К.Ю. Слободчиков
ТОВ НКФ «Вега-ЛТД» Україна,
61145, м. Харків, вул. Новгородська 3а, а/с 9543
тел. (0572) 702-17-85, slob©vega.kharkov.ua

УДК 658.012.011.56:658.512

МЕТОДИ РОЗПОДІЛУ НАВАНТАЖЕННЯ МІЖ ГАЗОПЕРЕКАЧУВАЛЬНИМИ АГРЕГАТАМИ КОМПРЕСОРНОГО ЦЕХУ

Постановка проблеми у загальному випадку та її зв’язок із важливими науковими чи практичними завданнями. Задача зниження витрати паливного газу за рахунок підвищення ефективності роботи газоперекачувальних агрегатів (ГПА) і компресорних цехів (КЦ) у сучасних умовах нестримного подорожчання енергоносіїв є особливо актуальної. Одержання реального економічного ефекту можливо тільки при впровадженні сучасних САУ і застосуванні в них методів керування режимом як усього цеху так і окремого ГПА, що спираються на останні наукові досягнення прогресивних інформаційних технологій.

Аналіз останніх досліджень і публікацій, присвячених методам розподілу навантаження і підтримки режиму між різнотипними агрегатами компресорного цеху, і між цехами в компресорній станції (КС) [1-5] дозволяє визначити загальні підходи дослідників і розроблювачів систем дистанційного керування рівня КС:

З огляду на викладене можна зробити висновок, що, перелічені підходи не орієнтовані на включення розрахункових методів у системи керування реального часу, а значить не відповідають задачам оперативного регулювання режимом ГТС рівня ГПА-КЦ-КС.

Виділення невирішених раніше частин загальної проблеми. Відкриті публікації розроблених методів оперативного керування режимом і розподілу навантаження в САУ КЦ і КС [6-8] так само мають недоліки:

Постановка задач. Організація справжньої інтеграції систем керування ГПА і КЦ, автоматизація технологічного процесу вимагає обов'язкового обліку системних факторів (таблиця №1), що ускладнюють впровадження й експлуатацію алгоритмів керування і розподіл навантаження, одержання ефекту від роботи методів оптимізації.

Таблиця №1 “системні фактори”
ФАКТОРИ ДЕТАЛІЗАЦІЯ
Складність системи КЦ – складний об'єкт, у якому відбувається взаємодія агрегатів із зовнішнім середовищем і один з одним через газодинамічні процеси компримування.
Інтерфейс оператора Людино-машинна організація виробництва вимагає обов'язкового обліку ергономічних факторів роботи оператора при розробці методів керування устаткуванням.
Збурювання, перешкоди, у даних прямих вимірювань Організація додаткової фільтрації обраних параметрів, що беруть участь у важливих розрахунках і регулюванні, резервування даних.
Об'єднання на загальне навантаження різнотипних ГПА Необхідність обліку взаємного впливу різнотипних агрегатів. Організація межпрограмної взаємодії із САУ різних виробників, уніфікація розрахункових параметрів.
Математичне забезпечення Облік динаміки об‘єктів керування, необхідність розробки моделі об‘єкта і використанні її в методах регулювання. Розрахунок припустимих меж роботи устаткування. Розрахунок енергетичної взаємодії привід-навантаження кожного ГПА.

З огляду на це, розвиток ГТС потребує удосконалювання існуючих і впровадження нових методів системи підтримки прийняття рішень (СППР), функцій автоматичного керування, уніфікації і стандартизації технічних рішень [9-11] при впровадженні системи. Для цього потрібно:

Висвітлення основного матеріалу. Точність розрахункових параметрів була забезпечена застосуванням у розрахунках продуктивності і потужності нагнітача, ітераційної методики [12], що функціонує в програмному забезпеченні (ПЗ) САУ ГПА в режимі реального часу [13]. Розрахунок споживаного паливного газу обчислюється відповідно ГОСТ 30319.(0-3)-96, ГОСТ 8.563.(1-3)-97. Збіжність обох розрахунків підтверджена контрольними вимірами зразкових приладів замірного вузла (КС «Писаревка» 2005 р., КС «Мышкино» 2007 р.) на об'єктах ОАО «ГАЗПРОМ» , зазначені методи експлуатуються на шістьох компресорних станціях протягом декількох років.

Розроблений у 2004 р. метод розрахунку зони припустимих обертів (МРПО) турбіни низького тиску (ТНТ), розміщений у САУ ГПА “Квант” дозволяв не доводити ГПА до аварійного режиму по параметрах, вимірюваним у САУ ГПА, однак метод не міг експлуатуватися без обліку взаємного впливу агрегатів включених у єдиний гідравлічний режим цеху, у силу відсутності на рівні САУ ГПА даних сусідніх агрегатів. Необхідність обліку взаємного впливу ГПА обумовлена можливістю встановлення такої різниці навантажень між агрегатами з різною потужністю при якій відбудеться ріст опору мережі до гранично припустимого значення, при якому ГПА що має меншу наявну потужність буде загнаний у помпаж. В умовах малих витрат розвиток помпажних явищ буде спостерігатися в ГПА з найменшою об‘ємною продуктивністю нагнітача. Тому МРПО був змінений – винесений на рівень системи контролю і управління СКУ КЦ РИУС, доповнений моделлю ідентифікації припустимої різниці навантажень, що враховує реальний технічний стан приводу і нагнітача у режимі реального часу розраховує область припустимих режимів усіх турбін у КЦ. В отриманий новий метод були додані параметри – вібрації приводу і нагнітача, тиск за осьовим компресором, температури підшипників, положення поворотного направляючого апарата, що раніше (до 2004 р.) не брали участь у розрахунках.

Таким чином, на основі моделі всіх ГПА КЦ, був розроблений новий метод розрахунку поля припустимих рішень (МРППР) розподілу навантаження, у якому допускається перебування рішення з використанням множини технологічно можливих стратегій керування КЦ. Роботу отриманого методу розглянемо для типової схеми чотирьох повнонапірних ГПА, рис 1.

Допустимо, загальне навантаження (об'ємна продуктивність) чотирьох агрегатів (рис 1), розподілена в поле припустимих рішень по співвідношенню відповідно до положення крапок А1, А2, А3, А4, рис 2.

З огляду на лінійну залежність між обертами нагнітача й об'ємною продуктивністю [14], перехід від одного параметра до іншого здійснюється з застосуванням коефіцієнтів пропорцій, і дозволяє в залежності від тієї чи іншої розрахункової задачі використовувати обидва опірні параметри. Область припустимих режимів роботи кожного агрегату визначається максимально припустимими обертами $n_{max}$ і мінімально припустимими обертами $n_{min}$ нагнітача (на відміну від [15] де межи роботи агрегату визначає потужність), розрахованих МРПО з урахуванням додаткових параметрів контролю. Зазначені межі сформовані шляхом розрахунку модельних залежностей основних технологічних параметрів агрегату визначаючих індивідуальні межі його роботи [16].

####

Рис. 1. Принципова схема рівнобіжної роботи 4-х ГПА в КЦ. Технологічні об'єкти компресорного цеху: МГ – магістральний газопровід, ПВ – пиловловлювач, ППК – протипомпажний клапан, АПО – апарат повітряного охолодження

У прикладі (рис. 2) верхні обмеження обертів сформовані по параметру $T_{max}$ – «температура за турбіною низького тиску ТНТ», а нижні межі сформовані значенням мінімально припустимої продуктивності нагнітача, при якій починає відкриватися протипомпажний кран, що попереджає розвиток помпажних явищ у нагнітачі.

####

Рис. 2. Поле припустимих режимів чотирьох повнонапірних ГПА

Крім перерахованих обмежень, що визначають межі роботи кожного агрегату згідно МРППР формуються з урахуванням обмеження по максимально припустимій різниці навантажень між нагнітачами цеху $(∆Q_{max}$ чи $∆n_{max}$), для рівнобіжної схеми позначені на малюнках лініями x1 і x2.

Ці лінії побудовані щодо агрегатів з найбільшою і найменшою продуктивністю (обертами). Лінія x2 розташована вище температурних обмежень ГПА1-4, тому агрегати не зможуть вийти на обмеження x2 по максимально припустимій різниці навантажень на верхніх межах. Лінія x1 знаходиться вище обмежень по мінімально припустимій продуктивності ГПА1-4, тому агрегати не можуть бути розвантажені до обертів лінії x1, бо вони при цьому вийдуть за гранично припустиму різницю навантажень.

З огляду на викладене, технологічні межі спільної роботи агрегатів, розраховані МРППР, утворять поле припустимих режимів ГПА, що відповідає рис. 3.

####

Рис. 3. Поле припустимих режимів, розраховане МРППР

У зазначеній області можуть бути задані довільні режими, наприклад B1, B2, B3, B4, людиною-оператором КЦ, або автоматичним алгоритмом розподілу навантаження, що використовує метод оптимізації паливних витрат. Якщо оператор введе нове завдання, то він тим самим установлює визначене співвідношення навантажень, що система запам'ятовує і підтримує згодом. У випадку виходу на обміжник роботи САУ ГПА, підтримка завдань по режиму забезпечується агрегатом (агрегатами), у якого запас по регулюванню більше. Якщо агрегат один у трасі, виходить на обміжник САУ ГПА, чи всі ГПА вийшли на обміжник, але запас по регулюванню у всіх ГПА достатній для нормальної роботи тільки при іншім завданні по режиму, то завдання внесене оператором коректується автоматично (знижується, збільшується) переводячи режим роботи цеху в припустиму зону регулювання.

Метод оптимізації паливних витрат [17,18] (розробки 2004-2005 р) розраховував можливі значення споживаного паливного газу в області припустимих режимів по модельній залежності «потужність нагнітача – споживаний паливний газ» методом повторних симуляцій.

(1)

$N(Q_{пал.\;цех})=∑N_i(Q_{пал.ГПА.i},~K_{тех.i})→\min$

де $Q_{пал.ГПА.i}$ – продуктивність паливного газу $i$-го ГПА м3/хв., $K_{тех.i}$ – коефіцієнт технічного стану $i$-го ГПА, $N_i$ – потужність нагнітача $i$-го ГПА.

Реалізація методу оптимізації і моделі ГПА була виконана в програмному забезпеченні VisSim 4.5. При спробі на практиці перевірити роботу цього методу виявилась неповна адекватність моделі реальним процесам.

У модельну залежність (1) був внесений збірний коефіцієнт діагностики технічного стану турбіни, що враховує одночасно функціональні критерії (можливий ступінь завантаження агрегату) і витратні критерії (індивідуальне споживання паливного газу). На рис. 4 представлений баланс корисної роботи й основних видів втрат для однієї турбіни ГТНР-25И [19].

####

Рис. 4 Баланс корисної роботи і втрат для ГТНР-25И

Максимальний ККД газових турбін не на багато більше 30 % при повному завантаженні ГПА. Практика експлуатації показує, що якщо завантаження турбіни зменшується на 50%, то ККД падає в 3 рази. Таким чином, представлене співвідношення роботи (рис.4) у газотурбінній установці не є фіксованим, при різних режимах завантаження турбоагрегату співвідношення корисної роботи і втрат істотно змінюється. Ці зміни не може врахувати коефіцієнт технічного стану, тому що зміна великої кількості вимірюваних параметрів турбіни і зовнішнього середовища зв'язані фізичними законами балансу енергій, але не розрахунковими залежностями $K_{тех.i}$.

З огляду на те, що відомі методи оптимізації режимів роботи компресорних цехів і станцій [5,6,8,20,21,22] по суті, спираються на залежність «потужність нагнітача – споживаний паливний газ», апроксимовані поліномом 3-ї ступені, , або залежність «витрата нагнітача – споживаний паливний газ» апроксимовані поліномом 4-ї ступені [23],можна зробити висновок про те, що існуючі методи оперують зі свідомо неточними моделями, налаштовування яких представляє суттєві складнощі.

Оберти нагнітача і потужність зв'язує кубічна залежність [12,16]:

(2)

$N_{i\;пасп} = ρ_{вх}·[Ni/ρ]_{пр}·(n_{цн}/n_{ном})^3$

де $n_{ном}$ – номінальні оберти нагнітача ГПА, об./хв., $N_{i\;пасп}$ – внутрішня потужність нагнітача ГПА, кВт, розрахована через відносну внутрішню потужність нагнітача по паспортній характеристиці, $ρ_{вх}$ – щільність газу на вході в нагнітач, $[Ni/ρ]_{пр}$ – відносна внутрішня потужність нагнітача (залежність паспортної характеристики від приведеної продуктивності газу через нагнітач). Технічний стан зношеної штатної паливної апаратури не дозволяє домогтися точної підтримки заданих обертів турбіни низького тиску (ТНТ). Люфт обертів у межах 10 об./хв. щодо завдання експлуатаційним персоналом вважається прийнятною точністю, але зазначена помилка при влученні в розрахунок потужності приводить до перекручування завдання опорного параметра, якщо розподіл навантаження спирається на потужність. У випадку з розрахунку завдання по обертах нагнітача через паспортну (2) чи індикативну потужність регулятором режиму [6, 8, 24], виникають неминучі автоколивання завдань.

З огляду на перераховані недоліки, в 2006-2007 роках був розроблений і впроваджений новий метод оптимізації паливних витрат компресорного цеху, при пошуку рішень, що оперує з математичною моделлю енергетичного балансу в ГПА, як опорний параметр розподілу навантаження що використовує або об'ємну, або комерційну продуктивність, або безпосередньо оберти нагнітача [13,25].

У газовій турбіні енергія паливного газу витрачається на обертання вала осьового компресора (ОК) і турбіни високого тиску (ТВТ), стиск, нагрів і переміщення атмосферного повітря, нагрів повітря в регенераторі і камері згоряння, єнтальпія розігрітої суміші продуктів згоряння палива з надлишком повітря трансформується за рахунок адіабатичного розширення в кінетичну енергію газів, що у свою чергу перетвориться через обертання лопаток турбіни ТНТ і нагнітача в роботу стиску газу, рис 5.

####

Рис. 5 Баланс енергій у ГПА

При компримуванні газу змінюється енергія чотирьох видів: кінетична енергія положення, енергія, що витрачається на тертя і теплообмін, і потенційна енергія тиску газу. Зміна потенційної енергії тиску, створювана компресорному, значно перевершує зміну кінетичної чи потенційної енергії положення. Вплив теплообміну і тертя також дуже малий в порівнянні зі зміною потенційної енергії тиску, витрат.

Формула енергетичного балансу ГПА запишеться:

(3)

$E_{п.г.} =∑E_{кинетич.}+∑E_{стиску}+∑E_{теплова.}+∑E_{витрат}$

Параметри $T_1,~T_2,~T'_2$ виміряються в САУ ГПА.

Енергія стиску осьового компресора:

$E_{стиску\;ОК} = C_{P2}·T_2·G_К - C_{P1}·T_1·G_1$

де $C_{P1}$, $C_{P2}$ – теплоємності повітря на вході і на виході ОК; $T_1,~T_2$ – температури зовнішнього повітря і повітря на виході ОК , відповідно; $G_1 = G_К$ – масова продуктивність повітря через осьовий компресор.

Визначення масової продуктивності повітря компресора здійснюється з використанням характеристик осьового компресора по універсальних параметрах (щодо атмосферного тиску і температури зовнішнього повітря 288.16 К), і вимірюваних параметрів: $ω_1$ обертів компресора, $P_1,~P_2$ тиски і температури $T_1,~T_2$ повітря на вході і на виході ОК. Щільність приймається функцією тиску, температури і газової постійний [12] $ρ_2=f(P_2,T_2,R)$.

Баланс енергій камери згоряння запишеться [26,27]:

$G_{п.г.}Q _{п.г.}+ C'_{P2}·T'_2·G_К= C_{P3}· T_3·G_3+∆N_{К.П.}$

де $G_{п.г.},~G_К,~G_3$ – витрата паливного газу, повітря через ОК, продуктів згоряння; $T'_2,~T_3$ – температури повітря за регенератором і продуктів згоряння перед ТВТ; $C'_{P2},~C_{P3}$ – теплоємності повітря на виході з регенератора і продуктів згоряння перед ТВТ, $Q_{п.г.}$ – теплота згоряння паливного газу $∆N_{К.П.}$ – втрати в камері згоряння.

Втрати тиску в камері згоряння характеризує коефіцієнт відновлення повного тиску:

$σ = 1 – P_3 /P_2$,

$σ=0.97$, звідки можна розрахувати значення $P_3$.

Температура на виході камери згоряння може бути розрахована відповідно до формули [27]:

$T_3=(( T^{α=1}-T/ T^{α=1})-(1-(1-l_Y)^{0.7}))·T·(1-e^{(0.7/1-l_Y)})$

де $T^{α=1}$ – теоретична температура горіння при коефіцієнті надлишку повітря $α=1$, $l_Y$ – відносна довжина вигоряння смолоскипа [28], $Т$ – ефективна температура вигоряння смолоскипа, обумовлена за критерієм Больцмана.

$G_3= G_{п.г.} (L_0+1)+ G_К$

де $L_0$ – теоретично необхідна кількість повітря для згоряння 1 кг паливного газу.

Енергія газогенератора (на виході ТВТ) може бути представлена:

$C_{P4}· T_4·G_4= Q_{п.г.}·G_{п.г.}+ C_{P1}· T_1·G_1+ $ $G_К(C'_{P2}· T'_2 - C_{P2}· T_2)-∆N_2-m_1ω_1^2/2$

де $∆N_2$ – механічні втрати ТВТ, $m_1$ – маса вала ОК і ТВТ,

$T_4= T_5 /(1-η_t(1-1/ε_t^{k-1/k}))$

де $η_t$ – ККД. турбіни; $ε_t$ – ступінь розширення турбіни; $k$ – показник адіабати продуктів згоряння ($k=1.34-1.36$). ККД турбіни $η_t$ є досить стабільною величиною, порівняно мало залежить від рівня експлуатації ГТУ і несуттєво змінюється на перемінних режимах ГТУ. Звичайно $η_t$ відомий за результатами заводських чи промислових іспитів. Тому для орієнтованих розрахунків можна прийняти $η_t = 0,85$.

Відповідно до закону збереження маси:

$G_4= G_3= G_5=G_6$

При цьому енергію газогенератора можна представити в балансі енергій ТНТ і відцентрового нагнітача:

$C_{P4}· T_4·G_4= E_{стиску\;ЦН} + G_5(C_{P5}· T_5 - C_{P6}· T_6) + ∆N_4 + m_2ω_2^2/2$

де $E_{стиску\;ЦН}$ – енергія стиску нагнітача, $m_2$ – маса валу ТНТ і відцентрового нагнітача, $ω_2$ – частота обертання вала ТНТ, $∆N_4$ – сумарні механічні втрати в ТНТ і нагнітачі,

Енергія стиску нагнітача:

$E_{стиску\;ЦН} = G_n·C_{pn2}· T_{n2} – G_n·C_{pn1}· T_{n1}$

Параметри нагнітача обчислюються згідно [12,17].

Таким чином, представлена модель енергетичної взаємодії (3) дозволяє розрахувати прогнозовану зміну споживаного паливного газу при зміні енергій у ГПА. Для інтеграції зазначеної моделі в оптимізаційний метод необхідно підвищити точність розрахунку кожної енергії і забезпечити збіжність загального балансу (3) на кожнім модельованому перехідному режимі. Для цього були складені регресійні залежності параметрів, що беруть участь у розрахунках кожної енергії по даним, отриманим у результаті східчастих змін обертів ТНТ (зняті статичні характеристики турбіни). Модифікація моделі заснована на наступних допущеннях:

Відомо [14], що співвідношення зміни витрати, напору (тиску) і потужності від зміни обертів оцінюється як:

 
(4)

$∆G=K_1·∆ω$
$∆P=K_2·∆ω^2$
$∆N=K_3·∆ω^3$

Дослідження змін температури за ТНТ так само дозволяють зробити висновок, про лінійну залежність зміни продуктів згоряння при зміні обертів ТНТ на постійних режимах. Спираючись на зазначені допущення (4), був розроблений метод автоматичного розрахунку нелінійних залежностей статичних режимів $∆ω_1$ обертів ТВТ, $∆T_5$ температури за ТНТ, тиску $∆P_{n2}$, витрати $∆G_n$ та енергії втрат $∆N_4$ від зміни $∆ω_2$ обертів ТНТ. Аналогічно автоматично по досвідченим даним розраховуються залежності газодинамічних параметрів ТВТ від зміни обертів $∆ω_1$. Отримані залежності дозволяють виконати розрахунок (3) щодо поточного вимірюваного стану роботи ГПА. Тим самим забезпечується відповідність моделі ГПА його реальному стану в кожен момент часу, на відміну від відомих аналогів які потребують відновлювання зведених робочих характеристик [21,29].

При оптимізації розподілу навантаження між агрегатами в СКУ КЦ виконується розрахунок завдань по обертах нагнітачів з використанням нелінійних моделей приводу і навантаження в межах припустимої роботи нагнітачів. Для рівнобіжної схеми роботи нагнітачів обчислюється мінімальне значення функції методом градієнтного спуску:

$Q_{пал.\;цех}=∑(Q_{пал.ГПА.i},~(n_{цн\;i},~f_i,~f_i′))→\min$

З дотриманням умов оптимізації, при керуванню по тиску на виході цеху:

####

або по комерційній чи об'ємної продуктивності:

####

де $m$ – кількість агрегатів завантажених у трасу паралельно, $Q_{пал.\;цех}$ – сумарне значення паливного газу цеху, що витрачається агрегатами, $Q_{завдання\;цеху}$ – завдання регулятору по об'ємної чи комерційній продуктивності КЦ, $P_{завдання\;цеху}$ – завдання регулятору по тиску на виході цеху, $n_{цн\;i}$ – оберти нагнітача $i$-го ГПА, $∆n_{max}$ – максимально припустима різниця навантажень між нагнітачами. $Q_{пал.\;цех}=∑(Q_{пал.ГПА.i},~(n_{цн\;i},~f_i,~f_i′))→\min$

$f_i$ – функції $i$-го ГПА, що враховують параметри й умови роботи приводу агрегату: оберти турбіни високого тиску, температуру перед ТВТ, температуру за ТНТ, тиск повітря на виході осьового компресора, температуру повітря на вході в осьовий компресор, температуру і тиск у вихлопному газоході.

$f_i′$ – функції $i$-го ГПА, що враховують параметри й умови роботи нагнітачів: температуру газу на вході і виході нагнітача, тиск газу на вході і виході нагнітача, перепад на конфузорі нагнітача, оберти ТНТ.

$f_i″$ – загально цехова функція залежності зміни тиску від сумарної кількості обертів ТНТ.

На мал.2 положення крапок C1, C2, C3, C4 відповідає новому режиму роботи ГПА, при якому крапка C3 виходить за межі зони припустимої роботи. Для роботи оптимізаційного методу важливо оцінювати усі можливі варіанти співвідношення навантажень, щоб знайти глобальний мінімум паливних витрат. Тому робота методу МРППР у режимі оптимізації паливних витрат розділена на пошук глобального мінімуму і наступну оцінку отриманого співвідношення навантажень, рис. 6.

####

Рис. 6. Поле припустимих режимів, пошук глобального мінімуму

Таким чином, розрахунок оптимізаційного методу дозволяє надати оператору нові рішення розподілу навантаження у всьому діапазоні припустимих режимів ГПА, що відповідають глобальному мінімуму споживаного паливного газу.

Висновки з дослідження і подальшої роботи в даному напрямку. Вперше розроблений метод розподілу навантаження в якому застосована модель ідентифікації припустимих меж роботи устаткування, що у режимі реального часу враховує поточні параметри приводу і нагнітача будь-якого ГПА, та взаємний вплив один на один нагнітачів, включених у єдиний гідравлічний режим цеху. На основі моделі розраховується поле припустимих рішень розподілу навантаження, у якій допускається перебування рішення з використанням множини технологічно можливих стратегій керування КЦ. Вперше розроблена математична модель енергетичної взаємодії привід – навантаження ГПА, що сама налаштовується і працює в режимі реального часу, у якої враховувався енергетичний баланс у турбіні, а розрахунок енергій спирається на обмірювані і розраховані в САУ параметри. Вперше застосований оптимізаційний метод, що застосовує методи нелінійного програмування при пошуку оптимальних рішень для рішення задачі розподілу навантаження між ГПА компресорного цеху з використанням моделі енергетичного балансу та контролю допустимих меж різності навантаження ГПА. Подальший розвиток моделі і методу оптимізації передбачається виконати для послідовно-рівнобіжної схеми роботи ГПА і розподілу навантаження між агрегатами різної потужності об'єднаних гідравлічним режимом.

Література

  1. Прилуцкий М.Х., Бухвалов И.Р., Афраймович Л.Г., Старостин Н.В., Филимонов А.В. Оптимизационные задачи оперативного управления работой компрессорной станцией.// Электронный научный журнал «ИССЛЕДОВАНО В РОССИИ»// 2008.– C. 375-382 доступен на http://zhurnal.ape.relarn.ru/articles/2008/032.pdf
  2. Тевяшева О.А., Коток В.Б., Пожидаев М.В. Комплекс программ моделирования и оптимизации режимов работы многоцеховой компрессорной станции.(НИПИАСУтрансгаз, УМГ «Донбастрансгаз»)// III Международная научно-техническая конференция “Компьютерные технологии поддержки принятия решений в диспетчерском управлении газотранспортными и газодобывающими системами. (DISCOM 2007)”// Материалы конференции/М. ВНИИГАЗ – 2007.– C. 22
  3. Годлевский В.С., Головченко В.П., Аверин К.А. Задачи и методы расчетов, планирования и оптимизации режимов сетевых магистральных ГТС типа ЕГС СССР. (Институт проблем моделирования в энергетике им. Г.Е. Пухова НАН Украины, МП «ДИСИТ» НАН Украины)// III Международная научно-техническая конференция “Компьютерные технологии поддержки принятия решений в диспетчерском управлении газотранспортными и газодобывающими системами. (DISCOM 2007)”// Материалы конференции/ М. ВНИИГАЗ – 2007.– C. 58
  4. Ковалко М.П., Грудз В.Я., Михалків Б.В., Тимків Д.Ф., Шлапак Л.С., Ковалко О.М. Трубопровідний транспорт газу // – Київ: Агентство з раціонального використання енергії та екології, 2002.– 600 с.
  5. Беликов С.М. Оптимизация режимов работы компрессорных станций магистральных газопроводов при совместной работе разнотипных нагнетателей./ Дис…канд. техн. наук/ Государственная Академия нефти и газа им. И.М. Губкина 1992г. – 63 с.
  6. Пат. №2181854 Россия F04 D 27/02, F01 K 7/24 02. /Способ управления работой комплекса агрегатов компрессорного цеха/ Шайхутдинов А.З., Продовиков С.П., Альтшуль С.Д., Черников А.В., Евдокимов Я.А.- Опубл. 18.06.2001.
  7. Пат. №1755000 Россия Заявка №4342417 / Матвеев В.В. /Способ регулирования газопровода/.- Опубл. 30.11.1989.
  8. Балавин М.А., Продовиков С.П., Шайхутдинов А.З., Назаров О.В., Яковлев В.Б. Автоматизация процессов газовой промышленности/ СПб: Наука 2003.­­ – 496 с.
  9. Герке В.Г., Проблемы и перспективы разработки и внедрения промышленных компьютерных комплексов поддержки диспетчерского управления ГТО // I Международная научно-техническая конференция “Развитие компьютерных комплексов моделирования, оптимизации режимов работы систем газоснабжения и их роль в диспетчерском управлении технологическими процессами в газовой отрасли (DISCOM 2002)”// Материалы конференции/ РГУ им. Губкина. М – 2002.– С. 81-82.
  10. Григорьев Л.И. Диспетчерское управление трубопроводным транспортом газа: состояние, проблемы, перспективы. I Международная научно-техническая конференция “Развитие компьютерных комплексов моделирования, оптимизации режимов работы систем газоснабжения и их роль в диспетчерском управлении технологическими процессами в газовой отрасли (DISCOM 2002)”. Материалы конференции. – М.– 2002– С. 12-13.
  11. Семенцов Г.Н., Петеш М.О. Головні принципи підвищення ефективності управління газотранспортною системою. ІФНТУНГ//Технічні науки / Автоматизовані системи управління на виробництві. – 2007. Доступна на сайті: // http://www.rusnauka.com/13.DNI_2007/Tecnic/21451.doc.htm
  12. Богданов В.Н., Филиппов С.В., Дашунин Н.В. «Методика расчета нагнетателя»// Отчет. ООО «Мострансгаз» 2001. ­­– 18 с
  13. Слободчиков К. Ю., Швабский В.Л., Яковлев А.Я. Опыт внедрения оптимального цехового регулятора режима на КС «Микунь» ООО «Севергазпром» // III Международная научно-техническая конференция “Компьютерные технологии поддержки принятия решений в диспетчерском управлении газотранспортными и газодобывающими системами (DISCOM 2007)”.// Материалы конференции/М. ВНИИГАЗ, – 2007.– С 61.
  14. Moore, Ralph L. Control of centrifugal compressors. – Instrument society of America. Compressors,1989. – 45 с.
  15. Пат. 57577 А Украина Способ построения области допустимых режимов газоперекачивающего агрегата./ Солянык В.Г., Колодяжный В.В., Сорокин А.А., Хохряков М.В., Дистрянов С.В., Коток В.Б., Тевяшева О.А. 2002 г.
  16. 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. Секция «Моделирование и оптимизация динамических систем и систем с распределенными параметрами» – 2008 г. Доступна на сайті: // http://matmod.ucoz.ru/2008/maket2.pdf
  17. Slobodchikov K. Computer simulation solutions for optimization of gas turbine driven compressor stations performance.// International Freiberg Conference on IGCC & Xttl Technologies. TU Bergadademie Freiberg – 2005. Available from: http://www.iec.tu-freiberg.de/conference/conference_05/pdf/43_Konstantin.pdf
  18. Слободчиков К.Ю. Решение оптимизационной задачи в системе управления режимом компрессорного цеха газоперекачивающих агрегатов. Доступна на сайті:// http://model.exponenta.ru/slob_02.html
  19. Юкин Г.А. Диагностирование энергоэффективности газотурбинных установок компрессорных станций // Известия ВУЗов «Проблемы энергетики» – 2002. – №11-12. – С. 29-32.
  20. Пат. 40241 А Украина F04 D27/00, Способ регулирования компрессорного цеха / Рудник А.А., Фролов А.Ф., Колодяжный В.В., Хохряков М.В., Сорокин А.А., Дистрянов С.В., Бантюков Е.Н. 2000 г.
  21. Беккер М.В., Гулічев В.В., Мелешко В.І., Стрілець А.О., Артеменко Д.В. Визначення оптимального режиму роботи компресорного цеху при паралельному включені ГПА// Нафтова і газова промисловість. 2005. №2 – С. 45–48.
  22. Старовойтов В.Г., Сорокін О.О., Хохряков М.В., Фланчик Б.С., Свердлов С.Б., Москаленко М.Г. Система автоматичного керування технологічним режимом компресорного цеху//Нафтова і газова промисловість. 2004. №6 – С. 51–54.
  23. Горбійчук М.І., Когутяк М.І., Ковалів Є.О. Оптимізація технологічного режиму компримування природного газу//Нафтова і газова промисловість. 2003. №6 – С. 40–42.
  24. Слободчиков К.Ю. Математическое и информационное обеспечение системы управления компрессорного цеха газоперекачивающих агрегатов// Автоматизация в промышленности. ИПУ РАН. 2004. №7 – С. 38–41.
  25. Слободчиков К.Ю. Структурний та параметричний синтез програмного регулятора режиму компресорного цеху.// Інформаційні технології: наука, техніка, технологія, освіта, здоров‘я: матеріали XVI міжнар. наук. - практ. конф., 4-6 червня 2008 р. Харків: у 2 ч. – Ч. 1/оргкомітет: Л.Л. Товажнянський (голова). – Харків:НТУ «ХПІ» – 2008. – С. 20.
  26. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций: Учебное пособие для вузов/ под ред. С.В. Цанаева – М.:Издательство МЭИ, 2002. – 584 с.
  27. Грудз В.Я. Разработка методов диагностики газотранспортных систем на нестационарных режимах и повышения эффективности их обслуживания: Дис…докт. техн. наук /ІФДТУНГ. – Івано-Франківськ, 1994. – 404 с.
  28. Блинов Е.А. Топливо и теория горения. Раздел – подготовка и сжигание топлива: Учебно–метод. комплекс /–СПб.: Изд-во СЗТУ, 2007. – 119 с.
  29. Горбійчук М.І., Когутяк М.І., Ковалів Є.О. Аналітичні моделі газодинамічних приведених характеристик відцентрових нагнітачів природного газу// Науковий вісник ІФНТУНГ 2003 №1(5) – 2003. – C. 64–67.

Далее ...

25.02.2009