Разработка АИС учета, приемки и сбыта нефтепродуктов для нефтебазы ОАО 'РН-Няганьнефтегаз'

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Информационное обеспечение, программирование
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

767,52 Кб
Опубликовано:

2017-02-15

Все дипломные работы по информационному обеспечению

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Разработка АИС учета, приемки и сбыта нефтепродуктов для нефтебазы ОАО 'РН-Няганьнефтегаз'

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА

(дипломный проект)

на тему:

«Разработка АИС учета, приемки и сбыта нефтепродуктов

для нефтебазы ОАО «РН-Няганьнефтегаз»

Автор:

и организации производства

студент группы

Л.Б. Хузятова

Руководитель:

Ф.Х. Мочалова

Реферат

Выпускная квалификационная работа на тему «Разработка АИС учета, приемки и сбыта нефтепродуктов для нефтебазы ОАО «РН-Няганьнефтегаз»» содержит 90 страниц пояснительной записки, 24 рисунка, 13 таблиц, 11 формул, 13 источников, 1 приложение.

ОАО «РН-Няганьнефтегаз» - дочернее предприятие компании Роснефть, обладает самыми крупными (в Западной Сибири) остаточными запасами нефти, большинство из них принадлежат категории трудно извлекаемых.

Помимо добычи нефти и газа, компания занимается ее хранением, сбытом, переработкой. Предприятие имеет хорошо развитую инфраструктуру: автопарк, сеть нефтехранилищ, добывающих участков и т.д. На большинстве из вышеперечисленных объектов проходит активное обновление технических средств, управленческих и бизнес-процессов.

Целью дипломного проекта является повышение эффективности и точности учета нефтепродуктов на сети нефтебаз ОАО «РН-Няганьнефтегаз» за счет разработки современной АИС учета, приемки и сбыта нефтепродуктов.

В результате проведенной работы была создана АИС учета, приемки и сбыта нефтепродуктов, производящая регистрацию и документирование всех товарных операций, учет потребностей и потерь. АИС предназначена для оперативного контроля территориально распределенными объектами на нефтебазе и наливных пунктах, повысить эффективность работы обслуживающего персонала компании.

Разработанное программное обеспечение внедрено в работу ОАО «РН-Няганьнефтегаз» и проходит тестирование.

АИС учета, приема и сбыта нефтепродуктов экономически эффективна: позволяет снизить трудоемкость и уменьшить время работы, чистый доход от внедрения за 2 года составит 65355 руб., чистый дисконтированный доход 52436, 39 руб., рентабельность инвестиций - 1, 72, внутренняя норма доходности 73, 51% годовых. Проект окупается за 1 год 1 месяц.

Содержание

Введение

1. Обзор процесса учета, приемки и сбыта нефтепродуктов

.1 Организация деятельности нефтебаз

.1.1 Общая характеристика нефтебаз

.1.2 Организация работы распределительных нефтебаз

.2 Обзор деятельности ОАО «РН-Няганьнефтегаз»

.2.1 Краткая справка об ОАО «РН-Няганьнефтегаз»

.2.2 Уровень автоматизации на нефтебазах предприятия

.2.3 Организация текущей деятельности (IDEF0 - «AS-IS»)

.2.4 Текущие проблемы деятельности

.3 Обзор сторонних решений автоматизации учета, приемки и сбыта нефтепродуктов

.3.1 АйТи Ойл

.3.2 ПТК АЗС

.3.3 АИС 1C: Нефтебаза - оперативный учет

.4 Выбор способа реализации

.5 Результат анализа процессов приемки и сбыта нефтепродуктов

2. Проектирование АИС приемки, учета и сбыта нефтепродуктов

.1 Функциональное моделирование

.1.1 Функции АИС приемки, учета и сбыта нефтепродуктов

.1.2 Функциональное моделирование (методология DFD)

.2 Структурная модель разрабатываемого приложения

.2.1 Структура функциональных модулей

.2.2 Алгоритмы работы функциональных модулей

.3 Информационное моделирование

.4 Результат этапа проектирования

3. Реализация проекта

.1 Инструментарий разработки

.2 Архитектура модулей АИС учета нефтепродуктов

.3 Программная реализация

.3.1 Просмотр остатков нефтепродуктов

.3.2 Работа с распоряжениями на приемку нефтепродуктов

.3.3 Работа с распоряжениями на перевалку нефтепродуктов

.3.4 Работа с распоряжениями на отгрузку нефтепродуктов

.3.5 Обработка распоряжения со стороны оператора АСУ ТП

.4 Результат этапа реализации

4. Оценка экономической эффективности

.1 Суть проекта

.2 Расчет инвестиционных затрат на разработку и внедрение проекта

.3 Расчет экономического эффекта от внедрения проекта

.4 Оценка эффективности проекта

5. Безопасность жизнедеятельности

.1 Организация рабочего места

.2 Производственное освещение

.3 Микроклимат

.4 Шум и вибрация

.5 Электромагнитное излучение

.6 Безопасность технологических процессов и оборудования

.7 Электробезопасность

.8 Пожарная безопасность

.9 Охрана окружающей среды

.10 Оценка параметров световой среды кабинета менеджера

.11 Заключение по главе БЖД и экология

Заключение

Список использованных источников

Приложение

Введение

Россия, как известно, богатая нефтью страна. Добыча нефти производится во многих регионах страны. В этом участвуют как маленькие компании, так и большие государственные корпорации, такие как НК «Роснефть».

Стремительный рост парка автотранспорта, промышленного производства и всей экономики в целом повлек за собой все увеличивающийся спрос на потребление нефти и нефтепродуктов. Соразмерно этому с каждым днем растет нагрузка на таких объектах, как нефтебазы.

К сожалению, использующееся оборудование для нефтебаз, в большинстве случаев устарело не только физически, но и морально. Достижение высоких экономических показателей требует внедрения новых решений по автоматизации нефтебаз, тем более рост в сфере ИТ этому способствует.

Компании, имеющие свои нефтебазы и склады горюче- смазочных материалов, часто сталкиваются с тем, что большинство нефтебаз и складов ГСМ используют в своей работе оборудование и технологии, не обеспечивающие должный уровень технологической и экологической безопасности и точности учета. Внедрение систем комплексной автоматизации должно решить эти проблемы, повысить производственную и финансовую эффективность эксплуатируемых объектов и сократить до минимума экологические риски.

Разработки в области электронных устройств и информационных технологий находят свое применение в промышленности и производстве. Основным направлением модернизации промышленных предприятий в наши дни является автоматизация технологических процессов на производстве, а также внедрение АИС, повышающих эффективность управления предприятием.

Рассматриваемое в данном дипломном проекте ОАО «РН-Няганьнефтегаз» - дочернее предприятие компании Роснефть, обладает самыми крупными (в Западной Сибири) остаточными запасами нефти, большинство из них принадлежат категории трудно извлекаемых. Помимо добычи нефти и газа, компания занимается ее хранением, сбытом, переработкой. Предприятие имеет хорошо развитую инфраструктуру: автопарк, сеть нефтехранилищ, добывающих участков и т.д.

На сети нефтебаз ОАО «РН-Няганьнефтегаз» проходит активное обновление технических средств, управленческих и бизнес-процессов. АСУ ТП, используемые на нефтебазах прошли обновление и соответствуют современным требованиям безопасности и эффективности.

Наибольшее внимание в наши дни руководство компании уделяет совершенствованию управленческих процессов, процессам учета и отчетности. Точный учет нефтепродуктов, документирование операций, повышение оперативности и достоверности данных должны повысить эффективность деятельности и повышению доходов. Этого можно достичь, применяя современную комплексную систему, работающую совместно с АСУ ТП нефтебазы.

Понятно, что данная сложная система должна состоять из нескольких уровней: нижнего - уровня микроконтроллеров и управляющих устройств; среднего - АРМ операторов и программно-аппаратных средств, управляющих нижним уровнем; верхнего - программных средств, обеспечивающих прием и регистрацию текущей информации о реализации и приеме нефтепродуктов, документирование основных товарных операций, автоматическое формирование учетных операций и пересчет “книжных” остатков нефтепродуктов, формирование отчетных документов о движении нефтепродуктов за выбранный период на основании зарегистрированных учетных операций, подготовку и передачу информации во внешнюю учетную систему, например 1С: Бухгалтерия 8.2

В данном дипломном проекте рассматривается разработка верхнего уровня такой комплексной системы управления нефтебазой, а именно АИС учета, приемки и сбыта нефтепродуктов для нефтебазы ОАО «РН-Няганьнефтегаз»».

Основными пользователями такой АИС должны стать сотрудники бухгалтерии, отдела учета нефтепродуктов нефтебазы.

АИС учета, приемки и сбыта нефтепродуктов для нефтебазы ОАО «РН-Няганьнефтегаз»» должна позволять проводить удаленное управление и контроль за технологическим процессом приема и отпуска ГСМ из центрального офиса. В связке с АСУ ТП должно быть возможно узнать остатки в резервуарах, приходы, расходы и любую другую отчетность в режиме реального времени.

Таким образом, целью дипломного проекта является повышение эффективности учета, приемки и сбыта нефтепродуктов за счет разработки АИС для ОАО «РН-Няганьнефтегаз».

Для достижения цели необходимо выполнить следующие задачи:

- провести обзор процесса учета, приемки и сбыта нефтепродуктов на нефтебазе;

- сформировать функциональные требования к АИС учета, приемки и сбыта нефтепродуктов;

- определить структуру и информационную модель АИС и разработать необходимые алгоритмы;

- разработать АИС учета, приемки и сбыта нефтепродуктов.

1. Обзор процесса учета, приемки и сбыта нефтепродуктов

.1 Организация деятельности нефтебаз

.1.1 Общая характеристика нефтебаз

Нефтебазой называется комплекс сооружений и установок для приема, хранения и отгрузки нефтепродуктов и нефтей [1].

Нефтебазы выполняют роль распределительных центров, получающих топливо с заводов и отпускающих его собственной сети АЗС, а также другим сетям и мелкооптовым покупателям. По большому счету нефтебаза - это склад. Соответственно, необходимость в таких перевалочных пунктах появилась, как только применение нефти и продуктов ее перегонки достигло промышленных масштабов.

Сначала эти масштабы позволяли использовать для хранения обычные деревянные бочки. Откуда, собственно, и появилась используемая до сих пор единица измерения объема нефти - bаrrel (англ. «бочка»). С ростом объемов производства резервуары для хранения нефти стали выкапывать прямо в земле, облицовывая стенки жирной глиной, препятствующей утечкам. Кстати, емкость таких резервуаров могла превышать 100 тыс. кубометров. Малоэффективные при хранении нефтепродуктов с высокой испаряемостью земляные амбары сменили каменные, впрочем, также не решившие проблему потерь от испарения. В начале XX века на бакинских нефтепромыслах появились первые железобетонные резервуары. Но главный шаг, определивший нынешний облик всех нефтехранилищ, был сделан еще во второй половине XIX века. Сначала в 1864 году в США был сооружен первый большой металлический резервуар, правда, прямоугольный, а в 1878 году по проекту выдающегося инженера Владимира Шухова в России построили цилиндрический резервуар из металла - прообраз нынешних хранилищ.

Что касается стратегии размещения нефтебаз, то она всегда была привязана к существующим производствам, путям транспортировки и точкам сбыта нефти и нефтепродуктов. На рубеже XIX и XX веков главной транспортной артерией России была Волга, соединяющая Каспий и бакинские нефтепромыслы с центром империи. Соответственно, и старейшие нефтебазы страны - Махачкалинская, Астраханская, Сормовская, Симоновская в Москве.

По значимости, проводимые на нефтебазе операции, делятся на основные и вспомогательные.

К основным операциям относятся:

- прием нефтепродуктов, доставляемых на нефтебазу в железнодорожных вагонах, нефтеналивных судах, по магистральным нефтепроводам, автомобильным и воздушным транспортом и в мелкой таре (контейнерах, бочках);

- хранение нефтепродуктов в резервуарах и в тарных хранилищах;

- отгрузка больших партий нефтепродуктов и нефтей по железной дороге, водным и трубопроводным транспортом;

- реализация малых количеств нефтепродуктов через автозаправочные станции, разливочные и тарные склады;

- затаривание нефтепродуктов в мелкую тару;

- регенерация масел;

- компаундирование (от англ. Compound - составной, смешанный, смешение), нефтепродуктов.

К вспомогательным операциям относятся:

- очистка и обезвоживание нефтепродуктов;

- изготовление и ремонт нефтяной тары;

- производство некоторых видов консистентных смазок и охлаждающих жидкостей;

- ремонт технологического оборудования, зданий и сооружений;

- эксплуатация энергетических установок и транспортных средств.

В целях организации четкого и бесперебойного проведения всех операций, а также из соображений противопожарных все объекты нефтебаз распределены по семи зонам.

Зона железнодорожных нефтегрузовых операций включает сооружения для погрузки и разгрузки крупных партий нефтепродуктов и нефтей, перевозимых по железной дороге. В этой зоне размещаются:

- железнодорожные подъездные пути;

- погрузочно-разгрузочные эстакады и площадки;

- технологические трубопроводы различного назначения;

- насосные при эстакаде для перекачки нефтепродуктов и нефтей;

- операторная для обслуживающего персонала эстакады.

Зона водных нефтегрузовых операций включает сооружения для погрузки и разгрузки крупных партий нефти и нефтепродуктов, перевозимых водным транспортом. В этой зоне размещаются:

- морские и речные грузовые пристани (пирсы и причалы);

- насосные;

- береговые резервуарные парки;

- технологические трубопроводы;

- операторные.

Зона хранения представлена следующими объектами:

- резервуарными парками;

- технологическими трубопроводами;

- насосными;

- операторными.

Зона оперативная, в которой производится отпуск нефтепродуктов мелкими партиями в автоцистерны, контейнеры и бочки, имеет:

- автоэстакады для налива нефтепродуктов в автоцистерны;

- разливочные для налива нефтепродуктов в бочки;

- склады для затаренных нефтепродуктов;

- лаборатория для анализа качества нефтепродуктов;

- тарные склады;

- цех по затариванию нефтепродуктов в безвозвратную мелкую тару;

- цех по регенерации отработанных масел.

Зона вспомогательных сооружений, предназначенных для обслуживания нефтебазы, включает:

- механическую мастерскую;

- котельную;

- электростанцию или трансформаторную подстанцию;

- цех по производству и ремонту нефтяной тары;

- водопроводные и сантехнические сооружения;

- материальный склад;

- топливный склад для нужд нефтебазы;

- объекты противопожарной службы.

Зона административно-хозяйственная, в которую входят:

- контора нефтебазы;

- пожарное депо;

- гараж.

Зона очистных сооружений, включает:

- нефтеловушку для отделения нефтепродуктов от воды;

- пруд-отстойник для сбора промышленных стоков;

- иловую площадку;

- насосную при нефтеловушке.

В отдельной зоне вне территории нефтебазы размещается жилой поселок. При проектировании нефтебаз необходимо строго руководствоваться действующими в данный момент времени нормами.

1.1.2 Организация работы распределительных нефтебаз

Распределительные нефтебазы предназначены для непродолжительного хранения нефтепродуктов и снабжения ими потребителей. Они имеют небольшой объем и небольшой район обслуживания. Распределительные базы делят на водные, водно-железнодорожные, железнодорожные, автодорожные и базы, снабжение которых производится от магистральных нефтепродуктопроводов. Распределительные нефтебазы следует располагать с учетом наилучшего обслуживания потребителей прилегающего района при наименьших эксплуатационных затратах [2].

Развитие промышленности и транспорта, механизация сельского хозяйства, автомобилизация определили стремительный рост объемов добычи, переработки нефти и, соответственно, сбытовых сетей.

Начиная с 2009 года ОАО «РН-Няганьнефтегаз» активно занялось обновление своего нефтебазового хозяйства. При этом применяются прогрессивные проектные решения, новейшие технологии, обеспечивается автоматизация технических и бизнес-процессов.

На рисунке 1.1 представлена типовая схема распределительной нефтебазы.

Рисунок 1.1 - Типовая схема распределительной нефтебазы

1.2 Обзор деятельности ОАО «РН-Няганьнефтегаз»

учет нефтепродукт товарный документирование

1.2.1 Краткая справка об ОАО «РН-Няганьнефтегаз»

«РН-Ня́ганьнефтегаз» - (ОАО «РН-Няганьнефтегаз») - дочернее предприятие компании Роснефть. Образовано в конце 2013 года, путём переименования компании ОАО «ТНК-Нягань», в результате приобретения 100% акций компании ТНК-BP Роснефтью.

ОАО «РН-Няганьнефтегаз» ведет добычу в Ханты-Мансийском Автономном Округе-ЮГРА на Красноленинском своде месторождений. Предприятие было создано в 1982 году.

С 1982 до 1994 года - Красноленинскнефтегаз.

С 1994 до 1999 года - Кондпетролеум.

С 1999 до 2013 года - ОАО «ТНК-Нягань».

С 2013 года - ОАО «РН-Няганьнефтегаз»

Сегодня ОАО «РН-Няганьнефтегаз» владеет лицензиями на разработку Красноленинского свода, в состав которого входят: Талинская площадь (в разработке с 1981 года), Ем-Ёговская площадь (в разработке с 1980 года) и западная часть Каменной площади (разработка с 1992 года).

В 2007-2008 гг. предприятие приобрело четыре лицензионных участка в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции - Восточно-Воргамусюрский (Ненецкий АО), Берганты-Мыльский (Ненецкий АО), Роговской (Ненецкий АО) и Участок № 2 Гряды Чернышева и Хорейверской впадины (республика Коми).

ОАО «РН-Няганьнефтегаз» обладает самыми крупными (в Западной Сибири) остаточными запасами нефти, большинство из них принадлежат категории трудноизвлекаемых.

ОАО «РН-Няганьнефтегаз» сертифицировала по международным стандартам свои системы менеджмента профессиональной безопасности (OHSAS 18001), менеджмента качества (ISO 9001) и экологического менеджмента (ISO 14001). Кроме того, в мае 2006 года система менеджмента качества предприятия была признана соответствующей техническим условиям ИСО/ТУ 29001:2003, содержащим дополнительные требования ISO 9001:2000, специально предназначенные для нефтяной, нефтехимической и газовой промышленности.

ОАО «РН-Няганьнефтегаз» активно заботится о сохранение жизни и здоровья своих сотрудников, ведёт природоохранную деятельность в соответствии с государственными требованиями и условиями лицензионных соглашений, стремится к минимизации техногенной нагрузки на окружающую природную среду.

1.2.2 Уровень автоматизации на нефтебазах предприятия

Нефтебазы ОАО «РН-Няганьнефтегаз» с 2009 года проходят активное обновление. Данные работы в первую очередь коснулись обновления технических средств, управляющих механизмов и АСУ ТП.

На нефтебазе используется современная АСУ ТП приемки, хранения и сбыта нефтепродуктов. Данная система контролирует все этапы технологического процесса: от приемки по нефтепроводам, до сбыта по железной дороге и на автомобильном транспорте. За работой АСУ ТП наблюдает оператор АСУ. АСУ ТП, используемые на нефтебазах прошли обновление и соответствуют современным требованиям безопасности и эффективности.

Однако, несмотря на модернизацию, неизменными, с точки зрения менеджмента, остались процессы учета, приемки и сбыта нефтепродуктов.

Опишем текущую деятельность отдела реализации нефтепродуктов, используя при этом методологию IDEF0 «AS-IS»

1.2.3 Организация текущей деятельности (IDEF0 - «AS-IS»)

Опишем процесс деятельности по учету приемки, хранения и сбыта нефтепродуктов, используя методику функционального моделирования IDEF0 (модель «as-is» - «как есть»), в соответствии с [3].

Разработка модели представляет собой пошаговую, итеративную процедуру.

На каждом шаге итерации разработчик предлагает вариант модели, который подвергают обсуждению, рецензированию и последующему редактированию, после чего цикл повторяется.

Такая организация работы способствует оптимальному использованию знаний системного аналитика, и знаний специалистов - экспертов в предметной области, к которой относится объект моделирования.

Контекстная диаграмма является вершиной древовидной структуры диаграмм и представляет собой самое общее описание системы и ее взаимодействия с внешней средой. После описания системы в целом проводится разбиение ее на крупные фрагменты. Этот процесс называется функциональной декомпозицией, а диаграммы, которые описывают каждый фрагмент и взаимодействие фрагментов, называются диаграммами декомпозиции.

Опишем свойства создаваемой модели.

Цель - моделирование деятельности по учету приемки, хранения и сбыта нефтепродуктов (AS-IS). Точка зрения - менеджер. Полученная контекстная диаграмма приведена на рисунке 1.2.

Рисунок 1.2 - Контекстная диаграмма

Описание механизмов и управляющих воздействий приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Описание механизмов и управляющих воздействий

Название стрелки	Описание стрелки	Тип стрелки
Законодательство РФ	Федеральные законы и нормативы в сфере нефтедобычи и охраны окружающей среды	Control
Локальные акты ОАО «РН-Няганьнефтегаз»	Внутренние документы ОАО «РН-Няганьнефтегаз», нефтебазы	Control
Данные АСУ ТП	База данных АСУ ТП	Input
Журналы учета	Журналы приемки, сбыта продукции, которые ведет оператор АСУ ТП	Input
Оператор АСУ ТП	Специалист, оператор АСУ ТП	Mechanism
Бухгалтер	Специалист, бухгалтер нефтебазы	Mechanism
Менеджер	Специалист, менеджер нефтебазы	Mechanism
Отчетность	Отчетность по работе нефтебазы	Output
Ответы на запросы	Ответы на запросы поставщиков, заказчиков, менеджмента	Output

Проведем функциональную декомпозицию контекстной диаграммы. Список работ, на которые декомпозируется основная функция, представлен в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Работы диаграммы декомпозиции А0

Название работы	Описание работы
Контроль и просмотр запасов	Менеджер, сотрудник бухгалтерии могут обратиться с Оператору АСУ ТП для уточнения запасов нефтепродуктов
Подготовка стандартной отчетности	Подготовка стандартной отчетности
Подготовка бухгалтерской документации	Подготовка бухгалтерской отчетности по приемке и сбыту продукции

Полученная диаграмма декомпозиции А0 приведена на Рисунке 1.3.

Рисунок 1.3 - Диаграмма декомпозиции А0

Проведем функциональную декомпозицию блока А1 - «Контроль и просмотр запасов». Список работ представлен в таблице 1.3.

Таблица 1.3 - Работы диаграммы декомпозиции А1 - «Контроль и просмотр запасов»

Название работы	Описание работы
Запрос (звонок) от менеджера	Менеджер подает запрос в операторную АСУ ТП
Просмотр данных в АСУ ТП	Оператор АСУ ТП проверяет показатели в АСУ и журналах учета и отвечает менеджеру устно или письменно
Получение ответа	Менеджер получает ответ на свой запрос

Полученная диаграмма декомпозиции А1 приведена на Рисунке 1.4

Рисунок 1.4 - Диаграмма декомпозиции А1 - «Контроль и просмотр запасов»

Проведем функциональную декомпозицию блока А3 - «Подготовка бухгалтерской документации». Список работ представлен в таблице 1.4.

Таблица 1.4 - Работы диаграммы декомпозиции А3 - «Подготовка бухгалтерской документации»

Название работы	Описание работы
Регистрация приходно-расходных операций	Оператор АСУ ТП регистрирует в бумажном журнале все приходно-расходные операции по нефтепродуктам
Передача журнала в бухгалтерию	Журнал учета передается в бухгалтерию
Подготовка отчетности	Бухгалтер подготавливает всю необходимую бухгалтерскую отчетность

Полученная диаграмма декомпозиции А3 приведена на Рисунке 1.5

Рисунок 1.5 - Диаграмма декомпозиции А3 - «Подготовка бухгалтерской документации»

1.2.4 Текущие проблемы деятельности

Как показал предварительный анализ, используемые в офисе технологии, не обеспечивают должного уровня контроля и точности учета.

Если технологический процесс весь подчинен и управляется АСУ ТП, то процесс учета и отчетности полностью выполняется вручную. Операторы регистрируют в журналах поступление и отгрузку нефтепродуктов и передают сведения в офис. Сотрудники офиса, при поступлении новых заявок, в свою очередь вынуждены по телефону обращаться к операторам на нефтебазе, чтобы уточнить наличие нефтепродуктов.

Данная работа не дает достоверной картины о деятельности нефтебазы. Деятельность персонала, занятого бухгалтерской и оперативной отчетностью не точна и недостаточно эффективна. Менеджмент не имеет полной картины о наличии нефтепродуктов на нефтебазе в режиме реального времени.

Внедрение системы учета приемки и сбыта должно решить эти проблемы, повысить производственную и финансовую эффективность эксплуатируемых объектов.

1.3 Обзор сторонних решений автоматизации учета, приемки и сбыта нефтепродуктов

.3.1 АйТи Ойл

Нефтесбытовые компании, имеющие свои нефтебазы и склады горюче-смазочных материалов, часто сталкиваются с тем, что большинство складов ГСМ используют в своей работе технологии и оборудование для нефтебаз, не обеспечивающие должный уровень технологической и экологической безопасности и точности учета. Внедрение систем комплексной автоматизации должно решить эти проблемы, повысить производственную и финансовую эффективность эксплуатации нефтебаз и сократить до минимума экологические риски.

Компания АйТи Смарт системы предлагает специализированное решение АйТи-Ойл: Нефтебаза для предприятий, осуществляющих распределение и реализацию нефтепродуктов через нефтебазы. В составе комплекса АйТи-Ойл это решение обеспечивает сквозной учет нефтепродуктов по всей структуре сбыта в розничном и оптовом звеньях нефтесбытовых компаний.

Контролируя и управляя территориально распределенными технологическими объектами на нефтебазах и наливных пунктах, данное решение осуществляет:

- управление технологическими режимами работы оборудования для нефтебаз в процессе приема, отпуска и хранения НП;

- выполнение команд оператора по управлению технологическим оборудованием объектов автоматизации;

- выявление, регистрацию и локализацию предаварийных и аварийных ситуаций;

- работу сигнализации и при необходимости формирование блокирующих воздействий с выдачей необходимых сообщений при выходе контролируемых параметров за допустимые пределы;

- регистрацию и индикацию контролируемых параметров;

- контроль работоспособности комплекса технических средств;

- ведение протокола работы комплекса технических средств с возможностью его последующего анализа и ведение статистики;

- оформление документов в соответствии с предъявляемыми требованиями при выполнении технологических операций.

АйТи-Ойл: Нефтебаза помогает устранить основные проблемы в работе нефтебаз и решить следующие задачи:

- уменьшить издержки при работе с нефтепродуктами на нефтебазах;

- повысить эффективность работы обслуживающего персонала, занятого обслуживанием технологического оборудования и обеспечением функционирования нефтебаз;

- повысить эффективность работы персонала, занятого бухгалтерской и оперативной отчетностью по нефтебазам;

- обеспечить оперативный обмен информацией между офисом и нефтебазами и существенное повышение достоверности этой информации;

- повысить эффективность принятия административных и организационных решений по работе нефтебаз.

В соответствии с основными технологическими процессами нефтебазы система АйТи-Ойл: Нефтебаза состоит из 4 подсистем:

- подсистема зоны приема нефтепродуктов осуществляет учет принятых нефтепродуктов по трубопроводам, из ж/д цистерн, автотранспорта и нефтеналивных судов в соответствии с существующими нормативными актами;

- подсистема зоны отгрузки нефтепродуктов отвечает за отгрузку нефтепродуктов через трубопроводы, в ж/д цистерны, автотранспорт и нефтеналивные суда в соответствии с имеющимися нормативными актами;

- подсистема зоны хранения позволяет вести учет нефтепродуктов, находящихся в резервуарном парке нефтебазы и контролировать их внутреннее перемещение;

- подсистема документооборота обеспечивает формирование различного рода отчетности.

Система отвечает требованиям основных российских законодательных актов и государственных стандартов в области информационного и документационного управления.

1.3.2 ПТК АЗС

Система управления технологическими процессами нефтебазы позволяет автоматизировать технологические процессы управления оборудованием, вести учет движения ГСМ, предотвратить ошибки при выполнении технологических операций и обеспечить возможность регистрации событий с записью в журнал и передачи в офис для дальнейшего анализа всех действий.

Система управления технологическими процессами нефтебазы (НБ) состоит из программно-технического комплекса ПТК АЗС и щита автоматизации нефтебазы ЩИТ НБ. Применение комплекса позволяет автоматизировать технологические процессы управления оборудованием НБ, вести учет движения ГСМ, предотвратить ошибки при выполнении технологических операций и обеспечить возможность регистрации событий с записью в журнал и передачи в офис для дальнейшего анализа всех операций по отпуску ГСМ.

Система позволяет проводить удаленное управление и контроль за технологическим процессом приема и отпуска ГСМ из центрального офиса. В связке с ПТК АЗС WEB-Офис остатки в резервуарах, приходы, расходы и любые другие отчеты можно смотреть из любой точки планеты через любой интернет-браузер.

Управление участком слива ГСМ из ж/д-цистерн:

- оформление прихода в ПЭВМ в соответствии с приходной товарно-транспортной накладной (ТТН) и выдача команды на слив ГСМ;

- отображение на дисплее компьютера оператора текущей информации о процессе слива, а именно - состояние насосов слива, текущие значения принятого объема и расчет массы по данным плотности и температуры принятого ГСМ;

- контроль за предельным давлением линии слива с помощью электро-контактного манометра (ЭКМ);

- автоматический выбор маршрута перекачки и управление электромагнитными клапанами участка слива;

- одновременный слив ГСМ в несколько резервуаров;

- предотвращение смешивания ГСМ в резервуарах при выполнении слива;

- автоматическая блокировка слива при возникновении аварийных ситуаций.

Управление участком хранения ГСМ:

- контроль переливов и предотвращение переполнения при управлении отсечными электромагнитными клапанами слива в резервуары;

- связь с системой измерения уровня по интерфейсу RS 232\RS 485;

- поддерживаются СИУ: «Струна-М», «ПМП-118/200/201», «ИГЛА», «VEEDER-ROOT», «ГАММА», «PetroVend» и др.;

- сбор информации по каждому резервуару об уровне, плотности, температуре и наличии подтоварной воды, измеряемых СИУ (рис. 2). Перечень измеряемых параметров определяется наличием соответствующих датчиков в СИУ;

- отображение и мониторинг информации на экране ПЭВМ считанных с СИУ и заданных оператором параметров ГСМ по каждому резервуару;

- запрет на выполнение операций по приему и отпуску ГСМ при достижении заранее установленных предельных уровней в резервуарах;

- обнаружение утечек из резервуаров;

- автотарировка резервуаров.

Управление оборудованием участка заправки бензовозов:

- ввод в ПЭВМ данных о получателе ГСМ и выдача команды на налив бензовоза;

- контроль заземления бензовоза и останов налива при отсутствии заземления;

- отображение текущих данных и контроль процесса налива в бензовоз;

- предотвращение переполнения бензовоза с помощью датчиков стояка налива;

- запись фактических данных и распечатка ТТН по окончанию налива о произведенных отпусках для каждого бензовоза;

- автоматическая блокировка налива при возникновении аварийных ситуаций;

- ведение программных счетчиков расхода и снятие показаний с электронных фискальных счетчиков АСН;

- диагностика ошибок АСН и блока связи.

При интенсивной работе нефтебазы функции управления можно распределить, установив соответствующие компоненты программного обеспечения на нескольких ПЭВМ, объединенных в локальную сеть. При этом можно организовать:

- рабочее место менеджера нефтебазы;

- рабочее место оператора участка слива из ж/д цистерн

- рабочее место оператора участка налива бензовозов;

- пункт оформления отчетной документации и выдачи ТТН.

1.3.3 АИС 1C: Нефтебаза - оперативный учет

Программа "Нефтебаза: оперативный учет" работает под управлением системы 1С:Предприятие 8.2 в режиме управляемого приложения и служит для автоматизации учета в компаниях, которые занимаются оптовой торговлей нефтепродуктами через нефтебазы. Программа обеспечивает поддержку большинства бизнес-процессов оптовой торговли нефтепродуктами и ГСМ и позволяет оперативно получать и использовать данные о различных сторонах деятельности компании. Программа не включает в себя возможностей ведения стандартного бухгалтерского учета, но в программе есть средства для обмена информацией с программами бухгалтерского учета 1С: Бухгалтерия через внешний файл обмена. Основные отрасли, в которых может применяться программа:

- учет на нефтебазе;

- торговля ГСМ;

- торговля нефтепродуктами;

- торговля нефтью;

- перевалка нефти и нефтепродуктов;

- ответственное хранение нефти и нефтепродуктов.

Программа не управляет торговым или технологическим оборудованием (кассами, фискальными регистраторами, весами, насосами, уровнемерами и т.п.).

При помощи программы можно решать следующие учетные задачи:

- ведение всех классификаторов (контрагенты, договоры, приложения к договорам и т.п.);

- документарное отражение всех этапов движения нефтепродуктов и товаров;

- складской учет нефтепродуктов и товаров;

- учет нефтепродуктов и товаров, принятых на хранение;

- учет взаиморасчетов с контрагентами по основной торговой деятельности;

- учет доходов и расходов;

- ведение информации о фактическом состоянии резервуаров нефтебазы.

В программе реализован двойной количественный учет нефтепродуктов по массе и объему: во всех документах, связанных с оборотом нефтепродуктов всегда указываются как масса, так и объем. Также документы, связанные с оборотом нефтепродуктов имеют следующие особенности:

- возможность указания цен как по массе, так и по объему;

- возможность выбора основного режима списания для расходных документов (по массе или по объему);

- возможность оформления документов на несколько складов (резервуаров нефтебазы).

1.4 Выбор способа реализации

Предварительный обзор процессов учета приемки и сбыта нефтепродуктов на нефтебазе показал наличие определенных недостатков и неудобств.

Внедрение системы учета приемки и сбыта должно решить эти проблемы, повысить производственную и финансовую эффективность эксплуатируемых объектов. Таким образом, для повышения эффективности деятельности нефтебазы необходима разработка АИС учета приемки, хранения и сбыта нефтепродуктов.

По результатам анализа имеющихся решений администрация нефтебазы пришла к решению самостоятельной разработки АИС. Имеющиеся решения комплексны и требуют изменения в работе уже существующей АСУ ТП.

Самостоятельная разработка не требует серьезных материальных вложений, переобучения персонала, перехода на новое программное обеспечение. В то же время, создаваемая АИС получит функционал, схожий с лучшими решениями аналогичных систем.

.5 Результат анализа процессов приемки и сбыта нефтепродуктов

На предварительном этапе был проведен обзор процессов учета приемки и сбыта нефтепродуктов.

Технологический процесс подчинен и управляется современной АСУ ТП. Процесс учета и отчетности полностью выполняется вручную. Операторы регистрируют в журналах поступление и отгрузку нефтепродуктов и передают сведения в офис. Сотрудники офиса, при поступлении новых заявок, в свою очередь вынуждены по телефону обращаться к операторам на нефтебазе, чтобы уточнить наличие нефтепродуктов. Текущая деятельность не дает достоверной картины о функционировании нефтебазы.

По результатам обзора аналогичных программных решений руководством компании принято решение о необходимости внедрения АИС учета приемки и сбыта, разработанной своими силами.

Внедрение системы должно решить существующие проблемы, автоматизировать процесс учета, повысить производственную и финансовую эффективность эксплуатируемых объектов.

2. Проектирование АИС приемки, учета и сбыта нефтепродуктов

.1 Функциональное моделирование

.1.1 Функции АИС приемки, учета и сбыта нефтепродуктов

Предварительный обзор деятельности нефтебаз ОАО «РН-Няганьнефтегаз» показал необходимость информатизации в области учета приема, сбыта и хранения нефтепродуктов, документооборота. Для повышения эффективности учета и достоверности сведений о наличии нефтепродуктов на нефтебазе необходимо разработать АИС учета приема, сбыта и хранения нефтепродуктов. Разрабатываемая АИС должна отвечать следующим требованиям:

- уменьшить издержки при работе с нефтепродуктами на нефтебазах;повысить эффективность работы персонала, занятого бухгалтерской и оперативной отчетностью по нефтебазам;

- повысить эффективность принятия административных и организационных решений по работе нефтебаз;

- сквозной учет и документирование всех товарных операций во всей цепи движения нефтепродуктов;

- повышение оперативности и достоверности данных;

- уменьшение влияния “человеческого фактора” за счет сокращения работы с бумажными документами и автоматизации ручных операций.

На основании вышеуказанных требований к функциональности АИС учета приема, сбыта и хранения нефтепродуктов, обзора аналогичных решений других производителей, рекомендаций будущих пользователей были определены функции АИС, представленные в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Функции адаптации АИС расчета платы за питание сотрудников

Входные данные	Функции	Получаемые результаты
Решение менеджера	Создание внутренних распоряжений по приемке, перевалке, отгрузке НП	Распоряжения на перевалку
Распоряжения на приемку	Учет операций по приемке НП	Реестр приемки НП
Распоряжения на перевалку	Учет операций по хранению (перевалке) НП	Реестр перевалки НП
Распоряжения на отгрузку	Учет операций по отгрузке НП	Реестр отгрузки НП
Обращения заказчиков	Составление предзаказов на поставку НП	Предзаказы
Запрос менеджера	Просмотр сведений об остатках (сведения из АСУ ТП)	Информация об остатках

2.1.2 Функциональное моделирование (методология DFD)

Функциональную модель АИС удобно представить в виде схемы, построенной по методологии функционального моделирования диаграмм потоков данных DFD согласно [4].

Целью моделирования является описание функций разрабатываемой АИС во взаимосвязи с внешними объектами и накопителями данных.

Построение проводилось с помощью программного обеспечения BPWin, согласно.

Диаграмма содержит информацию о функциях, которые должны быть включены в АИС учета приема, сбыта и хранения нефтепродуктов.

Контекстная диаграмма состоит из функционального блока «Организовать приемку, хранение и отгрузку нефтепродуктов», который связан с сущностями:

- «Оператор АСУ ТП»;

- «Менеджер»;

- «Заказчик».

Контекстная диаграмма верхнего уровня представлена на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 - Контекстная диаграмма

Контекстная диаграмма верхнего уровня была декомпозирована на 4 дочерних функциональных блока 0-го уровня:

- Организовать приемку НП;

- Организовать хранение (перевалку) НП;

- Организовать отгрузку НП;

- Управлять объемами НП.

Диаграмма 0-го уровня представлена на рисунке 2.2.

Рисунок 2.2 - Диаграмма 0-го уровня

В качестве накопителя данных выступают «БД АИС», хранящая информацию о движении нефтепродуктов, «БД АСУ ТП», хранящая данные о техническом процессе нефтебазы.

Функциональный блок А1 «Организовать приемку НП» был декомпозирован на 3 дочерних функциональных блока 1-го уровня (рисунок 2.3):

- Документировать приемку НП;

- Принять, сверить и выявить расхождения;

- Подтвердить приемку НП.

Декомпозиция блока А1 «Организовать приемку НП» представлена на рисунке 2.3.

Рисунок 2.3 - Декомпозиция блока А1 «Организовать приемку НП»

Функциональный блок А2 «Организовать хранение (перевалку) НП» был декомпозирован на 4 дочерних функциональных блока 1-го уровня:

- Просмотреть запасы НП;

- Документировать хранение (перевалку) НП;

- Выполнить перевалку и сверить;

- Подтвердить перевалку.

Декомпозиция блока А2 представлена на рисунке 2.4.

Рисунок 2.4 - Декомпозиция блока А2 «Организовать хранение (перевалку) НП»

Функциональный блок А3 «Организовать отгрузку НП» был декомпозирован на 3 дочерних функциональных блока 1-го уровня:

- Документировать отгрузку НП;

- Отгрузить, сверить и выявить расхождения;

- Подтвердить отгрузку.

Декомпозиция А3 «Организовать отгрузку НП» представлена на рисунке 2.5.

Рисунок 2.5 - Декомпозиция блока А3 «Организовать отгрузку НП»

Функциональный блок А4 «Управлять объемами НП» был декомпозирован на 3 дочерних функциональных блока 1-го уровня:

- Просматривать объем запасов НП;

- Принимать предзаказы у заказчиков;

- Формировать потребность.

Декомпозиция блока А4 представлена на рисунке 2.6.

Рисунок 2.6 - Декомпозиция блока А4 «Управлять объемами НП»

2.2 Структурная модель разрабатываемого приложения

.2.1 Структура функциональных модулей

Для определения структуры информационной системы удобно объединить функции разрабатываемого приложения в определенные блоки - функциональные модули системы.

По итогам анализа функций системы были выделены несколько функциональных модулей, а именно:

- Модуль управления приемкой НП. Предназначен для регистрации факта приемки нефтепродуктов. Менеджер создает распоряжение на приемку. Оператор АСУ ТП подтверждает документ после приемки;

- Модуль управления хранением (перевалкой) НП. Предназначен для регистрации факта перевалки нефтепродуктов. Менеджер создает распоряжение на перевалку. Оператор АСУ ТП подтверждает документ после проведения перевалки;

- Модуль управления отгрузкой НП. Предназначен для регистрации факта отгрузки нефтепродуктов. Менеджер создает распоряжение на отгрузку. Оператор АСУ ТП подтверждает документ после отгрузки;

- Модуль управления предзаказом. По вновь поступающим заявкам заказчиков, менеджер, оценив текущие запасы, формирует заявку на поставку НП на нефтебазу.

Структура функциональных модулей представлена на рисунке 2.7.

Рисунок 2.7 - Структура функциональных модулей

2.2.2 Алгоритмы работы функциональных модулей

Методика построения алгоритмов

Поведение большинства объектов реальных систем можно представить с точки зрения теории конечных автоматов, то есть поведение объекта отражается в его состояниях. Для этого используется два вида диаграмм: Statechart diagram (диаграмма состояний) и Activity diagram (диаграмма активности).

Алгоритмы работы функциональных модулей при расчете и удержания платы за питание удобно представить в виде диаграмм активностей UML [5].

Алгоритм приемки нефтепродуктов

Менеджер создает новое распоряжение о приемке. В открывшейся форме заполняет объем, тип НП и номер резервуара. Оператор АСУ ТП просматривает распоряжение, сверяет с данными в АСУ ТП. Если все нормально, то проводит приемку и подтверждает распоряжение. Если же нет, обращается к менеджеру.

Алгоритм приемки нефтепродуктов представлен на рисунке 2.8.

Алгоритм хранения (перевалки) нефтепродуктов

Менеджер просматривает информацию о наличии нефтепродуктов в резервуарах нефтебазы. На основании полученной информации он создает новое распоряжение о перевалке. В открывшейся форме заполняет объем, тип НП, номер резервуара-источника, резервуара-приемника и прочую информацию. Оператор АСУ ТП просматривает распоряжение, сверяет с данными в АСУ ТП. Если все нормально, то проводит перевалку и подтверждает распоряжение. Если же нет, обращается к менеджеру.

Алгоритм хранения (перевалки) нефтепродуктов представлен на рисунке 2.9.

Рисунок 2.8 - Алгоритм приемки нефтепродуктов

Рисунок 2.9 - Алгоритм хранения (перевалки) нефтепродуктов

Алгоритм отгрузки нефтепродуктов

Менеджер создает новое распоряжение об отгрузке. В открывшейся форме заполняет объем, тип НП, номер резервуара информацию о заказчике. Оператор АСУ ТП просматривает распоряжение, сверяет с данными в АСУ ТП. Если все нормально, то проводит отгрузку и подтверждает распоряжение. Если же нет, обращается к менеджеру.

Алгоритм отгрузки нефтепродуктов представлен на рисунке 2.10.

Рисунок 2.10 - Алгоритм отгрузки нефтепродуктов

Алгоритм формирования предзаказа

На основании запросов заказчиков менеджер формирует заказ на поставку нефтепродуктов на нефтебазу, указывая тип нефтепродукта и его объем.

Алгоритм формирования предзаказа представлен на рисунке 2.11.

Рисунок 2.11 - Алгоритм формирования предзаказа

2.3 Информационное моделирование

Информационная модель (структура базы данных) включает в себя сведения о типах НП, резервуарах, приемке, отгрузке, перевалке, заказчиках.

Между таблицами базы данных используются связи типа «один ко многим». Модель соответствует нормальной форме Бойса-Кодда.

Информационная модель разрабатываемого приложения представлена на рисунке 2.12.

Рисунок 2.12 - Информационная модель АИС

2.4 Результат этапа проектирования

На этапе проектирования была разработана функциональная модель АИС учета, приемки и отгрузки нефтепродуктов на основе методологии DFD. Были определены принципы работы и структура модулей программы. Приведены алгоритмы работы модулей, создана ин6формационная модель АИС.

3. Реализация проекта

.1 Инструментарий разработки

В качестве инструмента разработки АИС подготовки и обмена документацией выбрана среда разработки Lazarus, очень схожая со средой Delphi 7. В качестве СУБД используется MySQL версии 5.1.3. Настройка параметров программного обеспечения выполнена согласно источникам [6-8].

3.2 Архитектура модулей АИС учета нефтепродуктов

Архитектура модулей АИС учета приемки, хранения и сбыта нефтепродуктов представлена на рисунке 3.1. «Нижний» уровень комплексной системы управляется АСУ ТП. Разработанное приложение работает на «верхнем» уровне.

Рисунок 3.1 - Архитектура функциональных модулей

3.3 Программная реализация

.3.1 Просмотр остатков нефтепродуктов

Главное окно АИС позволяет в режиме реального времени просматривать остатки нефтепродуктов в резервуарах нефтехранилища.

Главное окно представлено на рисунке 3.2. Пользовательский интерфейс включает:

- кнопки управления «Приемка», «Перевалка», «Отгрузка», «Распоряжения»;

- текстовую информацию об остатках нефтепродуктов, представленную в виде таблицы;

- графическое отображение заполненности резервуаров.

Рисунок 3.2 - Главное окно АИС учета приемки, хранения и сбыта НП

Информация об остатках нефтепродуктов загружается в режиме реального времени из базы данных АСУ ТП управления технологическим процессом нефтебазы. Обновление производится каждые 10 секунд.

3.3.2 Работа с распоряжениями на приемку нефтепродуктов

Работа с распоряжениями на приемку НП ведется с помощью специальной формы, представленной на рисунке 3.3.

Рисунок 3.3 - Форма работы с распоряжениями на приемку НП

На форме можно просмотреть ранее созданные распоряжения, с помощью кнопки «Создать распоряжение» создать новое распоряжение, удалить выбранное распоряжение, открыть его в режиме просмотра.

По нажатию кнопки «Создать распоряжение» открывается форма создания распоряжения на приемку. Ее заполнение представлено на рисунке 3.4.

Рисунок 3.4 - Заполнение формы создания распоряжения на приемку

Пользователь вносит номер распоряжения, выбирает дату, тип нефтепродукта, резервуар, объем прнимаемого НП. Выбрать подходящий резервуар возможно только после выбора типа НП.

По нажатию кнопки «Сохранить» распоряжение сохраняется в базу данных АИС с состоянием «Ожидание».

3.3.3 Работа с распоряжениями на перевалку нефтепродуктов

Окно представления сведений о распоряжениях на перевалку нефтепродуктов аналогично ранее представленной форме приемки нефтепродуктов.

Отличной является лишь форма ввода данных, представленная на рисунке 3.5, в которую добавлены поля «Резервуар источник» и «Резервуар приемник».

Рисунок 3.5 - Форма ввода данных на перевалку нефтепродуктов

В остальном, формирование распоряжений на перевалку нефтепродуктов ничем не отличается от формирования распоряжений на приемку.

3.3.4 Работа с распоряжениями на отгрузку нефтепродуктов

Окно представления сведений о распоряжениях на отгрузку нефтепродуктов аналогично ранее представленной форме приемки нефтепродуктов.

Отличной является лишь форма ввода данных, представленная на рисунке 3.6, в которую добавлено поле «Заказчик».

Рисунок 3.6 - Форма ввода данных на отгрузку нефтепродуктов

3.3.5 Обработка распоряжения со стороны оператора АСУ ТП

После формирования менеджером распоряжений, они переводятся в состояние «Ожидание». Далее работу над распоряжениями ведет оператор АСУ ТП.

Просмотрев распоряжение, убедившись в верности введенных менеджером данных, оператор исполняет распоряжение, используя возможности своей АСУ ТП. Распоряжение в АИС переводится в состояние «Проведено» по нажатию кнопки «Провести». Окно просмотра распоряжения приведено на рисунке 3.7.

Рисунок 3.7 - Форма просмотра распоряжения

Если же в распоряжении есть ошибки, оператор кнопкой «Отказать» может вернуть заявку менеджеру на доработку.

3.4 Результат этапа реализации

В результате реализации проекта получена АИС учета приемки, хранения и сбыта нефтепродуктов для нефтебазы ОАО «РН-Няганьнефтегаз».

Полученная АИС повысила эффективность подготовки распоряжений менеджером, точность учета, снизила трудоемкость работы и уменьшила время работы с документацией.

4. Оценка экономической эффективности

.1 Суть проекта

В данном дипломном проекте рассматривается разработка АИС учета, приема, хранения, отгрузки для нефтебазы ОАО «РН-Няганьнефтегаз».

ОАО «РН-Няганьнефтегаз» - дочернее предприятие компании Роснефть. Помимо добычи нефти и газа, компания занимается ее хранением, сбытом, переработкой. Предприятие имеет хорошо развитую инфраструктуру: автопарк, сеть нефтехранилищ, добывающих участков и т.д.

На сети нефтебаз ОАО «РН-Няганьнефтегаз» проходит активное обновление технических средств, управленческих и бизнес-процессов. Наибольшее внимание в наши дни руководство компании уделяет совершенствованию управленческих процессов, процессам учета и отчетности. Точный учет нефтепродуктов, документирование операций, повышение оперативности и достоверности данных должны повысить эффективность деятельности и повышению доходов. Этого можно достичь, применяя современную комплексную систему, работающую совместно с АСУ ТП нефтебазы.

Основными пользователями АИС должны стать менеджеры по работе с клиентами, операторы АСУ ТП.

АИС учета, приемки и сбыта нефтепродуктов возьмет на себя задачи учета движения нефтепродуктов, формирования документации, тем самым сократится время выполнения данного вида работ, повысится результативность труда менеджеров и оператора АСУ ТП. За счет этого будет получен экономический эффект.

Оценка экономической эффективности будет осуществляться в следующей последовательности:

- Оценка инвестиционных затрат на реализацию проекта;

- Расчет затрат при исходном варианте работы;

- Расчет затрат при проектном варианте работы;

- Оценка получаемой экономии затрат от реализации проекта;

- Планирование денежного потока с использованием разностного подхода;

- Расчет показателей эффективности проекта.

Экономический эффект будет получен за счет:

- Сокращения времени подготовки документации;

- Отсутствия необходимости «ручного» учета запасов нефтехранилища;

- Ускорения подготовки типовой отчетности;

- Повышения точности учета.

Экономическая эффективность разработки будет определяться посредством разностного подхода на основе сравнительной оценки базового исходного варианта и проектного решения. Для этого проведем расчет инвестиционных затрат, сравним время подготовки документации (время работы менеджера и оператора) по базовому и проектному варианту, проведем расчет денежных потоков [9].

Срок жизни проекта составит 2 года, что обусловлено сроком предполагаемого использования результатов проекта без существенных изменений.

4.2 Расчет инвестиционных затрат на разработку и внедрение проекта

Разработка проекта осуществляется силами ООО «РН-Информ». Время разработки АИС - 1 месяц. Количество разработчиков - 2 инженера.

Затраты на разработку рассчитываются по формуле (4.1):

(4.1)

где - фонд оплаты труда разработчика за соответствующий период (заработная плата с отчислениями), (руб); - затраты на эксплуатацию оборудования, используемого в процессе разработки проекта, (руб.); - затраты на расходные материалы, обусловленные проектом, (руб.); - затраты на информационное обеспечение проекта, (руб.); - затраты на содержание и эксплуатацию помещения (рабочих мест разработчиков, в том числе коммунальные платежи, уборка помещения и т.п.), (руб.); - прочие затраты на разработку, не учтенные в предыдущих статьях.

Фонд оплаты труда разработчиков за месяц с отчислениями определяется по формуле (4.2):

(4.2)

где - оклад i-специалиста, руб./мес.; - коэффициент дополнительной заработной платы; - Коэффициент отчислений во внебюджетные фонды и страховой тариф на обязательное страхование от несчастных случаев на производстве в зависимости от класса профессионального риска; - время необходимое на разработку разработчиков, (мес.).

На данный момент страховые тарифы равны: 22% - ставка отчислений в пенсионный фонд; 5, 1% - ставка отчислений в фонд обязательного медицинского страхования; 2, 9% - ставка отчислений в фонд социального страхования.

Итого коэффициент отчислений во внебюджетные фонды - 30% (он может измениться в соответствии с налоговым кодексом РФ).

Оклад программиста составляет 20000 руб/мес.

Дополнительная заработная плата по предприятию - 10% к окладу ежемесячно.

Страховой тариф для данного вида работ (информационно-вычислительное обслуживание) установлен на уровне - 0, 2%, отсюда коэффициент отчислений во внебюджетные фонды - 30, 2%.

Фонд оплаты труда разработчиков на время разработки составит:

рублей.

Потребляемая мощность оборудования, используемого при разработке ПО, приведена в Таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Потребляемая мощность электроэнергии

Наименование	Мощность, Вт*ч	Кол-во, шт	Всего, Вт*ч
Энергопотребление компьютера	350	2	700
Энергопотребление осветительных приборов: - лампы общего дневного освещения - лампы местного освещения	40 40	20 2	800 80
Энергопотребление вспомогательного оборудования: - многофункциональное устройство	350	1	350
ИТОГО			1930

Стоимость электроэнергии составляет 4 руб/кВт*ч. Количество рабочих дней 21, длительность рабочего дня 8 часов. Затраты на электроэнергию за весь период разработки по формуле составят:.

(руб).

Затраты на расходные материалы (бумага, цифровые носители и пр.), обусловленные проектом, (руб.) за период разработки составят:

(руб).

Затраты на информационное обеспечение разработки - средства коммуникации: интернет, телефонные переговоры, справочная литература, консультационные услуги сторонних организаций. Затраты на средства коммуникации складываются, как правило, из стоимости услуг Интернет связи, услуг ГТС и МГТС. Оплата интернет трафика ведется по цене 600 рублей в месяц. Поэтому его стоимость в расчет не берем. На телекоммуникационные услуги приходится в среднем 150 руб./мес. на одного работника (по данным бухгалтерского учета затрат).

Затраты на информационное обеспечение составят:

, (руб.)

Затраты на содержание и эксплуатацию помещения (рабочих мест разработчиков, в том числе коммунальные платежи, уборка помещения и т.п.) складываются из среднего уровня соответствующих затрат по предприятию по данным бухучета 350 руб. за 1 кв.м, площади помещения, приходящуюся на рабочее место разработчика 10 м² и коэффициента учета вспомогательных площадей 1, 2 для 1 м² основной площади:

(руб).

Примем прочие затраты на разработку на уровне 10% от фонда оплаты труда разработчиков.

Таким образом, итоговая сумма затрат на разработку ПО за месяц представлена в Таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Затраты на разработку АИС

Статьи затрат	Сумма, руб.
Фонд оплаты труда разработчиков АИС	56080
Эксплуатация оборудования, используемого в процессе разработки проекта	1297
Расходные материалы	600
Информационное обеспечение проекта	900
Содержание и эксплуатация помещения	8400
Прочие затраты на разработку	5608
ИТОГО затрат на разработку информационных систем(Инвестиционные затраты на разработку)	72885

Инвестиционные затраты на разработку составят 72885 руб.

4.3 Расчет экономического эффекта от внедрения проекта

Внедрение проекта позволит снизить трудоемкость и время работы по учету, приемке и отгрузке нефтепродуктов.

Пользователем системы станет менеджер по работе с клиентами и оператор, следящий за работой технологического оборудования.

Внедрение проекта позволит оптимизировать время выполнения основных операций.

Затраты времени на подготовку данных и расчет по базовому и проектному вариантам представлены в таблице 4.3.

Таблица 4.3 - Затраты времени на выполнение операций по работе до и после реализации проекта в месяц

Операция		Кол-во оп-ий	Время, затрачиваемое на ввод данных (час)
Исполнитель	Действие		Базовый вариант (час)	Проектный вариант (час)
Менеджер	Управление приемкой	40	0, 3	0, 1
Менеджер	Управление перевалкой	10	0, 3	0, 1
Менеджер	Управление отгрузкой	40	0, 3	0, 1
Оператор	Выполнение распоряжений	90	0, 3	0, 1
Итого операций 180			0, 3·40+ 0, 3·10+ 0, 3·40+ 0, 3·90= 54 часа в месяц	0, 1·40+ 0, 1·10+ 0, 1·40+ 0, 1·90= 18 часов в месяц

Расчет экономии по текущим затратам

До внедрения АИС процесс учета, приемки и отгрузки нефтепродуктов велся вручную. В результате внедрения АИС количество рабочих мест не сократилось, но существенно повысилась эффективность работы. Рассчитаем затраты по базовому и проектному варианту исходя из следующих предпосылок:

- Менеджер и оператор работают по 40-часовой рабочей неделе, что составляет в среднем за месяц 176 часов;

- Премиальные установлены на уровне 10%;

- Оклад менеджера и оператора одинаковы и составляют в среднем 25000 руб./месяц.

Расходы на заработную плату составляют:

следовательно, средняя стоимость часа работника равна:

Расчет затрат по базовому варианту

По базовому варианту работа специалистов в месяц составляет 36 часов.

По формуле (4.3) найдем затраты по базовому варианту:

(4.3)

Где Т_обр - суммарное время, требуемое для выполнения операций в месяц, (час); S_ч- стоимость часа работы, (руб.).

Зная стоимость часа, получаем затраты по базовому варианту:

Затраты по базовому варианту составляют 10800 руб. в месяц.

Расчет затрат по проектному варианту

По проектному варианту работа специалистов в месяц составляет 18 часов.

По формуле (4.3) найдем затраты по проектному варианту.

Зная стоимость часа, получаем затраты по базовому варианту:

Затраты по базовому варианту составляют 3600 руб. в месяц.

Рассчитаем экономическую выгоду от внедрения АИС

Таким образом, после внедрения АИС эффективность работы повысилась примерно на 7200 рублей за месяц (43200 за полгода) в стоимостном выражении.

4.4 Оценка эффективности проекта

После внедрения автоматизированной информационной системы планируется получить экономию за счет снижения трудоемкости процесса подготовки и обмена документацией.

Для оценки эффективности проекта внедрения АИС для предприятия заказчика будет использован разностный подход.

Расчетный период проекта составляет 2 года. Шаг планирования - полгода. Всего интервалов планирования 4. Инвестиционные вложения условно отнесены к нулевому периоду t₀.

Инвестиционные затраты составили 72885 рублей. Инвестиционные затраты осуществляются в начальный момент времени t₀.

,	(4.4)
где i - количество интервалов в году, СД - годовая ставка дисконтирования, (%).

В расчете на интервал планирования (полгода) ставка составляет 4, 04%.

.= 4, 04%

Чистый доход проекта, по формуле (4.5) составит:

(4.5)

где CFi - чистый операционный денежный поток i-го шага расчета, определяется как сумма чистой прибыли, остающейся в распоряжении; KV - инвестиционные затраты, необходимые для реализации проекта (чаще всего относятся к базовому моменту времени t0)

(руб.).

Чистый дисконтированный доход проекта рассчитывается по формуле (4.6):

NPV(ЧДД) = , ,

(4.6)

где E - ставка дисконтирования в расчете на интервал планирования (квартал), в долях.

Рентабельность инвестиций рассчитывается по формуле (4.7):

(4.7)

где - чистый операционный денежный поток i-го шага расчета, определяется как сумма чистой прибыли, остающейся в распоряжении предприятия и амортизации на каждом i-м шаге расчета; KV - инвестиционные затраты 0-го шага расчета, необходимые для реализации проекта (чаще всего относятся к базовому моменту времени t₀); Т - срок жизни проекта (расчетный период); i - номер шага расчета.

Внутренняя норма доходности может быть определена по формуле (4.8).

(4.8)

где Е₁ - ставка дисконта, при которой ЧДД>0; Е₂ - ставка дисконта, при которой ЧДД<0.

Для получения отрицательного значения ЧДД норма дисконта была увеличена до 74% годовых (31, 91% с учетом интервалов планирования), отрицательное значение ЧДД составило:

рублей.

Используя (4.8) рассчитаем:

= 31, 72% за 6 месяцев (73, 51% годовых).

Отсюда годовая ставка ВНД составит:

Срок окупаемости определим в соответствии с формулой (4.9), только для дисконтированных денежных потоков. Таким образом, дисконтированный срок окупаемости составит:

(4.9)

где i_m - номер периода, в котором выполняется условие (4.10):

(4.10)

где - сумма чистого денежного потока за m периодов, при котором выполняется условие, CF_m+1- значение денежного потока в момент времени (m+1).

Срок окупаемости проекта 1 год 1 месяц.

Планирование денежных потоков представлено в таблице 4.4.

Таблица 4.4 - Планирование денежных потоков

Статья	0	1	2	3	4
I. Инвестиционные затраты (I)	72885, 00
II. Операционная деятельность
Экономия затрат (З0-З1)		43200, 00	43200, 00	43200, 00	43200, 00
Налог на прибыль (в части экономии затрат) (ΔНп)		8640, 00	8640, 00	8640, 00	8640, 00
Чистая прибыль (как результат экономии) (ΔЧП)		34560, 00	34560, 00	34560, 00	34560, 00
III. Эффективность проекта
- чистый денежный поток от операционной деятельности (CF)		34560, 00	34560, 00	34560, 00	34560, 00
- чистый денежный поток проекта (NCF)	-72885, 00	34560, 00	34560, 00	34560, 00	34560, 00
- чистый денежный поток проекта кумулятивный (накопленный)	-72885, 00	-38325, 00	-3765, 00	30795, 00	65355, 00
норма дисконтирования (при Е=8.25% годовых)	1, 00	0, 96	0, 92	0, 89	0, 85
- дисконтированный денежный поток	-72885, 00	33216, 95	31926, 10	30685, 41	29492, 93
-дисконтированный денежный поток кумулятивный (накопленный)	-72885, 00	-39668, 05	-7741, 95	22943, 46	52436, 39

Таким образом, АИС учета, приема и сбыта нефтепродуктов экономически эффективна для ООО «РН-Няганьнефтегаз»: позволяет снизить трудоемкость и уменьшить время работы, чистый доход от внедрения за 2 года составит 65355 руб., чистый дисконтированный доход 52436, 39 руб., рентабельность инвестиций - 1, 72, внутренняя норма доходности 73, 51% годовых. Проект окупается за 1 год 1 месяц.

5. Безопасность жизнедеятельности

.1 Организация рабочего места

Широкое применение информационных технологий, в частности, компьютерной техники для обработки информации, находит все большее распространение. Оно обеспечивает переход на новые технологии управления бизнес-процессами, управления предприятием, что способствует повышению производительности труда, снижению временных затрат и трудоемкости операций персонала, а в общем, большей эффективности функционирования организации в условиях рыночных отношений.

Вместе с тем, компьютерная техника является источником неблагоприятных факторов воздействия на состояние человека, и при неправильной эксплуатации, особенно в неприспособленных для этого помещениях, способна нанести вред здоровью пользователей. Платой за неправильное обращение с компьютером могут стать снижение работоспособности, ухудшение самочувствия, депрессия. Существует еще целый ряд негативных последствий, которые человек часто никак не связывает с работой на компьютере.

Основные вредные факторы, действующие на пользователя при работе за компьютером это сидячее положение работающего, влияние на зрение, утомление рук, нервно-психические нагрузки, шум, электромагнитные и электростатические поля, другие вредные факторы в офисах.

В связи с этим федеральными органами исполнительной власти предлагаются Рекомендации по использованию компьютерной техники, выполнение которых способствует улучшению условий труда работников.

В данном дипломном проекте рассматривается разработка АИС учета, приемки и сбыта нефтепродуктов для нефтебаз ОАО «РН-Няганьнефтегаз».

ОАО «РН-Няганьнефтегаз» с 2009 года проводит активное обновление и автоматизацию своих технических и бизнес-процессов. Составной частью успеха компании является не только высокая квалификация персонала, но и внедрение специального программного обеспечения.

Работа с программным обеспечением, внедренным в результате проекта, предполагается на компьютерах, размещенных в офисном помещении. Выполняемые работы относятся к категории 1 А - это работы, производимые сидя и не требующие физического напряжения, при которых расход энергии составляет до 120 ккал/ч.

Пользователями АИС станут менеджер по работе с клиентами и оператор.

Гигиенические требования к персональным электронно-вычислительным машинам и организации работы определены в СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03. Требования Санитарных правил направлены на предотвращение неблагоприятного влияния на здоровье человека вредных факторов производственной среды и трудового процесса при работе с ПЭВМ [11].

Площадь на одно рабочее место пользователей ПЭВМ с мониторами на базе электроннолучевой трубки (ЭЛТ) должна составлять не менее 6 м², в помещениях культурно-развлекательных учреждений и с мониторами на базе плоских дискретных экранов (жидкокристаллические, плазменные) - 4, 5 м².

При использовании ПВЭМ с монитором на базе ЭЛТ (без вспомогательных устройств - принтер, сканер и др.), отвечающих требованиям международных стандартов безопасности компьютеров, с продолжительностью работы менее 4-х часов в день допускается минимальная площадь 4, 5 м²на одно рабочее место пользователя.

Полимерные материалы могут использоваться для отделки интерьера помещений с ПЭВМ при наличии санитарно-эпидемиологического заключения.

Помещения, где размещаются рабочие места с ПЭВМ, должны быть оборудованы защитным заземлением (занулением) в соответствии с техническими требованиями по эксплуатации.

Эргономические требования к рабочему месту должны соответствовать ГОСТ 12.2.032-78 ССБТ. Требования к организации рабочих мест пользователей ПЭВМ определены в 2.2.2/2.4.1340-03.

При организации рабочего места оператора ПЭВМ должны быть соблюдены следующие основные условия: оптимальное размещение оборудования, входящего в состав рабочего места и достаточное рабочее пространство, позволяющее осуществлять все необходимые движения и перемещения.

Главными элементами рабочего места оператора ПЭВМ являются стол и кресло. Основным рабочим положением является положение сидя. Рациональная планировка рабочего места предусматривает четкий порядок и постоянство размещения предметов, средств труда и документации.

При размещении рабочих мест с ПЭВМ расстояние между рабочими столами с видеомониторами, должно быть не менее 2, 0 м, а расстояние между боковыми поверхностями видеомониторов - не менее 1, 2 м.

Рабочие места с ПЭВМ при выполнении творческой работы, требующей значительного умственного напряжения или высокой концентрации внимания, рекомендуется изолировать друг от друга перегородками высотой 1, 5 - 2, 0 м.

Экран видеомонитора должен находиться от глаз на расстоянии 600 - 700 мм, но не ближе 500 мм с учетом размеров алфавитно-цифровых знаков и символов.

Конструкция рабочего стула (кресла) должна обеспечивать поддержание рациональной рабочей позы при работе на ПЭВМ позволять изменять позу с целью снижения статического напряжения мышц шейно-плечевой области и спины для предупреждения развития утомления. Рабочий стул (кресло) должен быть подъемно-поворотным, регулируемым по высоте и углам наклона сиденья и спинки, а также расстоянию спинки от переднего края сиденья, при этом регулировка каждого параметра должна быть независимой, легко осуществляемой и иметь фиксацию.

Высота рабочей поверхности стола для взрослых пользователей должна регулироваться в пределах 680 - 800 мм; при отсутствии такой возможности высота рабочей поверхности стола должна составлять 725 мм. Рабочий стол должен иметь пространство для ног высотой не менее 600 мм, шириной - не менее 500 мм, глубиной на уровне колен - не менее 450 мм и на уровне вытянутых ног - не менее 650 мм.

Рабочее место пользователя ПЭВМ следует оборудовать подставкой для ног, имеющей ширину не менее 300 мм, глубину не менее 400 мм, регулировку по высоте в пределах до 150 мм и по углу наклона поверхности подставки до 20°.

Клавиатуру следует располагать на поверхности стола на расстоянии 100 - 300 мм от края, обращенного к пользователю или на специальной, регулируемой по высоте поверхности, отделенной от основной столешницы.

5.2 Производственное освещение

Нормальные условия работы могут быть обеспечены лишь при достаточном освещении рабочих зон. Правильное освещение при работе с компьютером является одним из важнейших требований для снижения негативного воздействия на организм человека, повышения безопасности и производительности труда. Недостаточность освещения приводит к напряжению зрения, ослабляет внимание, приводит к преждевременной усталости. Чрезмерно яркое освещение вызывает ослепление, раздражение и резь в глазах. Неправильное направление света на рабочем месте может создавать резкие тени, блики, также утомляющие зрение человека.

Согласно СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03 помещения для эксплуатации ПЭВМ должны иметь естественное и искусственное освещение. Окна преимущественно должны быть ориентированы на север и северо-восток. Оконные проемы должны быть оборудованы регулируемыми устройствами типа: жалюзи, занавесей, внешних козырьков и других.

Требуемый уровень освещения определяется степенью точности зрительных работ. При выполнении работ высокой точности общая освещенность должна составлять 300 лк, а комбинированная - 750 лк; аналогичные требования при выполнении работ средней точности - 200 и 300 лк соответственно.

Кроме того, все поле зрения должно быть освещено достаточно равномерно - это основное гигиеническое требование.

Иными словами, степень освещения помещения и яркость экрана компьютера должны быть примерно одинаковыми.

5.3 Микроклимат

Микроклимат на рабочем месте определяется температурой воздуха, относительной влажностью, скоростью движения воздуха, барометрическим давлением и интенсивностью теплового излучения от нагретых поверхностей. Параметры микроклимата могут меняться в широких пределах, в то время как необходимым условием жизнедеятельности человека является поддержание постоянства температуры тела благодаря терморегуляции, т.е. способности организма регулировать отдачу тепла в окружающую среду. Принцип нормирования микроклимата - создание оптимальных условий для теплообмена тела человека с окружающей средой. В помещениях, оборудованных ПЭВМ, должна проводится ежедневная влажная уборка и систематическое проветривание после каждого часа работы на ПЭВМ. Вычислительная техника является источником тепловыделений, что может привести к повышению температуры и снижению относительной влажности в помещении. В помещениях, где установлены компьютеры, должны соблюдаться установленные параметры микроклимата. В санитарных нормах СН-245-71 установлены величины параметров микроклимата, создающие комфортные условия Эти нормы устанавливаются в зависимости от времени года, характера трудового процесса и характера производственного помещения, приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Параметры микроклимата для помещений, где установлены компьютеры

Период года	Параметр микроклимата	Величина
Холодный	Температура воздуха в помещении	22…24°С
	Относительная влажность	40…60%
	Скорость движения воздуха	до 0, 1м/с
Теплый	Температура воздуха в помещении	23…25°С
	Относительная влажность	40…60%
	Скорость движения воздуха	0, 1…0, 2м/с

Для обеспечения комфортных условий используются как организационные методы (рациональная организация проведения работ в зависимости от времени года и суток, чередование труда и отдыха), так и технические средства (вентиляция, кондиционирование воздуха, отопительная система).

В помещениях, где используются компьютеры, формируются специфические условия окружающей среды - микроклимата. Для поддержания нормальной температуры и относительной влажности в помещении необходимо регулярное проветривание, а так же наличие систем ионизирования и кондиционирования воздуха. Для улучшения микроклимата так же важна грамотная организация освещения. Специалисты рекомендуют применять преимущественно люминесцентные лампы. Их располагают в виде сплошных или прерывистых линий, расположенных сбоку от рабочих мест, параллельно линии мониторов. Существуют специальные люминесцентные лампы, которые излучают свет различного качества, имитируя, таким образом, полный спектр естественного солнечного света.

5.4 Шум и вибрация

Шум ухудшает условия труда, ослабляет внимание, замедляет скорость психических реакций.

Появляется усталость в связи с повышенными энергетическими затратами и нервно-психическим напряжением, ухудшается речевая коммутация.

Работающие в условиях длительного шумового воздействия испытывают раздражительность, головные боли, головокружение, повышенную утомляемость, боли в ушах и т.д.

Допустимые параметры уровней звука и звукового давления по СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03 представлены в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Допустимые значения уровней звукового давления в октавных полосах частот и уровня звука, создаваемого ПЭВМ

Уровни звукового давления, дБ, в октавных полосах со среднегеометрическими частотами, Гц									Уровень звука и эквивалентный уровень звука, дБА
31, 5	63	125	250	500	1000	2000	4000	8000
86	71	61	54	49	45	42	40	38	50

Эквивалентный уровень звука не должен превышать 50 дБА. Для снижения уровня шума стены и потолок помещений, где установлены компьютеры, могут быть облицованы звукопоглощающими материалами. Уровень вибрации в помещениях вычислительных центров может быть снижен путем установки оборудования на специальные виброизоляторы.

5.5 Электромагнитное излучение

Считается, что как кратковременное, так и длительное воздействие всех видов излучения от экрана монитора не опасно для здоровья персонала, обслуживающего компьютеры.

Однако, исчерпывающих данных относительно опасности воздействия излучения от мониторов на работающих с компьютерами, не существует и исследования в этом направлении продолжаются.

Максимальный уровень рентгеновского излучения на рабочем месте оператора ПЭВМ обычно не превышает 10 мкбэр/ч, а интенсивность ультрафиолетового и инфракрасного излучений от экрана монитора лежит в пределах 10…100 мВт/м².

Допустимые значения параметров неионизирующих электромагнитных излучений в соответствии с СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03 приведены в таблице 5.3.

Обеспечение электромагнитной безопасности работающих за компьютером с дополнительными периферийными устройствами - серьезная проблема.

При одновременном их включении вокруг пользователя создается поле с широким частотным спектром. В этом случае немаловажную роль играет оборудование рабочего места в помещении.

Однако на практике обеспечить нормальную электромагнитную обстановку удается далеко не всегда. Специалисты предлагают принять во внимание следующее:

- помещение, где эксплуатируются компьютеры и периферия к ним, должно быть удалено от посторонних источников электромагнитных излучений (электрощиты, трансформаторы и т.д.);

- если на окнах помещения имеются металлические решетки, то они должны быть заземлены, т.к. несоблюдение этого правила может привести к резкому локальному повышению уровня полей в какой-либо точке помещения и сбоям в работе компьютера.

Особое внимание следует уделять организации групповых рабочих мест, так как в этом случае пользователь подвержен излучению не только своего компьютера, но и тех, которые расположены рядом с ним.

Каждое рабочее место создает своеобразное магнитное поле, радиус которого может быть 1, 5 м и более, причем излучение исходит не только от экрана, но и от задней и боковых стенок монитора.

Специалисты советуют размещать рабочие места с компьютерами так, чтобы расстояние между боковыми стенками дисплея соседних мониторов было не менее 1, 2 м, а расстояние между передней поверхностью монитора в направлении тыла соседнего монитора - не менее 2 м.

Такая планировка рабочих мест способствует защите пользователя от электромагнитных излучений соседних компьютеров.

Для снижения воздействия этих видов излучения рекомендуется применять мониторы с пониженным уровнем излучения, ЖК-мониторы, устанавливать защитные экраны, а также соблюдать регламентированные режимы труда и отдыха.

Таблица 5.3 - Допустимые значения параметров неионизирующих электромагнитных излучений (в соответствии с СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03)

Наименование параметра		Допустимые значения
Напряженность электрического поля	в диапазоне частот 5 Гц - 2 кГц	25 В/м
	в диапазоне частот 2 кГц - 400 кГц	2, 5 В/м
Плотность магнитного потока	в диапазоне частот 5 Гц - 2 кГц	250 нТл
	в диапазоне частот 2 кГц - 400 кГц	25 нТл
Электростатический потенциал экрана видеомонитора		500 В

.6 Безопасность технологических процессов и оборудования

Безопасность технологических процессов и производственного оборудования обеспечивается на этапах их проектирования и эксплуатации соблюдением требований системы стандартов безопасности труда, норм и правил.

На рабочем месте менеджера и оператора установлен ПК, основными вредными факторами которого являются электромагнитное излучение и утомление при длительной работе.

5.7 Электробезопасность

Помещение автоматизируемого отдела по опасности поражения электрическим током можно отнести к 1 классу, т.е. это помещение без повышенной опасности (сухое, бес пыльное, с нормальной температурой воздуха, изолированными полами и малым числом заземленных приборов).

На рабочем месте оператора ПЭВМ из всего оборудования металлическим является лишь корпус системного блока компьютера, но здесь используются системные блоки, отвечающие стандарту фирмы IBM, в которых кроме рабочей изоляции предусмотрен элемент для заземления и провод с заземляющей жилой для присоединения к источнику питания.

Мероприятия по снижению опасности поражения электрическим током должны соответствовать ГОСТ 12.1.038-82; ГОСТ 12.1.009-78; ГОСТ 12.2.007-75.

Степень опасного и вредного воздействия на человека электрического тока, электрической дуги и электромагнитных полей зависит от:

- Рода и величины напряжения и тока;

- Частоты электрического тока;

- Пути тока через тело человека;

- Продолжительности воздействия на организм человека.

Электробезопасность в помещении лаборатории обеспечивается техническими способами и средствами защиты, а так же организационными и техническими мероприятиями.

Электробезопасность обеспечивается в соответствии с ГОСТ 12.1.030 - 81. Опасное и вредное воздействие на людей электрического тока проявляется в виде электротравм и профессиональных заболеваний.

Электробезопасность в лаборатории обеспечивается техническими способами и средствами защиты, а так же организационными и техническими мероприятиями.

Рассмотрим основные причины поражения оператора ПЭВМ электрическим током на рабочем месте:

- Прикосновение к металлическим нетоковедущим частям системного блока ПЭВМ, которые могут оказаться под напряжением в результате повреждения изоляции;

- Запрещенное использование электрических приборов, таких как электрические плиты, чайники, обогреватели.

Так как все токоведущие части ЭВМ изолированы, то случайное прикосновение к токоведущим частям исключено.

Для обеспечения защиты от поражения током при прикосновении к металлическим нетоковедущим частям, которые могут оказаться под напряжением в результате повреждения изоляции, рекомендуется применять защитное заземление.

Заземление корпуса ЭВМ обеспечено подведением заземляющей жилы к питающим розеткам. Сопротивление заземления 4 Ом, согласно (ПУЭ) для электроустановок с напряжением до 1000В.

Основным организационным мероприятием является инструктаж и обучение безопасным методам труда, а так же проверка знаний правил безопасности и инструкций в соответствии с занимаемой должностью применительно к работе.

При проведении незапланированного и планового ремонта вычислительной техники выполняются следующие действия:

- Отключение компьютера от сети;

- Проверка отсутствия напряжения.

После выполнения этих действий проводится ремонт неисправного оборудования. Если ремонт проводится на токоведущих частях, находящихся под напряжением, то выполнение работы проводится не менее чем двумя лицами с применением электрозащитных средств.

5.8 Пожарная безопасность

Степень огнестойкости зданий принимается в зависимости от их назначения, категории по взрывопожарной и пожарной опасности, этажности, площади этажа в пределах пожарного отсека. Здание, в котором находится автоматизируемый отдел по пожарной опасности строительных конструкций, относится к категории K1 (малопожароопасное), поскольку здесь присутствуют горючие (книги, документы, мебель, оргтехника и т.д.) и трудносгораемые вещества (сейфы, различное оборудование и т.д.), которые при взаимодействии с огнем могут гореть без взрыва.

По конструктивным характеристикам здание можно отнести к зданиям с несущими и ограждающими конструкциями из естественных или искусственных каменных материалов, бетона или железобетона, где для перекрытий допускается использование деревянных конструкций, защищенных штукатуркой или трудногорючими листовыми, а также плитными материалами. Следовательно, степень огнестойкости здания можно определить как третью (III).

При эксплуатации ЭВМ возможно возникновение аварийных ситуаций:

- короткие замыкания - появление в результате резкого возрастания силы тока, электрических искр, частиц расплавленного металла, электрической дуги, открытого огня, воспламенившейся изоляции;

- перегрузки - чрезмерное нагревание отдельных элементов, которое может происходить при ошибках проектирования в случае длительного прохождения тока, превышающего номинальное значение;

- повышение переходных сопротивлений в электрических контактах - возможность воспламенения изоляции или др. горючих близлежащих материалов от тепла, возникающего в месте аварийного сопротивления (в переходных клеммах, переключателях и др.);

- возникновение токов утечки - локальный нагрев изоляции между отдельными токоведущими элементами и заземленными конструкциями;

- перенапряжение - нагревание токоведущих частей за счет увеличения токов, проходящих через них, за счет увеличения перенапряжения между отдельными элементами электроустановок. Возникает при выходе из строя или изменении параметров отдельных элементов.

На долю пожаров, возникающих в установках, приходится 20%.

Пожарная профилактика представляет собой комплекс организационных и технических мероприятий, направленных на обеспечение безопасности людей, на предотвращении пожара, ограничение его распространения, а также создание условий для успешного тушения пожара. Для профилактики пожара чрезвычайно важна правильная оценка пожароопасности здания, определение опасных факторов и обоснование способов и средств пожаропредупреждения и защиты.

Одно из условий обеспечения пожаробезопасности - ликвидация возможных источников воспламенения.

Противопожарная защита должна достигаться:

- применением средств пожаротушения согласно СП 9.13130.2009 «Техника пожарная. Огнетушители»;

- применением автоматических установок пожарной сигнализации и пожаротушения согласно СП 1.13130.2009 "Системы противопожарной защиты. Эвакуационные пути и выходы";

- применением основных строительных конструкций и материалов, с нормированными показателями пожарной опасности СП 2.13130.2009 «Обеспечение огнестойкости объектов защиты»;

- организацией с помощью технических средств, включая автоматические, своевременного оповещения и эвакуации людей СП 3.13130.2009 «Система оповещения и управления эвакуацией людей при пожаре»;

- применением средств противодымной защиты.

Для обеспечения эвакуации необходимо согласно СП 1.13130.2009 «Эвакуационные пути и выходы»:

- установить количество, размеры, и соответствующее конструктивное исполнение эвакуационных путей и выходов;

- обеспечить возможность беспрепятственного движения людей по эвакуационным путям;

- организовать при необходимости управление движением людей по эвакуационным путям (световые указатели, звуковое и речевое оповещение и т. п.).

Организационно-технические мероприятия должны включать:

- организацию пожарной охраны;

- паспортизацию веществ, материалов, изделий, технологических процессов, зданий и сооружений объектов в части обеспечения пожарной безопасности;

- организацию обучения работников правилам пожарной безопасности на производстве;

- разработку и реализацию норм и правил пожарной безопасности, инструкций о порядке обращения с пожароопасными веществами и материалами, о соблюдении противопожарного режима и действиях людей при возникновении пожара;

- разработку мероприятий по действиям персонала на случай возникновения пожара и организацию эвакуации людей.

Меры пожарной профилактики:

- строительно-планировочные - определяются огнестойкостью зданий и сооружений (выбор материалов конструкций: сгораемые, несгораемые, трудно сгораемые) и пределом огнестойкости;

- технические - это соблюдение противопожарных норм при эвакуации систем вентиляции, отопления, освещения, электрического обеспечения

- организационные - проведение обучения по пожарной безопасности, соблюдению мер по пожарной безопасности.

Способы и средства тушения пожаров:

- Снижение концентрации кислорода в воздухе;

- Понижение температуры горючего вещества ниже температуры воспламенения;

- Изоляция горючего вещества от окислителя.

Огнегасительные вещества: вода, песок, пена, порошок, газообразные вещества и не поддерживающие горение (хладон), инертные газы, пар.

Средства пожаротушения:

Ручные:

- огнетушители химической пены;

- огнетушитель пенный;

- огнетушитель порошковый;

- огнетушитель углекислотный, бромэтиловый.

Противопожарные системы:

- система водоснабжения;

- пеногенератор.

Системы автоматического пожаротушения с использованием средств автоматической сигнализации:

- пожарный извещатель (тепловой, световой, дымовой, радиационный);

- Для ВЦ используются тепловые датчики-извещатели типа ДТЛ, дымовые радиоизотопные типа РИД.

Система пожаротушения ручного действия (кнопочный извещатель).

Для ВЦ используются огнетушители углекислотные ОУ, ОА (создают струю распыленного бром этила) и системы автоматического газового пожаротушения, в которой используется хладон или фреон как огнегасительное средство.

Для осуществления тушения загорания водой в системе автоматического пожаротушения используются устройства спринклеры и дренчеры. Их недостаток - распыление происходит на площади до 15 м².

5.9 Охрана окружающей среды

Комфортные и безопасные условия труда - один из основных факторов влияющих на производительность людей работающих с ПЭВМ.

Одним из основных факторов, влияющих на окружающую среду, со стороны компьютерной техники является электромагнитное излучение.

Однако его показатели входят в предельно допустимые нормы.

Менеджер и оператор работают в офисном здании и согласно СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03 «Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов» специальной санитарно-защитной зоны не требуется.

5.10 Оценка параметров световой среды кабинета менеджера

Оценка параметров световой среды сводится к оценке естественного и искусственного освещения, а также установке класса условий труда, согласно источнику [12-13].

Кабинет менеджера находится в офисном здании и имеет размер 3 метра в ширину, 4 метров в длину, при высоте потолков 2, 5 метра. В кабинете установлен 1 персональный компьютеров-моноблоков i-Mac 20. В помещении 2 окна, общей площадью 4, 5 м². Для освещения выбраны люминесцентные лампы типа ЛД-40 (F_Л = 2300 Лм) по ГОСТ 6825-70. N_св= 5 штук, N_л= 10 штук для помещения S = 12 м².

Исходные данные для расчета приведены в таблице 5.4

Таблица 5.4 - Исходные данные для расчета

Размеры помещения (длина, ширина), м	Показатели искусственного освещения						Показатели естественного освещения
	Тип ламп	Мощность ламп, Вт	Количество ламп в светильнике, шт	Количество светильников, шт	Коэффициент неравномерности освещения, Z	Коэффициент пульсации освещенности Кп, %	Освещенность рабочей поверхности на расстоянии 1 м от стены, наиболее удаленной от световых проемов, лк	Освещенность под открытым небом, лк

342.5	ЛД-40	40	2	5	1, 15	менее 1	20	3900

Значения показателей естественного и искусственного освещения в кабинете определяем по формуле (5.1):

(5.1)

где - естественная освещенность внутри помещения, - освещенность под открытым небом

Расчет коэффициента естественного освещения показал:

= 0, 51%

Расчет освещенности искусственным освещением горизонтальной рабочей поверхности выполняется по формуле (5.2):

(5.2)

где: - световой поток одной лампы, лм, = 2700 лм; - число ламп в светильнике, 2 шт.; - число светильников в помещении, 5 шт.; - коэффициент использования светового потока. Принимается равным 0, 5; - площадь освещаемого помещения, 12 м²; - коэффициент неравномерности освещения, 1, 15; - коэффициент запаса, учитывающий снижение освещенности вследствие загрязнения и старения ламп и светильников, а также снижения отражающих свойств поверхностей помещения. Принимается равным 1, 4.

Проведем расчет

Проводим оценку параметров световой среды по рассчитанным значениям показателей естественного и искусственного освещения.

Нормативная освещенность для кабинета равна 300 лк.

Класс условий труда:

а) по показателю естественной освещенности (КЕО=0, 51%) - допустимый (2).

б) по показателю искусственного освещения (Е=699 лк) - допустимый (2)

в) по коэффициенту пульсации (менее 1%) - допустимый (2).

Класс условий труда - допустимый (2).

5.11 Заключение по главе БЖД и экология

Грамотно организованное рабочее место помогает снизить вероятность получения заболеваний, снижения здоровья всвязи с активным использованием компьютера сотрудниками и учениками.

На основании изученной литературы, были указаны оптимальные размеры рабочего стола и кресла, рабочей поверхности, а также проведена оценка световой среды в кабинете менеджера.

Оценка показала хорошие показатели условий труда (класс условий труда - допустимый (2)), КЕО = 0, 51%, искусственное освещение равно 699 лк.

Заключение

Добыча нефти в наши дни является основой экономики и энергетики нашей страны. В этой работе участвуют как маленькие компании, так и большие государственные корпорации, такие как НК «Роснефть».

Стремительный рост спроса на нефть и нефтепродукты привел к необходимости больших объемов добычи, что, в свою очередь, привело к необходимости создания большого числа нефтехранилищ. Использующееся с советских времен оборудование для нефтебаз, в большинстве случаев устарело. Достижение высоких экономических показателей требует внедрения новых решений по автоматизации нефтебаз.

Действующие нефтебазы и склады горюче-смазочных материалов часто сталкиваются с тем, что используют в своей работе оборудование и технологии, не обеспечивающие должный уровень технологической и экологической безопасности и точности учета. Внедрение систем комплексной автоматизации должно решить эти проблемы, повысить производственную и финансовую эффективность эксплуатируемых объектов и сократить до минимума экологические риски.

ОАО «РН-Няганьнефтегаз» - дочернее предприятие компании Роснефть, обладает самыми крупными в Западной Сибири остаточными запасами нефти, большинство из них принадлежат категории трудно извлекаемых. Помимо добычи нефти и газа, компания занимается ее хранением, сбытом, переработкой.

В наши дни, наибольшее внимание руководство компании уделяет совершенствованию управленческих процессов, процессов учета и отчетности. Точный учет нефтепродуктов, документирование операций, повышение оперативности и достоверности данных должны повысить эффективность деятельности и повышению доходов. Этого можно достичь, применяя современную комплексную систему, работающую совместно с АСУ ТП нефтебазы.

В данном дипломном проекте рассматривается разработка верхнего уровня комплексной системы управления нефтебазой, а именно АИС учета, приемки и сбыта нефтепродуктов для нефтебазы ОАО «РН-Няганьнефтегаз»».

Основными пользователями АИС должны стать сотрудники бухгалтерии, менеджеры по работе с клиентами.

В результате дипломного проектирования была разработана удобная АИС учета, приемки и сбыта нефтепродуктов для нефтебаз ОАО «РН-Няганьнефтегаз».

АИС позволяет проводить удаленное управление и контроль за технологическим процессом приема и отпуска ГСМ из центрального офиса. В связке с АСУ ТП есть возможность узнать остатки в резервуарах, приходы, расходы и любую другую отчетность в режиме реального времени.

Целью дипломного проекта было повышение эффективности учета, приемки и сбыта нефтепродуктов за счет разработки АИС для ОАО «РН-Няганьнефтегаз».

Для достижения цели были выполнены следующие задачи:

- проведен обзор процесса учета, приемки и сбыта нефтепродуктов на нефтебазе;

- сформированы требования к функциональности АИС учета, приемки и сбыта нефтепродуктов;

- определена структура и информационная модель АИС, разработаны алгоритмы работы АИС;

- разработана АИС учета, приемки и сбыта нефтепродуктов для нефтебаз ОАО «РН-Няганьнефтегаз».

АИС учета, приема и сбыта нефтепродуктов была разработана с учетом пожеланий конечных пользователей - менеджеров отдела по работе с клиентами..

АИС позволяет менеджерам оперативно просматривать необходимую информацию об остатках нефтепродуктов на нефтебазе, формировать внутренние распоряжения по приемке, перевалке и отгрузке нефтепродуктов, автоматизировать процесс учета, движения нефтепродуктов, тем самым повысив результативность труда работников бухгалтерии.

Оценка эффективности внедрения АИС показала: инвестиционные затраты на разработку программного обеспечения составили 72885 рублей, срок окупаемости проекта - 1 год 1 месяц, рентабельность инвестиционных затрат - 1, 72, чистый дисконтированный доход за 2 года - 52436 рублей.

Разработанное программное обеспечение внедряется в работу менеджеров ОАО «РН-Няганьнефтегаз».

Список использованных источников

1 Л.А. Мацкин, И.Л. Черняк, М.С. Илембитов. Эксплуатация нефтебаз. Недра. М.:-1975.-392с.: ил.;

Т.Т. Стулов, Б.В. Поповский, О.М. Иванцов и др. Сооружение газохранилищ и нефтебаз. Учебное пособие. Недра. М.: 2013.-366с. ил.;

Принципы построения модели IDEF0, Модели AS-IS. [Электронный ресурс] // http://alice.pnzgu.ru/case/caseinfo/bpwin/part3.php;

Знакомство с методом построения диаграмм потоков данных DFD, [Электронный ресурс] // http://studysphere.ru/work.php?id=2810;

Курс проектирования UML [Электронный ресурс] // http://docs.kde.org/ stable/ru/kdesdk/umbrello/uml-elements.html;

Ш. А. Хамадеев, «Проектирование АСОИУ: Метод моделирования структуры данных ERD», 2014 г.;

Лазарус. FreePascal. [Электронный ресурс] // http://www.lazarus.freep ascal.org;

MySQL+Lazarus: Работа и базой данной на Web сервере из Lazarus. [Электронный ресурс] // http://www.freepascal.ru/article/lazarus/20090416150500/;

Экономическая часть дипломных проектов технических специальностей: Методические указания для студентов очной и заочной форм обучения специальности 220301 «Автоматизация технологических процессов и производств» / Составитель: О.А. Ахмадеева. - Набережные Челны: Изд-во ИНЭКА, 2015. - 62 с;

Коссов В.В., Ливщиц В.Н., Шахназарова А.Г. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов: (Вторая редакция). М.: Экономика, 2000. - 421с.;

СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03. Гигиенические требования к персональным электронно-вычислительным машинам и организации работы. М.: Изд-во стандартов, 2003: - 20 с;

Фролов А.В. Безопасность жизнедеятельности. Охрана труда: учеб. пособие для вузов / А.В. Фролов, Т.Н. Бахаева; под общ. ред. А.В. Фролова. - Изд. 2-е доп. и перераб. - Ростов Н/Д.: Феникс, 2008. - 750с;

М.К.Полтев, «Охрана труда в машиностроении» // Издательство: «Высшая школа», 1980 - 292 с.

Приложение

Исходный кодTForm1.FormCreate(Sender: TObject);:=0;:=0;.Interval:=2000;.Enabled:=true;;TForm1.Button1Click(Sender: TObject);.ShowModal;;TForm1.Button2Click(Sender: TObject);.ShowModal;;TForm1.Button3Click(Sender: TObject);.ShowModal;;TForm1.Timer1Timer(Sender: TObject);Connection1.Connected:=true;.Active:=true;.Active:=false;.SQL.Clear;.sql.add('SET character_set_client='+#39+'utf8'+#39+', character_set_connection='+#39+'cp1251'+#39+', character_set_results='+#39+'utf8'+#39+';');.ExecSQL;.SQL.Clear;.sql.add('SELECT REZERVUAR.REZERVUAR, NEFTEPRODUKT.NEFTEPRODUCT, REZERVUAR.VREZMAX, REZERVUAR.VREZNOW FROM REZERVUAR INNER JOIN NEFTEPRODUKT ON REZERVUAR.TIPREZ=NEFTEPRODUKT.ID ORDER BY REZERVUAR.TIPREZ, REZERVUAR.REZERVUAR');.Open;.Update;:=i+1;(i mod 2)=0 then.Panels[0].Text:='Обновление остатков'.Panels[0].Text:='';.First;SQLQuery1.EOF=false do begin:=j+1;j=1 then.Position:=Round((SQLQuery1.FieldByName('VREZNOW').AsInteger/SQLQuery1.FieldByName('VREZMAX').AsInteger)*100)if j=2 then.Position:=Round((SQLQuery1.FieldByName('VREZNOW').AsInteger/SQLQuery1.FieldByName('VREZMAX').AsInteger)*100)if j=3 then.Position:=Round((SQLQuery1.FieldByName('VREZNOW').AsInteger/SQLQuery1.FieldByName('VREZMAX').AsInteger)*100)if j=4 then.Position:=Round((SQLQuery1.FieldByName('VREZNOW').AsInteger/SQLQuery1.FieldByName('VREZMAX').AsInteger)*100)if j=5 then.Position:=Round((SQLQuery1.FieldByName('VREZNOW').AsInteger/SQLQuery1.FieldByName('VREZMAX').AsInteger)*100)if j=6 then.Position:=Round((SQLQuery1.FieldByName('VREZNOW').AsInteger/SQLQuery1.FieldByName('VREZMAX').AsInteger)*100)if j=7 then.Position:=Round((SQLQuery1.FieldByName('VREZNOW').AsInteger/SQLQuery1.FieldByName('VREZMAX').AsInteger)*100)if j=8 then.Position:=Round((SQLQuery1.FieldByName('VREZNOW').AsInteger/SQLQuery1.FieldByName('VREZMAX').AsInteger)*100)if j=9 then.Position:=Round((SQLQuery1.FieldByName('VREZNOW').AsInteger/SQLQuery1.FieldByName('VREZMAX').AsInteger)*100)if j=10 then.Position:=Round((SQLQuery1.FieldByName('VREZNOW').AsInteger/SQLQuery1.FieldByName('VREZMAX').AsInteger)*100)if j=11 then.Position:=Round((SQLQuery1.FieldByName('VREZNOW').AsInteger/SQLQuery1.FieldByName('VREZMAX').AsInteger)*100)if j=12 then.Position:=Round((SQLQuery1.FieldByName('VREZNOW').AsInteger/SQLQuery1.FieldByName('VREZMAX').AsInteger)*100);.Next;;;TForm2.FormCreate(Sender: TObject);Connection1.Connected:=true;.Active:=true;.Active:=false;.SQL.Clear;.sql.add('SET character_set_client='+#39+'utf8'+#39+', character_set_connection='+#39+'cp1251'+#39+', character_set_results='+#39+'utf8'+#39+';');.ExecSQL;.SQL.Clear;

//SQLQuery1.SQL.Add('SELECT * FROM RPRIEM');.sql.add('SELECT RPRIEM.RNUM, RPRIEM.RDATE, RPRIEM.REZERVUAR, RPRIEM.V, NEFTEPRODUKT.NEFTEPRODUCT, RPRIEM.RESULT FROM RPRIEM INNER JOIN NEFTEPRODUKT ON RPRIEM.TIPNP=NEFTEPRODUKT.ID ORDER BY RPRIEM.RNUM DESC');.Open;.Update;;TForm2.Button1Click(Sender: TObject);.Close;;TForm2.Button2Click(Sender: TObject);.ShowModal;;TForm2.Button3Click(Sender: TObject);.ShowModal;;TForm2.Button4Click(Sender: TObject);Connection1.Connected:=true;.Active:=true;.Active:=false;.SQL.Clear;.sql.add('SET character_set_client='+#39+'utf8'+#39+', character_set_connection='+#39+'cp1251'+#39+', character_set_results='+#39+'utf8'+#39+';');.ExecSQL;.SQL.Clear;.SQL.Add('DELETE FROM RPRIEM WHERE ID='+SQLQuery1.FieldByName('ID').asstring+'');.Open;.SQL.Clear;.sql.add('SELECT RPRIEM.RNUM, RPRIEM.RDATE, RPRIEM.REZERVUAR, RPRIEM.V, NEFTEPRODUKT.NEFTEPRODUCT, RPRIEM.RESULT FROM RPRIEM INNER JOIN NEFTEPRODUKT ON RPRIEM.TIPNP=NEFTEPRODUKT.ID ORDER BY RPRIEM.RNUM DESC');.Open;.Update;;TForm4.FormCreate(Sender: TObject);Connection1.Connected:=true;.Active:=true;.Active:=false;.SQL.Clear;.sql.add('SET character_set_client='+#39+'utf8'+#39+', character_set_connection='+#39+'cp1251'+#39+', character_set_results='+#39+'utf8'+#39+';');.ExecSQL;.SQL.Clear;.sql.add('SELECT * FROM NEFTEPRODUKT');.Open;.First;SQLQuery2.EOF=false do.Items.Add(SQLQuery2.FieldByName('NEFTEPRODUCT').AsString);.Next;;;;TForm4.DBLookupComboBox2Change(Sender: TObject);Connection1.Connected:=true;.Active:=true;.Active:=false;.SQL.Clear;.sql.add('SET character_set_client='+#39+'utf8'+#39+', character_set_connection='+#39+'cp1251'+#39+', character_set_results='+#39+'utf8'+#39+';');.ExecSQL;.SQL.Clear;.sql.add('SELECT * FROM REZERVUAR WHERE TIPREZ='+inttostr(DBLookupComboBox2.ItemIndex+1)+'');.Open;.First;.Items.Clear;.Items.Clear;SQLQuery1.EOF=false do.Items.Add(SQLQuery1.FieldByName('REZERVUAR').AsString);.Items.Add(SQLQuery1.FieldByName('REZERVUAR').AsString);;.Next;;TForm3.Button2Click(Sender: TObject);.Execute;CalendarDialog1.Execute then.Text:=DateToStr(CalendarDialog1.Date);;;TForm3.DBLookupComboBox2Change(Sender: TObject);Connection1.Connected:=true;.Active:=true;.Active:=false;.SQL.Clear;.sql.add('SET character_set_client='+#39+'utf8'+#39+', character_set_connection='+#39+'cp1251'+#39+', character_set_results='+#39+'utf8'+#39+';');.ExecSQL;.SQL.Clear;.sql.add('SELECT * FROM REZERVUAR WHERE TIPREZ='+inttostr(DBLookupComboBox2.ItemIndex+1)+'');.Open;.First;.Items.Clear;SQLQuery1.EOF=false do.Items.Add(SQLQuery1.FieldByName('REZERVUAR').AsString);.Next;;;TForm3.Button1Click(Sender: TObject);Connection1.Connected:=true;.Active:=true;.Active:=false;.SQL.Clear;.sql.add('SET character_set_client='+#39+'utf8'+#39+', character_set_connection='+#39+'cp1251'+#39+', character_set_results='+#39+'utf8'+#39+';');.ExecSQL;.SQL.Clear;.sql.add('INSERT INTO RPRIEM (RNum, RDate, Rezervuar, V, TipNP, RESULT) VALUES ('+Edit1.Text+', '+Edit2.Text+', '+DBLookupComboBox1.Items.Text+', '+Edit3.text+', '+inttostr(DBLookupComboBox2.ItemIndex)+', 1)');.Open;;TForm3.FormCreate(Sender: TObject);Connection1.Connected:=true;.Active:=true;.Active:=false;.SQL.Clear;.sql.add('SET character_set_client='+#39+'utf8'+#39+', character_set_connection='+#39+'cp1251'+#39+', character_set_results='+#39+'utf8'+#39+';');.ExecSQL;.SQL.Clear;.sql.add('SELECT * FROM NEFTEPRODUKT');.Open;.First;SQLQuery2.EOF=false do.Items.Add(SQLQuery2.FieldByName('NEFTEPRODUCT').AsString);.Next;;;

Разработка АИС учета, приемки и сбыта нефтепродуктов для нефтебазы ОАО 'РН-Няганьнефтегаз'

Разработка АИС учета, приемки и сбыта нефтепродуктов для нефтебазы ОАО 'РН-Няганьнефтегаз'

Похожие работы на - Разработка АИС учета, приемки и сбыта нефтепродуктов для нефтебазы ОАО 'РН-Няганьнефтегаз'