Внедрение компьютерной системы управления в магистральные нефтепроводы

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

Положим

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

при условии

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

Пусть

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

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

Тогда справедливы следующие рекуррентные соотношения:

(39)

(40)

(41)

(42)

(43)

Из соотношений (39) - (43) следует, что если заданы функции F1,…,

Fn-1, R0i(ti),T(ti), а также zi,di,vi, то можно определить все P1i(zi,…,z1,di,…,d1), P0i(zi-1,…,di-1,…,d1) и R1i(ti) для

Технологические ограничения процесса перекачки нефтей по трубопроводу имеют следующий вид:

(44)

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

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

2.5 Автоматизированные системы управления технологическим процессом магистральных нефтепроводов

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

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

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

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 4

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

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

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

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

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

Управление работой трубопровода сводится к:

1) контролю состоянием системы на основе мониторинга,

2) собственно управлению трубопроводом, которое включает

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

обнаружение, анализ и ликвидацию предаварийных ситуаций,

ликвидацию аварийных ситуаций;

3) долгосрочному или краткосрочному прогнозированию работы нефтепровода.

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

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

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

базы данных состояния всех структур,

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

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 5

2.6 Структура системы управления объектами нефтеперекачивающих управлении на базе компьютерной техники

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

Рисунок 6

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

Рисунок 7

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

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

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

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

При нечеткой исходной информации задачу оптимизации формализуем в виде многокритериальной задачи оптимизации. Оптимизация заключается в оценке возможных вариантов решений, что позволяет выбрать наилучшего из них по заданным критериям.

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

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

Формализуем задачу управления объектом исследования в условиях неопределенности нечеткости исходной информации. Пусть имеется один нормализованный критерий вида - 0(х) и L ограничений вида с нечеткими инструкциями - fq(x) >~bq, q = 1,…,L. Предположим, что функции принадлежности выполнения ограничений q(х) для каждого ограничения построены в результате диалога с ЛПР, специалистами-экспертами. Пусть известны, либо ряд приоритета I = {1,…,L}, либо весовой вектор = (1,…,L) для ограничений, отражающий взаимную важность ограничений на момент постановки задачи управления.

Тогда в общем виде задачу управления:

max 0(х),

xX

при условиях fq(х)>~bq, q = 1,L

можно записать:

max 0(х),

xX

X = {x: arg max q(х), q = 1,L}

x

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

max 0(х),

xX

X = {x: x q(х) = 1, q = 1,L}

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

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

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

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

max 0(х), (45)

xX

L L

X = {x: arg max qq(х) q = 1 q q = 1,L} (46)

x q=1 q=1

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

Приведем описания алгоритма решения данной задачи.

Алгоритм ПМ-1.

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

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

Построить набор весовых векторов 1, 2,…,N, N = (p1 + 1)(p1 + 1) … (pL + 1), варьированием координат на отрезках [0,1] с шагом hq.

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

Решить N задач (45)-(46) при i, i = 1,…,N и определить решения: x*(i), 0(x*(i)), 1(x*(i)),…, L(x*(i))

Решения предъявить ЛПР для выбора лучших.

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

Рассмотрим ситуацию, когда приходится ставить задачу нечеткого математического программирования при наличии нескольких целевых функций (критериев) - производственная ситуация 2: (х) = (01(х),…, 0m(х)), известном ряде приоритета I = {1,…,m} или известном весовом векторе взаимной важности целевых функций (локальных критериев) = (1,…,m), i 0, i = 1,m, 1 + 2 + … + m = 1. Тогда можно привести следующую постановку многокритериальной задачи НМП:

max 0i(х), i = 1,m

x

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

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

max 0(х), (47)

x

m

0(х) = i qi(x). (48)

i=1

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

Алгоритм ПМ-2.

На основе экспертной оценки определить значений весового вектора, оценивающие взаимную важность локальных критериев (целевых функций) = (1,…,m), i 0, i = 1,m, 1 + 2 + … + m = 1.

Если 0i(х), i = 1,m и/или - определена нечетко, для них построить терм-множество и функции принадлежности.

Решить задачу (47)-(48):

m

max 0(х) = max i qi(x).

x x i=1

и для различных значений весового вектора определить набор решения x*(), 01(x*()), …, 0ь(x*()).

Полученный набор решения предъявить ЛПР для анализа и выбора лучших.

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

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

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

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

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

Пусть 0(x) = (01(x),…, (0m(x)) - нормализованный вектор критериев - (fi(x), i=), оценивающий эффективность решения (экономико-экологический показатель объекта). Допустим, что для каждого ограничения q(x) bq, q = построена функция принадлежности его выполнения q(x) q = . Известен либо ряд приоритетов для локальных критериев Ik = {1,…,m} и ограничений Ir = {1,…,L}, либо весовой вектор, отражающий взаимную важность критериев ( = (1, …,m)) и ограничений ( = (1,…,L)).

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

max 0i(x), i =

xX

X = {x: arg max q(x), q = },

x

можно записать в следующей постановке:

max 01(x), (49)

xX

X = {x: xarg (0i(x)ri)arg(11i(x)=22i(x)=…=LLi(x), i= (50)

где - логический знак «и», требующий, чтобы все связываемые им утверждения были истинны, ri - граничные значения для локальных критериев 0i(х), i= задаваемые ЛПР.

Меняя ri и вектор важности ограничений = (1,…,L), получаем семейство решений задачи (49)-(50) и x*(r, ). Выбор наилучшего решения можно осуществлять на основе диалога с ЛПР.

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

Алгоритм ГК-ПР:

Задается ряд приоритета для локальных критериев Ik = {1,…,m} (главный критерий должен иметь приоритет 1) и вводится значение весового вектора ограничений = (1,…,L), обеспечивающее 11i(x) = 22i(x) = … = LLi(x),

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

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

Максимизируется главный критерий (49) на множестве Х (50), определяются решения: x*(ri,), 01(x*(ri,)),…, 0m(x*(ri,)); 1(x*(ri,)),…, L(x*(ri, )), i=.

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

Поиск решения прекращается, выводятся результаты окончательного выбора ЛПР: значения вектора управления x*(ri,); значения локальных критериев 01(x*(ri,)),…, 0m(x*(ri,)) и степень выполнения ограничений 1(x*(ri,)),…, L(x*(ri, )).

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

3. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 Расчет экономического эффекта от внедрения компьютерной системы управления в магистральные нефтепроводы

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

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

Применение современных математических методов повышения качество работы установки;

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

Рациональное распределение функции между пользователем (производственный персонал) и компьютером

Эффективное использование возможности современных компьютерных систем;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Каждое слагаемое годового экономического эффекта Эгод определяется отдельно:

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

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

где - коэффициент роста перекачиваемой продукции;

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

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

2 Расчет годового прироста прибыли за счет снижение издержек производства:

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

где С1 = С/А1 = (68100/95440)100 = 0.89100 = 89 тиын,

С2 = Сс/А2 = (67211.449/78030)100 = 0.86100 = 87 тиын.

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

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

Произведем расчет слагаемых Сс:

Сsc = Cs(1-) = 530001.02(1 - 0.0033) = 53881.602 тыс.тенге,

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

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

Сtс = Сt (1 - t) = 49851.02(1-0.001) = 5079.615 тыс.тенге,

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Эгод = ((А2 - А1)/А1)П1 + ((С1 - С2)/100)А2 - ЕнКД = Эгод.v + Эгод.с - ЕНКД = 178.92 + 1560.60 - 0.15950 = 1685.5 тыс.тенге.

4. РАЗДЕЛ ОХРАНЫ ТРУДА И ЭКОЛОГИИ

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

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

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

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

контроле степени загрязнения атмосферы, воды и почвы нефтью;

контроле за утилизацией и своевременным удалением с территории твердых отходов;

своевременной ликвидации последствий загрязнения окружающей среды;

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

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

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

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

4.1 Взрывопожаробезопасность резервуаров, резервуарного оборудования и систем защиты

нефтепровод управление резервуарный оборудование

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

4.2 Система защиты резервуаров от коррозии

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

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

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

Для защиты наружной поверхности днища от почвенной коррозии применяют электрохимзащиту.

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

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

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

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

Ликвидация пожара проводится в соответствии с оперативным планом тушения пожара.

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

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

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

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

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

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

План ликвидации возможных аварий и аварийных утечек должен содержать:

оперативную часть;

техническую часть;

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

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

В плане должны быть представлены:

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

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

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

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

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

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

перечень мероприятий по предупреждению тяжелых последствий аварий;

порядок взаимодействия с газоспасательными, пожарными и другими специализированными службами;

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

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

мероприятия по предотвращению дальнейшего разлива и загорания нефти;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

исправности аварийной сигнализации, связи, аварийного освещения;

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

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

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

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

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

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

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Размещено на Allbest.ru