Внедрение компьютерной системы управления в магистральные нефтепроводы

Внедрение компьютерной системы управления в магистральные нефтепроводы

ВВЕДЕНИЕ

Наиболее распространенным и эффективным способом транспортировки нефти от нефтепромыслов до нефтеперерабатывающих заводов и других потребителей является перекачка нефти по магистральным трубопроводам.

Протяженность нефтепроводов с каждым годом увеличивается. В перспективе магистральные трубопроводные системы остаются основным видом транспорта нефти и газа, а для вновь вовлекаемых в разработку уникальных месторождений Прикаспия и шельфа Каспийского моря магистральные трубопроводы - единственно эффективный и экологически более безопасный вид транспорта. В связи с этим возникают многокритериальные (по экономическим и экологическим показателям) задачи оптимального проектирования и управления магистральными трубопроводами. Поэтому вопросы формализации и разработки эффективных методов решение этих задач на базе современных математических методов, и компьютерных систем, являющихся предметом исследований данной дипломного проекта, являются особенно важными и в теоретическом, и в практическом плане.

Развитие сети магистральных трубопроводов сопровождается непрерывным повышением уровня технической оснащенности нефтепроводов. Выполнены определенные работы по освоению новой техники и эксплуатации нефтепроводов больших диаметров, по технологии перекачки парафинистой и вязкой нефти по горячим трубопроводам.

Широкое развитие "получили автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов, компьютерные системы проверки на дефектность состояния труб, системы диспетчерского управления процессом транспортировки. Разрабатываются математические модели процесса транспортировки, на основе которых решаются различные задачи прогноза и оптимизации режимов работы нефтепровода.

Комплексное решение задач управления магистральными нефтепроводами на основе современных математических методов и компьютерных систем управления не разработаны до конца и не полностью, мало уделено внимания методам разработки пакета математических моделей технологических объектов нефтепроводной системы при нечеткости исходной информации. Так как на практике технологические объекты магистральных нефтепроводов часто функционируют именно при больших погрешностях замера, подходы к решению рассмотренных выше задач в этих условиях являются очень актуальными [2].

Компьютерная система - взаимосвязанная совокупность средств, методов и персонала, используемых для хранения, обработки и выдачи информации в интересах достижения поставленной цели.

1. ОБЩИЙ РАЗДЕЛ

.1 Постановка задачи

Цель и задачи. Целью работы является проектирование компьютерной системы технологического комплекса магистральных нефтепроводов, создание и описание автоматизированных систем управления ими.

В соответствии с целью работы ставятся и решаются следующие задачи:

Анализ и исследование комплекса магистральных нефтепроводов и задач управления ими;

Компьютерные системы управления промышленными технологическими комплексами;

Проектирование и создание компьютерной системы управления комплексом магистральных нефтепроводов;

Методика проектирования и разработки компьютерных систем управления технологическим комплексом;

Формализация задач возникающих при управлении нефтеперекачивающих предприятий;

Разработка математического описания основных агрегатов магистрального нефтепровода;

Математическая модель проектирования и управления нефтепроводами с учетом динамики их функционирования;

Автоматизированные системы управления технологическим процессом магистральных нефтепроводов;

Структура системы управления объектами нефтеперекачивающих управлении на базе компьютерной техники;

Формализация задач управления процессами транспортировки нефти по трубопроводам и разработка методов их решения;

В результате выполнения данной дипломной работы будут получены следующие основные результаты: методика проектирования и создания компьютерной системы управления комплексом магистральных нефтепроводов; формализация задач возникающих при управлении нефтеперекачивающих предприятий и разработка методов их решения; разработка математического описания основных агрегатов магистрального нефтепровода.

1.2 Характеристика исследуемого объекта и решаемой задачи

.2.1 Характеристика исследуемого объекта - участка магистрального нефтепровода Атырауского Нефтепроводного Управления (АНУ)

Структура предприятия

Атырауское Нефтепроводное управление образовано приказом Министерства нефтяной промышленности СССР №272 от 24 мая 1971 года для приёма, транспортирования и поставки нефти и воды. АНУ входит в состав Западного филиала ЗАО НКТН «Казтрансойл» и осуществляет свою деятельность на правах структурной единицы, подчиняется Западному филиалу ЗАО НКТН «Казтрансойл», которая является по отношению к нему вышестоящим органом. Атырауское Нефтепроводное управление действует на основе хозяйственного внутрипроизводственного расчёта, имеет незаконченный баланс, частично наделяется правами государственного предприятия в вопросах производственной и финансовой деятельности закреплены основные и производственные фонды, и оборотные средства.

Предметом деятельности АНУ является приём нефти от смежных нефтепроводных и нефтедобывающих управлений и перекачки её по магистральным нефтепроводам. Сдача нефти смежным районам нефтепроводным управлениям и нефтеперерабатывающим предприятиям, а также отгрузка нефти железнодорожным транспортом потребителям, количественная и качественная сохранность принятой нефти, техническое обеспечение транспортировки волжской воды по техническому водоводу Кигач-Мангышлак. Обеспечение ремонта технологического оборудования транспортом и спецтехникой подразделений Западного филиал НКТН «Казтрансойл», расположенных в Атырауском регионе, обеспечение материально-техническими ресурсами структурных единиц, а также капитальное строительство, обеспечение питанием рабочих на трасе магистральных трубопроводов [1].

Структура Атырауского Нефтепроводного управления утверждается президентом «Казтрансойл». АНУ осуществляет свою деятельность на основе плана экономического и социального развития, договоров на транспортировку и отгрузки нефти и воды, капитальное строительство и капитальный ремонт.

Главной задачей АНУ является обеспечение выполнения плана по приёму, перекачке и поставке нефти при минимальных затратах, обеспечения перекачки волжской воды, обеспечение надлежащей приёмки, правильного хранения и отпуска потребителям оборудования и материалов, выполнение планов и договоров по обеспечению работ, недопустимость их срывов.

Атырауское Нефтепроводное управление осуществляет свою деятельность на основе принципа единства хозяйственного руководства в сочетании с принципом единоначалия. Вся деятельность АНУ направлена на выполнение договоров, заданий, интенсивность и эффективность развития производства, соблюдения режима, государственного предприятия.

АНУ по поручению Западного филиала на основании утвержденных лимитов заключает договора на отпуск воды из водоводов и несёт ответственность за их исполнение.

Цель и полномочия управления

Управление создается с целью предоставления услуг по транспортировке, углеводородного сырья и воды. Для реализации вышеуказанной цели, Управление осуществляет в пределах, определенных ему Западным филиалом, границ обслуживания и эксплуатации следующие виды деятельности:

транспортировка нефти и воды;

производство ремонтно-строительных работ;

техническое обслуживание, капитальный ремонт технологического, электротехнического и энергетического оборудования, средств ЭХЗ, КИПиА и метрологии и эксплуатацию линейной части магистральных нефтепроводов, водоводов и их объектов;

эксплуатация, ремонт и техническое обслуживание спецтехники и автотранспорта,

сервисное обслуживание, вибродиагностика, наладка и капитальный ремонт, по заявкам подразделений Западного филиала, технологического, электротехнического, энергетического оборудования, средств ЭХЗ, КИПиА и метрологии;

охрана магистральных трубопроводов, их сооружений, жилых и культурно-бытовых объектов

организация работы подчиненных управлению производственных, единиц; выполнение комплексных программ по экологии, рациональному использованию природных ресурсов, охране труда, пожарной и экологической безопасности; осуществление функции заказчика по капитальному строительству и капитальному ремонту объектов Управления;

внедрение в производство новых, более безопасных производственных процессов, достижений науки и техники и передового опыта, а также в области экологии, охраны труда и пожарной безопасности.

Управление имеет право:

распоряжаться закрепленным за ним имуществом и денежными средствами с разрешения Компании и Западного филиала.

осуществлять необходимые хозяйственные и иные расходы, связанные с деятельностью Управления.

Производственно-диспетчерская служба

ПДС выполняет оперативное управление работой магистральных трубопроводов на оптимальных режимах НПС, ПСП, СПН, наливных эстакад в границах обслуживания АНУ:

сбор информации от дежурного персонала НПС, ПСП, СПН о режимах работы и состояния оборудования и своевременная передача их в ЦДЛ;

достоверный учет по количеству принятой, перекачанной, отгруженной нефти;

составление суточных балансов движения нефти отчетов по количеству принятой и сданной нефти, по отгрузке, перекачке и грузообороту, по потерям нефти;

контроль за качеством принятой и отгруженной нефти по всем ПСП и НПС;

контроль за прохождением очистных устройств по трубопроводам;

принятие оперативных мер, по ликвидации аварий и в случаях отказов в работе основного и вспомогательного оборудования, регламентированных планом ликвидации возможных аварий.

Участок эксплуатации нефтепроводов

Главной задачей участка эксплуатации нефтепроводов, станций подогрева нефти, резервуарных парков, эстакад, наливных сооружений, системы пожаротушения, системы канализации является техническое и методическое руководство по организации и проведению планово-предупредительного ремонта обслуживания сооружений в целях обеспечения надежности функционирования объектов, их экологической безопасности в процессе хранения транспортировки нефти, воды.

В соответствии с главной задачей на участок эксплуатации нефтепроводов возложены следующие функции:

Организация разработки годовых и месячных планов и графиков ремонта основных сооружений (трубопроводов, результатов, печей, эстокад, наливных сооружений и теплообменников). Контроль выполнения графиков ремонта, проверка технического состояния нефтепроводов и водоводов, зданий и сооружений, согласование и выдача заключений;

Выдача технических условий на подключение и пересечение трас нефтепроводов и водоводов. Участие в определении потребности анализе и обобщении заявок на материалы запасные части и оборудование, необходимое для эксплуатации и ремонта трубопроводов, резервуарных парков и всех сооружений;

Контроль за обеспечением эффективной защиты трубопроводов и сооружений резервуарных парков от коррозии;

Контроль за обеспечением своевременного размыва парафинистых отложений в трубопроводах и внедрение новых методов очистки;

Составление организационно-технических мероприятий по подготовке к весенне-летнему и осенне-зимнему периоду и контроль их выполнения;

Во взаимодействии с другими подразделениями, цехами, планирование, последующую реализацию ППР оборудования, сооружений линейной части трубопроводов в целях поддержания надежности функционирования магистральных трубопроводов;

Прогнозирование оптимальных тепло гидравлических режимов работы нефтепроводов, контроль за их соблюдение;

Согласование строительства объектов в полосе отвода и охранной зоны нефтепроводов;

Обеспечение эффективной работы системы водоснабжения, пожаротушения канализации очистных сооружений;

Контроль за внедрением оргтехмероприятий, направленных на увеличение производительности снижение себестоимости и улучшение других технико-экономических показателей;

Проведение мероприятий, направленных на выполнение планов перекачки нефти обеспечение безаварийной работы нефтепроводов с переходами, пересечениями домами обходчиков, а также др. сооружений;

Выдача годовой заявки на приобретение материалов, оборудования, техники для ремонтно-эксплутационных нужд;

Систематическое повышение квалификации сотрудниками управления занимающиеся вопросами по эксплуатации трубопроводов для достижения соответствия степени подготовленности работников требованиям технического прогресса;

Разработка и обеспечение внедрения новых технологических процессов направленных на облегчение и оздоровление условий труда;

Разработка организационно-технических мероприятий по совершенствованию организации труда, управления и производства работ;

Участие в испытаниях новых типов оборудования и инструментов, выдача по ним заключений с учетом обеспечения безопасности. Участие в составлении планов внедрения новой техники и новых технических средств, обеспечивающих дальнейшее совершенствование технологии и организации производства, повышения уровня механизации и безопасности труда;

Разработка технической документации по организации производства, технологии, механизации автоматизации, реконструкции действующих производств в соответствии с требованиями Правил и Норм безопасности;

Участие в расследовании аварий 1 и 11 категорий и повреждений нефтепроводов и разработки мероприятий по их предупреждению.

Основные функции подразделений АНУ:

НПС «Атырау» - нефтеперекачивающая станция, занимается перекачкой, подготовкой (отстой воды, механической осадки и т.д.), подогревом, подсчётом нефти.

НПС 663км - перекачивает нефть в НПС «Атырау».

НПС «Индер» и НПС «Карманово» - перекачивают нефть и подогревают её.

НПС «Макат» и НПС «Мартыши» занимаются сбором нефти с промыслов и перегоном её на НПС «Атырау».

РСУ - ремонтно-строительное управление - занимается капитальным строительством и капитальным ремонтом производственных объектов АНУ, организацией строительно-монтажных работ, обеспечением необходимыми материалами и рабочей силой ремонтно-строительных работ.

АВП - аварийно-восстановительный пункт - работа по устранению аварий, восстановление трубопровода в рабочее состояние, а также профилактика трубопровода, пуск очистных устройств и диагностических механизмов.

УПТР - участок подводно-технических работ - осуществляют контроль, профилактику и аварийные работы на участке трубопровода, пролегающих в толще воды.

ЦХЛ - центральная химическая лаборатория - занимается химическим анализом нефти (определение содержания хлористых солей в нефти, механических примесей, процентное определение воды в нефти, удельный вес нефти, определение содержания нефтепродукта в сточных водах, определение кинематической вязкости в нефти, определение температуры застывания и т.д. контролем сточных вод НПС «Атырау», контролем воздушной сферы промышленной зоны, приготовлением химических реактивов для котельной службы НПС.

КИПиАТ - контрольно-измерительные приборы и автоматика телемеханика - производственное и ремонтное обслуживание измерительно-контрольной аппаратуры, сбор информации, поступающей с вышеуказанной аппаратуры наладка автоматических и телемеханических систем.

ЭХЗ - электрохимическая защита - осуществляет комплекс мероприятий по антикоррозийной защите нефтепровода и подземных металлических сооружений - коммуникаций и резервуарных парков.

ПСП - приёмо-сдаточный пункт - пункт обслуживания железнодорожного и автомобильного транспорта на предмет приёма и отгрузки нефти.

ВОХР - военизированная охрана - обязана поддерживать порядок на территории и в помещениях объектов. Не допускается небрежное обращение с материальными ценностями предприятия и хранения их в не установленных местах. Принимает необходимые меры по оборудованию объектов техническими средствами охраны, а также средствами обнаружения, извещения и тушения пожаров, обеспечивает их надлежащее состояние, исправность помещений, где хранятся материальные ценности, осуществляет необходимые мероприятия по охране труда личного состава подразделений АНУ.

ПДС - производственно-диспетчерская служба - обеспечение выполнения оперативных плановых заданий по приёму, перекачке, поставке и отгрузки нефти с соблюдением режимов работы трубопроводов в пределах технологических карт.

БПО - база производственного обслуживания - своевременное и качественное выполнение планово-предупредительных ремонтов основного и вспомогательного оборудования (механического, электрического и теплотехнического), нефтеперекачивающих станций, пунктов подогрева нефти, выполнение работ, предусмотренных месячными планами, выполнение аварийного ремонта оборудования и техники, а также оказание услуг населению.

ЦТТиСТ - цех технологического транспорта и специальной техники - организация перевозки технологических грузов, своевременное и полное обеспечение транспортной и специальной техникой структурных подразделений АНУ.

УЭН - участок эксплуатации нефтепроводов - обеспечение нормальной эксплуатации и проведение ремонта линейной части нефтепровода, печей подогрева нефти резервуарных парков, сливных эстакад, систем водоснабжения и промышленной канализации.

СПН - станции подогрева нефти - обеспечение безаварийной и бесперебойной работы печей подогрева и сооружений при них, обеспечение технологического режима работы нефтепровода.[5]

Состав магистрального горячего нефтепровода

Нефтепровод Узень-Атырау-Самара оборудован 19 станциями подогрева.

Линейная часть: Ду 1000 мм = 697 км (Узень-Атырау).

Ду 700 мм = 745 км (Атырау-Самара).

Головные насосные станции в г. Узень и г. Атырау.

Промежуточные насосные станции в Сай-Утесе (145 км), Бейнеу (322 км), Кульсары (528 км), Индере (850 км), Большой Чаган (1133 км), Большой Черниговке (1070 км).

Станции подогрева, совмещённые с насосными станциями в Узени, Сай-Утесе, Бейнеу, Кульсарах, Атырау, Индере, Б.Чаган, Б.Черниговке.

Станции подогрева, функционирующие без насосных станции на 80, 242, 432, 615, 677, 770, 941, 999, 1076, 1225, 1380 км.

Технологические операции

а) Приём нефти.

Атырауское нефтепроводное управление в 1998 году осуществляло приём нефти:

Смесь мангышлакская по трубопроводу "Узень-Атырау" - 6270731 тонн.

От АО " Эмбамунайгаз " - 1530414 тонн.

От Кульсаринского НУ (нефть тенгизская) - 754879 тонн.

От КТН-К (нефть тенгизская и забурунская) - 4594148 тонн.

От прочих поставщиков - 4474 тонн.

Всего: 13154646 тонн.

Для сравнения: в 1997 году принято 12464560 тонн.

в 1996 году принято 12220974 тонн.

б) Поставка нефти.

Поставка нефти Атырауским нефтепроводным управлением производилась железнодорожными цистернами с эстакад " Атырау " и " Макат " потребителям ресурсов АО " Эмбамунайгаз " и ТОО " Тенгизшевройл ", а также трубопроводами Уральского НУ для последующей сдачи её в систему Приволжских нефтепроводов, кроме того, трубопроводами Атыраускому НПЗ и автоцистернами путём само вывоза с авто эстакады НПС "Атырау ":

Уральскому НУ 9490071т.

АНПЗ (трубопроводом) 894429 т.

АНПЗ (железной дорогой) 226324 т.

КТК-К (Забурунье) 164772 т.

ТОО ТШО (ж/д. Атырау) 2173698 т.

Для потребителей АО «Эмбамунайгаз» 100157 т.

(ж/д. Макат)

Для потребителей «КазТрансОйл» 52362 т.

(ж/д Атырау)

Прочим потребителеля16319 т.

Итого: 13118132 т.

Для сравнения: поставка в 1997 году составляла 12423727 т.

поставка в 1996 году составляла 12202564т.

Описание технологии транспортировки нефти по трубопроводной системе, основные процессы при перекачке нефти

Транспортирование нефти по трубопроводам является наиболее перспективным и эффективным видом транспортировки нефти. Технологию транспортировки нефти по магистральным трубопроводам, основных элементов и режимов перекачки нефти рассмотрим на примере «горячего» нефтепроводе Узень-Атырау,

Длина нефтепровода Узень-Атырау 697 км, диаметр трубы -D=1.020 м, приложен на глубине 1,3 м. от оси трубы. Служит для перекачки высоковязких нефти полуострова Мангышлак.

Основные сооружения на нефтепроводе. В систему магистрального нефтепровода входят следующие элементы:

) линейная часть без тепловой изоляцией, с гидроизоляцией;

) головные насосные станции (в г. Узень и г. Атырау);

) промежуточные насосные станции (в Сай-Утессе-145 км, Бейнеу-З22 км,

Кульсарах-528 км);

) станции подогрева, совмещенные с насосными станциями (в Узени, Сай-Утесе, Бейнеу, Кульсарах, Атырау);

) станции подогрева, функционирующие без насосных станций (на 80, 242,432,615,677 км.).

Нефтепровод Узень - Атырау - Самара обслуживается Южным управлением магистральными нефтепроводами (от 0 до 697 км. - управление в г. Актау) и управлением Приволжскими магистральными нефтепроводами (от 697 до 1428 км. - управление в г. Самаре).

Дадим более подробное описание этих составляющих системы магистрального нефтепровода.

Линейная часть (лч) нефтепровода.

За начальный пункт лч нефтепровода принимается задвижка на начальной линии насосных агрегатов головной перекачивающей станции, а за конечный пункт - задвижка во всасывающей линии, находящаяся перед резервуарным парком нефтеперерабатывающих заводов.

ЛЧ нефтепровода для выполнения ремонтных работ, исходя из профиля трассы с учетом доведения потери перекачиваемой нефти при повреждении магистрального нефтепровода до минимума, оборудуется линейными задвижками. Они устанавливаются непосредственно в грунт с выводом привода управления на поверхность.

Станции подогрева нефти (СПН).

Нефтепровод Узень-Атырау оборудован 10 станциями подогрева. Из них 5 совмещены с нефтеперекачивающими станциями.

Главной задачей СПИ является обеспечение без аварийной и бесперебойной работы печей подогрева и сооружений при них, обеспечение оптимального технологического режима работы нефтепровода. При этом решаются следующие виды оптимизационных задач:

минимизация себестоимости подогрева и перекачки нефти;

повышение производительности труда;

максимизация степени надежности механизмов и приборов и т.д.

Все СПН оборудованы трубчатыми печами типа «Г9П02В». Количество печей рассчитано из условия, что 1 печь обеспечивает нагрев 300-600 м3 нефти в час от температуры 35-40оС до температуры не выше 70оС. Принцип работы печей основан на сжигания топлива в горелках в камере радиации. Пламя от сжигания топлива направляется на настильную стену и излучает тепло трубам 4-х поточного продуктового змеевика, через который циркулирует нефть (передача тепла методом радиации). В конвекционной камере горячие дымовые газы омывают трубы змеевика печи, отдавая тепло (передовая тепло методом конвекции).

Нефтеперекачивающие станции (НПС).

Нефтеперекачивающие станции, линейные производственно-диспетчерские станции (ЛПДС) представляют собой комплекс сооружений и устройств для приема, накопления и перекачки нефти по трубопроводу.

В состав НПС входят:

насосный цех с насосно-силовыми агрегатами и системами смазки, охлаждения и подачи топлива;

резервуарный парк;

технологические трубопроводы;

устройства электроснабжения, автоматики, телемеханики, связи, радиофикации.

Все насосные станции участка нефтепровода «Узень-Атырау» оборудованы магистральными насосами согласно таблице 1.

Таблица 1 - Насосные станции участка нефтепровода «Узень-Атырау»

Резервуарные nарки (РП).

На участке Узень-Атырау исследуемого нефтепровода резервуарные парки имеются в следующих пунктах: ЛПДС - Узень, ЛПДС - Бейнеу, НПС - Атырау. Количество РП от 4 до 8, емкость от 4632 до 19460 м3.

Для нормальной эксплуатации РП каждый из резервуаров должен быть оборудован полным комплектом аппаратуры. При этом необходимо, чтобы производительность перекачивающих устройств' соответствовала пропускной способности дыхательных клапанов, установленных на резервуарах. Заполнение резервуара до полного залива должно производиться с учетом расширения нефти при подогреве. При закачке нефти в резервуар, а также при подогреве максимальная температура ее должна быть не выше

Структура и задача диспетчерского управления.

Диспетчерская служба управления магистральным трубопроводом состоит из центральной диспетчерской службы (ЦДС) и диспетчерских служб районных нефтепроводных управлений (РДС).

Основными задачами диспетчерского управления являются:

оперативное управление совместной работой перекачивающих станций, станций подогрева, входящих в сферу деятельности каждой диспетчерской службы;

осуществление режима перекачки нефти, обеспечивающего выполнение государственного плана приема, перекачки, поставки нефти, выбора и поддержания равномерной загрузки магистрального трубопровода и оборудования при максимальных расходах электроэнергии; бесперебойность и надежность работы всех систем трубопровода и отдельных его элементов; сохранение качества нефти.

Режим работы отдельных насосных станций и участков определяется режимом всего трубопровода в целом с учетом технологических особенностей их работы, надежности работы магистрального трубопровода и отдельных его звеньев, плана приема и поставки нефти нефтеперерабатывающим предприятиям [4].

1.2.2 Компьютерные системы управления промышленными технологическими комплексами

Компьютерные системы (КС), используемые для решения задач управления производственных систем, подразделяются на два вида:

Создающие управленческие отчеты и ориентированные главным образом на обработку данных (поиск, сортировку, агрегирование, фильтрацию). Используя сведения, содержащиеся в этих отчетах, управляющий принимает решение;

Разрабатывающие возможные альтернативы решения. Принятие решения при этом сводится к выбору одной из предложенных альтернатив.

КС, создающие управленческие отчеты, обеспечивают информационную поддержку пользователя, т.е. предоставляют доступ к информации в базе данных и ее частичную обработку. Процедуры манипулирования данными в КС должны обеспечивать следующие возможности:

Составление комбинаций данных, получаемых из различных источников;

Быстрое добавление или исключение того или иного источника данных и автоматическое переключение источников при поиске данных;

Управление данными с использованием возможностей СУБД;

Логическую независимость данных этого типа от других баз данных, входящих в подсистему информационного обеспечения;

Автоматическое отслеживание потока информации для наполнения баз данных.

КС, разрабатывающие альтернативы решений, могут быть модельными или экспертными.

Модельные КС предоставляют пользователю математические, статистические, финансовые и другие модели, использование которых облегчает выработку и оценку альтернатив решения. Пользователь может получить недостающую ему для принятия решения информацию путем установления диалога с моделью в процессе ее исследования.

Основными функциями модельной информационной системы являются:

Возможность работы в среде типовых математических моделей, включая решение основных задач моделирования типа «как сделать, чтобы?», «Что будет, если?», анализ чувствительности и др.;

Достаточно быстрая и адекватная интерпретация результатов моделирования;

Оперативная подготовка и корректировка входных параметров и ограничений модели;

Возможность графического отображения динамики модели;

Возможность объяснения пользователю необходимых шагов формирования и работы модели.

Экспертные системы обеспечивают выработку и оценку возможных альтернатив пользователем за счет создания экспертных систем, связанных с обработкой знаний.

Классификация КС по функциональному признаку и уровням управления.

Функциональный признак определяет назначение подсистемы, а также ее основные цели, задачи и функции. Структура КС может быть представлена как совокупность ее функциональных подсистем, а функциональный признак может быть использован при классификации информационных систем.

В хозяйственной практике производственных и коммерческих объектов типовыми видами деятельности, которые определяют функциональный признак классификации информационных систем, являются: производственная, маркетинговая, финансовая, кадровая и др.

Производственная деятельность связана с непосредственным выпуском продукции и направлена на создание и внедрение в производство научно-технических новшеств.

Маркетинговая деятельность включает в себя:

Анализ рынка производителей и потребителей выпускаемой продукции, анализ продаж;

Организацию рекламной кампании по продвижению продукции;

Рациональную организацию материально-технического снабжения.

Финансовая деятельность связана с организацией контроля и анализа финансовых ресурсов фирмы на основе бухгалтерской, статистической, оперативной информации.

Кадровая деятельность направлена на подбор и расстановку необходимых фирме специалистов, а также ведение служебной документации по различным аспектам.

Рассмотрим виды компьютерных систем обработки информации и управления в зависимости от уровня решаемых задач и пользователей.

Компьютерные системы оперативного уровня.

КС оперативного уровня поддерживает специалистов-исполнителей, обрабатывая данные о сделках и событиях (счета, накладные, зарплата, кредиты, поток сырья и материалов). Назначение КС на этом уровне - отвечать на запросы о текущем состоянии и отслеживать поток сделок в фирме, что соответствует оперативному управлению. Чтобы с этим справляться, информационная система должна быть легкодоступной, непрерывно действующей и предоставлять точную информацию.

Задачи, цели и источники информации на операционном уровне заранее определены и в высокой степени структурированы. Решение запрограммировано в соответствии с заданным алгоритмом.

КС оперативного уровня является связующим звеном между фирмой и внешней средой. Если система работает плохо, то организация либо не получает информации извне, либо не выдает информацию. Кроме того, система - это основной поставщик информации для остальных типов информационных систем в организации, так как содержит и оперативную, и архивную информацию.

КС специалистов.

КС этого уровня помогают специалистам, работающим с данными, повышают продуктивность и производительность работы инженеров и проектировщиков. Задача подобных информационных систем - интеграция новых сведений в организацию и помощь в обработке бумажных документов.

По мере того как индустриальное общество трансформируется в информационное, производительность экономики все более будет зависеть от уровня развития этих систем. Такие системы, особенно в виде рабочих станций и офисных систем, наиболее быстро развиваются сегодня в бизнесе.

В этом классе информационных систем можно выделить две группы:

КС офисной документации;

КС обработки знаний.

КС офисной автоматизации вследствие своей простоты и многопрофильности активно используются работниками любого организационного уровня. Наиболее часто их применяют работники средней квалификации: бухгалтеры, кассиры, секретари. Основная цель - обработка данных, повышение эффективности их работы и упрощение канцелярского труда.

КС офисной автоматизации связывают воедино работников информационной сферы в разных регионах и помогают поддерживать связь с покупателями, заказчиками и другими организациями. Их деятельность в основном охватывает управление документацией, коммуникации, составление расписаний и т.д. Эти системы выполняют следующие функции:

Обработка текстов на компьютерах с помощью различных текстовых процессоров;

Производство высококачественной печатной продукции;

Архивация документов;

Электронные календари и записные книжки для ведения деловой информации;

Электронная и аудиопочта;

Видео- и телеконференция.

КС обработки знаний, в том числе и экспертные системы, содержит знания, необходимые инженерам, юристам, ученым при разработке или создании нового продукта. Их работа заключается в создании новой информации и нового знания. Так, например, существующие специализированные рабочие станции по инженерному и научному проектированию позволяет обеспечить высокий уровень технических разработок.

КС для менеджеров среднего звена.

КС уровня менеджмента используются работниками среднего управленческого звена для мониторинга (постоянного слежения), контроля, принятия решений и администрирования. Основные функции этих информационных систем:

Сравнение текущих показателей с прошлыми;

Составление периодических отчетов за определенное время, а не выдача отчетов по текущим событиям, как на оперативном уровне;

Обеспечение доступа к архивной информации и т.д.

Некоторые КС обеспечивают принятие итеративных решений. В случае, когда требования к информационному обеспечению определены не строго, они способны отвечать на вопрос» «что будет, если …?».

На этом уровне можно выделить два типа информационных систем: управленческие (для менеджмента) и системы поддержки принятия решений.

Управленческие КС имеют крайне небольшие аналитические возможности. Они обслуживают управленцев, которые нуждаются в ежедневной, еженедельной информации о состоянии дел. Основное их назначение - состоит в отслеживании ежедневных операций в фирме и периодическом формировании строго структурированных сводных типовых отчетов. Информация поступает из информационной системы операционного уровня.

Характеристики управленческих информационных систем:

Используются для поддержки принятия решений структурированных и частично структурированных задач на уровне контроля за операциями;

Ориентированы на контроль, отчетность и принятие решений по оперативной обстановке;

Опираются на существующие данные и их потоки внутри организации;

Имеют малые аналитические возможности и негибкую структуру.

Системы поддержки принятия решений обслуживают частично структурированные задачи, результаты которых трудно спрогнозировать заранее. Они имеют более мощный аналитический аппарат м несколькими моделями. Информацию получают из управленческих и операционных информационных систем. Используют эти системы все, кому необходимо принимать решение: менеджеры, специалисты, аналитики и др. Например, их рекомендации могут пригодиться при принятии решения покупать или взять оборудование в аренду.

Стратегические КС.

Развитие и успех организации (фирмы) во многом определяются принятой в ней стратегий. Под стратегией понимается набор методов и средств решения перспективных долгосрочных задач.

Стратегическая КС - компьютерная информационная система, обеспечивающая поддержку принятия решений по реализации стратегических перспективных целей развития организации.

Известны ситуации, когда новое качество информационных систем заставляло изменять не только структуру, но и профиль фирм, содействуя их процветанию. Однако при этом возможно возникновение нежелательной психологической обстановки, связанное с автоматизацией некоторых функций и видов работ, так как это может поставить некоторую часть сотрудников и рабочих под угрозу сокращения.

Рассмотрим качество КС как стратегического средства деятельности любой организации на примере фирмы, выпускающей продукцию, аналогичную уже имеющейся на потребительском рынке. В этих условиях необходимо выдержать конкуренцию с другими фирмами. Что может принести использование КС в этой ситуации? Чтобы ответить на этот вопрос, нужно понять взаимосвязь фирмы с ее внешним окружением. На фирму оказывают воздействие следующие внешние факторы:

Конкуренты, проводящих на рынке свою политику;

Покупатели, обладающие разными возможностями по приобретению товаров и услуг;

Поставщики, которые проводят свою ценовую политику.

Фирма может обеспечить себе конкурентное преимущество, если будет учитывать эти факторы и придерживаться следующих стратегий:

Создание новых товаров и услуг, которые выгодно отличаются от аналогичных;

Отыскание рынков, где товары и услуги фирмы обладают рядом отличительных признаков по сравнению с уже имеющимися там аналогами;

Создание таких связей, которые закрепляют покупателей и поставщиков за данной фирмой и делают невыгодным обращение к другой;

Снижение стоимости продукции без ущерба качества.

КС стратегического уровня помогают высшему звену управленцев решать неструктурированные задачи, осуществлять долгосрочное планирование. Основная задача - сравнение происходящих во внешнем окружении изменений с существующим потенциалом фирмы. Они призваны создать общую среду компьютерной и телекоммуникационной поддержки решений в неожиданно возникающих ситуациях. Используя самые совершенные программы, эти системы способны в любой момент предоставить информацию из многих источников.

Классификация КС по характеру использования информации.

Информационно-поисковые системы производят ввод, систематизацию, хранение, выдачу информации по запросу пользователя без сложных преобразований данных. Например, информационно-поисковая система в библиотеке, в железнодорожных и авиа кассах продажи билетов.

Информационно-решающие системы.

Информационно-решающие системы осуществляют все операции переработки информации по определенному алгоритму. Среди них можно провести классификацию по степени воздействия выработанной результатной информации на процесс принятия решений и выделить два класса: управляющие и советующие.

Управляющие КС вырабатывают информацию, на основании которой человек принимает решение. Для этих систем характерны тип задач расчетного характера и обработка больших объемов данных. Примером могут служить система оперативного планирования выпуска продукции, система бухгалтерского учета.

Советующие КС вырабатывают информацию, которая принимается человеком к сведению и не превращается немедленно в серию конкретных действий. Эти системы обладают более высокой степенью интеллекта, так как для них характерна обработка знаний, а не данных.

Классификация по сфере применения.

Компьютерные системы организационного управления предназначены для автоматизации функций управленческого персонала. Учитывая наиболее широкое применение и разнообразие этого класса систем, часто любые информационные системы понимают именно в данном толковании. К этому классу относятся ИКС управления как промышленными фирмами, так и непромышленными объектами: гостиницами, банками, торговыми фирмами и др. Основными функциями подобных систем являются: оперативный контроль и регулирование, оперативный учет и анализ, перспективное и оперативное планирование, бухучет, управление сбытом и снабжением и другое экономическое т организационные задачи.

КС управления технологическими процессами (ТП) служат для автоматизации функций производственного персонала. Они широко используются при организации поточных линий, изготовлении микросхем, на сборке, для поддержания технологического процесса в металлургической и машиностроительной промышленности.

КС автоматизированного проектирования (САПР) предназначены для автоматизации функций инженеров-проектировщиков, конструкторов, архитекторов, дизайнеров при создании новой техники или технологии. Основными функциями подобных систем являются: инженерные расчеты, создание графической документации (чертежей, схем, планов), создание проектной документации, моделирование проектируемых объектов.

Интегрированные (корпоративные) КС используются для автоматизации всех функций фирмы и охватывают весь цикл работ от проектирования до сбыта продукции. Создание таких систем весьма затруднительно, поскольку требует системного подхода с позиций главной цели, например получения прибыли, завоевания рынка сбыта и т.д. Такой подход может привести к существенным изменениям в самой структуре фирмы, на что может решиться не каждый управляющий.

2. СПЕЦИАЛЬНЫЙ РАЗДЕЛ (РАЗРАБОТКИ) ПРОЕКТИРОВАНИЕ И СОЗДАНИЕ КОМПЬЮТЕРНОЙ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ КОМПЛЕКСОМ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

.1 Методика проектирования и разработки компьютерных систем управления технологическим комплексом

Компьютерные системы управления проектируются и создаются на основе принятых информационных моделей, математических моделей исследуемых объектов и алгоритмов их управления.

Под информационной моделью понимается схема потоков информации, используемой в процессе управления, отображающая различные процедуры выполнения по каждой задаче связь входных и выходных документов и показателей. Таким образом, информационная система (система информационного обеспечения) - это система сбора, хранения, накопления, поиска и передачи данных, применяемых в системе управления.

Существует два подхода к разработке компьютерных систем управления производства: функциональный и системный.

Функциональный подход в настоящее время наиболее распространен. В соответствии с ним каждое подразделение самостоятельно организует все операции по сбору и обработке информации, базируясь при этом на собственном документировании, методах формирования информации, каналах связи и архивах.

Этот подход обусловлен тем, что процесс подготовки и обработки информации неотделим от процессов производства и управления. Работники аппарата управления сами собирают информацию, обрабатывают ее, анализируют результаты и готовят проекты решения.

Компьютерная система управления, построенные на основе функционального подхода, называются организационно-функциональными. Схема подобной системы приведена на рисунке 1.

Недостатки функционального подхода:

Значительное дублирование информации, что приводит к заполнению многих лишних форм документов и, как следствии, к дополнительным затратам труда работников управления;

Недостаточная гибкость системы в условиях оперативности, что затрудняет использование возможностей вычислительной техники;

Высокая нагрузка на звенья управления и каналы связи;

Отсутствие горизонтальных связей между производителями и функциональными подразделениями.

Рисунок 1 - Схема КС на основе функционального подхода

При системном подходе система информационного обеспечения проектируется не под каждую функцию, а под комплекс функций управления, связанных между собой как последовательными, так и параллельными связями на основе единых данных.

Этот подход возможен при обособлении процессов сбора, обработки и передачи информации от процессов производства и управления. Для этого весь процесс управления делится на творческие и технические работы, что связано с его детализацией. Такое разделение труда в процессе управления влечет за собой выделение в отдельную группу категории технических работников аппарата управления.

Системный подход позволяет централизовать работы по сбору, обработке, хранению и передаче пользователю информации и использовать при этом индивидуальные ее свойства, выражающиеся в многократности ее использования.

Следует учесть, однако, что «централизация работ по информационному обеспечению» и «централизация управления» - совершенно различные понятия. Централизация информационного обеспечения представляет собой техническую необходимость, тогда как централизация или децентрализация управления - это вопрос экономической и организационной целесообразности, решаемый независимо от методов обработки информации.

Системы информационного обеспечения, построенные на основе системного подхода, называются интегрированными.

Схема интегрированной системы информационного обеспечения приведена на рисунке 2.

Запросы на входные и первичные данные могут поступать как из производственных, так и из функциональных подразделений, в результате исключается перечислительные недостатки функционального подхода.

Системный подход предполагает разделение КС на составляющие. Их описание и анализ, а также установление взаимосвязей требуют единообразие форм представления данных, систем показателей и классификации.

Рисунок 2 - Схема интегрированной системы управления, построенной на основе системного подхода

Содержание и организация проектирования.

Под проектированием КС управления понимается процесс разработки технической документации, связанный с организацией системы получения и преобразования исходной информации в результатную, т.е. с организацией автоматизированной информационной технологии. Документ, полученный в результате проектирования, носит название проект.

Целью проектирования является подбор технического и формирования информационного, математического, программного и организационно-правового обеспечения.

Подбор технического обеспечения должен быть таким, чтобы обеспечить своевременный сбор, регистрация, передачу, хранение, наполнение и обработку информации.

Информационное обеспечение должно предусматривать создание и функционирование единого информационного фонда системы, представленного множеством информационных массивов, набором данных или базой данных.

Формирование математического обеспечения систем включает комплектацию методов и алгоритмов решения функциональных задач. При формировании программного обеспечения систем особое внимание обращается на создание комплекса программ и инструкций пользователя и выбор эффективных программных продуктов.

Основными задачами проектирования являются:

Оказание влияния на улучшение организации учетной, плановой и аналитической работы;

Выбор оборудования и разработка рациональной технологии решения задач и получения результатной информации;

Составление графиков прохождения как внутри, так и между производственными и функциональными подразделениями;

Создание БД, обеспечивающей оптимальное использование информации, касающейся планирования, учета и анализа хозяйственной деятельности;

Создание нормативно-справочной информации.

Разработка и внедрение КС управления осуществляется в очередности, установленной техническим заданием. Содержание первой очереди системы определяется составом задач учета, анализа, планирования и оперативного управления, наиболее поддающихся автоматизации и имеющих существенное значение для принятия управленческих решений в предприятии. В процессе разработки последующих очередей системы происходят наращивания исходного комплекса функциональных задач, расширение и интеграция информационного и математического обеспечения, модернизация комплекса технических средств. При создании первой очереди КС оптимизации техническое задание разрабатывается на всю систему, а технический и рабочий проекты - на задачи и подсистемы, входящие в состав первой очереди системы.

Организация разработки технического задания.

Техническое задание - это документ, утвержденный в установленном порядке, определяющий цели, требования и основные исходные данные, необходимые для разработки компьютерной системы управления, и содержащий предварительную оценку экономической эффективности системы.

Техническое задание (ТЗ) на систему разрабатывается заказчиком при непосредственном участии разработчика.

Утвержденное техническое задание является документом, которым разработки должны руководствоваться на всех этапах создания системы и проектирования задач. Изменения, вносимые в техническое задание, должны оформляться протоколом, являющимся частью технического задания.

При разработке технического задания следует:

Установить общую цель создания КС, определить состав подсистем и задач;

Разработать и обосновать требования, предъявляемые к информационным подсистемам;

Разработать и обосновать требования, предъявляемые к информационной базе, математическому и программному обеспечению, комплексу технических средств;

Определить этапы создания системы и сроки их выполнения;

Провести предварительный расчет затрат на создание системы и определить уровень экономической эффективности ее внедрения;

ТЗ должно включать следующие разделы:

Введение.

Основание для разработки системы.

Общие положения.

Функциональная часть системы.

Обеспечивающая часть системы.

Организация работ и исполнители.

Этапы разработки и внедрения системы.

Предварительный расчет затрат на создание системы и экономической эффективности от ее внедрения.

Организация разработки технического проекта.

Основанием для разработки технического проекта (ТП) системы является ТЗ, утвержденное заказчиком.

Технический проект системы - это техническая документация, утвержденная в установленном порядке. Содержащая общесистемные проектные решения, алгоритм решения задач, а также оценку экономической эффективности КСОИУ и перечень мероприятий по подготовке объекта к внедрению.

ТП разрабатывается в целях определения основных проектных решений по созданию системы. На этом этапе осуществляется комплекс научно-исследовательских и экспериментальных работ для выбора наилучших вариантов решений, проводятся экспериментальная проверка основных проектных решений и расчет экономической эффективности системы.

Фактически ТП содержит комплекс математических моделей и алгоритмов решения задач оптимизации и управления.

Полный комплект ТП на систему включает в себя 10 документов:

Пояснительная записка.

Функциональная и организационная структура системы.

Постановка задач и алгоритм решения.

Организация информационной базы.

Альбом форм документов.

Система математического обеспечения.

Принцип построения КТС.

Расчет экономической эффективности системы.

Мероприятия по подготовке объекта к внедрению системы.

Ведомость документов.

Все перечисленные документы можно сгруппировать и представить в виде четырех основных частей ТП: экономико-организационная, информационная, математическая и техническая.

Экономико-организационная часть ТП содержит пояснительную записку относительно оснований для разработки системы, перечень организаций разработчиков, краткую характеристику объекта с указанием основных технико-экономических показателей его функционирования и связей с другими объектами, краткие сведения об основных проектных решениях по функциональной и обеспечивающим частям системы.

Информационная часть ТП объединяет документы 4 и 5. В документе «Организация информационной базы» отражаются источники поступления информации и способы ее передачи для решения первоочередного комплекса функциональных задач; совокупность показателей, используемых в системе; состав документов, сроки и периодичность их поступления; основные проектные решения по организации фонда нормативно-справочной информации (НСИ); состав НСИ, включая перечень реквизитов, их определения, значность, диапазон изменения и перечень документов НСИ; требования к технологии создания и ведения фонда; методы хранения, поиска, внесения изменений и контроля; определение объемов и потоков информации НСИ. «Альбом форм документов» содержит формы НСИ.

Техническая часть ТП предполагает описание и обоснование схемы технического процесса обработки данных; обоснование требований к разработке нестандартного оборудования; обоснование и выбор структуры КТС м его функциональных групп; комплекс мероприятий по обеспечению надежности функционирования технических средств.

Организация разработки рабочего проекта.

Рабочее проектирование заключается в разработке материалов, обеспечивающих эксплуатацию компьютерной системы обработки информации и управления.

Рабочий проект - это техническая документация, утвержденная в установленном порядке, содержащая уточненные данные и детализированные общесистемные проектные решения, программы и инструкции по решению задач, а также уточненную оценку экономической эффективности КС и уточненный перечень мероприятий по подготовке объекта к внедрению Рабочий проект (РП) разрабатывается на основе ТП, утвержденного заказчиком.

На этапе рабочего проектирования заказчик должен закончить работы по подготовке объекта к внедрению системы, подготовить помещения для установки компьютеров, организовать учебу работников всех звеньев организационной структуры, разместить заказы на изготовление нестандартного оборудования.

В состав рабочей документации проекта входят документы:

Пояснительная записка.

Функциональная и организационная структура.

Должностные инструкции.

Инструкция по заполнению входных оперативных документов.

Инструкция по использованию выходных документов.

Инструкция по организации и ведению нормативно-справочной информации.

Инструкция по организации хранения информации в архиве.

Инструкция по подготовке информации к вводу в ПК.

Расчет экономической эффективности системы.

Мероприятия по подготовке объекта к внедрению.

Ведомость документов.

Экономико-организационная часть РП содержит уточненный перечень задач, решаемых каждой подсистемой, с указанием периодичности и сроков их решения; инструкции каждому должностному лицу с описанием действий при нормальном режиме функционирования системы и при его нарушениях; порядок и правила использования входных документов и маршруты их движения.

Расчет экономической эффективности проводится на основе уточненных сметно-финансовых расчетов на создание системы. Мероприятия по подготовке объекта и внедрению системы включают общий перечень работ, наименование подразделений и ответственных исполнителей, срок исполнения и формы завершения отдельных этапов.

Информационная часть рабочего проекта включает материалы с перечнем показателей, используемых в задачах различных подсистем; порядок формирования массивов информации; методы внесения изменений в информацию; методы организации контроля информации; перечень показателей, выдаваемых по запросу аппарата управления.

Математическая часть рабочего проекта содержит уточнение в составе математических моделей; методы, алгоритмы и программы решения задач; методы организации массивов информации; выбранную систему программирования; используемую операционную систему; библиотеку стандартных программ и инструкции для их использования; эталоны программ для решения задач и для работы с НСИ (нормативно-справочной информацией).

Техническая часть РП предусматривает определение технических средств (тип компьютера, периферийные устройства, средства связи и передачи данных), описание технологического процесса обработки данных; расчет и составление графика загрузки КТС; описание режима функционирования КТС.

Проектная документация, включая техническое задание, технические и рабочие проекты, оформляется в соответствии с требованиями Единой системы конструкторской документации (ЕСКД).

Внедрение Компьютерной системы управления в производство.

Рабочий проект служит основой для внедрения системы. Внедрение системы представляет собой процесс, включающий подготовку объекта, опытную эксплуатация и приемку КСОИУ в промышленную эксплуатацию.

Внедрение системы - это процесс постепенного перехода от существующей системы учета и анализа к новой, предусмотренной документацией РП на всю систему. Внедрение отдельных задач и подсистем может проводится параллельно с разработкой рабочего проекта на всю систему.

Основными этапами внедрения системы являются:

Подготовка объекта к внедрению системы;

Сдача задач и подсистем в опытную эксплуатацию;

Проведение опытной эксплуатации;

Сдача задач, подсистем, системы в целом в промышленную эксплуатацию.

Опытная эксплуатация задач заключается в проверке алгоритмов, программ и звеньев технологического процесса обработки данных в реальных условиях. Она проводится для окончательной отладки программ и отработки технологического процесса решения задач; проверки подготовленности информационной базы, отработки взаимосвязи задач системы, приобретения навыков работы персоналом предприятия.

Опытная эксплуатация задач проводится на основе реальной информации о производственно-финансовой деятельности предприятия в установленном режиме функционирования с дублированием работ персонала объекта. На данном этапе разработчик проводит обучение персонала работе на компьютере по конкретным программам.

Срок проведения опытной эксплуатации устанавливается в каждом конкретном случае.

После окончания опытной эксплуатации задач составляется протокол о ходе и результатах опытной эксплуатации. Сдача задач в промышленную эксплуатацию оформляется актом, подписываемым заказчиком и разработчиком.

Опытная эксплуатация подсистем проводится в целях комплексной проверки всех ее элементов, подготовленности информационной базы, отладки технологического процесса сбора и обработки информации, обучения персонала работе в условиях функционирования подсистемы.

После окончания опытной эксплуатации системы составляется отчет о внедрении. При положительных результатах опытной эксплуатации система сдается в промышленную эксплуатацию.

В ходе промышленной эксплуатации КС управления проводится анализ функционирования системы. Целями анализа функционирования системы являются проверка эффективности реализованных проектных решений в условиях ее промышленной эксплуатации, выработка рекомендаций по дальнейшему развитию системы и формирование типовых решений.

Анализ функционирования системы предусматривает проверку:

Функционирования технических систем;

Функционирования задач и подсистем в условиях автоматизированной обработки;

Действий персонала в условиях функционирования системы.

Результаты анализа используется для оценки качества системы и ее реальной экономической эффективности.

Результаты обработки данных по каждому исследованию элементу КС протоколируются разработчиком с участием представителей заказчика. На основании оформленных протоколов разработчик после завершения всех работ, предусмотренных программой, составляет отчет по анализу функционирования КС.

Сдача заказчику отчета по анализу функционирования системы является завершающим этапом работы разработчика.

В процессе анализа функционирования задач, подсистем и действий персонала в условиях внедрения КС проводятся работы, аналогичные обследованию объекта по параметрам каждой функции подсистем ИКС, с учетом применяемого комплекса технических средств и следующих факторов:

Своевременности поступления к управленческому персоналу необходимой информации;

Повышения достоверности информации;

Улучшения технико-экономических показателей работы предприятия.

Качество функционирования отдельных задач и подсистем оценивается по показателям достоверности и своевременности информации, повышению качества соответствующих управленческих решений.

По результатам анализа функционирования системы разрабатываются предложения для дальнейшего развития КС.

2.2 Формализация задач возникающих при управлении нефтеперекачивающих предприятий

Задачи проектирования и управления сложными системами, какими являются магистральные трубопроводы, являются многокритериальными. К основным критериям при проектировании и управлении можно отнести: экономия материалов, ресурсов, надежность и т.д., причем часто они бывают противоречивыми. Зависимости от экономических (стоимость материалов, материальные и трудовые ресурсы, издержки производства) и технологических (режимы работы объекта) факторов эти критерии имеют разные важности, причем с изменением указанных факторов взаимная важность критериев также меняются. Таким образом, задачи проектирования и управления магистральными трубопроводами характеризующиеся многокритериальностью сводятся к решению задач векторной оптимизации, которые позволяют найти область эффективных решений. А окончательный выбор и принятие решений осуществляется ЛПР на основе информации полученной в диалоге с компьютерной системой. В результате решения этих задач определяются оптимальные планы трассы, оптимальные параметры проектируемых нефтепроводов, минимальные значения приведенных затрат для строительства и эксплуатации трубопроводов, оптимальные режимы работы трубопроводных систем и т.д. [4].

Для формулировки и решения задач проектирования и управления многокритериальными производственными объектами, какими являются магистральные трубопроводы, необходимо:

Выявить условия работы подсистем, элементов и их связи;

Выбрать локальные критерии, т.е. показатели эффективности проекта и работы систем, которые необходимо свести к желаемым значениям;

Определить управляющие параметры, изменяя которые можно добиться экстремальных (оптимальных) значений критериев;

Сформулировать задачу управления системой;

Разработка алгоритмов управления магистральным нефтепроводом;

Разработать программное обеспечение системы управления объектом.

Рассмотрим формальную постановку задачи оптимизации проектирования магистральных трубопроводов и управления транспортировкой нефти трубопроводными системами. Пусть имеется пакет математических моделей элементов трубопроводной системы, т.е. оператор, приводящий в соответствие вектор управляющих воздействий x= (x1,x2,…,xn) и вектор выходных параметров y=(y1,y2,…,ym)

 (1)

Системы моделей (1), в зависимости от цели моделирования и имеющихся информации, могут быть построены различными способами.

Ограничения, наложенные на составляющие векторов x и y, определяющие их допустимые области x, y формально запишем в виде:

 (2)

Критерии локальной оптимальности (частные целевые функции) fi(x, y),  объединяются в векторную функцию аргументов x, y, которая выражает заинтересованность ЛПР в том или ином режиме работы объекта, Например, при транспортировке нефти по трубопроводам можно увеличить объем перекачки нефти за счет повышения затраты ресурсов, снижения надежности систем.

При заданных x, y функции fi принимают определенные значения. Одной из задач является выбор таких векторов x, y которые выделяют область эффективных решений (множество Парето), где улучшения любого из критериев  возможно только за счет ухудшения других  (I - множество индексов). Так как, вектор y сам определяется заданием вектора x, то можно считать, что целевые функции являются функциями только от x- fi (x).

В общем виде исследуемую проблемную задачу можно сформулировать в виде задачи математического программирования:

Найти такой вектор  что

 (3)

 (4)

где Х - допустимое множество,  - исходное множество, f (x)- вектор локальных критериев (параметры проектирования или управления), значения которых вычисляются по моделям,  - функции ограничений.

В этих задачах необходимо уточнять понятие оптимальности. Это понятие должно быть, с одной стороны, близким к представлению об оптимальности ЛПР, а с другой стороны достаточно формализуемым, чтобы с ним можно было работать алгоритмически, а не интуитивно. Принцип оптимальности задает понятие лучших альтернатив.

Основная трудность решения проблем многокритериального управления связана с заданием принципа оптимальности. В задачах многокритериального выбора существует различное принципы (принципы равенства, главного критерия и др.), каждый из которых приводит к получению различных решений.

Рассмотрим основные проблемы, связанные с решением задачи многокритериального выбора вида (3)-(4), возникающие при оптимизации задач проектирования и управлении магистральными трубопроводами.

Проблема определения области компромисса. В задачах векторной оптимизации имеется противоречие между некоторыми из критериев. В силу этого область допустимых решений  распадается на две не пересекающиеся части: область согласия , где противоречие между критериями отсутствуют, и область компромиссов , совпадающая с множеством Парето, т.е. состоит из противоречивых критериев, улучшение качества по одним критериям ухудшает качество решения по другим. Ясно, что рациональное решение может принадлежать только области компромисса, т.е.  т.к. в области согласия решения может быть улучшено по нескольким критериям без ухудшения по остальным. Следовательно, поиск рациональных режимов работы системы надо ограничить только областью компромисса. Отсюда первая проблема - выделение области компромисса (множество Парето). В отдельных случаях поиск оптимальных решений с приемлемной для практики точностью можно ограничить выделением области .

Проблема выбора схемы компромисса позволяющей построить свертки критериев управления. Поиск оптимальных значений параметров проектируемых и управляемых систем в области компромисса может быть осуществлен только на основе некоторой схемы компромисса. Число возможных схем компромисса, как правило, велико, поэтому выбор конкретной схемы является сложной проблемой и обычно решается на основе предпочтений ЛПР.

Нормализация критериев. Эта проблема возникает если, локальные критерии имеют различные единицы измерения. Необходимо нормализовать критерии, т.е. привести их к одинаковым единицам измерения или безразмерному масштабу. К настоящему времени известно несколько различных схем нормализации.

Проблема учета приоритета критериев. Учет приоритетов критериев производится в большинстве методов свертывания путем задания вектора коэффициентов важности (весов) критериев , где - вес критерия fi. В результате нормализации и учета приоритетов вместо исходной векторной оценки f(A) альтернативы A, образуется новая векторная оценка.

 (5)

где  - нормативные значения критериев.

При решении этих и других проблем, возникающих при разработке диалоговых систем для поддержки принятия решений при проектировании и управлении производственными системами, необходимо применение различного рода эвристических процедур, в которых существенная роль принадлежат специалистам - экспертам.

2.3 Разработка математического описания основных агрегатов магистрального нефтепровода

Описывается технология транспортировки нефти по трубопроводам и режимы работы основных агрегатов объекта исследования (трубопроводной системы) - трубчатых печей подогрева нефти, насосных станций и линейной части нефтепровода. На примере построения математических моделей этих и других агрегатов, их объединении в единый пакет, раскрывается суть используемого подхода к построению моделей комплекса взаимосвязанных агрегатов (трубопроводной системы).

Приводится математическая модель проблемной задачи. Описывается методика построения пакета моделей исследуемой системы на основе информации различного характера (количественной, качественной) [3].

2.3.1 Выбор оптимальных параметров нефтепроводной системы на основе математической модели

Многокритериальность, необходимость сбора и обработки большого объема информации, дефицит достоверных статистических данных обусловливают ряд проблем при формализации и решении задач проектирования и управления трубопроводными системами. Эффективное решение таких задач немыслимо без использования современных математических методов и компьютерной технологии и создания на их основе систем программных комплексов, предназначенных для автоматизации решения.

Степень использования математических моделей в процессах проектирования и управления реальными трубопроводными системами ограничена рядом недостатков традиционного подхода к применению этих моделей. Основной недостаток данных моделей состоит в том, что в них главное внимание уделяется экономико-математическому проектированию и управлению трубопроводными системами и не в достаточной мере используются имеющийся опыт.

Кроме того, в известных моделях информация о вариантах, представляющих собой наборы некоторых характерных технологических схем проектируемого трубопровода и набор решений по управлению, должны быть заданы заранее до этапа решения задач. Математические модели позволяют определять оптимальную технологию и выбрать нужное решение. В существующих подходах к решению этих задач проблемы многокритериальности и изменчивости важности локальных критериев не достаточно исследованы и требуют своего решения.

Ввиду особой значимости задач проектирования и управления трубопроводным транспортом требуется создание моделей, и на их основе построение компьютерных систем, позволяющих автоматизировать процесс подготовки исходной информации. При этом используются количественная и качественная информация представляющая собой суждения, знания и опыт специалистов экспертов.

Сущность таких компьютерных систем управления состоит в том, что с их помощью решается задача определения плана трассы и выбора оптимальных параметров нефтепроводов. Изменения вводятся в диалоговом режиме до тех пор, пока не будет достигнут приемлемый для пользователя вариант нефтепровода или удовлетворяющие ЛПР решения.

Исходя из того, что данная категория пользователей имеет различную квалификацию и часто не обладает специальной математической и программисткой подготовкой, к организации вычислительного процесса предъявляются определенные требования, выполнения которых позволяет автоматизировать процесс непосредственного взаимодействия таких пользователей с ЭВМ.

Во-первых, необходимо разработать для проектировщиков удобный им входной язык, пользование которым возможно без значительного интеллектуального напряжения, а овладение - без продолжительного времени обучения.

Во-вторых, необходимо предусмотреть в программном обеспечении разрабатываемых систем дополнительные сервисные средства, обеспечивающие диалоговый (интерактивный) режим работы пользователя и компьютера. Основное назначение сервисных средств состоит в представлении возможности непосредственного участие при моделировании и выработке решений. Кроме того, является желательным наличие средств получения различной справочной информации и других средств, которые наиболее полно учитывали бы специфику взаимодействия пользователя и ЭВМ на различных этапах совместной работы.

Задача проектирования и управления трубопроводными системами являются сложными и многокритериальными. Проектирование с соответствующими детализацией и уточнениями решается на стадиях технико-экономических обоснований и проектирования нефтепроводов. Задача управления решается во время эксплуатации реальными нефтепроводами с целью определения оптимальных режимов работы технологических агрегатов и условии эксплуатации системы. Взаимная увязка и координация большого количества не формализуемых факторов, учитываемых при проектировании и управлении конкретными нефтепроводами, приводят к необходимости регулярного решения данных задач с целью принятия эффективных решении по комплексному совершенствованию проектов и оперативного управления в условиях неопределенности, дефицита достоверной информации, при наличии множества ограничений к срокам и качеству проектирования, при изменчивости важности различных критериев. Ввиду этого для решения данных задач нужно использовать математические модели и методы, которые наиболее полно учитывали бы специфику задач и позволяли получать ее решение за минимально возможное время.

В качестве вычислительных алгоритмов задачи определение плана трассы и выбора оптимальных параметров проектируемых нефтепроводов, решение которых реализуется в компьютерной системе принятия решений, следует использовать методы, учитывающие знания и опыт ЛПР, специалистов-экспертов, позволяющих получить эффективные решения в условиях неопределенности [10].

Рассмотрим некоторые особенности нефтепроводных систем и сформулируем проблему.

Нефтепровод как правило, строятся по подземной схеме прокладки, которая предохраняет трубопроводы от механических повреждений, снижает термические напряжения в стенках труб, уменьшает перепады температуры перекачиваемого продукта и т.д.

При подземной прокладке нефтепроводов для уменьшения объемов выполняемых земляных работ профиль траншеи проектируется соответственно профилю земной поверхности. Профиль траншеи определяется возможностями изгиба трубопровода под действием собственного веса и напряженным состоянием трубопровода при эксплуатации под воздействием внутреннего давления и температурного перепада.

При прокладке труб большого диаметре, как нефтепроводе Узень-Атырау (≥1000 мм), возникает необходимость использования кривых искусственного гнутья, что существенно увеличивает затраты на строительство, так как изготовление кривых искусственного гнутья и отводов осуществляется в заводских условиях и доставка их к месту строительства затруднена. Возникает задача определения оптимального профиля магистрального трубопровода, т.е. такого высотного положения трубопровода, при котором затраты на обеспечение этого высотного положения будут минимальны при обеспечении всех требовании напряженно деформированного состояния трубопровода.

Исходной информацией для решения поставленной задачи является: район строительства трубопровода, отражающей затраты на строительство; координаты поверхности земли через каждые 100 метров или в точке изменения какого-нибудь из параметров трубопровода или окружающей его среды; уровень воды от поверхности земли по длине участка; диаметр нефтепровода по длине участка; рабочее нормативное давление; температурный перепад; минимальная (верх трубы) и максимальная (низ трубы) глубина заложения трубопровода по длине участка; критерии эффективности эксплуатации системы и т.д.

Критерием оптимизации служит минимум суммарных затрат на строительство трубопровода, включая стоимость земляных работ, стоимость изготовления и установка кривых искусственного гнутья, стоимость балластировки трубопровода, эффективность оперативность управления.

Оптимальный профиль магистрального нефтепровода должен обеспечивать выполнение всех требований напряженно-деформированного состояния трубопровода, а именно требований прочности, продольной устойчивости, превышения предельных деформаций и предотвращения всплытия. Рассмотрим эти требования подробнее [4].

Магистральные нефтепроводы относятся к взрыво-пожароопасным объектам, авария которых может привести к очень тяжелым экологическим последствиям. Поэтому одной из важнейших задач, возникающих при проектировании нефтепроводных систем, является обеспечение надежности работы магистральных нефтепроводов.

Нефтепровод в процессе эксплуатации находится под воздействиям различных факторов. Одним из основных силовых воздействий на трубопровод является давление перекачиваемого продукта, на основе которого рассчитывается толщина стенок трубы, а следовательно, и металлоемкость нефтепровода. При расчете нефтепровода на прочность и устойчивость необходимо учесть влияния различных климатических, гидрологических, подземных воздействий, таких, как деформация грунта, возникающая в районах горных разработок, в сейсмических районах, температурный перепад и др.

Определение напряженно-деформированного состояния трубопровода осуществляется по методу предельных состояний. Суть этого метода заключается в том, что рассматриваются также предельные состояния, превышение значений параметров которых означает невозможность дальнейшей эксплуатации нефтепровода.

Приведем методику расчета предельных состояний.

Первое предельное состояние - разрушение трубопровода под действием внутреннего давления. Поэтому характеристикой несущей способности трубопровода является временное сопротивление металла труб - предел прочности. Проверка прочности осуществляется из условия:

 (6)

где - расчетное сопротивление металла труб,

 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб. В свою очередь эти параметры определяются по формулам:

 (7)

где  - нормальное значение предела прочности металла труб и сварных соединений из условий работы на разрыв;- коэффициент условий работы участка трубопровода;

 - коэффициент безопасности по материалу при расчете по временному сопротивлению;

- коэффициент надежности. Значения этих коэффициентов определяются нормами на проектирование:

 (8)

где - кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления,

 (9)

Здесь  - толщина стенки трубы;- коэффициент перегруз и рабочего давления;

р - рабочее давление в нефтепроводе.

Продольные осевые сжимающие или растягивающие напряжения, определяемые из выражения

 (10)

где  - коэффициент линейного расширения металла труб;

- коэффициент Пуассона при пластических деформациях металла;

Е - модуль упругости;

 - температурный перепад;

 - наружный и внутренний диаметры трубы.

Для проверки общей продольной устойчивости осуществляется проверка соотношения:

где S - эквивалентное продольное сжимающее усилие, определяемое по формуле

 Здесь F- площадь сечения стенок трубы.кp - критическое продольное усилие, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода:

 (11)

Для прямолинейных участков, расчетная длина волны выпучивания определяется как (ЕI - изгибная жесткость трубы)

 (12)

а для подземных участков трубопровода, обращенных выпуклостями вверх:

 (13)

 (14)

использованы следующие обозначения:

Суо - коэффициент нормального сопротивления грунта; кp - расчетная длина волны выпучивания;

ρО - расчетный радиус упругости изгиба трубопровода;

Ср - параметр разгрузка грунта;- предельное сопротивление поперечным перемещениям трубопровода вверх, определяемое qПР = qП.Т. +пrp qпр.гр.. Параметр разгрузки грунта определяется по формуле

 (15)

где h - глубина заложения до верха трубы;

пгp - коэффициент перегрузки для грунта, определяемый согласно СНиПу /64/; qn.Т. -положительная плавучесть, определяемая как qn.T = qТp - q выт.

Здесь qтp - вес единицы трубопровода:

 (16)

Здесь γТР - удельный вес металла труб;

γВ - удельный вес воды с учетом растворенных и взвешенных в ней веществ;  - угол, характеризующий уровень воды относительно оси трубопровода; qВЫТ - выталкивающая сила, действующая на единицу длины трубопровода.

Рассмотрим математические модели задачи выбора оптимальной трассы и технологических параметров горячего нефтепровода.

При решении этой комплексной задачи необходимо учитывать многие факторы, влияющие на положение трассы, как по условиям строительства, так и по условиям подогрева и перекачки продукта. При этом положение трассы и технологические параметры тесно взаимосвязаны и существенно влияют друг на друга. Так, расстановка насосных станций вдоль трассы зависит от рельефа местности. Поэтому установка насосной станции на одной дуге делает ненужным ее размещение на смежной с ней дуге или установка пункта подогрева на данной дуге может сделать ненужной насосную станцию на последующих дугах. Это означает, что характеристики дуг сети являются зависимыми не только от положения трассы в целом, но и от сочетания технологических параметров перекачки.

В задаче выбора оптимальной трассы технологических параметров горячих трубопроводов за критерий оптимальности будем принимать приведенные затраты на строительство и последующую эксплуатацию. В общем виде приведенные затраты Z на строительство и последующую эксплуатацию горячего нефтепровода можно определить как:

 (17)

где ZЛЧ, ZНС, ZТС - приведенные затраты на строительство и эксплуатацию соответственно линейной части трубопровода, насосных станций для перекачки нефти и тепловых станций для его подогрева.

Можно предположить, что существует решение, которое удовлетворяет минимуму приведенных затрат на сооружение и эксплуатацию горячего трубопровода по оптимальной трассе.

Проанализируем основные факторы, подлежащие учету при оптимизации горячих нефтепроводов. Множество факторов, параметров и условий, влияющих на положение трассы и технологические параметры горячего трубопровода, находятся в тесной взаимосвязи. Эта взаимосвязь может быть выражена различными функциональными соотношениями или проявляется через влияния различных факторов на критерий оптимальности.

Задача поиска оптимального решения осложняется вследствие противоречивости требований этих факторов. Так, для горячего нефтепровода увеличение диаметра труб, с одной стороны, позволяет снизить затраты на перекачку и сократить число насосных станций, но с другой, ведет к росту капиталовложений в линейную часть и повышение затрат на подогрев или требует увеличить глубину заложения трубопровода в грунт.

При разработке метода решения задачи важно выявить функциональные зависимости различных факторов и параметров и учесть их при одновременной оценке всего комплекса условий в процессе выбора оптимальной трассы и технологических параметров нефтепровода [5].

При решении задачи выбора оптимальной трассы и наилучших технологических параметров горячего нефтепровода необходимо выполнение группы факторов.

К группе 1 - свойства продукта - относятся следующие физические и реологические свойства перекачиваемого продукта (нефти): средняя плотность, коэффициент объемного расширения, коэффициент теплопроводности, удельная теплоемкость, кинематическая вязкость при критической температуре, показатель крутизны вискограммы, критическая температура, температура застывания, температура начала кипения [4].

Изменение температуры нефтепродукта по длине трубопровода.

Если нефть поступает в трубопровод с начальной температурой tн, то на расстоянии l от его начала средняя по сечению температура определяется по формуле Шухова

 (18)

где t0 - температура окружающей среды (грунта);- полный коэффициент теплопередачи от нефтепродукта в окружающую среду;- внутренний диаметр трубопровода;

Q,γ,Cp - соответственно объемный расход, плотность и теплоемкость нефти.

Для вычисления функции exp(z) можно пользоваться специальными таблицами. В конце трубопровода (l=L) величина t= tк.

Как показывает расчет и наблюдения, процесс остывания нефти в подземном трубопроводе настолько длительный, что времени вполне достаточно для устранения сложных аварий. При этом продукт не теряет своих транспортабельных качеств.

Поэтому можно рекомендовать в качестве основных рабочих агрегатов центробежные насосы, а в качестве резервных - поршневые. Резервные насосы работают в период пуска трубопровода (при закачке в холодную трубу, после аварии и т.п.).

Для уменьшения гидравлического сопротивления через теплообменники обычно перекачивают не всю нефть, а только часть ее, которую подогревают до более высокой температуры, чем требуется. Оставшаяся часть холодной нефти перекачивается по обводной линии, и за теплообменником оба потока смешиваются. Температура подогрева нефти в теплообменнике должна быть такой, чтобы после смешивания получить оптимальную температуру для перекачки.

Оптимальной температурой подогрева считается та, для которой суммарные затраты на перекачку и подогрев будут наименьшими. В.И.Черникиным и В.С.Яблонским аналитическими путем найдено, что при оптимальной температуре подогрева затраты на перекачку и подогрев на первой (начальной) единице длины трубопровода равны затратам на перекачку и подогрев для последней (конечной) единицы длины трубопровода.

Если это условие не выполняется, то подогрев нефти может оказаться вообще нецелесообразным. Аналитически условие выгодности подогрева определяется зависимостью

 (19)

где значения параметра Шухова Шу0 и гидравлического уклона вычислены при температуре окружающей среды;= ho - потеря напора в трубопроводе при перекачке без подогрева;

Е - механический элемент тепла;

см и ηм - соответственно стоимость единицы механической энергии и к.п.д. насосно-силовых агрегатов;

Сн и ηн - стоимость единицы тепловой энергии и к.п.д. подогревательной системы.

К группе II факторов - конструктивные параметры трубопровода - можно отнести наружный и внутренний диаметры трубопровода, глубину заложения трубопровода в грунт, толщину слоя теплоизоляции.

Выбор оптимальной глубины заложения нефтепроводов малых диаметров может составить самостоятельную технико-экономическую задачу. Для горячих нефтепроводов большого диаметра, в которых преобладает турбулентный режим течения и с увеличением hТР резко возрастает сметная стоимость строительства, целесообразно принимать глубину заложения в грунт 1-1,1м от верхней образующей трубы. Исследования показали, что для таких трубопроводов увеличение hТР незначительно влияет на тепловой режим перекачки.

Теплоизоляцию горячих нефтепроводов принимают при различных конструктивных решениях - подземной прокладке, наземной обвалке, подземной в траншее. Выявление экономической целесообразности применения теплоизоляции на трубопроводе часто является самостоятельной задачей. В случае применения теплоизоляции в расчетах необходимо учитывать степень ее влияния на полный коэффициент теплопередачи k и на сметную стоимость строительства линейной части.

К группе III факторов (технологические параметры перекачки) можно отнести, режим подогрева и распределение теплового напора по трассе, гидравлический режим перекачки и распределение потерь напора по трассе, число и расстановку насосных станций, рабочие параметры тепловых и насосных станций, условия совмещения тепловых и насосных станций.

Производительность Q нефтепровода является обычно заданной величиной. Если Q является искомой величиной, при заданном диаметре трубопровода D, она зависит от реологических свойств продукта, режима перекачки и определяется по формуле:

 (20)

Подогрев определяется максимальной tmax и минимальной tmin температурой перекачки. В практике проектирования граничные пределы подогрева и охлаждения нефти часто определяются в зависимости от температуры начала кипения (разгонки нефти) tp и температуры застывания нефти tз. Принято устанавливать tmax на 5-100С ниже tp, а tmin - на 2-50С выше tз, Однако это не означает, что выбран оптимальный режим подогрева нефти, поскольку он в значительной степени зависит от реологических свойств продукта и в первую очередь от показателя крутизны вискограммы и.

Подогрев проводится на специально сооружаемых тепловых станциях. Таким образом, в отличие от изотермических нефтепроводов при расчете «горячих» нефтепроводов необходиморасстанавливать не только насосные, но и подогревательные станции. Схема такого нефтепровода изображена на рисунке 3.

Нефть с промыслов поступает в резервуары 1, оборудованные подогревателями (обычно паровыми), далее насосами 2 нефть пропускается через подогреватель 3 и далее в насосную станцию 4. На перегоне между ИПС 4 и 8 с подогревателем 7 может потребоваться установка подогревательных станций 5 и 6.

Рисунок 3 - Схема трубопровода «горячей» перекачки.

Поскольку в процессе многошагового поиска оптимальной трассы предполагается одновременный учет изменения теплового режима в трубопроводе, расчет параметров целесообразно вести по средней температуре нефти на каждом расчетном i -м шаге (элементе):

 (21)

При расчете падения температуры по трассе используются известные расчетные зависимости В.Т.Шухова.

Более подробно рассмотрим вопросы выбора оптимальной трассы магистральных трубопроводов с учетом охраны окружающей среды.

Выбор трассы является основным этапом, определяющим при прочих условиях характер и размеры возможных воздействий на окружающую среду при строительстве и эксплуатации трубопровода. Поэтому качественное решение задачи охраны окружающей среды неразрывно связано с выбором трассы.

Задача выбора оптимальной трассы магистрального трубопровода формируется следующим образом. На топографической карте местности задаются начальные и конечные пункты трубопровода и сеть возможных направлений трасс между этими пунктами. При известной целевой функции (критерий или вектор критериев) требуется найти трассу от начальной до конечной точки трубопровода, вдоль которой целевая функция принимала бы экстремальное значение среди всех трасс исходной сети. Существенным недостаток такой постановки является то, что при построении исходной сети и оценки целевой функции не учитываются изменение компонентов окружающей среды и отрицательное влияние на них строительства и эксплуатации трубопроводов.

При постановке и решении задачи выбора оптимальной трассы должны учитываться:

состояние компонентов окружающей среды;

предельные допустимые уровни воздействия на компоненты окружающей среды;

динамика и направление развития экологической обстановки;

для решения задачи выбора оптимальной трассы с учетом охраны окружающей среды необходимы следующие материалы и данные:

специальные инженерно-строительные природоохранные карты на топографической основе;

материальные затраты по прокладке линейной части, стояки перекачки, подогрева и другие элементы трубопроводной системы в различных условиях местности;

материальные затраты на выполнение природоохранных мероприятий при строительстве и эксплуатации магистральных трубопроводов;

характеристики надежности элементов проектируемого трубопровода и свойства перекачиваемого по трубопроводу продукта.

Существующие инженерно-строительные карты характеризуют природные условия только с точки зрения строительства магистральных трубопроводов. Оценить же состояние компонентов окружающей среды и влияние на них отрицательных воздействий при эксплуатации трубопроводов по этим картам нельзя. Для получения таких данных целесообразно использовать тематические природоохранные карты, характеризующие состояние компонентов окружающей среды, чувствительность их к различным воздействиям, динамику и направление развития экологической обстановки и т.д. Карты, используемые для выбора оптимальных трасс с учетом охраны окружающей среды, должен синтезировать данные инженерно-строительных и природоохранных карт.

Оптимальной будем считать трассу, для которой критерии оптимальности или их совокупность достигают экстремального или некоторого предпочтительного значения. Для решения рассматриваемой задачи в качестве критерия оптимальности целесообразно принять приведенные затраты, являющиеся наиболее универсальными и позволяющие учесть разновременность капитальных вложений на возмещение ущерба, наносимого окружающей среде [4].

2.3.2 Математические модели перекачки нефти по трубопроводам

Качество математических моделей имеет исключительное значение, так как определяет точность и обоснованность принимаемых решений. Состояние высоковязкой нефти в трубопроводе описывается скоростью  температурой T(x,t), давлением p(x,t). Следовательно, для управления работой трубопровода необходимо рассчитывать эти функции состояния.

Первую математическую модель распределения температуры вязкой нефти для подземного нефтепровода предложил В.Г. Шухов.

 (22)

где Т0 - температура окружающей среды; Tb - температура нефти в начале рассматриваемого участка; коэффициент теплопередачи k рекомендовалось определять опытным путем, D - диаметр трубы, G - массовый расход нефти; c - теплоемкость нефти.

Л.С. Лейбензон уточнил уравнение (22) и получил для определения температуры формулу:

 (23)

где i - гидравлический уклон, Е - механический эквивалент теплоты.

В.И. Черникин (22) вывел следующее выражение:

 (24)

Здесь - количество парафина, - скрытая теплота кристаллизации парафина, Tbp,Tep - температура начала и конца процесса кристаллизации парафина.

Уравнения (22)-(24) определили основные направления тепловых расчетов нефтепроводов. Практика показала, что результаты расчетов не могут претендовать на высокую точность совпадения с экспериментальными данными, поэтому необходимо повысить надежность вычислений. Это осуществлялось за счет

уточнения знаний коэффициентов теплопередачи между движущейся нефтью и окружающим трубу грунтом;

учета влияния процесса кристаллизации парафина в объеме нефти, отложения парафина на стенке трубы, в результате чего изменяется «живое» сечение по длине трубопровода;

учета влияния диссипации механической энергии на температуру нефти по длине трубопровода.

Задача о расчете гидравлического поля внутри трубопровода сводится к определению потери напора на трение. Впервые математическая модель потерь напора на трение была разработана Л.С. Лейбензоном:

 (25)

где u - средняя скорость потока, g - ускорение свободного падения, l - длина трубопровода, - коэффициент гидравлического сопротивления.

Выражение (25) не учитывает изменение температуры и вязкости нефти по поперечному сечению трубы, поэтому дальнейшее уточнение потерь напора на трение сводится в введению поправок для коэффициента гидравлического сопротивления. Одним из условии уточнения является предположение о том, что известно температурное распределение T(x).

При выводе математической модели перекачки нефти и нефтепродуктов по «горячему» магистральному трубопроводу сделаны следующие допущения:

трубопровод длиной L с диаметром трубы D проложен на глубине h в грунте;

трубопровод рассматривается как совокупность линейных участков, разделенных промежуточными станциями; диаметр трубы постоянен вдоль линейного участка;

трубопровод негоризонтальный, рельеф и характеристики местности, по которой он проложен, известны;

промежуточные тепловые и насосные станции и попутные пункты подкачки нефти считаются точечными объектами с известными характеристиками /25/;

течение в трубе одномерное /25/;

транспортируемые нефти и нефтепродукты могут относиться как к ньютоновским, так и к неньютоновским жидкостям;

теплофизические и реологические характеристики транспортируемого продукта известны.

Общая математическая модель для линейного участка

Состояние транспортируемого по трубопроводу продукта в области

 (26)

описывается скоростью v(x,t), давлением и температурой T(x,t). В области (26) функции ограничены.

Предположим, что вдоль линейного участка нефтепровода расположено Ns пунктов попутных подкачек нефти с координатами (i=1,…,Ns).

В сделанных предположениях течение транспортируемого продукта по линейному участку «горячего» магистрального нефтепровода описывается системой дифференциальных уравнений в частных производных (26), (27) неразрывности

 (27)

движения

 (28)

энергии

 (29)

уравнение состояния

 (30)

Здесь - дельта-функция Дирака; Gi,tsi - соответственно время работы и мощность i-го промежуточного пункта подкачки нефти; F- площадь поперечного сечения трубы; - сила сопротивления со стороны стенки движению транспортируемого продукта; R - гидравлический радиус трубы; g - ускорение свободного падения; H - высота точки с координатой х над уровнем моря; - скорость вводимого в основной поток подкачиваемого продукта в i-ом промежуточном пункте подкачки; q - плотность теплового потока через боковую поверхность элементарного объема.

Полученная математическая модель перекачки по «горячему» магистральному трубопроводу позволяет проводить расчеты функций состояния для различных продуктов: нефтей, нефтепродуктов, воды и т.д. Реологические свойства учитываются функцией , вид которой определяется индивидуальными свойствами транспортируемого продукта [5].

Для полной математической постановки задачи о транспорте нефти по линейному участку трубопровода в системам уравнений, описывающих процесс течения нефти, необходимо присовокупить условия однозначности, определяемые конкретные условия эксплуатации.

Начнем с геометрических условий. Это значит нужно указать метр трубы D, область (26), значения Н(х), глубину залегания трубопровода h, координаты промежуточных станций подогрева нефти насосных станций, а также промежуточных пунктов подкачки нефти.

Решение систем уравнений (27) - (30) в области (26) полностью определяется начальными

 (31)

граничными условиями

 (32)

условиями согласования

 (33)

Перечисленные условия однозначности необходимо дополнить условиями стыковки в точках соприкосновения линейных участков:

 (34)

Математические модели основных агрегатов нефтепровода

В основу модели расчета трубчатых печей станции подогрева нефти положен метод Н.М.Белоконя, основанный на совместном решений уравнений теплового баланса теплопередачи.

Для определения влияния входных и режимных параметров на выходные параметры печи на основе статистических данных и экспертной оценки построены регрессионные уравнения с нечеткими коэффициентами:

 (35)

где - соответственно, производительность, температура и давление на выходе печей;  - определяемые на основе экспертной (нечеткой) информации регрессионные коэффициенты; -соответственно, температура, давление, расход топлива и нефти на входе печей.

Насосно-перекачивающие станции:

 (36)

где - соответственно, производительность и давление насосно-перекачивающей станций на выходе; - оцениваемые нечеткие коэффициенты (свободный член, коэффициенты линейной части, взаимного влияния и нелинейной части); - соответственно, давление и плотность нефти на входе насоса.

Линейная часть:

На основе экспертных методов и модифицированного метода последовательного включения регрессоров определены следующие нечеткие уравнения множественной регрессии, описывающие работу линейной части нефтепровода:

 (37)

где - выходные параметры, соответственно, объем нефти на выходе линейной части (производительность), плотность нефти на выходе, температура нефти давление; идентифицируемые коэффициенты регрессии; - входные параметры, соответственно, объема нефти на входе (в начале ЛЧ), плотность поступающей в ЛЧ нефти, температура и давление на входе ЛЧ.

Получение по этой методике числовые значения нечетких коэффициентов регрессии введены в программное обеспечение созданной компьютерной системы поддержки принятия решений, для поиска оптимальных вариантов проекта или эффективных режимов работы действующих магистральных нефтепроводов.

С повышением температуры грунта в весенне-летний период часть тепловых станций (например, 80 км, 242 км и 435 км) можно останавливать (что делается на практике), при этом возникает необходимость несколько повышать температуру подогрева па остальных работающих пунктах подогрева нефти. В этом режиме, за счет исключения эксплуатационных расходов остановленных станций подогрева нефти, получается определенный экономический эффект (эксплуатационный расход составляет 573.6 млн. тенге в год). Однако, при этом на участках сразу после пунктов подогрева потери тепла существенно возрастает, что приведет к повышению эксплуатационных расходов.

Если же оставить в работе всех станций подогрева нефти в течение всего года, а при повышении температуры грунта (весенне-летний период) снижать температуры подогрева нефти, то потери тепла будет существенно меньшими и снижаются затраты на перекачку.

В нефтепроводах с большим объемом перекачки нефти, каким является магистральный нефтепровод Узень-Атырау-Самара, технология перекачки при снижении температуры подогрева нефти всех станций подогрева оказывается более экономичной (эксплуатационный расход составляет 555.9 млн. тенге в год). В проектном варианте эксплуатационный расход составляет 678.5 млн. тенге в год [4].

2.4 Математическая модель проектирования и управления нефтепроводами с учетом динамики их функционирования

Магистральные нефтепроводы являются объектами, характеризирующимися длительным сроком эксплуатации, нестабильными показателями годовых объемов перекачки, сложностью управлении. В связи с эти, при проектировании и управлении нефтепроводами возникает необходимость анализа и оценки вариантов, отличающихся сроками осуществления затрат с целью обоснованного планирования затрат, оправданных с точки зрения эффекта, ожидаемого в настоящее время и в будущем. Выбор начальной конфигурации нефтепровода и очередности осуществления мероприятий по увеличению его пропускной способности с учетом динамики капитальных вложений и нечеткости исходной информации является важной задачей.

Задача выбора оптимальных параметров нефтепровода с учетом динамики его функционирования формулируется следующим образом.

Имеется план трассы нефтепровода, связывающего нефтедобывающие узлы с группой нефтеперерабатывающих заводов и наливных станций. Данная трасса характеризуется инженерно-геологическими, топографическими показателями, протяженностью магистрали, станциями подогрева и перекачки нефти. Для каждого года расчетного периода известны количество перекачиваемых нефтей и их физико-химические свойства.

При математическом описании часто возникает проблемы нехватки достоверной статистической информации. В этом случае, недостающая информация дополняется за счет информации, полученной от специалистов-экспертов. Такая информация представляется как в виде оценочной количественной, так и в словесной, нечеткой форме. Нечеткая информация, как уже отмечалось, обрабатывается методами теории нечетких множеств.

Допустим, требуется определить оптимальную трассу и технологические параметры нефтепровода (диаметра труб, расстановку и режимные параметры насосных и тепловых станции), план мероприятий по увеличению его пропускной способности при заданных технико-экономических и технологических ограничениях, чтобы затраты на строительство, эксплуатацию и управлению трубопроводами в расчетном периоде были минимальными.

Приведем математическую формализацию данной задачи.

Пусть продолжительность планового периода составляет Т лет, N - количество видов нефтей в течение планового периода; тt - количество отводов в году t; тs - количество притоков в году t;  - производительность нефтепровода по j-му виду нефти в году   - сброс j-го вида нефти по i-тому отводу в году t; - подвод j-того вида нефти в k-м пункте  в году t; х0j,t- расчетная производительность нефтепровода по j-му продукту в году t; хijt - расчетный сброс j-го продукта по i-му отводу в году t; хkjt - расчетный подвод j-го продукта по k-му пункту в году t; - эксплуатационные расходы в году t при работе нефтепровода в режиме   если он рассчитан на режим

Пусть K1(0,х1) - стоимость строительства нефтепровода в расчете на режим x1; Kt+l(xt,xt+l) - капитальные вложения для осуществления наиболее экономического мероприятия по реконструкции трубопровода с режима xt в году t на режим хt+1 в гoдy t+1,

Тогда при наличии дополнительного ограничения  для всех t, и с учетом ограничений которые будет приведены далее, для задачи требуется найти такие режимы хt,  чтобы максимизировать функцию F:

 (38)

где η- коэффициент дисконтирования затрат во времени х0=0.

Таким образом, задача заключается в строительстве исходного варианте нефтепровода на режим х1 и проведение ежегодной реконструкции (при необходимости) трубопровода для того, чтобы обеспечить возможность его функционирования в режиме xt, .

Для выбора исходного варианта нефтепровода предлагается решить следующую задачу.

Задача проектирования трубопроводных систем по своей математической постановке является задачей многокритериальной оптимизации, решаемые на основе методов математического программирования. Вначале решается задача выбора оптимальных параметров, проектируемых нефтепроводов по критерию минимума приведенных затрат.

Перенумеруем на трассе нефтепровода возможные места сооружения насосно-перекачивающих станций (НПС) и станций подогрева нефти (СПН) числами 1,2,…,n и будем называть их дальнейшем вершинами.

Введем следующие обозначения: di - диаметр магистральной части на участке от вершин i до вершин i+1,  Pi,i+1(di)- потери давления на магистрали на участке от вершины i до i+1 при диаметре di,  ti,i+I - температура перекачиваемой нефти на участке от вершины i до i+ 1,

Пусть на выходе из вершины i имеется возможность выбора одного из si (si ≥ l) различных диаметров (di1, di2,..., dij,...,disi), т.е., dij - j-тый диаметр на выходе из вершины i, где .

Положим

Тогда на выходе из вершины i можно выбирать диаметр di такой, что

при условии

Это соотношение означает, что для каждой вершины можно выбирать только один диаметр из некоторого фиксированного набора.

Пусть

В вершине 1 полагается, что установлена Главная НПС, поэтому z1=1.

Обозначим - давление, развиваемые на нефтепроводной магистрали, на входе в вершину i, а - давление на выходе из вершины i. Пусть - давление, развиваемое на выходе из НПС, установленной на вершине i, - температура нефти на входе СПН, установленной на вершине i, R1i(ti) - температура на выходе СПН, установленной на вершине i, T(ti)- температура подогрева нефти СПН, установленной на вершине i, Ti,i+1(ti)- падение температуры на магистрали на участке от вершины i до i+1.

Тогда справедливы следующие рекуррентные соотношения:

 (39)

 (40)

 (41)

 (42)

 (43)

Из соотношений (39) - (43) следует, что если заданы функции F1,…, , R0i(ti),T(ti), а также zi,di,vi, то можно определить все P1i(zi,…,z1,di,…,d1), P0i(zi-1,…,di-1,…,d1) и R1i(ti) для

Технологические ограничения процесса перекачки нефтей по трубопроводу имеют следующий вид:

 (44)

Это ограничение означает, что давление на входе каждой вершины на магистрали нефтепровода должно быть не меньше некоторого заданного порогового значения H.

Температура перекачки нефти на выходе каждой СПН также ограничено (пороговым значением М):

2.5 Автоматизированные системы управления технологическим процессом магистральных нефтепроводов

До начала нефтяных операций и на весь их период Недропользователем должна быть создана система получения оперативной комплексной информации об изменениях, происходящих в природе, и характере влияния на нее проводимой хозяйственной деятельности - мониторинг, с целью применения мер по устранению и снижению негативного воздействия на окружающую природную среду и обеспечения экологической безопасности проведения нефтяных операций". Это значит, что необходимо применять такие системы управления трубопроводными системами, которые давали бы возможность собирать информацию о состоянии системы, контролировать состояние системы, управлять ее работой, прогнозировать работу системы в интересующих производственников ситуациях [5].

Особые сложности возникают при транспорте высоковязких и высокозастывающих нефти. Это связано с их физико-химическими особенностями, в частности с сильной зависимостью реологических характеристик от температурного режима эксплуатации.

Все работы, связанные с трубопроводным транспортом углеводородного, сырья делятся на две части: проектирование и эксплуатация. Пробелы, допущенные на стадии проектирования, на втором этапе, как правило, влекут за собой достаточно серьезные производственные и экологические проблемы. Попытаемся систематизировать работу, проведенную на каждом из двух этапов, и проследим взаимосвязи между ними. Начнем с этапа функционирования трубопроводной системы (см. рис. 4.) Это поможет сформулировать основные блоки работ, которые необходимо провести в разное время, и связь между этапом проектирования и этапом эксплуатации станет наглядной (рисунок 4).

Рисунок 4

Эксплуатация трубопровода сводится к следующему: управлению работой трубопровода и наблюдению за состоянием всех структур трубопровода и транспортируемого продукта, т. е. к мониторингу за состоянием всей системы.

Необходимо помнить, что управление работой трубопровода и наблюдение за состоянием структур системы находятся во взаимосвязи и выполнение каждой из них самостоятельно невозможно. Не имея информации о состоянии системы на интересующий момент времени, нельзя принимать решение о режимах работы трубопровода.

Мониторинг за состоянием трубопроводной системы включает в себя информацию о состоянии «железа» системы, резервуарных парков и транспортируемого продукта. Такая структура мониторинга позволяет иметь информацию о системе в целом, так как предполагается, что данные снимаются через заданные интервалы времени; их величина определяется производственной необходимостью.

Для проведения мониторинга состояния системы вдоль трассы нефтепровода располагаются промежуточные контрольно-измерительные пункты, на которых проводятся систематические замеры параметров транспортируемого продукта. Для сбора и передачи информации объект (нефтепровод) должен быть оснащен специальной системой электроники и телемеханики, с помощью которой информация передается на диспетчерский пункт.

Мониторинг окружающей среды предполагает сбор, хранение и обработку информации о состоянии окружающей среды, непосредственно прилежащей к трассам нефтепровода.

Управление работой трубопровода сводится к:

) контролю состоянием системы на основе мониторинга,

) собственно управлению трубопроводом, которое включает

расчет штатных тепловых и гидравлических. режимов работы, когда все параметры системы находятся в допустимых интервалах изменения,

обнаружение, анализ и ликвидацию предаварийных ситуаций,

ликвидацию аварийных ситуаций;

) долгосрочному или краткосрочному прогнозированию работы нефтепровода.

Предложенная схема эксплуатации представлена в виде блок-схемы на рисунке 4.

Неоднократно подчеркивалось, что современное промышленное производство представляет собой исключительно сложные системы, состояние которых определяется огромным количеством параметров. И человек-эксперт (а в нашем случае - диспетчер) уже не в состоянии обработать всю информацию: собрать воедино, проанализировать, сформулировать выводы и соответствующие рекомендации. Кроме того, всякое производство - динамическая система, показатели которой постоянно изменяются. Это сильно усложняет анализ состояния системы. Выход один - автоматизация функций анализа и выдачи рекомендаций, т. е. привлечение вычислительной техники.

Предложенная схема эксплуатации трубопроводной системы на уровне ее реализации превращается в мощный программный продукт, включающий в себя (см. рисунок 5)

базы данных состояния всех структур,

пакета прикладных компьютерных программ, реализующих функции управления работой трубопровода, причем структура пакета такова, что позволяет постоянно расширять перечень решаемых задач.

Рисунок 5

2.6 Структура системы управления объектами нефтеперекачивающих управлении на базе компьютерной техники

Программа WPScan.Exe может одновременно работать с несколькими узлами, т.е. обрабатывать информацию ОБД нескольких технологических объектов. Данная функция обеспечивается загрузкой нескольких *.DBW файлов. Программа WPScan.Exe является DDE-сервером с именем, определяемым именем *.INI-файла указанным в параметрах запуска программы WPScan.Exe. Данное свойство программы WPScan.Exe используется для обращения к ней за любыми данными из других приложений, в том числе и стандартных (MS Word, MS FoxPro, MS Excel), по стандартному DDE-протоколу.

Рисунок 6

Данное программное обеспечение предназначено для функционирования в среде MS Windows’98. Предполагается, что администратор системы уже выполнил установку Novell NetWare 3.x или 4.x, а также MS Windows’98. Структура комплекса технических средств АСУ ТП приведена ниже.

Рисунок 7

Диспетчерская рабочая станция (ДРС) должна быть подключена к сети Ethernet, включающую файловый сервер (ФС) Novell NetWare 4.x или выше. К диспетчерской рабочей станции через COM-порт подключен контроллер связи с УП КП-1 ТМ-120 (КТМ). В компьютере ДРС должны быть установлены три адаптера SVGA, например, типа ATI Xpert@Work, установленными в свободные PCI-слоты. Плату Ethernet устанавливают в свободный PCI-слот.

К этой же сети Ethernet может быть подключена рабочая станция печати (СПч), на которой выполняется программное обеспечение формирования сводок, просмотра дневников диспетчера, настройки технологических режимов трубопровода. К станции печати подключены матричный принтер (один), совместимые со стандартом EPSON FX-1170 и лазерный или струйный. Один из принтеров (матричный) средствами MS Windows (разделяемый принтер на станции печати) используется для печати сообщений со стороны диспетчерской рабочей станции. Второй принтер (лазерный или струйный) используется для автоматической печати сводок, если они есть, и печати графиков изменения параметров [12].

2.7 Формализация задач управления процессами транспортировки нефти по трубопроводам и разработка методов их решения

В этом разделе рассмотрим пример формализации и решения задач управления технологическими агрегатами и процессами транспортировки нефти по магистральным трубопроводам. Проблему управления ими, в зависимости от доступности исходной информации, можно формализовать по разному. Например, в случаях детерминированности, задача формализуется в виде задач аналитической оптимизации, если, исходная информация характеризуется случайностью, то формализуются задача оптимизации на основе вероятностных методов.

Пусть f(x) = f1(x),…, fm(x) вектор критериев, оценивающий качество работа технологического комплекса нефтепроводной системы. Например, f1(x), f2(x), …, fl(x) - соответственно, объем перекачки, производительность, прибыль и т.д.; fl+1(x),…,fm(x) - качественные показатели, fk+1(x), fk+2(x),…, fm(x) - локальные критерии оценок экологической безопасности, например, затраты на природоохранные мероприятия, ущерб от загрязнения окружающей среды нефтью, нефтепродуктами и отходами транспортировки и т.д.

Каждый из m критериев зависит от вектора n параметров (управляющих воздействий, режимных параметров) x = (x1,…,xn), например: температуры и давления; реологические свойства сырья, расхода реагентов, и т.д. На практике всегда имеются различные ограничения (экономические, технологические, финансовые, экологические), которые можно описать некоторыми функциями - ограничениями jq ³ bq, q = . Режимные, управляющие параметры также имеют свои интервалы изменения, задаваемые технологическим регламентом установки, требованиями природоохранных мероприятий: xjÎW = [xjmin, xjmax] - нижний и верхний пределы изменения параметра xj. Эти ограничения могут быть нечеткими (). Требуется выбрать наиболее эффективное (оптимальное) решение - режим работы технологического комплекса магистрального нефтепровода, обеспечивающее экстремальное значение вектора критериев при выполнении заданных ограничений и учитывающее предпочтения ограничения ЛПР.

Формализуем задачу управления объектом исследования в условиях неопределенности нечеткости исходной информации. Пусть имеется один нормализованный критерий вида - m0(х) и L ограничений вида с нечеткими инструкциями - fq(x) >~bq, q = 1,…,L. Предположим, что функции принадлежности выполнения ограничений mq(х) для каждого ограничения построены в результате диалога с ЛПР, специалистами-экспертами. Пусть известны, либо ряд приоритета I = {1,…,L}, либо весовой вектор b = (b1,…,bL) для ограничений, отражающий взаимную важность ограничений на момент постановки задачи управления.

Тогда в общем виде задачу управления:m0(х), ÎX

при условиях fq(х)>~bq, q = 1,L

можно записать:m0(х), ÎX= {x: arg max mq(х), q = 1,L} ÎW

Данная постановка задачи управления в виде нечеткого математического программирования (НМП) при четкой целевой функции и нечетких ограничениях с нечеткой инструкцией отражает стремление максимизировать целевую функцию, полностью удовлетворив требованиям ограничений. Если допустить, что все функции принадлежности нормальные, то постановка задачи НМП примет вид:

m0(х), ÎX= {x: xÎW L mq(х) = 1, q = 1,L}

т.е. получается четкая (обычная) задача математического программирования с максимизацией целевой функции на четком множестве Х. Данная задача решается обычными методами математического программирования.

На практике возможно ситуация, когда множество Х является пустым из-за отсутствия альтернативы х, удовлетворяющей одновременно всем ограничениям и, следовательно, задача не имеет решения. В этом случае следует отказаться от четкого решения исходной нечеткой задачи и, воспользовавшись нечеткостью ограничений, постановить задачи математического программирования, учитывающие эти нечеткости.

В этом случае из-за невозможности удовлетворить всем критериальным ограничениям одновременно приходится использовать компромиссные схемы учета требований различных критериальных ограничений. Воспользуемся идеями и схемами компромиссов, заложенными в прямые методы многокритериальной оценки альтернатив, для постановки задач НМП и определения решений этих задач.

Вначале сведем исходную задачу максимизации целевой функции на точках паретовского множества, образованного ограничениями:

max m0(х), (45)ÎXL= {x: arg max å bqmq(х) L å bq = 1 L bq ³ 0 q = 1,L} (46)ÎW q=1 q=1

Решение данной задачи зависит от весового вектора b и состоит из вектора управлений (независимых переменных), значений целевой функции и набора значений ограничений.

Приведем описания алгоритма решения данной задачи.

Алгоритм ПМ-1.

Задать pq, q = 1,..,L - число шагов по каждой q-ой координате.

Определить hq = 1/pq, q = 1,…,L - величины шагов для изменения координат весового вектора b.

Построить набор весовых векторов b1, b2,…,bN, N = (p1 + 1)(p1 + 1) … (pL + 1), варьированием координат на отрезках [0,1] с шагом hq.

На основе информации, получаемой от ЛПР, специалистов-экспертов определить терм-множество нечетких параметров и для каждого ограничения построить функций принадлежности выполнения ограничений mq(х), q = 1,..,L

Решить N задач (45)-(46) при bi, i = 1,…,N и определить решения: x*(bi), m0(x*(bi)), m1(x*(bi)),…, mL(x*(bi))

Решения предъявить ЛПР для выбора лучших.

В случае затруднений в выполнении последнего пункта предлагается организовать диалоговую процедуру, которая позволяет от ЛПР получить дополнительную информацию об его предпочтениях, существенно сужающую исходное множество решений.

Рассмотрим ситуацию, когда приходится ставить задачу нечеткого математического программирования при наличии нескольких целевых функций (критериев) - производственная ситуация 2: m(х) = (m01(х),…, m0m(х)), известном ряде приоритета I = {1,…,m} или известном весовом векторе взаимной важности целевых функций (локальных критериев) g = (g1,…,gm), gi ³ 0, i = 1,m, g1 + g2 + … + gm = 1. Тогда можно привести следующую постановку многокритериальной задачи НМП:

m0i(х), i = 1,m ÎW

Задача в такой постановке редко имеет решение, так как требует, чтобы m целевых функций достигали максимума в одной точке.

Универсальным выходом в этом случае является построение паретовского множества и выбор ЛПР из этого множества наилучшего решения:

m0(х), (47)ÎW

m0(х) = å gi mqi(x). (48)=1

Алгоритм решения задачи (47)-(48) состоит из следующих основных пунктов.

Алгоритм ПМ-2.

На основе экспертной оценки определить значений весового вектора, оценивающие взаимную важность локальных критериев (целевых функций) g = (g1,…,gm), gi ³ 0, i = 1,m, g1 + g2 + … + gm = 1.

Если m0i(х), i = 1,m и/или g - определена нечетко, для них построить терм-множество и функции принадлежности.

Решить задачу (47)-(48):

m0(х) = max å gi mqi(x).ÎW xÎW i=1

и для различных значений весового вектора определить набор решения x*(g), m01(x*(g)), …, m0ь(x*(g)).

Полученный набор решения предъявить ЛПР для анализа и выбора лучших.

Аналогично приведенным постановкам задач на основе различных компромиссных схем ПР можно привести соответствующие постановки многокритериальных задач НМП и предложить алгоритмы их решения.

Более общий случай постановок задач НМП при нескольких критериях и нескольких ограничениях с использованием приведенных приемов и принципов сводится к уже рассмотренным постановкам задач. При этом можно выделить два подхода.

Первый состоит в использовании для ограничений приемов построения допустимого множества с разными принципами оптимальности, например (13)-(14) и т.д. и проблема постановки задач НМП при нескольких целевых функциях решается с использованием принципов оптимальности, например (15)-(16), и т.д., максимизацией целевых функции (локальных критериев) на полученном допустимом множестве

Второй подход состоит в рассмотрении части целевых функций как ограничений и затем в применении для этого варианта первого подхода к постановкам задач НМП.

Формализуем многокритериальные задачи оптимизации с несколькими ограничениями, возникающие при оптимизации и управлении технологическими объектами транспортировки нефти по трубопроводам, с учетом экологических требований.

Пусть m0(x) = (m01(x),…, (m0m(x)) - нормализованный вектор критериев - (fi(x), i=), оценивающий эффективность решения (экономико-экологический показатель объекта). Допустим, что для каждого ограничения jq(x)  bq, q =  построена функция принадлежности его выполнения mq(x) q = . Известен либо ряд приоритетов для локальных критериев Ik = {1,…,m} и ограничений Ir = {1,…,L}, либо весовой вектор, отражающий взаимную важность критериев (g = (g1, …,gm)) и ограничений (b = (b1,…,bL)).

Тогда, например, на основе идеи метода главного критерия и принципа равенства общую задачу НМП с несколькими критериями и ограничениями:

m0i(x), i = ÎX= {x: arg max mq(x), q = },ÎW

можно записать в следующей постановке:

m01(x), (49)ÎX= {x: xÎWLarg (m0i(x)³mri)Larg(b1m1i(x)=b2m2i(x)=…=bLmLi(x), i= (50)

где L - логический знак «и», требующий, чтобы все связываемые им утверждения были истинны, mri - граничные значения для локальных критериев m0i(х), i= задаваемые ЛПР.

Меняя mri и вектор важности ограничений b = (b1,…,bL), получаем семейство решений задачи (49)-(50) и x*(mr, b). Выбор наилучшего решения можно осуществлять на основе диалога с ЛПР.

Для решения многокритериальной задачи НМП (49) -(50) предлагаем следующий диалоговый алгоритм.

Алгоритм ГК-ПР:

Задается ряд приоритета для локальных критериев Ik = {1,…,m} (главный критерий должен иметь приоритет 1) и вводится значение весового вектора ограничений b = (b1,…,bL), обеспечивающее b1m1i(x) = b2m2i(x) = … = bLmLi(x),

ЛПР назначаются граничные значения (ограничения) локальных критериев mri, i=.

Определяется терм-множество и строятся функции принадлежности выполнения ограничений mq(x), q = .

Максимизируется главный критерий (49) на множестве Х (50), определяются решения: x*(mri,b), m01(x*(mri,b)),…, m0m(x*(mri,b)); m1(x*(mri,b)),…, mL(x*(mri, b)), i=.

Решение предъявляются ЛПР. Если текущие результаты не удовлетворяют ЛПР, то им назначаются новые значения mRi,), i= и (или) корректируются значения b, и осуществляется возврат к пункту 3. Иначе, перейти к пункту 6.

Поиск решения прекращается, выводятся результаты окончательного выбора ЛПР: значения вектора управления x*(mri,b); значения локальных критериев m01(x*(mri,b)),…, m0m(x*(mri,b)) и степень выполнения ограничений m1(x*(mri,b)),…, mL(x*(mri, b)).

Эти и другие алгоритмы решения многокритериальных задач нечеткого математического программирования, основанные на различных компромиссных схемах принятия решений, составляют основу программно-алгоритмического обеспечения информационных систем управления производственными объектами нефтегазового производства.

3. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

.1 Расчет экономического эффекта от внедрения компьютерной системы управления в магистральные нефтепроводы

Расчет экономической эффективности от внедрения в магистральные нефтепроводы методов математического моделирования и управления на базе компьютерной технологии выполняется на основе существующей методики.

Эффективность компьютерной системы оптимизации на базе математических моделей технологических агрегатов магистрального нефтепровода обеспечивается за счет следующих факторов:

Применение современных математических методов повышения качество работы установки;

Формализация и решения задач управления (с учетом нечеткости исходной информации), позволяющие более адекватно описывать производственные ситуации и решать возникающие проблемы;

Рациональное распределение функции между пользователем (производственный персонал) и компьютером

Эффективное использование возможности современных компьютерных систем;

Регулярный контроль основных параметров технологического процесса на основе получения различной информации о состоянии агрегатов, запасов сырья и т.д.;

Расчет годового экономического эффекта от внедрения компьютерной системы управления в магистральные нефтепроводы Узень-Атырау.

Значение годового экономического эффекта определяется согласно существующей методике по следующей формуле:

Эгод = ((А2 - А1)/А1)*П1 + ((С1-С2)/100) А2 - ЕНКД,

где ((А2 - А1)/А1)*П1 + ((С1-С2)/100) А2 = Эгод.п - годовой прирост прибыли (годовая экономия), тыс.тенге;

А1, А2 - годовой объем реализуемой продукции до и после внедрения компьютерной системы оптимизации, тыс.тенге. Для Атырауского нефтепроводного управления А1 = 95440;

С1, С2 - затраты на тенге перекачиваемой продукции до и после внедрения экспертной системы, тыс.тенге;

П1 - прибыль от перекачиваемой продукции до внедрения системы, тыс.тенге;

Ен - нормативный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений в отрасли (Ен = 0.15);

КД - затраты, связанные с созданием и внедрением системы (капитальные вложения), тыс.тенге.

Каждое слагаемое годового экономического эффекта Эгод определяется отдельно:

Расчет годового прироста прибыли за счет роста объема перекачиваемой продукции: Эгод.v. = (А2 - А1)/А1) П1 = ((96030-95440)/ 95440) 8400 = 0.0213 × 8400 = 178.92 тыс.тенге.

Для расчета Эгод.v. предварительно определены: А2 = g×А1 = ((100 -В2)/(100 - В1))×А1 = ((100 - 7.01)/(100 - 8.95)) ×76500) = 1.02 × 76500 = 96030 тыс.тенге,

где g - коэффициент роста перекачиваемой продукции;

В1, В2 - внутрисменные потери рабочего времени до и после внедрения системы, %.

П1 = А1 - С = 95440 - 86040 = 8400 тыс.тенге (С - себестоимость годового выпуска продукции, данные завода). В дальнейшем для расчета используем данные Атырауского нефтепроводного управления.

Расчет годового прироста прибыли за счет снижение издержек производства:

Эгод.с. = (С1-С2)/100)×А2 =((89-87)/100)×98030 = 1560.6 тыс.тенге

где С1 = С/А1 = (68100/95440)×100 = 0.89×100 = 89 тиын,

С2 = Сс/А2 = (67211.449/78030)×100 = 0.86×100 = 87 тиын.

Здесь себестоимость перекачиваемой продукции после внедрения ЭС Сс, определяется по следующей формуле:

Сс = Сsс + Сtс + Зс + Собсс + Сцс + Свнс + Спрс + Сэксс.

Произведем расчет слагаемых Сс:

Сsc = Cs×g(1-a) = 53000×1.02×(1 - 0.0033) = 53881.602 тыс.тенге,

где Сsc, Сs соответственно затраты на сырье и материалы при функционировании системы и до внедрения ее;

a - коэффициент, характеризующий возможное сокращение расходов на сырье после внедрения экспертной системы;

Сtс = Сt g(1 - bt) = 4985×1.02×(1-0.001) = 5079.615 тыс.тенге,×

где Сtс, Сt - соответственно, затраты на топливо и энергии после и до внедрения ЭС; bt - коэффициент, характеризующий возможное сокращение затраты на топливо и энергию на технологические цели;

Зс = (З - DЗдс)×[1 + a × (g - 1)] = (495 - 0.75) × [1 + 0.61 × (1.02 - 1)] = 494.25 ×1.0122 = 500.279 тыс.тенге,

где Зс, З - соответственно, основная и дополнительная зар.плата производственных рабочих с отчислением на соц.страхование после и до внедрения системы, тыс.тенге, DЗд = 0.75 - сокращение доплат за сверхурочные работы (5% от общей суммы доплат без системы), a - коэффициент соотношение темпов прироста средней зар.платы и темпов прироста производительности труда;

Собсс = Собс.vc + Cобс.сс = Собс.v ×g + Cобс.с = 4700.25 × 1.02 + 560.5 = 4794.255 + 560.5 = 6354.455 тыс.тенге,

где Собсс, Собс.vc, Собсс - соответственно, общая, условно-переменная и условно-постоянная часть расходов на содержание и эксплуатацию оборудования после внедрения системы, тыс.тенге; Собс.vc, Собс.с - условно-переменная и условно-постоянная часть предыдущих характеристик до внедрения системы;

Сцс = Сц[1 + (g - 1)×Дц] = 380.5×[1+(1.02 - 1)×0.3] = 380.5 × 1.006 = 382.783 тыс.тенге,

где Сцс, Сц - цеховые расходы после и до внедрения системы; Дц - коэффициент зависимости прироста цеховых расходов от прироста объема производства;

Свнс = Свн×g = 305.015 ×1.02 = 311.115 тыс.тенге,

где Свнс, Свн - внепроизводственные расходы при функционировании системы до и до ее внедрения; Спрс = Спр = 445.500 тыс.тенге,

где Спрс, Спр - прочие производственные расходы после и до внедрения системы;

Сэксс = Сэкс + Сээ = 245 + 11.10 = 256.1 тыс.тенге,

где Сэксс - общая величина затрат на содержание системы, тыс.тенге; Сэкс - годовые расходы на эксплуатации системы; Сээ - затраты на электроэнергию, потребляемую техническими средствами системы. Таким образом, себестоимость перекачиваемой продукции после внедрения системы Сс равно:

Сс = Сsc + Ctc + Зс + Собсс + Сцс + Свнс + Спрс + Сэксс = 53881.602 + 5079.615 + 500.279 + 6354.455 + 382.783 + 311.115 + 445.500 + 256.1 = 67211.449 тыс.тенге.

Вычисляем КД - затраты, связанные с созданием и внедрением компьютерной системы оптимизации, т.е. капитальные вложения:

КД = КН + Кпс = 500 + 450 = 950 тыс.тенге,

где Кн - затраты на проведение исследований для создания системы; Кпс - затраты на приобретение, монтаж и наладки, связанные с созданием экспертной системы.

Таким образом, используя результатов расчета п.1, 2 и 3 по формуле расчета годового экономического эффекта определим ожидаемое значение годового экономического эффекта:

Эгод = ((А2 - А1)/А1)×П1 + ((С1 - С2)/100)×А2 - Ен×КД = Эгод.v + Эгод.с - ЕН×КД = 178.92 + 1560.60 - 0.15×950 = 1685.5 тыс.тенге.

4. РАЗДЕЛ ОХРАНЫ ТРУДА И ЭКОЛОГИИ

Под окружающей природной средой (окружающей средой) понимается вся совокупность природных элементов и их комплексов в зоне расположения резервуаров МН и прилегающих к ней территорий.

В соответствии с Законом Республики Казахстан «Об охране окружающей среды», вопросы охраны окружающей среды при эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов решаются как комплексная задача, обеспечивающая сочетание экологических и экономических интересов.

Охрана окружающей среды при эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз состоит в:

соблюдении действующих стандартов, норм и правил в области охраны окружающей среды;

контроле степени загрязнения атмосферы, воды и почвы нефтью;

контроле за утилизацией и своевременным удалением с территории твердых отходов;

своевременной ликвидации последствий загрязнения окружающей среды;

рациональном использовании природных ресурсов (определение ущерба, причиняемого окружающей среде; осуществление мероприятий по сокращению потерь нефти; плата за загрязнение окружающей природной среды).

Работы по охране окружающей среды при эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов должны проводиться в рамках единой для всей Республики Казахстан системы правовых, нормативных, инструктивных и методических документов с учетом региональной специфики.

Плата за загрязнение окружающей природной среды взимается в соответствии с Законом Республики Казахстан «Об охране окружающей среды» и другими нормативными правовыми актами.

Внесение платы за загрязнение окружающей природной среды не освобождает природопользователей от выполнения мероприятий по охране окружающей среды и рациональному использованию природных ресурсов, а также от возмещения в полном объеме вреда, причиненного окружающей природной среде, здоровью и имуществу граждан, народному хозяйству в соответствии с действующим законодательством [27].

4.1 Взрывопожаробезопасность резервуаров, резервуарного оборудования и систем защиты

нефтепровод управление резервуарный оборудование

Оборудование, используемое в резервуарах и резервуарных парках, должно быть взрывозащищенного исполнения согласно ГОСТ 12.1.018, ГОСТ 22782.0

Состояние оборудования резервуаров необходимо систематически проверять в соответствии с инструкциями по эксплуатации.

Должен быть установлен постоянный контроль за герметичностью резервуаров и резервуарного оборудования. Обнаруженные неисправности должны немедленно устраняться.

Техническое обслуживание и ремонт дыхательных клапанов, вентиляционных патрубков, огневых предохранителей, люков и др. оборудования проводить лишь после прекращения сливо-наливных операций в резервуаре. При техническом обслуживании и ремонте резервуаров и резервуарного оборудования необходимо пользоваться омедненным инструментом или приспособлением, исключающим искрообразование. По условиям пожарной безопасности заземляющие устройства для защиты от статического электричества могут объединяться с устройствами заземления молниезащиты или защитного заземления электрооборудования.

Наземную часть заземляющих устройств следует окрашивать масляной краской в черный цвет с красными поперечными полосами. Контактные поверхности не окрашиваются.

Ежегодно перед наступлением грозового сезона (в марте, апреле) необходимо осмотреть состояние наземных элементов молниезащиты (молниеприемников, токоотводов), обращая внимание на места соединения токоведущих элементов.

Недопустимо в грозовой сезон оставлять молниеприемник без надежного соединения с токоотводом и заземлителем. После каждой грозы или сильного ветра все устройства молниезащиты должны быть осмотрены, и повреждения немедленно устранены.

Запрещается эксплуатировать резервуары при наличии в них посторонних плавающих предметов, способствующих скоплению зарядов статического электричества. Ни на одной из деталей оборудования внутри резервуара не должен накапливаться заряд статического электричества, способный вызвать образование искры.

Все металлические детали внутри резервуара должны иметь тот же потенциал, что и корпус резервуара, а удельное объемное электрическое сопротивление материала не должно превышать 105 Ом.

Места отбора проб и измерения уровня нефти в резервуарах должны иметь достаточное освещение. При отборе проб в неосвещенных местах следует пользоваться переносными светильниками во взрывозащищенном исполнении. Переносные светильники включают и выключают заземляным валом или ограждением резервуарного парка. Применение карманных фонарей запрещается.

Используемые средства измерения уровня и отбора проб или их элементы, располагаемые во взрывоопасной зоне резервуара, должны быть взрывозащищенного исполнения согласно ГОСТ 22782.0.

Пробоотборник должен иметь токопроводящий медный тросик, один конец которого припаивается к корпусу пробоотборника, а на другом имеется наконечник под болт МI0. Болт с гайкой - барашком приваривается к ограждению заземлённого резервуара. Перед отбором проб пробоотборник должен быть заземлен.

4.2 Система защиты резервуаров от коррозии

Резервуары подвержены атмосферной коррозии (наружная поверхность), воздействию со стороны агрессивных компонентов хранимой нефти (внутренняя коррозия), почвенной коррозии (днище резервуаров).

Различают пассивный и активный способы защиты резервуаров от коррозии. К пассивным методам защиты относят нанесение лакокрасочных и металлизационных покрытий, к активному - применение электрохимической защиты.

Для защиты наружной поверхности резервуаров от атмосферной коррозии используют окрашивание алюминиевой краской или эмалью.

Для защиты наружной поверхности днища от почвенной коррозии применяют электрохимзащиту.

Защиту внутренних поверхностей стальных конструкций резервуаров осуществляют в зависимости от степени агрессивного воздействия нефти на элементы конструкций, которая принимается в соответствии с таблицей 4. Рекомендуемые методы защиты от коррозии металлических конструкций в зависимости от агрессивности среды приведены в таблице 5 (где t - толщина воздуха, скорости ветра для данного климатического района.

При экстремальных условиях (обледенение, туман и т.п.) про водить работы на высоте (отбор проб, измерение уровня ручным способом и т.п.) в резервуарах и резервуарных парках допускается при выполнении дополнительных мер безопасности (наличие дублёра, дополнительное освещение, применение предохранительных поясов, песка для устранения скольжения и других мер).

Во время грозы приближаться к молниеотводам и резервуарам ближе чем на 4 м запрещается, о чем должны быть вывешены предупредительные надписи у входа в резервуарный парк, около резервуаров или у отдельно стоящего молниеотвода.

При авариях и отказах в резервуарах и резервуарных парках действия персонала регламентируются планом ликвидации возможных аварий (ПЛА) и отказов, разрабатываемым на каждой ипс. Требования к содержанию, порядок согласования и утверждения ПЛА для резервуаров и резервуарных парков представлены в Приложении 16.

Ликвидация пожара проводится в соответствии с оперативным планом тушения пожара.

4.3 Планы ликвидации возможных аварий и аварийных утечек нефти в резервуарных парках

Резервуарные парки магистральных нефтепроводов являются наиболее промышленно - опасными объектами магистральных нефтепроводов.

Опасность резервуарных парков резко возрастает при истечении нефти в результате полного разрушения или частичного повреждения резервуаров, трубопроводов, оборудования и устройств, а также аварийных утечках без признаков разрушения и повреждения.

При возникновении аварий или аварийных утечек нефти эксплуатационный персонал соответствующих перекачивающих, наливных станций, нефтебаз и филиалов должен действовать в соответствии с планом ликвидации возможных аварий и аварийных утечек, разработанным заранее для каждого конкретного резервуарного парка.

В целом, планом должны определяться обязанности и порядок действия ответственных должностных лиц и персонала станций, нефтебаз, филиалов (управлений), позволяющие более оперативно и организованно принять экстренные меры по предотвращению развития аварий, уменьшению истечения и разлива нефти, обеспечению безопасности станций, нефтебаз, соседних объектов и жилых поселков, защите окружающей среды, а также проведению ремонтных работ для обеспечения дальнейшей эксплуатации резервуарного парка.

План ликвидации аварий должен содержать перечень возможных аварий и аварийных утечек, мест их возникновения, сценарии возможного развития аварий и их последствия, меры по снижению опасности, прежде всего для жизни людей.

План ликвидации возможных аварий и аварийных утечек должен содержать:

оперативную часть;

техническую часть;

порядок взаимодействия с другими предприятиями и организациями по ликвидации аварий и их последствий.

В оперативной части плана должны быть предусмотрены все виды возможных аварий и аварийных утечек, возможное развитие аварий и их последствия, определены мероприятия по спасению людей и ликвидации аварии и аварийных утечек; способы оповещения об аварии (сирена, световая сигнализация, громкоговорящая связь, телефон и др.), список лиц, имеющих право на оповещение, пути вывода людей из опасных мест и участков в зависимости от характера аварии.

В плане должны быть представлены:

распределение обязанностей между отдельными лицами и службами, участвующими в ликвидации аварий и аварийных утечек, и порядок их взаимодействия; списки, адреса, телефоны должностных лиц, которые должны быть извещены об аварии и аварийных утечках;

генплан и технологическая схема нефтеперекачивающей станции, наливного пункта и нефтебазы;

необходимость и последовательность выключения электроэнергии и отключения электросетей, остановки оборудования, прекращения тех или иных видов работ в зоне разлива нефти и распространения паров нефти;

перечень организаций, предприятий, хозяйств, жилых поселков, а также порядок их оповещения о возможном распространении разлившейся при аварии нефти и о границах вероятной взрыво- и пожароопасной зоны с целью принятия мер по предотвращению пожаров и взрывов, а, при необходимости, и эвакуации работников и населения;

порядок выставления на путях подхода (подъезда) к опасным местам постов для контроля за пропуском людей и техники в загазованную и опасную зону;

первоочередные действия персонала станций, нефтебаз, филиалов по предотвращению, предупреждению развития аварий и их осложнений;

перечень мероприятий по предупреждению тяжелых последствий аварий;

порядок взаимодействия с газоспасательными, пожарными и другими специализированными службами;

способы ликвидации аварий в начальной стадии. Техническая часть пла'на должна содержать:

виды возможных аварий и аварийных утечек, привязанных к конкретному резервуару или группе резервуаров;

мероприятия по предотвращению дальнейшего разлива и загорания нефти;

мероприятия по очистке загрязненной территории от разлитой нефти в зоне производства ремонтных работ;

мероприятия по подготовке резервуаров и их дефектных мест к ремонтным работам;

перечень технических средств и материалов в зависимости от характера аварий, аварийных утечек с указанием места их складирования, хранения; методы ликвидации аварий и аварийных утечек;

мероприятия по обследованию состояния резервуаров и его оборудования после ликвидации аварии, аварийных утечек и устранения выявленных недостатков;

мероприятия по сбору и утилизации нефти, а также по ликвидации последствий разлива нефти.

Порядок взаимодействия с другими предприятиями и организациями по ликвидации возможных аварий, аварийных утечек и их последствий должен отражать:

перечень предприятий и организаций, привлекаемых к ликвидации возможных аварий, аварийных утечек и их последствий, номера телефонов должностных лиц, которые должны быть извещены об авариях и аварийных утечках;

виды работ и их этапы, которые надлежит выполнять привлекаемым предприятиям и организациям;

перечень технических средств и специалистов, которые должны быть выделены привлекаемыми предприятиями и организациями в соответствии с договором или договоренностью с ними.

План ликвидации возможных аварий и аварийных утечек разрабатывается и пересматривается в филиалах комиссией в составе начальника отдела эксплуатации, старшего диспетчера, главного механика, главного энергетика, инженера по технике безопасности представителей ПТУС и пожарной охраны, начальника (директора) или заместителя начальника (директора) НПС (нефтебазы) и утверждается главным инженером филиала.

План ликвидации возможных аварий и аварийных утечек должен утверждаться при наличии актов проверки: состояния систем контроля технологического процесса;

исправности аварийной сигнализации, связи, аварийного освещения;

наличия и исправности средств для спасения людей, противопожарного оборудования и технических средств для ликвидации аварии в начальной стадии.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном дипломном проекте исследованы и решены вопросы разработки компьютерной системы управления технологическим комплексом магистральных нефтепроводов. Более подробно рассмотрены задачи проектирования и управления технологическим комплексом магистральных нефтепроводов, включая при этом проблем многокритериальности и нечеткости исходной информации.

К основным результатам, полученные при выполнении работы, относятся: результаты анализа и исследования комплекса магистральных нефтепроводов и задач управления ими; описание компьютерной системы управления промышленными технологическими комплексами; методика проектирования и разработки компьютерных систем управления технологическим комплексом; формализация задач возникающих при управлении нефтеперекачивающих предприятий; разработка математического описания основных агрегатов магистрального нефтепровода; математическая модель проектирования и управления нефтепроводами с учетом динамики их функционирования; описание автоматизированной системы управления технологическим процессом магистральных нефтепроводов; предложенная структура системы управления объектами нефтеперекачивающих управлении на базе компьютерной техники; формализация задач управления процессами транспортировки нефти по трубопроводам и разработка методов их решения.

Произведен расчет экономического эффекта от внедрения компьютерной системы управления в магистральные нефтепроводы. Ожидаемое значение годового экономического эффекта от внедрения компьютерной системы управления в технологические комплекса магистрального нефтепровода составляет 1685.5 тыс.тенге.

Рассмотрены вопросы взрывопожаробезопасности резервуаров, резервуарного оборудования и систем защиты; система защиты резервуаров от коррозии, а также планы ликвидации возможных аварий и аварийных утечек нефти в резервуарных парках.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1.     Борисов В.В. Управление магистральными трубопроводами. - М.: Недра, 1979.

2.       Бородавкин П.П., Ким Б.И. Охрана окружающей среды при строительстве и эксплуатации магистральных трубопроводов. - М.: Недра, 1981.

.         Капустин К.Я., Камышев М.А. Строительство морских трубопроводов. -М.: Недра, 1982.

.         Кесельман Т.С., Махмудбеков Э.А. Защита окружающей среды при добыче, транспорте и хранении нефти и газа. - М.: Недра, 1981. - 256 с.

.         Панов Г.Н., Петряшин Л.В., Лысяный Г.Н. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра,1986. -250 с.

.         Надиров Н.К. Нефть и газ Казахстана. Ч.1 и 2. - Алматы: Гылым, 1995. -320 с.

.         Надиров Н.К., Каширский А.И., Хуторной В.В., Уразгалиев Б.У. Техника и технология нефтепроводного транспорта. - Алма-Ата, 1983. -200 с.

.         Конаев Э.Н., Надиров Н.К.. Трубопроводный транспорт Казахстана и перспективы его развития.,,Нефть и газ, №2, 2001, - С. 73 - 81.

.         Лукьянов А.Т., Нестеренкова Л.А. Оптимизация неизотермического течения нефти в недогруженном трубопроводе. //Математическое моделирование явлений переноса. - Алма-Ата: 1987. - С. 43-48.

.         Лукьянов А.Т., Неронов Б.С., Нестеренкова Л.А., Канзина М.Э. Программный комплекс «Расчет стационарных режимов работы нефтепровода Узень-Гурьев. //Алгоритмы и программы. Информ. бюллетень, 1983. №4 (55). С. 55. Рег. № 11006287.

.         Сериков Т.П., Тазабеков М.Н., Оразбаев Б.Б. Подходы к моделированию и решению задач проектирования магистральных трубопроводов // Нефть и газ. - Алматы: №4, 1998. - С. 108-114.

.         Нургалиева М.А. Магистральные нефтепроводы Западного Казахстана//Энергетика и топливные ресурсы Казахстана. 1993, №1. - С. 36-38.

.         Бишимбаев В, Сериков Ф., Оразбаев Б. Проблемы и пути обеспечения экологической безопасности при освоении нефтегазовых месторождений Каспийского шельфа//Поиск, №1, 1999, - С. 36-42.

.         Панов Г.Е., Старикова Г.В., Вишневская В.В. и др. Охрана окружающей среды в нефтяной и газовой промышленности. - М.: МИНХиГП им. Губкина, 1982. ч. II.

.         Оразбаев Б.Б., Тазабеков М.Н. Подходы к решению задач проектирования и управления нефтепроводными системами на базе ПЭВМ. //Материалы II казахстанско-российской научно-практической конференции «Мат. моделирование научно-технологических и экологических проблем в нефтегазовой промышленности». - Алматы, КазГУ им. Аль-Фараби, 1998. - С. 140-141.

.         Рыков А.С., Оразбаев Б.Б. Задачи и методы принятия решений. Многокритериальный нечеткий выбор. - М.: МИСиС, 1995. -124 с.

.         Оразбаев Б.Б. Математические методы оптимального планирования и управления производством. Алматы Гылым, 2000.

.         Алиев Р.А., Церковный А.Э., Мамедова Г.А. Управление производством при нечеткой исходной информации М.: Энергоатомиздат, 1991.

.         Спицнадель В.Н. Теория и практика принятия оптимальных решений Санкт-Петербург, Бизнес-пресса 2002.

.         Рыков А.С. Поисковая оптимизация. Методы деформируемых конфигураций.- М.: Наука, 1993.

.         Теория прогнозирования и принятия решений // Под редакцией Саркисяна С.А. М.: Высшая школа, 1997.

.         Кафаров В.В. Методы кибернетики в химии и химической технологии М.: Химия, 1971.

.         Зайченко Ю.П. Исследование операций: нечеткая оптимизация. -Киев: Высшая школа, 1991.

.         Бакаев А.А., Росина Н.И., и др. Опыт применения математических методов и ЭВМ при проектировании нефтепроводов. Тематический обзор, М.: 1973.

.         Зыков В.В. Математическое моделирование и оптимизация процессов сбора, подготовки и транспортировки нефти и газа. - Тюмень, 1990.

.         Бешелов С.Д., Гурвич Ф.Г. Математико-статистические методы экспертных оценок. - М.: Статистика, 1980.

.         Ларичев О.И., Мечитов А.И., Мошкович Г.М., Дуремс Г.М. Выявление экспертных знаний (процедуры и рекомендации) - М.: Наука, 1989.

.         Рыков А.С. Оразбаев Б.Б. Применение методов нечеткого математического программирования при оптимизации режимов работы технологических схем. // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности - М.: 1996 №1, С. 15-20.

.         Мельцер М.И. Диалоговое управление производством. - М.: Финансы и статистика, 1983.

.         Оразбаев Б.Б. Интеллектуальные системы принятия решений для управления технологическими объектами при дефиците информации // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: 1994, № 6-7, С. 12-13.

.         Орлов А.И. Экспертные оценки в задачах управления Сборник трудов. - М.: Институт проблем управления, 1982. - С. 58-66.

.         Орлов А.И. Прикладной многомерный статистический анализ. - М.:Наука,1978. - С. 68-138.

.         Орлов А.И. Алгоритмы многомерного статистического анализа и их применения. - М.: ЦЭМИ АН СССР, 1975. - С. 169-175.

.         Киселев Н.И. Алгоритмическое и программное обеспечение прикладного статистического анализа. - М.: Наука, 1980. - С. 111-123.

.         Колесников И.М. Моделирование и оптимизация процессов нефтепереработки. - М.: МИНХиТП им. И.М. Губкина, 1982.

.         Бакаев А.А., Олеряш Г.Б. Иванина Д.С. и др. Математическое моделирование при проектировании магистральных трубопроводов- Киев: Наукова думка, 1990.

.         Оразбаев Б.Б. Новые информационные технологии в нефтепереработке // Новости науки Казахстана, Вып. 5, 1998, - С. 51-54.

.         Кайдан Л.И. Совершенствование проектирования трубопроводного транспорта с использованием диалоговых систем. Авторереф. канд. диссер. - Киев, 1982.

.         Автоматизация управления и контроля на нефтепроводном транспорте США. Тематический обзор, - М.: НИИЭнефтехим, 1991.

.         Лукьянов А.Т., Нестеренкова Л.А. Оптимизация неизотермического течения нефти в недогруженном трубопроводе. / Математическое моделирование явлений переноса - Алма-Ата: 1987- С. 43-48.

.         Рыков А.С., Оразбаев Б.Б. Системный анализ и исследование операций: Методы исследования систем разработки математических моделей в нечеткой среде - М.: МИСиС, 1995 - 112 с.

.         Ицкович Э.Л., Сорокин Л.Р. Оперативное управление непрерывным производством: Задачи, методы, модели. - М.: Наука, 1989 - 160 с.

.         Плискин Л.Г. Оптимизация непрерывного производства - М.: Энергия,1975 - 336 с.

.         Нечеткие множества и теория возможностей // Под редакцией Р. Ягера, М.: 1981, - 206 с.

.         Емельянов С.В., Ларичев О.И. Многокритериальные методы принятия решений - М.: Знание, 1986.