СНиП 2.05.06-85

8.6. Расчетные нагрузки, воздействия и их сочетания должны приниматься в соответствии с требованиями СНиП 2.01.07-85.
При расчете трубопроводов следует учитывать нагрузки и воздействия, возникающие при их сооружении, испытании и эксплуатации. Коэффициенты надежности по нагрузке надлежит принимать по табл. 13*. Допускается принимать коэффициент надежности по внутреннему давлению менее указанного в табл. 13* при соответствующем обосновании, исходя из условий эксплуатации трубопровода.
8.7. Рабочее (нормативное) давление — наибольшее избыточное давление, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации трубопровода.
При определении рабочего давления для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов должна учитываться технологическая схема транспортирования продукта. При этом принятое рабочее давление не должно быть ниже упругости паров транспортируемого продукта при максимальной расчетной температуре для данного участка трубопровода.
8.8. Нормативный вес транспортируемого газа в 1 м трубопровода q_газ, Н/м, следует определять по формуле

     (6)

где r_газ – плотность газа, кг/м³ (при 0 °С и 1013 гПа);
g – ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с²;
р_а – абсолютное давление газа в газопроводе, МПа;
D_вн – внутренний диаметр трубы, см;
z – коэффициент сжимаемости газа;
T – абсолютная температура, К (Т = 273 + t, где t – температура газа, °С).
Для природного газа допускается принимать

     (7)

     (8)

где r_н – плотность транспортируемой нефти или нефтепродукта, кг/м³;
g, D_вн – обозначения те же, что в формуле (6) .
Таблица 13*

8.9. Нормативную нагрузку от обледенения 1 м трубы q_лед, Н/м, следует определять по формуле

     (9)

где b – толщина слоя гололеда, мм, принимаемая согласно СНиП 2.01.07-85;
D_н – наружный диаметр трубы, см.
8.10. Нормативную снеговую нагрузку Н/м², на горизонтальную проекцию конструкции надземного трубопровода и примыкающего эксплуатационного мостика следует определять согласно СНиП 2.01.07-85.
При этом для одиночно прокладываемого трубопровода коэффициент перехода от веса снегового покрова на единицу поверхности земли к снеговой нагрузке на единицу поверхности трубопровода С^с принимается равным 0,4.
8.11. Нормативный температурный перепад в металле стенок труб следует принимать равным разнице между максимально или минимально возможной температурой стенок в процессе эксплуатации и наименьшей или наибольшей температурой, при которой фиксируется расчетная схема трубопровода (свариваются захлесты, привариваются компенсаторы, производится засыпка трубопровода и т.п., т.е. когда фиксируется статически неопределимая система). При этом допустимый температурный перепад для расчета балластировки и температуры замыкания должен определяться раздельно для участков I, II и III, IV категорий.
8.12. Максимальную или минимальную температуру стенок труб в процессе эксплуатации трубопровода следует определять в зависимости от температуры транспортируемого продукта, грунта, наружного воздуха, а также скорости ветра, солнечной радиации и теплового взаимодействия трубопровода с окружающей средой.
Принятые в расчете максимальная и минимальная температуры, при которых фиксируется расчетная схема трубопровода, максимально и минимально допустимая температура продукта на выходе из КС и НПС должны указываться в проекте.
8.13. При расчете газопровода, нефтепровода и нефтепродуктопровода на прочность, устойчивость и выборе типа изоляции следует учитывать температуру газа, нефти и нефтепродуктов, поступающих в трубопровод, и ее изменение по длине трубопровода в процессе транспортировки продукта.
8.14*. Выталкивающая сила воды q_в, Н/м, приходящаяся на единицу длины полностью погруженного в воду трубопровода при отсутствии течения воды, определяется по формуле

     (10)

где D_н.и – наружный диаметр трубы с учетом изоляционного покрытия и футеровки, м;
– плотность воды с учетом растворенных в ней солей, кг/м³;
g – обозначение то же, что в формуле (6).
Примечание. При проектировании трубопроводов на участках переходов, сложенных грунтами, которые могут перейти в жидко-пластическое состояние, при определении выталкивающей силы следует вместо плотности воды принимать плотность разжиженного грунта, определяемую по данным изысканий.
8.15. Нормативную ветровую нагрузку на 1 м q_вет, Н/м трубопровода, для одиночной трубы перпендикулярно ее осевой вертикальной плоскости следует определять по формуле

     (11)

– нормативное значение статической составляющей ветровой нагрузки, Н/м², определяемое согласно СНиП 2.01.07-85;
– нормативное значение динамической составляющей ветровой нагрузки, Н/м², определяемое согласно СНиП 2.01.07-85 как для сооружений с равномерно распределенной массой и постоянной жесткостью;
D_н.и – обозначение то же, что в формуле(10).
8.16. Нагрузки и воздействия, связанные с осадками и пучениями грунта, оползнями, перемещением опор и т.д., должны определяться на основании анализа грунтовых условий и их возможного изменения в процессе строительства и эксплуатации трубопровода.
8.17. Обвязочные трубопроводы КС и НПС следует дополнительно рассчитывать на динамические нагрузки от пульсации давления, а для надземных трубопроводов, подвергающихся очистке полости, следует дополнительно производить расчет на динамические воздействия от поршней и других очистных устройств.
8.18. Для трубопроводов, прокладываемых в сейсмических районах, интенсивность возможных землетрясений для различных участков трубопроводов определяется согласно СНиП II-7-81*, по картам сейсмического районирования СССР и списку населенных пунктов СССР, расположенных в сейсмических районах, с учетом данных сейсмомикрорайонирования.
8.19. При проведении сейсмического микрорайонирования необходимо уточнить данные о тектонике района вдоль всего опасного участка трассы в коридоре, границы которого отстоят от трубопровода не менее, чем на 15 км.
8.20. Расчетная интенсивность землетрясения для наземных и надземных трубопроводов назначается согласно СНиП II-7-81*.
Расчетная сейсмичность подземных магистральных трубопроводов и параметры сейсмических колебаний грунта назначаются без учета заглубления трубопровода как для сооружений, расположенных на поверхности земли.
8.21. При назначении расчетной интенсивности землетрясения для участков трубопровода необходимо учитывать помимо сейсмичности площадки строительства степень ответственности трубопровода, устанавливаемую введением в расчет к коэффициенту надежности по нагрузке коэффициента k₀, принимаемого в соответствии с п. 8.59 в зависимости от характеристики трубопровода.

8.22*. Расчетную толщину стенки трубопровода d, см, следует определять по формуле

     (12)

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из условия

     (13)

где n – коэффициент надежности по нагрузке — внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, принимаемый по табл. 13*;
р – обозначение то же, что в формуле (7);
D_н – наружный диаметр трубы, см;
R₁ – обозначение то же, что в формуле (4);
y₁ – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб, определяемый по формуле

     (14)

8.23. Подземные и наземные (в насыпи) трубопроводы следует проверять на прочность, деформативность и общую устойчивость в продольном направлении и против всплытия.
8.24. Проверку на прочность подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов в продольном направлении следует производить из условия

     (15)

где s_пр.N – продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, МПа, определяемое согласно п. 8.25;
y₂ – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (s_пр.N ³ 0) принимаемый равным единице, при сжимающих (s_пр.N < 0) определяемый по формуле

     (16)

R₁ – обозначение то же, что в формуле (4);
s_кц – кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа, определяемые по формуле

,     (17)

где n – обозначение то же, что в формуле (12);
р – обозначение то же, что в формуле (7);
D_вн – обозначение то же, что в формуле (6);
d_н – номинальная толщина стенки трубы, см.

8.25. Продольные осевые напряжения s_пр.N МПа, определяются от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работы металла. Расчетная схема должна отражать условия работы трубопровода и взаимодействие его с грунтом.
В частности, для прямолинейных и упруго-изогнутых участков подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений, просадок и пучения грунта продольные осевые напряжения определяются по формуле

     (18)
где      (19)
     (20)

a – коэффициент линейного расширения металла трубы, град^-1;
Е – переменный параметр упругости (модуль Юнга), МПа;
Dt – расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании, °С;
m – переменный коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона);
n – обозначение то же, что в формуле (12);
р – обозначение то же, что в формуле (7);
D_вн – обозначение то же, что в формуле (6);
d_н – обозначение то же, что в формуле (17);
s_i – интенсивность напряжений, определяемая через главные напряжения; для данного частного случая по формуле

     (21)