Дисертація на здобуття наукового ступеня кандидата технічних наук доктора філософії) за спеціальністю 05.13.07 "Автоматизація процесів керування". - Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу, Івано-Франківськ, 2018. У вступi розкрито стан наукової проблеми та її значущість, обґрунтовано актуальність теми дисертаційної роботи, показаний зв'язок вибраного напрямку досліджень з науковими програмами, планами, темами, сформульовано мету та визначено основні задачі дослідження, наведено наукову новизну і практичне значення отриманих результатів у розв'язанні задачі оптимального керування процесом компримування природного газу в умовах невизначеності та з урахуванням технічного стану газоперекачувального агрегату, розглянуто особистий внесок здобувана, подані відомості про апробацію та впровадження результатів роботи. У першому розділі проаналізовано літературні джерела та окреслено сучасний стан сформованої наукової задачі. Проведений аналіз сучасних критеріїв оптимальності та методів оптимального керування процесом компримування природного газу. Критерії оптимальності розвивалися хронологічно. На сучасному етапі у зв'язку із обумовленим обсягом постачання природнього газу застосовують економічні критерії. До них відносять: мінімум витрати паливного газу, максимум KKД та критерій мінімуму енерговитрат. Виявлено такі недоліки проаналізованих сучасних методів оптимального керування процесом компримування природного газу: не береться до уваги кількість спожитого газу; задача оптимізації формулюється як задача безумовної оптимізації а, отже, обмеження, які накладають на витрати через відцентровий нагнітач (RTTH)3 на частоту обертання ротора ВЦН, на потужність газотурбінної установки (ГТУ) не беруться до уваги; граничні значення задаються тільки на параметри нагнітача і не задаються на параметри ГТУ; не врахована нечіткість задачі керування спричинена впливом технічного стану ГПА та впливу навколишнього середовища, не враховані похибки вимірювальних приладів. Основним завданянм системи оптимального керування компресорним цехом підтримання продуктивності компресорної станції при оптимальному розподілі навантаження між газоперекачувальними агрегатами, за якого сумарні витрати на експлуатацію групи паралельно включених ГПА з відцентровими нагнітачами пали б мінімальне значення з врахуванням впливів зовнішнього середовища та обмежень на технологічні параметри. Проте газодинамічні характеристики відцентрових нагнітачів компресорних станцій є нестабільними та залежать від умов експлуатації, технічного стану нагнітачів, що є доволі суттєвою проблемою. На сучасному етапі мало уваги приділено нечіткій природі технічного стану газоперекачувального агрегату, не врахововано параметри, що мають значний вплив на ідентифікацію технічного стану, зокрема оксиди азоту і вуглецю у вихлопних газах, тому напрямами дослідження є: побудова математичних моделей процесу компримування природного газу, що враховують технічний стан газоперекачувального агрегата, як нечітку величину; удосконалення методу раижирування газоперекачувальних агрегатів за їхнім технічним станом шляхом включення у модель додаткових параметрів; розроблення методу оптимального керування процесом компримування природного газу на засадах нечіткої логіки і генетичних алгоритмів. Другий розділ дисертаційної роботи присвячено методиці проведення експериментальних досліджень із визначення технічного стану газоперекачувального агрегату. Розглянуто основні параметри процесу компримування природного газу, контрольовані ACK ГПА, що дало змогу визначити вхідні та вихідні параметри моделі процесу компримування природного газу, такі як: продуктивність нагнітача Q, витрата паливного газу G, тиск і температура Pвx, Tвx на вході та тиск і температура Pвux,Tвux на виході KC, температура Твих, продуктів згоряння на виході з турбіни низького тиску (ТНТ), частота обертання валу нагнітача п, температура Ta та тиск Pa навколишнього середовища, віброшвидкість та віброприскорення, швидкість накопичення продуктів спрацювання в моторній оливі, концентрації оксидів азоту і вуглецю у !вихлопних газах. Розроблено методику експериментального дослідження для отримання (матеріалу для побудови моделей процесу компримування газу, що дало змогу (включити в модель як незалежні змінні технологічні параметри та параметри, що [характеризують вплив зовнішнього середовища на роботу ГПА. Обґрунтовано методику вимірювання концентрацій оксидів азоту і вуглецю у вихлопних, для обчислення узагальненого показника технічного стану ГПА. Результати експерименту дають змогу обчислити масові концентрації оксидів азоту та вуглецю і знайти відповідні їм концентрації, що приведені до умовної п'ятнадцяти процентної концентрації кисню у сухих продуктах згоряння. У третьому розділі удосконалено метод ранжування газоперекачувальних агрегатів. До існуючих параметрів, які визначають технічний стан ГПА, додано (індекс концентрації окисів азоту і вуглецю у вихлопних газах, що дало змогу !визначити узагальнений показник індексів концентрацій азоту і вуглецю Визначена кількість термів для лінгвістичної змінної "індекс концентрації". Розбито всі параметри на п'ять термів. Шляхом опитування експертів побудовані усереднені функції належності за допомогою методу статистичної обробки інформації та методу парних порівнянь. Із використанням отриманих даних, було побудовано базу знань згідно з правилом JI. Заде, що вміщує 4096 правил. Спираючись на отриманий у другому розділі список параметрів, що впливають на технічний стан ГПА, його подано, як нелінійний об'єкт із сімома входами і одним виходом. На основі отриманої бази знань були отримані функції належності, що дали змогу визначити функціональний зв'язок між функціями належності входів і виходів. У результаті математичних перетворень отримана зручна для розрахунків формула, що дозволяє обчислити узагальнений коефіцієнт технічного стану ГПА за фіксованих значеннь факторів впливу. У четвертому розділі розв'язана задача оптимального розподілу кількості газоперекачувальних агрегатів як задача нечіткого нелінійного дискретного програмування, та задача визначення частот обертання роторів паралельно працюючих агрегатів, які визначені на першому етапі оптимізаційної задачі, за умови мінімізації витрат паливного газу, обмежень на технологічні параметри та з урахуванням невизначеності вимірювань продуктивності нагнітачів природного газу. У результаті отримані кількість нагнітачів у кожній із груп та частоти обертання роторів кожного із нагнітачів та визначений економічний ефект від оптимізації, що складе 119 тис. грн в рік. Запропонована блок-схема автоматизованої системи керування процесом [компримування природного газу для і -го нагнітача. Шляхом побудови графу виявлено внутрішній паралелізм алгоритму синтезу (емпіричних моделей оптимальної складності та проведено обчислення ефективності алгоритму. Проведений порівняльний аналіз різних мов програмування. Аналізувався |час розв'язання системи лінійних алгебраїчних рівнянь як найбільш ресурсозатратної частини алгоритму побудови моделей оптимальної складності. Аналізувалися мови C++ із засобом МРІ, та C# із засобом TPL (safe і unsafe підходи). Результати аналізу показують, що використання unsafe підходу мови C# є найбільш доцільним. У п'ятому розділі спроектовано та реалізовано інтегратор оптимізаційної іадачі у вигляді Restful сервісу за допомогою ASP .NET Web АРІ 2 і об'єктно- зрієнтованої мови С#. Перевагою такої реалізації є те, що сервіс є незалежним і його може використовувати будь-який клієнт за допомогою протоколу HTTP. Клієнтом може виступати і програма на Windows і Веб-додаток, і будь-який мобільний додаток на мобільних операційних системах IOS і Android. Сервіс інтегратора, разом із клієнтським веб-додатком забезпечують реалізацію таких функцій: - збір та обробку даних від давачів технологічних параметрів та від вібродавачів; - імпорт даних за минулі періоди, для більш точної побудови моделі оптимальної складності; - відображення значень контрольованих параметрів; - візуалізація в реальному часі інформації про стан газоперекачувальних агрегатів та їхніх компонентів; - відображення рекомендованих частот обертання відцентрових нагнітачів кожного з ГПА. Ключові слова: компресорна станція, газоперекачувальний агрегат, відцентровий нагнітач, паливний газ, генетичні алгоритми, нечітка величина, функція належності, невизначеність, критерій оптимальності, оптимальне керування. ЗМІСТ ВСТУП 17 РОЗДІЛ 1. АНАЛІЗ СУЧАСНОГО СТАНУ ОПТИМАЛЬНОГО КЕРУВАННЯ ПРОЦЕСОМ КОМПРИМУВАННЯ ПРИРОДНОГО ГАЗУ 25 1.1 Процес компримування природного газу як об'єкт оптимального керування 25 1.2 Методи розв'язання задач оптимізації процесу компримування природного газу 34 1.3 Огляд SCADA системи RealFlex 38 1.4 Обґрунтування і виріб напряму досліджень 44 [РОЗДІЛ 2. МЕТОДИКА ПРОВЕДЕННЯ ЕКСПЕРИМЕНТАЛЬНИХ ДОСЛІДЖЕНЬ З ВИЗНАЧЕННЯ ТЕХНІЧНОГО СТАНУ ГАЗОПЕРЕКАЧУВАЛЬНОГО АГРЕГАТУ 47 2.1 Характеристика компресорної станції як об'єкта керування в умовах невизначеності 47 2.2 Методика проведення експериментальних досліджень 49 2.3 Методика вимірювання концентрацій азоту і вуглецю 53 Висновки до розділу 56 (РОЗДІЛ 3. МЕТОД ВИЗНАЧЕННЯ УЗАГАЛЬНЕНОГО КОЕФІЦІЄНТА ТЕХНІЧНОГО СТАНУ ГАЗОПЕРЕКАЧУВАЛЬНОГО АГРЕГАТУ 57 3.1 Метод ранжування газоперекачувальних агрегатів за їхнім технічним станом 57 3.2 Побудова універсального нелінійного апроксиматора газоперекачувального агрегату 69 3.3 Метод визначення узагальненого коефіцієнта технічного стану на основі нечіткої логіки і генетичних алгоритмів 78 Висновки до розділу 93 РОЗДІЛ 4. УДОСКОНАЛЕННЯ МЕТОДУ ОПТИМАЛЬНОГО КЕРУВАННЯ ПРОЦЕСОМ КОМПРИМУВАННЯ ПРИРОДНОГО ГАЗУ 94 4.1 Побудова математичних моделей процесу компримування природного газу 94 4.2 Оптимізація алгоритму побудови моделей оптимальної складності 104 4.3 Оптимізація паралельного алгоритму розв'язання систем лінійни алгебраїчних рівнянь 116 4.4 Обчислення оптимальної кількості працюючих газоперекачувальних агрегатів 122 4.5 Розв'язок задачі оптимального керування процесом компримування природного газу з врахуванням його технічного стану 133 Висновки до розділу 146 РОЗДІЛ 5. АВТОМАТИЗОВАНА КОМП'ЮТЕРНА СИСТЕМА ОПТИМАЛЬНОГО КЕРУВАННЯ РОБОТОЮ ГПА В УМОВАХ НЕВИЗНАЧЕНОСТІ 147 5.1 Структура комп'ютерної системи керування компресорною станцією 147 5.2 Апаратне забезпечення автоматизованої системи керування 148 5.3 Аналіз програмного забезпечення верхнього рівня системи 150 5.4 Інтегратор оптимізаційної задачі 151 Висновки до розділу 158 ВИСНОВКИ 159 СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ 161 ДОДАТКИ 177