Количество рабочих ГПА 
на каждой станции можно определить по формуле:
, (2.1)
где Qном. - номинальная производительность одного ГПА.
Qном - производительность ГПА ГТК-10-4(Qном =37,0 млн м3/сут).
.
Принимаем 
= 2. Согласно [3] принимаем 1 резервных ГПА. Следовательно, суммарное количество ГПА на КС равно 
= 3 шт.
Определение количества АВО
Количество АВО типа 2АВГ-75с можно определить по их массовой производительности:
, (2.2)
где nАВО - количество АВО, шт; G - массовая производительность МГ, кг/с; GАВО - номинальная массовая производительность одного АВО, кг/с.
Массовую производительность МГ можно определить по формуле:
, (2.3)
кг/с.
Согласно [8] для АВО типа 2АВГ-75С принимаем GАВО = 54,44 кг/с и определяем необходимое количество АВО по формуле (2.2): 
шт. Принимаем nАВО = 11 шт.
Определение количества ПУ
Необходимое количество ПУ определяется таким образом, чтобы при отключении одного из аппаратов, нагрузка на остальные в работе не выходила за пределы их максимальной производительности, а при работе всех аппаратов - не выходила за пределы минимальной производительности.
Рабочее давление пылеуловителя 
равняется давлению на входе в КС 
МПа. Так как плотность газа при стандартных условиях отличается от 0,75кг/м3, следовательно, необходимо определить коэффициент изменения производительности пылеуловителя [8]. В приложении 1 приведена характеристика ПУ типа ГП-144. Принимаем коэффициент изменения производительности ПУ = 0,9. По прил. 1 определяем минимальную 
и максимальную 
производительность ПУ:
= 13,6 млн. м3/сут.,
= 20,2млн. м3/сут.
Производительность корректируется с учетом коэффициента изменения производительности ПУ:
млн. м3/сут.,
млн. м3/сут.
Количество ПУ можно определить по формуле:
, (2.4)
, (2.5)
где n max и n min -максимально и минимально допустимое количество пылеуловителей, шт.
шт.,
шт.
Таким образом, принимаем n max =6шт. и n min = 4 шт.
Таким образом, принимаем 5 ПУ заданной марки ГП-144.
Производительность одного ПУ Q1ПУ определяется по формуле:
(2.6)
где nПУ. раб - число рабочих пылеуловителей.
При 5 включенных ПУ производительность одного составит:
млн м3/сут.
Полученное значение входит в заданный интервал.
При отключении одного ПУ:
млн м3/сут.
Полученное значение входит в заданный интервал.
Таким образом, принимаем 5 ПУ заданной марки ГП-144.
РАСЧЕТ РЕЖИМОВ РАБОТЫГАЗОПРОВОДА
Определение числа КС
При прочих равных условиях длина участка между станциями зависит от перепада давления в нем и поэтому будет различна для участков между КС и для конечного участка.
Для определения длин участков воспользуемся уравнением пропускной способности:
, (3.1)
где l - длина участка, км;
с - коэффициент, равный 105,087;[9]
D -диаметр МГ, м;
- расчетное значение коэффициента гидравлического сопротивления;
Р1 - абсолютное давление в начале участка МГ (на выходе КС), МПа;
Р2 - абсолютное давление в конце участка МГ (на входе в КС), МПа;
zср - коэффициент сжимаемости газа (средний на участке МГ),
Тср - средняя температура газа на участке МГ, К.
Принимая давление в конце участка (на входе станции) Р2 равным давлению на входе в первую станцию Рн имеем:
МПа.
Ориентировочное значение средней температуры на участке можно определить по формуле:
, (3.2)
где Т1 - температура газа в начале участка, К;
Т2 - температура газа в конце участка, К.
Температуру газа в конце участка принимаем равной температуре входа в нагнетель: 
К. (3.3)
Температура газа в начале участка будет равняться температуре на выходе из ГПА, которую можно определить по формуле [9]:
, (3.4)
где Тнаг - температура газа на выходе ГПА, К;
- степень сжатия нагнетателя;
- политропический кпд нагнетателя;
Определим степень сжатия центробежных нагнетателей:
, (3.5)
где:
Р1- давление газа в начале участка (на выходе из КС), принимаем рабочее давление Р1 =7,35МПа
Р2- давление газа в конце участка (перед входом в КС), МПа
- потери давления во входном и выходном коллекторах КС 0,12 и 0,07;[2]
= 
=1,49
Согласно рекомендация [9] принимаем = 0,8. При этом температура газа на выходе ГПА по формуле (3.4) будет равняться:
К.
Итак, определяем среднюю температуру на участке для магистрального газопровода по формуле (3.5):
К.
Среднее значение коэффициента сжимаемости газа можно определить относительно средних значений давления и температуры на участке по формуле:
, (3.6)
(3.7)
(3.8)
где Рпр - приведенное давление газа;
Тпр - приведенная температура газа, К.
Приведенное давление газа можно определить по формуле:
, (3.9)
где Рср - среднее давление газа на участке, МПа;
Ркр - критическое давление газа, МПа.
Среднее давление на участке можно определить по формуле:
МПа (3.10)
Критическое давление газа можно определить по формуле:
, МПа (3.11)
МПа
Приведенную температуру газа можно определить по формуле:
, К (3.12)
Где Ткр - критическая температура газа, К.
Критическую температуру газа можно определить по формуле:
(3.13)
К
Определяем коэффициент гидравлического сопротивления l, согласно [2], для любого режима течения по формуле:
, (3.14)
где 
т - теоретический коэффициент гидравлического сопротивления;
Е - коэффициент гидравлической эффективности, безразмерный, принимается равным 0,95.
Коэффициент сопротивления трению l т вычисляют по формуле ВНИИГАЗа:
, (3.15)
где К - эквивалентная шероховатость труб: для труб без внутреннего гладкостного покрытия следует принимать равным 0,030 мм;
d - диаметр трубы, мм;
Re - число Рейнольдса.
Число Рейнольдса при нашей производительности согласно нормам [2] определяется по формуле:
, (3.16)
Определяем динамическую вязкость газа m по формуле, согласно [2]:
, (3.17)
где
(3.18)
, (3.19)
, (3.20)
, (3.21)
Подставим:
,
,
,
.
Тогда:
Определяем расчетное значение коэффициента гидравлического сопротивления по формуле (3.15):
Итак, определив все неизвестные в формуле (3.1) рассчитываем длину участка между КС:
км.
Длину конечного участка можно определить из соотношения:
, (3.22)
где lк - длина участка, км;
Рк - абсолютное давление в конце МГ, МПа;
zк.ср - коэффициент сжимаемости газа (средний на конечном участке МГ),
Тк.ср - средняя температура газа на конечном участке МГ, К.
Согласно [1] вторым сомножителем в формуле (3.22) можно пренебречь. Таким образом, получаем следующую формулу:
. (3.23)
Определяем показатель 
.
Зная длину всего МГ и длины участков можно определить теоретическое число КС по формуле:
, (3.24)
где n 0 КС - теоретическое число КС, шт.;
L - длина МГ, км.
шт.
Округление числа КС в меньшую сторону потребует строительства лупингов для сохранения заданной пропускной способности, что создаст дополнительные трудности при эксплуатации. При округлении числа КС в большую сторону пропускная способность МГ возрастет, следовательно, заданную производительность можно будет реализовать при регулировании режимов работы КС.
Итак, округляем число КС в большую сторону и принимаем nКС = 3 шт.
Уточняем полученные длины участков по формулам:
, (3.25)
, (3.26)
где 
- уточненное значение длины участка между КС, км;
- уточненное значение длины конечного участка МГ, км.
км,
км.
Удельная изобарная теплоемкость природного газа, определяемая для средних значений температуры и давления, согласно СТО Газпром определяется по формуле:
(3,27)
где Ср - удельная теплоемкость газа, КДж / (кг град);
Т - средняя температура газа. К;
Р - среднее давление газа, МПа;
Di - коэффициент Джоуля-Томсона, К/МПа.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
газопровод магистральный пылеуловитель охлаждение
В ходе выполнения проекта газопровода Уренгой-Н.Вартовск были решены следующие задачи:
1. была выбрана трасса газопровода по физической карте района с учетом критериев оптимальности, расчетная длина газопровода составила 440 км;
2. было определено необходимое количество ГПА и ПУ на каждой компрессорной станции: количество ГПА типа ГТК-10-4 равняется 3 шт. (2 рабочих и 1 резервных), количество ПУ типа ГП-144 - 5 шт.; количество АВО типа 2АВГ-75с -10шт.
Список использованной литературы
1. Зубарев В.Г. Проектирование и эксплуатация газопроводов. Электронный курс лекций, Тюмень, 2001.
2. Стандарты Организации. Нормы технологического проектирования магистрального газопровода. СТО Газпром 2-3.5-051-2006.
. Волков М.М., Михеев А.А., Конев К.А. Справочник работника газовой промышленности. - М.: Недра, 1989.
. СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования.- М.: Стройиздат, 1985.
. Трубопроводный транспорт нефти. Под общей редакцией Вайнштока С.М.. том 1. - М.: Недра, 2002.
. Альбом характеристик центробежных нагнетателей. М.: Мингазпром, 1985.
. Зубарев В.Г. Проектирование и эксплуатация магистральных газопроводов. Методические указания по курсовому проектированию для студентов специальности 130501. Тюмень, 2005.
. Перевощиков С.И. Проектирование и эксплуатация Компрессорных станций. Учебно-методический комплекс. Тюмень, 2004.
. Зубарев В.Г. Магистральные газонефтепроводы. Учебное пособие. Тюмень, 1998.