晋城石油价格_山西晋城今日油价行情

1.我国煤层气开发利用现状、产业发展机遇与前景

2.山西临汾适合种植什么药材

3.从广西南宁市自驾私家车去山西大同市需要多久，过路费加油费需要花费多少，请有经验的各位朋友给个参考。

4.从武汉到山西运城自驾车需要多少费用？

5.关于山西煤炭产业转型的调查报告

山西省晋城市城区西上庄街道下辖村委会包括北岩煤矿社区居委会、金凤社区居委会、市水泥厂社区居委会、西马匠社区居委会、西吕匠社区居委会、西上庄村委会、道头村委会、夏匠村委会、山西底村委会、五门村委会、南畔村委会、核桃窳村委会、小后河村委会、冯匠村委会、北岩村委会、苗匠村委会、郜匠村委会、岗头村委会、窑坡村委会、庞疙塔村委会、叶家河村委会、吴家沟村委会、张岭村委会、郭山村委会、牛山村委会、焦山村委会、北闫庄村委会、玉苑村委会、屋厦村委会、掩村村委会。

我国煤层气开发利用现状、产业发展机遇与前景

中国香港中华煤气有限公司简称煤气公司成立于1862年，是一间煤气生产、输送及供应商，其总部位于鲗鱼涌渣华道363号，在中国香港的管网已拓展至超过3,000公里，覆盖全港85%的经济区，为约165万民用及工商客户供应燃气，另透过设立烹饪中心，开班烹饪课程及推广明火煮食文化，煤气公司亦经营两间集客户服务中心与西餐厅于一身的名气廊（Towngas Avenue），2006年12月5日，中华煤气宣布32.31亿元把中国十家管道燃气资产和相关业务连股东售予百江燃气(港交所：1083)，因百江燃气只以每股4.18元发行7.72亿新股支付代价，中华煤气因此持有百江燃气45%股权，取代原大股东威华达(港交所：622)成为新大股东，并达至使中华煤气的中国管道燃气项目上市。2007年6月27日，百江燃气更名为「港华燃气」，英文名称则更改为「TOWNGAS CHINA」。

中华煤气的主要业务包括生产及输配燃气，销售燃气及燃气炉具，并提供全面的售后服务，在中国内地多个城市积极发展城市管道燃气业务和若干中游专案，2005年开始进军城市水务项目，包括城市供水和污水处理等，目前在中国内地经营超过70家合资公司，2009-01-02中华煤气宣布，旗下持有70%权益的山西港华煤层气，与沁水蓝焰及山西晋城，签订煤层气合同，据此水蓝焰同意向山西合资公司供应煤层气为期30年。

内地业务发展

2007年3月完成并购百江燃气后，城市管道燃气项目即增加25个，业务版图亦扩展至中国东北及西南等地区，为配合国家能源结构之调整，加上国际油价持续高企，集团除继续投资城市管道燃气项目外，现正致力发展新兴能源业务，包括煤层气及天然气开发利用、煤基能源及化工、环保车用能源等，并已取得良好进展，新兴能源可代替石油产品，其开发及利用具广阔之业务发展前景，将为集团带来更多在能源方面之投资机遇。集团首个煤层气液化项目位于山西省晋城市，已于去年7月初动工，预计今年中投产，煤层气之成份与天然气相若，可成为重要之环保能源，去年9月，该项目再订定第二期，增加液化煤层气产量，集团于2007 年初取得首个位于吉林省之能源开合资项目，参与石油及天然气之勘探和开销售，可为区内下游燃气项目提供额外气源。在油气田上游领域运作上累积之经验亦有助集团拓展其他能源上游项目。此外集团在能源中游项目之业务亦有良好进展，继安徽省、河北省及浙江省杭州市之天然气管线项目后，集团于2007年取得吉林省天然气合资项目，建设省内天然气支线及开发气田，投资天然气高压管道合资项目有助集团拓展城市下游合资项目，巩固集团在该等地区之城市管道燃气市场之发展。

该合约将会分为两期进行，首期将会为山西合资公司每日提取约27万至30万标准立方米煤层气，第二期则会为山西合资公司每日提取约54万至60万标准立方米煤层气。

中华煤气李兆基于中期业绩报告书表示，集团于去年取得较大溢利，除了来自本港及内地业务的增长外，主要由于售楼溢利、投资物业估值增加及收购百江燃气，带来之一次性帐面溢利等特殊收益入账，但预期08年集团一次性收益及售楼溢利将会大幅减少。

他指，该公司过去10年未有增加煤气标准收费，且在06年10月引入天然气，取代部分石脑油作为生产煤气的原料，降低原料成本，纾缓国际油价上升带来的经济影响，公司亦将所节省之原料成本即时回馈客户，令客户直接受惠。

中国香港中华煤气业绩和展望

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中国香港中华煤气现金流

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中国香港中华煤气资产负债表

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山西临汾适合种植什么药材

冯三利

（中联煤层气有限责任公司 北京 100011）

作者简介：冯三利，1956年生，男，高级工程师，现任中联煤层气有限责任公司副总经理，地址：北京市安外大街甲88号，邮编：100011。

摘要 文章从煤层气、技术及政策等方面介绍了我国煤层气开发利用现状，阐明了我国煤层气勘探开发存在的问题，并详细分析了当前促进我国煤层气快速发展的机遇，最后对我国煤层气开发利用的前景进行了客观展望。

关键词 煤层气 现状 机遇 前景

Status，OPPortunities and DeveloPment ProsPects of China's CBM Industry

Feng Sanli

（China United Coalbed Methane CorP.Ltd.，Beijing 100011）

Abstract：The article introduced the status of development and utilization of China's CBM from CBM resources，technology and some policies respectively.Some issues of exploration and development of CBMwere also listed in this article.Based on the analysis on the various opportunities that China's CBM industry is faced with under new policy environment of China，the author finally looked into the future prospects of CBMdevelopment and utilization in China.

Keywords：CBM；status；opportunities；prospects

煤层气，俗称煤矿瓦斯，是近一二十年来在世界上崛起的新型能源，是一种以吸附状态赋存于煤层中的非常规天然气，其成分与常规天然气基本相同，甲烷含量大于90%，发热量大于8000kcal/m3，完全可以作为与常规天然气同等质量的优质能源和化工原料。同时煤层气在煤矿生产中又是一种有害气体，对煤矿安全生产造成巨大威胁，并且随着煤矿的开，大量的煤层气排放到大气中又会对环境造成严重污染，是仅次于二氧化碳的主要温室气体来源。所以，开发利用煤层气这一洁净能源，对于优化我国的能源结构、减少温室气体排放、减轻大气污染、解决煤矿安全生产以及实现我国国民经济可持续发展都具有重大的现实意义。

美国是最先取得煤层气商业化开发成功的国家，2004年年产量达到500×108m3，比我国同年天然气年产量还多。近几年来加拿大煤层气产业发展迅猛，从2003年的1×108m3发展到2005年超过30×108m3，此外澳大利亚、印度近年来煤层气也得到了快速发展。

1 我国煤层气开发利用现状

1.1 煤层气/储量状况

我国是世界上第一煤炭生产大国，煤炭量巨大，同时我国的煤层气也十分丰富，2000年由中联煤层气有限责任公司承担的国家计委一类项目“全国煤层气评价报告”，预测我国陆上烟煤和无烟煤煤田中，在埋深300～2000m 范围内煤层气量为31.46×1012m3，与我国陆上天然气量相当，位居世界第三位，见表1所示。

表1 世界主要产煤国家的煤层气（埋深2000m以浅）

*《全国煤层气评价报告》，中联煤层气有限责任公司，2000年

截至目前，我国已探明煤层气地质储量1023.08×108m3，其中以地面开发为主探明储量754.44×108m3，矿井抽放为主探明储量268.64×108m3，见表2。

表2 我国煤层气探明地质储量一览表

1.2 勘探开发技术现状

经过“六五”到“九五”，特别是“十五”国家科技攻关项目的实施，同时通过学习国外煤层气勘探开发成功经验，结合我国煤田地质特点，我国煤层气从选区评价到勘探开发技术方面取得了长足发展，形成了一系列具有自主知识产权的煤层气勘探开发技术体系，基本掌握了煤层气勘探开发的常规技术。这些技术主要包括：

——煤层气开发有利地区选区评价技术

——绳索取心技术

——清水钻开煤层技术

——水力携砂压裂技术

——清洁压裂液携砂压裂技术

——氮气泡沫压裂技术

——欠平衡钻井和完井技术

——多分支水平井钻井和排技术

——煤矿井下定向多分支长钻孔抽技术

1.3 煤层气地面开发情况

我国的煤层气地面勘探开发经过十余年的实践，已取得了重大突破。其中具代表性的实现小规模商业性煤层气地面开发的项目如下：

（1）山西沁水枣园井组煤层气开发试验项目：2003年4月枣园井组开始向外供气。该井组共有生产试验井15口，建有日压缩能力3.6×104m3的小型CNG压缩站和日发电400 kW的小型煤层气发电站，实现了小规模煤层气商业化开发、集输、储运和利用。

（2）辽宁阜新刘家井组煤层气开发项目：阜新项目1999～2001年在阜新刘家井田钻井8口，形成小型井网，单井平均产气量为3000m3/d以上。

（3）山西晋城潘庄煤层气地面开发项目：1992年，在山西沁水潘庄地区施工了7口煤层气生产试验井，排效果较好。2004～2005年期间在潘庄井田施工了150口煤层气井，压裂排70口井，日产煤层气约10×104m3。该项目已建成完备的集输管网、集气站和压缩站。

（4）山西沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程——潘河先导性试验项目（简称潘河项目）：该项目是国家发改委批准立项的国家煤层气开发利用高技术产业化示范工程。施工900口煤层气井，分三期完成。第一期施工150口煤层气生产试验井，2006年完成，建成一个年产煤层气约1×108m3的煤层气生产示范基地；第二期施工400口煤层气生产井，产能达4×108m3/a；第三期施工350口煤层气生产井，产能达7×108m3/a。到2005年底，已完成100口井的钻井、40口井的压裂和地面工程建设，已于2005年11月1日正式开始对外供压缩煤层气，日产气约7×104m3。

（5）山西省沁水县端氏煤层气开发示范工程：该项目是中联煤层气有限责任公司承担的全国油气战略选区与评价项目中的一个重点项目。该项目的目的是通过在端氏地区用多分支水平井钻井工艺开煤层气，评价其煤层气生产潜力，并形成以多分支井钻井技术开煤层气的一整套开工艺技术。继2005年中联公司在山西省端氏区块3煤成功地实施一口多分支水平井后，2006年又在该区15 煤成功地实施了另一口多分支水平井，经过排试验，目前单井日产量已达7000m3以上，预测日单井产能将达到4×104m3以上。该项目的成功将对我国高效开发煤层气，特别是针对高瓦斯矿区在煤之前快速抽利用煤层气，遏制煤矿重大瓦斯事故方面具有十分重要的意义。

1.4 矿井瓦斯（煤层气）抽放利用

据统计，到2004年年底国有重点煤矿建有煤矿瓦斯地面抽系统308 套，井下移动抽系统272套，瓦斯抽量18.66×108m3（见图1），抽率26.5%。45户安全重点监控煤炭企业的瓦斯抽量为16.95×108m3，年抽量超过1×108m3的矿区有阳泉、淮南、水城、盘江、松藻、晋城、抚顺等，其中山西阳泉、安徽淮南、辽宁抚顺等3个高瓦斯矿区瓦斯抽放量占全国的1/3。

图1 2001～2004年国有重点煤矿瓦斯抽总量直方图

目前井下抽放煤层气利用量较低，不足50%，主要是矿区居民用气和自备发电，少部分用于事业及工业原料，很大一部分排空，这部分浪费很大，开发利用的空间也很大，应该引起有关部门和有关企业的重视。

1.5 现行优惠政策

一是开发利用煤层气征收5%的增值税，不抵扣进项税额；二是实行“两免三减半”——中外合作开煤层气的企业，从开始获利年度起，第一年和第二年免征企业所得税，第三年至第五年减半征收企业所得税；三是勘探、开煤层气项目所需进口物资比照石油、天然气的进口税收政策执行；四是煤层气价格按市场经济原则，由供需双方协商确定等。

1.6 我国煤层气勘探开发存在的问题

（1）煤层气开发利用政策扶持力度不够。开发利用煤层气的社会综合效益要远远大于它的经济效益，特别是在煤层气产业发展的初期，应该给予更多的优惠政策，鼓励企业从事煤层气的勘探开发。美国煤层气产业的快速发展，早期的鼓励政策起到了决定性的作用。

（2）煤层气勘探开发和科技投入过低而且分散，一些关键技术和设备有待提高。煤层气是一种高投入、高风险、高技术的产业，要掌握它的基本赋存规律和开发技术，必须有较大的前期投入和较先进的仪器设备。

（3）煤层气勘探开发与煤炭、油气勘探区块冲突逐渐显现。煤与煤层气是共伴生的关系，煤与气必须有机结合才能协调发展，否则不仅浪费、污染环境，而且还威胁煤矿安全。

（4）基础管网薄弱。我国天然气基础管网比较薄弱，煤层气企业不仅要建设井田内部管网，还要考虑长输管网建设，无形中增加了企业的生产成本，影响了企业的经济效益和开发煤层气的积极性，加之我们的市场机制还不够完善，气价相对油价过低也是影响煤层气发展的重要因素。

2 促进我国煤层气快速发展的机遇与前景

2.1 中央高度重视和关心煤层气产业的发展

总理明确提出：“开发和利用煤层气既可治理瓦斯，又可利用能源，一举两得，应该加大科研、勘探、开发的力度。”2006年6月15日院办公厅颁发了国办发[2006]47号《关于加快煤层气（煤矿瓦斯）抽利用的若干意见》的文件，规定了一系列鼓励和加快煤层气勘探开发和利用的有力措施，将为我国煤层气的快速发展起到巨大的推动作用。

2.2 能源、环境、煤矿安全生产迫切需要加快煤层气开发利用

我国油气短缺，但煤层气丰富，是目前最现实的天然气接替；我国又是产煤大国，在我国，高瓦斯和瓦斯突出矿井占46%以上，每年由于瓦斯事故给国家财产和入民生命造成巨大损失，同时由于煤每年向大气排放的甲烷达120×108m3以上，造成了巨大的环境压力和的浪费，因此，先气、后煤可以大大降低煤矿事故，有利于煤矿安全生产和节约能源。

2.3 己制定了煤层气“十一五”发展规划

以往没有统一的国家煤层气开发利用的专项规划，煤层气规划分列在煤炭、石油等行业中，规划不系统，落实不好，这也是影响我国煤层气快速发展的因素之一。近期，国家发改委已组织有关部门制定了全国“十一五”煤层气开发利用规划，到2010年全国煤层气（煤矿瓦斯）产量达100×108m3，其中地面开发煤层气产量50×108m3，煤矿井下抽煤层气50×108m3，获得新增煤层气探明储量3000×108m3，总投资300×108元（含勘探、开发、管网、科研），实现煤层气产业化，国家规划的制定，明确了煤层气产业的发展目标，为制定煤层气产业政策提供了依据，将引导企业从事煤层气产业投资，加快煤层气产业的发展步伐。

2.4 煤层气国家工程研究中心的建立将促进煤层气关键技术的研制和推广应用

2006年3月6日，国家发改委以发改高技[2006]368号文，批复同意由中联煤层气有限责任公司牵头联合有关单位共同组建煤层气开发利用国家工程研究中心。该中心将围绕煤层气开发利用重大技术需求，建设我国煤层气勘探开发、加工利用的技术研发和工程化试验设施，把煤层气产业的重大科研成果进行完整的工程化和集成化应用研究，消化、吸收引进的先进技术，建立适合我国地质条件的煤层气开发利用工程技术体系，为行业间提供一个合作交流的平台，成为煤层气行业入才培养的基地，为煤层气开发利用相关企业提供技术支持和服务，推动煤层气产业的整体技术进步。

2.5 煤层气开发技术日臻完善，一些关键技术己有所突破

2.5.1 煤层气井空气/雾化钻井技术

该技术在美国煤层气田开发中普遍用，已占开发井的90%以上，它的优点是钻井周期短（2～4d），效率高、成本低，对煤层伤害小。国家“十五”科技攻关项目《煤层气欠平衡钻井技术研究》，结合中国煤层气地质特点，开发出空气钻井设计软件，形成了空气钻井系列技术，目前已在山西潘河示范项目中广泛使用，使钻井周期由原来的15 d以上缩短到不足5d，不仅降低了施工成本，而且避免了钻井液对储层的伤害。

2.5.2 多分支水平井钻井、排技术

美国的多分支水平井一开始就是结合煤矿规划实施的，一般在5年内可以实现80%～85%的瓦斯收率，这样可以极大地改善煤作业环境，促进煤矿安全生产，其综合经济效益与社会效益十分明显。我国煤矿瓦斯事故多发，煤层渗透率低，急需推广此项技术，以保证煤矿安全生产，节约清洁能源。2004年11月，奥瑞安公司设计和组织施工的DNP02多分支水平井正式投入生产并实现了预期工艺和产能双重突破，煤层中水平井眼总进尺达8000m，单井日产稳定在2×104m3以上，中联公司承担的油气战略选区端氏水平井示范项目已分别在3煤和15煤成功实施两口多分支水平井，预测单井产能在2×104m3以上。

2.5.3 煤矿井下水平长钻孔抽技术

通过国家“十五”攻关项目研究，利用国产钻机使井下长钻孔达500m 水平距离，用进口钻机在国内试验已使最大孔深达到了1002m，班进尺最高达到了400m。此项技术的推广应用不仅可以促进煤矿安全生产，还可大大提高煤炭企业生产效率。

2.5.4 煤层气储层改造技术

储层改造在煤层气开发中是一个关键环节，目前在沁水盆地主要用清水加砂压裂方法。清洁压裂液技术已在韩城井组实验获得成功，在沈北矿区针对褐煤利用小型洞穴完井技术进行改造，为低阶煤煤层气开发积累了经验，特别是氮气泡沫压裂在潘河示范项目通过两口井实验获得了巨大成功，经过排显示，比相同条件下煤层气井产量成倍增加，具有很好的推广利用前景。

2.6 沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程潘河先导性试验项目将有力推动我国煤层气产业发展

2004年底国家发改委批准实施该示范工程项目，该项目位于山西沁水县境内，含气面积24.2km2，示范内容包括钻井、增产改造、煤层气集输、增压、数据传输、地面工程建设等。目前第一期100口钻井已完工，40口生产井已经运行半年多，整个设施运行平稳，产气情况良好。通过对煤层气地面开发全过程试验，积累煤层气开发技术和管理经验，为推动我国煤层气的大规模商业化利用将起到积极的示范作用，特别是为沁水盆地煤层气田的大规模开发获得了第一手资料，打下了良好基础。

2.7 清洁发展机制（CDM）推动煤矿区煤层气开发利用

《京都议定书》于2005年2月生效，清洁发展机制（CDM）是《京都议定书》所规定的发达国家在境外实现部分减排承诺的一种履约机制。它的核心是允许发达国家和发展中国家进行基于投资项目的“经证明的减排量（CERs）”的转让与获得。煤层气开发利用是实施CDM项目的重要领域。煤层气的主要成分是甲烷，甲烷的温室效应是二氧化碳的21倍，目前国际碳指标每吨为5～10 美元。我国煤矿区煤层气平均抽放率目前仅为32%，2004年抽放量为18.6×108m3，煤层气利用量不足一半。如果通过CDM机制引进资金和技术支持，对煤层气产业自身发展和推动煤矿区煤层气利用将起到积极的促进作用。

2.8 基础管网设施不断完善

天然气输送管道缺乏，是制约我国煤层气发展的一项重要外部条件。随着“西气东输”管线的运行，为相关地区煤层气勘探开发利用提供了一个展的良好契机。“西气东输”管线沿途经过我国多个主要煤田，如新疆准南煤田、山西河东煤田、沁水煤田和淮南煤田等，这些煤田是我国煤层气条件很好的地区，也是目前我国煤层气勘探开发的热点地区。另外，陕京复线的建设、山西省规划的煤层气管线的实施，也将为煤层气的集输利用提供良好的基础条件。

3 结语

综上所述，在我国，丰富的煤层气为我们提供了良好的物质基础，国民经济的快速发展提供了巨大的市场需求，煤矿井下瓦斯抽放已经积累了几十年的经验，地面勘探开发煤层气也有十多年的历史，煤层气勘探开发的技术手段日臻完善和成熟。目前中央高度重视煤层气的开发，制定了煤层气的专门发展规划，批准成立了煤层气开发利用国家工程研究中心，颁发了《关于加快煤层气（煤矿瓦斯）抽利用的若干意见》的文件，规定了一系列鼓励和加快煤层气勘探开发和利用的有力措施，煤层气开发的外部环境越来越好，为我国煤层气产业的跨越式发展创造了良好的机遇。根据我国目前煤层气产业发展的状况和发展趋势，到2010年完全可以实现煤层气“十一五”发展规划确定的目标，以沁水盆地为重点，实现地面开发煤层气年产50×108m3，煤矿井下抽煤层气50×108m3，为煤矿安全生产服务，为构建社会主义和谐社会贡献一份力量。

参考文献

[1]冯三利、叶建平主编.2003.中国煤层气勘探开发关键技术研究.国家“十五”攻关科研报告

[2]冯三利、叶建平主编.2005.中国煤层气勘探开发配套技术研究.国家“十五”攻关科研报告

[3]中联煤层气有限责任公司.2000.沁水盆地煤层气田新增煤层气储量报告，内部资料

从广西南宁市自驾私家车去山西大同市需要多久，过路费加油费需要花费多少，请有经验的各位朋友给个参考。

临汾是山西省下辖地级市，省域副中心城市，位于山西省西南部，东倚太岳，与长治、晋城为邻；西临黄河，与陕西延安、渭南隔河相望；北起韩信岭，那么山西临汾适合种植什么药材呢？

1、 山西适合种植党参、黄芪、甘草、连翘、款冬花、远志、山茱萸、柴胡、黄苓、地黄、白术、天冬、升麻、猪苓、茵陈、紫草、白芷、天麻、苦参、半夏、五味子、蒲公英、西洋参、玄参、苍术、防风、香附、射干、五加皮等药材。

2、 山西气候属于温带大陆性季风气候，四季分明、雨热同步、光照充足、南北气候差异显著、冬夏气温悬殊、昼夜温差大。年平均气温介于4.2—14.2℃之间，年降水量介于358—621毫米之间。

3、 山西地貌总体来看是一个被黄土广泛覆盖的山地高原，地貌类型复杂多样，有山地、丘陵、高原、盆地、台地等，其中山地、丘陵占80%，高原、盆地、台地等平川河谷占20%，大部分地区海拔在1000米以上。

要是网友们也想要在山西临汾种植药材的话，可以尝试种植一下以上的品种。

从武汉到山西运城自驾车需要多少费用？

驾车路线：全程约2338.6公里，需要多久看你中途怎么休息了，因为路途太远，肯定不能一直行驶，高速费1000元左右，燃油费按照目前油价和1.6排量车计算的话也是1000元左右，总费用2000多点吧。

起点：南宁市

1.南宁市内驾车方案

1) 从起点向西南方向出发，行驶10米，左转进入嘉宾路

2) 沿嘉宾路行驶80米，右转进入金洲路

3) 沿金洲路行驶270米，过左侧的广西发展大厦约70米后，左转进入民族大道

4) 沿民族大道行驶5.8公里，直行进入泉南高速

2.沿泉南高速行驶140米，朝柳州/梧州/G72/G80方向，稍向右转进入泉南高速

3.沿泉南高速行驶356.9公里，直行进入桂林绕城高速

4.沿桂林绕城高速行驶26.8公里，朝临桂新区/龙胜/兴安/全州方向，稍向右转上匝道

5.沿匝道行驶950米，直行进入泉南高速

6.沿泉南高速行驶191.6公里，朝永州东(冷水滩区)/邵阳/广州/G55方向，稍向右转进入接履桥互通

7.沿接履桥互通行驶1.2公里，直行进入二广高速

8.沿二广高速行驶833.4公里，直行进入兰南高速

9.沿兰南高速行驶21.2公里，朝南阳北绕城高速/S8311/洛阳/太原方向，稍向右转进入祝庄枢纽

10.沿祝庄枢纽行驶1.4公里，直行进入南阳北绕城高速

11.沿南阳北绕城高速行驶23.1公里，直行上匝道

12.沿匝道行驶820米，直行进入二广高速

13.沿二广高速行驶149.7公里，朝洛阳/晋城/G36/G55方向，稍向右转上匝道

14.沿匝道行驶1.3公里，直行进入宁洛高速

15.沿宁洛高速行驶20.8公里，朝济源/晋城/G55/G36方向，稍向右转进入二广高速

16.沿二广高速行驶121.8公里，过东耿窑大桥，朝长治/太原/G55/晋城煤业集团方向，稍向右转上匝道

17.沿匝道行驶590米，直行进入二广高速

18.沿二广高速行驶288.3公里，直行进入小店互通式立交桥

19.沿小店互通式立交桥行驶350米，过小店互通式立交桥约400米后，直行进入京昆高速

20.沿京昆高速行驶8.5公里，朝太原绕城东段/盂县/大同/榆林方向，稍向右转上匝道

21.沿匝道行驶750米，直行进入二广高速

22.沿二广高速行驶273.7公里，过十里河大桥，朝大同市区方向，稍向右转进入大同绕城高速

23.沿大同绕城高速行驶1.3公里，直行进入大同绕城高速

24.大同市内驾车方案

1) 沿大同绕城高速行驶70米，直行进入御河西路

2) 沿御河西路行驶6.1公里，朝迎宾街/永泰南路方向，左转进入迎宾街

3) 沿迎宾街行驶1.3公里，稍向右转进入迎宾街辅路

4) 沿迎宾街辅路行驶20米，到达终点(在道路右侧)

终点：大同市

关于山西煤炭产业转型的调查报告

运城平陆县到湖北黄石,走高速745公里，单程过路费约320元。油费按百公里7L计，预计油耗56-65L左右，预计单程油费约420元左右。

驾车路线：全程约745.5公里

起点：武汉市

1.武汉市内驾车方案

1) 从起点向正东方向出发，行驶20米，左转进入沿江大道

2) 沿沿江大道行驶2.0公里，直行进入沿江大道

3) 沿沿江大道行驶130米，在第2个出口，朝黄浦大街/解放大道方向，左转进入黄浦大街

4) 沿黄浦大街行驶380米，右前方转弯

5) 行驶20米，左前方转弯

6) 行驶30米，右前方转弯进入黄浦大街

7) 沿黄浦大街行驶210米，过黄浦大街立交桥，朝建设大道方向，右前方转弯

8) 行驶20米，过黄浦大街立交桥，左前方转弯

9) 行驶30米，过黄浦大街立交桥，左前方转弯

10) 行驶30米，过黄浦大街立交桥，右前方转弯进入黄浦大街

11) 沿黄浦大街行驶440米，右前方转弯进入武汉大道

12) 沿武汉大道行驶5.9公里，直行进入金桥大道

13) 沿金桥大道行驶380米，朝S1/岱黄高速/黄陂/G70方向，稍向右转进入岱黄高速公路

14) 沿岱黄高速公路行驶40米，直行进入岱黄高速公路

15) 沿岱黄高速公路行驶10.8公里，朝天河机场/武汉外环/孝感/十堰方向，稍向左转进入汉孝高速公路

2.沿汉孝高速公路行驶5.0公里，过盘龙路大桥，直行进入福银高速公路

3.沿福银高速公路行驶144.3公里，朝随县/桐柏/S49方向，稍向右转进入随州互通

4.沿随州互通行驶560米，过随州互通约370米后，直行进入许广高速公路

5.沿许广高速公路行驶20.3公里，直行进入随岳高速公路

6.沿随岳高速公路行驶18.5公里，稍向左转进入许广高速公路

7.沿许广高速公路行驶38.2公里，直行进入焦桐高速公路

8.沿焦桐高速公路行驶148.1公里，朝平顶山/洛阳/许昌/南阳方向，稍向右转上匝道

9.沿匝道行驶990米，直行进入宁洛高速公路

10.沿宁洛高速公路行驶120.7公里，朝洛阳/晋城/G36/G55方向，稍向左转进入二广高速公路

11.沿二广高速公路行驶630米，直行进入二广高速公路

12.沿二广高速公路行驶21.5公里，朝三门峡/西安/G36方向，稍向右转上匝道

13.沿匝道行驶700米，直行进入宁洛高速公路

14.沿宁洛高速公路行驶35.9公里，朝三门峡/西安方向，稍向左转上匝道

15.沿匝道行驶850米，过潘沟大桥约440米后，直行进入连霍高速公路

16.沿连霍高速公路行驶104.0公里，过青龙涧河大桥，在三门峡东/G310/陕州大道出口，稍向右转上匝道

17.沿匝道行驶870米，直行进入陕州大道

18.沿陕州大道行驶10.1公里，朝运城方向，右前方转弯进入金昌立交桥

19.沿金昌立交桥行驶270米，右转进入G209

20.沿G209行驶7.3公里，直行进入侯平高速公路

21.沿侯平高速公路行驶30米，直行进入侯平高速公路

22.沿侯平高速公路行驶28.3公里，朝运城东/侯马/太原/机场方向，稍向左转进入侯平高速公路

23.沿侯平高速公路行驶990米，直行进入运城绕城高速公路

24.运城市内驾车方案

1) 沿运城绕城高速公路行驶4.3公里，在运城东/红旗东街出口，稍向右转上匝道

2) 沿匝道行驶950米，直行进入G209

3) 沿G209行驶440米，直行进入红旗东街

4) 沿红旗东街行驶8.2公里，过左侧的金兆国际大厦约240米后，进入中银南路

5) 沿中银南路行驶290米，过左侧的农机科技楼约220米后，进入河东东街

6) 沿河东东街行驶490米，稍向左转进入河东东街

7) 沿河东东街行驶10米，到达终点(在道路右侧)

终点：运城市

近年来，我国第一产煤大省山西不断探索“集团化、洁净化、多元化和现代化”的新型煤炭产业之路，山西煤炭出现的一些新变化，可以发现昔日的“黑色”产业正在“绿色”转型，科学发展已呈现许多新亮点。 煤炭开：“粗放”走向现代化 “多、小、散、乱、差”曾经是山西煤矿的真实写照，而粗放型发展则是对山西煤炭产业的概括，与之相随的是产业集中度低、浪费严重等一系列问题。 2005年，山西在煤炭行业实施“三大战役”：即打击非法矿、淘汰落后矿井，组建煤炭大集团。3年来，这个省累计关闭非法矿点5000余处，另有1656座小煤矿被整合、关闭或淘汰。目前，全省合法煤矿矿井数量已由三年前的4000多个减至2806个，除了国有重点煤矿，县营及以下矿井通过整合改造后平均单井规模已经达到了22万吨／年，而就在两年前这一规模仅为10万吨／年左右。 截至目前，山西省30万吨／年及以上煤矿已达到824座，产能占全省总产能的72%。全省已有107座地方煤矿实现了机械化开，在建的机械化矿井达到207座。以往靠“人工放炮、骡子下井”的小煤矿，正在被一批上规模、上档次的新型大中型现代化矿井所替代，回收率也由前几年的不足20%，提高至目前的40%以上。 山西国有重点煤矿煤机械化程度平均达到99.15%，掘进机械化程度平均超过50%，均高于全国水平。目前，全省累计建成高产高效煤矿37座，占到全国的五分之一，同煤塔山、平朔1、2号井，晋城寺河等千万吨级矿井装备已达到了国际先进水平。　整合做大：晋煤发展战略“关键词” 今年10月底，位于黄河东岸的河曲县沙坪煤矿一期240万吨建设项目开始联合试生产，这一现代化大矿的前身是9个地方和村办小煤矿，由神华集团和山西省煤炭运销集团合作将其整合。这些小煤矿开方式落后、回收率不足30%，整合后的沙坪煤矿回收率将超过85%，大大节约了煤炭。 沙坪煤矿是山西省实施大集团战略、整合地方小煤矿的“缩影”。 阳煤集团先后联营兼并了晋中市的5个地方煤矿，山西焦煤集团收购兼并的煤矿项目已形成产能1220万吨／年，同煤集团目前已与12个地方煤矿签订收购、参股和托管等协议。 在大集团整合改造地方小煤矿的同时，各产煤市的整合重组步伐也在加快，年产2250万吨的太行无烟煤集团、年产1000万吨乡宁焦煤集团等一批产能超千万吨级的地方煤炭集团已经形成。 按照山西省煤炭发展规划，通过整合、淘汰，到2010年，全省煤矿个数将控制在2500个以内，形成2个上亿吨、3—5个5000万吨、年销售额几百亿元的煤炭大集团，控制全省产能的七成以上。 老矿“新景”：循环经济园区 从同煤集团，到焦煤集团，再到晋城煤业集团，一批以煤炭加工转化和循环利用为中心的园区正在山西南北拔地而起。过去一些传统意义上的单一煤、输煤的“矿区”，如今成了立足煤炭、多元支撑、循环发展的“园区”。 近年来，山西省确立并实施了“立足煤、延伸煤、超越煤”的煤炭产业政策和调整措施，加快循环经济园区建设，由单一挖煤向煤、电、化、油、气等多种产业转变，全省煤炭产业多元化发展格局已初步形成。 全省煤炭行业“十一五”共规划建设222个项目，其中非煤项目81项，目前已建成了一批煤电铝、煤焦化、煤化工、煤建材等加工转化项目。 目前，全省共有14个煤炭循环经济园区在建，涉及167个项目。截至2007年8月，已建成56项，40个项目在建，完成投资近200亿元。“十一五”期间，园区内50个项目准备开工，21个拟规划建设。 山西煤炭洗选能力已突破3.5亿吨，建成电厂34座，总装机容量273.9万千瓦，合成氨和尿素年产能突破600万吨，煤矸石和粉煤灰制砖年产能突破10亿块，每年消耗矸石和粉煤灰近4000万吨，可节约矸石占地1000亩以上。 山西省煤炭工业局局长王守祯说：“随着煤炭循环经济园区内一批加工转化项目的建成投产，传统意义上的矿区变成了循环经济园区，形成了煤电、煤冶、煤化工等高附加值的产业链，这将成为全省煤炭新的增长点。” “黑金”的新能源思路：煤制油与煤层气 近年来，富煤而“无油”的山西审慎论证、建设、实验煤制油项目，探索高油价背景下的新能源替代思路。在晋东南的潞安矿业和晋城煤业集团，两条煤制油的工业化装置正在建设，蕴藏丰富、处处可见的“黑金”——煤炭，有望在明年“出油”。 经国家批准，山西省煤炭企业正在建设的煤变油项目有2个：潞安矿业集团16万吨／年煤基合成油示范项目，已完成投资近4亿元，将在2008年8月“出油”，随后将建设一期300万吨／年的工厂，最终达到520万吨油当量规模；晋城煤业集团利用高硫、高灰的劣质煤为原料，正在建设“高硫煤洁净化利用10万吨／年合成油示范工程”，预计2008年底竣工投产，在此基础上筹建300万吨／年的煤制油项目。 令人谈之色变的矿井“杀手”－瓦斯（煤层气），经过有效开发利用，正在成为一种洁净、高效能源。目前，煤层气开发利用规模最大的晋城煤业集团，累计建成700多口地面煤层气抽井，形成了2亿立方米／年以上的产气规模。晋城市2000多辆出租车和公交车已改装成为可燃用压缩煤层气的双燃料汽车，当前气价比汽油便宜了一半以上，深受汽车用户欢迎。清洁高效的煤层气在为当地矿区和城区5、6万用户提供燃气的同时，还成为工厂燃料的替代品。 由香港中华煤气与晋城煤业集团合作的煤层气液化项目正在建设，经液化后的煤层气经公路运输至江浙等地区，将成为天然气的补充。到2008年，项目将形成日液化125万立方米煤层气的产能，成为全国最大的煤层气液化基地。 根据规划，到“十一五”末，山西煤层气（瓦斯）开规模达到50亿立方米，包括地面抽35亿立方米、井下抽15亿立方米。煤层气（瓦斯）将以发电为主，并向化工、民用、车用等多方拓展，使之成为全省能源供应的有力补充。