混凝土泵管与原油管道相同，成品油管道也需根据管径确定经济输量范围，但成品油管道输送的油品一般黏度较低，同时为减少混输量，其输送流速较高，相同管径下它的经济输量较原油管道要大。成品油管道要输送多种油品，直接供应市场，因此它具有许多不同于原油管道的特点。管道运行管理严格。成品油管道所输介质进入油库后可直接销售给用户使用，直泵管接为市场服务，故必须是合格的商品油，其运行管理比原油管道更为严格。采用顺序输送工艺输油，由于两种油品在相邻处会互相混掺，形成混油。混油不符合商品油规定的指标，不能直接销售，从而造成混油经济损失。为减少混油损失，管道运营中要按油品的相对密度、黏度、牌号相近的相邻顺序排列输油。除了有严格排序外，还有管输最小批量与最大批量的限制、最低流速的限制等。同时，在末站要设混油罐，接收和处理混油。在设计及运行中也要采取相应的措施防止混油损失增大。输送油品品种多。一条成品油管道可能输送几座炼油厂的油品，种类繁杂、品牌多、变化大，从成品油中最轻质的丙烷，直到重质燃料油，都可以在同一管道中顺序输送。即使是同一种油品，国外不同石油公司也不愿混合输送，其目的在于保持各公司的油品特色，尤其在油品市场竞争激烈的条件下更是能如此。这给成品油管道运输管理带来极大的难度。即使是低级产品，例如重质燃料油，若将两个石油公司的批次混为一批输送，亦需两个公司的同意。这些特点使混凝土泵管管道的输油计划编制、生产运行工况等都比原油管道更为复杂。跟踪混油界面。由于两种油品相邻处会形成混油，管内混油段的长度与管径、流速、运行的距离，以及管道沿线的地形变化情况、站场内阀门、管件的类型、数量等多种因素有关。
管输过程中混油段的长度逐渐增长，如果忽略了对混油段界面的跟踪，将不合格的混油当作合格的成品油给了分输站，将是严重的事故，因此必须严密地跟踪、监视混油界面所在位置。测定各批次油品的准确位置，要依靠各站对混油段密度变化及其位置的监测，以及对管道的进油量和卸油量的监测，通过计算机的精密计算和总调度室的界面跟踪带状图等多项手段的综合判断，来实现对混油界面的跟踪监测。每批次的输送油品在运行中，当输油温度和压力变化时，由于油品体积的变化使混油界面所在位置产生很大的位移。其中温度是影响较大的因素，由于很难准确测量到长输管道内油品的平均温度，故需计算与监测相结合才能准确定位混油界面。如果混油界面监测失误，就有可能造成管道事故。由于常常是釆用多种手段进行监测，这使成品油管道的自动监测系统比混凝土泵管管道更加复杂。目前国内采用的混油段检测仪表有超声波界面检测仪、密度仪等，高精度密度仪可以检测出混油的万分之一浓度变化④首站和末站的油罐较多。首、末站油罐分别用于调节来油或发油与管道输量的不均衡。对于原油管道，一般按管道输量及储备天数计算，不同转运方式所需原油储备天数不同，首末站油罐的原油储备一般在3~7d之间。年输量相同的管道，要求储备的天数越多，首、末站所需的油罐容量就越大。顺序输送管道中对某种油品的输送是间歇进行的，但油品的生产和销售过程都是连续的。为了减少混油损失，按油品性质相近相邻排列的原则进行输送。顺序输送各种油品一个循环所需的时间称为一个周期。顺序输送管道的首、末站，中间分（进）油点对每种油品都需要建造足够容量的储罐，储存一个周期内不输送此种油品时的生产量或销售量。因此，首站和末站各种油品的储存天数要按一个周期考虑。
与相同年输量的原油管道相比，成品油管道其首、末站的总库容量更大，油罐数量更多。首站是输气千线起点，它接收气田处理厂来的天然气，经过升压、计量后输往下一站。在气田开发初期，地层压力较高而输气量较小，当地层压力足以输气至下一站时，首站可不设压缩机组输气过程中沿程压力不断下降，一定距离后需设中间压气站增压。末站为终点配气站，将天然气计量、调压后供给城市配气管网。为满足沿线地区用气，在中间压气站或分输站引出支线分气，也可能接收其他气田的进气支线。长距离输气干线的线路部分包括管道、穿跨越构筑物、线路截断阀、阴极保护站和清管站等。由于压气站的站间距很大，而清管间距常在100~130km，除了压气站设清管器收发装置外，往往站间还设有专门收发清管器的清管站，以实现分段清管。除了站场及线路外，干线输气管道也有相应的配套辅助设施，如通信系统、道路、水电供应系统、维修中心等。在接近天然气消费中心设有大型储气库担负调节供气与用气不均衡的调峰任务。在气源或输气系统检修或故障时，储气库可以保障系统正常供气。