BTC原油管道运行模式
⑴ 原油管道能效与运营成本的关系<sup>[9]</sup>
1）原油管道运营完全成本中燃动力费所占比例最大，约为35%～60%。
2）燃动力费占原油管道运营完全成本比例的变化，基本可以反映能源利用效率的变化，燃动力费所占比例越高，反映能源利用率越低。
3）在同一运距下，在管道运行均在满负荷输量时，管径越大能效越高，单位输量的输油成本和单位周转量的输油成本均呈随管径增大而下降的趋势。
4）在同一管径下，单位输量的总成本费用随着运距的增大而增大，单位周转量的总成本费用随着运距的增大略有减小。
5）原油管道能效对管道输量最为敏感，输油成本对燃料与动力能耗最为敏感，即对能效最为敏感。
6）长度在200～1400km范围内的原油管道，除个别管网管输单价较高外，大部分管网管输单价在0.07～0.10元/t-km的范围内。而此运距范围内铁路运输原油的单价在0.14～0.25元/t·km，铁路运输原油的运价是管道运输原油运价的两倍左右。管径越大，管输原油的能效越高，经济性越明显。
⑵ 中俄原油管道选择大庆为终点的原因有哪些
原因：大庆拥有炼油设施，能保证它平稳的运行，同时对于整个东北经济的发展都会有很多的好处。
2012年9月，中俄石油管道谈判历经15年，最终签约。这是中国与俄罗斯建的第一条石油管道，具有标志性意义。中俄原油管道穿行于地下，“黑色的金子”日夜不停流动，从俄罗斯逶迤而来，穿越黑龙江底，再经过933.85公里的穿行，抵达大庆。每年运送1500万吨，签约20年。
这是一场经历了15年“拍拖”最终结合的漫长婚约。俄罗斯向亚洲伸出了粗壮的能源之手，中国顺势而上，打开了能源的北方通道。
(2)BTC原油管道运行模式扩展阅读
意义
1、中俄原油管道被称为中国四大能源战略通道之一。对于中国来说，与世界第一原油出口大国俄罗斯的合作，是能源战略的迫切需要。
2、中国石油的对外依存度已经超过50%。中国原油管道公司的相关负责人表示，在这种情况下，实现原油进口的多渠道和运输方式多元化，显得尤为重要。
3、中东和非洲地区，仍是未来我国石油进口的重要资源地。运输依赖水路，尤其要经过马六甲海峡。曾经中国进口石油的80%要经过马六甲海峡。而马六甲海盗猖獗，劫案不断。这个885公里的狭长水域，就像容易被扼住的咽喉。中俄原油管道像是开了一道天窗。
中国每年石油对外需求量已超过2.5亿吨。中俄原油管道持续的石油供应，是重要的安全砝码，稳稳坐落于北方。而北方通道，“道路宽阔”，潜力巨大。管线一旦建成，“双方都不会轻易停输”。
⑶ 原油管道指数层级指标
管道能效指数层级指标，简称T级指标。原油管道指数层级指标是反映热油管道能耗管理水平的指标，是综合考虑各相关因素并按照一定算法形成的综合指数性能效指标。原油管道指数层级指标主要反映管道能效方面的优化程度，由O层级、I层级、E层级能耗指标经过计算得到，可直接用于评价管道的能耗水平，为管道运行管理提供决策支持。原油管道指数层级指标的具体能耗指标如表4-4所示。
表4-4 原油管道能效指数层级能耗指标表
1.能效偏差指数
根据历史统计相同季节、相同输量台阶、相近周转量条件下实际生产单耗与平均生产单耗的相对偏差，确定能耗偏差指数。
能耗偏差指数计算公式如下：
油气管道能效管理
式中：εi为报告期生产单耗，kgce/（104t·km）；εi为历史平均生产单耗（根据拟合曲线获得），kgce/（104t·km）;Di为能耗偏差指数，生产单耗与平均生产单耗相对偏差，%。
对于周、月、季能耗数据，可将其折算成平均日能耗数据，根据上式计算出相应的周、月、季能耗指数。
2.能效相对指数
根据历史统计相同季节、相同输量台阶、相近周转量条件下生产单耗的最大值和最小值，计算能效相对指数R。
能效相对指数计算如下：
油气管道能效管理
式中：εi为报告期生产单耗，kgce/（104t·km）；εmax为相同条件下历史最高生产单耗，kgce/（104t·km）；εmin为相同条件下历史最低生产单耗，kgce/（104t·km）;Ri为能效相对指数。
历史生产单耗最大值及最小值的确定：
1）将特定历史生产单耗平均值曲线划分成更小的若干输量范围；
2）找到每个输量范围内的生产单耗最大值及最小值；
3）分别对生产单耗最大值及最小值进行曲线拟合；
4）若所拟合的生产单耗最大值与最小值曲线可将所有能耗点包含其中，则认为所拟合的最大值、最小值曲线为该种特定条件下的生产单耗最大值及最小值，否则，将曲线进行少量平移，直到将所有能耗点全部包含其中为止。由此确定生产单耗最大值及最小值。
3.能量平衡指数
报告期供给输油管道的总能量与有用功的比值。
能量平衡指数计算公式如下：
油气管道能效管理
Qsei为报告期系统内某输油站提供给某输油干线的能量，MJ;W为报告期内管道消耗的有用功，MJ。
⑷ 演绎法预测
演绎法能耗预测主要采用工艺仿真的方式进行，而工艺仿真的技术难点主要是敏感性分析和影响条件的简化。这里，需要强调的是工艺仿真系统的建模和调试不是简单的纠偏，而是要发现影响因素，剖析规律，研究其影响的权重。
一般输油泵机组耗电、加热炉耗油（气）和压缩机组耗能可采用模拟法测算。测算工具包括模拟软件与相关公式，建立步骤如下[10]：
第一，数据收集。
管道基础数据：
——管径，壁厚，管道高程、里程（含站场、阀室位置），管道最高承压，摩阻系数；
——沿线土壤四季不同地温、传热半径、土壤导热系数；
——输油站泵机组参数，包括：泵类型、性能曲线、功率、效率、开机/停机时间、额定转速、额定排量、运行方式（串联、并联）等；
——压气站压缩机组参数，包括：压缩机类型（离心式、往复式）、性能曲线、功率、温升比率、效率、开机/停机时间、驱动方式（电驱、燃驱）、最低进口压力、额定转速、压缩机配置方式（几用几备）、运行方式（串联、并联）等；
——加热炉参数，包括加热炉额定负荷、效率等；
——输送介质物性，原油密度、比热容、凝点、黏温曲线，天然气组分及其组成百分比，成品油密度、比热容等。
管线运行数据依据所制订方案而定，参数选取应符合调度手册和交接协议的相关规定。
第二，数据录入。
按照相关测算软件或公式的要求，对收集的数据进行整理、筛选、分析后翔实录入，以保证测算结果的可靠性。
第三，精度调整。
测算软件或公式初步形成后，应利用多组历史运行数据进行反复校核调整，以达到准确测算的要求。
按月度计划输量编制运行方案，并选择相应月份下的沿线地温，在模型中各站进出站主要参数符合调度操作手册要求的前提下，算出一组稳定的工况，得到不同月份内全线各站的耗油/气/电总量；当只有年计划输量的情况下，根据前三年的月不均匀系数编制分月运行方案，并选择相应月份下的沿线地温，在模型中各站进出站主要参数符合调度操作手册要求的前提下，算出一组稳定的工况，得到不同月份内全线各站的耗油/气/电总量。根据测算出的月度数值进行累加，形成全年耗油/气/电总量。
下面以原油管道能耗预测为例，阐述演绎法能耗预测相关要点。
1.原油管道最优能耗预测基本思路
（1）预测对象
直接预测对象：最优月耗电量；最优月耗油（气）量。
间接预测对象：管道月综合能耗（tce或MJ）；管道月平均单位周转量耗电量、耗油（气）量；管道月平均单位周转量综合能耗（kgce/104t·km或kJ/104t·km）；年耗电量、年耗油（气）量，按直接预测的1～12月的月耗电量、月耗油（气）量累加计算；年综合能耗量，按年耗电量、年耗油（气）量折算；该原油管道年平均单位周转量耗电量、耗油（气）量，按年耗电量、年耗（油）气量除以相应的年度总输油周转量得到；年平均单位周转量综合能耗（kgce/104t·km或kJ/104t·km），按年平均单位周转量耗电量、耗油（气）量折算。
（2）预测范围
时段选择：一般情况下预测目标时段的最终目标为指定月份，如需要，预测过程中要将一个月分解为若干不同稳态工况下的时间段。
能效指标选择：单条原油管道，直接生产能耗和单位周转量生产能耗。
这里需要说明的是，辅助生产能耗、生活能耗、输送损耗可以按相关规范（定）定额计算，并不参与正算法能耗预测计算，只是在最终合计数据时并入能源消耗量和单位周转量综合能耗。
（3）预测的前提条件
基本输入：原油品种、原油输入点进油量、原油输出点交油量。
基础资料：K值、摩阻修正系数、泵效、炉效，设备特性曲线等。
（4）预测算法
工艺计算法（正算法）最优化算法，即在现有条件下，基于对预测月份进行流量分配方案和工艺运行方案优化，得到相对最低（优）能耗、能效的分析逻辑和数学模型。数学模型包括预测的具体方法及配套的数学模型。
模型需考虑定流量运行方案优化、月份流量分配、月份批次计划对能耗的影响、非稳态因素对能耗的影响等部分。建立预测月份流量分配优化及运行方案优化的目标函数。在预测模型中考虑的各种可选前提条件：综合能耗最低、能耗费用最低。预测月份流量分配模式主要有：平均流量、频率分配、最优流量组合、指定流量组合等方式。多种测算模式可以得到多个最优能耗测算值，所构成的区间可以提供更多最优能耗信息。
定流量稳态运行方案优化模式，指定各管段的输油流量：①理想匹配是不考虑节流；②开泵方案优化；③指定开泵方案。
热油管道定流量稳态运行输油温度设定模式：①指定输油温度（出站/进站温度）；②自动设定进站温度为允许最低进站温度；③输油温度优化。
基于能耗预测的原油管道分类：①不设加热站的单一品种输送管道；②不设加热站的多品种顺序输送管道；③设加热站的单一品种输送管道；④设加热站的多品种顺序输送管道。
几种原油按一定比例混合，混合原油视为一种单一原油。针对每种类型原油管道分别建立具有较强通用性的最优能耗预测模型。基于每种类型原油管道，分别开发具有较强通用性的最优能耗预测软件。
（5）基本步骤（图7-1）
图7-1
2.能耗测算数学模型
（1）稳态优化能耗测算数学模型
决策变量的选取。全线泵组合和出站油温。
目标函数。管道系统单位时间内运行总能耗（kgce）最低。
S=SF+SE
当管线为不加热输送时，SF为零。
约束条件。①全线泵组合与管路的匹配约束。各泵站提供的有效扬程之和等于全线总摩阻损失与位差之和。②站间管段水力条件约束。③站间管段热力条件约束。④泵站约束。⑤热站约束。
（2）输量分配模型
流量在输油周期内波动相对频繁，事先无法准确预知，同时该因素对热能消耗和电能消耗有较大影响。
重点研究每月周期内，日输量的波动规律。
月任务输量分配方法如下：①平均流量法。月输油任务平均分配到日，定流量稳态优化计算日能耗，日能耗累加得到月总输油能耗，平均流量可能导致泵管匹配状况不佳，平均流量可能导致泵效低，适用于满负荷或流量稳定的管道。②频率分配法。对于不满负荷运行的原油管道，由于各种内外部条件限制，测算月份的管道日输量可能是波动的，难以预先确定测算月份每天的日输量。基于历史数据，统计一个月内，日输量/月输量百分比的分布频率。根据统计频率，确定测算月份的日输量分配。一般不同月份的日输量波动情况有所不同，一般按月统计日输量分布。③最优流量组合法。将月任务输量平均分配到每一天，在其所对应的日输量下运行有可能泵管匹配不好，例如节流比较大或者泵的运行效率比较低，因此该流量对应的能耗值比较大。拟定若干备选的流量，通过优化的方法确定最佳的流量搭配方案。④指定流量组合法。根据管道特点，指定几个流量，确定每个流量的运行时间，在预测具体管道的月输油能耗时，可以根据需要采用不同的输量分配方法，调用不同的输量分配方法将得到不同的能耗指标，将这些能耗指标构成的区间，作为最优能耗区间。
3.能耗测算软件计算逻辑
正算法的技术路线是利用现有仿真技术及管道模型研发“正算法”能耗预测软件（图7-2）。经研究分析，“ 正算法”能耗预测软件开发建议采用基于SPS等仿真技术进行二次开发的技术路线。
图7-2 能耗测算软件计算逻辑图
预测模块应实现根据月度、年度输量计划给定的输量，自动生成开机输送方案，并预测不同方案的能耗，对油气管道能耗进行自动预测；要具备对燃料费、动力费用预测的功能。
预测模块内部应包括“方案自动生成子模块”、“ 能耗指标折算子模块”、“ 逻辑判断子模块”等三个功能子模块。“方案自动生成子模块”、“能耗指标折算子模块”、“逻辑判断子模块”等三个功能子模块应通过通信协议与SPS仿真软件联动，实现自动预测能耗的逻辑过程。开发“方案自动生成子模块”，将压缩机机组、泵机组、加热炉的开机方案，作为此子模块的主要输出信息，按照一定的算法，自动生成若干开机方案。开发“能耗指标折算子模块”，将耗能量及能耗指标作为此子模块的主要输出信息。开发“逻辑判断子模块”，根据SPS仿真软件输出的管输介质输量、压力、温度以及耗能设备功率、转速、负荷等数据，和“能耗指标折算子模块”输出的耗能量及能耗指标，按照既定逻辑判断是否需要继续试，并给出优先挑选哪一类方案进行试算的指向性输出信息。
正算法所实现的能耗预测软件是离线的，即不以实时的SCADA数据作为数据来源进行业务过程的修正。基于“正算法”的能耗预测软件，应以油气管道离线水力、热力仿真计算软件为基础进行开发。能耗预测模块，应实现对天然气管网、成品油管道、原油管道的能耗预测。
4.能耗测算算例
以某管道为例：该管道有5个泵站，每个泵站均只开启1台泵。
第一步：通过用户输入界面，输入管道输送方案，即管道输量及下游各分输站分输量或注入量。
第二步：得到开机方案的全集，暂时不考虑管道水力热力条件，将5个泵站所有的排列组合全部进行罗列，如表7-1所示，假设每站开启1台机，则本例则包括31种开机方式。这31种开机方式中，肯定包括若干个满足用户所输入的分输方案的开机方案，且肯定包括1个或几个相对最优方案。接下来要对这些方案进行筛选。
表7-1 开机方案全集列表
第三步：对全集做初步筛选，筛选出若干个满足用户输入的输送方案的开机方案，筛选方法采用用户根据经验事先设定筛选条件及二分法等多种方法相结合的方式，软件要提供开放的人工设定窗口，如设定液体管道首站必须启泵，则全集方案中所有首站未启泵的方案将被全部排除；或在设定某输量台阶必须至少开启3个站，则全集方案中所有低于3站的方案也被排除；若某管道未经人为设定过，则直接采用二分法进行方案筛选。
假设本例已设定首站必须启泵，则筛选过程如下：
1）按人为设定筛选条件优先的方式，筛选出所有首站未启机的方案，经此步筛选过后，由31种开机组合方式减少为16种组合方式，如表7-2所示：
表7-2 第一次筛选后开机方案列表
2）采用二分法进行筛选，从中间的方案（序号为8的方案）开始计算。如果方案8可以满足输送要求，则排除开机方案1～7，保留开机方案8～16，如表7-3所示：
表7-3 第二次筛选后开机方案列表
3）再次利用二分法进行筛选，在剩余的开机方案中，选择中间的方案（9/2取整，即序号为5的方案）开始计算，如果开机方案5满足输送要求，则排除开机方案6～9，保留开机方案1～5，如表7-4所示：
表7-4 第三次筛选后开机方案列表
4）循环上述计算过程，当开机方案所剩达到足够少时，依次带入SPS仿真系统，进行模拟仿真，计算能耗。
第四步：针对得到的N种可行的开机方案，结合调度手册的控制原则，生成Intran控制脚本文件或其他格式的文件。Intran文件的控制逻辑，应与控制中心的调度操作手册的控制原则相吻合。例如：某台泵的入口压力达到1MPa的时候，才可以开启该台泵。以控制SPS模型进行仿真。
第五步：SPS进行模拟仿真。
第六步：通过能耗指标折算模块，换算各种开机方案下的耗气量、耗电量、耗油量、电单耗、气单耗、油单耗、生产单耗、耗能数量比等能耗指标。
第七步：逻辑判断子模块根据SPS仿真软件输出的管输介质输量、压力、温度以及耗能设备功率、转速、负荷等数据，和“能耗指标折算子模块”输出的耗能量及能耗指标，按照既定逻辑判断是否需要继续试，并给出优先挑选哪一类方案进行试算的指向性输出信息。
第八步：输出N种开机方案的能耗和周转量。
⑸ 原油的交易模式是什么
原油的交易模式是什么?
1、现货原油交易是T+0模式，24小时交易的，而且还能买涨买跌。
2、石油现货交易是指买卖双方出自对实物石油的需求与销售实物石油的目的，根据商定的支付方式与交货方式，采取即时或在较短的时间内进行实物石油交收的一种交易方式。在现货交易中，随着商品所有权的转移，同时完成石油实体的交换与流通。因此，石油现货交易是石油商品运行的直接表现方式。石油现货交易是国际上广泛使用且备受关注的交易方式，尤其是在经济发达的国家中。
3、现货交易是大银行之间，以及大银行代理大客户的交易，买卖约定成交后，最迟在两个营业日之内完成资金收付交割。但交割的时间可以不断做延期。
⑹ 石油管道
华北、中部地区原油管道
华北地区有大港油田、华北油田，都敷设有外输原油管道，华北地区的炼化企业，有地处北京燕山的东方红炼油厂和大港炼油厂、天津炼油厂、沧州炼油厂、石家庄炼油厂、保定炼油厂、内蒙古呼和浩特炼油厂。原油管道总长度1847.4公里。
华北地区最早修建的原油主干线是秦皇岛至北京的秦京线，为北京东方红炼厂供应原料油。秦京线1974年4月开工，1975年6月19日投产。管道全长324.6公里，年输油能力600万吨。穿越河流11处，铁路14处，公路40处，跨越河流（永定河1574米）和水渠5处。由洛阳石化设计院（中国石化洛阳石化工程公司）设计，管道三公司和江汉油田建设公司施工。
大港至周李庄输油管线1968年建设，这条管道是大港油田惟一的一条原油外输线。起点多次发生变化。总长210.5公里，年输能力500万吨。
任丘至沧州原油管道，1976年元月1日开工，4月1日投产，全长109公里，年输油能力500万吨，1983年经过改造，年输油能力770万吨。以华北油田为源头的原油管道，还有任沧复线；任沧新线，任京线（任丘至北京）、沧临线（沧州至临邑），河石线（河间至石家庄）、任保线（任丘至保定）、阿赛线（阿尔善至赛汗塔拉）。
中部地区油田，分布在湖北和河南两省境内，有江汉油田、河南油田和中原油田，主要炼油企业有湖北荆门炼油厂和河南洛阳炼油厂。原油管道总长度1347.5公里。
江汉原油管道有潜荆线（潜江至荆门），1970年建成，全长90公里，年输能力170万吨。
河南原油管道有魏荆线（魏岗至荆门）和魏荆复线。
中原原油管道有濮临线（濮阳至临邑）、中洛线（濮阳至洛阳）及中洛复线。
另外，港口至炼厂原油管道总长度859.3公里。
东北地区原油管道
东北地区是原油生产的主要基地，有大庆油田、辽河油田和吉林油田，原油产量大约占全国总产量的53.5%，原油管道达3399.6公里。
大庆油田从1966年起，年产量达到1066.89万吨以后，探明的石油资源并未全面开发。1970年7月，周恩来总理和李先念副总理，同余秋里、康世恩商议，决定提前动用大庆油田的后备资源，并决定集中资金修建大庆原油的外输管道。1970年8月3日，东北管道建设领导小组开会正式筹备，命名为东北“八三工程”。
东北“八三工程”的起步，是从抢建大庆至抚顺的庆抚线开始的，这条管道从黑龙江肇源县茂兴穿越嫩江后，向南经吉林省的松源、农安、长春、公主岭、梨树、四平，进入辽宁省的昌图，经铁岭，终至炼厂较为集中的工业城市抚顺。末站设在抚顺康乐屯，以支线向抚顺石油一厂、二厂、三厂供油。庆抚线全长596.8公里，其中直径720毫米的管线558.6公里，1970年9月开工，1971年8月试运行，10月31日正式输油。工程总投资2.93亿元，年输油能力2000万吨。建设长距离、大口径、输送“三高”原油的管道，这在中国是第一次。
庆抚线建成以后，指挥部正式组建了勘察设计研究所（以后与管道局设计院合并为管道勘察设计研究院），施工队伍也全部调入，正式编为管道工程一处、二处、、三处（以后更名为管道一、二、三公司）。此后的续建工程在形成了专业队伍的情况下，改变了人民战争式的做法，1972年开工建设了铁岭至秦皇岛管道，1973年10月开工建设了大庆至铁岭复线，1974年10年开工建设了铁岭至大连的管道。在此期间还建成了抚顺至鞍山炼厂、石油二厂至辽宁电厂、丹东至朝鲜新义州、盘锦至锦西石油五厂等短距离管道。到1975年9月，5年中建设输油管道8条，共2471公里，其中主要干线2181公里，形成了以铁岭站为枢纽，联接大庆至抚顺、大庆至秦皇岛和大庆至大连的3条输油大动脉，东北管网逐步形成。
东北“八三工程”，为中国管道建设探索出了符合中国国情的组织建设和管理模式，奠定了中国原油管道勘察设计、工程建设和运行管理中各项规范的基础。
华东地区原油管网
华东地区主要油田为山东胜利油田，是继大庆油田之后建成的第二大油田。胜利油田投入开发后，陆续建成了东营至辛店（1965年），临邑至济南（1972年）两条管道，直接向齐鲁和济南的两个炼厂输油。1974年，东营至黄岛管道建成后，原油开始从黄岛油港下海转运；1975年后，开工修建了山东至仪征、东营至临邑的管道，开成了华东管道网，原油又可从工江仪征油港水路转运。1978年建成河北沧州至临邑、1979年建成河南濮阳至临邑的管道，华东油田和中原油田的部分原油，也进入了华东原油管网。长江北岸的仪征输油站（油库）成为华东地区最大的原油转运基地，除供应南京炼油厂用油外，通过仪征油港转运长江沿岸各炼油厂。华东地区原油管道总长度2718.2公里。
华东原油管网是从修建临邑至南京的鲁宁线时开始筹划的，后只修建至江苏仪征，仍称鲁宁线；鲁宁管道的建设，地跨山东、安徽、江苏3省。这条管道建设中，指挥部提出了“管道为业，四海为家，艰苦为荣，野战为乐”的响亮口号。鲁宁线1975年10月20日正式开工。1978年7月建设投产，全长652.58公里，年输能力2000万吨，由管道勘察设计院设计，管道一、二、三公司施工。
东营至辛店（东辛线），1965年元月开工，12月完工投产。全长79.36公里，设计年输油能力540万吨，支线7.5公里。
临邑至济南（临济线），1973年建成投产，全长67.3公里，年输油能力110万吨，穿越大型河流3处（黄河、徒骇河、小清河），黄河穿越采用顶管方式施工。
临邑复线，1991年建成投产。全长69.5公里，年输油能力150万吨。复线穿越大小河流41处，干线公路7处，铁路3处，黄河穿越采用冲砂沉降法施工，临齐线、临济复线由胜利油田设计院设计，胜利油田建设公司施工。
东营至黄岛（东黄线），1973年建设，1974年7日投产，原长248.93公里，由胜利油田设计院设计，胜利油田建设公司施工。管道局接管后，1984年对全线进行了技术改造。管线全长245.32公里，年输油能力1000万吨。1986年7月，东黄复线建成后，东黄线随即扫线停输。1998年8月23日恢复输油（东黄线输胜利油，东黄复线改输进口油），改造和恢复工程，由原管道勘察设计院设计，管道四公司和胜利输油公司所属管道安装公司施工。
东黄复线，1985年开工，1986年7月17日投产。全长248.52公里，设计压力6.5兆帕，年输油能力2000万吨。这是中国建设的第一条自动化输油管道，由管道勘察设计院设计，自动化部分与国外公司联合设计，管道二、三公司施工。
陆上成品油管道
中国最早的长距离的成品油管道是1973年开工修建的格接成品油管道，起自青海省格尔木市，终于西藏自治区拉萨市。1977年10月全部工程基本均完工。管道全长1080公里，年输送能力25万吨。
格拉成品油管道由中国人民解放军总后勤部组织修建，由总后勤部青藏兵站部输油管线团进行格拉线穿越长江源头楚玛尔河、沱沱河、通天河等108处河流，翻越昆仑山、唐古拉山等9座大山。有900多公里管道处于海拔4000米以上（最高处5200多米）的严寒地区，有560公里铺设在常年冻土地带。冻土层厚度从几米到上百米，有冰椎、冰丘、爆炸克水鼓丘，还有厚层地下水，热融滑塌等特殊不良地质现象。难题多，施工难度非常大。格拉线是国内首次采用的顺序输送工艺，顺序输送汽油、柴油、航空煤油和灯用煤油4个品种5种型号的油品。为青藏公路沿线加油站和拉萨供油，军地两用。
格拉线通油之后，不仅有利于边防战备，也为世界屋脊的西藏注入了生机，创造了经济繁荣。可以说石油流向哪里，哪里的经济生活就发生质的变化，从而确立了“石油经济”的西藏的特殊地位。
距离较长的成品油管道还有1995年建成的抚顺石化至营口鲅鱼圈管道，全长246公里；1999年建成天津滨海国际机场和北京首都国际机场的管道，全长185公里；2000年10月22日开工建设的兰州至成都至重庆的管道，全长1200多公里，目前正在建设中。
西北地区输气管道
靖边至北京的陕京线，是国家的重点工程，也是早期西气东输的骨干工程，为目前国内建设水平最高的输气管道。
靖边至北京的陕京线，是国内第一条长距离、大口径和高度自动化的输气管道。1996年3月开工，1997年9月10日建成，全长918.42公里，设计压力6.4兆帕，年输气能力不加压13.2亿立方米。投产后二期加压站（榆林压气站）于1999年11月10日建成，年输气能力达到22亿立方米。三期加压（黄河西及应县加压站）于2000年11月15日建成，年输气能力达到33亿立方米。
陕京干线起自陕西省靖边县长庆气田天然气净化厂首站，终于北京石景山区衙门口北京末站，途经陕西、山西、河北、北京3省一市22个县，并穿过3条地震带，翻越吕梁山、恒山、太行山3座山脉，穿越无定河、秃尾河、窟野河、黄河、永定河5条大河。全线穿越河流230处、铁路21处，大型公路131处。为了适应调峰需要，2000年1月6日建成大张坨地下贮气库和118.5公里配套管线工程，调峰能力为500万立方米/日，年有效调峰量6亿立方米。
陕京线各项工程采用了国际公认的先进标准。陕京线由管道设计院与国外公司合作设计，管道一、二、三公司，大庆、长庆、四川油建公司参加施工。
鄯乌线（鄯善至乌鲁木齐），1995年9月26日开工，1996年9月30日完工，1997年3月10日正式供气。全长301.6公里。穿越河流6处、铁路6处、公路79处。
鄯乌线是国内自动化程度较高的输气管道。首次采用环氧粉末喷涂防腐。国内首次采用同沟敷设有通信光缆，长度310.78公里。
鄯乌线也是陆上首次按照国际惯例组织施工的大型项目。引入了监理制（监理范围：从初步设计、施工图设计、施工、试运、验收及投运一年的全过程监理）和第三方质量监督制。工程采用了总承包方式，又称“交钥匙工程”，也是国际工程市场通用的做法。
新疆塔里木油田，有油藏也有气藏。气藏储藏丰富，开发远景大，1996年累计探明天然气储量305.23亿立方米，1996年开始敷设输气管道。20世纪末，探明天然气储量已达5000多亿立方米。已建输气管道有塔轮线、轮库线，西气东输至上海的干线也从这里为起点。
塔中至轮南（塔轮线）。1995年7月1日开工，1996年8月16日竣工，全长302.15公里，塔轮线也是中国第一条沙漠气线，与塔轮输油管线和通信光缆同沟敷设。
其他地区输气管道
河南濮阳至沧州（中沧线）。1985年4月1日开工，1986年4月28日完工，8月7日向沧州化肥厂供气。全长361.89公里，设计压力5.1兆帕，年输气能力6亿立方米。管道穿越铁路4处、公路38处、河流92处。首站装有引进的半人马座T4500型燃气轮机及两台离心式压缩机和配套的附属设备，是国内输气管道第一次采用压气设备。1999年19月20日更换新管，10月22日恢复运行。管道技术公司封堵作业处进行作业，原管道勘察设计院设计，管道二、三公司施工。
西北地区原油管道
西北地区是50年代初全国石油勘探的重点地区。1958年在甘肃兰州建成了中国第一座引进的现代化炼油厂——兰州炼油厂。1958年12月建成的克拉玛依至独山子原油管道，标志了中国长输管道建设史的起点。西北地区原油管道总长.7公里。
花格线起于青海省西州境内的花土沟油砂山（油田集中处理），终于青海省格尔木市南郊，向格尔木炼油厂供油。1987年9月开工，1990年9月21日正式投产输油，全长435.6公里，设计压力6.27兆帕，年输油能力100万吨。由管道勘察设计院设计，管道一、三公司施工。1977年分两期进行改扩建，输油能力达到200万吨。花格线采用的明线载波远程控制自动化系统，在国内尚属首次。花格线也是在高原地区敷设的第一条原油管道，管线最高点大乌斯山，海拔高度342米。
轮库线（轮南至库尔勒）是塔里木油田的第一条原油外输管道，原油轮至库尔勒后装火车处运，1991年7月2日开工，1992年7月1日竣工投产。全长191.79公里，年输能力100万吨至300万吨，管道勘察设计院设计，管道二公司施工。在设计施工中采用了多项新技术。例如，运用卫星遥感和卫星定位技术，优化了线路走向；自动化控制使用汉语进行操作，交互式图象、图形、语言综合传输对生产单体进行监视管理；利用太阳能和风力发电，作为阴极保护电源等等。
塔轮线（塔中至轮南）是我国的第一条流动性沙漠管线，75％处于塔克拉玛干大沙漠中。1995年7月1日开工，1996年8月16日竣工投产，年输油能力100至600万吨。塔轮线全线302.15公里，同沟敷设有输气管道和通信光缆。
库尔勒至鄯善（库鄯线），这条管道是国内首次采用高压力、大站距方案，首次采用钢级为X65的钢管。1996年6月开工，1997年6月30日竣工投产。全长475公里，设计压力8兆帕，设计年输能力，一期500万吨，二期1000万吨，全线采用先进的管道自动化（PAS）系统，管道穿越河流、沟渠、铁路公路33处，开都河宽736.4米，定向钻穿越，原管道勘察设计院与意大利斯南普及堤公司联合设计，管道一、二、三公司，管道电信公司，四川油建，中原油建，洛阳公司等单位共同施工。
马惠宁线（马岭至惠安堡至中宁）全长164公里，年输油能力350万吨，1978年8月开工，1979年6月投产。跨越河流、洪沟44处，穿越河流34处，铁路2处，公路41处，管道勘察设计院设计，管道三公司施工。
⑺ 中哈原油管道的介绍
中哈原油管道是中国的第一条战略级跨国原油进口管道。
⑻ 你了解“原油宝”之类的期货产品吗它是怎么运行的
中行原油宝爆仓事件沸沸扬扬，中行的名称也因此一落千丈甚至受到了处罚。那么原油宝这类产品的背后原理究竟是什么呢？原油宝实际上是代客买卖原油期货，几大银行的原油宝产品大同小异，作为一款理财产品，声称挂钩原油期货，是类似原油期货交易。原油期货交易这种投机性交易超出了银行的经营范围， 所以设计出原油宝这个产品，以代客理财的名义为客户交易原油期货。
1、它是模拟出来的期货交易的场景。
投资者以为自己是在进行原油期货交易，但实际上他们的报价根本就没有跨出银行的电脑主机系统，投资者的报价是报给银行的，然后银行根据投资者的指令在自己银行系统的原油宝整个大的账户中买入或卖出。实际上是银行在自己的内部电脑主机系统模拟了原油期货的交易环境。
⑼ 中俄原油管道的建成和运行对俄罗斯的有利影响
俄罗斯出口到中国的石油输送量增大，可以降低成本增大收益。
标志着中俄两国能源合作进入新的发展阶段
标志着俄罗斯的能源输出战略正在从传统的西方转向东方，能源输出战略正逐步完善。
俄罗斯出口石油到中国是双方互惠互利的事情，有利于增强双方的合作和经贸往来，
⑽ 中俄原油管道的简介
中俄原油管道黑龙江穿越主管回拖成功
2010年4 月27日14时25分，中俄原油管道 黑龙江穿越主管从黑龙江南岸的中国领土正式入地；4月28日12时18分，经过近22个小时的穿行，顺利地在黑龙江北岸的俄罗斯领土上破土而出，奋战了200多个日日夜夜的员工为他们创造的新奇迹欢呼雀跃。
中俄原油管道起自俄罗斯远东管道斯科沃罗季诺分输站，经俄边境加林达计量站穿越黑龙江，途经我国黑龙江省和内蒙古自治区的12个县市，止于我国大庆末站。管道全长1030公里，设计年输量1500万吨，作为我国重要的能源战略通道，这条管线的建设对保证国家能源安全具有重要作用。
黑龙江穿越工程是中俄原油管道的控制性工程，备受两国政府关注，集团公司各级领导高度关注。作为施工总承包商，管道局选派最优秀的管道施工队伍，调派最优良的设备和最有经验的施工人员，确保施工顺利实施。
黑龙江定向钻穿越工程是按照俄罗斯设计规范及技术标准进行设计，穿越管道设计压力6.4兆帕，管径820 毫米，壁厚15.9毫米，采用K70级直缝埋弧焊钢管。双管同管径平行敷设，一条为主管道，另一条为备用管道，穿越出、入土点分别位于中俄两国境内，采用两台钻机双向对穿（美国奥格DD-1100和DD-580，并使用国外先进的Paratrack II系统）、主管和备用管两次穿越方式。管线穿越水平长度1150米，穿越深度距河床底部38米，穿越经过地层有9-16米深的卵石层，17-20米深的碎石层，其余为中风化长石石英砂岩和含泥碎石，岩层极为破碎，地质十分复杂，极易发生卡钻事故。因此，黑龙江穿越被业内人士称为“穿越禁区”，俄方业主称之为世界级难题，甚至是“不可能完成的任务”。
2009年8月28日，黑龙江穿越工程正式开钻。为确保黑龙江穿越成功，承担施工任务的管道局穿越分公司多次组织召开专家论证会，制订科学施工方案；为保证在零下40摄氏度条件下正常施工，中俄两国政府批准设立了建设封闭区，分别在中方封闭区和俄方封闭区搭建了钢结构保温大棚，为人员、设备和材料进出境提供便利条件；在施工设备保障上，该公司调集最有岩石施工经验的精英机组，配备最先进的穿越设备（美国奥格DD-1100和DD-580水平定向钻机），在关键设备和部件上“一用一备”，在原有两台钻机和两个机组的基础上又增加了一台钻机和一个机组配合施工。主管回拖时严格按照中俄双方协商制定的防腐层检测要求，在原管道防腐层上安装包裹了一层光固化保护层，同时制作了优质的管线订管线发送滚轮架；参建员工在零下四五十摄氏度的条件下，发扬大庆精神、铁人精神和管道光荣传统，精心组织，科学施工，严格操作，精细管理，克服地质破碎极其复杂，施工环境、材料不易采购，社会依托差以及协调难度大等种种困难。为确保工期，他们放弃国庆、元旦、春节等节假日，日夜奋战在黑龙江畔。2009年12月9日，完成了主管导向孔对接；2010年2月19日，顺利完成了四级扩孔、多次洗孔和试回拖。黑龙江穿越工程主管穿越的成功，为黑龙江穿越工程按期完工争取了宝贵的时间，也为实现中俄原油管道投产奠定了坚实基础。
由于中俄原油管道黑龙江穿备管与主管之间只有25米的距离，地质完全相同，为此穿越公司借鉴主管施工经验，确保了备管穿越顺利推进。据悉，黑龙江穿越备管正在进行四级扩孔，预计整个黑龙江穿越工程将在5月底完工。
2009年4月27日，中俄原油管道俄罗斯境内段开工建设。2009年5月18日，中俄原油管道中国境内段开工。中俄原油管道计划于2010年10月31日建成投产，届时俄罗斯将通过这条管道每年向中国供应1500万吨原油，合同期20年。
中俄原油管道工程是我国正在构建的东北、西北、西南和海上四大能源战略通道之一。其中国境内段漠大线和黑龙江穿越工程由中石油负责建设。