Газокомпре'ссорная ста'нция, станция повышения давления природного газа при его добыче, транспортировании и хранении. По назначению Г. с. подразделяются на головные (дожимные) магистральных газопроводов, линейные Г. с. магистральных газопроводов, Г. с. подземных газохранилищ и Г. с. для обратной закачки газа в пласт. Основные технологические параметры Г. с.: производительность, мощность, степень сжатия газа и максимальное рабочее давление.

  Головные Г. с. магистральных газопроводов повышают давление газа, поступающего с промысла, начиная с момента, когда пластовое давление падает ниже уровня, обеспечивающего на входе в газопровод расчётное рабочее давление. Мощность и степень сжатия головной Г. с. наращиваются постепенно, по мере падения пластового давления, в течение всего периода постоянного отбора газа из месторождения. В период падающей добычи отбор газа из месторождения осуществляется в количестве, определяемом мощностью головной Г. с. Мощность головной Г. с. может достигать 100 Мвт (100 тыс. квт ) и более. Степень сжатия станции (отношение выходного давления к входному) возрастает от 1,2—1,5 до 5—10 к концу эксплуатации.

  Линейные Г. с. магистральных газопроводов компенсируют снижение давления в трубопроводе, поддерживая его на расчётном уровне. Степень сжатия и мощность линейных Г. с. зависят от производительности и технико-экономических показателей компрессорных установок и общестанционного оборудования. Расстояние между линейными Г. с. (75—150 км ) и рабочее давление зависят от параметров трубопровода и определяются технико-экономическим расчётом магистрального газопровода в целом. Диапазон рабочих параметров линейных Г. с.: степень сжатия 1,25—1,7; рабочее давление 5,5—8 Мн/м 2 (55—80 кгс/см 2 ), мощность 3—75 Мвт; суточная производительность 5—100 млн. м 3 . Открытие крупных месторождений природного газа и высокая эффективность магистральных газопроводов большой производительности обусловливают тенденцию к дальнейшему увеличению мощности линейных Г. с. до 150—200 Мвт с суточной производительностью 300 млн. м 3 .

Г. с. для подземного газохранилища обеспечивает закачку транспортируемого газа в период избыточной производительности газопровода. В период отбора газа из подземного хранилища может быть предусмотрена работа Г. с. для обеспечения подачи газа потребителю. Рабочий диапазон давления, в пределах которого работает Г. с. подземного хранилища, составляет во время закачки газа 1,5—15 Мн/м 2 (15—150 кгс/см 2 ). Нижний уровень зависит от давления газа, поступающего из газопровода, верхний — от предельного давления

  газа в хранилище. Мощность Г. с. подземного газохранилища может достигать 50 Мвт.

Г. с. для обратной закачки газа в пласт входит в комплекс переработки природного газа при эксплуатации газоконденсатных месторождений, когда необходимо в ходе добычных работ поддерживать пластовое давление газа для предупреждения выпадения конденсата (связано с явлением обратной конденсации). Мощность и давление на приёме Г. с. для обратной закачки газа в пласт определяются технико-экономическим расчётом режима разработки месторождения. Давление на приёме обычно 14—15 Мн/м 2 , выходное давление достигает 40—50 Мн/м 2 (400—500 кгс/см 2 ).

Основное технологическое оборудование Г. с. — компрессорные установки: центробежные нагнетатели с приводом от газовой турбины или электродвигателя и газомотокомпрессоры. Мощность компрессорных установок достигает 15 Мвт. Для линейных Г. с. большой мощности проектируется использование центробежного нагнетателя с приводом от газотурбинной установки мощностью 25 Мвт и более. В технологический комплекс Г. с. входят компрессорный цех, установки для очистки, осушки и охлаждения газа, электростанция собственных нужд (понизительная подстанция для Г. с. с электроприводом), узел связи и средства ремонтно-эксплуатационного обеспечения. Г. с. имеет диспетчерский пункт управления. Управление агрегатами компрессорного цеха осуществляется в зависимости от степени автоматизации с местных щитов или центрального пульта управления. Полностью автоматизированная Г. с. управляется дистанционно из центрального диспетчерского пункта.

  Лит.: Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа, пер. с англ., [М], 1965; Транспорт природного газа, [Сб. ст.], М., 1967; Бармин С. Ф., Васильев П. Д., Магазаник Я. М., Компрессорные станции с газотурбинным приводом, Л., 1968.

  С. Н. Синицын.

Газокомпрессорная станция (на переднем плане — блок пылеуловителей).