CC BY
254
УДК 621.515:681.5.01:658.5.012.1
Регулирование режимов систем
автоматического управления газопроводов на уровнях «компрессорный цех -компрессорная станция»: проблемы и решения
на
1аращивание мощностей и усложнение газотранспортной сети магистральных газопроводов (МГ) сопровождается повышением требований к качеству управления технологическим процессом перекачки газа. С целью сохранения режимных показателей транспортировки газа компрессорные цеха объединяются межцеховыми перемычками в единые транспортные коридоры, в зависимости от расчётного давления газопровода. В таком виде цеха работают как единый транспортный узел, в котором возможности каждого отдельно взятого цеха существенно отличаются друг от друга наличием разнотипных агрегатов, особенностями крановой обвязки, аппаратов воздушного охлаждения, пылеуловителей, различной степенью износа эксплуатируемого оборудования, а также разнотипных по идеологии построения систем управления газоперекачивающими агрегатами (ГПА) и компрессорными цехами (КЦ), поставляемых различными фирмами.
Современная тенденция - наличие в компрессорной станции (КС) параллельно функционирующих магистральных «ниток» с давлением 55, 75 и 100 кг/см2 (рис. 1), причем трубно-крановой обвязкой предусматривается возможность совместной работы цехов (перепуск газа через межсистемные перемычки). Опыт пуска и эксплуатации Северо-Европейского газопровода показывает, что объединение цехов во взаимосвязанную транспортную сеть актуально и востребовано.
Многоуровневая газотранспортная система в последние два десятилетия, благодаря внедрению современных средств автоматизации, получила возможность работы в режиме реального времени, когда параметры систем управления уровней ГПА, КЦ и КС стали обрабатываться и предоставляться диспетчеру в одном временном интервале.
Рис. 1. Технологическая схема компрессорной станции Писаревка (ООО «Газпром трансгаз Волгоград»), транспортный коридор «Южный поток»
К.Ю. СЛОБОДЧИКОВ, главный специалист отдела инновационных разработок ООО «Вега-ГАЗ» (Россия, 117405, г. Москва, ул. Кирпичные Выемки, д. 2, корп. 1)
Л.М. ЗАМИХОВСКИЙ, д.т.н., Ивано-Франковский национальный технический университет нефти и газа (Украина, г. Ивано-Франковск)
E-mail: slobodchikov@vega-gaz.ru
Представлен опыт проектирования и внедрения систем автоматического управления для сети компрессорных цехов магистральных газопроводов. Рассмотрены проблемы, сопровождающие внедрение функций автоматического управления газотранспортными системами на уровнях «компрессорный цех — компрессорная станция». Выделены важные задачи, требующие детальной проработки, а также сформулированы предложения на основе имеющегося опыта внедрений с целью создания инструмента управления режимом компрессорной станцией, позволяющего улучшить качество управляющих решений диспетчера и снизить информационную нагрузку на персонал.
Ключевые слова: контроллер, режим, компрессорный цех, диспетчерское управление, регулирование режимом, компрессорная станция, газоперекачивающий агрегат, система автоматического регулирования.
На фоне очевидных достижений в модернизации систем автоматизации, оперативное регулирование режимом зачастую осуществляется диспетчером КС по звонку (в прямом смысле этого выражения). Низкая точность поддержания выходных параметров режима КЦ и КС, существенные задержки в реакции на внешние возмущения, затратные способы управления режимом их работы с неоправданным использованием избыточного количества загруженных в трассу ГПА - лишь самые очевидные недостатки современной организации управления режимом КС, являющиеся следствием управления в «ручном режиме».
Функции автоматического регулирования в цеховых и диспетчерских системах не востребованы персоналом КС сегодня, как правило, по причине незавершенности работ. Функции автоматического регулирования в цеховых и диспетчерских системах не востребованы персоналом КС сегодня, как правило, по причине незавершенности работ. Под незавершенностью понимается совокупность нерешенных вопросов: идеологическое несовершенство алгоритмов, недофинансирование наладки и отсутствие организационной поддержки руководства заказчика в вопросах доведения внедрения до результата. Образцом правильной организации работы решения данных вопросов может служить опыт внедрения агрегатно-цеховых систем на пяти станциях ООО «Газпром трансгаз Ухта» [1], реализованный в 2004-2007 гг., отмеченный премией ОАО «Газпром» в 2006 г. При поддержке заказчика, главным образом отделов диспетчерской службы (ДС) и АСУ, было выполнено внедрение программных регуляторов рабочего цикла уровня КЦ в пяти цехах, в процессе эксплуатации доработаны алгоритмы и реализована их непрерывная работа в режиме автоматического регулирования. Экономический эффект от работы одного регулятора с функцией «максимальная загрузка» на протяжении нескольких месяцев полностью окупил все затраты заказчика на разработку и внедрение регуляторов режима пяти цехов.
Одно из требований заказчика на новых объектах — это единство аппаратных и программных средств, применяемых системным интегратором на каждой вновь вводимой компрессорной станции, так называемая «однородность систем» [2]. На практике это не решает проблему завершенности работ, а лишь предоставляет одной фирме получить больший объем заказа, при этом функции регулирования режимом работают, как и прежде — на бумаге.
В конечном итоге, из-за совокупности перечисленных и подобных недостатков, многие нововведения в системах управления не воспринимаются персоналом КС или воспринимаются сквозь призму негатива от образовавшейся увеличенной информационной, а за ней и эмоциональной нагрузки.
Для организации работ по созданию систем автоматического управления уровня «КС-КЦ» сегодня существует нормативная база [3-7] и провозглашен-
ная стратегия «сквозной эволюционной процедуры» последовательного развития функций интеграции АСУ ТП, при этом признается необходимость дополнительных усилий в виде отраслевой программы, широкого и открытого обсуждения проблем, особого внимания к задаче интеграции систем автоматизации различных уровней [8,9].
Целью данной работы является анализ сложившихся трудностей в организации автоматического управления режимом работы уровней «КС-КЦ», выявление препятствий, мешающих интеграции систем управления «по вертикали» с целью создания инструмента управления режимом КС, позволяющего улучшить качество управляющих решений диспетчера и снизить информационную нагрузку на персонал КС.
Следует отметить, что в условиях объективно сложившегося многообразия интегрируемых систем в рамках одной КС, невозможно достичь реализации предлагаемых решений без заинтересованного сотрудничества всех поставщиков систем управления, а также активного участия заказчика.
Газоперекачивающие агрегаты (ГПА) являются основными элементами системы автоматического управления (САУ) режимом работы, поэтому все вопросы идентификации, средств коммуникации, методологии регулирования, так или иначе связанные с уровнями КЦ и КС присутствуют на уровне САУ ГПА. Поэтому, переходя к рассмотрению задач уровней КЦ и КС, будем подразумевать взаимосвязь этих задач и необходимость решения вопросов на уровне агрегатной автоматики.
САУ ГПА и КЦ используют контроллеры, использующие шину VME, PCI, и т.п., размещенные на базовых шасси или в корзинах типа «Евромеханика», либо объединенные путем модульной сборки. Организация взаимодействия таких контроллеров стандартизирована, имеет типовые технические решения, позволяющие без каких-либо трудностей осуществить двусторонний обмен данных любых промышленных контроллеров. Из известных фирм-поставщиков контроллеров, широко внедряемых в составе САУ на объектах газотранспортной отрасли, следует отметить следующие фирмы: Siemens, GE-IP, Allen Bradley, Emerson, National Instruments, Mitsubishi и др. Наиболее распространенными из применяемых протоколов обмена данных являются: IEEE 802.3 (Ethernet), IEC 61158 (Profibus), разновидности протоколов Modbus, протоколы беспроводной передачи данных, а также DeviceNet, CANopen, Interbus, ControlNet и менее распространенные — Genius, CC-Link и т.д.
В вопросах межсистемного взаимодействия, используемые аппаратные и программные средства унифицированы, а изменения, произошедшие в течение последних лет, были направлены на совершенствование перечисленных технических и программных средств, расширение интеграционных возможностей систем [10-12].
транспорт И ХРАНЕНИЕ нефтепродуктов И углеводородного сырья № 1 2014
Эта унификация способствует интеграционным процессам уровней ГПА-КЦ-КС. Строго иерархическая организационно-командная структура газотранспортной системы предполагает и обязывает выполнение интеграции технических решений систем автоматики, функционирующих на локальных уровнях [13, 14].
В нормативных документах на системы управления компрессорным цехом реализация функций регулирования режима КЦ является обязательной. Общецеховыми параметрами регулирования являются расход или объемная производительность, давление на выходе цеха и степень сжатия. Критерии распределения нагрузки между ГПА: равенство помпажных запасов либо частот вращений, а также минимум суммарного по цеху потребления топливного газа.
В компрессорном цехе, как объекте и уровне управления следует выделить несколько особенностей организации совместного функционирования систем управления ГПА и КЦ, появившиеся в последние годы развития газотранспортных систем:
1. Для повышения надежности поддержания режимов газопровода, цеха внутри отдельной КС, как правило, работают с открытыми перемычками (объединенный выход). При любой разгрузке агрегата соседнего цеха, работающего с открытыми межцеховыми перемычками (так работает подавляющее большинство цехов), воздействие на общецеховой контролируемый параметр (расход, давление или степень сжатия) как правило, невозможно компенсировать управляющими воздействиями полного диапазона регулирования всего цеха. Для корректной работы цеховых систем регулирования необходима информация об изменении режимов соседних цехов, т.е. условием включения цехового регулятора является наличие на уровне диспетчерского пункта компрессорной станции (ДП КС) согласующего модуля.
2. При объединении в одном цехе разнотипных ГПА, в цеховом регуляторе требуется учет взаимного влияния разнотипных нагнетателей.
3. При объединении в одном цехе систем управления различных фирм-поставщиков САУ ГПА, необходимо в цеховом регуляторе иметь актуальную информацию настроек регуляторов-ограничителей ГПА. Многие регуляторы-ограничители в САУ ГПА используют динамически изменяемые настройки. В дополнение к этому необходимо согласовать перечень параметров двустороннего обмена данных «гарантированной доставки», порядок включения/ отключения САУ ГПА при управлении от цеховой САУ, определить единый расчет границ регулирования, организовать синхронизацию управляющих воздействий и контроль исправности каналов и контроль выполняемости управляющих команд.
Помимо перечисленных пунктов существуют типовые задачи, решение которых в сложившихся условиях развития и укрупнения цехов требует более тщательной проработки:
• необходимость совместного учёта динамики турбин, нагнетателей и динамики систем управления;
• организация взаимодействия с системой управления КС;
• организация диалогового режима между диспетчером и оператором цеха.
Перечисленные особенности являются дополнением к стандартному набору задач при внедрении цехового регулятора и, в целом, обрисовывают сложившуюся ситуацию по настройке оперативного регулирования на уровне КЦ.
Все приведённые задачи характеризуют внедрение цехового и межцехового регулирования как сложный организационно-технический процесс. Несмотря на эту очевидную сложность, у фирмы ООО «Вега-ГАЗ» имеется успешный опыт внедрения межцехового регулятора на примере КС «Мышкин», ООО «Газпром трансгаз Ухта» (внедрение 2011-2012 гг.).
В цехах № 3,3-бис КС «Мышкин» объединены пять ГПА типа ГТК-10И мощностью 10000 кВт и два агрегата ГПА-Ц1-16Л/76-1,44 в блочно-контейнерном исполнении с газотурбинным конвертированным двигателем АЛ-31СТ мощностью 16000 кВт. Организация управления неоднородных систем была выполнена в сотрудничестве с ЗАО НПФ «Система Сервис».
Комплексные испытания, проведенные совместно с представителем ЗАО НПФ «Система Сервис», подтвердили соответствие алгоритмов управления цехом требованиям программы и методики испытаний. При этом опытная эксплуатация межцехового регулятора выявила необходимость учета дополнительного влияния цеха № 5, работающего в едином гидравлическом режиме с цехами № 3, 3-бис. Не раскрывая особенностей работы уровня КС, следует сказать, что такой учет возможно организовать только через модуль станционного регулирования режимов.
ООО «Вега-ГАЗ» в 2010-2011 гг. выполнила проектные работы по привязке технических средств межцехового регулирования на пяти станциях ООО «Газпром трансгаз Ухта» (КС «Мышкин», КС «Грязовец», КС «Юбилейная», КС «Приводино», КС «Микунь»). Проекты определяют порядок взаимодействия систем цехового управления, обмен данных «гарантированной доставки» и взаимный учет управляющих воздействий через межцеховой модуль, в который входит шкаф управления и средства визуализации (рис. 2). Все проекты утверждены заказчиком без замечаний.
Как видно из рис. 2, межцеховое управление — это управление разнородными системами с использованием скоростной передачи данных по оптоволоконным линиям связи, где передача осуществляется по схеме «контроллер-контроллер». Исключение серверных устройств обеспечивает гарантирован-ность передачи данных.
Рис. 2. Структурная схема информационного взаимодействия между системами управления компрессорными цехами №3,3бис, №5 и ДП КС Мышкинского ЛПУ МГ
Возвращаясь к задачам автоматизации работы уровня цеха, необходимо отметить, что иногда возникает ситуация, когда регулятор режима внедрен, проведены испытания, но сотрудники цеха не включают регулятор в повседневной работе. Действительно, персонал КС чаще не желает включения функций регулирования, управляя цехом вручную. Этому есть простое объяснение: режим работы цеха — это задача диспетчера, а на уровне цеха оператор несет ответственность за исправность оборудования. Работа дополнительного оборудования (САР КЦ) — это дополнительная ответственность. Режимы цехов, как правило, достаточно удалены от ограничителей, поэтому управление по фиксированным оборотам турбины — привычно, понятно и удобно.
В данной ситуации следует проанализировать полученный результат внедрения, его адекватность условиям функционирования и потребностям технологического процесса. Встречаются случаи, когда работа выполнена полностью, но отключение регулятора происходит только под действием «человеческого фактора». Люди часто бывают консервативны. Однако эффективность автоматизированной системы управления проявляется со временем. Например, исследования, проведенные в ходе внедрений 20062007 гг. [1], подтвердили, что максимальной загрузке агрегата соответствует минимальное потребление топливного газа на единицу перекачиваемого газа. То есть одновременно увеличивается товаротранспорт-ная работа и снижается её себестоимость. Оператор всегда устанавливает режим работы турбин с запасом, потому что, как уже упоминалось, у оператора имеется много сопутствующих задач. Человеку отслеживать режим с точностью до оборота утомительно и нерационально. Таким образом, только цеховой регулятор может одновременно осуществлять кон-
троль и добиваться максимальных экономических показателей. Другой пример, когда нет необходимости работы на максимально возможной загрузке, можно оптимизировать распределение нагрузки между агрегатами таким образом, что суммарное потребление топливного газа будет минимальным. При этом важно контролировать разность нагрузок между ГПА в режиме реального времени и выдавать управляющие воздействия в случае выхода на границы регулирования. Опять же такую задачу человек не в состоянии решить. Задачу управления режимом на уровне КЦ следует переводить в автоматический режим еще и из-за того, что в период эксплуатации неизбежно выявляются особенности, пожелания и неучтенные вопросы, которые в итоге совершенствуют алгоритмы, делают их унифицированными. Внедрение таких алгоритмов особенно важно на тех станциях, где привлечение дополнительного персонала на уровне КЦ осложнено условиями (районы Севера, малонаселенные районы Сибири и т.п.). Существует понятие сопутствующего эффекта «side effect» [9]. Проявление сопутствующего эффекта характерно для новых информационных технологий и для функций регулирования режима, как их естественной составляющей в рамках АСДУ. Данную информацию следует представлять руководству заказчика, чтобы их содействие облегчало преодоление возможного сопротивления персонала.
Завершая рассмотрение задач автоматического управления уровня КЦ, невозможно обойти вопрос совершенствования методов и алгоритмов регулирования. Современное развитие моделирующих комплексов Simulink, VisSIM и т.п. существенно облегчают процесс разработки необходимой модели объекта, создание и отладку алгоритмов любой сложности. Широкие возможности имитационного и структурного моделирования, современные технологии нейро, fuzzy, адаптивных регуляторов с компиляцией кода алгоритма и последующим погружением этого кода в программу управления предоставляют разработчику инструмент решения сложных задач.
Компрессорный цех — это сложный, инерционный объект управления с существенными не-линейностями, зависящими от ряда параметров. Разработка моделей ГПА и КЦ и алгоритмов управления цехом выполняется в ООО «Вега-ГАЗ» поэтапно методами системного анализа с изучением
транспорт И ХРАНЕНИЕ нефтепродуктов И углеводородного сырья № 1 2014
существующего опыта отечественных и зарубежных фирм, опыта внедрения в смежных областях автоматизации и формированием собственных авторских решений [15-17].
Переходя к рассмотрению автоматического управления уровня ДП КС, следует отметить значительный вклад отечественных ученых в разработку теории автоматизированного диспетчерского управления [18,19]. При этом отсутствует проработка практических вопросов организации оперативного регулирования на уровне КС. Известны работы по организации диспетчерского управления объектов добычи газа [2,18], но опыт этой команды в компрессорных цехах линейной части ГТС пока не столь убедительный. Некоторые публикации представляют реализацию управления одноцеховой диспетчерской, что равноценно внедрению обычного цехового регулирования в цехе с разнотипными агрегатами и не отражает актуальный уровень проработки задачи диспетчерского управления.
Реализация функций управления на уровне ДП КС требует выполнения структурного, ситуационного и синергетического анализа, применение эмпирического операционно-структурного описания трудовой деятельности диспетчера с целью выявления и учета особенностей деятельности оператора и управляемого технологического процесса [19,20]. Это характеризует задачу организации оперативного регулирования как сложную, наукоемкую, многоэтапную, междисциплинарную, требующую вовлечения ряда специалистов из разных областей
Следуя известному изречению J. Gall: «Любая действующая сложная система является результатом развития работавшей ранее более простой системы. Сложная система, спроектированная с нуля, никогда не заработает. Следует начинать с простой системы» и применяя его в отношении развития диспетчерского управления, ограничим круг первостепенных вопросов, решение которых позволит дать ощутимый результат в скорейший срок, а опираясь на этот результат, можно будет добиваться реализации общей задачи [21]. Приведём обоснование выполненных в ООО «Вега-ГАЗ» разработок:
1. Анализируя существующий способ обмена данных между КЦ и КС с использованием серверного оборудования, можно констатировать, что каналы не могут обеспечить надежность обмена из-за: наличия ряда факторов, снижающих эту надёжность:
• зависимости от исправности совокупности оборудования, входящего в состав компьютеров с установленными серверами, а также зависимости от некорректной работы программного обеспечения, функционирующего параллельно с серверной программой;
• влияния человеческого фактора.
Такие факторы несущественны для системы сбора данных, но являются критичными для оперативного регулирования и управления. Поэтому для решения задач межцехового регулирования и управления требуется организовывать передачу данных «гаран-
тированной доставки», для чего обмен данных организовывается по схеме контроллер-контроллер. В такой конфигурации наименее возможен сбой, наиболее эффективно и оперативно может быть организована реакция системы управления.
2. Расчётные процедуры на уровнях КЦ должны быть унифицированы, то есть в системе должно быть соблюдено единство размерности, единиц измерения, методов расчета. Помимо этого, на уровень КС должна поступать подготовленная информация. Например, для функций управления важно не только текущее значение производительности, но также сведения о целостности всех измерительных каналов, участвовавших в расчете, фильтрация шумов, контроль диапазонов промежуточных и результирующего параметров. Эта информация должна быть соответствующим образом подготовлена, агрегирована и передана на уровень КС. Работа программных модулей на уровне КС должна опираться на агрегированную информацию и не дублировать анализ данных, тем самым экономя ресурсы системы.
3. Процедуры взаимодействия КС и КЦ в случае реализации оперативного регулирования невозможно представить без диалогового режима между диспетчером и оператором компрессорного цеха. Эта часть работы слабо форматизированна и требует опытного исследования и доработки. В качестве отправной точки выбираются типовые команды по включению/отключению функций управления режимом, вводом нового задания. В конечном итоге диалог сводится к типовым процедурам информационного обмена, архивируемым в системах управления уровней КЦ и КС.
4. Реализация управляющих алгоритмов. На первом этапе создания функций регулирования требуется предусмотреть следующие функции:
• окно выбора стратегий поведения системы в случае загрузки/разгрузки или останова агрегата соседнего цеха (включение «максимальной загрузки», фиксирование частот вращения, переход на другой параметр регулирования и т.п.), при этом стратегия поведения должна подразумевать гибкость настройки и возможность ввода новых вариантов;
• окно агрегированных показателей режимов КЦ (запасы регулирования каждого из КЦ, суммарный потребляемый топливный газ, наличие резерва по вводу ГПА и т.д.);
• окно оптимизационного расчета, с возможностями расчета оптимальной нагрузки между цехами с учетом сложившихся границ регулирования цехов, а также расчет возможности вывода ГПА из магистрали при поддержании режима оставшимися в трассе ГПА.
Таким образом, предложена концепция организации автоматического регулирования в сложившейся организационной структуре КС, которая предполагает решение задачи в несколько переходов:
• от идеи всеобщей однородности к унификации и минимизации количества систем;
• от описания процессов газотранспортной сети к созданию комплиментарных моделей, включающих модели активных элементов (ГПА) и систем управления различных уровней, соответствующих реальным характеристикам сложных многосвязных объектов;
• от трансляции данных к полноценной интеграции систем;
• от интерпретации информации в интерфейсе оператора к обработке, анализу и разработке системы поддержки принятия решений.
Фирма ООО «Вега-ГАЗ» предлагает сотрудничество со всеми фирмами - поставщиками оборудования интегрируемых систем, готова обеспечить эффективное взаимодействие цеховых систем с программным комплексом уровня ДП КС любого разработчика («Астра» [22], «Веста» [23, 24], SCADA PSI, и т.п.).
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Слободчиков К.Ю., Швабский ВЛ, Яковлев А.Я. Опыт внедрения оптимального цехового регулятора режима на КС «Микунь» ООО «Севергазпром» // Сб. докл. III Международной научно-технической конференции «Компьютерные технологии поддержки принятия решений в диспетчерском управлении газотранспортными и газодобывающими системами (DISCOM-2007)», 10-13 апреля 2007 г. — М.: ВНИИГАЗ, — 2007. — С. 99-103.
2. Чикало В.Н. История «Газавтоматики»: 1998:2008. М.: ООО «Газпром Центроремонт», 2010. — № 5 (10). — С. 8.
3. Столяр Н.Ф., Лыков А.Г. Нормативная база в области автоматизации, метрологического обеспечения и связи. Состояние и направления развития // Газовая промышленность. 2012. — Спецвыпуск (680/2012). - С. 6-12.
4. Отраслевая система оперативно-диспетчерского управления (ОСОДУ) ЕСГ России. Общесистемные технические требования. Газпром, 1998.
5. ВРД 39-1.8-055-2002. Типовые технические требования на проектирование КС, ДКС и КС ПХГ.
6. Программа инновационного развития ОАО «Газпром» до 2020 года. — М.: Газпром, 2011. — 386 с.
7. Аксютин О.Е. Современное состояние газотранспортной системы России // Газовая промышленность. — 2012. — № 10. -- С. 6-12.
8. Остроумова Е.Г. Развитие автоматизированного диспетчерского управления технологическими процессами в газовой отрасли // Газовая промышленность. — 2011. — № 2. - С. 26-29.
9. Причины недостаточно эффективного построения и эксплуатации систем автоматизации // Автоматизация в промышленности. — 2012. — № 2. — С. 38-47.
10. Харазов В.Г. Интегрированные системы управления технологическими процессами. — СПб.: Профессия, 2009. — 592 с.
11. Богданов Н.И., Слободчиков К.Ю. Проблемы эргономического исследования процесса разработки интерфейса систем «Человек-компьютер — АСУ ТП» // Вестник ХГАДТУ. Харьков: Изд-во ХНАДУ. —2002. — Вып. 17. -- С. 100-102.
12. Решетников И.С., Арсланбеков СА. Орга-низация защищенного обмена данными между уровнями АСУ ТП и MES // Труды Международной научно-практической
конференции «Передовые информационные технологии, средства и системы автоматизации и их внедрение на российских предприятиях» АГГА-2011. Москва, 4-8 апреля 2011 г. М.: Институт проблем управления им. В.А.Трапезникова РАН, 2011. — С. 170-173.
13. Лыков А.Г., Назаров О.В., Тарасов С.Д. Принципы согласованного управления агрегированными процессами на примере производственно-технологических комплексов добычи газа // Газовая промышленность. — 2012. — Спецвыпуск (680/2012). -- С. 38-50.
14. Никаноров В.В., Видрашку А.С., Якимов О.Е., Мурзенко И.В. Вопросы создания систем оперативного диспетчерского управления в современных условиях // Газовая промышленность. — 2012. — Спецвыпуск (680/2012). -- С. 13-17.
15. Слободчиков К.Ю. Применение математических моделей газоперекачивающего агрегата в расчетных задачах системы управления газопроводом // Пятая Всероссийская конференция с международным участием. Математическое моделирование и краевые задачи. — 2008. — С. 113-117. Адрес доступа: http://matmod.ucoz. ru/2008/maket2.pdf (дата обращения 20.01.2014).
16. Слободчиков К.Ю. Алгоритмы управления режимом компрессорного цеха в распределенной структуре программного регулятора // Восточно-европейский журнал передовых технологий. — 2009. — № 3. — С. 30-37. Адрес доступа: http://vega-gaz.ru/press/publikatsii/ (дата обращения 20.01.2014).
17. Пат. 2454569 РФ, 2012. Способ управления гидравлическим режимом компрессорного цеха с оптимальным распределением нагрузки между газоперекачивающими агрегатами.
18. Чикало В.Н., Бобриков Н.М., Кротов А.В., Канев Д.В., Денисов И.К. Исследование алгоритмов оптимального адаптивного управления режимами добычи газа // Газовая промышленность. — 2010. — № 2. — С. 10-13.
19. Григорьев Л.И. К теории автоматизированного диспетчерского управления // Труды РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. — 2012. — № 3. -- С. 124-130.
20. Григорьев Л.И. Автоматизированное диспетчерское управление - магистральное направление развития АСУ ТП Газовой отрасли // Газовая промышленность. — 2010. — № 13 -- С. 76-83.
21. Слободчиков К.Ю., Наумец А.Е., Яковлев А.Я. Замиховский Л.М. Станционный модуль программного управления компрессорной станцией. Матер. IV Международной конференции «Компьютерные технологии поддержки принятия решений в диспетчерском управлении газотранспортными и газодобывающими системами», DISCOM-2009 (28-30 апреля 2009 г.). — М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2009. — С. 90-105.
22. Зорин П.И., Шехтер А.В., Кудрявцев В.В., Жданова ЕА. Система диспетчерского управления ООО «Газпром трансгаз Ухта» с учетом перспективного развития «Северного коридора» // Газовая промышленность. — 2012. — № 10. -- С. 30-32.
23. Сухарев М.Г. Информационные технологии в транспорте и распределении природного газа // Газовая промышленность. — 2010. — № 13. -- С. 84-88.
24. Технико-коммерческое предложение на разработку, поставку и внедрение программно-вычислительного комплекса моделирования и планирования режимов компрессорных станций ПВК «Веста-КС» / Под руководством С.А. Сарданашвили. — М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2010. — 8 с.
THE REGULATION OF AUTOMATIC CONTROL SYSTEMS AT THE LEVEL OF GAS «COMPRESSOR PLANT - COMPRESSOR STATION»: PROBLEMS AND SOLUTIONS
Slobodchikov K.Yu., Chief Specialist of Innovative Developments, Vega-GAZ (2, Bld. 1, Brick recesses st., Moscow, 117405, Russian Federation). E-mail: slobodchikov@vega-gaz.ru
Zamihovsky L.M., Doctor of Tech. Sci., Ivano-Frankivsk National Technical University of Oil and Gas (Ivano-Frankivsk, Ukraine)
ABSTRACT
The experience in design and implementation of automatic control systems for compressor stations network of trunk pipelines. The problems that accompany the introduction of automatic control functions gas transportation systems at «compressor shop - compressor station». Highlighted the important tasks that require detailed study and formulate proposals on the basis of the experience of implementations to create a management tool mode the compressor station, allowing for improved quality control decisions Manager and reduce information overload on staff.
Keywords: controller mode, the compressor shop, compressor station, pumping unit, an automatic control system.
REFERENCES
1. Slobodchikov K.Yu., Shvabskiy V.L., Yakovlev A.Ya. Opyt vnedreniya optimal'nogo tsekhovogo regulyatora rezhima na CS «Mikun» OOO «Severgazprom». Trudy III Mezhdunarodnoy nauchno-tekhnicheskoy konferentsii «DISCOM-2007» [Experience of implementation of optimal control of the guild regime at CS «Mikun» of Severgasprom. Proc. of III International Scientific and Technical Conference DISCOM- 2007 ]. Moscow: VNIIGAZ Publ., 2007. pp. 99-103.
2. Chikalo V.N. Istoriya «Gazavtomatiki»: 1998:2008 [History of «Gazavtomatika»: 1998:2008]. M: Gazprom Tsentroremont Publ., 2010, no.5(10), p. 8.
3. Stolyar N.F., Lykov A.G. Gazovaya promyshlennost — Gas Industry, 2012, 680/2012, pp.6 -12.
4. Otraslevaya sistema operativno-dispetcherskogo upravleniya (OSODU) YESG Rossii. Obshchesistemnyye tekhnicheskiye trebovaniya [The branch system of the supervisory control Unified Gas Supply System of Russia. System-wide specifications]. Gazprom Publ., 1998.
5. Departmental guidance document VRD 39-1.8-055-2002. Tipovyye tekhnicheskiye trebovaniya na proyektirovaniye KS, DKS i KS PKHG. [Typical specifications for the design of the CS, DCS and CS UGS].
6. Programma innovatsionnogo razvitiya OAO «Gazprom» do 2020 goda [Innovative Development Program of OAO «Gazprom» to 2020]. Moscow: Gazprom Publ., 201 1. 386 p.
7. Aksyutin O.Ye. Gazovaya promyshlennost — Gas Industry, 2012, no.10, pp. 6 -12.
8. Ostroumova Ye.G. Gazovaya promyshlennost — Gas Industry, 2011, no.2, pp. 26-29.
9. Prichiny nedostatochno effektivnogo postroyeniya i ekspluatatsii sistem avtomatizatsii [Reasons for lack of effective construction and operation of automation systems]. Avtomatizatsiya v promyshlennosti — Industrial Automation. 2012, no. 2. pp. 38-47.
10. Kharazov V.G. Integrirovannyye sistemy upravleniya tekhnologicheskimi protsessami [Integrated process control systems]. St. Petersburg: Profession Publ., 2009. 592 p.
11. Bogdanov N.I., Slobodchikov K.Yu. Vestnik KhGADTU — Vestnik of KhNAHU. Kharkov: KhNAHU. 2002, Is. 17, pp.100 - 102.
12. Reshetnikov I.S., Arslanbekov S.A. Organizatsiya zashchishchennogo obmena dannymi mezhdu urovnyami ASU TP i MES. Trudy Mezhdunarodnoy nauchno-prakticheskoy konferentsii AITA-2011 [Secure communications between levels of DCS and MES. Proc. of the International Scientific-Practical Conference AITA- 2011]. Moscow, 4-8 April, 2011. Moscow: Institut problem upravleniya RAS Publ., 2011, pp. 170-173.
13. Lykov A.G., Nazarov O.V., Tarasov S.D. Gazovaya promyshlennost — Gas Industry, 2012. 680/2012, pp. 38 - 50.
14. Nikanorov V.V., Vidrashku A.S., Yakimov O.Ye., Murzenko I.V. Gazovaya promyshlennost — Gas Industry, 2012. 680/2012, pp.13 -17.
15. Slobodchikov K.Yu. Primeneniye matematicheskikh modeley gazoperekachivayushchego agregata v raschetnykh zadachakh sistemy upravleniya gazoprovodom. 5 Vserossiyskaya konferentsiya. Matematicheskoye modelirovaniye i krayevyye zadachi [Using mathematical models pumping unit in accounting tasks pipeline management system. Fifth All-Russian conference. Mathematical modeling and boundary value problems]. 2008. pp. 113-117. Available at: http://matmod.ucoz.ru/2008/maket2.pdf (accessed 20.01.2014).
16. Slobodchikov K.Yu. Vostochno-yevropeyskiy zhurnal peredovykh tekhnologiy — East European Journal of advanced technologies, 2009, no. 3, pp. 30-37. Available at: http://vega-gaz.ru/press/publikatsii/ (accessed 20.01.2014).
17. Slobodchikov K.Yu., Mosolov D.V., Naumets A.E., Nickanorov V.V. Sposob upravleniya gidravlicheskim rezhimom kompressornogo tsekha s optimal'nym raspredeleniyem nagruzki mezhdu gazoperekachivayushchimi agregatami [Way to control the hydraulic regime compressor shop with optimal load balancing between pumping units]. Pat. RF, no. 2454569, 2012.
18. Chikalo V.N., Bobrikov N.M., Krotov A.V., Kanev D.V., Denisov I.K. Gazovaya promyshlennost — Gas Industry, 2010, no. 2, pp. 10 - 13.
19. Grigor'yev L.I. K teorii avtomatizirovannogo dispetcherskogo upravleniya [On the theory of automated dispatching]. Trudy RGU nefti i gaza — Proceedings of the State University of Oil and Gas, 2012, no.3, pp. 124 - 130.
20. Grigor'yev L.I. Gazovaya promyshlennost — Gas Industry, 2010, no. 13, pp. 76 - 83.
21. Slobodchikov K.Yu., Naumets A.Ye., Yakovlev A.YA. Zamikhovskiy L.M. Stantsionnyy modul' programmnogo upravleniya kompressornoy stantsiyey. Trudy IV Mezhdunarodnoy konferentsii DISCOM-2009 [Software module controls the compressor station. Mater. IV International Conference DISCOM-2009]. Moscow: Gazprom-VNIIGAZ Publ., 2009, pp. 90 - 105.
22. Zorin P.I., Shekhter A.V., Kudryavtsev V.V., Zhdanova Ye.A. Gazovaya promyshlennost — Gas Industry, 2012, no. 10, pp. 30 - 32.
23. Sukharev M.G. Gazovaya promyshlennost — Gas Industry, 2010, no. 13, pp. 84 - 88.
24. Technical and commercial proposal for the development, delivery and implementation of software and computer system modeling and planning regimes compressor stations Vesta - COP. Ed. S.A. Sardanashvili. Moscow: RSU Oil and Gas Publ., 2010. 8 p.
