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

где b - толщина слоя гололеда, мм, принимаемая согласно СП 20.13330;

- наружный диаметр трубы, см.

12.2.6 Нормативную снеговую нагрузку , , на горизонтальную проекцию конструкции надземного трубопровода и примыкающего эксплуатационного мостика следует определять согласно СП 20.13330.

При этом для одиночно прокладываемого трубопровода коэффициент перехода от веса снегового покрова на единицу поверхности земли к снеговой нагрузке на единицу поверхности трубопровода принимается равным 0,4.

12.2.7 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 категорий I, II, III и IV.

12.2.8 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, НПС и ПС должны указываться в проектной документации.

12.2.9 При расчете газопровода, нефтепровода и нефтепродуктопровода на прочность, устойчивость и при выборе типа изоляции следует учитывать температуру газа, нефти и нефтепродуктов, поступающих в трубопровод, и ее изменение по длине трубопровода в процессе транспортирования продукта.

12.2.10 Выталкивающая сила воды , H/м, приходящаяся на единицу длины полностью погруженного в воду трубопровода при отсутствии течения воды, определяется по формуле

где - наружный диаметр трубы с учетом изоляционного покрытия и футеровки, м;

- плотность воды с учетом растворенных в ней солей, ;

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

Примечание - При проектировании трубопроводов на участках переходов, сложенных грунтами, которые могут перейти в жидкопластическое состояние, при определении выталкивающей силы следует вместо плотности воды принимать плотность разжиженного грунта, определяемую по данным изысканий.

12.2.11 Нормативную ветровую нагрузку на 1 м трубопровода , Н/м, для одиночной трубы перпендикулярно ее осевой вертикальной плоскости следует определять по формуле

где - нормативное значение статической составляющей ветровой нагрузки, , определяемое согласно СП 20.13330;

- нормативное значение динамической составляющей ветровой нагрузки, , определяемое согласно СП 20.13330 как для сооружений с равномерно распределенной массой и постоянной жесткостью;

- обозначение то же, что в формуле (8).

12.2.12 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.

12.2.13 Обвязочные трубопроводы КС, НПС, ПС 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.

12.2.14 Для трубопроводов, прокладываемых в сейсмических районах, интенсивность возможных землетрясений для различных участков трубопроводов определяется в соответствии с СП 14.13330, по картам сейсмического районирования России и списку населенных пунктов России, расположенных в сейсмических районах, с учетом данных сейсмомикрорайонирования.

12.2.15 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.

12.2.16 Расчетная интенсивность землетрясения для наземных и надземных трубопроводов назначается согласно СП 14.13330.

Расчетная сейсмичность подземных магистральных трубопроводов и параметры сейсмических колебаний грунта назначаются без учета заглубления трубопровода как для сооружений, расположенных на поверхности земли.

12.2.17 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 , принимаемого в соответствии с п. 12.7.7 в зависимости от характеристики трубопровода.

12.3 Определение толщины стенки трубопроводов

Расчетную толщину стенки трубопровода , см, следует определять по формуле

где n - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, принимаемый по таблице 14;

p - обозначение то же, что в формуле (5);

- обозначение то же, что в формуле (7);