BTC原油管道運行模式
⑴ 原油管道能效與運營成本的關系<sup>[9]</sup>
1）原油管道運營完全成本中燃動力費所佔比例最大，約為35%～60%。
2）燃動力費占原油管道運營完全成本比例的變化，基本可以反映能源利用效率的變化，燃動力費所佔比例越高，反映能源利用率越低。
3）在同一運距下，在管道運行均在滿負荷輸量時，管徑越大能效越高，單位輸量的輸油成本和單位周轉量的輸油成本均呈隨管徑增大而下降的趨勢。
4）在同一管徑下，單位輸量的總成本費用隨著運距的增大而增大，單位周轉量的總成本費用隨著運距的增大略有減小。
5）原油管道能效對管道輸量最為敏感，輸油成本對燃料與動力能耗最為敏感，即對能效最為敏感。
6）長度在200～1400km范圍內的原油管道，除個別管網管輸單價較高外，大部分管網管輸單價在0.07～0.10元/t-km的范圍內。而此運距范圍內鐵路運輸原油的單價在0.14～0.25元/t·km，鐵路運輸原油的運價是管道運輸原油運價的兩倍左右。管徑越大，管輸原油的能效越高，經濟性越明顯。
⑵ 中俄原油管道選擇大慶為終點的原因有哪些
原因：大慶擁有煉油設施，能保證它平穩的運行，同時對於整個東北經濟的發展都會有很多的好處。
2012年9月，中俄石油管道談判歷經15年，最終簽約。這是中國與俄羅斯建的第一條石油管道，具有標志性意義。中俄原油管道穿行於地下，「黑色的金子」日夜不停流動，從俄羅斯逶迤而來，穿越黑龍江底，再經過933.85公里的穿行，抵達大慶。每年運送1500萬噸，簽約20年。
這是一場經歷了15年「拍拖」最終結合的漫長婚約。俄羅斯向亞洲伸出了粗壯的能源之手，中國順勢而上，打開了能源的北方通道。
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意義
1、中俄原油管道被稱為中國四大能源戰略通道之一。對於中國來說，與世界第一原油出口大國俄羅斯的合作，是能源戰略的迫切需要。
2、中國石油的對外依存度已經超過50%。中國原油管道公司的相關負責人表示，在這種情況下，實現原油進口的多渠道和運輸方式多元化，顯得尤為重要。
3、中東和非洲地區，仍是未來我國石油進口的重要資源地。運輸依賴水路，尤其要經過馬六甲海峽。曾經中國進口石油的80%要經過馬六甲海峽。而馬六甲海盜猖獗，劫案不斷。這個885公里的狹長水域，就像容易被扼住的咽喉。中俄原油管道像是開了一道天窗。
中國每年石油對外需求量已超過2.5億噸。中俄原油管道持續的石油供應，是重要的安全砝碼，穩穩坐落於北方。而北方通道，「道路寬闊」，潛力巨大。管線一旦建成，「雙方都不會輕易停輸」。
⑶ 原油管道指數層級指標
管道能效指數層級指標，簡稱T級指標。原油管道指數層級指標是反映熱油管道能耗管理水平的指標，是綜合考慮各相關因素並按照一定演算法形成的綜合指數性能效指標。原油管道指數層級指標主要反映管道能效方面的優化程度，由O層級、I層級、E層級能耗指標經過計算得到，可直接用於評價管道的能耗水平，為管道運行管理提供決策支持。原油管道指數層級指標的具體能耗指標如表4-4所示。
表4-4 原油管道能效指數層級能耗指標表
1.能效偏差指數
根據歷史統計相同季節、相同輸量台階、相近周轉量條件下實際生產單耗與平均生產單耗的相對偏差，確定能耗偏差指數。
能耗偏差指數計算公式如下：
油氣管道能效管理
式中：εi為報告期生產單耗，kgce/（104t·km）；εi為歷史平均生產單耗（根據擬合曲線獲得），kgce/（104t·km）;Di為能耗偏差指數，生產單耗與平均生產單耗相對偏差，%。
對於周、月、季能耗數據，可將其折算成平均日能耗數據，根據上式計算出相應的周、月、季能耗指數。
2.能效相對指數
根據歷史統計相同季節、相同輸量台階、相近周轉量條件下生產單耗的最大值和最小值，計算能效相對指數R。
能效相對指數計算如下：
油氣管道能效管理
式中：εi為報告期生產單耗，kgce/（104t·km）；εmax為相同條件下歷史最高生產單耗，kgce/（104t·km）；εmin為相同條件下歷史最低生產單耗，kgce/（104t·km）;Ri為能效相對指數。
歷史生產單耗最大值及最小值的確定：
1）將特定歷史生產單耗平均值曲線劃分成更小的若干輸量范圍；
2）找到每個輸量范圍內的生產單耗最大值及最小值；
3）分別對生產單耗最大值及最小值進行曲線擬合；
4）若所擬合的生產單耗最大值與最小值曲線可將所有能耗點包含其中，則認為所擬合的最大值、最小值曲線為該種特定條件下的生產單耗最大值及最小值，否則，將曲線進行少量平移，直到將所有能耗點全部包含其中為止。由此確定生產單耗最大值及最小值。
3.能量平衡指數
報告期供給輸油管道的總能量與有用功的比值。
能量平衡指數計算公式如下：
油氣管道能效管理
Qsei為報告期系統內某輸油站提供給某輸油干線的能量，MJ;W為報告期內管道消耗的有用功，MJ。
⑷ 演繹法預測
演繹法能耗預測主要採用工藝模擬的方式進行，而工藝模擬的技術難點主要是敏感性分析和影響條件的簡化。這里，需要強調的是工藝模擬系統的建模和調試不是簡單的糾偏，而是要發現影響因素，剖析規律，研究其影響的權重。
一般輸油泵機組耗電、加熱爐耗油（氣）和壓縮機組耗能可採用模擬法測算。測算工具包括模擬軟體與相關公式，建立步驟如下[10]：
第一，數據收集。
管道基礎數據：
——管徑，壁厚，管道高程、里程（含站場、閥室位置），管道最高承壓，摩阻系數；
——沿線土壤四季不同地溫、傳熱半徑、土壤導熱系數；
——輸油站泵機組參數，包括：泵類型、性能曲線、功率、效率、開機/停機時間、額定轉速、額定排量、運行方式（串聯、並聯）等；
——壓氣站壓縮機組參數，包括：壓縮機類型（離心式、往復式）、性能曲線、功率、溫升比率、效率、開機/停機時間、驅動方式（電驅、燃驅）、最低進口壓力、額定轉速、壓縮機配置方式（幾用幾備）、運行方式（串聯、並聯）等；
——加熱爐參數，包括加熱爐額定負荷、效率等；
——輸送介質物性，原油密度、比熱容、凝點、黏溫曲線，天然氣組分及其組成百分比，成品油密度、比熱容等。
管線運行數據依據所制訂方案而定，參數選取應符合調度手冊和交接協議的相關規定。
第二，數據錄入。
按照相關測算軟體或公式的要求，對收集的數據進行整理、篩選、分析後翔實錄入，以保證測算結果的可靠性。
第三，精度調整。
測算軟體或公式初步形成後，應利用多組歷史運行數據進行反復校核調整，以達到准確測算的要求。
按月度計劃輸量編制運行方案，並選擇相應月份下的沿線地溫，在模型中各站進出站主要參數符合調度操作手冊要求的前提下，算出一組穩定的工況，得到不同月份內全線各站的耗油/氣/電總量；當只有年計劃輸量的情況下，根據前三年的月不均勻系數編制分月運行方案，並選擇相應月份下的沿線地溫，在模型中各站進出站主要參數符合調度操作手冊要求的前提下，算出一組穩定的工況，得到不同月份內全線各站的耗油/氣/電總量。根據測算出的月度數值進行累加，形成全年耗油/氣/電總量。
下面以原油管道能耗預測為例，闡述演繹法能耗預測相關要點。
1.原油管道最優能耗預測基本思路
（1）預測對象
直接預測對象：最優月耗電量；最優月耗油（氣）量。
間接預測對象：管道月綜合能耗（tce或MJ）；管道月平均單位周轉量耗電量、耗油（氣）量；管道月平均單位周轉量綜合能耗（kgce/104t·km或kJ/104t·km）；年耗電量、年耗油（氣）量，按直接預測的1～12月的月耗電量、月耗油（氣）量累加計算；年綜合能耗量，按年耗電量、年耗油（氣）量折算；該原油管道年平均單位周轉量耗電量、耗油（氣）量，按年耗電量、年耗（油）氣量除以相應的年度總輸油周轉量得到；年平均單位周轉量綜合能耗（kgce/104t·km或kJ/104t·km），按年平均單位周轉量耗電量、耗油（氣）量折算。
（2）預測范圍
時段選擇：一般情況下預測目標時段的最終目標為指定月份，如需要，預測過程中要將一個月分解為若干不同穩態工況下的時間段。
能效指標選擇：單條原油管道，直接生產能耗和單位周轉量生產能耗。
這里需要說明的是，輔助生產能耗、生活能耗、輸送損耗可以按相關規范（定）定額計算，並不參與正演算法能耗預測計算，只是在最終合計數據時並入能源消耗量和單位周轉量綜合能耗。
（3）預測的前提條件
基本輸入：原油品種、原油輸入點進油量、原油輸出點交油量。
基礎資料：K值、摩阻修正系數、泵效、爐效，設備特性曲線等。
（4）預測演算法
工藝計演算法（正演算法）最優化演算法，即在現有條件下，基於對預測月份進行流量分配方案和工藝運行方案優化，得到相對最低（優）能耗、能效的分析邏輯和數學模型。數學模型包括預測的具體方法及配套的數學模型。
模型需考慮定流量運行方案優化、月份流量分配、月份批次計劃對能耗的影響、非穩態因素對能耗的影響等部分。建立預測月份流量分配優化及運行方案優化的目標函數。在預測模型中考慮的各種可選前提條件：綜合能耗最低、能耗費用最低。預測月份流量分配模式主要有：平均流量、頻率分配、最優流量組合、指定流量組合等方式。多種測算模式可以得到多個最優能耗測算值，所構成的區間可以提供更多最優能耗信息。
定流量穩態運行方案優化模式，指定各管段的輸油流量：①理想匹配是不考慮節流；②開泵方案優化；③指定開泵方案。
熱油管道定流量穩態運行輸油溫度設定模式：①指定輸油溫度（出站/進站溫度）；②自動設定進站溫度為允許最低進站溫度；③輸油溫度優化。
基於能耗預測的原油管道分類：①不設加熱站的單一品種輸送管道；②不設加熱站的多品種順序輸送管道；③設加熱站的單一品種輸送管道；④設加熱站的多品種順序輸送管道。
幾種原油按一定比例混合，混合原油視為一種單一原油。針對每種類型原油管道分別建立具有較強通用性的最優能耗預測模型。基於每種類型原油管道，分別開發具有較強通用性的最優能耗預測軟體。
（5）基本步驟（圖7-1）
圖7-1
2.能耗測算數學模型
（1）穩態優化能耗測算數學模型
決策變數的選取。全線泵組合和出站油溫。
目標函數。管道系統單位時間內運行總能耗（kgce）最低。
S=SF+SE
當管線為不加熱輸送時，SF為零。
約束條件。①全線泵組合與管路的匹配約束。各泵站提供的有效揚程之和等於全線總摩阻損失與位差之和。②站間管段水力條件約束。③站間管段熱力條件約束。④泵站約束。⑤熱站約束。
（2）輸量分配模型
流量在輸油周期內波動相對頻繁，事先無法准確預知，同時該因素對熱能消耗和電能消耗有較大影響。
重點研究每月周期內，日輸量的波動規律。
月任務輸量分配方法如下：①平均流量法。月輸油任務平均分配到日，定流量穩態優化計算日能耗，日能耗累加得到月總輸油能耗，平均流量可能導致泵管匹配狀況不佳，平均流量可能導致泵效低，適用於滿負荷或流量穩定的管道。②頻率分配法。對於不滿負荷運行的原油管道，由於各種內外部條件限制，測算月份的管道日輸量可能是波動的，難以預先確定測算月份每天的日輸量。基於歷史數據，統計一個月內，日輸量/月輸量百分比的分布頻率。根據統計頻率，確定測算月份的日輸量分配。一般不同月份的日輸量波動情況有所不同，一般按月統計日輸量分布。③最優流量組合法。將月任務輸量平均分配到每一天，在其所對應的日輸量下運行有可能泵管匹配不好，例如節流比較大或者泵的運行效率比較低，因此該流量對應的能耗值比較大。擬定若干備選的流量，通過優化的方法確定最佳的流量搭配方案。④指定流量組合法。根據管道特點，指定幾個流量，確定每個流量的運行時間，在預測具體管道的月輸油能耗時，可以根據需要採用不同的輸量分配方法，調用不同的輸量分配方法將得到不同的能耗指標，將這些能耗指標構成的區間，作為最優能耗區間。
3.能耗測算軟體計算邏輯
正演算法的技術路線是利用現有模擬技術及管道模型研發「正演算法」能耗預測軟體（圖7-2）。經研究分析，「 正演算法」能耗預測軟體開發建議採用基於SPS等模擬技術進行二次開發的技術路線。
圖7-2 能耗測算軟體計算邏輯圖
預測模塊應實現根據月度、年度輸量計劃給定的輸量，自動生成開機輸送方案，並預測不同方案的能耗，對油氣管道能耗進行自動預測；要具備對燃料費、動力費用預測的功能。
預測模塊內部應包括「方案自動生成子模塊」、「 能耗指標折運算元模塊」、「 邏輯判斷子模塊」等三個功能子模塊。「方案自動生成子模塊」、「能耗指標折運算元模塊」、「邏輯判斷子模塊」等三個功能子模塊應通過通信協議與SPS模擬軟體聯動，實現自動預測能耗的邏輯過程。開發「方案自動生成子模塊」，將壓縮機機組、泵機組、加熱爐的開機方案，作為此子模塊的主要輸出信息，按照一定的演算法，自動生成若干開機方案。開發「能耗指標折運算元模塊」，將耗能量及能耗指標作為此子模塊的主要輸出信息。開發「邏輯判斷子模塊」，根據SPS模擬軟體輸出的管輸介質輸量、壓力、溫度以及耗能設備功率、轉速、負荷等數據，和「能耗指標折運算元模塊」輸出的耗能量及能耗指標，按照既定邏輯判斷是否需要繼續試，並給出優先挑選哪一類方案進行試算的指向性輸出信息。
正演算法所實現的能耗預測軟體是離線的，即不以實時的SCADA數據作為數據來源進行業務過程的修正。基於「正演算法」的能耗預測軟體，應以油氣管道離線水力、熱力模擬計算軟體為基礎進行開發。能耗預測模塊，應實現對天然氣管網、成品油管道、原油管道的能耗預測。
4.能耗測算算例
以某管道為例：該管道有5個泵站，每個泵站均只開啟1台泵。
第一步：通過用戶輸入界面，輸入管道輸送方案，即管道輸量及下游各分輸站分輸量或注入量。
第二步：得到開機方案的全集，暫時不考慮管道水力熱力條件，將5個泵站所有的排列組合全部進行羅列，如表7-1所示，假設每站開啟1台機，則本例則包括31種開機方式。這31種開機方式中，肯定包括若干個滿足用戶所輸入的分輸方案的開機方案，且肯定包括1個或幾個相對最優方案。接下來要對這些方案進行篩選。
表7-1 開機方案全集列表
第三步：對全集做初步篩選，篩選出若干個滿足用戶輸入的輸送方案的開機方案，篩選方法採用用戶根據經驗事先設定篩選條件及二分法等多種方法相結合的方式，軟體要提供開放的人工設定窗口，如設定液體管道首站必須啟泵，則全集方案中所有首站未啟泵的方案將被全部排除；或在設定某輸量台階必須至少開啟3個站，則全集方案中所有低於3站的方案也被排除；若某管道未經人為設定過，則直接採用二分法進行方案篩選。
假設本例已設定首站必須啟泵，則篩選過程如下：
1）按人為設定篩選條件優先的方式，篩選出所有首站未啟機的方案，經此步篩選過後，由31種開機組合方式減少為16種組合方式，如表7-2所示：
表7-2 第一次篩選後開機方案列表
2）採用二分法進行篩選，從中間的方案（序號為8的方案）開始計算。如果方案8可以滿足輸送要求，則排除開機方案1～7，保留開機方案8～16，如表7-3所示：
表7-3 第二次篩選後開機方案列表
3）再次利用二分法進行篩選，在剩餘的開機方案中，選擇中間的方案（9/2取整，即序號為5的方案）開始計算，如果開機方案5滿足輸送要求，則排除開機方案6～9，保留開機方案1～5，如表7-4所示：
表7-4 第三次篩選後開機方案列表
4）循環上述計算過程，當開機方案所剩達到足夠少時，依次帶入SPS模擬系統，進行模擬模擬，計算能耗。
第四步：針對得到的N種可行的開機方案，結合調度手冊的控制原則，生成Intran控制腳本文件或其他格式的文件。Intran文件的控制邏輯，應與控制中心的調度操作手冊的控制原則相吻合。例如：某台泵的入口壓力達到1MPa的時候，才可以開啟該台泵。以控制SPS模型進行模擬。
第五步：SPS進行模擬模擬。
第六步：通過能耗指標折算模塊，換算各種開機方案下的耗氣量、耗電量、耗油量、電單耗、氣單耗、油單耗、生產單耗、耗能數量比等能耗指標。
第七步：邏輯判斷子模塊根據SPS模擬軟體輸出的管輸介質輸量、壓力、溫度以及耗能設備功率、轉速、負荷等數據，和「能耗指標折運算元模塊」輸出的耗能量及能耗指標，按照既定邏輯判斷是否需要繼續試，並給出優先挑選哪一類方案進行試算的指向性輸出信息。
第八步：輸出N種開機方案的能耗和周轉量。
⑸ 原油的交易模式是什麼
原油的交易模式是什麼?
1、現貨原油交易是T+0模式，24小時交易的，而且還能買漲買跌。
2、石油現貨交易是指買賣雙方出自對實物石油的需求與銷售實物石油的目的，根據商定的支付方式與交貨方式，採取即時或在較短的時間內進行實物石油交收的一種交易方式。在現貨交易中，隨著商品所有權的轉移，同時完成石油實體的交換與流通。因此，石油現貨交易是石油商品運行的直接表現方式。石油現貨交易是國際上廣泛使用且備受關注的交易方式，尤其是在經濟發達的國家中。
3、現貨交易是大銀行之間，以及大銀行代理大客戶的交易，買賣約定成交後，最遲在兩個營業日之內完成資金收付交割。但交割的時間可以不斷做延期。
⑹ 石油管道
華北、中部地區原油管道
華北地區有大港油田、華北油田，都敷設有外輸原油管道，華北地區的煉化企業，有地處北京燕山的東方紅煉油廠和大港煉油廠、天津煉油廠、滄州煉油廠、石家莊煉油廠、保定煉油廠、內蒙古呼和浩特煉油廠。原油管道總長度1847.4公里。
華北地區最早修建的原油主幹線是秦皇島至北京的秦京線，為北京東方紅煉廠供應原料油。秦京線1974年4月開工，1975年6月19日投產。管道全長324.6公里，年輸油能力600萬噸。穿越河流11處，鐵路14處，公路40處，跨越河流（永定河1574米）和水渠5處。由洛陽石化設計院（中國石化洛陽石化工程公司）設計，管道三公司和江漢油田建設公司施工。
大港至周李庄輸油管線1968年建設，這條管道是大港油田惟一的一條原油外輸線。起點多次發生變化。總長210.5公里，年輸能力500萬噸。
任丘至滄州原油管道，1976年元月1日開工，4月1日投產，全長109公里，年輸油能力500萬噸，1983年經過改造，年輸油能力770萬噸。以華北油田為源頭的原油管道，還有任滄復線；任滄新線，任京線（任丘至北京）、滄臨線（滄州至臨邑），河石線（河間至石家莊）、任保線（任丘至保定）、阿賽線（阿爾善至賽汗塔拉）。
中部地區油田，分布在湖北和河南兩省境內，有江漢油田、河南油田和中原油田，主要煉油企業有湖北荊門煉油廠和河南洛陽煉油廠。原油管道總長度1347.5公里。
江漢原油管道有潛荊線（潛江至荊門），1970年建成，全長90公里，年輸能力170萬噸。
河南原油管道有魏荊線（魏崗至荊門）和魏荊復線。
中原原油管道有濮臨線（濮陽至臨邑）、中洛線（濮陽至洛陽）及中洛復線。
另外，港口至煉廠原油管道總長度859.3公里。
東北地區原油管道
東北地區是原油生產的主要基地，有大慶油田、遼河油田和吉林油田，原油產量大約佔全國總產量的53.5%，原油管道達3399.6公里。
大慶油田從1966年起，年產量達到1066.89萬噸以後，探明的石油資源並未全面開發。1970年7月，周恩來總理和李先念副總理，同餘秋里、康世恩商議，決定提前動用大慶油田的後備資源，並決定集中資金修建大慶原油的外輸管道。1970年8月3日，東北管道建設領導小組開會正式籌備，命名為東北「八三工程」。
東北「八三工程」的起步，是從搶建大慶至撫順的慶撫線開始的，這條管道從黑龍江肇源縣茂興穿越嫩江後，向南經吉林省的松源、農安、長春、公主嶺、梨樹、四平，進入遼寧省的昌圖，經鐵嶺，終至煉廠較為集中的工業城市撫順。末站設在撫順康樂屯，以支線向撫順石油一廠、二廠、三廠供油。慶撫線全長596.8公里，其中直徑720毫米的管線558.6公里，1970年9月開工，1971年8月試運行，10月31日正式輸油。工程總投資2.93億元，年輸油能力2000萬噸。建設長距離、大口徑、輸送「三高」原油的管道，這在中國是第一次。
慶撫線建成以後，指揮部正式組建了勘察設計研究所（以後與管道局設計院合並為管道勘察設計研究院），施工隊伍也全部調入，正式編為管道工程一處、二處、、三處（以後更名為管道一、二、三公司）。此後的續建工程在形成了專業隊伍的情況下，改變了人民戰爭式的做法，1972年開工建設了鐵嶺至秦皇島管道，1973年10月開工建設了大慶至鐵嶺復線，1974年10年開工建設了鐵嶺至大連的管道。在此期間還建成了撫順至鞍山煉廠、石油二廠至遼寧電廠、丹東至朝鮮新義州、盤錦至錦西石油五廠等短距離管道。到1975年9月，5年中建設輸油管道8條，共2471公里，其中主要干線2181公里，形成了以鐵嶺站為樞紐，聯接大慶至撫順、大慶至秦皇島和大慶至大連的3條輸油大動脈，東北管網逐步形成。
東北「八三工程」，為中國管道建設探索出了符合中國國情的組織建設和管理模式，奠定了中國原油管道勘察設計、工程建設和運行管理中各項規范的基礎。
華東地區原油管網
華東地區主要油田為山東勝利油田，是繼大慶油田之後建成的第二大油田。勝利油田投入開發後，陸續建成了東營至辛店（1965年），臨邑至濟南（1972年）兩條管道，直接向齊魯和濟南的兩個煉廠輸油。1974年，東營至黃島管道建成後，原油開始從黃島油港下海轉運；1975年後，開工修建了山東至儀征、東營至臨邑的管道，開成了華東管道網，原油又可從工江儀征油港水路轉運。1978年建成河北滄州至臨邑、1979年建成河南濮陽至臨邑的管道，華東油田和中原油田的部分原油，也進入了華東原油管網。長江北岸的儀征輸油站（油庫）成為華東地區最大的原油轉運基地，除供應南京煉油廠用油外，通過儀征油港轉運長江沿岸各煉油廠。華東地區原油管道總長度2718.2公里。
華東原油管網是從修建臨邑至南京的魯寧線時開始籌劃的，後只修建至江蘇儀征，仍稱魯寧線；魯寧管道的建設，地跨山東、安徽、江蘇3省。這條管道建設中，指揮部提出了「管道為業，四海為家，艱苦為榮，野戰為樂」的響亮口號。魯寧線1975年10月20日正式開工。1978年7月建設投產，全長652.58公里，年輸能力2000萬噸，由管道勘察設計院設計，管道一、二、三公司施工。
東營至辛店（東辛線），1965年元月開工，12月完工投產。全長79.36公里，設計年輸油能力540萬噸，支線7.5公里。
臨邑至濟南（臨濟線），1973年建成投產，全長67.3公里，年輸油能力110萬噸，穿越大型河流3處（黃河、徒駭河、小清河），黃河穿越採用頂管方式施工。
臨邑復線，1991年建成投產。全長69.5公里，年輸油能力150萬噸。復線穿越大小河流41處，干線公路7處，鐵路3處，黃河穿越採用沖砂沉降法施工，臨齊線、臨濟復線由勝利油田設計院設計，勝利油田建設公司施工。
東營至黃島（東黃線），1973年建設，1974年7日投產，原長248.93公里，由勝利油田設計院設計，勝利油田建設公司施工。管道局接管後，1984年對全線進行了技術改造。管線全長245.32公里，年輸油能力1000萬噸。1986年7月，東黃復線建成後，東黃線隨即掃線停輸。1998年8月23日恢復輸油（東黃線輸勝利油，東黃復線改輸進口油），改造和恢復工程，由原管道勘察設計院設計，管道四公司和勝利輸油公司所屬管道安裝公司施工。
東黃復線，1985年開工，1986年7月17日投產。全長248.52公里，設計壓力6.5兆帕，年輸油能力2000萬噸。這是中國建設的第一條自動化輸油管道，由管道勘察設計院設計，自動化部分與國外公司聯合設計，管道二、三公司施工。
陸上成品油管道
中國最早的長距離的成品油管道是1973年開工修建的格接成品油管道，起自青海省格爾木市，終於西藏自治區拉薩市。1977年10月全部工程基本均完工。管道全長1080公里，年輸送能力25萬噸。
格拉成品油管道由中國人民解放軍總後勤部組織修建，由總後勤部青藏兵站部輸油管線團進行格拉線穿越長江源頭楚瑪爾河、沱沱河、通天河等108處河流，翻越昆侖山、唐古拉山等9座大山。有900多公里管道處於海拔4000米以上（最高處5200多米）的嚴寒地區，有560公里鋪設在常年凍土地帶。凍土層厚度從幾米到上百米，有冰椎、冰丘、爆炸克水鼓丘，還有厚層地下水，熱融滑塌等特殊不良地質現象。難題多，施工難度非常大。格拉線是國內首次採用的順序輸送工藝，順序輸送汽油、柴油、航空煤油和燈用煤油4個品種5種型號的油品。為青藏公路沿線加油站和拉薩供油，軍地兩用。
格拉線通油之後，不僅有利於邊防戰備，也為世界屋脊的西藏注入了生機，創造了經濟繁榮。可以說石油流向哪裡，哪裡的經濟生活就發生質的變化，從而確立了「石油經濟」的西藏的特殊地位。
距離較長的成品油管道還有1995年建成的撫順石化至營口鮁魚圈管道，全長246公里；1999年建成天津濱海國際機場和北京首都國際機場的管道，全長185公里；2000年10月22日開工建設的蘭州至成都至重慶的管道，全長1200多公里，目前正在建設中。
西北地區輸氣管道
靖邊至北京的陝京線，是國家的重點工程，也是早期西氣東輸的骨幹工程，為目前國內建設水平最高的輸氣管道。
靖邊至北京的陝京線，是國內第一條長距離、大口徑和高度自動化的輸氣管道。1996年3月開工，1997年9月10日建成，全長918.42公里，設計壓力6.4兆帕，年輸氣能力不加壓13.2億立方米。投產後二期加壓站（榆林壓氣站）於1999年11月10日建成，年輸氣能力達到22億立方米。三期加壓（黃河西及應縣加壓站）於2000年11月15日建成，年輸氣能力達到33億立方米。
陝京干線起自陝西省靖邊縣長慶氣田天然氣凈化廠首站，終於北京石景山區衙門口北京末站，途經陝西、山西、河北、北京3省一市22個縣，並穿過3條地震帶，翻越呂梁山、恆山、太行山3座山脈，穿越無定河、禿尾河、窟野河、黃河、永定河5條大河。全線穿越河流230處、鐵路21處，大型公路131處。為了適應調峰需要，2000年1月6日建成大張坨地下貯氣庫和118.5公里配套管線工程，調峰能力為500萬立方米/日，年有效調峰量6億立方米。
陝京線各項工程採用了國際公認的先進標准。陝京線由管道設計院與國外公司合作設計，管道一、二、三公司，大慶、長慶、四川油建公司參加施工。
鄯烏線（鄯善至烏魯木齊），1995年9月26日開工，1996年9月30日完工，1997年3月10日正式供氣。全長301.6公里。穿越河流6處、鐵路6處、公路79處。
鄯烏線是國內自動化程度較高的輸氣管道。首次採用環氧粉末噴塗防腐。國內首次採用同溝敷設有通信光纜，長度310.78公里。
鄯烏線也是陸上首次按照國際慣例組織施工的大型項目。引入了監理制（監理范圍：從初步設計、施工圖設計、施工、試運、驗收及投運一年的全過程監理）和第三方質量監督制。工程採用了總承包方式，又稱「交鑰匙工程」，也是國際工程市場通用的做法。
新疆塔里木油田，有油藏也有氣藏。氣藏儲藏豐富，開發遠景大，1996年累計探明天然氣儲量305.23億立方米，1996年開始敷設輸氣管道。20世紀末，探明天然氣儲量已達5000多億立方米。已建輸氣管道有塔輪線、輪庫線，西氣東輸至上海的干線也從這里為起點。
塔中至輪南（塔輪線）。1995年7月1日開工，1996年8月16日竣工，全長302.15公里，塔輪線也是中國第一條沙漠氣線，與塔輪輸油管線和通信光纜同溝敷設。
其他地區輸氣管道
河南濮陽至滄州（中滄線）。1985年4月1日開工，1986年4月28日完工，8月7日向滄州化肥廠供氣。全長361.89公里，設計壓力5.1兆帕，年輸氣能力6億立方米。管道穿越鐵路4處、公路38處、河流92處。首站裝有引進的半人馬座T4500型燃氣輪機及兩台離心式壓縮機和配套的附屬設備，是國內輸氣管道第一次採用壓氣設備。1999年19月20日更換新管，10月22日恢復運行。管道技術公司封堵作業處進行作業，原管道勘察設計院設計，管道二、三公司施工。
西北地區原油管道
西北地區是50年代初全國石油勘探的重點地區。1958年在甘肅蘭州建成了中國第一座引進的現代化煉油廠——蘭州煉油廠。1958年12月建成的克拉瑪依至獨山子原油管道，標志了中國長輸管道建設史的起點。西北地區原油管道總長.7公里。
花格線起於青海省西州境內的花土溝油砂山（油田集中處理），終於青海省格爾木市南郊，向格爾木煉油廠供油。1987年9月開工，1990年9月21日正式投產輸油，全長435.6公里，設計壓力6.27兆帕，年輸油能力100萬噸。由管道勘察設計院設計，管道一、三公司施工。1977年分兩期進行改擴建，輸油能力達到200萬噸。花格線採用的明線載波遠程式控制制自動化系統，在國內尚屬首次。花格線也是在高原地區敷設的第一條原油管道，管線最高點大烏斯山，海拔高度342米。
輪庫線（輪南至庫爾勒）是塔里木油田的第一條原油外輸管道，原油輪至庫爾勒後裝火車處運，1991年7月2日開工，1992年7月1日竣工投產。全長191.79公里，年輸能力100萬噸至300萬噸，管道勘察設計院設計，管道二公司施工。在設計施工中採用了多項新技術。例如，運用衛星遙感和衛星定位技術，優化了線路走向；自動化控制使用漢語進行操作，互動式圖象、圖形、語言綜合傳輸對生產單體進行監視管理；利用太陽能和風力發電，作為陰極保護電源等等。
塔輪線（塔中至輪南）是我國的第一條流動性沙漠管線，75％處於塔克拉瑪干大沙漠中。1995年7月1日開工，1996年8月16日竣工投產，年輸油能力100至600萬噸。塔輪線全線302.15公里，同溝敷設有輸氣管道和通信光纜。
庫爾勒至鄯善（庫鄯線），這條管道是國內首次採用高壓力、大站距方案，首次採用鋼級為X65的鋼管。1996年6月開工，1997年6月30日竣工投產。全長475公里，設計壓力8兆帕，設計年輸能力，一期500萬噸，二期1000萬噸，全線採用先進的管道自動化（PAS）系統，管道穿越河流、溝渠、鐵路公路33處，開都河寬736.4米，定向鑽穿越，原管道勘察設計院與義大利斯南普及堤公司聯合設計，管道一、二、三公司，管道電信公司，四川油建，中原油建，洛陽公司等單位共同施工。
馬惠寧線（馬嶺至惠安堡至中寧）全長164公里，年輸油能力350萬噸，1978年8月開工，1979年6月投產。跨越河流、洪溝44處，穿越河流34處，鐵路2處，公路41處，管道勘察設計院設計，管道三公司施工。
⑺ 中哈原油管道的介紹
中哈原油管道是中國的第一條戰略級跨國原油進口管道。
⑻ 你了解「原油寶」之類的期貨產品嗎它是怎麼運行的
中行原油寶爆倉事件沸沸揚揚，中行的名稱也因此一落千丈甚至受到了處罰。那麼原油寶這類產品的背後原理究竟是什麼呢？原油寶實際上是代客買賣原油期貨，幾大銀行的原油寶產品大同小異，作為一款理財產品，聲稱掛鉤原油期貨，是類似原油期貨交易。原油期貨交易這種投機性交易超出了銀行的經營范圍， 所以設計出原油寶這個產品，以代客理財的名義為客戶交易原油期貨。
1、它是模擬出來的期貨交易的場景。
投資者以為自己是在進行原油期貨交易，但實際上他們的報價根本就沒有跨出銀行的電腦主機系統，投資者的報價是報給銀行的，然後銀行根據投資者的指令在自己銀行系統的原油寶整個大的賬戶中買入或賣出。實際上是銀行在自己的內部電腦主機系統模擬了原油期貨的交易環境。
⑼ 中俄原油管道的建成和運行對俄羅斯的有利影響
俄羅斯出口到中國的石油輸送量增大，可以降低成本增大收益。
標志著中俄兩國能源合作進入新的發展階段
標志著俄羅斯的能源輸出戰略正在從傳統的西方轉向東方，能源輸出戰略正逐步完善。
俄羅斯出口石油到中國是雙方互惠互利的事情，有利於增強雙方的合作和經貿往來，
⑽ 中俄原油管道的簡介
中俄原油管道黑龍江穿越主管回拖成功
2010年4 月27日14時25分，中俄原油管道 黑龍江穿越主管從黑龍江南岸的中國領土正式入地；4月28日12時18分，經過近22個小時的穿行，順利地在黑龍江北岸的俄羅斯領土上破土而出，奮戰了200多個日日夜夜的員工為他們創造的新奇跡歡呼雀躍。
中俄原油管道起自俄羅斯遠東管道斯科沃羅季諾分輸站，經俄邊境加林達計量站穿越黑龍江，途經我國黑龍江省和內蒙古自治區的12個縣市，止於我國大慶末站。管道全長1030公里，設計年輸量1500萬噸，作為我國重要的能源戰略通道，這條管線的建設對保證國家能源安全具有重要作用。
黑龍江穿越工程是中俄原油管道的控制性工程，備受兩國政府關注，集團公司各級領導高度關注。作為施工總承包商，管道局選派最優秀的管道施工隊伍，調派最優良的設備和最有經驗的施工人員，確保施工順利實施。
黑龍江定向鑽穿越工程是按照俄羅斯設計規范及技術標准進行設計，穿越管道設計壓力6.4兆帕，管徑820 毫米，壁厚15.9毫米，採用K70級直縫埋弧焊鋼管。雙管同管徑平行敷設，一條為主管道，另一條為備用管道，穿越出、入土點分別位於中俄兩國境內，採用兩台鑽機雙向對穿（美國奧格DD-1100和DD-580，並使用國外先進的Paratrack II系統）、主管和備用管兩次穿越方式。管線穿越水平長度1150米，穿越深度距河床底部38米，穿越經過地層有9-16米深的卵石層，17-20米深的碎石層，其餘為中風化長石石英砂岩和含泥碎石，岩層極為破碎，地質十分復雜，極易發生卡鑽事故。因此，黑龍江穿越被業內人士稱為「穿越禁區」，俄方業主稱之為世界級難題，甚至是「不可能完成的任務」。
2009年8月28日，黑龍江穿越工程正式開鑽。為確保黑龍江穿越成功，承擔施工任務的管道局穿越分公司多次組織召開專家論證會，制訂科學施工方案；為保證在零下40攝氏度條件下正常施工，中俄兩國政府批准設立了建設封閉區，分別在中方封閉區和俄方封閉區搭建了鋼結構保溫大棚，為人員、設備和材料進出境提供便利條件；在施工設備保障上，該公司調集最有岩石施工經驗的精英機組，配備最先進的穿越設備（美國奧格DD-1100和DD-580水平定向鑽機），在關鍵設備和部件上「一用一備」，在原有兩台鑽機和兩個機組的基礎上又增加了一台鑽機和一個機組配合施工。主管回拖時嚴格按照中俄雙方協商制定的防腐層檢測要求，在原管道防腐層上安裝包裹了一層光固化保護層，同時製作了優質的管線訂管線發送滾輪架；參建員工在零下四五十攝氏度的條件下，發揚大慶精神、鐵人精神和管道光榮傳統，精心組織，科學施工，嚴格操作，精細管理，克服地質破碎極其復雜，施工環境、材料不易采購，社會依託差以及協調難度大等種種困難。為確保工期，他們放棄國慶、元旦、春節等節假日，日夜奮戰在黑龍江畔。2009年12月9日，完成了主管導向孔對接；2010年2月19日，順利完成了四級擴孔、多次洗孔和試回拖。黑龍江穿越工程主管穿越的成功，為黑龍江穿越工程按期完工爭取了寶貴的時間，也為實現中俄原油管道投產奠定了堅實基礎。
由於中俄原油管道黑龍江穿備管與主管之間只有25米的距離，地質完全相同，為此穿越公司借鑒主管施工經驗，確保了備管穿越順利推進。據悉，黑龍江穿越備管正在進行四級擴孔，預計整個黑龍江穿越工程將在5月底完工。
2009年4月27日，中俄原油管道俄羅斯境內段開工建設。2009年5月18日，中俄原油管道中國境內段開工。中俄原油管道計劃於2010年10月31日建成投產，屆時俄羅斯將通過這條管道每年向中國供應1500萬噸原油，合同期20年。
中俄原油管道工程是我國正在構建的東北、西北、西南和海上四大能源戰略通道之一。其中國境內段漠大線和黑龍江穿越工程由中石油負責建設。