несудоходных, несплавных рек и больших оврагов, где возможен ледоход, - не менее 0,2 м до уровня воды при 1% обеспеченности и от наивысшего горизонта ледохода;

судоходных и сплавных рек - не менее величины, установленной нормами проектирования подмостовых габаритов на судоходных реках и основными требованиями к расположению мостов.

Возвышение низа трубы или пролетных строений при наличии на несудоходных и несплавных реках заломов или корчехода устанавливается особо в каждом конкретном случае, но должно быть не менее 1 м над горизонтом высоких вод (по году 1% обеспеченности).

11.9 При прокладке трубопроводов через железные дороги общей сети расстояние от низа трубы или пролетного строения до головки рельсов следует принимать в соответствии с требованиями габарита "С" по ГОСТ 9238.

Расстояние в плане от крайней опоры надземного трубопровода должно быть, м, не менее:

до подошвы откоса насыпи	5;
до бровки откоса выемки	3;
до крайнего рельса железной дороги	10.

11.10 В местах надземных переходов трубопроводов через ручьи, овраги и другие препятствия следует предусматривать конструктивные решения, обеспечивающие надежную защиту от тепловых и механических воздействий соседних трубопроводов при возможном разрыве на одном из них.

12 Расчет трубопроводов на прочность и устойчивость

12.1 Расчетные характеристики материалов

12.1.1 Нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений и следует принимать равными соответственно минимальным значениям временного сопротивления и предела текучести, принимаемым по стандартам на трубы.

12.1.2 Расчетные сопротивления растяжению (сжатию) и следует определять по формулам

где m - коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый по таблице 1;

, - коэффициенты надежности по материалу, принимаемые соответственно по таблицам 10 и 11;

- коэффициент надежности по ответственности трубопровода, принимаемый по таблице 12.

Характеристика труб	Значение коэффициента надежности по материалу
Сварные из стали контролируемой прокатки и термически упрочненные трубы, изготовленные двухсторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву, с минусовым допуском по толщине стенки не более 5% и подвергнутые автоматическому контролю в объеме 100% на сплошность основного металла и сварных соединений неразрушающими методами	1,34
Сварные, изготовленные двухсторонней электродуговой сваркой под флюсом и подвергнутые автоматическому контролю в объеме 100% сварных соединений неразрушающими методами.Бесшовные, подвергнутые автоматическому контролю в объеме 100% на сплошность металла неразрушающими методами	1,40
Сварные, изготовленные электроконтактной сваркой токами высокой частоты, сварные соединения которых термически обработаны и подвергнуты автоматическому контролю в объеме 100% неразрушающими методами	1,47
Прочие бесшовные или электросварные	1,55
Примечание - Допускается применять коэффициенты: 1,34 вместо 1,40; 1,40 вместо 1,47 и 1,47 вместо 1,55 для труб, изготовленных двухслойной сваркой под флюсом или электросваркой токами высокой частоты со стенками толщиной не более 12 мм при использовании специальной технологии производства, позволяющей получить качество труб, соответствующее данному коэффициенту .

Характеристика труб	Значение коэффициента надежности по материалу
Бесшовные из малоуглеродистых сталей	1,10
Прямошовные и спиральношовные сварные из малоуглеродистой и низколегированной стали с отношением	1,15
Сварные из высокопрочной стали с отношением	1,20

Номинальный диаметр трубопровода DN	Значение коэффициента надежности по ответственности трубопровода
	для газопроводов в зависимости от внутреннего давления р			для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
	МПа	МПа	МПа
500 и менее	1,100	1,100	1,100	1,100
600-1000	1,100	1,100	1,155	1,100
1200	1,155	1,155	1,210	1,155
1400	1,155	1,210	1,265	-

12.1.3 Основные физические характеристики стали для труб следует принимать по таблице 13.

Физическая характеристика и обозначение стали	Величина и размерность
Плотность	7850
Модуль упругости	206000 МПа
Коэффициент линейного расширения	0,000012
Коэффициент поперечной деформации Пуассона в стадии работы металла:
упругой	0,3
пластической	по 12.4.3

12.1.4 Значения характеристик грунтов следует принимать по данным инженерных изысканий с учетом прогнозирования их свойств в процессе эксплуатации.

12.2 Нагрузки и воздействия

12.2.1 Расчетные нагрузки, воздействия и их сочетания должны приниматься в соответствии с требованиями СП 20.13330.

При расчете трубопроводов следует учитывать нагрузки и воздействия, возникающие при их сооружении, испытании и эксплуатации. Коэффициенты надежности по нагрузке следует принимать по таблице 14. Допускается принимать коэффициент надежности по внутреннему давлению менее указанного в таблице 14 при соответствующем обосновании, исходя из условий эксплуатации трубопровода.

12.2.2 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.

Характер нагрузки и воздействия	Нагрузка и воздействие	Способ прокладки трубопровода		Коэффициент надежности по нагрузке n
		Подземный, наземный (в насыпи)	Надземный
Постоянные	Масса (собственный вес) трубопровода и обустройств	+	+	1,10 (0,95)
	Воздействие предварительного напряжения трубопровода (упругий изгиб и др.)	+	+	1,00 (0,90)
	Давление (вес) грунта	+	-	1,20 (0,80)
	Гидростатическое давление воды	+	-	1,00
Временные длительные	Внутреннее давление для газопроводов	+	+	1,10
	Внутреннее давление для нефтепроводов номинальным диаметром DN 700-1200 и нефтепродуктопроводов номинальным диаметром DN 700 с промежуточными НПС, ПС без подключения емкостей	+	+	1,15
	Внутреннее давление для нефтепроводов номинальным диаметром DN 700-1200 и нефтепродуктопроводов номинальным диаметром DN 700 без промежуточных или с промежуточными НПС, ПС, работающими постоянно только с подключенной емкостью, а также для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов номинальным диаметром менее DN 700	+	+	1,10
	Масса продукта или воды	+	+	1,00 (0,95)
	Температурные воздействия	+	+	1,00
	Воздействия неравномерных деформаций грунта, не сопровождающиеся изменением его структуры	+	+	1,50
Кратковременные	Снеговая нагрузка	-	+	1,40
	Ветровая нагрузка	-	+	1,20
	Гололедная нагрузка	-	+	1,30
	Нагрузка, вызываемая морозным растрескиванием грунта	+	-	1,20
	Нагрузки и воздействия, возникающие при пропуске очистных устройств	+	+	1,20
	Нагрузки и воздействия, возникающие при испытании трубопроводов	+	+	1,00
	Воздействие селевых потоков и оползней	+	+	1,00
Особые	Воздействие деформаций земной поверхности в районах горных выработок и карстовых районах	+	+	1,00
	Воздействие деформаций грунта, сопровождающихся изменением его структуры (например, деформация просадочных грунтов при замачивании или многолетнемерзлых грунтов при оттаивании)	+	+	1,00
	Воздействия, вызываемые развитием солифлюкционных и термокарстовых процессов	+	-	1,05
Примечания1 Знак "+" означает, что нагрузки и воздействия учитываются, знак "-" - не учитываются.2 Значения коэффициента надежности по нагрузке, указанные в скобках, должны приниматься при расчете трубопроводов на продольную устойчивость и устойчивость положения, а также в других случаях, когда уменьшение нагрузки ухудшает условия работы конструкции.3 Плотность воды следует принимать с учетом засоленности и наличия в ней взвешенных частиц.4 Когда по условиям испытания, ремонта или эксплуатации в газопроводах возможно полное или частичное заполнение внутренней полости водой или конденсатом, а в нефтепроводах и нефтепродуктопроводах - попадание воздуха или опорожнение трубопровода, необходимо учитывать изменения нагрузки от веса продукта.5 Для защиты нефтепровода (нефтепродуктопровода) от повышения давления система автоматизации должна обеспечивать отключение НПС, ПС при повышении давления в нефтепроводе до величины, равной 1,09 от допустимого рабочего давления на выходе НПС, ПС.

12.2.3 Рабочее (нормативное) давление определяется расчетом в соответствии с нормами технологического проектирования. 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.

12.2.4 Нормативный вес транспортируемого газа в 1 м трубопровода , Н/м, следует определять по формуле

где - плотность газа, (при 0°С, 1013 гПа);

g - ускорение свободного падения, равное 9,81 ;

- абсолютное давление газа в газопроводе, МПа;

- внутренний диаметр трубы, см;

z - коэффициент сжимаемости газа;

Т - абсолютная температура, К (Т = 273 + t, где t - температура газа, °С).

Для природного газа допускается принимать

где р - рабочее (нормативное) давление, МПа;

- обозначение то же, что в формуле (4).

Вес транспортируемой нефти (нефтепродукта) в 1 м трубопровода , Н/м, следует определять по формуле

где - плотность транспортируемой нефти или нефтепродукта, ;

g, - обозначения те же, что в формуле (4).

12.2.5 Нормативную нагрузку от обледенения 1 м трубы , Н/м, следует определять по формуле