• А
  • Б
  • В
  • Г
  • Д
  • Е
  • Ж
  • З
  • И
  • Й
  • К
  • Л
  • М
  • Н
  • О
  • П
  • Р
  • С
  • Т
  • У
  • Ф
  • Х
  • Ц
  • Ч
  • Ш
  • Щ
  • Ф
  • Э
  • Ю
  • Я
  • Газодинамическая лаборатория

    Газодинамическая лаборатория (ГДЛ), первая советская ракетная научно-исследовательская и опытно-конструкторская организация. Создана в военном ведомстве по инициативе Н. И. Тихомирова в 1921 в Москве…



    Газодинамический лазер

    Газодинамический лазер, газовый лазер, в котором инверсия населённостей колебательных уровней энергии молекул газа создаётся адиабатическим охлаждением сверхзвуковых потоков газовых масс…



    Газожидкостныи двигатель

    Газожидкостныи двигатель, см. в ст. Газовый двигатель…



    Газойль

    Газойль (от газ и англ. oil - масло), фракции нефти, выкипающие в интервале 200-400 °С и занимающие при перегонке нефти промежуточное положение между керосином и лёгкими индустриальными маслами. Г. в…



    Газокамера

    Газокамера в ветеринарии, специальное помещение, предназначенное для окуривания сернистым ангидридом животных при чесотке, вшивости; применяется также для дезинсекции упряжи, снаряжения и предметов…



    Газокомпрессорная станция

    Газокомпрессорная станция, 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/м2 (55—80 кгс/см2), мощность 3—75 Мвт; суточная производительность 5—100 млн. м3. 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. м3.

    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/м2 (15—150 кгс/см2). 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/м2, выходное давление достигает 40—50 Мн/м2 (400—500 кгс/см2).

    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.