Компрессорная станция

Полезная модель относится к области газотурбинных установок, а именно, к комбинации газотурбинных установок с другими устройствами и к приспособлению газотурбинных установок для специальных целей и может использоваться при реконструкции компрессорных станций магистрального газопровода, в частности, при реконструкции компрессорных станций, имеющих производительность до 110 млн. м ³ газа в сутки, установленную мощностью до 90 МВт и оснащенных газоперекачивающими агрегатами со сформированной структурой технологического оборудования (например, укрытие газоперекачивающих агрегатов, фундаменты под газоперекачивающие агрегаты, корпуса и узлы центробежных нагнетателей, технологические трубопроводы компрессорной станции и т.д.). Технический эффект заключается в сокращении инфраструктуры компрессорной станции, в повышении мощности и производительности отдельного газоперекачивающего агрегата, в максимальном использовании сформированной структуры компрессорной станции. 1 ил.

Полезная модель относится к области газотурбинных установок, а именно, к комбинации газотурбинных установок с другими устройствами и к приспособлению газотурбинных установок для специальных целей и может использоваться при модернизации компрессорных станций магистрального газопровода, в частности, при модернизации компрессорных станций, имеющих производительность до 110 млн. м ³ газа в сутки, установленную мощностью до 90 МВт и со сформированной структурой технологического оборудования (например, укрытия газоперекачивающих агрегатов, фундаменты под газоперекачивающие агрегаты, корпуса и узлы центробежных нагнетателей, технологические трубопроводы компрессорной станции и т.д.).

Компрессорная станция магистрального газопровода, газоперекачивающие агрегаты и основное технологическое оборудование которой отработали ресурс, подлежит либо замене на вновь построенную компрессорную станцию, либо модернизации. В результате модернизации создается усовершенствованная компрессорная станция с сокращенной инфраструктрой, с улучшенными техническими показателями, но с сохранением производительности и установленной мощности модернизированной компрессорной станции, предусмотренной первоначальным проектом.

Известна компрессорная станция магистрального газопровода, оснащенная газоперекачивающими установками ГПУ-16А с «левым» направлением вращения колес роторов центробежных нагнетателей (см. Газоперекачивающая установка ГПУ-16А. НПО «Машпроект», Зовнiшторгвидав Украiни, 1992 г.).

Данная компрессорная станция создается в результате нового строительства, при этом каждая Газоперекачивающая установка ГГТУ-16А представляет собой блочное устройство, состоящее из блока привода с конвертированным судовым турбинным двигателем ДГ90 с номинальной мощностью 16,0 МВт и с «левым» направлением вращения ротора силовой турбины, блока центробежного нагнетателя газа НЦ 16 - 76/1,5, блоков воздухозаборного и газоотводящего

устройств, блоков систем обеспечения работы агрегата, укрытия, состоящего из блоков крыши и стеновых блок - пакетов.

Недостатком данной компрессорной станции применительно к модернизации компрессорной станции с газоперекачивающими агрегатами «Коберра - 182» является то, что газоперекачивающие установки ГПУ-16А данной компрессорной станции исключают возможность использования сформированной структуры технологического оборудования реконструируемой компрессорной станции с газоперекачивающими агрегатами «Коберра - 182» так как эксплуатация газоперекачивающих установок ГПУ-16А возможна только в перечисленном составе ее блоков. Кроме того, недостатком данной компрессорной станции является необходимость производства значительного объема строительно-монтажных работ как по сооружению индивидуальных фундаментов под перечисленные блоки, монтажу на эти фундаменты перечисленных блоков и последующему монтажу нового технологического оборудования, необходимого для работы газоперекачивающих установок ГПУ-16А, так и по демонтажу компрессорной станции с газоперекачивающими агрегатами «Коберра - 182» со сформированной структурой технологического оборудования. Кроме того, роторы силовых турбин газотурбинных двигателей газоперекачивающих установок ГПУ-16А имеют «левое» направление вращения и, следовательно, аналогичное направление вращения имеют

колеса роторов центробежных нагнетателей газа типа НЦ 16 - 76/1,5, что, в свою очередь, определяет конструкцию входных и выходных газопроводов технологической обвязки центробежных нагнетателей всех газоперекачивающих агрегатов, входящих в состав компрессорной станции, что исключает возможность использования существующих технологических трубопроводов компрессорной станции, оснащенной газоперекачивающими агрегатами «Коберра - 182» с центробежными нагнетателями, имеющими противоположное, то есть «правое» направление вращения колес роторов.

В качестве прототипа выбрана компрессорная станция, имеющая в своем составе семь импортных газоперекачивающих агрегатов «Коберра - 182» (Техническая инструкция по эксплуатации агрегатов «Коберра - 182». - М.: Мингазпром, 1981 г., с 10-16). При этом компрессорная станция имеет установленную мощность не менее 84 МВт, причем каждый газоперекачивающий агрегат «Коберра - 182» компрессорной станции состоит из газогенератора «Эвон - 1534», состыкованного с силовой турбиной RT - 48, центробежного нагнетателя RF - 2ВВ с «правым» направлением вращения колеса ротора. Компримированный газ из центробежного нагнетателя RF - 2ВВ с «правым» направлением вращения колеса ротора поступает в технологический газопровод обвязки газоперекачивающего агрегата компрессорной станции, причем все технологические газопроводы обвязок газоперекачивающих агрегатов

объединены в единую технологическую газопроводную обвязку компрессорной станции. При этом на каждом газоперекачивающем агрегате компрессорной станции применены две раздельные системы смазки. Для смазки и охлаждения подшипников газогенератора «Эвон - 1534» используется синтетическое масло пониженной вязкости, поэтому элементы этой системы скомпонованы в отдельный блок. В системе смазки силовой турбины RT-48 и центробежного нагнетателя RF-2BB, а так же в системе уплотнения нагнетателя используется турбинное масло. Маслобак этой системы и расположенные на нем насосы, фильтры и регуляторы выделены в отдельный блок. В связи с этим компрессорная станция имеет две независимых друг от друга системы маслопроводов и собственных резервуаров для хранения различных типов масла. Каждый газоперекачивающий агрегат компрессорной станции имеет общую воздушную систему охлаждения масла для обеих систем смазки. Каждый газоперекачивающий агрегат компрессорной станции «Коберра - 182» смонтирован в индивидуальном укрытии, оборудованного системами водяного отопления, вентиляции, энергоснабжения, пожаротушения, контроля концентрации газа в воздухе, а также грузоподъемными механизмами. Кроме того, газогенератор «Эвон - 1534» с силовой турбиной RT-48 расположены в герметичном боксе с дополнительными системами пожаротушения и вентиляции. При монтаже и демонтаже газогенератора «Эвон - 1534» крыша и одна из боковых стенок

герметичного бокса снимаются, а транспортировка газогенератора «Эвон - 1534» из укрытия осуществляется через специальные ворота. В укрытии газоперекачивающего агрегата предусмотрено свободное пространство для проведения ремонтных работ на центробежном нагнетателе RF-2BB и силовой турбине RT-48, имеются дополнительные ворота для въезда транспорта в само укрытие на свободное пространство. Компрессорная станция имеет производительность до 110 млн. м ³ газа в сутки, а ее установленная мощность достигает 84 МВт.

Недостатком компрессорной станции, оснащенной газоперекачивающими агрегатами «Коберра - 182» и соответствующим технологическим оборудованием является значительная площадь территории, занимаемой компрессорной станцией с данной инфраструктурой. Кроме того, недостатком данной компрессорной станции, даже при условии восстановления номинальных технических характеристик всех газоперекачивающих агрегатов, входящих в состав компрессорной станции, является низкая мощность этих газоперекачивающих агрегатов и, как следствие, увеличенный расход как природного газа, используемого в качестве топлива для газоперекачивающих агрегатов, так и смазочных материалов, применяемых при работе данных газоперекачивающих агрегатов. Кроме того, недостатком данной компрессорной станции является необходимость проведения части ремонтных работ на

газоперекачивающих агрегатах «Коберра - 182» непосредственно на компрессорной станции, а именно, ремонтные работы силовых турбин RT-48. Кроме того, недостатком данной компрессорной станции является ограниченные возможности системы автоматизированного управления как работой отдельного газоперекачивающего агрегата с увеличенной производительностью, так и компрессорной станции в целом. Кроме того, недостатком данной компрессорной станции является неполное сгорание топлива в газогенераторах «Эвон - 1534» и, как следствие, высокая концентрация загрязняющих веществ в выхлопных газах газоперекачивающих агрегатов. Кроме того, недостатком данной компрессорной станции является слабая шумоизоляция и, как следствие, высокий уровень шума при работающих газоперекачивающих агрегатах.

Технический эффект предложенной полезной модели заключается в сокращении инфраструктуры компрессорной станции, в повышении мощности и производительности газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции при сохранении величины установленной мощности компрессорной станции, в максимальном использовании сформированной структуры технологического оборудования компрессорной станции, в сокращении расхода природного газа, используемого в качестве топлива для газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции, в сокращении расхода смазочных материалов при работе газоперекачивающих

агрегатов компрессорной станции, в упрощении процесса проведения обслуживания и ремонта газоперекачивающего агрегата в условиях действующей компрессорной станции, в расширении возможностей системы автоматизированного управления как работой отдельного газоперекачивающего агрегата с увеличенной производительностью, так и компрессорной станции в целом, в обеспечении экологических требований к компрессорной станции по уровню выбросов загрязняющих веществ в выхлопных газах газоперекачивающих агрегатов и в снижении уровня шума компрессорной станции при работающих газоперекачивающих агрегатах.

Поставленная цель достигается тем, что компрессорная станция, имеющая в своем составе газоперекачивающие агрегаты «Коберра - 182», технологические газопроводы обвязки газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции, систему электроснабжения и систему маслообеспечения газоперекачивающих агрегатов, систему автоматизированного управления работой технологического оборудования компрессорной станции, согласно изобретению оснащена модернизированными газоперекачивающими агрегатами и необходимым для их работы технологическим оборудованием, причем каждый модернизированный газоперекачивающий агрегат состоит из модернизированного газотурбинного привода и модернизированного центробежного

нагнетателя, причем модернизированный газотурбинный привод выполнен в виде модульного блока с унифицированными узлами подключения к оборудованию модернизированного газоперекачивающего агрегата и унифицированными узлами подсоединения к технологическим коммуникациям компрессорной станции, причем в качестве газотурбинного привода модернизированного газоперекачивающего агрегата компрессорной станции применяется газотурбинный двигатель, конвертированный с жидкого нефтяного топлива для работы на природном газе, при этом мощность газотурбинного двигателя, конвертированного с жидкого нефтяного топлива для работы на природном газе и являющегося газотурбинным приводом модернизированного газоперекачивающего агрегата, составляет не менее 16 МВт, а коэффициент полезного действия этого газотурбинного привода составляет не менее 34%, причем в качестве газотурбинного привода модернизированного газоперекачивающего агрегата используется газотурбинный двигатель с «правым» направлением вращения ротора силовой турбины, а в качестве усовершенствованной сменной проточной части модернизированного центробежного нагнетателя используется полнонапорная сменная проточная часть, потребляющая мощность не менее 16,0 МВт и обеспечивающая производительность модернизированного центробежного нагнетателя до 28 млн. м газа в сутки при номинальной

частоте вращения ротора 5200 оборотов в минуту, при этом степень сжатия модернизированного центробежного нагнетателя составляет 1,50, причем контрольно-измерительные приборы модернизированных нагнетателей и смонтированные контрольно-измерительные приборы модернизированных газотурбинных двигателей газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции посредством электрических цепей соединяются с главным щитом управления компрессорной станции, при этом системы автоматизированного управления работой компрессорной станции перепрограммируются в соответствии с алгоритмом как индивидуальной, так и совместной работы модернизированных газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции.

Газотурбинные двигатели, конвертированные с жидкого нефтяного топлива для работы на природном газе, с «правым» направлением вращения роторов силовых турбин, мощностью не менее 16 МВт и коэффициентом полезного действия не менее 34%, модернизированные центробежные нагнетатели с полнонапорными сменными проточными частями в совокупности с перечисленными модернизированными технологическими системами и образуют модернизированную компрессорную станцию.

Сравнение заявляемых технических решений с прототипом позволило установить соответствие их критерию «новизна». При изучении других известных технических решений в данной области

техники признаки, отличающие заявляемую полезную модель от прототипа, не были выявлены и потому они обеспечивают заявляемому техническому решению соответствие критерию «существенные отличия».

Полезная модель поясняется чертежом, на котором представлена схема модернизированной компрессорной станции.

Модернизированная компрессорная станция (1) оснащена модернизированными газоперекачивающими агрегатами (2), каждый из которых содержит газотурбинный привод (3), а именно газотурбинный двигатель, конвертированный с жидкого нефтяного топлива для работы на природном газе и расположенный в модульном блоке (4), центробежный нагнетатель (5), воздухоочистительное устройство (6). Центробежный нагнетатель (5) имеет в своем составе корпус (7), сменную проточную часть (8), крышку сборную уплотнительную (9). Компрессорная станция (1) имеет в своем составе главный щит (10) автоматизированного управления работой модернизированной компрессорной станции (1), причем главный щит (10) включает в свой состав устройства (11) автоматизированного управления работой модернизированными газоперекачивающими агрегатами (2). На чертеже показана территория (12) с сокращенной инфраструктурой на два газоперекачивающих агрегата совместно с комплексом их технологического оборудования и трубопроводов

Кроме того, каждый газоперекачивающий агрегат (2)

модернизированный компрессорной станции (1) оборудован унифицированными фундаментами, снабжен технологическими трубопроводами, аппаратами воздушного охлаждения масла и системой автоматизированного управления как индивидуальной работой отдельного газоперекачивающего агрегата (2), так и совместной работой в составе компрессорной станции (1), которые на чертеже не показаны.

Ниже приводится конкретный порядок осуществления заявляемого устройства.

Заявляемое устройство, а именно модернизированная компрессорная станция (1), предназначена для компримирования природного газа, транспортируемого по магистральному газопроводу, и представляет собой совокупность модернизированных газоперекачивающих агрегатов (2) и необходимого для их работы технологического оборудования.

Модернизированный газоперекачивающий агрегат (2) включает в свой состав газотурбинный привод (3), а именно газотурбинный двигатель, конвертированный с жидкого нефтяного топлива для работы на природном газе и расположенный в модульном блоке (4), центробежный нагнетатель (5), устройство (11) автоматизированного управления работой модернизированным газоперекачивающим агрегатом (2). В качестве газотурбинного двигателя газотурбинного привода (3), конвертированного с жидкого нефтяного топлива для работы на

природном газе, используется газотурбинный двигатель, имеющий «правое» направление вращения ротора силовой турбины, мощность не менее 16 МВт и коэффициент полезного действия не менее 34%. Кроме того, для обеспечения полного сгорания топлива и снижения объема выбросов загрязняющих веществ в выхлопных газах газоперекачивающих агрегатов (2) газотурбинный двигатель газотурбинного привода (3) оборудован микрофакельной камерой сгорания. В связи с этим, в период промышленной эксплуатации данных газотурбинных двигателей, обеспечивается существенное сокращение расхода природного газа, используемого каждым модернизированным газоперекачивающим агрегатом (2) в качестве топлива.

Для обеспечения установки газотурбинных двигателей газотурбинных приводов (3) и улиток выхлопных труб на существующие фундаментные рамы взамен демонтируемых газогенератора «Эвон - 1534» и силовой турбины RT-48 осуществляется доработка фундаментной рамы и модульного блока (4). Для этого демонтируются опорные плиты стоек и сами стойки крепления газогенератора «Эвон - 1534» и основание силовой турбины RT-48. Далее на фундаментную раму по определенной схеме монтируются дополнительные металлические элементы, которые служат основанием как для передних опор газотурбинного двигателя газотурбинного привода (3), так и опор улитки выхлопной трубы. Производится усиление поперечной балки фундаментной рамы, которая

будет являться основанием задней опоры газотурбинного двигателя газотурбинного привода (3).

Для связи блока топливной аппаратуры, системы электроснабжения, системы смазки и других технологических систем модернизированного газоперекачивающего агрегата (2) с газотурбинным двигателем газотурбинного привода (3), находящимся в модульном блоке (4), дорабатывается одна из стенок фундаментной рамы. Суть доработки заключается в устройстве необходимого количества индивидуальных проходных отверстий с сальниковыми уплотнениями. Производится удлинение модульного блока (4) в сторону центробежного нагнетателя (5). Модернизируется система приточной и вытяжной вентиляции модульного блока (4), изменяющая направления потока охлаждающего воздуха и, следовательно, исключающая образование застойных высокотемпературных зон воздуха в модульном блоке (4).

Для повышения производительности центробежного нагнетателя RF-2BB, максимального использования мощности газотурбинного двигателя газотурбинного привода (3) и обеспечения их стыковки для совместной работы осуществляется доработка центробежного нагнетателя RF-2BB. Она заключается в замене существующей проточной части на новую сменную проточную часть (8), имеющую более широкие колеса ротора и увеличенный диффузор. В связи с эти на модернизированном центробежном нагнетателе (5) применяется

модернизированная крышка сборная уплотнительная (9). Этим обеспечивается создание полнонапорного центробежного нагнетателя (5), имеющего производительность до 28 млн. м ³ газа в сутки при номинальной частоте вращения ротора 5200 оборотов в минуту, а степень сжатия модернизированного центробежного нагнетателя (5) составляет 1,50.

Для обеспечения соединения газотурбинного двигателя газотурбинного привода (3) с модернизированным центробежным нагнетателем (5) и обеспечения герметичности системы смазки центробежного нагнетателя (5) производится доработка его корпуса (7) со стороны газотурбинного двигателя газотурбинного привода (3). При этом все доработки центробежного нагнетателя (5) производятся с сохранением его корпуса (7), фундамента, входных и выходных газопроводов технологической обвязки.

Для обеспечения газотурбинного двигателя газотурбинного привода (3) необходимым количеством циклового воздуха, снижения сопротивления воздушному потоку циклового воздуха при прохождении через воздухоочистительное устройство (6) и обеспечения условия доставки улитки выхлопной трубы и газотурбинного двигателя газотурбинного привода (3) к месту монтажа на фундаментную раму осуществляется доработка воздухоочистительного устройства агрегата «Коберра - 182». Для этого производится демонтаж пускового

пневмодвигателя и отдельного отсека для него, цельнометаллическая наружная стенка воздухоочистительного устройства (6) заменяется на съемную, а стенка воздухоочистительного устройства (6) со стороны газотурбинного двигателя газотурбинного привода (3) заменяется на ворота, осуществляется термо- и шумоизоляция смонтированных элементов, а стыки между воздухоочистительным устройством (6) и съемной стенкой, воздухоочистительным устройством (6) и воротами герметизируются.

Для обеспечения максимального использования узлов и элементов блока топливной аппаратуры газоперекачивающего агрегата «Коберра - 182» для работы газотурбинного двигателя газотурбинного привода (3) осуществляются изменения в схеме компоновки блока топливной аппаратуры и минимальные доработки отдельных его узлов. Так, например, для обеспечения автоматического запуска более тяжелого, чем газогенератор «Эвон - 1534», газотурбинного двигателя газотурбинного привода (3) в схему блока топливной аппаратуры дополнительно включены электромагнитный клапан (в систему подачи топлива), блок жиклеров (в систему регулирования) и т.д. Указанные изменения в блоке топливной аппаратуры позволяют обеспечить алгоритм пуска газотурбинного двигателя газотурбинного привода (3) модернизированного газоперекачивающего агрегата (2) в автоматическом режиме.

В связи с принципиальными отличиями системы смазки газотурбинного двигателя газотурбинного привода (3) от систем смазки газогенератора «Эвон - 1534» и силовой турбины RT-48, системы смазки газогенератора «Эвон - 1534» и силовой турбины RT-48 демонтируются, а взамен их производится монтаж системы смазки газотурбинного двигателя газотурбинного привода (3). Эта система включает в себя индивидуальную секцию маслоохладителя, маслобак, статический маслоотделитель. Индивидуальная секция маслоохладителя оборудуется вентиляторами продува охлаждающего воздуха через секции маслоохладителя с частотным регулированием оборотов вентиляторов в зависимости от температуры масла. Секция маслоохлаждения устанавливается за пределами укрытия газоперекачивающего агрегата (2). Маслобак с подогревом и объемом более 1000 литров устанавливается в укрытии газоперекачивающего агрегата (2) так, чтобы обеспечивалось необходимое расстояние по вертикали между нормальным уровнем масла в баке и осью газотурбинного двигателя газотурбинного привода (3).

Дополнительно дорабатывается система электроснабжения модернизированного газоперекачивающего агрегата (2). Для этого газоперекачивающий агрегат (2) обеспечивается отдельным блоком электротехнического оборудования и силовыми электротехническими цепями. Размещение электротехнического оборудования в отдельном

блоке упрощает контроль за работой оборудования и улучшает условия его обслуживания.

Монтаж устройств (11) автоматизированного управления работой модернизированными газоперекачивающими агрегатами (2) и главного щита (10) автоматизированного управления работой модернизированной компрессорной станции (1) осуществляется после демонтажа системы контрольно-измерительных приборов центробежного нагнетателя RF-2BB, газогенератора «Эвон - 1534» и силовой турбины RT-48 газоперекачивающего агрегата «Коберра - 182. Система контрольно-измерительных приборов модернизированного нагнетателя (5) и смонтированные контрольно-измерительные приборы газотурбинного двигателя газотурбинного привода (3) объединяются в единое устройство (11) автоматизированного управления работой модернизированного газоперекачивающего агрегата (2), которое посредством электрических цепей связывается с блоком электротехнического оборудования и главным щитом (11) управления работой модернизированной компрессорной станции (1).

Далее производится перепрограммирование системы автоматизированного управления работой модернизированного газоперекачивающего агрегата (2) в соответствии с алгоритмом как индивидуальной работы модернизированного газоперекачивающего

агрегата (2), так и его работы в составе модернизированной компрессорной станции (1).

Перечисленный перечень работ по модернизации компрессорной станции обеспечит значительное сокращение времени пуска в эксплуатацию как отдельного модернизированного газоперекачивающего агрегата (2), так всей компрессорной станции (1). Кроме того, произойдет увеличение мощности и производительности каждого модернизированного газоперекачивающего агрегата (2), причем модернизированная компрессорная станция (1) сохранит установленную первоначальным проектом производительность до 110 млн. м³ газа в сутки и установленную мощность до 90 МВт.

При этом будет обеспечено максимальное использование имеющегося оборудования и строительных конструкций компрессорной станции с газоперекачивающими агрегатами «Коберра - 182 (например, воздухоочистительное устройство, общее укрытие газоперекачивающего агрегата, элементы фундаментов, технологические трубопроводы и т.д.). Итогом модернизации компрессорной станции (1) будет существенное сокращение ее территории на величину территории (12), занимаемой двумя газоперекачивающими агрегатами совместно с их инфраструктурой (комплекс технологического оборудования, строительные конструкции, трубопроводы и т.д.). Кроме того, использование модернизированного газотурбинного привода (3)

полностью исключает ведение ремонта газотурбинного привода (3) в условиях компрессорной станции (1), что значительно повышает качество ремонта и сокращает время ремонта, проводимого в заводских условиях. Одним из результатов модернизации компрессорной станции является значительное сокращение загрязнения окружающей среды, а именно снижение объемов валовых выбросов диоксида азота на 12%, оксида углерода - на 68%.

Компрессорная станция, имеющая в своем составе газоперекачивающие агрегаты «Коберра - 182», технологические газопроводы обвязки газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции, систему электроснабжения и систему маслообеспечения газоперекачивающих агрегатов, систему автоматизированного управления работой технологического оборудования компрессорной станции, отличающаяся тем, что компрессорная станция оснащена газоперекачивающими агрегатами, состоящими из газотурбинных приводов и центробежных нагнетателей, причем газотурбинные приводы выполнены в виде модульных блоков с узлами подключения как к оборудованию газоперекачивающих агрегатов, так и к технологическим коммуникациям компрессорной станции, причем в качестве газотурбинных приводов газоперекачивающих агрегатов применяются газотурбинные двигатели, конвертированные с жидкого нефтяного топлива для работы на природном газе, при этом мощность каждого отдельного газотурбинного двигателя, конвертированного с жидкого нефтяного топлива для работы на природном газе и являющегося газотурбинным приводом газоперекачивающего агрегата, составляет не менее 16 МВт, а коэффициент полезного действия каждого отдельного газотурбинного привода составляет не менее 34%, причем в качестве газотурбинных приводов газоперекачивающих агрегатов используются газотурбинные двигатели с «правым» направлением вращения ротора силовой турбины, а в качестве сменных проточных частей центробежных нагнетателей используются полнонапорные сменные проточные части, потребляющие мощность не менее 16,0 МВт и обеспечивающие производительность центробежного нагнетателя до 28 млн. м³ газа в сутки при номинальной частоте вращения ротора 5200 оборотов в минуту, при этом степень сжатия центробежного нагнетателя составляет 1,50, причем контрольно-измерительные приборы нагнетателей и контрольно-измерительные приборы газотурбинных двигателей газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции посредством электрических цепей соединяются с главным щитом управления компрессорной станции, при этом системы автоматизированного управления работой компрессорной станции перепрограммируются в соответствии с алгоритмом как индивидуальной, так и совместной работы газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции.