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?？吭O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?？吭O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。
