СПОСОБ АНТИПОМПАЖНОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ Российский патент 2003 года по МПК F04D27/02 

Изобретение относится к регулированию технологических процессов в газовой промышленности и может быть использовано для защиты от помпажа компрессоров компрессорных станций магистральных газопроводов.

Известен способ регулирования компрессорной станции (а.с. СССР 1701989, кл. F 04 D 27/00, БИ 48, 1991), включающей объединенные входным и выходным коллекторами компрессоры, снабженные байпасными (антипомпажными) клапанами и приводами с датчиками и регуляторами частоты вращения, путем измерения давления газа на входе и выходе каждого из компрессоров, давления в выходном коллекторе и перепадов давления на входных измерительных диафрагмах компрессоров, формирования по измеренным величинам контрольных сигналов и сигналов коррекции задания регуляторов частоты вращения приводов, при формировании которых учитывают заданную величину давления газа в выходном коллекторе и разность заданного и измеренного давлений в выходном коллекторе, управления открытием байпасных клапанов каждого компрессора при превышении контрольными сигналами заданных величин.

Данный способ регулирования компрессорной станции, содержащей подсистему антипомпажного регулирования, так же, как и заявляемый способ антипомпажного регулирования компрессорной станции (цеха), включает определение для каждой схемы включения компрессоров значения параметра, характеризующего удаленность рабочей точки каждого компрессора от границы помпажа - формирования контрольных сигналов и сигналов коррекции задания регуляторов частоты вращения приводов по результатам измерения давления газа на входе и выходе каждого из компрессоров, давления в выходном коллекторе и перепадов давления на входных измерительных диафрагмах компрессоров с учетом заданной величины давления газа в выходном коллекторе и разности заданного и измеренного давлений в выходном коллекторе, и предотвращение достижения опасного значения этого параметра, приводящего к помпажу компрессора, путем открытия исполнительного органа подсистемы антипомпажного регулирования - управления открытием байпасных клапанов каждого компрессора при превышении контрольными сигналами заданных величин. Однако отсутствие предварительного прогнозирования результатов возможных помпажных ситуаций, которые запоминают в виде таблицы, устанавливающей для каждой возможной конфигурации газодинамической сети компрессорной станции номера нагнетателей, попадающих в помпаж в результате перехода одного или нескольких объектов газодинамической сети компрессорной станции в состояние, ведущее к помпажу, контроля в процессе работы компрессорной станции информации о работе станции, идентифицикации текущей конфигурации газодинамической сети компрессорной станции и перехода одного или нескольких объектов станции в состояние, ведущее к помпажу, при выявлении которого определяют номера нагнетателей, которые могут попасть в помпаж, и подачи в системы автоматического управления компрессоров, которые попадут в неустранимый помпаж сигнала аварийного останова. а для остальных компрессоров, выделенных по матрице результатов, подачи в подсистемы антипомпажного регулирования или на антипомпажные клапаны сигнала, увеличивающего степень открытия последних для предотвращения помпажа, ведет к снижению эффективности регулирования компрессорной станции из-за того, что не исключает возникновение помпажа, резко снижающего ресурс компрессоров и вызывающего даже аварийные остановки компрессоров.

Известен способ регулирования группы компрессоров (а.с. СССР 1567807, кл. F 04 D 27/00, БИ 20, 1990), подключенных к общему коллектору нагнетания и снабженных приводами с индивидуальными регуляторами скорости вращения ротора, путем измерения давления газа в коллекторе нагнетания, давления, температуры и перепада давления газа на входе в каждый компрессор, измерения и сравнения с общим заданным значением скорости вращения роторов компрессоров, подачи на индивидуальные регуляторы разности измеренного и общего заданного значений скорости вращения роторов компрессоров, определения по измеренным значениям давления, температуры и перепада давления газа на входе в каждый компрессор расхода газа для каждого компрессора, суммарного расхода газа, предельного значения степени сжатия по полученному суммарному расходу газа и определения по заданной и предельной степени сжатия и по измеренному давлению газа на входе в компрессор соответственно заданного и предельного значения давления газа в коллекторе нагнетания, определения минимального из заданного и предельного давления и сравнения с измеренным значением давления газа в коллекторе нагнетания и формирования в зависимости от полученной разности общего заданного значения скорости вращения роторов компрессоров.

Данный способ регулирования группы компрессоров так же, как и заявляемый способ антипомпажного регулирования компрессорной станции (цеха), содержит систему управления станцией (группой компрессоров) и систему автоматического управления каждым компрессором (привод с индивидуальным регулятором скорости вращения ротора компрессора) и включает поддержание значения основного параметра - степени сжатия газа на заданном уровне. Однако отсутствие предварительного прогнозирования результатов возможных помпажных ситуаций, которые запоминают в виде таблицы, устанавливающей для каждой возможной конфигурации газодинамической сети компрессорной станции номера нагнетателей, попадающих в помпаж в результате перехода одного или нескольких объектов газодинамической сети компрессорной станции в состояние, ведущее к помпажу, контроля в процессе работы компрессорной станции информации о работе станции, идентифицикации текущей конфигурации газодинамической сети компрессорной станции и перехода одного или нескольких объектов станции в состояние, ведущее к помпажу, при выявлении которого определяют номера нагнетателей, которые могут попасть в помпаж и подачи в системы автоматического управления компрессоров, которые попадут в неустранимый помпаж, сигнала аварийного останова, а для остальных компрессоров, выделенных по матрице результатов, подачи в подсистемы антипомпажного регулирования или на антипомпажные клапаны сигнала, увеличивающего степень открытия последних, для предотвращения помпажа, ведет к снижению эффективности регулирования компрессорной станции из-за того, что не исключает возникновение помпажа, резко снижающего ресурс компрессоров и вызывающего даже аварийные остановки компрессоров.

Наиболее близким по технической сущности является способ регулирования компрессорной станции (патент Российской Федерации 2084704, кл. F 04 D 27/00, 20.07.97), которая содержит несколько динамических компрессоров, работающих параллельно, последовательно или параллельно-последовательно, систему регулирования производительности станции, поддерживающую значение основного параметра газа на заданном уровне и содержащую главный регулятор для регулирования основного параметра газа, средства регулирования, по одному на каждый компрессор, управляющие исполнительными органами компрессоров, и средства антипомпажного регулирования по одному на каждый компрессор, которые включают формирование корректирующего изменения выходного сигнала главного регулятора для предотвращения отклонения основного параметра газа от требуемого уровня, определение для каждой схемы включения компрессоров значения параметра, характеризующего удаленность рабочей точки каждого компрессора от границы помпажа, и предотвращение достижения опасного значения этого параметра, приводящего к помпажу компрессора, путем открытия исполнительного органа антипомпажного регулирования, управление исполнительным органом каждого компрессора с помощью сочетания изменений выходного сигнала главного регулятора с сигналом, вырабатываемым на основе параметров, характеризующих удаленность рабочих точек компрессоров от границ помпажа для обеспечения равноудаленности рабочих точек компрессоров от своих границ помпажа.

Данный способ регулирования компрессорной станции так же, как и заявляемый способ антипомпажного регулирования компрессорной станции (цеха), содержит систему управления станцией, поддерживающую значение основного параметра газа на заданном уровне и систему автоматического управления каждым компрессором, и включает формирование корректирующего изменения выходного сигнала системы управления станцией для предотвращения отклонения основного параметра газа от требуемого уровня, определение для каждой схемы включения компрессоров значения параметра, характеризующего удаленность рабочей точки каждого компрессора от границы помпажа, и предотвращение достижения опасного значения этого параметра, путем открытия исполнительного органа подсистемы антипомпажного регулирования и управление исполнительным органом каждого компрессора с помощью сочетания изменений выходного сигнала системы управления станцией с сигналом, характеризующим удаленность рабочих точек компрессоров от границ помпажа, для обеспечения заданной удаленности рабочих точек компрессоров от своих границ помпажа. Однако отсутствие предварительного расчета с использованием математической модели газодинамической сети компрессорной станции прогнозируемых результатов возможных помпажных ситуаций, запоминаемых в виде таблицы, которая устанавливает для каждой возможной на станции конфигурации газодинамической сети номера нагнетателей, попадающих в помпаж в результате перехода одного или нескольких объектов газодинамической сети компрессорной станции в состояние, ведущее к помпажу, постоянного контроля в процессе работы компрессорной станции информации о работе станции - режимов работы нагнетателей и состояния объектов компрессорной станции - положения кранов, давления в точках подключения компрессорной станции к магистральному газопроводу и сигналов управления газоперекачивающими агрегатами и кранами, по которой идентифицируют текущую конфигурацию газодинамической сети компрессорной станции и переход одного или нескольких объектов станции в состояние, ведущее к помпажу, при выявлении которого определяют по таблице результатов номера нагнетателей, которые могут попасть в помпаж и подачи в системы автоматического управления компрессоров, которые попадут в неустранимый помпаж сигнала аварийного останова, а для остальных компрессоров, выделенных по таблице результатов, подачи в подсистемы антипомпажного регулирования сигнала, который увеличивает уставки удаленности их линий рециркуляции от линий помпажа, или подачи сигнала на антипомпажные клапаны для открытия последних, и линейного снижения указанных сигналов через 10-60 секунд после подачи до нуля в течение 10-60 секунд резко снижает эффективность регулирования компрессорной станции из-за того, что помпажные и предпомпажные ситуации выявляются только после их возникновения, в то время как в большинстве случаев помпаж можно прогнозировать до того, как изменение параметров газового потока - возмущение достигнет входов компрессора по стороне всасывания или нагнетания и тем самым исключить режим помпажа путем подачи указанного сигнала.

В основу предлагаемого изобретения поставлена задача усовершенствования способа антипомпажного регулирования компрессорной станции (цеха) путем повышения эффективности регулирования работы компрессорной станции за счет предварительного моделирования неустановившихся (переходных) режимов работы, при которых возможен помпаж, возникающих в результате изменения режимов работы или состояния объектов газодинамической сети компрессорной станции, вызванных или неправильно поданными сигналами управления, или аварийными ситуациями, запоминания их результатов, по которым при идентификации указанных ситуаций принимаются меры, позволяющие исключить помпаж. Переход газодинамической сети в неустановившийся режим, при котором возможен помпаж компрессоров, происходит в основном при изменении состояния или режима работы следующих объектов газодинамической сети и по указанным ниже причинам:
компрессоры - вывод на кольцо, загрузка в трассу или останов параллельно работающего компрессора;
краны компрессорной станции - несанкционированная перестановка или перестановка по неправильно поданным сигналам управления;
точки подключения компрессорной станции к магистральному газопроводу - изменение давления вследствие аварийного останова предыдущей или последующей компрессорной станции, выделения или объединения ниток многониточных газопроводов;
шлейфы (отрезки газопроводов на территории компрессорной станции) - разрыв шлейфа или разрушение обратного клапана на выходном шлейфе компрессорной станции.

Поставленная задача решается тем, что в известном способе антипомпажного регулирования компрессорной станции (цеха), которая содержит систему управления станции, поддерживающую значение основного параметра газа на заданном уровне и систему автоматического управления каждым компрессором, состоящую из подсистем контроля параметров газоперекачивающего агрегата, управления газоперекачивающим агрегатом и кранами его обвязки и антипомпажного регулирования, включающем формирование корректирующего изменения выходного сигнала системы управления станцией для предотвращения отклонения основного параметра газа от требуемого уровня, определение для каждой схемы включения компрессоров значения параметра, характеризующего удаленность рабочей точки каждого компрессора от границы помпажа, и предотвращение достижения опасного значения этого параметра, приводящего к помпажу компрессора, путем открытия исполнительного органа подсистемы антипомпажного регулирования, управление исполнительным органом каждого компрессора с помощью сочетания изменений выходного сигнала системы управления станцией с сигналом, вырабатываемым на основе параметров, характеризующих удаленность рабочих точек компрессоров от границ помпажа, для обеспечения заданной удаленности рабочих точек компрессоров от своих границ помпажа, согласно изобретению предварительно с использованием математической модели газодинамической сети компрессорной станции рассчитывают прогнозируемые результаты возможных помпажных ситуаций, которые запоминают в виде таблицы, которая устанавливает для каждой возможной конфигурации газодинамической сети компрессорной станции номера компрессоров, попадающих в помпаж в результате перехода одного или нескольких объектов газодинамической сети компрессорной станции в состояние, ведущее к помпажу, в процессе работы компрессорной станции постоянно контролируют информацию о работе станции - режимы работы компрессоров и состояние объектов компрессорной станции - положение кранов, давление в точках подключения компрессорной станции к магистральному газопроводу, сигналы управления газоперекачивающими агрегатами и кранами, по которой идентифицируют текущую конфигурацию газодинамической сети компрессорной станции и переход одного или нескольких объектов станции в состояние, ведущее к помпажу, при выявлении которого определяют по таблице результатов номера компрессоров, которые могут попасть в помпаж и в системы автоматического управления компрессоров, которые попадут в неустранимый помпаж, подают сигнал аварийного останова, а для остальных компрессоров, выделенных по таблице результатов, в подсистемы антипомпажного регулирования подают сигнал, который увеличивает уставки удаленности их линий рециркуляции от линий помпажа, или подают сигнал через селекторы указанных антипомпажных регуляторов на их антипомпажные клапаны, приоткрывая последние, через 10-60 с после подачи указанный сигнал линейно снижают до нуля в течение 10-60 с.

Введение предварительного расчета прогнозируемых результатов возможных помпажных ситуаций с использованием математической модели газодинамической сети компрессорной станции и запоминание их в виде таблицы, устанавливающей для каждой возможной на станции конфигурации газодинамической сети номера компрессоров, попадающих в помпаж в результате перехода одного или нескольких объектов газодинамической сети компрессорной станции в состояние, ведущее к помпажу, позволяет заранее выявить возможные помпажные ситуации.

Введение постоянного контроля в процессе работы компрессорной станции информации о ее работе позволяет идентифицировать текущую конфигурацию газодинамической сети компрессорной станции и объекты станции, которые перешли в состояние, ведущее к помпажу, позволяет установить конкретную сложившуюся ситуацию и по ним определить из таблицы результатов расчета номера компрессоров, которые могут попасть в помпаж и действия, необходимые для исключения помпажа.

Введение подачи в системы автоматического управления компрессоров, которые попадут в неустранимый помпаж, сигнала аварийного останова позволяет остановить указанные компрессоры ранее, чем начнется помпаж, и этим исключить его последствия.

Введение для остальных компрессоров, выделенных по таблице результатов, подачи в их подсистемы антипомпажного регулирования систем автоматического управления сигнала, который увеличивает уставки удаленности их линий рециркуляции от линий помпажа, или подачи на их антипомпажные клапаны сигнала, приоткрывающего последние, и линейного снижения указанного сигнала через 10-60 с после подачи до нуля в течение 10-60 с позволяет предотвратить возникновение помпажа указанных компрессоров. Все вышеперечисленное позволяет повысить эффективность регулирования работы компрессорной станции, с одной стороны, за счет исключения помпажных явлений, снижающих ресурс компрессора и нарушающих режим работы компрессорной станции, а с другой стороны, за счет того, что возможно снижение исходных уставок удаленности линий рециркуляции компрессоров от границ помпажа, расширяющее границы области допустимых режимов компрессора (диапазон регулирования по расходу).

На чертеже для пояснения реализации способа приведена упрощенная схема компрессорной станции.

Компрессорная станция содержит участок (точки подключения) к магистральному газопроводу 1, в котором установлены первый (охранный) 2, второй (байпасирующий) 3 и третий 4 (охранный) краны, входной шлейф (отрезок трубопровода) 5 компрессорной станции, выходной шлейф 6 компрессорной станции, во входном шлейфе 5 расположен входной кран 7 компрессорной станции, в выходном шлейфе 6 расположены выходной кран 8 и обратный клапан 9 компрессорной станции, входной свечной шлейф 10 с входным свечным краном 11, входной свечной шлейф 10 соединен с входным шлейфом 5, выходной свечной шлейф 12 с выходным свечным краном 13, выходной свечной шлейф 12 соединен с выходным шлейфом 6, общестанционный рециркуляционный кран 14, который соединяет входной 5 и выходной 6 шлейфы, блок пылеуловителей 15, к которому подключен входной шлейф 5, блок аппаратов воздушного охлаждения 16, который связан с выходным шлейфом 6, компрессоры 17 с крановой обвязкой, к входам которых подключен выход блока пылеуловителей 15, а выходы компрессоров 17 соединены со входом блока аппаратов воздушного охлаждения 16. На чертеже также показаны входной 18 и выходной 19 краны и антипомпажный клапан 20 обвязки компрессора 17 и датчики давления 21, установленный на входе компрессорной станции после входного крана 7, и 22, установленный на выходе компрессорной станции перед обратным клапаном 9.

Математическая модель газодинамической сети компрессорной станции, используемая для прогнозирования помпажных ситуаций и составления таблицы результатов, учитывает топологию схемы компрессорной станции и включает модели всех основных объектов сети - шлейфов, кранов, компрессоров, антипомпажных регуляторов, антипомпажных клапанов и других.

Способ антипомпажного регулирования компрессорной станции (цеха) реализуется следующим образом.

Способ антипомпажного регулирования компрессорной станции (цеха) применим при любых схемах включения компрессоров. На приведенной на чертеже схеме компрессорной станции показано, в качестве примера, параллельное соединение компрессоров.

В процессе нормальной работы компрессорной станции все параметры газодинамической сети находятся в установившемся режиме. Переход в неустановившийся режим, при котором возможно возникновение помпажа компрессоров, происходит, в основном, из-за изменения состояния или режима работы следующих объектов сети по указанным ниже причинам:
компрессоры 17 - вывод на кольцо, загрузка в трассу или останов (воздействующие на параллельно работающие компрессоры);
краны компрессорной станции 2, 3, 4, 7, 8, 11, 13 - несанкционированная перестановка или перестановка по неправильно поданным сигналам управления;
точки подключения компрессорной станции к магистральному газопроводу (точки стыковки участка магистрального газопровода 1 и входного 5 и выходного 6 шлейфов) - изменение давления вследствие аварийного останова предыдущей или последующей компрессорной станции, выделения или объединения ниток многониточных газопроводов;
шлейфы 5 и 6 - разрыв шлейфа или разрушение обратного клапана 9 на выходном шлейфе 6 компрессорной станции.

При возникновении неустановившегося режима объекта сети ("возмущенного" объекта) образуется волна изменения параметров газа - волна возмущения, которая распространяется по газовому столбу в обе стороны со средней скоростью 40-60 м/с, и, достигнув компрессора, может вызвать помпаж. Однако, так как объекты, вызывающие возмущения, достаточно удалены (типовая длина шлейфов - 10-600 м) от входов компрессоpa, краны компрессорной станции имеют относительно большое время перестановки (4-20 с), а время, необходимое для проверки достоверности сигнала от "возмущенного" объекта сети и выработки и подачи упреждающего сигнала в соответствующие антипомпажные системы составляет не более 0,1-0,2 с, то интервал времени между моментом подачи упреждающего сигнала и моментом прихода волны возмущения с учетом типовых длин шлейфов и времен перестановки кранов составляет 3-20 с.

Поэтому имеется возможность исключить помпаж, подав упреждающий сигнал в антипомпажные системы соответствующих компрессоров 17 до момента прихода волны возмущения на их входы. Таким образом, с учетом вышесказанного, при подаче упреждающего сигнала в антипомпажную систему к моменту прихода волны возмущения на входы компрессора его рабочая точка будет смещена от границы помпажа (в результате приоткрытая антипомпажного клапана) на такую величину удаленности, что помпаж будет невозможен.

Для сокращения времени обнаружения возникновения событий, ведущих к помпажу предварительно определяются способы обнаружения указанных событий и необходимое для этого оборудование. Так, вывод на кольцо, загрузка, останов параллельно работающего компрессора или выделение или объединение ниток многониточных газопроводов обнаруживаются по соответствующим командам, подаваемым с пульта оператора (диспетчера) компрессорной станции, несанкционированную перестановку кранов на компрессорной станции обнаруживают по сигналам от конечных выключателей кранов, изменение давления вследствие аварийного останова предыдущей или последующей компрессорной станции, разрыва шлейфа или разрушения обратного клапана на выходном шлейфе компрессорной станции обнаруживают по изменению показаний датчиков давления, устанавливаемых на входе компрессорной станции после входного крана и на выходе компрессорной станции перед обратным клапаном.

Далее составляются все конфигурации газодинамической сети компрессорной станции, которые возможны, и проводится расчет с использованием математической модели газодинамической сети компрессорной станции для каждой конкретной опасной ситуации (конкретной конфигурации газодинамической сети и каждого конкретного события, вызванного изменением режима или состояния указанных выше объектов) прогнозируемых результатов данной опасной ситуации и, если она ведет к помпажу, то определяют номера компрессоров, которые могут попасть в помпаж, и для каждого из них рассчитывают уставку удаленности линии рециркуляции от линии помпажа или сигнал, подаваемый на антипомпажный клапан, позволяющие предотвратить помпаж, если же изменивший свое состояние объект (кран) не позволяет образовать контур рециркуляции компрессора, то есть помпаж будет неустранимый, то формируется сигнал аварийного останова. По результатам расчетов всех возможных опасных ситуаций составляется таблица, сопоставляющая каждую опасную ситуацию с номерами компрессоров, которые попадут в помпаж и с сигналами, которые необходимо подать, чтобы предотвратить помпаж.

При нормальной работе компрессорной станции и отсутствии опасных ситуаций система управления компрессорной станции обеспечивает стабильный режим работы - поддержание основного регулируемого параметра на заданном уровне. Давление газа на входе и на выходе компрессорной станции также находится в заданном интервале значений и измеряется с установленным периодом, например с периодом 0,01-0,02 с, при этом определяется скорость его изменения, которая сравнивается с установленными значениями и при этом их не превышает. При аварийном останове предыдущей (последующей) компрессорной станции или разрыве входного 5 шлейфа или разрушении обратного клапана 9 в выходном 6 шлейфе давление на входе компрессорной станции, измеряемое датчиком 21 (22) начинает уменьшаться (увеличиваться) со скоростью, превышающей в несколько раз скорость изменения давления в нормальном режиме (при рабочем состоянии предыдущей компрессорной станции и исправном входном (выходном) шлейфе). При обнаружении превышения скоростью изменения давления установленной величины запоминается факт превышения и в течение 0,1-0,2 с проверяется характер изменения. Если характер изменения давления за указанное время сохраняется, то есть уменьшение (увеличение) давления не случайно, то по положению объектов сети компрессорной станции определяется ее конфигурация и по ней и по номеру "возмущенного" объекта из таблицы результатов помпажных ситуаций извлекаются данные о том, на какие компрессоры 17 должны быть поданы новые значения уставок удаленности или сигналы на открытие их антипомпажных клапанов 20. Указанные сигналы подаются в соответствующие подсистемы антипомпажного регулирования компрессоров 17 или на их антипомпажные клапаны 20. Снятие уставок удаленности или сигналов, поданных на антипомпажные клапаны 20 производится через 10-60 с после их подачи уменьшением до нуля по линейному закону в течение времени 10-60 с.

Аналогично осуществляют антипомпажное регулирование при обнаружении изменения состояния - "возмущения" других объектов сети компрессорной станции. В случае, если изменение состояния объекта приведет к неустранимому помпажу компрессора, то в его систему управления подается сигнал аварийного останова до момента возникновения помпажных явлений.

Изобретение относится к регулированию технологических процессов в газовой промышленности и может быть использовано для защиты от помпажа компрессоров на компрессорных газопроводах. технический результат заключается в повышении эффективности регулирования работы компрессорной станции за счет выявления ситуаций, при которых возможен помпаж компрессоров из-за измерения состояния или режима работы определенных объектов газодинамической сети и исключения помпажа путем подачи в подсистемы антипомпажного регулирования компрессоров, которые могут попасть в помпаж, сигнала, который увеличивает уставки удаленности их линий рециркуляции от линий помпажа, или подачи сигнала на приоткрытие антипомпажных клапанов указанных компрессоров. 1 ил.

Способ антипомпажного регулирования компрессорной станции, которая содержит систему управления станции, поддерживающую значение основного параметра газа на заданном уровне, и систему автоматического управления каждым компрессором, состоящую из подсистем контроля параметров газоперекачивающего агрегата, управления газоперекачивающим агрегатом и кранами его обвязки и антипомпажного регулирования, включающий формирование корректирующего изменения выходного сигнала системы управления станцией для предотвращения отклонения основного параметра газа от требуемого уровня, определение для каждой схемы включения компрессоров значения параметра, характеризующего удаленность рабочей точки каждого компрессора от границы помпажа, и предотвращение достижения опасного значения этого параметра, приводящего к помпажу компрессора, путем открытия исполнительного органа подсистемы антипомпажного регулирования, управление исполнительным органом каждого компрессора с помощью сочетания изменений выходного сигнала системы управления станцией с сигналом, вырабатываемым на основе параметров, характеризующих удаленность рабочих точек компрессоров от границ помпажа, для обеспечения заданной удаленности рабочих точек компрессоров от своих границ помпажа, отличающийся тем, что предварительно с использованием математической модели газодинамической сети компрессорной станции рассчитывают прогнозируемые результаты возможных помпажных ситуаций, которые запоминают в виде таблицы, которая устанавливает для каждой возможной конфигурации газодинамической сети компрессорной станции номера компрессоров, попадающих в помпаж в результате перехода одного или нескольких объектов газодинамической сети компрессорной станции в состояние, ведущее к помпажу, в процессе работы компрессорной станции постоянно контролируют информацию о работе станции: режимы работы компрессоров и состояние объектов компрессорной станции: положение кранов, давление в точках подключения компрессорной станции к магистральному газопроводу, сигналы управления компрессорами и кранами, по которой идентифицируют текущую конфигурацию газодинамической сети компрессорной станции и переход одного или нескольких объектов станции в состояние, ведущее к помпажу, при выявлении которого определяют по таблице результатов номера компрессоров, которые могут попасть в помпаж и в системы автоматического управления компрессоров, которые попадут в неустранимый помпаж, подают сигнал аварийного останова, а для остальных компрессоров, выделенных по таблице результатов, в подсистемы антипомпажного регулирования подают сигнал, который увеличивает уставки удаленности их линий рециркуляции от линий помпажа, или подают сигнал через селекторы указанных антипомпажных регуляторов на их антипомпажные клапаны, приоткрывая последние, через 10-60 с после подачи указанный сигнал линейно снижают до нуля в течение 10-60 с.