煤变油)再利用是值得提倡的发展方向。

   2 煤变油的可能性

   石油是一种气态、液态和固态碳氢化合物的混合物，也可能是由古代的动植物长期被埋藏在地下而形成的，储集在地下的多孔性岩石里。石油中碳氢化合物(包括烷烃、吠樘?头枷闾?占98％以上。

   煤是一种碳质岩石，是古代森林由于地壳的变动被埋人地下，经过漫长的地质年代的生物化学作用和地质作用而形成的。按煤化作用程度的不同，可分为泥炭、褐煤、烟煤和无烟煤四大类。它是多种高分子有机化合物和矿物质的混合物，其中有机化合物以碳为主，氢、氧、氮、硫等次之。

   由此可见，煤和石油都是主要由碳和氢元素组成的，其主要区别在氢——碳原子比H／C不同。煤的H／C＜0.8，而油H／C>1．8。此外，煤是化学结构十分复杂的复合体，其基本结构是缩合芳烃为主体的带有侧链和官能团的大分子。而油大多数是以脂肪族的直链烃为主，也有环烷烃类，比煤的结构简单得多。因此，人类产生了由煤液化转化为油的想法。

   我国是一个产煤大国，合理有效地开发煤资源的综合利用已经摆在我国科学工作者的面前。另外从国家安全出发，研究开发煤资源的综合利用，是一项可持续发展的国策，因而发展煤变油技术越发显得重要。

   3 煤变油的关键是煤液化技术

  

   要将煤变成油，首先要将煤液化，然后进行分解，因而煤变油的关键是煤的液化技术。

   所谓煤的液化，就是将煤通过化学加工转化为液体产品的过程，煤的液化可分为直接液化和间接液化两个体系

   3．1 直接液化

   煤直接液化就是把煤直接转化成液体产品，此项技术20世纪初首先在美国、德国、英国和日本实现。70年生石油危机后，再一次出现煤直接转化液体燃料油的研究热潮。到了80年代，煤直接液化的工艺日趋成熟，有的国家已完成了5000吨旧示范厂或2300吨／B生产厂的设计。煤直接液化工艺主要有：

   ①EDS法(Exxon供氢溶剂法) 是将煤浆在循环的供氢溶剂中与氢混合，溶剂首先通过催化器拾取氢原子，然后通过液化反应器“贡献”出氢，使煤分解。

   ②氢一煤法是采用沸腾床反应器，直接加氢将煤转化成液体燃料的工艺。

   ③SRC法是将高灰分、高硫分的煤转化成接近无灰、低硫的液化工艺。先将溶剂与煤粉制成煤浆，再把煤浆与氢混合后送人反应器。

   ④煤—油共炼将煤与渣油混合成油煤浆，再炼制成液体燃料。由于渣油中含有煤转化过程所需的大部分或全部的氢，可减少或不用氢气，从而降低成本

   3．2 间接液化

   煤的间接液化是先将煤气化，生产出原料气，经净化后再进行改质反应，调整氢碳比而成。它是德国化学家于1923年首先提出的。

   煤间接液化的主要方法称为费托(F--T)合成技术。该方法先把经过适当处理的煤送人反应器，在一定温度和压力下通过气化剂(空气或氧气+蒸汽)，以一定的流动方式转化成CO—H2的合成气(灰分形成残渣排出)。如用空气作气化剂，可制成低热值(4．7~5．6兆焦／米3合成气，用氧气作气化剂，可生产中热值(11．2—13．O兆焦／米3)合成气。再以合成气为原料，在催化剂作用下合成碳、氢、氧化合物，例如醇、醛、酮、酯，以及碳氢化合物烃类或液态的烃类。从第二次世界大战时起到1945年，德国建立了费托合成装置9套，催化剂由一氧化碳、钍、镁组成，所得的产物组成为：汽油46％、柴油23％、油3％和石蜡28％。战后，ARCE公司研制了成分为铁、硅、钾、铜的催化剂，所得产物组成为：汽油32％、柴油21％、石蜡烃47％。1955年在贫油的南非SASOL建立了相同工艺的费托合成装置，并实现了工业化。SASOL公司是世界最大、也是唯一由煤间接气化再用费托合成技术生产汽油和各种化学品的公司，拥有员工26000多人，年销售额达25亿美元。因工艺所需已拥有法国法液空66900米3／时、氧气纯度为98．5％的空分设备12套，74000米3／B十空分设备1套，总制氧能力达87万米3／时，号称世界上最大的制氧站。仅SASOL I装置，每年气化1200万吨煤，需要40万米3／时、纯度为98％的氧气。而后SASOLⅡ和SASOLⅢ系统先后建成。现在，该公司是世界上最大的商业性煤液化厂，已建成3个厂，采用鲁奇气化炉和F--T合成反应器，年产合成液体燃料和化学品400万吨，年耗煤2700万吨以上。

   值得一提的是，据美国联碳公司研究，用煤生产1吨合成燃料，所需氧气为0.3~1吨；产量为10万桶／天的合成燃料装置，需10~20套并联安装的2000—2500吨／天制氧机。另据1993年山西省去南非SASOL公司考察，了解到煤的气化所用氧气为：1000米3粗煤气，要用纯度99％的氧气150米3。因而煤气化及转化所需的大型空分设备将是很有市场的。

  

   4 煤变油在我国

   利用丰富的煤资源，采用直接和间接煤液化技术，人类已经实现了煤转化为油的梦想。我国对煤的液化及转化也非常重视，1980年重新开展煤直接液化研究，1983年和1990年两次从日本和德国引进的煤直接液化技术和设备，至今还在继续使用和运行，中国煤种液化特性评价和液化工艺的研究及对费托合成的研究也一直在进行。对此，国家从“六五”起都安排攻关项目。经过科研工作者多年的艰苦努力，已有一部分成果接近工业化的前期，有的研究成果具有很强的创新性，处于国际领先地位。

   目前我国在煤制取合成气方面已取得较好的成果，并正向世界一流技术水平进军。另外在合成气制含氧化学品的技术和工艺方面也取得了明显的成果，有的已经是产业化的规模，例如合成气制二甲醚，合成气制甲醇及下游产品的开发，合成气制乙醇，联产乙醛、乙酸等。特别是改进催化剂制备工艺，制备出有高活性特殊功能、特殊选择性的催化剂，使煤制得的合成气得以合成出附加值更高的化工原料和化工产品。例如北京化工大学催化研究室在国家的支持下，经过多年的努力，所研制的新型物种Fe3C纳米粒子催化剂，用于合成气定向控制转化成丙烯的费托催化反应中，获得突破性成果。

   纳米粒子是20世纪80年代问世的一种新材料，由于它的粒径小，比表面积大，表面原子占有率高，表面具有未饱和键、悬空键的特殊电子结构和体相结构，使其在光学性质、磁性、导热以及化学活性等方面具有奇异的特性，引起当代科学界的重视。北京化工大学采用激光热解法，结合固相反应制备的碳化铁纳米粒子催化剂，粒径在2nm～3nm，比表面积200m2／g，反应温度260~320℃，压力1．5MPa，合成气空速为600h-1。在无原料气循环的条件下，在连续加压浆态 床反应器中对催化剂催化性质测试，结果表 明CO转化率达98％以上。由于粒子的尺寸效应，丙烯的选择性达82％。同时，由于 催化系统的高度还原性，完全抑制C02的 生成，打破费托合成SF产物分布的限制，使CO最大限度转化为高附加值的丙烯，实 现了充分利用资源的月的。因为丙烯是不可 缺少的基础化工原料，目前大都以石油原料经裂解或炼油两种方式生产。该研究开辟了 以煤为资源经合成气一步转化为丙烯的工艺 路线，用以替代价格日益上涨和资源有限的石油，具有重要战略意义，也是合理利用地 球资源较好的实例。经成本核算，用此方法 合成的丙烯成本与用石油为原料生产丙烯价格相当或略低，是很有应用前景的生产新工 艺。该研究成果处于国际领先地位，引起了 国内外同行的关注。

   我国对煤制甲醇也做了大量工作。甲醇是用含有H2和CO的原料气制作的，可用 作化工原料、溶剂和燃料。甲醇用作汽车燃 料，可在汽油中掺人5％、15％、25％ (M--5、M--15、M口25)或用纯甲醇(M-- 100)。甲醇和异丁烯合成甲基叔丁基醚 (MTBE)，用作无铅汽油辛烷值添加剂；或 直接合成低碳混合醇(甲醇70％，低碳醇 30％)，用作汽油辛烷值添加剂。甲醇还可制取合成汽油。目前，我国甲醇年产能力超 过60万吨，其中约20％用作燃料。煤用间 接液化制成燃料甲醇已有了成熟技术。

 

五、研究进度安排

1。写可行性报告

2。搜集相关资料

3。开始试验研究

4。整理研究结果

5。写试验总结

 

六、主要参考文献

众所周知，作为燃料，煤相对于石油有两大缺点：一是不干净，煤中所含的硫燃烧生成二氧化硫，造成对大气和周围环境的严重污染；二是从原子结构上看，煤的氢一碳比(H／C)还不到石油的一半，限制了它的综合利用。于是有许多科学家提出了许多转化煤和石油的方法，以达到利益最大化，危害最小化。

  

     煤和石油都是主要由碳和氢元素组成的，其主要区别在氢——碳原子比H／C不同。煤的H／C＜0.8，而油H／C>1．8。此外，煤是化学结构十分复杂的复合体，其基本结构是缩合芳烃为主体的带有侧链和官能团的大分子。而油大多数是以脂肪族的直链烃为主，也有环烷烃类，比煤的结构简单得多。因此，人类产生了由煤液化转化为油的想法。

  

    ①EDS法(Exxon供氢溶剂法) 是将煤浆在循环的供氢溶剂中与氢混合，溶剂首先通过催化器拾取氢原子，然后通过液化反应器“贡献”出氢，使煤分解。

    ②氢一煤法是采用沸腾床反应器，直接加氢将煤转化成液体燃料的工艺。

    ③SRC法是将高灰分、高硫分的煤转化成接近无灰、低硫的液化工艺。先将溶剂与煤粉制成煤浆，再把煤浆与氢混合后送人反应器。

    ④煤—油共炼将煤与渣油混合成油煤浆，再炼制成液体燃料。由于渣油中含有煤转化过程所需的大部分或全部的氢，可减少或不用氢气，从而降低成本

    ⑤费托(F--T)合成技术。该方法先把经过适当处理的煤送人反应器，在一定温度和压力下通过气化剂(空气或氧气+蒸汽)，以一定的流动方式转化成CO—H2的合成气(灰分形成残渣排出)。

    ⑥北京化工大学采用激光热解法，结合固相反应制备的碳化铁纳米粒子催化剂，粒径在2nm～3nm，比表面积200m2／g，反应温度260~320℃，压力1．5MPa，合成气空速为600h-1。在无原料气循环的条件下，在连续加压浆态床反应器中对催化剂催化性质测试，结果表 明CO转化率达98％以上。由于粒子的尺寸效应，丙烯的选择性达82％。同时，由于催化系统的高度还原性，完全抑制C02的 生成，打破费托合成SF产物分布的限制，使CO最大限度转化为高附加值的丙烯，实现了充分利用资源利用。

第4篇：天然气项目可行性报告范文

第二条本办法所指外商投资矿产勘查企业是指依照有关法律在中国境内注册的从事矿产（石油、天然气、煤层气除外，下同）勘查投资及相关活动的外商投资企业。

第三条外国企业、个人或其它经济组织（以下称外国投资者）独资或与中国企业和其他经济组织（以下称中国投资者）合资、合作在中国境内设立外商投资矿产勘查企业，遵守本办法。在中国境内注册的依法从事经营活动的地质勘查单位可以作为中国投资者。

第四条外商投资矿产勘查企业应遵守中华人民共和国法律、行政法规及相关规章，其正当的矿产勘查活动及合法权益受中国法律的保护。国家鼓励有矿产勘查经验或者矿业融资能力的外国投资者投资矿产勘查活动，鼓励外商投资矿产勘查企业利用高新技术手段从事矿产勘查活动，鼓励外商投资矿产勘查企业在矿产行业可持续发展方面发挥积极作用。

第五条各级商务主管部门、国土资源管理部门依法对外商投资矿产勘查企业的经营活动进行监督和管理。

第六条中国投资者可以以合法拥有的探矿权和与该探矿权相关的地质勘查资料作为出资或合作条件。中国投资者以国家出资形成的探矿权作为出资或合作条件的，应符合有关规定。

第七条从事属于《外商投资产业指导目录》限制类的外商投资矿产勘查企业由商务部负责设立审批和管理；其它矿产勘查企业由各省、自治区、直辖市和计划单列市商务主管部门（以下称省级商务主管部门）负责设立审批和管理。

第八条设立外商投资矿产勘查企业，应向商务主管部门报送以下文件：

（一）申请书；

（二）投资各方签署的项目可行性报告；

（三）合同、章程（外资企业只报送章程）；

（四）董事会成员名单及各方董事委派书；

（五）工商行政管理机关出具的企业名称预核准通知书；

（六）中外投资者的注册登记文件及资信证明文件；

（七）中国投资者以探矿权出资或提供合作条件的，需提交探矿权设立及勘查投入等有关情况的说明、探矿权评估报告和勘查许可证复印件；

（八）外国投资者的经营情况说明；

（九）审批机关要求的其它文件。

项目可行性研究报告中，除项目基本情况外，还应对勘查技术手段、经济效益、资源利用、环境保护、安全保障、人力资源使用等方面进行充分阐述。

第九条申请设立外商投资矿产勘查企业，应符合有关外商投资法律和行政法规的规定，并按照以下程序办理：

（一）向省级商务主管部门报送本办法第八条规定的文件。

（二）省级商务主管部门自收到全部申报文件5个工作日内征求同级国土资源管理部门意见，国土资源管理部门同意后，省级商务主管部门应在45个工作日内做出同意或不同意的决定，经审查批准的，颁发《外商投资企业批准证书》；不予批准的，书面说明理由。根据本办法第七条规定及其他外商投资法律法规规定应报商务部批准的，省级商务主管部门应对申报文件进行初审，并在收到全部申报文件一个月内直接上报商务部。

（三）商务部自收到全部申报文件5个工作日内征求国土资源部意见，国土资源部同意后，商务部应在45个工作日作出同意或不同意的决定，经审查批准的，颁发《外商投资企业批准证书》；不予批准的，书面说明理由。

（四）中国投资者以探矿权作为出资或合作条件的，商务部门应征求军事管理机关的意见。

第十条申请人应当自收到批准证书之日起一个月内，凭《外商投资企业批准证书》，向工商行政管理部门办理登记手续。

第十一条外商投资矿产勘查企业应按照国家有关规定，凭《外商投资企业批准证书》和营业执照向国土资源管理部门申领勘查许可证。依法设立的外商投资矿产勘查企业可根据勘查项目情况申请勘查许可证，申请勘查许可证不受该企业注册地域范围的限制。

外商投资矿产勘查企业在住所地以外取得勘查许可证的，企业根据勘查项目情况，依法向工商行政管理部门登记分支机构。

第十二条外商投资矿产勘查企业结合勘查项目的进展情况申请增加投资总额和注册资本的，除向审批机关依法报送有关法律文件外，还应在增资申请书中对于增资用途、资金来源、作业情况、勘查许可证使用及有关费用缴付等情况做出说明。审批机关应在收到全部增资申请文件45天内做出批准或不批准的决定。不批准的，应书面说明理由。

外商投资勘查企业增资后改变原勘查设计的，还应将改变后的设计报送原勘查许可证的登记机关批准。

第十三条中外合作矿产勘查企业应依法约定权益分配比例，从事两个以上勘查项目的，可以分别约定权益分配比例。

第十四条中国投资者为国有地质勘查单位的，如以其下属地质勘查单位持有的探矿权作为出资或合作条件的，应提供该下属地质勘查单位负责人签署并盖公章的同意函。国有地质勘查单位以其持有的探矿权作为出资或合作条件的，应提交其上级主管部门同意转让的文件。

第十五条外商投资勘查企业在申请并取得地质勘查资质证书后，方可从事与资质相应的地质勘查活动。

第十六条外商投资矿产勘查企业应在每年三月份前向审批机关书面报送以下情况：

（一）勘查作业情况（同时向勘查许可证审批机关备案）；

（二）税费上缴情况；

（三）环境保护情况；

（四）土地使用情况；

（五）参加外商投资企业联合年检情况。

第十七条外商投资矿产勘查企业应按照国家有关规定，仅在允许外国人进入的区域从事勘查经营活动。

第十八条外国投资者以其在中国境内的矿产勘查成果在境外上市的，应将上市情况向商务部、国土资源部书面备案。

第十九条外商投资矿产勘查企业转让探矿权的，应依法向国土资源管理部门办理有关审批手续，并向商务部门备案。

第二十条外商投资矿产勘查企业发现可供开采的矿产资源，其主矿种符合《外商投资产业指导目录》，拟自行进行开采的，应按国家有关规定办理，依法申领采矿许可证，并到原审批机关申请变更经营范围，经批准后，向工商行政管理部门申请变更登记。

第二十一条外商投资矿产勘查企业的投资者可以另行依法设立从事矿产开采的外商投资企业，并依法办理探矿权转让手续，或由上述从事矿产开采的外商投资企业直接依法申领采矿许可证。

第二十二条外商投资矿产勘查企业探明的主矿种属于《外商投资产业指导目录》规定禁止外商勘查开采的，可将探矿权转让；探明的共伴生矿属于禁止外商勘查开采的，外国投资者需和主矿种一并勘查开采的，由国土资源部、商务部批准后，按规定办理相应的变更登记。

第二十三条台湾地区、香港特别行政区和澳门特别行政区的投资者在内地投资设立矿产勘查企业，参照本办法执行。

第5篇：天然气项目可行性报告范文

关键词：安全坚持 企业 安全发展 社会和谐

和谐是社会的主旋律，企业的安全生产是构建和谐社会的主要内容。安全检查是企业安全管理工作的重要组成部分，应着力抓好。

一、安全检查的目的

安全检查是贯彻落实“安全第一、预防为主”方针的重要手段，同时也是发现安全隐患，堵塞安全漏洞，强化安全管理，搞好安全生产的重要措施之一。作为安全管理程序中的一个重要部分，对企业进行检查的目的是：识别存在及潜在的危险，确定危害的根本原因，对危险源实施监控，最终采取纠正措施，确保企业安全、健康、稳定发展。

二、安全检查的方式

安全检查采取日常、定期、专业、不定期等多种检查方式。

1.日常安全检查

1.1生产岗位的班组长和工人应严格履行交接班检查和巡回检查。

1.2非生产岗位的班组长和工人，应根据本岗位特点，在工作前和工作中进行检查。

1.3各级领导和各级安全管理人员，应在各自业务范围内经常深入现场，进行安全检查，发现不安全问题，及时督促有关部门解决。

2.定期安全检查

2.1季节性检查：春季防火大检查；雨季“八防”（防触电、防中暑、防工伤事故、防淹溺、防洪汛、防倒塌、防车祸、防中毒）检查；冬季“六防”（防冻、防火灾、防爆炸、防中毒、防触电、防机械伤害）检查。

2.2节日前检查：春节前、“五一”节前、国庆节前、元旦前及其它节日前的安全检查。

3.专业检查

每年应对锅炉、压力容器、电气设备、

机械设备、安全装备、监测仪器、危险物品、防护器具、消防设施、运输车辆、防尘防毒、液化气系统等分别进行专业检查。

4.不定期检查

4.1企业应在装置开工前、停工后、检修中、新装置竣工及试运转时，进行不定期的安全检查。

4.2企业应根据国际、国内同行业发生的重大事故，及时组织有针对性的安全检查。

三、安全检查的内容

安全检查的内容包括：查管理机构、查管理制度、查现场管理、查安全培训、查安全防护措施、查特种设备及危险源的管理、查应急预案及演练情况、查违章、查事故隐患等。

1.安全机构建设情况

1.1查管理机构是否坚持“安全第一、预防为主”的思想，认真贯彻执行国家《安全生产法》等安全生产法律、法规和上级的指示、规定，大力推行安全生产目标责任制的情况。

1.2查是否设立专职安全管理机构、部门，是否健全安全生产管理网络，是否定期召开安全会议对安全事宜做出反应与决定。企业的安全机构是否健全、设置是否合理，安全部门是否岗位明确、工作协调。

1.3安全人员配备情况。是否按《安全生产法》的要求，矿山、建筑施工单位和危险化学品的生产、经营储存单位以及从业人员超过300人以上的其他生产经营单位，必须配备安全生产管理人员，关键装置、要害部位配有注册安全工程师。除上述三类高风险单位以外，从业人员超过300人以下的其他生产经营单位必须配备专职或兼职安全生产管理人员（或聘用注册安全工程师）。

2.安全生产管理制度完善及执行情况

2.1安全生产责任制执行情况。各级领导、各个部门、各岗位的安全生产责任制是否健全；各级领导、各个部门能否认真履行安全生产责任制，并制定安全生产责任追究制度；各级领导的承包活动记录执行情况；基层班组的安全活动情况。

2.2安全规章制度是否完善，并能够不断改进。包括制定安全生产管理、考核、奖惩等规定的情况；制定现场施工作业、危险源管理等安全规章制度的情况，安全制度在执行中能否得到不断细化、持续改进和及时完善等。

2.3制定岗位安全操作规程并定期进行修订完善，岗位操作人员认真执行安全操作规程的情况。

2.4危险作业审批程序是否完善。包括能否根据企业的生产实际，确定本企业危险作业相关文件与记录， 特种作业的审批记录，是否建立动火、动土、临时用电、大型吊装、爆破等特殊作业的审批程序规定和管理台账。

3.安全培训、教育情况

3.1职工安全教育培训制度落实情况。是否建立了职工安全教育培训制度，职工按规定参加了相应级别的培训，安全教育培训工作做到有计划、有落实、有考核、有档案。

3.2特种作业人员持证上岗情况。是否做到了特种作业人员持证率达100%，特种作业人员复审率达100%，并制定了相应的培训计划和考核制度。

3.3生产经营单位主要安全负责人安全培训情况。对生产经营单位的主要安全负责人是否落实了安全培训管理考核制度，并对其制定了培训计划或已进行了培训。

3.4消防知识培训与演练情况。有无消防知识的培训制度、培训计划、培训记录，以及消防演练计划、演练记录。

4.劳防用品发放、使用情况

4.1是否根据规范要求配备岗位劳防用品，并有劳防用品的发放制度及记录，劳防用品质量符合安全技术要求。

4.2现场作业人员劳防用品的管理与使用是否规范，操作人员能否熟练使用。

5.建设项目安全“三同时”管理情况

5.1建设项目是否进行了安全预评价，在建设项目的可行性报告和设计报告中，是否有劳动安全卫生专篇，是否对设计方案中的安全专篇进行了审查。

5.2投产前是否进行了安全验收，有明确的验收标准及验收档案，不符合项的记录、整改情况。

5.3投产后是否有安全专项评价的管理规定、安全现状评价的管理办法以及安全评价报告中措施的落实情况。

6.生产现场管理情况

6.1是否有安全检查制度，定期开展安全检查，并有检查记录和查出问题整改反馈单。

6.2是否按标准化管理要求进行了现场安全检查，并有标准化检查规定和记录。

6.3防护设施配备是否符合国家及行业标准，安全防护设施是否齐全、有效。

6.4安全生产关键装置、要害部位的施工现场和直接作业环节的安全管理情况。

6.5防火、防爆、防雷击、防中毒、防静电等制度是否健全，台账是否齐全，安全检查监督是否到位。

7.特种设备管理情况

7.1特种设备是否按有关规定办理了使用登记手续，特种设备的维修改造是否按程序进行申报。

7.2特种设备是否建立了完善的技术档案、台账、登记表，并有完整的操作规程、安全管理制度、维修保养制度。

7.3特种设备设施是否有年度检验计划和安排，特种设备定期检验率能否达到100 %，存在问题隐患能否按规定整改，有无检验报告的存档制度或记录。

8.危险源监控管理情况

8.1是否建立了危险源管理制度、应急预案，危险源档案是否齐全。

8.2有无危险源的检查制度，对可能发生的事故进行了预先分析。

9.安全投入情况

9.1按照国家规定和上级要求，是否按标准保证了足额的安全投入（包括安全技术措施经费、隐患整改资金、劳动防护用品费用等）。

9.2是否做到了安全设施齐全，劳动保护设施、护品满足要求，尘毒作业场所防护措施达到了国家标准。

10.隐患识别和治理情况

10.1有无隐患识别机制，有无开展隐患识别机制的活动记录，是否做到了对有关隐患有分析报告，并建立了隐患台账。

10.2隐患整改落实情况。能否做到：有隐患整改措施，明确责任人员、岗位，重大隐患的整改实施有计划、有控制、有记录，重大隐患整改计划资金到位并限期整改。

11.应急预案及演练情况

11.1应急预案制定情况。包括能否根据实际生产情况制定应急预案，并有不断改进与完善应急预案的制度，有应急预案的管理档案，有保障应急预案实施的程序。

11.2应急预案演练情况。包括有无应急预案演练计划，并按应急预案定期演练，有演练记录、演练报告、演练效果分析。

11.3能否根据演练情况和生产情况的变化，不断改进应急预案。

12.事故管理情况

12.1事故上报情况。包括各类事故按规定、按时进行上报，对事故进行统计、对比、分析，并提出相应对策的情况。

12.2事故调查情况。能否做到事故调查程序合法，事故调查及时，信息资料详实、充分、完整，事故调查报告符合规范。

12.3事故结案情况。事故处理结案后公开宣布处理结果时，能否做到造成事故的原因清楚，责任划分明确，事故性质认定准确。

12.4事故处理“四不放过”的落实情况，即：查清事故原因，落实防范措施，教育职工群众，处理事故责任者。

四、安全检查的实施

1.安全检查的准备

1.1确定安全检查的对象、目的、任务。

1.2查阅在掌握有关法规、标准、规范。

1.3了解检查对象的情况 。

1.4分析检查对象的危险有害因素的特点。

1.5编写安全检查表或检查提纲。

2.安全检查的形式

2.1单位自查。生产经营单位的主要负责人和安全管理人员、车间、班组操作人员，对本单位、本岗位的情况比较熟悉，对本单位、本岗位的生产特点、危险有害因素的情况十分了解，生产经营单位可由主要负责人组织、安全生产管理部门牵头、全体共同参与，开展自查活动，并形成书面材料逐级上报，由生产经营单位主管部门汇总后报上级主管部门，同时对查出的隐患按照“三定”“三不交”原则限期整改。但由于班组人员的检查缺乏系统性，对一些习惯性的行为，往往不易察觉，对企业的选址、设计、建设、改造等方面的隐患习以为常，所以单位的自查具有一定的局限性，需要用互查、上级检查的方式弥补。

2.2上级单位的检查。上级单位的检查是企业提高安全管理水平、发现存在隐患的重要手段。上级单位的检查首先要成立安全检查组，配齐各专业人员，统一思想、明确目的后对企业实施安全检查。各专业人员根据专业特点开展的检查更有针对性，检查结果更客观现实。

2.3安全检查的切入点。针对我市的企业现状和企业行业特点，安全检查前要做认真地分析。我市的企业主要有以下特点：

2.3.1石油化工天然气企业。主要存在的危险物品有爆炸品、压缩气体和液化气体、易燃液体、易燃固体、自燃物品和遇湿易燃物品、氧化剂和有机过氧化物、毒害品、腐蚀品等，涉及的主要工艺过程有：燃烧、氧化、聚合、卤化、裂解、缩合、加氢、芳化、胺化、烷基化等危险工艺，采用的主要单元操作有：蒸馏、合成、裂解、过滤、冷却、萃取、结晶、真空、回流、凝结、搅拌、升温等。这些企业的综合危险性较大，而且大都构成重大危险源，对其进行检查的重点要涵盖安全检查内容的各个方面。

2.3.2玻璃企业和建材企业。主要使用的危险品有：依然品、易爆品、有、放射性物品、腐蚀品等，主要涉及的工艺过程有：燃烧、高温、搅拌等，对其进行安全检查应重点把握防火、防爆、芳高温、防机械伤害、防止粉尘职业病等。

2.3.3纺织企业。纺织行业属劳动密集型行业，主要存在的伤害有：机械伤害、火灾、职业病等，主要涉及职业危害有：噪音、振动、高温、粉尘等。安全检查应以消防、疏散、通风、劳动保护和职业卫生防护作为切入点。

2.3.4流通企业。主要包括经营市场、门店等，主要涉及“二合一”、火灾、盗窃、对易制毒化学品和有毒化学品的经营，这类企业应以防火、防盗、防止“二合一”及安全管理法规的落实、合法经营作为切入点。

2.3.5交通企业 。主要涉及危险物品的运输和人员的交通安全，存在的主要危险有害因素有：车辆伤害、爆炸、火灾等，安全检查应以运输资质、特种人员、特种设备、交通安全意识及应急处理等作为切入点。

2.3.6电力企业。包括发电企业和供配电企业。主要存在的危险有害因素有：触电、机械伤害、高空坠落、起重伤害、灼烫、锅炉爆炸、容器爆炸等，安全检查应以防触电、防爆炸、特种人员、特种设备、劳动防护及设备设施的安全使用作为切入点。

2.3.7机械修造企业。主要存在的危险有害因素有：物体打击、机械伤害、触电、起重伤害、灼烫、火灾爆炸及噪音、振动、辐射等。安全检查应以加强劳动保护、防止伤害和职业危害作为切入点。

五、安全检查方式

实施安全检查就是通过访谈、查阅文件和记录、现场观察等方式获得信息的过程。

1.访谈。主要通过与有关人员的谈话查安全意识、查规章制度的落实情况。

2.查阅文件和记录。检查设计文件、操作规程、安全措施、责任制度、作业规程、原始记录、交接班纪录等是否齐全有效，查阅相应的记录判断上述文件是否被执行。

3.现场观察。对作业现场的生产设备、安全防护设施、作业环境、人员操作等进行观察，寻找不安全因素、事故隐患、事故征兆等。

六、安全检查的结果和要求

1.各种形式的安全检查都应认真填写检查记录，按要求上报，并抄送安全技术监督部门。

2.各级检查组织，对查出的隐患要逐项研究，编制整改方案，做到“三定”、“三不交”（“三定”即定措施，定负责人，定完成期限；“三不交”即班组能整改的不交车间，车间能整改的不交厂，厂能整改的不交上级）。对于暂时不能整改的项目，除采取有效防范措施外，应纳入安技措施或检修计划，限期整改。

3.对各级检查查出的重大安全隐患，实行《隐患整改通知单》管理。《隐患整改通知单》的内容包括隐患项目、整改意见和解决期限。通知单由安全技术监督部门办理，必要时经主管安全的领导签署后发出，隐患所在单位、部门负责人签收并负责处理。通知单要存档、备查。