Газокомпр е ссорная ст а нція, станція підвищення тиску природного газу при його видобутку, транспортуванні і зберіганні. За призначенням Г. с. підрозділяються на головні (дожимні) магістральних газопроводів, лінійні Г. с. магістральних газопроводів, Г. с. підземних газосховищ і Г. с. для зворотного закачування газу в пласт. Основні технологічні параметри Г. с .: продуктивність, потужність, ступінь стиснення газу і максимальний робочий тиск.

Головні Г. с. магістральних газопроводів підвищують тиск газу, що надходить з промислу, починаючи з моменту, коли пластовий тиск падає нижче рівня, що забезпечує на вході в газопровід розрахунковий робочий тиск. Потужність і ступінь стиснення головний Р. с. нарощуються поступово, у міру падіння пластового тиску, протягом всього періоду постійного відбору газу з родовища. У період зменшення видобутку відбір газу з родовища здійснюється в кількості, що визначається потужністю головний Р. с. Потужність головний Р. с. може досягати 100 Мвт (100 тис. квт) і більш. Ступінь стиснення станції (відношення вихідного тиску до вхідного) зростає від 1,2-1,5 до 5-10 до кінця експлуатації.

Лінійні Г. с. магістральних газопроводів компенсують зниження тиску в трубопроводі, підтримуючи його на розрахунковому рівні. Ступінь стиснення і потужність лінійних Р. с. залежать від продуктивності і техніко-економічних показників компресорних установок і загальностанційного обладнання. Відстань між лінійними Г. с. (75-150 км) і робочий тиск залежать від параметрів трубопроводу і визначаються техніко-економічним розрахунком магістрального газопроводу в цілому. Діапазон робочих параметрів лінійних Г. с .: ступінь стиснення 1,25-1,7; робочий тиск 5,5-8 Мн / м2 (55-80 кгс / см2), потужність 3-75 Мвт; добова продуктивність 5-100 млн. м3. Відкриття великих родовищ природного газу і висока ефективність магістральних газопроводів великої продуктивності обумовлюють тенденцію до подальшого збільшення потужності лінійних Р. с. до 150-200 Мвт з добовою продуктивністю 300 млн. м3.

Г. с. для підземного газосховища забезпечує закачування газу, що транспортується в період надлишкової продуктивності газопроводу. У період відбору газу з підземного сховища може бути передбачена робота Р. с. для забезпечення подачі газу споживачеві. Робочий діапазон тиску, в межах якого працює Р. с. підземного сховища, становить під час закачування газу 1,5-15 Мн / м2 (15-150 кгс / см2). Нижній рівень залежить від тиску газу, що надходить з газопроводу, верхній - від граничного тиску

газу в сховище. Потужність Г. с. підземного газосховища може досягати 50 Мвт.

Г. с. для зворотного закачування газу в пласт входить в комплекс переробки природного газу при експлуатації газоконденсатних родовищ, коли необхідно в ході видобувних робіт підтримувати пластовий тиск газу для попередження випадання конденсату (пов'язано з явищем зворотній конденсації). Потужність і тиск на прийомі Г. с. для зворотного закачування газу в пласт визначаються техніко-економічним розрахунком режиму розробки родовища. Тиск на прийомі зазвичай 14-15 Мн / м2, вихідний тиск досягає 40-50 Мн / м2 (400-500 кгс / см2).

Основне технологічне обладнання Г. с. - компресорні установки: відцентрові нагнітачі з приводом від газової турбіни або електродвигуна і газомотокомпресора. Потужність компресорних установок досягає 15 Мвт. Для лінійних Р. с. великої потужності проектується використання відцентрового нагнітача з приводом від газотурбінної установки потужністю 25 Мвт і більш. У технологічний комплекс Г. с. входять компресорний цех, установки для очищення, осушення і охолодження газу, електростанція власних потреб (знижувальних підстанція для Р. с. з електроприводом), вузол зв'язку і засоби ремонтно-експлуатаційного забезпечення. Г. с. має диспетчерський пункт управління. Управління агрегатами компресорного цеху здійснюється залежно від ступеня автоматизації з місцевих щитів або центрального пульта управління. Повністю автоматизована Р. с. управляється дистанційно з центрального диспетчерського пункту.

Літ .: Керівництво по видобутку, транспорту та переробки природного газу, пров. з англ., [М], 1965; Транспорт природного газу, [Зб. ст.], М., 1967; Бармин С. Ф., Васильєв П. Д., Магазаник Я. М., Компресорні станції з газотурбінним приводом, Л., 1968.

С. Н. Синіцин.

Газокомпресорна станція (на передньому плані - блок пиловловлювачів).