Газокомпресорна станція, станція підвищення тиску природного газу при його видобутку, транспортуванні і зберіганні. За призначенням Р. с. підрозділяються на головних (дожімниє) магістральних газопроводів, лінійних Р. с. магістральних газопроводів, Р. с. підземних газосховищ і Г. с. для зворотного закачування газу в пласт. Основні технологічні параметри Р. с.: продуктивність, потужність, міра стискування газу і максимальний робочий тиск.
Головні Р. с. магістральних газопроводів підвищують тиск газу, що поступає з промислу, починаючи з моменту, коли тиск пласта падає нижче за рівень, що забезпечує на вході в газопровід розрахунковий робочий тиск. Потужність і міра стискування головний Р. с. нарощуються поступово, у міру падіння тиску пласта, протягом всього періоду постійного відбору газу з родовища. В період падаючого видобутку відбір газу з родовища здійснюється в кількості, визначуваній потужністю головний Р. с. Потужність головний Р. с. може досягати 100 Мвт (100 тис. квт ) і більш. Міра стискування станції (відношення вихідного тиску до вхідного) зростає від 1,2—1,5 до 5—10 до кінця експлуатації.
Лінійні Р. с. магістральних газопроводів компенсують зниження тиску в трубопроводі, підтримуючи його на розрахунковому рівні. Міра стискування і потужність лінійних Р. с. залежать від продуктивності і техніко-економічних показників компресорних установок і загальностанційного устаткування. Відстань між лінійними Р. с. (75—150 км. ) і робочий тиск залежать від параметрів трубопроводу і визначаються техніко-економічним розрахунком магістрального газопроводу в цілому. Діапазон робочих параметрів лінійних Р. с.: міра стискування 1,25—1,7; робочий тиск 5,5—8 Мн/м 2 (55—80 кгс/см 2 ), потужність 3—75 Мвт; добова продуктивність 5—100 млн. м 3 . Відкриття крупних 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. м 3 .
Р. с. для підземного газосховища забезпечує закачування газу, що транспортується, в період надлишкової продуктивності газопроводу. В 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, складає під час закачування газу 1,5—15 Мн/м 2 (15—150 кгс/см 2 ) . Нижній рівень залежить від тиску газу що поступає з газопроводу, верхній — від граничного тиску
газу в сховищі. Потужність Р. с. підземного газосховища може досягати 50 Мвт.
Р. с. для зворотного закачування газу в пласт входить в комплекс переробки природного газу при експлуатації газоконденсатних родовищ, коли необхідно в ході робіт видобутків підтримувати тиск пласта газу для запобігання випаданню конденсату (пов'язано з явищем зворотній конденсації). Потужність і тиск на прийомі Р. с. для зворотного закачування газу в пласт визначаються техніко-економічним розрахунком режиму розробки родовища. Тиск на прийомі зазвичай 14—15 Мн/м 2 , вихідний тиск досягає 40—50 Мн/м 2 (400—500 кгс/см 2 ) .
Основне технологічне устаткування Р. с. — компресорні установки: відцентрові нагнітачі з приводом від газової турбіни або електродвигуна і газомотокомпрессори. Потужність компресорних установок досягає 15 Мвт. Для лінійних Р. с. великій потужності проектується використання відцентрового нагнітача з приводом від газотурбінної установки потужністю 25 Мвт і більш. У технологічний комплекс Р. с. входять компресорний цех, установки для очищення, осушення і охолоджування газу, електростанція власних потреб (понізітельная підстанція для Р. с. з електроприводом), вузол зв'язку і засобу ремонтно-експлуатаційного забезпечення. Р. с. має диспетчерський пункт управління. Управління агрегатами компресорного цеху здійснюється залежно від міри автоматизації з місцевих щитів або центрального пульта управління. Повністю автоматизована Р. с. управляється дистанційно з центрального диспетчерського пункту.
Літ.: Керівництво по видобутку, транспорту і переробці природного газу, пер.(переведення) з англ.(англійський), [М], 1965; Транспорт природного газу, [Сб. ст.], М., 1967; Бармін С. Ф., Васильев П. Д., Магазаник Я. М., Компресорні станції з газотурбінним приводом, Л., 1968.
