一、輸油站設計一般要求
輸油站間距應通過水力和熱力計算確定。有的設計單位由工藝專業負責，有的設計單位由管道專業負責計算。
輸油站的站址選擇和總平面布置應符合現行國家標準GB 50183、GB 50253的有關規定。
輸油首站、末站的防洪標準，其重現期不應低于50年一遇的洪水；中間站的防洪標準，其重現期不應低于25年一遇的洪水。
二、輸油站工藝簡介
1. 輸油首站的工藝流程應具有收油、儲存、正輸、清管、站內循環的功能，必要時還應具有反輸和交接計量的功能。
中間（熱）泵站工藝流程應具有正輸、壓力（熱力）越站、全越站、收發清管器或清管器越站的功能。必要時還應具有反輸的功能。
中間加熱站的工藝流程應具有正輸、全越站的功能，必要時還應具有反輸的功能。
分輸站工藝流程除應具有中間站的功能外，尚應具有油品調壓、計量的功能。必要時還應具有收油、儲存、發油的功能。
輸入站工藝流程應具有與首站同等的功能。
末站的工藝流程應具有接受上站來油、儲存或不進罐經計量后去用戶、接收清管器、站內循環的功能，必要時還應具有反輸的功能。
2. 站場油罐形式、容量、數量應符合下列規定：
①. 首站、末站、分輸站、輸入站應選用浮頂金屬油罐；
②. 輸油首站、輸入站、分輸站、末站儲油罐總容量應按式（9.3.3）計算：
③. 首站、輸入站、分輸站、末站原油罐，每站不宜少于3座。
3. 輸油站油品儲備天數應符合下列規定：
①. 輸油首站、輸入站：
油源來自油田、管道時，其儲備天數宜為3～5d；
油源來自鐵路卸油站場時，其儲備天數宜為4～5d；
油源來自內河運輸時，其儲備天數宜為3～4d；
油源來自近海運輸時，其儲備天數宜為5～7d；
油源來自遠洋運輸時，其儲備天數按委托設計合同確定；油罐總容量應大于油輪一次裝油量。
②. 分輸站、末站：
通過鐵路發送油品給用戶時，油品儲備天數宜為4～5d；
通過內河發送給用戶時，油品儲備天數宜為3～4d；
通過近海發送給用戶時，油品儲備天數宜為5～7d；
通過遠洋油輪運送給用戶時，油品儲備天數按委托設計合同確定；油罐總容量應大于油輪一次裝油量；
末站為向用戶供油的管道轉輸站時，油品儲備天數宜為3d。
③. 中間（熱）泵站：
當采用旁接油灌輸油工藝時，其旁接油罐容量宜按2h的最大管輸量計算；
當采用密閉輸送工藝時，應設水擊泄放罐，其泄放罐容量由瞬態水力分析確定。
4. 應根據油罐所儲原油的物理化學性質和環境條件，通過技術經濟比較后，確定油罐加熱和保溫方式。
5. 鐵路裝卸設施應符合下列要求：
①. 日裝卸油罐車在8列及8列以上時，裝卸線棧橋宜整列雙側布置裝卸油鶴管。
②. 鶴管的結構應滿足各類型油罐車對位要求，鶴管數量應滿足在一列車不脫鉤的條件下一次到站最多的油罐車數；根據合同要求，裝卸油罐車為同一標準型號時，設計鶴管間距宜為12m，棧橋兩端部距最近一鶴管的距離不宜小于3m，或根據合同規定的油罐車型確定鶴管間距。
③. 鐵路日裝車列數應按式（9.3.4）計算：
6. 碼頭裝卸設施應符合下列要求：
①. 油品碼頭應盡量布置在非油類碼頭常年風向和強流向的下風側，安全距離應符合表9.3.6的規定。
注：①. 安全距離系指油品碼頭相鄰其他貨種碼頭所停靠設計船泊首尾間的凈距。
②. 當受條件限制布置有困難時，可減小安全距離，但應采取必要的安全措施。
②. 油品碼頭相鄰兩泊位的船舶間距不應小于表9.3.7的規定。
注：①. 間距系指油品碼頭相鄰兩泊位所停靠設計船舶首尾間的凈距。
②. 當突堤或棧橋碼頭兩側靠船時，可不受上述船舶間距的限制。
③. 兩泊位以上的碼頭，應分泊位設置流量計量設施。
④. 油品碼頭泊位年通過能力可按式（9.3.5）計算：
⑤. 碼頭輸油管道的柔性設計可采用n型自然補償器，波紋補償器、套筒伸縮節等。
⑥. 碼頭上輸油臂宜布置在操作平臺的中部。輸油臂的口徑、臺數和布置等可按表9.3.11的規定選取。
輸油臂與閥室或其他建筑物之間應有足夠距離；兩側靠船的碼頭，輸油管道布置在碼頭中部；碼頭應設掃線、消防和通信等設旋。大噸位碼頭應設登船梯。
輸油管道和輸油臂等應按有關規定設置防雷和接地裝置。輸油臂應設絕緣法蘭，碼頭上應設供油船使用的接地裝置。
7. 輸油主泵宜選用離心泵。輸油泵的臺數、泵軸功率、電動機動率的選擇應符合現行國家標準GB 50253的有關規定。
8. 油品加熱輸送時，宜采用管式加熱爐提高輸送油品的溫度，加熱爐的設置不宜少于2臺，不設備用爐。加熱設備熱負荷應按式（9.3.6）計算：
9. 減壓站的設置應符合GB50253的有關規定。
減壓系統應能保證油品通過上游高點時不出現汽化現象，并應控制下游管道壓力不超壓。
減壓系統應設置備用減壓閥，減壓閥應選擇故障關閉型。減壓站不應設置越戰管道。
減壓閥上、下游應設置遠控截斷閥，閥門的壓力等級應和減壓閥壓力等級保持一致，應能保證在管道停輸時完全隔斷靜壓力。
減壓閥組上游應設置過濾器，過濾網孔徑尺寸應根據減壓閥結構形式確定。
設置伴熱保溫的減壓閥組，每路減壓閥組應設置單獨的伴熱回路。
減壓站內的進、出站管道上應設超壓保護泄放閥。
10. 輸油站清管設施的設置。
輸油管道應設置清管設施；
清管器出站端及進站端管道上應設置清管器通過指示器；設置清管器轉發設施的戰場，應在清管器轉發設施的上游和下游管線上設置清管器通過指示器；
清管器接收、發送筒的結構、筒徑及長度應能滿足通過清管器或檢測器的要求；
當輸油管道直徑大于DN500，且清管器總重超過45kg時，宜配備清管器提升設施；清管器接收、發送操作場地應根據一次清管作業中使用的清管器（包括檢測器）數量及長度確定；清管作業清出的污物應進行集中收集處理。
11. 輸油管道用閥門的選擇。
安裝于通過清管器管道上的閥門應選擇全通徑型（閥門通道直徑與相連接管道的內徑相同）；不通清管器的閥門可選用普通型或縮徑型；
埋地安裝的閥門宜采用全焊接閥體結構，并采用焊接連接；當閥門與管道焊接連接時；閥體材料的焊接性能應與所連接的鋼管的焊接性能相適應；輸油管道不得使用鑄鐵閥門。
12. 液化石油氣管道站場的壓縮機組及附件的設置。
站場內宜設置壓縮機，對儲罐及裝卸設備中的氣相液化石油氣增壓；壓縮機進出口管道上應設置閥門；壓縮機進出口管之間應設置旁通管及旁通閥；
壓縮機進出口管道上應設置過濾器；壓縮機出口管道上應設置止回閥和安全閥；
可站內無壓縮機系統時，罐區內各儲罐的氣相空間之間、槽車與儲罐氣體空間應用平衡管車通。
13. 輸油站內管道及設備的防腐和保溫。
站內地面鋼質管道和金屬設施應采用防腐層進行腐蝕防護。
站內地下鋼質管道的防腐層應為加強級或特加強級，也可采取外防腐層和陰極保護聯合防護方式。
地面儲罐的防腐設計應符合現行國家標準GB/T 50393《鋼質石油儲罐防腐蝕工程技術規范》的有關規定。
保溫管道的鋼管外壁及鋼制設備外壁均應進行防腐，保溫層外應設防護層。埋地管道及鋼制設備的保溫設計應符合現行國家標準GB/T 50538《埋地鋼質管道防腐保溫層技術標準》的有關規定。地面鋼質管道和設備的保溫設計應符合現行國家標準GB 50264《工業設備及管道絕熱工程設計規范》的有關規定。
