АВТОМАТИЗАЦИЯ, ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ И СВЯЗЬ В НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ 4

АВТОМАТИЗАЦИЯ,
ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ И СВЯЗЬ
В НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Научно-технический журнал
Апрель 2008 г.
Основан в 1973 г.
№4
Выходит 12 раз в год
СОДЕРЖАНИЕ
РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ:
Иванов А.П., Кизина И.Д. ОАО "Нефтеавтоматика" на пути совершенствования продукции и повышения качества услуг по метрологии и автоматизации
нефтегазовой отрасли и смежных отраслей ............................................................. 2
Минаков А.В., Белоусов Г.Г. Оптимальная программная реализация цифровых
ПИД-регуляторов с обратной связью для объектов с малым временем реакции
и переходными характеристиками высокого порядка ............................................. 5
Кузнецова Е.Е. Синтез цифровой системы автоматического управления насосным агрегатом ............................................................................................................. 8
Белоусов М.П. Опыт интеграции релейной и микропроцессорной автоматики в
системе виброконтроля насосных агрегатов .......................................................... 11
Мякишев П.В. Общие проблемы маршрутизации в ТСР/IP-сетях и варианты
решений ..................................................................................................................... 13
Мусин М.Р., Глушков Э.И. Оценка ближайших перспектив передачи данных
по цифровому протоколу в системах измерения количества и показателей качества нефти .............................................................................................................. 15
Валеева Л.Г., Швинд Н.Г. Программный комплекс "МЕТРОЛОГИЯ" в метрологическом обеспечении строящихся систем измерения количества и показателей качества нефти ................................................................................................ 18
Санарова К.А., Бурангулова С.Б., Гараев Р.М. Опыт внедрения программных
комплексов "МЕХАНИКА" и "МЕТРОЛОГИЯ" в ОАО "Белкамнефть" ............ 21
Хуснутдинов А.А., Жильцов А.А., Алабужев В.А., Гурин П.Г., Бронников В.Г.,
Синицын А.В. Новая подсистема "Оперативный анализ баланса материальных
и энергетических потоков " в КИС "АРМИТС" ОАО "Татнефть" ....................... 25
Токарев Д.В., Зозуля Ю.И., Зиятдинова Н.М. Мониторинг отказов технологического оборудования резервуарных парков на основе нейросетевых технологий ...28
Зозуля В.Ю., Зозуля Ю.И. Имитационное моделирование объектов нефтегазодобычи в подсистемах мониторинга ....................................................................... 32
Кизина И.Д. Математическое моделирование и прикладные информационные
технологии для MES-уровня управления ............................................................... 37
Новые нормативные документы ОАО "Нефтеавтоматика" .................................. 45
Уфимское наладочное управление и его продукция ............................................. 46
Гончаров А.А., Полторацкий В.М., Слепян М.А. Методы определения обводненности сырой нефти: отечественный и зарубежный опыт ...................................... 53
Полторацкий В.М., Гончаров А.А., Слепян М.А. О возможности внесения изменений в методику периодической поверки первичного преобразователя влагомера "Аквасенс" ........................................................................................................ 56
Полторацкий В.М., Гончаров А.А., Слепян М.А. О возможности использования
измерения плотности для определения обводненности продукции скважины
на групповой замерной установке ........................................................................... 59
Еременко Т.С. Стандартизация в ОАО "Нефтеавтоматика" в свете Закона
"О техническом регулировании" ............................................................................. 61
Алексеев С.В. Проблемы и решения в области управления интегрированными
производственно-экономическими системами ...................................................... 64
Кизина И.Д., Алексеев С.В., Петрунов Ю.С., Алабужев В.А. Методические основы оценки экономической эффективности в принятии решений о вариантах
создания и развития АСУ ........................................................................................ 68
Абрамов Г.С. (главный редактор),
Григорьев Л.И. (зам. главного редактора), Гуревич М.С., Лачков А.Г. (зам.
главного редактора), Лобода И.И.,
Панарин В.В., Пимкин М.А.,
Слепян М.А., Терехина Г.В.
Ведущий редактор: Г.В. Терехина
Компьютерный набор:
В.В. Васина, Н.А. Аспосова
Компьютерная верстка: Е.В. Кобелькова
Корректор: Н.Г. Евдокимова
Дизайн: В.П. Астахов
Индекс журнала:
58504 – по каталогу Агентства "Роспечать"
10338 – по объединенному каталогу
10339 "Пресса России"
Журнал по решению ВАК Минобразования
и науки РФ входит в "Перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий,
в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертаций на
соискание ученых степеней кандидата и доктора наук".
Адрес редакции: 117420 Москва,
ул. Наметкина, 14Б, ОАО "ВНИИОЭНГ".
Тел. ред. 332-00-35, 332-00-49.
Адрес электронной почты:
<vniioeng@mcn.ru>
www. vniioeng@mcn.ru.
Подписано в печать 20.02.2008.
Формат 84108 1/16. Бумага офсетная.
Печать офсетная. Усл. печ. л. 7,56.
Уч.-изд. л. 8,12. Тираж 1700 экз. Заказ № 23.
Цена свободная.
ОАО "ВНИИОЭНГ" № 5454.
Печатно-множительная база
ОАО "ВНИИОЭНГ".
117420 Москва, ул. Наметкина, 14Б.
ОАО "ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ОРГАНИЗАЦИИ, УПРАВЛЕНИЯ И ЭКОНОМИКИ
НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ"
 ОАО "ВНИИОЭНГ", 2008
При перепечатке материала ссылка на издание обязательна.
Мнение редакции не всегда совпадает с мнением автора материала.
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
УДК 681.5:622.276
ОАО "НЕФТЕАВТОМАТИКА" НА ПУТИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ПРОДУКЦИИ
И ПОВЫШЕНИЯ КАЧЕСТВА УСЛУГ ПО МЕТРОЛОГИИ И АВТОМАТИЗАЦИИ
НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ И СМЕЖНЫХ ОТРАСЛЕЙ
А.П. Иванов, И.Д. Кизина
(ОАО "Нефтеавтоматика")
В шестой раз очередной номер научно-технического журнала "Автоматизация, телемеханизация и связь
в нефтяной промышленности" полностью посвящен
работам специалистов Межрегионального открытого
акционерного общества "Нефтеавтоматика" (предыдущие выпуски: № 4, 2007 г.; № 3, 2006 г.; № 3, 2005 г.;
№ 4, 2004 г.; № 11, 2003 г.).
ОАО "Нефтеавтоматика" [1] – многопрофильная
компания, независимый системный интегратор с офисом, расположенным в центре г. Уфы, головная организация метрологической службы нефтяной промышленности (Аттестат о государственной аккредитации
№ 02.00010-2004 от 20.08.2004 г.). В состав компании
входят подразделения комплексного проектирования
систем измерений количества и показателей качества нефти, газа и нефтепродуктов (СИКН), АСУТП
и интегрированных АСУ, Краснодарский инженерно-метрологический центр, Бугульминский опытный
завод "Нефтеавтоматика", Серафимовский опытный
завод средств автоматики и телемеханики, Лениногорский учебный центр, наладочные управления
(Уфимское, Нефтекамское, Альметьевское и Западно-Сибирское).
Реальная независимость компании обеспечивает
приоритет интересов заказчика в вопросах выбора
концепции, технологии и оборудования.
Не первый год основные работы ОАО "Нефтеавтоматика" обеспечивают решение актуальных задач
метрологии и автоматизации. В компании развиваются следующие научно-практические направления:
 практическая метрология в области учета нефти и нефтепродуктов, включая разработку нормативной документации (СТО, МВИ, МВП), удовлетворяющей требованиям надзорных органов России;
 проектирование, изготовление и обслуживание
систем измерения углеводородного сырья, нефтепродуктов, газа, электроэнергии;
 теория и практика построения АСУТП непрерывных и дискретно-непрерывных процессов;
 теория и практика построения информационных систем учета нефти и газа при добыче, подготовке и транспортировке нефти, нефтепродуктов,
газа;
 теория и практика построения интеллектуальных интегрированных АСУ, включая проблемы разработки прикладного программного обеспечения, интеграции разнородных технологических и экономических систем управления, разработку СТО и методи2
ки технико-экономической оценки эффективности
решений.
Науку и потребности производства мы всегда увязываем между собой, что позволяет держать руку на
пульсе текущих потребностей заказчиков, иметь в
запасе востребованную продукцию и набор типовых
услуг.
По-прежнему, предприятиям нефтегазодобычи,
транспорта нефти и нефтепродуктов, нефтепереработки нужна такая продукция компании, как системы измерения количества и показателей качества нефти,
нефтепродуктов и газа (СИКН, СИКНП, СИКГ). По
проектам и с использованием оборудования ОАО
"Нефтеавтоматика" сданы "под ключ" более 170 узлов учета нефти, газа и нефтепродуктов для предприятий нефтегазовой отрасли. Вместе с оборудованием
ОАО "Нефтеавтоматика" поставляет и нормативную
документацию в области учета нефти, удовлетворяющую требованиям надзорных органов России. Опыт
работы, накопленный нами по направлению "СИКН
и метрологическое обеспечение", является надежной
базой повышения эффективности и качества работ,
заставляет искать, опробовать и внедрять новые технологии. О некоторых разработках в этой сфере рассказывается в статьях М.Р. Мусина, Э.И. Глушкова
(см. с. 15), Л.Г. Валеевой, Н.Г. Швинд (см. с. 18).
Продукция наших заводов – турбинные расходомеры МИГ и НОРД, влагомеры сырой и товарной
нефти (ВСН и ВТН), пробоотборники нефти и
нефтепродуктов (ПРОБА, МАВИК, СТАНДАРТ),
стационарные (АСМА) и транспортабельные (АСМАТ) массоизмерительные установки, блочные установки учета нефти (БУУН), блочные распределительные установки для дозирования химреагентов (БР2,5; БР-10), системы автоматики – пользуется спросом по соотношению цена–качество–сроки поставки–качество сервиса. ОАО "Нефтеавтоматика" продолжает совершенствовать стационарные и передвижные массоизмерительные установки, предлагая
также решения по модернизации АГЗУ "Спутник" в
соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.615-2005
"Государственная система измерений. Измерение
количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного
газа. Общие метрологические требования".
Обращаем внимание на своевременность подготовки решений актуальных проблем наших традиционных заказчиков – предприятий нефтегазовой отрасли.
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
Хорошим примером является работа с ОАО "АК
"Транснефть". Всем известен большой объем наших
работ по проектированию и реконструкции АСУТП
нефтеперекачивающих станций, проектированию, поставке оборудования и наладке автоматизированных
систем пожаротушения и пр. Работы выполняются на
базе типовых проектных решений, заранее разработанных совместно специалистами ОАО "Нефтеавтоматика" и "Транснефти". Нашими специалистами подготовлены десятки проектов АСУТП новых нефтеперекачивающих станций (НПС) и реконструкции
действующих; для более 50 объектов автоматизации
ОАО "АК "Транснефть" выполнена поставка оборудования, проведены его монтаж, наладка и запуск
в эксплуатацию.
Из последних работ 2007 г. хочется отметить работу по подготовке проектно-сметной документации
"Реконструкция линейной производственно-диспетчерской станции "Ленинск". ЛДПС "Ленинск" – одна
из ключевых станций, обеспечивающих магистральный транспорт нефти из Сибири в европейскую часть
России. ЛПДС "Ленинск" состоит из трех НПС, которые обеспечивают транспорт нефти в трех направлениях:
 Нижневартовск–Курган–Куйбышев;
 Усть-Балык–Курган–Уфа–Альметьевск;
 Туймазы–Омск–Новосибирск.
На этот проект ушло около 6 мес. Документ включает в себя все разделы: от инженерных изысканий
до строительных конструкций, проектирование технологического и энергетического оборудования, систем автоматики и пр. Получение положительного
сводного заключения на проектно-сметную документацию ЛДПС "Ленинск", которая, в основном, разработана проектировщиками ОАО "Нефтеавтоматика" с привлечением нескольких субподрядных организаций, относится к знаковым событиям. "Нефтеавтоматика" перешла в новое качество – системного
интегратора в области комплексного проектирования объектов строительства и реконструкции. К приобретению нового качества мы последовательно шли
несколько лет, развивая проектные подразделения,
проводя обучение кадров, формируя современные технологии проектирования, отлаживая связи со смежниками.
Теперь ОАО "Нефтеавтоматика" предлагает более широкий спектр качественных услуг в области
автоматизации и метрологии – от обследования и
изыскательских работ до сдачи современного автоматизированного технологического комплекса (АТК)
"под ключ", с обученным персоналом, готовым его
эффективно эксплуатировать. Некоторые результаты
работы с ОАО "АК "Транснефть" и перспективные
исследования по САУ насосных агрегатов изложены
в статьях А.В. Минакова, Г.Г. Белоусова (см. с. 5),
Е.Е. Кузнецовой (см. с. 8), М.П. Белоусова (см. с. 11).
В настоящее время ОАО "Нефтеавтоматика" расширяет состав услуг для ОАО "АК "Транснефть", уча-
ствуя в работах по созданию автоматизированной системы коммерческого и технического учета электроэнергии (АСКУЭ и АСТУЭ). Нами выполнены проектные работы по АСТУЭ ОАО "Приволжскнефтепровод". Сейчас мы ведем строительные и пусконаладочные работы, обеспечиваем поставку оборудования с изготовлением шкафов автоматики для 48 объектов автоматизации, в том числе 43 НПС, 4 РНУ,
1 МН.
Отработанные технологии и высокое качество изготовления шкафов автоматики позволили компании
получить заказ на реализацию проекта АСТУЭ ОАО
"Центрсибнефтепровод" на 6 НПС.
Обращаем внимание наших потенциальных заказчиков на позитивный опыт ОАО "Нефтеавтоматика"
и готовность выполнения подобных работ для других предприятий нефтегазовой отрасли и смежных
отраслей.
Наших заказчиков может заинтересовать факт
удачной интеграции ОАО "Нефтеавтоматика" с такими признанными производственными гигантами, как
ОАО "Тяжпромарматура", ОАО "Курганхиммаш",
ОАО ХК "Привод", ООО "Борец", ЗАО "Центрофорс",
ООО "Лемаз", ООО "Курганский кабельный завод",
которую осуществляет ПО "Нефтегазовые системы".
Объединение потенциала и ресурсов этих компаний
создает почти неограниченные возможности по созданию современной и эффективной инфраструктуры
предприятий добычи нефти и газа и комплексному
обустройству месторождений в кратчайшие сроки, на
высоком техническом и технологическом уровне.
Много нового в деятельность ОАО "Нефтеавтоматика" привносит Инженерный центр ПО "Нефтегазовые системы". Их работы всегда отличаются новизной и тщательностью исполнения, что можно видеть на примере статей В.М. Полторацкого, А.А. Гончарова, М.А. Слепяна (см. с. 53–61).
Примером действенного сотрудничества является
совместная работа ОАО "Нефтеавтоматика" с ОАО
"Курганхиммаш" по изготовлению и поставке автоматизированного блочно-модульного оборудования
"Нефтегазоводоразделитель с прямым подогревом" [1].
Заводская тематика присутствует и в других
наших работах. В 2007 г. "Нефтеавтоматике" поручено создание АСУТП строящегося в г. Уфе современного трасформаторного завода. На его примере
отрабатываются также технологии создания "Интеллектуальных зданий".
Другим хорошим примером является работа с нефтедобывающими компаниями России по совершенствованию учета извлекаемого углеводородного сырья и приведению систем измерений в соответствие
с требованиями упомянутого выше ГОСТ Р 8.6152005, а также в условиях действия обновленного Закона о налогообложении. В этом направлении компанией были своевременно разработаны и продолжают дорабатываться метрологические, технические и
программно-информационные решения.
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
3
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
В частности, специалисты ОАО "Нефтеавтоматика" разработали новую программно-информационную
платформу построения интеллектуальных интегрированных АСУ нефтегазового производства с адаптивным управлением ("ИНГА"), которую рекомендуем для решения упомянутых проблем, а также для
поддержки мероприятий по ресурсо- и энергосбережению предприятий нефтегазовой отрасли и смежных отраслей.
В связи с массовым внедрением в производство
средств автоматизации актуальными становятся проблемы интеграции, интеллектуализации и совершенствования систем управления в нефтегазовой отрасли, являющейся одной из самых наукоемких, фондоемких и энергоемких. Поэтому мы продолжаем работу в области современных информационных технологий управления технологическими и производственными процессами, работаем над созданием систем мониторинга АСУТП в нефтегазодобыче, автоматизации деятельности сервисных предприятий отрасли по автоматизации и метрологии и предлагаем
новые виды услуг предприятиям нефтегазового комплекса. Более детально текущее состояние и перспективы развития направления "Математическое моделирование и прикладные информационные технологии для MES-уровня управления" раскрываются в статьях К.А. Санаровой и др., А.А. Хуснутдинова и др.,
Д.В. Токарева и др., В.Ю. Зозули, Ю.И. Зозули и
И.Д. Кизиной (см. с. 21–44).
Хотелось бы обратить внимание на еще один аспект обновления нашей деятельности. Специалисты
прекрасно понимают, что развитие нефтегазовой отрасли идет достаточно бурно, особенно в области автоматизации и метрологии. Это приводит к удорожанию основных фондов нефтегазовой отрасли. Стремление собственников предприятий увеличивать прибыль является основанием структурных изменений
производственно-экономических систем, для повышения требований к обоснованию новых технических решений. Поэтому в ОАО "Нефтеавтоматика"
начаты работы по технико-экономическому обоснованию поддержки принятия решений о вариантах создания и развития АСУ и АСУТП. Работы С.В. Алексеева (см. с. 64), И.Д. Кизиной и др. (см. с. 68) – это
первые шаги по формированию новых видов услуг
нашим заказчикам.
К принципиально новым для компании можно отнести и работу П.В. Мякишева (см. с. 13).
4
Постоянное совершенствование технологий выполнения работ, хорошая техническая и информационная база, развитие информационных технологий
проектирования и управления проектами, повышение
качества продукции и услуг позволило компании
пройти сертификацию на соответствие системы менеджмента качества требованиям ГОСТ Р ИСО 9001.
Важным элементом этих работ является своевременная стандартизация, особенно в свете принятого Закона РФ "О техническом регулировании". Эти и смежные
вопросы раскрыты в статье Т.С. Еременко (см. с. 61).
Авторитет большой компании, головной организации нефтегазовой отрасли по метрологии и автоматизации, безусловно, поддерживается авторитетом
специалистов. ОАО "Нефтеавтоматика" – "кузница
кадров" в прямом и переносном смысле этого слова.
Лениногорский учебный центр обеспечивает переподготовку рабочих и инженерно-технического персонала по 187 специальностям. Другой "кузницей" являются наши научно-проектные подразделения, которые готовят первоклассных специалистов. Именно они
щедро делятся своим опытом в научно-технических
журналах, на ежегодной конференции "Автоматизация и метрология в нефтегазовом комплексе", ежегодно проводимой в г. Уфе в 20-х числах мая. В этом
году конференция пройдет 21 мая.
ОАО "Нефтеавтоматика" – это более 2000 сотрудников. Инжиниринговый блок в части метрологии, автоматизации и прикладных информационных технологий – 450 чел., в том числе 6 кандидатов технических наук и 1 кандидат экономических наук, имеются аспиранты и соискатели ученых степеней, обеспечена постоянная работа с профильными кафедрами
университетов г. Уфы (УГНТУ, УГАТУ, Башгосуниверситет и пр.).
Высокий уровень качества продукции позволяет
компании выдерживать высокий уровень конкуренции с другими фирмами, предлагающими подобные
услуги предприятиям нефтегазовой отрасли. Мы долгое время являемся лидерами в области автоматизации и метрологии в нефтегазовой отрасли и стремимся сохранить это состояние.
Работайте с ОАО "Нефтеавтоматика"!
ЛИТЕРАТУРА
1. Официальный сайт ОАО "Нефтеавтоматика". –
www.nefteavtomatika.ru.
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
УДК 681.515
ОПТИМАЛЬНАЯ ПРОГРАММНАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ ЦИФРОВЫХ
ПИД-РЕГУЛЯТОРОВ С ОБРАТНОЙ СВЯЗЬЮ ДЛЯ ОБЪЕКТОВ С МАЛЫМ
ВРЕМЕНЕМ РЕАКЦИИ И ПЕРЕХОДНЫМИ ХАРАКТЕРИСТИКАМИ
ВЫСОКОГО ПОРЯДКА
А.В. Минаков
(ОАО "Нефтеавтоматика"),
Г.Г. Белоусов
(ООО "ТРЭИ-ГМБХ")
Цифровые алгоритмы управления являются важнейшей составной частью программного обеспечения
микропроцессорных контроллеров. Контроллер осуществляет опрос сигналов с датчиков, вычисляет значения управляющих сигналов по заданному закону
регулирования, а затем выдает их на исполнительные механизмы. Период опроса (квантования) изменяется в зависимости от динамических параметров
процесса от долей до нескольких десятков секунд.
В настоящее время наблюдается тенденция вытеснения аналоговых систем управления цифровыми.
Объясняется это широкими возможностями по реализации самых совершенных алгоритмов регулирования,
что, в свою очередь, гарантирует получение высокой
точности и хорошего быстродействия в замкнутой
системе непосредственного цифрового управления.
Наиболее распространенными алгоритмами являются пропорционально-интегральный (ПИ) и пропорционально-интегрально-дифференциальный (ПИД)
алгоритмы цифрового управления. При правильной
настройке они обеспечивают достаточно хорошее качество управления для большинства объектов промышленной технологии.
Рассмотрим алгоритм цифрового ПИД-регулятора из соответствующего непрерывного закона, имеющего вид
t

de 
U (t )  Kð  e(t )  1/ Tè  edt  Tä  ,

dt 
0

Отметим, что при достаточно малых периодах
квантования цифровой ПИД-закон управления обеспечивает почти такое же качество процессов управления, что и исходный непрерывный закон (1). На практике цифровой ПИД-регулятор в программе контроллера является лишь малой частью задач, решаемых
при управлении объектом в целом. В результате этого цикл обработки программы увеличивается до 100...
300 мс. Как правило, для большинства регулируемых
процессов, обладающих большой инерционностью,
время этого цикла достаточно (например, регулирование давления жидкости в трубопроводе, где регулирующим органом служит заслонка), но для систем с малой инерционностью это время является
критическим.
При настройке систем с малой инерционностью
при достаточно большом цикле программе приходится сталкиваться с двумя противоречащими условиями:
– обеспечить достаточно быструю реакцию на возмущение, что вызывает постоянные проблемы перерегулирования при выходе параметра за уставку (рис. 1);
– обеспечить устойчивую работу объекта в установившемся режиме, что вызывает замедленную реакцию объекта на возмущение (рис. 2).
Выход из такой ситуации – ограничение возмущающего воздействия за счет обратной связи в каждом
цикле выполнения программы на входе цифрового
(1)
где e = y – yзад – ошибка регулирования; U(t) – регулирующее воздействие; Кр – коэффициент пропорциональности; Ти – время интегрирования; Tд – время дифференцирования.
Запишем уравнение (1) в конечных разностях путем замены t = kTк:
k

e(k )  e(k  1) 
u(k )  K ð  e(k )  1/ Tè  e(i )Tê  Tä
,
Tê
i 0


где k = 1, 2, 3... – номер периода квантования; Тк – период квантования.
Рис. 1. Типичная характеристика объекта с малой
инерционностью, настроенного на быструю реакцию
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
5
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
Рис. 2. Типичная характеристика объекта с малой
инерционностью, настроенного на устойчивую
работу объекта в установившемся режиме
Рис. 3. Характеристика объекта с малой
инерционностью, при ограничении возмущающего
воздействия в каждом цикле программы
ПИД-регулятора. Программно это реализуется в виде дополнительного блока, передающего задание на
вход ПИД-регулятора:
текущая_уставка_регулирования = уставке_регулирования;
ЕСЛИ значение_регулируемого_параметра + ограничение_воздействия < уставки_регулирования, ТО
текущая_уставка_регулирования = значение_регулируемого_параметра + ограничение_воздействия;
КОНЕЦ_ЕСЛИ;
ЕСЛИ значение_регулируемого_параметра – ограничение_воздействия > уставки_регулирования, ТО
текущая_уставка_регулирования = значение_регулируемого_параметра – ограничение_воздействия;
КОНЕЦ_ЕСЛИ;
Результат работы блока представлен на рис. 3.
Из графика видно, что при переходном процессе
в системе происходит плавный выход (без перерегулирования) на установленное задание. Соотношение
уставки ограничивающего воздействия и настроек
6
Рис. 4. Распространенный объект регулирования
с переходной характеристикой высокого порядка
(S-образная характеристика)
ПИД-регулятора обеспечивает настраиваемую реакцию системы на возмущения (можно устанавливать
скорость прохождения до уставки регулируемым параметром) и устойчивую работу в установившемся
режиме.
Второе, с чем приходится постоянно сталкиваться при реализации цифровых ПИД-регуляторов, это
объекты с переходными характеристиками высокого
порядка. Пример характеристики такого объекта представлен на рис. 4.
Объект с переходными характеристиками высокого порядка можно представить в виде нескольких
последовательно соединенных апериодических звеньев первого порядка. Настройка цифрового ПИД-регулятора данного объекта выполняется путем нахождения экспериментальной аппроксимированной кривой, которая должна наиболее близко совпадать с реальной кривой реакции объекта. Недостаток этого
метода очевиден, так как не удается добиться устойчивой работы в установившемся режиме во всем диапазоне регулирования. Особенно характерно возникновение автоколебаний на "крутом" участке кривой.
Как правило, при эксплуатации цифровых регуляторов стараются не работать в данных зонах регулирования, хотя иногда это бывает необходимо.
Решение проблемы – это разделение всего диапазона регулирования на несколько зон со своими
настройками цифрового ПИД-регулятора. Причем
определение зоны нужно вести по значению регулируемого параметра (рис. 5).
При реализации данного процесса возникают две
основные проблемы:
1. При изменении настроек регулятора (в частности пропорциональной составляющей) происходит
"бросок" регулируемого параметра, даже в установившемся режиме. Это явление возникает из-за пересчета регулирующего воздействия в соответствии
с накопленными интегральными и (или) дифференциальными составляющими в математическом аппа-
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
Рис. 6. Односторонний направленный гистерезис
Рис. 5. Разделение диапазона регулирования
на зоны
Регулируемый
рате цифрового ПИД-регулятора. Решепараметр
ние – сбросить все составляющие. При
применении программных блоков ПИДрегуляторов, встроенных в CASE-систеЗадание
му разработки ПО контроллеров, достаПараметр
Команда
точно перевести регулятор в ручной ренагрузки
управления
жим, так как обычно они снабжены дисЗадание
кретным входом переключения автомаКоманда управления
Регулируемый
тического/ручного режима работы. При
параметр
работе в ручном режиме команда управления подается со специального входа
блока, а все накопленные составляющие
Рис. 7. Тренды запуска реального технологического оборудования
сбрасываются. То есть для безударного
с применением описанных методов для цифрового
ввода в регулятор новых настроек достаПИД-регулятора
точно на один цикл перевести его в ручной режим, подав на настроечные входы новые дет происходить мгновенного изменения настроек реуставки, и на следующем цикле вновь включить ре- гулятора, что обеспечивает устойчивый переходный
жим автоматического регулирования, обеспечив процесс.
безударный переход от одних настроек к другим.
На рис. 7 представлены тренды запуска реально2. При нахождении регулируемого параметра на го технологического оборудования с применением
границе зон происходит колебание параметра из-за описанных методов для цифрового ПИД-регулятора.
разности регулирующих воздействий при изменении
Из рис. 7 наглядно видно, что данная система обенастроек. Решение – односторонний направленный спечивает оптимальный режим регулирования как
гистерезис при переключении зон (рис. 6).
при переходных процессах, так и при устойчивой раИз рис. 6 видно, что в зависимости от направления боте в режиме удержания регулируемого параметра
изменения параметра на границе раздела зон не бу- при изменении нагрузки на оборудование.
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
7
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
УДК 519.8:665.6
СИНТЕЗ ЦИФРОВОЙ СИСТЕМЫ АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ
НАСОСНЫМ АГРЕГАТОМ
Е.Е. Кузнецова
(ОАО "Нефтеавтоматика")
Современное состояние предприятий нефтедобычи характеризуется увеличением обводненности продукции скважин, что приводит к росту издержек добычи нефти. Одним из возможных способов снижения издержек является применение методов оптимизации работы промыслового оборудования, в том числе за счет разработки и внедрения оптимальных цифровых систем автоматического управления нефтепромысловыми объектами. Решение этой задачи состоит
из нескольких этапов и включает в себя разработку
моделей объектов управления (в первую очередь нелинейных) для синтеза регуляторов, для моделирования систем управления на цифровых вычислительных машинах, а также разработку методов проектирования цифровых систем управления и способов оптимизации их работы.
В статье рассматривается метод синтеза цифровой системы автоматического управления (САУ) насосным агрегатом, состоящим из центробежного насоса и приводного асинхронного двигателя и предназначенным для перекачки нефти и других промысловых жидкостей. Процедура синтеза САУ основана на нелинейной дискретной математической
модели объекта управления и направлена на обеспечение робастности (грубости) системы к изменениям параметров перекачиваемой жидкости.
Процедура синтеза цифровой нелинейной системы управления представляется состоящей из следующих этапов:
1. Разработка нелинейной математической модели объекта управления;
2. Разработка нелинейной дискретной модели объекта управления;
3. Разработка комплекса линейных моделей объекта управления, охватывающих весь диапазон режимов его работы;
4. Синтез нелинейных цифровых регуляторов для
запуска агрегата и поддержания заданного расхода
перекачиваемой жидкости;
5. Проведение экспериментальных исследований
разработанной системы управления на нелинейной
модели объекта управления для определения ее качественных характеристик.
1. Математическая модель объекта управления
Математическая модель объекта управления состоит из модели центробежного насоса (ЦН) и модели приводного электродвигателя.
8
Модель ЦН представлена следующими нелинейными соотношениями:
dq
 h(q)  (q2  Pext ) ,
dt
(1)
1 


h( q)  h0   h0   q 2  ( q)a () ,
k 


(2)
(q)  kq0,7 ,
(3)
a()  0,22  0,78;
(4)
T
модель асинхронного электродвигателя переменного тока представлена нелинейным дифференциальным уравнением
Td
d  2 
3
  W  ,
dt  2 
(5)
где Рext – относительное внешнее давление; q – относительный расход насоса; h(q) – относительная напорно-расходная характеристика насоса; k – номинальный коэффициент полезного действия насоса;
W – относительная мощность, потребляемая электродвигателем;  – относительная частота вращения приводного двигателя; Т – постоянная времени насоса;
Td – постоянная времени двигателя.
Решение системы уравнений (1)–(5) проводилось
численным интегрированием с помощью метода Эйлера с шагом 0,001 с [1].
2. Процедура синтеза цифровой системы управления
Для синтеза нелинейной цифровой системы управления, включающей регулятор запуска ЦН и регулятор статического режима, необходимо получить
комплекс линейных моделей объекта управления. Для
этого весь диапазон возможного изменения расхода q
насосного агрегата был разбит на 10 участков и для
каждого участка получены линейные дифференциальные уравнения, описывающие динамику объекта управления на этом участке. Затем из линейных дифференциальных уравнений были получены линейные
разностные уравнения. Линейные дифференциальные
уравнения представлялись в виде
dq
 a1  q  a2    a3  W ,
dt
(6)
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
d
 b1  q  b2    b3  W ,
dt
(7)
где q = q – q0,  =  – 0, W = W – W0.
Параметры q0, 0 и W0 определяют статический режим, на котором проводится линеаризация дифференциальных уравнений, а постоянные коэффициенты a1,
a2, a3 и b1, b2, b3 получены по переходным процессам
методом наименьших квадратов. Например, для режима q = 100 % уравнения (6) и (7) имеют вид
dq
 4,4591  q  3,8818    0,0004  W , (8)
dt
d
 0,004  q  1,0169    0,3339  W . (9)
dt
Далее соотношения (6), (7) использовались для получения комплекса разностных уравнений, на основе которых проводился синтез цифровых регуляторов. Временная дискретизация уравнений (6), (7) осуществлялась методом, изложенным в [2] и основанным на фундаментальной матрице решения системы
дифференциальных уравнений. В результате этого этапа уравнения (6) и (7) приводят к следующим разностным соотношениям:
qi 1  A1,i  qi  A2,i  i  A3,i  Wi ,
(10)
i 1  B1,i  qi  B2,i  i  B3,i  Wi .
(11)
Для уравнений (8), (9) при временном интервале
дискретизации, равном  = 0,025 с, получаются следующие разностные уравнения:
qi 1  0,8947  qi  0,0904  i  0,0004  Wi , (12)
i 1  0,9749  i  0,0082  Wi .
(13)
Уравнения регуляторов рассчитывались по методике, представленной в [3]. В результате проведенного синтеза получено соотношение для определения
управляющего воздействия при поддержании заданного значения расхода перекачиваемой жидкости в
5%-й окрестности режима q = 100 %.
таким образом, меняются в зависимости от величины текущего расхода жидкости, обеспечивая тем самым пассивную адаптацию САУ к меняющимся характеристикам насосного агрегата.
3. Экспериментальное исследование системы
управления
Экспериментальное исследование полученных дискретных нелинейных моделей проводилось путем
имитационного моделирования параллельно в двух
вычислительных средах – Fortran PowerStation 4.0 и
MatLab 6.5. Параметры T и Td принимались равными
0,6 и 1,0 с, соответственно. Исследования проводились на режиме запуска и стационарных режимах.
Исследования включали получение переходных
процессов при значении параметра h, равном 30, вызванных изменением двух параметров – задающего
воздействия и коэффициента полезного действия.
На рис. 1 приведены переходные процессы по относительному расходу перекачиваемой жидкости q
и по относительной частоте вращения вала приводного двигателя , вызванные ступенчатым изменением заданного расхода на 5 %. Переходные процессы
имеют апериодический характер с временем регулирования 4 с.
На рис. 2 приведены переходные процессы по относительному расходу перекачиваемой жидкости q
и по относительной частоте вращения вала приводного двигателя  , вызванные ступенчатым изменением заданной частоты вращения на 5 %. Переходные
процессы имеют апериодический монотонный характер с временем регулирования 4 с.
На рис. 3 представлены переходные процессы по
относительному расходу перекачиваемой жидкости q ,
по относительной частоте вращения вала приводного
двигателя  и давлению P на выходе насоса, вызван-
Wi  32,467  (qipr  qi )  h  31,276  ( qi  qi 1 ) 
(14)
 38, 46  (i  i1 ),
Wi  Wi 1  Wi  .
(15)
Параметр qipr определяет значение заданного относительного расхода жидкости на i-м шаге управления; q i и i – текущие относительные значения
расхода и частоты вращения; qi–1 и i–1 – относительные значения расхода и частоты вращения на
предыдущем шаге управления. Параметр h служит
для изменения динамических характеристик САУ и
для изменения запасов устойчивости системы.
Аналогичные соотношения получены для всех 10
расчетных режимов. Значения коэффициентов в (14),
Рис. 1. Переходные процессы в САУ по  и q
при ступенчатом изменении qpr на 5 %
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
9
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
Рис. 2. Переходные процессы в САУ по  и q
при ступенчатом изменении pr на 5 %
Рис. 4. Переходные процессы в САУ по  , q
при запуске насосного агрегата
параметров не превышает 4 с при монотонном характере переходных процессов. Время парирования внешних возмущений также не превышает 4 с и переходные процессы носят апериодический характер. Регулятор запуска переводит насосный агрегат из нерабочего состояния в состояние с 100 % расходом жидкости за 5 с при монотонных переходных процессах.
Выводы и предложения
Рис. 3. Переходные процессы в САУ по  , q и P
при ступенчатом изменении Pext на 5 %
ные ступенчатым изменением внешнего давления Pext
на 5 %. Длительность парирования этого возмущения составила 4 с. Переходные процессы имеют
апериодический монотонный характер.
На рис. 4 приведены переходные процессы по относительному расходу перекачиваемой жидкости q ,
по относительной частоте вращения вала приводного двигателя  при запуске насосного агрегата.
Время запуска составило 2 с по частоте вращения 
и 5 с по расходу жидкости q .
Экспериментальное исследование синтезированной системы управления насосным агрегатом показало, что САУ отвечает предъявляемым требованиям
как по качеству управления, так и по времени переходных процессов в системе. Время отработки ступенчатых изменений заданных значений управляемых
10
Предложен метод синтеза нелинейной цифровой
системы автоматического управления насосным агрегатом, состоящей из регулятора заданного расхода
жидкости, регулятора заданной частоты вращения вала приводного электродвигателя и регулятора запуска. Все разработанные регуляторы имеют требуемые
качественные характеристики и обладают пассивной
адаптацией к изменению характеристик объекта управления.
Рассмотренный метод синтеза цифровых систем
управления может быть предложен для решения задач по автоматическому управлению нефтепромысловым оборудованием.
Целесообразно применить подобный подход к синтезу оптимальных многомерных САУ с целью обеспечения минимальных затрат электроэнергии для перекачки заданного объема нефти.
ЛИТЕРАТУРА
1. Кузнецова Е.Е., Лянцев О.Д. Разработка дискретной нелинейной модели нефтеперекачивающего агрегата / Управление в сложных системах: Межвуз. науч. сб. / УГАТУ. – 2008.
2. Смит Джон М. Математическое и цифровое моделирование для инженеров и исследователей / Пер. с англ. –
М.: Машиностроение, 1980. – 271 с.
3. Лянцев О.Д. Синтез цифровых многосвязных систем
управления ГТД методами нелинейного программирования. – Уфа: Научное изд-во "Башкирская Энциклопедия",
2001. – 197 с.
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
УДК 622.692.4.052:628.517
ОПЫТ ИНТЕГРАЦИИ РЕЛЕЙНОЙ И МИКРОПРОЦЕССОРНОЙ АВТОМАТИКИ
В СИСТЕМЕ ВИБРОКОНТРОЛЯ НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ
М.П. Белоусов
(ОАО "Нефтеавтоматика")
В ОАО "АК "Транснефть" ряд нефтеперекачивающих станций (НПС) работают под управлением старой релейной автоматики, не удовлетворяющей требованиям руководящих документов по автоматизации
объектов магистральных нефтепроводов. Существующая "морально устаревшая" релейная автоматика не
предоставляет возможности проведения комплексного контроля эксплуатации технологического оборудования, участвующего в процессе транспорта
нефти и, в частности, не учитывает вибрацию
насосных агрегатов и не осуществляет аварийный
останов насосных агрегатов в случае превышения
предельных значений вибрации.
Специалистами ОАО "Нефтеавтоматика" был предложен вариант реализации контроля вибрации на базе
современной микропроцессорной техники в стыковке
ее с существующей релейной автоматикой. Так появился программно-технический комплекс (ПТК) "Идель"
системы виброконтроля насосных агрегатов (СВК НА).
Применение ПТК в составе системы виброконтроля обеспечивает выполнение следующих функций:
– контроль работы насосных агрегатов по уровню вибрации и осевому смещению;
– отображение информации на автоматизированном рабочем месте (АРМ) системы виброконтроля;
– вывод аварийной сигнализации отклонения параметров;
– передачу информации о параметрах и состоянии системы виброконтроля в систему релейной автоматики НПС и систему телемеханики;
– вывод дискретных сигналов на формирование
аварийных защит по вибрации, осевому смещению и
неисправности системы виброконтроля.
Комплекс обеспечивает выполнение заданных функций как автономно под наблюдением оператора, так
и в составе системы дистанционного контроля и управления под наблюдением диспетчера районного
диспетчерского пункта.
Целями создания ПТК в составе системы виброконтроля являются:
– достижение высоких технико-экономических
показателей работы за счет автоматизированного поддержания наиболее рационального режима работы
технологического оборудования;
– повышение уровня надежности работы и живучести технологического оборудования и средств автоматизации;
– повышение экологической безопасности производства;
– снижение трудозатрат на техническое обслуживание и ремонт.
Назначением ПТК является контроль вибрации с
целью предотвращения аварийных ситуаций при эксплуатации насосных агрегатов.
ПТК выполнен на основе аппаратных и программных средств фирм Schneider-Electric, Turk, Phoenix
Contact, Advantech, Sarel, Weidmuller и представляет
собой современный комплекс, осуществляющий следующие функции:
– сбор информации от датчиков, устанавливаемых по месту;
– формирование и передачу дискретных сигналов аварийных уровней вибраций подшипников
насосных агрегатов и осевых смещений роторов
насосов в систему автоматики НПС;
– прием дискретных сигналов от существующей
релейной автоматики о пуске насосных агрегатов;
– обработку и передачу текущей информации системы виброконтроля в существующую систему телемеханики по интерфейсу RS-485;
– мониторинг состояния технологического оборудования;
– задание технологических уставок;
– архивацию событий.
Программные и аппаратные средства, входящие
в состав ПТК, обеспечивают выполнение следующих
функций:
– прием информации о состоянии объекта;
– мониторинг состояния оборудования;
– формирование трендов измеряемых технологических параметров;
– архивацию событий нижнего уровня;
– архивацию действий оператора;
– при обнаружении неисправности ПТК определяет ее характер, место и формирует сигналы, которые могут быть использованы для принятия мер по
устранению последствий отказа;
– обработку аналоговых значений измеряемых
параметров.
При обработке аналоговых значений осуществляются:
– программное и аппаратное сглаживание и аппаратная фильтрация мгновенных значений;
– проверка на достоверность по предельным (физическим и технологическим) значениям, скорости изменения параметра и т. п.;
– сравнение с задаваемыми оператором предельными значениями для каждого аналогового параме-
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
11
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
тра (до четырех предельных значений) с выдачей соответствующих тревожных сообщений.
Программное обеспечение (ПО), входящее в состав
ПТК, совместно с его аппаратными средствами обеспечивает следующие технические характеристики:
– возможность расширения числа управляемых
объектов без изменения структуры ПО;
– работу системы виброконтроля насосных агрегатов НПС автономно, в локальной сети и в составе
многоуровневой автоматизированной системы управления транспортом нефти;
– время обработки сигналов, включающее интервал времени от появления сигнала на входе модуля
ввода до появления соответствующего сигнала реакции на выходе модуля вывода, при работе программ
автоматической защиты не превышает 0,5 с;
– время обработки сигналов и появления сообщения на экране не превышает 2 с;
– время от передачи управляющего сигнала с
АРМ оператора до ответа о выполнении функции не
превышает 0,5 с;
– функция контроля заданных режимов работы
предусматривает контроль исправности датчиков и
проверки их показаний с учетом имеющейся избыточности информации.
В системе формируются следующие журналы событий и аварий:
– журнал технологических событий и аварий;
– журнал событий и аварий в системе автоматизации.
Во всех журналах регистрируется время возникновения событий. При просмотре журналов обеспечиваются выбор и сортировка событий по времени возникновения, типу события или аварии либо по текстовому шаблону.
ПТК обеспечивает составление сводок текущих
измерений и текущего состояния оборудования.
Программно-технический комплекс предусматривает создание файлов предыстории (оперативный архив) и долгосрочное архивирование данных (исторический архив).
Структурная схема СВК НА приведена на рисунке.
Система виброконтроля имеет трехуровневую
структуру: нижний, средний и верхний уровни.
К нижнему уровню СВК НА относятся датчики,
установленные на насосах и электродвигателях
насосных агрегатов.
К среднему уровню системы отностся устройство
связи с объектами (шкаф УСО) и установленные в нем
программно-аппаратные модули (блоки) управления.
Шкаф УСО является основной составной частью ПТК.
Шкаф УСО в составе комплекса выполняет следующие функции:
– подачу питания, нормирование сигналов и сбор
информации от датчиков, установленных по месту;
– хранение и выполнение программы;
Структурная схема ПТК "Идель" СВК НА
12
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
– связь с АРМ по каналу МоdBus Plus;
– связь с контроллером системы телемеханики
по интерфейсу RS-485 (протокол ModBus);
– обработку и передачу информации о состоянии
объектов на верхний уровень системы виброконтроля насосных агрегатов;
– прием информации с верхнего уровня системы виброконтроля насосных агрегатов и формирование аварийной сигнализации в релейную систему
автоматики.
Связь СВК с релейной системой автоматики НПС
выполнена через "сухие контакты" – аварийные сигналы по вибрации и по неисправности СВК передаются в релейную систему автоматики от модуля DDO
(модуль дискретных выходов) шкафа УСО, а также из
релейной системы автоматики на модуль DDI (модуль дискретных входов) шкафа УСО поступают дискретные входные сигналы о состоянии выключателей
насосных агрегатов.
Шкаф УСО построен на базе программируемых
контроллеров Modicon TSX Quantum. Благодаря модульной архитектуре с возможностью расширения,
контроллер Modicon TSX Quantum сконфигурирован
так, чтобы обеспечить самые жесткие требования к
производительности средних и больших систем управления. Контроллер Modicon TSX Quantum представляет собой изделие, комплектуемое проектным путем
из широкой линейки модулей: процессорные модули
(CPU), модули ввода/вывода (ACI, DDI, ACO, DDO),
коммуникационные модули (NOM, NOE, CRP/CRA),
модули питания (CPS) и др. Для конфигурирования
и программирования модулей используется современная IEC-совместимая среда разработки Unity Pro.
Для контроля осевых смещений роторов насосов
в системе используется прибор контроля вибрации
"Аргус-M". Значения осевых смещений читаются по
интерфейсу, предоставляемому прибором контроля
вибрации (RS-485, протокол ModBus). Также от "Аргус-М" на модуль дискретных входов контроллера подаются дискретные сигналы, информирующие о достижении осевого смещения предупредительного и
аварийного уровней.
К верхнему уровню СВК НА относится оборудование комплекта АРМ и программное обеспечение.
Аппаратура верхнего уровня представляет собой стандартный персональный компьютер. Компьютер связан
с контроллером среднего уровня шкафа УСО по каналу
ModBus Plus. Программное обеспечение АРМ оператора работает под управлением операционной системы
Windows ХР, в качестве операторского интерфейса используется программный пакет iFIX фирмы Intellution.
Программно-технический комплекс системы виброконтроля насосных агрегатов может лечь в основу или стать составной частью микропроцессорной
системы автоматики НПС при последующей комплексной реконструкции системы автоматики.
На данный момент система успешно внедрена на
4 нефтеперекачивающих станциях ОАО "Приволжские
магистральные нефтепроводы" ОАО "AK "Транснефть".
В ходе разработки и внедрения системы виброконтроля насосных агрегатов специалистами ОАО
"Нефтеавтоматика" был получен положительный опыт
интеграции релейной и микропроцессорной автоматики. Опыт может быть полезен и экономически выгоден в случаях поэтапной автоматизации или модернизации существующих систем управления
насосными агрегатами.
УДК 681.5
ОБЩИЕ ПРОБЛЕМЫ МАРШРУТИЗАЦИИ В TCP/IP-СЕТЯХ
И ВАРИАНТЫ РЕШЕНИЙ
П.В. Мякишев
(ОАО "Нефтеавтоматика")
Усложнение проектов автоматизации управления
технологическими и производственными процессами
в нефтегазовой отрасли в связи с современными тенденциями интеграции и интеллектуализации АСУ
различного назначения приводит к существенному
росту информационных потоков в TCP/IP-сетях.
Совмещение телекоммуникационных сервисов в
одну сетевую инфраструктуру, например передача
мультимедиа по каналам традиционной компьютерной сети на базе стека протоколов TCP/IP, значительно увеличивает нагрузку на сеть. Возникает
множество проблем, связанных с качеством обслуживания (QoS), так как традиционная коммутация сетевого уровня не позволяет добиться приемлемого
качества обслуживания для большого количества
хостов сети.
В связи с актуальностью проблем повышения качества обслуживания в TCP/IP-сетях, используемых
в современных распределенных АСУ различного назначения, в данной работе приведен краткий обзор
вариантов решения проблем маршрутизации.
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
13
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
В числе очевидных вариантов решения проблемы
увеличения пропускной способности сети – переход
на Gigabit Ethernet. Но этот путь требует модернизации или полной замены активного и пассивного сетевого оборудования, что не всегда возможно.
Виртуалирование сетей (VLAN) позволяет частично сократить время коммутации. Но это в свою очередь увеличивает межсетевой трафик, при этом возрастает время маршрутизации, так как анализ пакетов на этапе маршрутизации по времени значительно дольше (пакеты, проходя через цепь маршрутизаторов, теряют на каждом из них некоторое время,
требуемое на анализ нескольких полей пакета). Суммарное же время прохождения, как правило, становится внушительным и не позволяет данным реального времени (Real-time Data) быть доставленными
с требуемым качеством.
Совершенствование методов маршрутизации и
приоритезации трафика является наиболее интересным средством повышения эффективности работы
сети.
Основными целями разработки подобных алгоритмов являются:
 сокращение времени анализа каждого пакета
для значительного сокращения задержки на этапе
маршрутизации;
 достижение максимального эффекта распределения ресурсов сети (например, установление более
высоких приоритетов тем данным, которые критичны к задержкам, или же выбор оптимального
маршрута путем взвешивания не только расстояний,
но и пропускной способности сегментов сети);
 обеспечение минимального уровня потерь данных, поскольку такие потери приводят к повторным
передачам;
 обеспечение необходимого уровня безопасности сети (прежде всего это защита от подмены пакетов и т. д.).
Существует ряд перспективных технологий ускоренной маршрутизации.
Первая из них, технология Tag Switching компании Cisco. Она заключается в том, что каждому маршруту сети присваивается определенная метка – тэг.
Сеть маршрутизаторов, поддерживающих данную технологию, заносит соответствующие метки в свои таблицы маршрутизации, а пакеты, идущие в каком-либо направлении, маркируются этими метками. В результате значительно упрощается поиск адресов в таблице маршрутизации, при этом уменьшается время
анализа на каждом из маршрутизаторов.
Технология FastIP компании 3Com. Принципы достаточно просты. Любая станция может взаимодействовать с другими станциями одной подсети посредством обычных коммутаторов. В этом случае технология FastIP не задействуется. При необходимости
передачи данных в другую подсеть станция направляет специальный запрос маршрутизатору. Он в свою
14
очередь – станции-адресату. В этом случае станцияадресат попытается установить чисто коммутируемое
соединение со станцией-отправителем (инициатором
соединения). Данная технология требует изменения
драйверов сетевых адаптеров.
Технология MPLS комитета IETF. MPLS (Multiprotocol Label Switching) – это технология быстрой
коммутации пакетов в многопротокольных сетях, основанная на использовании меток. MPLS разрабатывается и позиционируется как способ построения высокоскоростных IP-магистралей, однако область ее
применения не ограничивается протоколом IP, а распространяется на трафик любого маршрутизируемого сетевого протокола.
За развитие архитектуры MPLS отвечает рабочая
группа с одноименным названием, входящая в секцию по маршрутизации консорциума IETF. В деятельности группы принимают активное участие представители крупнейших поставщиков сетевых решений и оборудования. В архитектуре MPLS собраны
наиболее удачные элементы всех упомянутых разработок, и вскоре она должна превратиться в стандарт
Internet благодаря усилиям IETF и компаний, заинтересованных в скорейшем продвижении данной технологии на рынок.
В основе MPLS лежит принцип обмена меток.
Любой передаваемый пакет ассоциируется с тем или
иным классом сетевого уровня FEC (Forwarding Equivalence Class), каждый из которых идентифицируется определенной меткой. Значение метки уникально
лишь для участка пути между соседними узлами сети MPLS, которые называются также маршрутизаторами, коммутирующими по меткам – LSR (Label
Switching Router). Метка передается в составе любого пакета, причем способ ее привязки к пакету зависит от используемой технологии канального уровня.
Вся операция анализа требует лишь одноразовой
идентификации значений полей в одной строке таблицы. Это занимает гораздо меньше времени, чем
сравнение IP-адреса отправителя с наиболее длинным
адресным префиксом в таблице маршрутизации, которое используется при традиционной маршрутизации.
Преимущества технологии MPLS заключаются в
следующем:
 отделение маршрута от анализа IP-адреса (дает
возможность предоставления широкого спектра дополнительных сервисов при сохранении масштабируемости сети);
 ускоренная коммутация (сокращает время поиска в таблицах);
 гибкая поддержка QoS, интегрированных сервисов и виртуальных частных сетей;
 эффективное использование явного маршрута;
 сохранение инвестиций в установленное ATMоборудование;
 разделение функциональности между ядром и
областью сети.
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
Компанией Toshiba предложена технология с применением механизма коммутации "на лету", которая
заключается в том, что весь трафик понимается как
потоки данных с некоторым временем жизни. Относительно долгоживущие потоки – потокоориентированные, к ним относят потоки, как правило, инициированные абонентами, и короткоживущие – служебные (запросы к службам DNS, протокол управления
сетью SNMP и т. д.).
Идентификация потока трафика выполняется по
заданным критериям (тип приложения, число пакетов
и т. д.). После идентификации коммутатор устанавливает коммутируемый путь, и его соседи через протокол извещения информируются о потоке – устанавливается виртуальный канал (по аналогии с ATM). Результатом является значительное сокращение времени обработки маршрутизатором последующих пакетов этой сессии. По окончании сессии происходит разрыв виртуального канала. Следует отметить, что такая
технология эффективна для потокоориентированного
трафика. Весь остальной трафик будет обрабатываться
с задержкой, присущей традиционной маршрутизации.
Возможно, для создания еще более эффективных
алгоритмов потребуется осуществить переход на более высокие уровни семиуровневой модели OSI и как
следствие – увеличить время анализа пакетов. В этом
и заключается парадокс, когда, с одной стороны, требуется минимизировать время обработки пакета, а с
другой – его увеличить с целью более точной идентификации сервиса, например, IP-телефония по протоколу HTTP, где соединение между удаленными хостами в сети Интернет рассматривается как Интернеттрафик с соответствующим приоритетом.
Таким образом, создание распределенных интегрированных АСУ в нефтегазовой отрасли обостряет проблемы более эффективного использования ресурсов сети. Поэтому актуальным является создание
новых и совершенствование уже существующих алгоритмов маршрутизации, а также развитие методов имитационного моделирования с целью получения наилучших характеристик маршрутизации с
использованием описанных в статье технологий.
УДК 681.5:622.276
ОЦЕНКА БЛИЖАЙШИХ ПЕРСПЕКТИВ ПЕРЕДАЧИ ДАННЫХ
ПО ЦИФРОВОМУ ПРОТОКОЛУ В СИСТЕМАХ ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА
И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ
М.Р. Мусин, Э.И. Глушков
(ОАО "Нефтеавтоматика")
Основная идея статьи – рассмотреть целесообразС развитием цифровых технологий ситуация
ность использования цифровой передачи данных в начинает стремительно меняться. Передача сигнасовременных системах измерения количества и по- лов по цифровым каналам предоставляет сущеказателей качества нефти (СИКН).
ственные преимущества, а именно:
СИКН характеризуется высокой плотностью дат– увеличение информативности, так как передачиков и исполнительных механизмов на единицу пло- ются не только значения измеряемого сигнала, но и
щади. Общая численность датчиков в составе СИКН диапазоны измерений, настройки и т. д., вплоть до
в среднем составляет более 60 ед., исполнительных заводского номера изделия;
механизмов около 40. Оптимальный подход – собрать
– удешевление технологии передачи информации
показания
всех
измерительных
устройств по шине, используя промышСИКН
Щит автоматики
ленную сеть, и передать приемнику по
Источник
Барьер
Приемник
одному кабелю.
сигнала 1
искрозащиты
сигнала 1
Около 25 лет назад технология приборной связи 0, 4, ...20 мА стала станИсточник
Барьер
Приемник
дартом "де-факто". В результате, произсигнала 2
искрозащиты
сигнала 2
водители контрольно-измерительной аппаратуры получили стандарт, на основе
которого их продукты можно было инИсточник
Барьер
Приемник
тегрировать в системы без особого
сигнала N
искрозащиты
сигнала N
труда. В настоящее время передача сигнала от датчика до исполнительного меРис. 1. Структурная схема передачи сигнала
ханизма осуществляется по "традиционпо "традиционной" схеме
ной" схеме, представленной на рис. 1.
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
15
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
– управление исполнительными механизмами по заданному алгоритму;
Источник
Барьер
Приемник
– выполнение расчетов и формиросигнала 1
искрозащиты
сигнала
вание отчетов;
– формирование протоколов провеИсточник
дения
поверки и контроля метрологичесигнала 2
ских характеристик.
Расстояние от СИКН до операторной,
где установлен щит автоматики, 300 м.
Источник
При подборе оборудования, являющесигнала N
гося источником сигнала, столкнулись с
первой проблемой – выбор протокола.
Рис. 2. Структурная схема передачи сигнала по цифровому каналу
Существует множество протоколов, множество производителей, поддерживающих
ряд протоколов. Однако единого стандарза счет уменьшения кабельных связей;
та,
которого
придерживались бы все производители,
– упрощение производства щитов автоматики, так
как множество кабелей заменяется на один, напря- нет. Это сказалось на результате выбора оборудования (табл. 2).
мую заходящий в приемник сигнала.
Безусловно, есть и отрицательные моменты, связанные с возрастанием требований к качеству спеТаблица 2
циалистов, занимающихся пуском и обслуживанием
Список оборудования
этих систем, к монтажу и качеству оборудования.
Схема передачи сигналов по цифровому каналу
Наименование оборудования
Количество
Протокол
представлена на рис. 2.
Датчик перепада давления
2
Profibus PA
Оценка целесообразности использования цифроДатчик давления
7
Profibus PA
вой передачи данных в СИКН выполнена на следуДатчик
температуры
6
Profibus PA
ющем примере.
Преобразователь
плотности
1
ModBus
Состав СИКН представлен в табл. 1.
СИКН
Щит автоматики
Таблица 1
Состав СИКН
Наименование блока
Блок измерительных
линий (БИЛ)
Блок измерения
качества нефти (БИК)
Блок трубопоршневой
установки
Выходной коллектор
Состав блока
Количество
Массовый преобразователь
2
расхода
Датчик температуры
3
Датчик давления
4
Датчик перепада давления
2
Кран шаровой
7
Массовый преобразователь
1
расхода
Датчик температуры
1
Датчик давления
1
Преобразователь плотности
1
Кран шаровой
2
Датчик температуры
2
Датчик давления
2
Регулятор расхода
1
Регулятор давления
1
АРМ оператора должен обеспечить выполнение
следующих функций:
– отображение сигналов с измерительных преобразователей;
– отображение состояния исполнительных механизмов;
16
Массовый преобразователь расхода,
БИЛ
Массовый преобразователь расхода,
БИК
Электропривод, кран шаровой
Электропривод, регулятор
2
Profibus PA
1
Profibus PA
9
3
ModBus
ModBus
Как видно из табл. 2, выбрать оборудование с одним протоколом не удалось.
Следует отметить, что цифровые протоколы поддерживают только верхние модели линейки оборудования практически у всех производителей.
Ниже приведено описание протоколов.
Протокол Profibus PA используется в устройствах, работающих в опасных производствах. В основе протокола PA (Process Automation) лежит протокол ISP (Interoperable Systems Project). Физический
уровень (уровень 1 OSI-модели) реализует стандарт
IЕС1158-2 (с внутренней защитой данных). Уровень 2
– это функциональное подмножество стандарта DIN
19245.
Распределенная система может состоять из устройств, реализующих все три типа стандарта, только
РА-устройства необходимо подключать через специальные повторители.
В разных странах (в том числе и в России) имеются организации, занимающиеся продвижением Profibus-технологий в различные отрасли производства.
Организация тематических семинаров, выставок, стандартизация новых изделий, выработка новых специ-
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
фикаций и многое другое составляют суть работы
этих некоммерческих предприятий. Известно более
500 Profibus-изделий (как аппаратных, так и программных); число установленных узлов превышает 350 тыс.
Протокол ModBus разработан фирмой Gould Inc.
для построения промышленных распределенных систем управления. Специальный физический интерфейс
для него не определен. Эта возможность предоставлена самому пользователю: RS-232C, RS-422, RS-485
или же токовая петля 20 мА.
Протокол ModBus работает по принципу MASTERSLAVE, или "ведущий – ведомый". Конфигурация на
основе этого протокола предполагает наличие одного
MASTER-узла и до 247 SLAVE-узлов. Только MASTER
инициирует циклы обмена данными. Существует два
типа запросов:
– запрос/ответ (адресуется только один из SLAVEузлов);
– широковещательная передача (MASTER через
выставление адреса 0 обращается ко всем остальным
узлам сети одновременно без квитирования).
Протокол ModBus описывает фиксированный формат команд, последовательность полей в команде, обработку ошибок и исключительных состояний, коды
функций. Для кодирования передаваемых данных используются форматы ASCII (American Standard Code
for Information Interchange) и RTU (Remote Terminal
Unit). Каждый запрос со стороны ведущего узла включает код команды (чтение, запись и т. д.), адрес абонента (адрес 0 используется для широковещательной
передачи), размер поля данных, собственно данные
или буфер под данные и контрольный CRC-код. Функция обслуживания тайм-аута реализована для фиксирования коллизий при приеме/передаче данных.
Протокол ModBus можно назвать наиболее распространенным в мире. Для работы со своими изделиями его используют десятки фирм. Хотя ограничения этого протокола достаточно очевидны, он привлекает простотой логики и независимостью от типа
интерфейса.
После подбора оборудования выполним подбор
контроллера, который всю информацию примет и обработает.
Аттестованных контроллеров для коммерческого
учета нефти немного. Наиболее интересны – Solartron 7955, FloBoss S600, Omni 6000. Однако поддержка протоколов очень слабая. В основном это ModBus,
HART, Ethernet.
При детальном рассмотрении протоколов, которыми обладают контроллеры, сделаны следующие
выводы:
– HART – не подходит, так как скорость передачи данных крайне низка, а кроме того, есть сложности при создании шины;
– Ethernet – поддерживает крайне малое количество типов оборудования. Данный протокол в основ-
ном используется для организации связи с АРМ оператора;
– ModBus – наиболее подходящий протокол. Трудности связаны с настройками, которые поддерживает
оборудование, источник сигнала (скорость, четность,
RTU, ASII).
Протокол Profibus PA не поддерживает ни один
контроллер. Для преобразования протокола из Profibus PA в ModBus необходим конвертор.
Рассмотрим экономический эффект от использования цифровой передачи данных, учитывая изменения, обусловленные переходом к цифровой передаче данных.
Несомненно, такой переход удорожает оборудование. Удорожание должно компенсироваться
уменьшением количества связей, снижением стоимости кабельной продукции, упрощением монтажа щитов автоматики, уменьшением расходных материалов.
Результаты приближенного расчета экономической эффективности представлены в табл. 3.
Таблица 3
Расчет эффективности использования
цифровых протоколов
Наименование оборудования
Датчик перепада давления
Датчик давления
Датчик температуры
Преобразователь плотности
Массовый преобразователь расхода, БИЛ
Массовый преобразователь расхода, БИК
Электропривод, кран шаровой
Электропривод, регулятор
Кабельная продукция
Щит автоматики
Итого
Перерасход –
/экономия +
–14784,60
–53008,20
–34617,60
–3606,00
–25242,00
–12621,00
–11056,50
–3685,50
+123660,00
+53071,20
18109,80
Как видно, эффективность составит около 20000 р.,
т. е. отмечается удешевление.
Однако если расстояние от СИКН до операторной
уменьшить до 100 м, то эффективность сразу составит 42000 р., т. е. наблюдается удорожание.
Полученные суммы на общей стоимости оборудования практически не скажутся, поэтому однозначно
сделать выбор только по ценовой категории невозможно.
По рассматриваемому примеру сделаны следующие выводы:
1. Оборудование, являющееся источником сигнала.
Существует очень большой выбор как самого оборудования, так и протоколов передачи.
Единого протокола, который бы поддерживали
все производители, нет, есть протоколы, поддержива-
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
17
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
емые одним производителем в большей или меньшей степени.
Например, Siemens поддерживает протокол Profibus, так как он является результатом совместной
работы с немецкими концернами Bosch, KlocknerMoller.
2. Приемник сигнала – контроллер.
Выбор самих контроллеров и протоколов очень
узок. Учитывая узкую специализацию, коммерческий
учет нефти, это вполне ожидаемо. Программное обеспечение также направлено на обработку сигналов
именно по "традиционной" схеме. Еще одной
проблемой является процедура проведения поверки
преобразователей расхода. В соответствии с мето-
дикой данный процесс не может быть осуществлен
с использованием цифровой передачи данных.
3. Экономическая эффективность.
Как показали расчеты, этот критерий очень мало
влияет на выбор цифровой передачи данных.
Несомненно, в ближайшем будущем доля цифровой передачи данных в СИКН увеличится. Процесс начался с активного использования управления
запорной арматурой по протоколу ModBus. Однако
наличие "традиций", ограничения по проведению
измерений являются объективным фактором, сдерживающим переход на цифровую передачу данных
в СИКН.
УДК 681.5:622.276
ПРОГРАММНЫЙ КОМПЛЕКС "МЕТРОЛОГИЯ" В МЕТРОЛОГИЧЕСКОМ
ОБЕСПЕЧЕНИИ СТРОЯЩИХСЯ СИСТЕМ ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА
И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ
Л.Г. Валеева, Н.Г. Швинд
(ОАО "Нефтеавтоматика")
Требования к надежности и качеству метрологического обслуживания строящихся систем измерения
количества и показателей качества нефти (СИКН)
возрастают. Применявшиеся нами ранее принципы
метрологического обеспечения строящихся СИКН часто оказывались малоэффективными. Основными причинами этого являлись: недостаточная согласованность действий служб, обеспечивающих комплектацию, подготовку и пусконаладочные работы, неравномерность поступления средств измерений, наличие
достаточно большого объема информации о характеристиках средств измерений (СИ), их состоянии (наличие на складе, в поверке, на обслуживании и др.). В результате увеличивались сроки поставки СИ и задерживался ввод в промышленную эксплуатацию СИКН.
В порядке повышения качества работ по реализации проектов строительства СИКН и для автоматизации работ службы главного метролога ОАО
"Нефтеавтоматика" в 2007 г. внедрен программный
комплекс (ПК) "МЕТРОЛОГИЯ" [1].
Цель внедрения ПК "МЕТРОЛОГИЯ":
– автоматизация учета метрологического оборудования;
– автоматизация контроля за своевременностью
поверок, калибровок, ремонтов СИ;
– анализ состояния метрологического оборудования;
18
– организация удаленного многопользовательского режима доступа к метрологической информации;
– получение отчетных документов специалистами, руководством компании;
– улучшение условий труда инженера-метролога.
При эксплуатации ПК каждый его пользователь
наделяется полномочиями и правами доступа к функционалу и объектной базе, в зависимости от выполняемых им задач, что определяется пятью ролями:
– метролог-специалист;
– главный метролог;
– метролог-администратор;
– администратор нормативной документации;
– пользователь нормативной документацией.
Основные функции "специалиста-метролога":
 ввод и корректировка паспортных данных
средств измерения;
 учет приборного парка СИ, с историей перемещения;
 расчет и контроль выполнения графиков поверки СИ;
 расчет и контроль выполнения графиков калибровки СИ;
 анализ технического состояния парка СИ;
 учет и анализ заявок на отказы СИ;
 ведение истории эксплуатации приборов.
Основные функции "главного метролога":
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
 формирование сводных данных и отчетов по
компании на основе данных структурных подразделений;
 возможность обзора и анализа информации по
наличию и состоянию приборного парка всей компании и отдельных ее подразделений;
 контроль выполнения графиков поверки и калибровки средств измерения и их результатов;
 формирование запросов на получение информации по местам метрологического контроля для всего приборного парка компании;
 получение выходных форм по заданным условиям выборки на основе информации структурных
подразделений.
Основные функции "метролога-администратора":
 формирование единого стандарта предприятия
по наименованиям и обозначениям типоразмеров (ТП)
и характеристик используемых приборов;
 создание нормативов планирования метрологического контроля и технического обслуживания.
Основные функции "администратора нормативной документации":
 классификация нормативной документации СИ;
 заполнение базы нормативной документации
с логической привязкой к классификатору, типоразмерам, объектам реляционной базы данных (БД) ПК
"МЕТРОЛОГИЯ".
Основная функция "пользователя нормативной документации":
 возможность получения нормативной документации и графических образов по доступному классификатору, типоразмерам, объектам логической БД.
Основными формами представления данных в
ПК "МЕТРОЛОГИЯ" являются:
– шаблонное представление паспортных данных
СИ (метрологические характеристики, комплектующие, дата метрологического контроля (МК), период МК, поверяющая организация, место МК, номер
свидетельства, перемещение СИ, заводской номер
изделия, вид измерения, наименование, тип, изготовитель);
– табличная форма представления информации
(ТП СИ, МК, пределы измерений, класс точности,
вид измерений, место установки, заводской номер);
– текстовая форма для хранения нормативной документации (база данных содержит записи – электронные паспорта, технические условия (ТУ), методики поверки, инструкции по всем СИ).
На рис. 1 приведен пример главной формы ПК
"МЕТРОЛОГИЯ", на рис. 2 – один из регламентных
отчетов. Всего в состав перечня готовых отчетов входит 25 основных регламентных форм. За счет специального сервиса пользователи могут выполнить многофакторный анализ информации с выводом в таблицы произвольной формы и просмотра информации.
В главной форме выводится реестр СИ в режиме
просмотра и корректировки состояния СИ с их метрологическими характеристиками и историей перемещения. Предусмотрено выполнение поисковых операций (окно поиска по типу СИ, окно поиска по заводскому номеру и пр.).
В ПК "МЕТРОЛОГИЯ" предусмотрено формирование типовых форм отчетов и отчетов в произвольной форме по заданным пользователем критериям.
Все отчеты выводятся в формате Excel.
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
19
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
Рис. 1. Главная форма ПК "МЕТРОЛОГИЯ"
Рис. 2. Отчет о наличии и состоянии средств измерений строящихся СИКН
на конкретную дату запроса
В результате внедрения ПК "МЕТРОЛОГИЯ" на
компьютер переложен основной объем рутинных работ по ведению учета и контроля СИ и измерительного оборудования, значительно расширено и облегчено управление технологическим процессом метрологического обеспечения строящихся СИКН, обеспечен должный контроль движения СИ при поставке
комплекта оборудования.
Технико-экономический эффект от внедрения и
эксплуатации в ОАО "Нефтеавтоматика" ПК "МЕТРОЛОГИЯ" заключается в следующем:
 сведен к минимуму риск увеличения затрат на
приобретение средств измерений за счет согласованности и информированности действий служб, ответ-
20
ственных за комплектацию и метрологическое обеспечение по реконструируемым и строящимся объектам;
 снижены затраты на сбор, обработку, хранение
и анализ информации по метрологическому обеспечению производства;
 появилась реальная возможность анализа трудозатрат по этапам строительства и реконструкции
СИКН за счет упорядочивания планирования и отчетности в метрологическом обеспечении.
ЛИТЕРАТУРА
1. Официальный сайт ОАО "Нефтеавтоматика"
www.nefteavtomatika.ru, разделы "Интеллектуальная собственность" и "Наша продукция".
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
УДК 681.5:622.276
ОПЫТ ВНЕДРЕНИЯ ПРОГРАММНЫХ КОМПЛЕКСОВ "МЕХАНИКА"
И "МЕТРОЛОГИЯ" В ОАО "БЕЛКАМНЕФТЬ"
К.А. Санарова, С.Б. Бурангулова
(ОАО "Нефтеавтоматика"),
Р.М. Гараев
(ОАО "Белкамнефть")
ОАО "Белкамнефть" – одно из самых динамично
развивающихся предприятий нефтяного комплекса
не только Удмуртии, но и России. В числе приоритетных направлений развития ОАО "Белкамнефть" –
применение современных информационных технологий для повышения эффективности производства.
В ОАО "Белкамнефть" внедрена система управления ресурсами предприятия mySAP ERP, которая охватывает финансовый учет основных средств предприятия. Однако важнейшая часть процессов производственного управления служб метрологии и
главного механика к началу 2007 г. оставалась неавтоматизированной. Автоматизации подлежали процессы учета парка оборудования (механического и
средств измерений (СИ) по подразделениям, технологическим объектам, этапам жизненного цикла), анализа его состояния, планирования ремонтно-
восстановительных работ, технического обслуживания, поверки и калибровки СИ, контроля выполнения запланированных работ и внеплановых ремонтов.
Для автоматизации этих процессов в ОАО "Белкамнефть" внедрены программные комплексы (ПК)
"МЕХАНИКА" [1] и "МЕТРОЛОГИЯ" [2], разработанные в ОАО "Нефтеавтоматика" [3].
Программный комплекс "МЕХАНИКА" предназначен для автоматизации работы специалистов механической службы. В базе данных (БД) ПК содержится информация о состоянии парка оборудования
и нормативно-справочная информация, что позволяет планировать и контролировать проведение ремонтов и технического обслуживания механического оборудования.
Рис. 1. Главная форма ПК "МЕХАНИКА"
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
21
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
Программный комплекс "МЕТРОЛОГИЯ" предназначен для автоматизации работы специалистовметрологов. В базе данных ПК содержится информация о состоянии парка СИ и нормативно-справочная
информация, что позволяет планировать и контролировать проведение ремонтов, технического обслуживания, поверки и калибровки СИ.
Оба комплекса имеют единую базу данных, развитые средства администрирования БД, унифицированный пользовательский интерфейс.
Главные формы программных комплексов
приведены на рис. 1 и 2.
Внедрение ПК "МЕХАНИКА" и "МЕТРОЛОГИЯ"
в ОАО "Белкамнефть" проходило на фоне высокой
заинтересованности пользователей в работе с системой и расширения ее функционала, что является основой успешного создания автоматизированной системы учета оборудования на предприятии.
Внедрение ПК в ОАО "Белкамнефть" предполагало:
– обследование предприятия;
– установку лицензионных программных комплексов;
– адаптацию функционала программных комплексов к условиям деятельности метрологической и механоремонтной служб ОАО "Белкамнефть";
– первоначальную загрузку информации в единую базу данных ПК;
– оказание консультационных услуг пользователям по работе с программными комплексами;
– ведение авторского надзора в течение года после ввода в эксплуатацию.
Для организации работ по внедрению ПК в ОАО
"Белкамнефть" был издан приказ о формировании рабочей группы, в котором определены функции специалистов – членов рабочей группы, сроки выполнения
основных этапов работ согласно проекту внедрения.
По результатам обследования специалистами ОАО
"Нефтеавтоматика" разработан проект внедрения программных комплексов, определены пользователи системы. Проект согласован с главным метрологом и
главным механиком центрального аппарата управления и утвержден главным инженером ОАО "Белкамнефть". Всесторонняя продуманность проекта внедрения позволила выполнить совместные работы в короткие сроки (июнь–сентябрь 2007 г.).
Пользователями ПК "МЕХАНИКА" и "МЕТРОЛОГИЯ" являются мастера ремонтных бригад (материально-ответственные за оборудование), а также
руководство метрологической и механической служб
(ответственные за своевременное проведение ремонтов, технического и метрологического обслуживания
оборудования). Для установки программного обеспечения на рабочих местах пользователей переоснащения компьютеров не потребовалось.
Рис. 2. Главная форма ПК "МЕТРОЛОГИЯ"
22
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
Пользователями ПК являются 40 специалистов
службы главного механика и главного метролога в
городах Ижевске (Удмуртия) и Нефтекамске
(Башкортостан). Схема взаимосвязи серверов и
групп рабочих мест приведена на рис. 3.
Первичная загрузка информации в базу данных
проводилась конвертированием информации из имеющихся на предприятии электронных документов.
Общий перечень оборудования и средств измерений
составил около 12 тыс. ед. При этом часть информации конвертировалась из системы mySAP ERP.
Для обеспечения корректной работы программных
комплексов из числа пользователей системы назначены администраторы программного комплекса, в их
обязанности входит ведение справочников, классификаторов, нормативов. Для системной (технической)
поддержки сервера и рабочих мест пользователей назначен ответственный системный администратор.
Так как первичная загрузка информации произведена из электронных документов, которые уже имелись на предприятии (чаще всего в виде excel-файлов), то после загрузки информации, используя аналитические функции программных комплексов, были выявлены некоторые несоответствия и неточности в описании объектов, оборудования и мест его
установки.
Выявить эти несоответствия без применения специальных программных средств по такому большому количеству оборудования невозможно. Поэтому
первый эффект от внедрения получен уже на этапе
формирования единой базы данных.
Следует обратить внимание, что на первом этапе
эксплуатации большой объем работ возлагается на
администратора программного комплекса. Его задача – на основе имеющейся в базе данных информации
сформировать классификатор оборудования (средств
измерения), который должен быть корректным и однозначно восприниматься всеми пользователями системы.
На следующих этапах усиливается роль пользователя. На основе предварительно подготовленной
базы данных каждый пользователь в соответствии со
своей ролью и назначенными правами доступа к программному комплексу должен проверить список оборудования (СИ) на предмет соответствия имеющейся
в БД информации реальному положению дел, ввести
информацию о проведенных ремонтах (техническом
обслуживании, поверке), сведения о наработках оборудования на отказ и т. п. На этом этапе специалисты ОАО "Нефтеавтоматика" осуществляли авторский надзор за работой программных комплексов и
проводили консультации пользователей.
Ключевым вопросом внедрения и эксплуатации
подобных программных комплексов является оценка
их технико-экономической эффективности. Не
опускаясь до детальных расчетов, хочется обратить
внимание на следующие факторы.
Традиционно ожидаемый эффект от внедрения систем автоматизированного учета оборудования состоит в следующем:
– улучшение условий труда специалистов механической и метрологической служб;
Рис. 3. Схема взаимосвязи серверов и групп рабочих мест при эксплуатации ПК "МЕХАНИКА" и "МЕТРОЛОГИЯ"
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
23
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
– обеспечение оперативного управления большим
парком оборудования и средств измерений;
– обеспечение анализа наличия и движения, возрастного состава оборудования (СИ);
– оптимизация закупок нового оборудования, снижения складских запасов;
– автоматизированное планирование и контроль
выполнения работ по ремонтам и техническому обслуживанию;
– сокращение расходов на ремонты и техническое
обслуживание оборудования;
– сокращение простоев оборудования.
Как показывает практика, для того, чтобы автоматизированная система учета оборудования стала
неотъемлемой частью работы метрологической и
механической служб, требуется период адаптации, в
течение которого пользователи "примеряют к себе" функции системы, а разработчики по мере
необходимости изменяют или дополняют функции
программного комплекса в соответствии с действующими на предприятии стандартами.
За этот период (как правило, около 1 года) проводится очень трудоемкая работа по приведению в
актуальное состояние списка оборудования (средств
измерений), вводу в базу данных всех нормативов и
настройке необходимых отчетных форм. Необходимы разработка и утверждение регламента, который
устанавливает единый порядок выполнения всех процедур и операций при эксплуатации ПК "МЕХАНИКА" и "МЕТРОЛОГИЯ" и подлежит обязательному
применению всеми специалистами служб главного
механика и главного метролога и смежных подразделений.
Эффект от внедрения системы становится ощутимым после того, как на основе единой базы данных
будут сформированы все графики планово-предупредительных ремонтов, технического и метрологического обслуживания. При своевременном внесении в
БД программных комплексов информации о перемещении оборудования, проведении ремонтов и т. п.
дальнейшее поддержание базы данных ПК в актуальном состоянии не будет обременительным для поль-
24
зователей системы. Это означает, что достигается второй эффект внедрения ПК – организационно-эргономический и психологический. При этом начинается
неотторжимое функционирование новой информационной технологии. В этом случае, как правило, достигается 80...90 % ожидаемого эффекта.
Опыт совместной работы IT-специалистов ОАО
"Белкамнефть" и ОАО "Нефтеавтоматика" можно уже
сейчас отнести к позитивному, так как интерес пользователей к работе с программным комплексом только увеличивается, технология, благодаря совместным
усилиям, совершенствуется.
Условиями достижения максимального эффекта от
внедрения системы являются организация авторского сопровождения, более глубокая интеграция с действующими на предприятии автоматизированными
системами, включение в систему полного перечня
оборудования предприятия (электрооборудование,
контрольно-измерительные приборы), расширение
аналитических и прогностических функций.
ЛИТЕРАТУРА
1. Кизина И.Д., Бурангулова С.Б. Программный комплекс
для автоматизации деятельности службы главного механика нефтегазодобывающих и сервисных организаций
// НТЖ. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2006. –
№ 3. – С. 27–30.
2. Лобода И.И., Гурин П.Г., Петрунов Ю.С. Программный
комплекс "Метрология" в информационной системе
нефтяной компании // НТЖ. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – М.: ОАО
"ВНИИОЭНГ", 2004. – № 4. – С. 28–31.
3. Кизина И.Д., Зозуля Ю.И., Муравский А.К. Программные
продукты и услуги для создания интегрированных систем
управления добычей нефти на основе средств АСУТП и
MES. Семейство типовых программных комплексов системы "ИНГА-нефтегазодобыча" // НТЖ. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2006. – № 3. – С. 21–25.
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
УДК 622.276:681.518
НОВАЯ ПОДСИСТЕМА "ОПЕРАТИВНЫЙ АНАЛИЗ БАЛАНСА МАТЕРИАЛЬНЫХ
И ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПОТОКОВ" В КИС "АРМИТС" ОАО "ТАТНЕФТЬ"
А.А. Хуснутдинов, А.А. Жильцов, В.А. Алабужев
(ОАО "Татнефть"),
П.Г. Гурин, В.Г. Бронников, А.В. Синицын
(ОАО "Нефтеавтоматика")
Проблемы учета добываемой нефти и оценки достоверности измеряемых параметров при контроле
движения добываемой жидкости от скважин до пунктов сдачи товарной нефти всегда были актуальными.
В связи с выходом ГОСТ Р 8.615-2005 наличие программных средств, позволяющих контролировать и
согласовывать измерения потоков жидкости от скважин до пунктов сдачи товарной нефти, стало необходимым условием работы нефтегазодобывающего
предприятия и важным фактором обеспечения значимых конкурентных преимуществ ОАО "Татнефть" в
отрасли.
Известно, что ОАО "Татнефть" всегда уделяло
должное внимание решению упомянутых проблем,
приобретая современные программные средства, собственными силами развивая и совершенствую информационные технологии всех уровней управления –
от АСУТП и информационно-измерительных систем
до ERP-систем. Усилия специалистов АСУ и метрологии последние 7–8 лет были сосредоточены также
на интеграции и интеллектуализации АСУ различного назначения, в том числе на уровне оперативного
производственного управления или MES-уровне (Manufacturing execution system).
Исторически работы этого направления развивались следующим образом.
С начала 2001 г. в НГДУ "Альметьевнефть" на основе СУБД MS SQL-SERVER разработан программный комплекс (ПК) "АРМИТС" (автоматизированное рабочее место инженерно-технологической службы) [1], предназначенный для оперативного контроля эксплуатации фонда скважин, с функциями
ежемесячного планирования добычи нефти, организации учета и отчетности в добыче нефти (сутки,
декада, месяц, год), планирования и контроля исполнения работ и пр.
После опробования и доработки комплекса
"АРМИТС" в НГДУ "Альметьевнефть" было принято решение о внедрении его в других НГДУ ОАО
"Татнефть". В настоящее время комплекс "АРМИТС"
внедрен во всех цехах и основных производственных
отделах НГДУ, является "де-факто" стандартом платформы для реализации других аналитических и мониторинговых задач MES-уровня в ОАО "Татнефть".
В 2000 г. по инициативе метрологической службы ОАО "Татнефть", специалистов НГДУ "Джалильнефть" и ОАО "Нефтеавтоматика" начаты разработка
и поэтапное внедрение программного комплекса
"БАЛАНС" с целью введения ежесуточного метрологического контроля в добыче нефти с выполнением оперативного анализа баланса потоков жидкости
(нефти и воды) в инженерных сетях нефтегазодобывающего предприятия (скважины, ГЗУ, ДНС, УПН,
ОС, КНС, трубопроводы) [2].
В 2002 г. программный комплекс "БАЛАНС" внедрен в НГДУ "Азнакаевнефть" и НГДУ "Нурлатнефть".
В период с 2002 по 2004 г. велась активная работа
с пользователями комплекса, проводилась его адаптация к потребностям пользователей, нарабатывались
новые отчетные формы, совершенствовался интерфейс, комплексы сдавались для сопровождения
эксплуатации в Управление "ТатАСУнефть". Тогда и
была сформулирована проблема оптимизации эксплуатации комплекса "БАЛАНС" в составе корпоративной информационной системы (КИС) ОАО
"Татнефть". Ситуация осложнялась тем, что одновременно в ОАО "Татнефть" проводилась массовая реконструкция АСУТП, поэтому был велик
удельный вес работ по корректировке и разработке
новых программ для организации потоков исходной
информации из АСУТП и ИИС.
В 2005 г. по инициативе ОАО "Нефтеавтоматика"
была выполнена работа по унификации и стандартизации ранее разработанных программных модулей,
в результате которой появилась программно-информационная платформа "ИНГА" для создания интегрированных систем управления производством в
нефтегазовой отрасли [3]. В числе прочих на платформу системы "ИНГА" на основе СУБД
"ORACLE" были переведены программные модули
оперативного анализа баланса материальных и энергетических потоков.
В 2006 г. по заказу ОАО "Татнефть" специалистами ОАО "Нефтеавтоматика" была выполнена НИР по
созданию информационной технологии оперативного анализа баланса материальных и энергетических
потоков в ОАО "Татнефть" [4]. Руководство НГДУ
"Альметьевнефть" выступило инициатором отработки на своих объектах новой технологии, но на другой программно-информационной платформе, так
как в ОАО "Татнефть" принято решение развивать
базовую платформу "АРМИТС" с последующей интеграцией в нее аналитических и мониторинговых
подсистем.
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
25
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
В 2007 г. выполнен 1-й этап работ – интеграция
подсистемы "Анализ баланса потоков жидкости" в
КИС "АРМИТС".
На этом этапе отработана технология интеграции,
которая была выполнена в сжатые сроки с минимальными затратами.
Приняты и реализованы следующие решения
жидкости" и "мягкая" интеграция его в пользовательский интерфейс КИС "АРМИТС";
– изменение модели и перевод базы данных программного комплекса "Анализ баланса жидкости" на
платформу MS SQL;
– изменение специальных модулей "Анализ баланса жидкости" под стандарт MS SQL;
– поток информации от АСУТП и
ИИС поступает в систему сбора и предварительной обработки информации КИС
"АРМИТС";
– поддержка потока информации в базу данных подсистемы "Анализ баланса
жидкости" через базу данных "АРМИТС",
при этом дополнительно разрабатываются внутрисистемные программы-конверторы;
– обеспечение интеграции систем управления программных комплексов на
уровне единого администратора с усилением контроля по внутренней синхронизации баз данных (контроль технологических объектов, областей доступа пользователей к процедурам и функциям и др.);
– уменьшение объема работ по резульРис. 1. Место новой подсистемы "Анализ баланса потоков жидкости" татам анализа стандартов построения КИС
в КИС "АРМИТС"
"АРМИТС" и ПК "Анализ баланса жид(рис. 1):
– максимальное сохранение элементов пользовательского интерфейса подсистемы "Анализ баланса
26
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
Рис. 2. Основная экранная форма подсистемы "Анализ баланса потоков жидкости"
кости" с целью выявления избыточных процедур и
функций и упрощения отдельных модулей за счет их
унификации.
Клиентское приложение программных модулей
"Анализ баланса" как подсистема встроено в клиентское приложение КИС "АРМИТС". Пользователь определяется и идентифицируется по единому паролю
при входе в клиентское приложение КИС "АРМИТС".
Место новой подсистемы "Анализ баланса потоков жидкости" в КИС "АРМИТС" показано на рис. 1.
Таким образом, пользователи "АРМИТС" имеют
возможность в привычной для себя программной оболочке вызывать программные модули анализа баланса материальных потоков и осуществлять в соответствии со своими правами доступа:
 формирование и модифицирование структуры
и параметров балансной модели инженерных сетей;
 подготовку исходных данных для расчета потоков жидкости в инженерных сетях;
 расчет потоков жидкости в узлах инженерных
сетей с обеспечением нулевого дисбаланса в каждом
узле;
 выполнение диагностических процедур по оценке полноты и качества измерений;
 выделение цветом данных при превышении
дисбалансов заданного порогового значения;
 формирование графических изображений, отображающих динамику изменений баланса жидкости
в узлах сети по измерениям и расходов потоков за
заданный интервал времени;
 отображение графических схем балансовой модели инженерных сетей;
 оперативный анализ потокораспределения в
суточном регламенте;
 контроль выполнения технологического режима по скважинам и насосным агрегатам;
 автоматизированную подготовку типовых отчетов.
Основная экранная форма подсистемы "Анализ
баланса потоков жидкости" приведена на рис. 2.
Таким образом, за короткий период времени (май–
сентябрь 2007 г.) были проведены основные работы
по интеграции двух систем, подготовлена эксплуатационная документация, программные средства
установлены на рабочих местах пользователей, проведено их обучение.
В сентябре 2007 г. программные модули для оперативного анализа баланса потоков жидкости были
сданы в опытную эксплуатацию в НГДУ "Альметьевнефть".
Полученный опыт используется на втором этапе
интеграции в КИС "АРМИТС" программных модулей анализа баланса энергетических потоков [5].
Внедрение подсистемы "Анализ баланса материальных и энергетических потоков" в составе КИС
"АРМИТС" в других НГДУ ОАО "Татнефть" планируется со второй половины 2008 г. и до конца 2009 г.
ЛИТЕРАТУРА
1. Хуснутдинов А., Кованова Г. АРМИТС осваивает нефтепромыслы "Татнефти" // Нефт. хоз-во. – 2001. – № 10.
2. Оперативный анализ баланса жидкости в инженерных
сетях нефтегазовой отрасли / В.В. Самойлов, С.И. Хисамутдинов, Ю.И. Зозуля, А.К. Муравский // НТЖ. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2003. – № 11. – С. 17–21.
3. Кизина И.Д., Зозуля Ю.И., Муравский А.К. Программные
продукты и услуги для создания интегрированных систем
управления добычей нефти на основе средств АСУТП и
MES. Семейство типовых программных комплексов системы "ИНГА-нефтегазодобыча" // НТЖ. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2006. – № 3. – С. 21–25.
4. Зозуля Ю.И., Кизина И.Д. Информационные технологии
анализа материальных и энергетических потоков в инженерных сетях: построение и стандартизация // НТЖ. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2007. – № 4.
5. Санарова К.А., Гузаеров Р.А. Новые IT-решения для
развития ресурсо- и энергосберегающих технологий в
НГДУ "Джалильнефть" ОАО "Татнефть" // НТЖ. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2006. – № 3. – С. 31–36.
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
27
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
УДК 004.384:622.276
МОНИТОРИНГ ОТКАЗОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ
РЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКОВ НА ОСНОВЕ НЕЙРОСЕТЕВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ
Д.В. Токарев, Ю.И. Зозуля, Н.М. Зиятдинова
(ГОУ ВПО "Уфимский государственный нефтяной технический университет",
ОАО "Нефтеавтоматика", ООО "Баштрансгаз")
Резервуарные парки предприятий нефтегазовой
отрасли аккумулируют значительные объемы пожаровзрывоопасных веществ. Они относятся к числу
опасных производственных объектов, в частности по
[1], к ним предъявляются особые требования по обеспечению промышленной безопасности и поэтому задача обеспечения безаварийной эксплуатации резервуаров – одна из важнейших производственных задач на сегодня.
Непременным условием безопасной эксплуатации
опасных производственных объектов является своевременное выявление отказов технологического оборудования. Иными словами, в условиях активного
внедрения современных информационных технологий в производство, речь идет о непрерывном мониторинге состояния технологического оборудования
в рамках интегрированной АСУТП [2]. Задача мониторинга отказов технологического оборудования
резервуарного парка может решаться на основе разработанного авторами программного модуля, работающего автономно или в составе интегрированной
АСУТП.
Задача программного модуля состоит в распознавании отказов оборудования в реальном времени с
использованием данных, поступающих с датчиков резервуарного парка. В основе его работы лежат нейросетевые алгоритмы (сеть Хопфилда).
Распознавание образов является той областью, где
наиболее ярко выражаются преимущества искусственных нейронных сетей и, в частности, сетей
Хопфилда. Искусственные нейронные сети дают
эффективное решение задачи распознавания независимо от того, имеется множество паттернов для
обучения сети различению классифицированных
объектов или еще нет. Кроме того, обучающее
множество не обязательно должно быть ограниченным. Это является несомненным преимуществом
нейросетевых моделей по сравнению с другими моделями распознавания.
Отметим, что американский физик Дж. Хопфилд
(J.J. Hopfield) в своих статьях 1982 и 1984 гг. [3, 4]
развил идеи, основанные на результатах Мак-Каллока (W.S. Mc Culloch), Питса (W. Pitts), Гроссберга
(S. Grossberg), Андерсона (J.A. Anderson), Кохонена
(T. Kohonen) и других исследователей. Разработанная Хопфилдом модель асинхронной искусственной
нейронной сети обладает следующими свойствами:
28
– является однослойной и содержит N нейронов,
в число которых входят входные и выходные элементы сети;
– выход каждого нейрона связан обратными связями со всеми остальными нейронами сети, а также
может принимать внешний для сети входной сигнал;
– ни один нейрон не имеет собственной обратной
связи;
– веса связей между нейронами сети являются симметричными, т. е. вес связи wij между i-м и j-м
нейронами равен весу связи wji между j-м и i-м
нейронами, wij = wji;
– каждый нейрон имеет пороговую или сигмоидную функцию активации fa (рис. 1);
– входные сигналы являются двоичными.
В общем случае набор входных сигналов может
быть описан вектором x = {x1, x2, ..., xN}T с компонентами, принимающими двоичные значения, например "–1" и "+1". Обозначим вектор сигналов, описывающий p-й образец, через x p (p = 1, P ). Сеть распознает и воспроизводит один из хранимых образцов на
основе вектора предъявленных ей неполных или искаженных данных (сигналов). При этом она формирует вектор выходных сигналов y = {y1, y2,…, yN}T,
компоненты которого совпадают с соответствующими компонентами хранимого образца, т. е. y = x p . Если вектор предъявленных сигналов не имеет достаточного сходства ни с одним из образцов, то выходной сигнал является шумом.
На стадии инициализации сети веса связей устанавливаются следующим образом:
Рис. 1. Функции активации:
а – пороговая; б – сигмоидная
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
 P p p
  xi x j , i  j
wij   p 0
 0,
i  j,

(1)
p
где xi – i-й компонент вектора x p .
Алгоритм функционирования сети следующий (k –
номер итерации):
1. На входы сети подается неизвестный вектор
сигналов. Вначале (k = 0) вектор выходных сигналов
определяется как
yi(0) = xi,
i = 0,..., N;
Структурная схема сети Хопфилда приведена на
рис. 2. Как уже говорилось выше, она состоит из единственного слоя нейронов. Каждый нейрон связан с
выходами всех остальных нейронов, а также имеет
один вход, через который осуществляется ввод входного сигнала. Выходные сигналы снова передаются
по обратным связям.
(2)
2. При последующих итерациях рассчитываются
новые состояния нейронов zj и новые значения выходов сети:
N
z j ( k  1)   wij yi (k );
(3)
y j (k  1)  f a  z j (k  1)   j  ; j = 0, ..., N,
(4)
i 1
где j – значение порога j-го нейрона;
3. Выполняется проверка, изменились ли значения выходов нейронов за последнюю итерацию. Если
да – осуществляется переход к п. 2, иначе (если выходы застабилизировались) алгоритм функционирования завершен. При этом выходной вектор представляет собой образец, наилучшим образом сочетающийся с входными данными.
Работа сети Хопфилда может быть пояснена в терминах энергетического ландшафта, представляющего собой гористую местность, на вершине которой находится шар. Шар катится по склону, пока не остановится в какой-либо низине (впадине). Низины отражают устойчивые состояния сети, и каждая из них
соответствует определенному хранимому образцу.
Шар, обладающий большой потенциальной энергией, катится в низину с меньшей потенциальной энергией, достигая локального минимума. Чтобы он снова
оказался в начальном состоянии, необходимо подать
на входы сети новый вектор сигналов. Таким образом, работа сети Хопфилда может быть охарактеризована некоторой энергетической функцией
E
1

2 i
 wij xi x j   xi i .
j i
(5)
i
Хопфилд показал, что при активации сети функция (5) не возрастает и достигает локального минимума в некотором установившемся состоянии. А поскольку число таких устойчивых состояний ограничено, сеть при определенных условиях, достигает одного из них за конечное число итераций. При этом,
как уже указывалось, низины энергетического ландшафта (энергетические минимумы) соответствуют
хранимым образцам.
Рис. 2. Структурная схема сети Хопфилда
Задача, решаемая данной сетью, выступающей в
качестве ассоциативной памяти, формулируется следующим образом. Известен некоторый набор векторов двоичных сигналов, которые считаются образцовыми. Сеть должна уметь из произвольного неидеального сигнала, поданного на ее вход, выделить (воспроизвести по частичной информации) соответствующий
образец (если такой есть) или показать, что входные
данные не соответствуют ни одному из образцов.
В рамках данной задачи для выявления случаев
нарушений технологического процесса заполнения
резервуара, хранения в нем нефти и нефтепродуктов
и его опорожнения были составлены описания (типовые карточки) ситуаций, аналогично тому, как это было предложено в [5]. Для этого на основе изучения
функциональной схемы автоматизации резервуара и
насоса, представленной на рис. 3, был проведен анализ нормальной работы резервуара и насоса, а также
возможных нарушений.
Переменная xpj, характеризующая j-й технологический параметр p-го образца состояния резервуара
и насоса, принимает два значения: "–1" и "+1". Если
значение технологического параметра в текущий момент времени находится в интервале, соответствующем норме по технологическому регламенту, то
xpj = +1, в противном случае xpj = –1. Полностью открытой задвижке соответствует xpj = +1, полностью
закрытой xpj = –1. Включенному состоянию насоса соответствует xpj = +1, отключенному состоянию xpj = –1.
Каждый новый срез параметров сравнивается с име-
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
29
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
ющимися образцами, и, если он соответствует одному из них, фиксируются его порядковый номер и время регистрации.
Типовые ситуации, характерные для технологического процесса "хранение бензина в резервуаре", приведены в таблице. Значениям векторов xp, которые
ставятся в соответствие сочетаниям переменных xpj,
Рис. 3. Функциональная схема автоматизации вертикального резервуара и насоса
Описание основных типовых ситуаций
для технологического процесса "хранение бензина
в резервуаре"
Вектор xp
Описание типовой ситуации
x1
Наполнение резервуара Р-1 (штатный режим)
x2
Опорожнение резервуара Р-1 (штатный режим)
Перемешивание бензина в резервуаре Р-1 (штатный
x3
режим)
Переполнение резервуара Р-1 с одновременным отx4
казом контура регулирования уровня жидкости в резервуаре (приборы поз. LSA 21 и LV 21). Возможен
перелив резервуара
Снижение уровня бензина в резервуаре Р-1 с одноx5
временным отказом контура регулирования уровня
(приборы поз. LSA 22 и LV 22). Возможна разгерметизация резервуара
x6–x10
Повышение температуры подшипников насоса Н-1
Понижение давления на выкиде насоса Н-1. Возмоx11–x15
жна разгерметизация насоса (трубопровода)
соответствуют штатные и аварийные типовые ситуации, описанные в правом столбце.
30
В общем случае по мере увеличения времени эксплуатации число типовых ситуаций и соответствующих им образцов (типовых карточек, рис. 4) увеличивается. Новая ситуация, не имеющая прецедента
(нет соответствующей типовой карточки), автоматически запоминается и в режиме привлечения внимания оператора высвечивается на экране монитора.
Оператор, ознакомившись с этой новой ситуацией,
дает ей название и заносит в каталог уже имеющихся "типовых карточек" как новый прецедент.
Отметим, что для резервуара, возможно, новые
ситуации добавляться не будут, ввиду сравнительной
простоты технологического процесса и ограниченного количества средств КИПиА. Однако в случае увеличения числа параметров технологического процесса, контролируемых датчиками, количество типовых
ситуаций действительно будет расти по мере увеличения периода наблюдения.
В общем случае с помощью программно реализованной сети Хопфилда могут распознаваться:
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
Рис. 4. Окно информационно-аналитического комплекса с описанием типовой
карточки ситуации "Повышение температуры подшипников насоса"
– отклонения параметров технологического процесса от регламентированных значений, которые сами по себе или в сочетании с другими факторами
могут привести к отказу и дальнейшему развитию
аварии;
– отказы контуров регулирования.
Таким образом, разработанный программный модуль, реализующий сеть Хопфилда, позволяет
распознавать типовые и не типовые сочетания переменных, характеризующих текущее состояние технологического процесса в данный момент времени
(срез параметров) даже при некорректных сигналах
с датчиков (например, в случае их неисправности).
Выводы:
1. Задача диагностики нарушений технологических процессов хранения нефти и нефтепродуктов в
резервуарах, которые потенциально могут явиться
причиной возникновения аварии или отказа техно-
логического
оборудования,
эффективно решается на основе применения искусственной
нейронной сети Хопфилда и
программного модуля, ее реализующего.
2. Программный модуль,
реализующий сеть Хопфилда,
успешно протестирован с помощью программного симулятора технологического процесса.
3. На основе применения предложенного метода и программного модуля может формироваться база данных об отказах
резервуаров, иными словами,
"история болезни" резервуарного оборудования. Такая база данных необходима для объективной оценки технического риска
эксплуатации конкретных резервуарных парков, например
при разработке декларации промышленной безопасности.
ЛИТЕРАТУРА
1. Федеральный закон от 21 июля 1997 г. № 116–ФЗ "О
промышленной безопасности опасных производственных
объектов".
2. Токарев Д.В., Зозуля Ю.И., Филиппов В.Н. Задачи анализа безопасности в структуре интегрированной АСУТП
в нефтегазовой отрасли // НТЖ. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – М.: ОАО
"ВНИИОЭНГ", 2004. – № 4. – С. 46–48.
3. Hopfield J.J. Neural Networks and Physical Systems with
Emergent Collective Computational Abilities // Proc. of the
National Academy of Science. – 1982. – 79.– P. 2554–2558.
4. Hopfield J.J. Neurons with Graded Response Have Collective Computational Properties Like Those of Two-State Neurons // Proc. of the National Academy of Science. – 1982. –
81. – P. 3088–3092.
5. Токарев Д.В. Ведение информационных карточек параметров технологического процесса на установках НПЗ // Материалы 55-й Науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и
молодых ученых. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2004. – С. 189.
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
31
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
УДК 622.276:681.518
ИМИТАЦИОННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ОБЪЕКТОВ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ
В ПОДСИСТЕМАХ МОНИТОРИНГА
В.Ю. Зозуля, Ю.И. Зозуля
(ОАО "Нефтеавтоматика")
Широкое использование в нефтегазодобывающей
промышленности современных компьютерных средств
автоматизации приводит к росту потоков данных реального времени (РВ), требующих верификации и детального анализа как со стороны технологического
персонала, так и со стороны персонала, обслуживающего средства автоматизации. Ошибки, возникающие при интерпретации этих данных и планировании режимов работы промыслового оборудования,
нередко приводят к резкому снижению эффективности нефтедобычи, особенно на тех промыслах, которые эксплуатируют месторождения, находящиеся на
завершающей стадии разработки. Поэтому все более
актуальным становится использование в составе автоматизированных систем управления производственными процессами нефтегазодобычи аналитических
и диагностических подсистем мониторинга состояния технологических объектов и их средств автоматизации, с определением возможных причин нарушений (дисбалансов или других нарушений на отдельных участках инженерных сетей).
Актуальными задачами в области автоматизации
нефтегазодобывающей отрасли в настоящее время
являются:
1) совершенствование систем учета добываемого
углеводородного сырья в связи с вводом в действие
ГОСТ Р 8.615-2005;
2) решение сложных задач контроля и диагностики состояния программных и технических средств
АСУТП;
3) управление объектами нефтегазодобычи по показателям качества подготовки нефти и эффективности производства.
В процессе решения этих задач часто возникает
необходимость имитирования различных ситуаций,
происходящих на объектах. Имитационное моделирование позволяет выполнить тестирование вновь
сконфигурированных или модифицированных в процессе эксплуатации программных модулей аналитических и диагностических подсистем до или в процессе использования их на объектах. Актуальным является создание имитационных моделей с использованием современных программных платформ, поставляемых фирмами для построения многоуровневых
автоматизированных систем управления, например
Wonderware System Platform 3.0.
В данной работе в качестве основы для разработки
имитационных и диагностических моделей используется Wonderware Application Server (WAS), входя32
щий в состав Wonderware System Platform 3.0. С помощью инструментальных средств WAS описываются объекты автоматизации, параметры их состояния и результаты диагностики простых ситуаций, а
также процедуры их формирования (скрипты).
На рис. 1 представлен скрипт, с помощью которого реализована диагностическая модель (основанная
на однослойной обучаемой нейронной сети), обеспечивающая проверку достоверности имитированных
данных.
Для проверки достоверности данных о состоянии
объектов нефтегазодобычи на вход нейронной сети
в реальном времени подаются значения имитированных параметров (например, суточный дебит, давление на устье скважины, давление в коллекторе групповой замерной установки (ГЗУ), состояние электродвигателя насосного агрегата скважины). В ходе обработки этих данных, которые чаще всего являются
неполными или противоречивыми, формируются признаки достоверности каждого из входных параметров. При выявлении отклонения режима работы скважины от нормального в системе анализируются результаты обработки информации, и в итоге оператору предлагаются подсказка о месте возникновения
неисправности и варианты ее устранения.
Рассмотрим более детально реализацию данного
метода на примере имитационного моделирования
работы отдельной ГЗУ типа "Спутник". В соответствии с действующей методикой выполнения измерений на ГЗУ [1], оператор узнает о расходе потока скважины и возникающих ситуациях только при подключении ее выкидной линии к измерительной линии
ГЗУ. Между замерами о состоянии ее потока можно
судить только по косвенным показателям, а это время может достигать суток и более. При нестабильных
ситуациях, часто возникающих при работе скважин,
такая методика ведет к неправильной интерпретации
результатов измерений.
Текущие расходы потоков n скважин, подключенных к ГЗУ, анализируются по приведенной ниже
формуле [2, 3]
i
i
Qòåê
 bi ( Póñò
 Pêî ë ), i  1, ..., n,
i
где Póñò
– давление на устье i-й скважины;
Ркол – давление в коллекторе ГЗУ;
 – известная нелинейная функция;
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
Рис. 1. Описание скрипта в WAS, реализующего диагностическую модель
bi – коэффициент пропорциональности,
определяемый на основе совместных
измерений перепада давления в выкидной линии i-й скважины и расхода ее потока, полученного при замере на ГЗУ.
Оценивается вероятность того, что произошел останов насосного агрегата какойлибо скважины, или что скважина или ее
полевой трубопровод перешли в предаварийное или аварийное состояние, следствием которого, например, является изменение амплитуды колебаний, падение давления на устье скважины или изменение
перепада давления на ее выкидной линии.
Далее система, используя нейронную сеть,
подсказывает оператору, что произошло
значительное отклонение расхода потока скважины
от ожидаемого значения, соответствующего режиму
ее работы, и необходимо выполнить внеочередной
замер дебита этой скважины на ГЗУ.
Из графика, представленного на рис. 2, видно, что
если измеряется и контролируется дебит только в интервалах, выделенных жирной линией, то можно пропустить существенное изменение потока. Пусть, например, при первом замере расходомер в измерительной
линии ГЗУ показал дебит скважины 100 т/сут, далее
Рис. 2. График изменения дебита
произошли ее останов и последующее включение,
затем при втором замере расходомер показал дебит
80 т/сут. Объем добычи за 2 сут, рассчитанный по существующей методике, составляет 180 т. На самом деле он меньше и составляет 150 т, с учетом кратковременного изменения состояния потока скважины.
На рис. 3 в качестве примера представлено окно
визуализации работы имитационной модели группы
скважин, подключенных к ГЗУ типа "Спутник". Шаблон, описывающий параметры этой модели, реализо-
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
33
Рис. 3. Окно визуализации работы ГЗУ
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
34
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
Рис. 4. Окно визуализации работы ГЗУ с интерфейсом пользователя, обеспечивающим формирование
и контроль параметров состояния отдельной добывающей скважины
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
35
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
Рис. 5. Общий вид графика изменения технологического параметра
ван в среде InTouch, а интерфейс пользователя для
настройки параметров имитационных моделей – с
помощью средств WAS.
На рис. 4 дополнительно показан интерфейс пользователя, обеспечивающий формирование и контроль
параметров состояния отдельной добывающей скважины в составе имитационной модели группы скважин.
На рис. 5 приведен тренд значений имитируемого
технологического параметра (расхода потока жидкости в измерительной линии ГЗУ), полученный при
выполнении контрольного примера, в котором
имитируется нарушение баланса потоков жидкости
в узле инженерной сети нефтегазодобычи.
Апробация подсистемы моделирования ситуаций
проведена на данных нефтепромыслов № 3 НГДУ
"Чекмагушнефть" и № 1 НГДУ "Альметьевнефть".
Выводы
Подсистема имитационного моделирования ситуаций, реализованная на перспективной программной платформе Wonderware System Platform 3.0,
позволяет:
36
1) анализировать работоспособность объектов нефтегазодобычи и исправность их средств автоматизации;
2) тестировать новые или модифицированные программные модули аналитических и диагностических
подсистем мониторинга объектов нефтегазодобычи
до или в процессе их эксплуатации;
3) создавать тренажеры для обучения операторов
и диспетчеров нефтегазодобывающих предприятий.
ЛИТЕРАТУРА
1. Лазовский Л.И., Смотрицкий Ш.М. Автоматизация измерения продукции нефтяных скважин. – М.: Недра,
1975.
2. Пат. 2199089 РФ. Способ коррекции статических характеристик измерительных преобразователей.. – 2003. –
Бюл. № 5.
3. Пат. 2287683 РФ. Способ контроля состояния инженерных сетей и калибровки каналов измерения параметров потоков. – 2006. – Бюл. № 32.
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
УДК 519.87:681.518:622.276
МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ И ПРИКЛАДНЫЕ ИНФОРМАЦИОННЫЕ
ТЕХНОЛОГИИ ДЛЯ MES-УРОВНЯ УПРАВЛЕНИЯ
И.Д. Кизина
(ОАО "Нефтеавтоматика")
Научно-техническое направление "Математиченых сетях на основе данных реального вреское моделирование и прикладные информационные
мени, поступающих из АСУТП и вводимых
технологии MES-уровня управления" оформилось в
вручную персоналом промысла;
ОАО "Нефтеавтоматика" несколько лет назад после
2. Поддержку принятия решений:
первого этапа успешных работ по формированию и
 при анализе и диагностике состояния
внедрению типовых программных комплексов для
объектов в составе инженерных сетей,
различных подсистем АСУ нефтедобывающих пред при анализе балансов материальных и энерприятий.
гетических потоков, выявлении причин дисВ основе направления – анализ и обобщение
балансов,
накопленного опыта математического моделирова при обосновании корректировок базы данния процессов и систем, прикладного программироных системы в случае ошибочных действий
вания, формирование собственной продукции ОАО
операторов, сбоев в работе средств измере"Нефтеавтоматика" и развитие на этой основе новых
ния, систем автоматики и телемеханики, лиуслуг для наших заказчиков. Появление новой собний связи и пр.;
ственной интеллектуальной продукции позволило
3. Математическое моделирование:
ОАО "Нефтеавтоматика" закрепить за собой пре структуры и динамики изменения инжеимущество комплексной многопрофильной научнонерных сетей, измерительных и обеспечипроектной организации по АСУ и метрологии, мновающих подсистем,
гоуровневого системного интегратора программно динамики материальных и энергетических
информационных и программно-технических компотоков в инженерных сетях;
плексов, сервисной организации по изготовлению,
4. Коллективную работу обслуживающего персопоставке, монтажу и наладке оборудования для нала и лиц, принимающих решения, от уровня цехов
нефтегазовой отрасли.
и служб НГДУ до уровня управления компанией;
В статье приводятся анализ текущего состояния
5. Интеграцию с существующими и проектируработ по направлению "Математическое моделирова- емыми подсистемами АСУ предприятий-заказчиков
ние и прикладные информационные технологии MES- (как с АСУТП нижнего уровня, так и c ERP-системауровня управления" и краткое описание перспектив- ми верхнего уровня управления).
ных разработок ОАО "Нефтеавтоматика".
Все готовые программные комплексы системы
К началу 2007 г. основным результатом работы по "ИНГА" зарегистрированы в Роспатенте, на ключеэтому направлению стал обновленный интеллекту- вые решения имеется патент.
альный продукт – программно-информационная платОписание системы и презентации включены в
форма для построения интеллектуальных инте- состав рекламно-информационных материалов ОАО
грированных нефтегазовых систем адаптивного "Нефтеавтоматика" (каталог продукции и услуг, имидуправления производством (система "ИНГА") с раз- жевый каталог, диск с презентациями на выставках),
витыми возможностями поддержки принятия, испол- информационные материалы размещены на сайте
нения и контроля корректности выполнения приня- www.nefteavtomatika.ru.
тых специалистами решений (технологами, метролоПеречень наиболее интересных выполненных прогами, механиками, энергетиками, диспетчерами, опе- ектов для MES-уровня управления нефтедобывающих
раторами) от уровня цеха до уровня компании (таб- предприятий приведен ниже.
лица).
 Разработка, внедрение и сопровождение
Система обеспечивает:
программных комплексов в составе корпора1. Возможность автоматизации:
тивной информационной системы "Татнефть учетных и аналитических операций в пронефтедобыча"
на
платформе
СУБД
изводственном управлении, процедур пла"ORACLE". Заказчик – ОАО "Татнефть"
нирования и мониторинга исполнения пла(1999–2007 гг.):
на при обслуживании инженерных сетей,
o автоматизированное рабочее место сотруд мониторинга состояния объектов инженерников службы главного механика – АРМ
ных сетей,
механика,
 мониторинга материальных и энергетичеo автоматизированное рабочее место сотрудских потоков в инженерных сетях,
ников службы главного метролога – АРМ
 анализ балансов и дисбалансов материальметролога,
ных и энергетических потоков в инженерАвтоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
37
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
Перечень типовых программных комплексов,
рекомендуемых для нефтедобывающих предприятий и их сервисных организаций
№
п/п
1.1
1.2
1.3
1.4
2.1
2.2
2.3
38
Программные комплексы
Назначение
1. Инструментарий для мониторинга состояния технологических установок,
нефтепромыслового оборудования и средств измерений
Программный комплекс "Анализ тех- Автоматизация работ при мониторинге состояния технологиченологического процесса подготовки и ского оборудования объектов подготовки нефти, газа и воды,
перекачки нефти, газа и воды в нефте- включая автоматизацию традиционных оперативных учетных и
добывающей компании"
аналитических операций по состоянию парка оборудования и наПК "ПОДГОТОВКА"
личию нефти на товарных парках, операций планирования работ
и формирования регламентной отчетности. Процесс подготовки
нефти, газа и воды на экране пользователя представлен в виде
принципиальных схем. Обеспечен вывод удобных таблиц и графиков, отображающих состояние парка оборудования, наличие
нефти в резервуарах товарных парков и других данных
Программный комплекс "Автоматизи- Автоматизация работ при мониторинге состояния средств измерованное рабочее место специалиста рения (СИ), включая автоматизацию учетных и аналитических
метрологической службы нефтегазо- операций СИ, детализированных до учета наличия драгоценных
добывающего предприятия"
металлов, операций по формированию и контролю выполнения
ПК "МЕТРОЛОГИЯ"
графиков поверок, калибровок и планово-предупредительных
ремонтов СИ, формирования аналитических документов и пр.
Программный комплекс "Автоматизи- Автоматизация работ при мониторинге движения и эксплуатации
рованное рабочее место специалиста оборудования, установленного на нефтепромысловых объектах,
механической службы нефтегазодо- включая автоматизацию учетных и аналитических операций,
бывающего предприятия"
операций анализа и контроля наличия и движения оборудования
ПК "МЕХАНИКА"
в связи с его ремонтами, заменой, списанием, приобретением нового оборудования, операций формирования годовых и месячных
графиков ППР, дефектоскопии, техобслуживания и пр. Расчет графиков ведется с использованием базы данных паспортов оборудования, нормативных данных и реальных данных по эксплуатации оборудования (статистика перемещений, наработки, история
ремонтов и пр.)
Контроль выполнения работ по сер- Автоматизация работ по учету фонда контрольно-измерительных
висному обслуживанию средств авто- приборов и средств автоматики (КИПиА), ведению паспортов
матики и телемеханики
КИПиА в электронном виде, формированию отчетов по их откаПК "АВТОМАТИКА"
зам, формированию графиков технического обслуживания КИПиА,
контроль выполнения работ по сервисному обслуживанию
средств автоматики и телемеханики
2. Инструментарий для мониторинга состояния инженерных сетей,
анализа балансов материальных и энергетических потоков в инженерных сетях
Программный комплекс "Оперативный Автоматизация работ при мониторинге состояния объектов инконтроль потоков жидкости, нефти, га- женерной сети (ИС). Обеспечиваются в реальном времени сбор
за и воды в инженерных сетях нефте- исходной информации и принятие решений по управлению погазодобывающего предприятия"
токами жидкости, нефти и воды в ИС на основе:
ПК "ОКСИС"
– фактической информации о структуре ИС, используемых
средствах измерений и технологическом оборудовании;
– нормативно-справочных данных;
– данных реального времени, получаемых от информационно-измерительных систем и АСУТП, данных ручного ввода (при необходимости);
– балансной модели материальных потоков;
– результатов расчетов материального баланса по узлам ИС.
Формируются удобные графические и аналитические формы
вывода информации для анализа и принятия решений
Программный комплекс "Оперативный Автоматизация работ при мониторинге потребления электроэнеранализ потребления электроэнергии и гии по элементам технологического процесса нефтедобычи, вклюэффективности ее использования"
чая определение структуры потребления активной и реактивной
ПК "ЭНЕРГОБАЛАНС"
энергии по объектам нефтегазодобычи и эффективности ее расходования, подготовку форм планирования, учета и отчетности по
использованию электроэнергии. В информационном плане ПК
интегрируется с известными системами коммерческого учета
электроэнергии
Программный комплекс диагностики Автоматизация работ по диагностике состояния объектов ИС,
состояния инженерной сети нефтега- включая операции по подготовке данных и выработке рекомензодобычи
даций для принятия решений по причинам отклонения от нормы
ПК "ДИАГНОСТИКА"
состояния объектов ИС и балансов материальных и энергетических потоков в узлах ИС
Пользователи
Специалисты-технологи уровня цеха, НГДУ,
нефтяной компании, а
также специалисты центральной инженернотехнологической службы (ЦИТС)
Специалисты по метрологии от уровня цеха
до уровня нефтяной
компании
Специалисты-механики
цехов, службы главного
механика НГДУ и службы главного механика
нефтяной компании
Специалисты технического отдела НГДУ и
специалисты цехов автоматизации производства
Специалисты ЦИТС и
других служб, отделов
и цехов предприятий
нефтедобывающей
компании
Специалисты службы
главного энергетика, а
также отделов и цехов
НГДУ
Специалисты ЦИТС и
других служб, отделов
и цехов НГДУ
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
Окончание таблицы
№
п/п
Программные комплексы
Назначение
Пользователи
3. Инструментарий для интеграции программных комплексов "ИНГА-нефтегазодобыча"
в единое информационное пространство нефтегазодобывающих компаний
3.1 Программный комплекс для интегра- Администрирование базы данных (БД), поддержка реализации Администраторы сиции ведения базы данных системы, общих функций прикладных программных комплексов системы стемы, прикладные прообеспечения приема информации из (просмотр информации, редактирование БД, организация инфор- граммисты, системные
АСУТП, организации взаимодействия мационного обмена со смежными подсистемами, администриро- программисты
с корпоративными информационны- вание прав доступа пользователей системы, конфигурирование
ми системами и с программными при- отдельных рабочих мест)
ложениями в составе "ИНГА-нефтегазодобыча"
ПК "ИНТЕГРАЦИЯ"







o программный комплекс "Анализ технологического процесса подготовки нефти" –
ПК "ПОДГОТОВКА",
o программный комплекс "Метрологический контроль приема-сдачи нефти объединенного пункта приема-сдачи нефти
ОАО "Татнефть" – ПК "БАЛАНС КМЦ"
(НГДУ "Альметьевнефть");
Разработка, внедрение и сопровождение программного комплекса "Расчет и анализ баланса
добываемой жидкости и нефти" – "БАЛАНС"
в составе АСУ НГДУ (2001–2007 гг.). Заказчики – НГДУ "Джалильнефть", "Азнакаевнефть",
"Нурлатнефть" ОАО "Татнефть";
Разработка, внедрение и сопровождение
программного комплекса "Анализ эффективности энергопотребления в добыче и подготовке нефти" – "ЭНЕРГОБАЛАНС" в составе АСУ
НГДУ. Заказчики – НГДУ "Джалильнефть",
"Нурлатнефть" ОАО "Татнефть";
Разработка информационных технологий анализа баланса материальных и энергетических
потоков в инженерных сетях нефтегазодобычи (2006 г.). Заказчик – ОАО "Татнефть".
Разработка программного комплекса "Анализ
баланса" в составе корпоративной системы
"АРМИТС" на платформе СУБД "Microsoft
SQL-SERVER (2007 г.). Заказчик – ОАО "Татнефть";
Разработка, внедрение, сопровождение программных комплексов уровня управления производством в составе интегрированной АСУ
Управления подготовки технологической жидкости (ИАСУ УПТЖ) (1999–2007 гг.). Заказчик – ОАО "Татнефть";
Выполнение НИР по разработке стандартов организации для метрологической службы ОАО
"Татнефть" (2006 г.). Заказчик – ОАО "Татнефть";
Поставка и внедрение программного комплекса "МЕТРОЛОГИЯ" (26 рабочих мест) в ОАО
"Оренбургнефтегаз" ТНК-ВР (2006 г.). Заказчик – ОАО "Оренбургнефтегаз";
 Поставка и внедрение программных комплексов "МЕХАНИКА" и "МЕТРОЛОГИЯ" в ОАО
"Белкамнефть" НК "Русснефть" (40 рабочих
мест) (2007 г.). Заказчик – ОАО "Белкамнефть";
 Совершенствование учета углеводородного
сырья с приведением систем измерений в соответствие с требованиями ГОСТ Р 8.615-2005
и вводом в действие подсистемы "Анализ баланса добываемого углеводородного сырья".
Пилотные проекты на Кошильском лицензионном участке Нижневартовского нефтедобывающего предприятия и на месторождениях
ЗАО "Томская нефть" (2007 г.).
Более детальное описание основной части выполненных работ опубликовано в специальных выпусках журнала "Автоматизация, телемеханизация и связь
в нефтяной промышленности" (№ 11, 2003 г.; № 4,
2004; № 3, 2005; № 3, 2006; № 4, 2007). Всего опубликовано не менее 20 статей и монография "Анализ
баланса потоков жидкости в инженерных сетях
нефтегазодобывающего производства" (авторы М.А.
Слепян, Ю.И. Зозуля и др. – Уфа: Монография,
2002. – 120 с.). Названия статей и списки их авторов также размещены на сайте www: nefteavtomatika.ru в разделе "Публикации".
Работа по адаптации, созданию новых и внедрению прикладных программных комплексов на платформе системы "ИНГА" для управления производственными процессами ОАО "Нефтеавтоматика" начата в 2007 г.
Первый комплекс, который был адаптирован к
производственным процессам ОАО "Нефтеавтоматика" – ПК "МЕТРОЛОГИЯ". Изначально предполагалось использование комплекса для контроля средств
измерений (СИ), применяемых в подразделениях (в лаборатории, отделах, цехе, для обслуживания энергохозяйства). После освоения программы метрологами
было предложено использовать комплекс при выполнении проектов поставки оборудования строящихся
СИКН. Была развита функция контроля перемещения средств измерений (закупка, нахождение на складе, передача на поверку, возврат с поверки, отгрузка
заказчику и пр.) с ведением соответствующего элек-
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
39
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
тронного документооборота. Основной эффект от внедрения ПК "МЕТРОЛОГИЯ" проявился от упорядочения достаточно сложного бизнес-процесса и корректного ведения информационной базы. Результат –
снижение рисков потери приборов, отправки не по
назначению и пр.
Информационная технология, сформированная на
базе ПК "МЕТРОЛОГИЯ", реализуется в сети 20 рабочих мест, включая отделы метрологии, стандартизации, склад, цех сборки шкафов автоматики и другой
продукции, метрологическую лабораторию Уфимского наладочного управления, центр координации проектов, департамент строительно-монтажных и пусконаладочных работ, отдел материально-технического обеспечения, службу качества.
Второй комплекс, специально разработанный для
бизнес-направления "СИКН и метрологическое обеспечение", – "Расчет технико-коммерческих предложений СИКН". В нем реализовано 7 основных технических решений:
– формирование электронного паспорта объекта, выставляемого на тендер;
– ведение базы оборудования, применяемого в
проектах СИКН, включая информацию по номенклатуре, поставщикам и ценам;
– ведение базы типовых функциональных схем
СИКН с редактором графических примитивов
объектов;
– конфигуратор технико-коммерческого предложения с выдачей экспликации;
– калькулятор расчета себестоимости работ и оборудования с выдачей спецификации оборудования (для внешнего и внутреннего использования);
– конфигуратор выходного документа;
– электронный документооборот между членами рабочей группы с планированием и контролем сроков исполнения работ.
Эффекты, полученные уже на первых этапах внедрения комплекса:
 систематизация типовых функциональных схем
СИКН;
 систематизация оборудования, применяемого
в проектах СИКН;
 выделение зон ответственности специалистов;
 существенное ускорение подготовки техникокоммерческих предложений (ТКП) с обеспечением сквозного контроля технических решений, цен и сроков выполнения работ;
 снижение рисков работы в убыток в случае
выигранного тендера.
Информационная технология, сформированная на
базе программного комплекса "Расчет ТКП СИКН"
реализуется в сети 25 рабочих мест, включая отделы: технологический, метрологии, стандартизации,
материально-технического обеспечения, центр координации проектов, департамент строительно-монтаж40
ных и пусконаладочных работ, службу маркетинга,
бюро ГИПов.
Продолжение подобных разработок для ОАО "Нефтеавтоматика" предусматривается в части планирования, координации, контроля исполнения работ, управления деятельностью компании по показателям качества и эффективности (портфель договоров, работа персонала, исполнение проектов, технико-экономический анализ и др.). Эти работы будут связаны с
одновременным внедрением в ОАО "Нефтеавтоматика" системы 1С-предприятие версии 8.0. Опыт интеграции системы "ИНГА" с этой системой будет, безусловно, интересен нашим потенциальным заказчикам.
Таким образом, на платформе системы "ИНГА" с
использованием конфигураторов информационных
конвейеров подготовки и поддержки принятия решений и в рамках принятой в департаменте ИАСУ
технологии разработки универсальных и специальных программных модулей сформированы и находятся в эксплуатации несколько типов прикладных
информационных технологий, интегрируемых различным образом в единое информационное пространство компаний.
Успешное развитие работ направления "Математическое моделирование и прикладные информационные технологии для MES-уровня управления" свидетельствует о том, что существует определенная ниша рынка, где наши решения и услуги являются востребованными, для них выполняется соотношение
"цена–качество". На это хочется обратить внимание
наших потенциальных заказчиков при отборе решений и потенциальных исполнителей проектов интеллектуальных интегрированных АСУ различного
назначения.
С завершением очередного этапа развития система "ИНГА" вышла на новый уровень решений, которые мы можем предложить заказчикам, а именно:
1. Обеспечение возможности контроля достоверности измерений, работы средств автоматики, передачи и хранения информации с использованием имитационного моделирования и интеллектуальных технологий поддержки принятия решений;
2. Обеспечение возможности расширения традиционного диспетчерского управления подсистемой
экспертно-аналитического типа;
3. Обеспечение возможности построения полноценной системы управления основными фондами
(EAM) предприятий нефтегазовой отрасли и смежных отраслей;
4. Обеспечение возможности построения полноценной системы управления жизненным циклом изделий (PDM), учитывающей особенности нефтегазовой отрасли и смежных отраслей;
5. Обеспечение возможности интеграции EAM и
PDM-систем с ERP-системами, действующими или
планируемыми к использованию на предприятиях
заказчиков.
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
Нашим заказчикам предлагается три варианта оказания научно-технологических услуг по направлению
"Математическое моделирование и прикладные информационные технологии MES-уровня управления":
1. Поставка и внедрение отдельных программных
комплексов, сконфигурированных по техническому
заданию заказчика, с увеличенным функционалом за
счет разработки дополнительных программных модулей;
2. Разработка принципиально новых экспертноаналитических и мониторинговых подсистем по техническому заданию заказчика;
3. Встраивание аналитических и мониторинговых
компонент системы "ИНГА" в проекты ИТ и автоматизации на основе программных средств фирм-поставщиков других интеграционных платформ, в том
числе платформ, разработанных нефтяными компаниями.
Как видно из списка работ, приведенных выше,
все три варианта специалистами компании отработаны и восприняты заказчиками.
Перспективными для ОАО "Нефтеавтоматика" являются заказчики, которым компания может предложить новый вид услуг – полное развертывание функционала системы "ИНГА", в том числе:
 в комплексе с современными решениями по
автоматизированным системам оперативного
диспетчерского управления;
 в комплексе с современными системами многофакторного анализа производственных процессов по показателям эффективности и качества.
Наши потенциальные заказчики – это "продвинутые" предприятия нефтегазодобывающей промышленности:
1. Российские и (или) зарубежные компании, имеющие несколько лицензионных участков, в том числе
в удаленной труднодоступной местности, зачастую
с трудноизвлекаемыми запасами, и использующие
оборудование для эксплуатации нефтепромыслов, высоконадежное, начиненное встроенной автоматикой
с интеллектуальной составляющей, имеющие проблемы с транспортом углеводородного сырья и безопасностью транспортных потоков и товарных нефтепарков;
2. Российские и зарубежные компании, стремящиеся повысить эффективность своей деятельности
за счет комплексного подхода к совершенствованию
управления, технологии выполнения работ, автоматизации технологических и производственных
процессов, информатизации и интеллектуализации систем поддержки принятия решений, оптимизации
взаимодействия с сервисными организациями;
3. Зарубежные компании, инвестирующие российского оператора по разработке месторождений нефти
и газа, которые хотят иметь независимый контроль
деятельности оператора.
Такие компании формируют инфраструктуру разработки месторождений и организуют эксплуатацию
промыслов в современной концепции "интеллектуальная нефтегазодобыча", которая включает в себя
понятия "интеллектуального месторождения", "интеллектуальной скважины", "интеллектуальной установки (агрегата)", "интеллектуальной транспортной системы", "интеллектуального нефтепромысла", "автоматизированного технологического комплекса
нефтегазодобычи".
В рамках подготовки предложений такого рода заказчикам в ОАО "Нефтеавтоматика" разработали основы концепции нового поколения автоматизированных систем оперативного диспетчерского управления
(АСОДУ), которые приводим ниже.
Основным назначением систем диспетчерского
управления является:
 обеспечение мониторинга технологических
процессов на основе данных реального времени (получаемых от информационно-измерительных систем и датчиков) и нормативносправочной информации, включая:
– строительство, заканчивание, опробование
и ввод в эксплуатацию скважин;
– обустройство промыслов;
– эксплуатацию добывающих, нагнетательных и специальных скважин;
– добычу, подготовку и транспорт нефти;
– прием и сдачу нефти в магистральные
нефтепроводы, доставку и прием нефти,
погрузочные операции на терминалах (морской, речной, железнодорожный, автомобильный);
– прочие процессы;
 оперативное управление автоматизированным
технологическим комплексом нефтегазодобычи, включая удаленное управление агрегатами
и механизмами (насосы, задвижки, дозаторы
и пр.) на основе данных мониторинга, нормативов, технологических регламентов и инструкций;
 координация действий персонала, в том числе
сервисных организаций;
 выявление предаварийных и аварийных ситуаций, своевременное оповещение персонала и
участие в выполнении работ, связанных с выводом систем и комплексов в нормальный режим работы, или вынужденной остановки машин и механизмов;
 участие в составе экспертной группы в разборе ситуаций, повлекших за собой сбои в нормальном протекании процессов;
 формирование отчетности и направление ее
другим лицам, принимающим решения.
Таким образом, системы оперативного диспетчерского управления нового поколения находятся на стыке большого количества подсистем (функциональных,
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
41
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
структурных, технических, экономических, информационных, программных), поэтому приобретают дополнительные отличительные характеристики и должны
отвечать новым требованиям.
Основной отличительной характеристикой АСОДУ
нового поколения является постепенный перевод системы оперативного управления из нечеткой системы в систему более четкую и корректную, основанную на формализованных знаниях, представленных
в виде правил, нормативов, динамично формируемых на основе непрерывного многофакторного анализа информации, получаемой из мониторинговых
подсистем, проигрываемой на имитационных моделях процессов и изменяемых в зависимости от ситуаций в системе. Это означает постепенную интеллектуализацию АСОДУ и повышение уровня надежности управления уже в ходе эксплуатации системы
за счет совершенствования системы поддержки принятия решений.
Вторая отличительная характеристика – возможность использования данных АСОДУ не только на
рабочих местах диспетчеров (в центральной диспетчерской или непосредственно на промыслах), но и:
– на рабочих местах специалистов, обеспечивающих корректность эксплуатации промыслов,
действий агрегатов, механизмов, измерительных устройств, средств передачи, обработки и
хранения данных, энергообеспечения и пр., в
том числе с экономической оценкой ситуации;
– в центре по чрезвычайным ситуациям в режиме on-line (ситуационная комната);
– в центре по разбору сложных ситуаций в режиме off-line (работа с постояннодействующими моделями разрабатываемых месторождений
в большом интервале времени в центрах компетенции (аналог – разбор "черных ящиков"
самолетов).
Третья отличительная особенность – обеспечение
высокого уровня надежности при общей малочисленности производственно-управленческого персонала
нефтедобывающего предприятия, обеспечение возможности перехода к комбинированному методу планирования эксплуатации, технического обслуживания, ремонта и замены оборудования, основанному
не только на типовых нормативах, но и на динамично формируемых нормативах, получаемых по реальным данным (например, наработка на отказ и пр.) Все
вместе взятое означает также формирование современных информационных технологий поддержки программ ресурсо- и энергосбережения и повышение эффективности деятельности предприятия в целом.
Три основных отличительных качества АСОДУ
нового поколения являются основанием следующих
требований, которые нужно учитывать при подборе
технических и программно-методических средств:
1. Наличие технических и программных средств,
обеспечивающих мониторинг и оперативное
42
управление удаленными объектами площадочного и
сетевого типов, включая:
– программируемые логические контроллеры,
системы измерений, датчики, исполнительные
механизмы;
– средства передачи, транспорта, обработки и
хранения данных (гибридные сети, в том числе радиосети, спутниковая связь, интеграционные платформы, СУБД реального времени,
SСADA-системы, СУБД реляционного типа,
средства визуализации, отбраковки, согласования данных реального времени, средства ситуационного и имитационного моделирования процессов и систем, компьютеры, кластерные серверные системы, графические стены, плазменные панели, мониторы и пр.);
– САУ и АСУТП;
– системы видеонаблюдения и оповещения;
– системы безопасности, включая системы пожарной безопасности, системы обнаружения и
локализации утечек нефти и газа из трубопроводов и резервуаров;
– справочные материалы.
2. Наличие программно-информационных средств
для реализации мониторинговых и аналитических
подсистем в режиме off-line для совместного использования диспетчерами и специалистами (службы главного геолога, главного инженера, главного энергетика, главного механика и др.) при оперативном планировании, исполнении и контроле за сроками и качеством исполнения работ по изменению режимов
эксплуатации объектов промысла, выполнению профилактических работ, планово-предупредительного
ремонта оборудования, заявочного технического обслуживания и ремонта оборудования, бурения и капитального ремонта скважин, выполнения строительных, монтажных и пусконаладочных работ и пр. (системы MES-уровня: геоинформационные системы
(ГИС), системы управления основными фондами
(ЕАМ), системы управления жизненным циклом продукции (PDM), управление проектами и договорами,
системы учета добываемого углеводородного сырья,
закачиваемой воды и реагентов, коммерческого и
технического учета электроэнергии, движения оборудования и др., аналитических систем, включая анализ
балансов материальных и энергетических потоков в
системе обустройства промыслов, системы техникоэкономической оценки эффективности, имитационные и ситуационные модели процессов и систем, в
том числе для планирования вывода управляемых объектов и процессов на нормальный режим эксплуатации в случае предаварийных и аварийных ситуаций.
Выше изложены общие отличительные черты систем оперативного диспетчерского управления нового поколения и требования к ним, которые нужно
учитывать при проектировании развития и конфигурирования АСОДУ на конкретных предприятиях и
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
объектах. АСОДУ нового поколения – это системы,
которые в любом варианте являются, по существу,
интегрированными АСУ, т. е. собираемыми из покупных и вновь разрабатываемых средств. Поэтому
заказчики АСОДУ нового поколения должны учитывать:
– особенность размещения головных офисов и
производственных мощностей компании-заказчика для оптимизации распределения зон ответственности диспетчерской службы, вычислительных мощностей, технологий информационного обмена;
– структурную и технологическую сложность управляемых объектов и процессов для выбора
программного обеспечения поддержки постояннодействующих моделей процессов и систем, оценки объемов собираемой, хранимой
и обрабатываемой информации, к которой
могут обратиться в режимах on-line и off-line,
выбора скорости опроса датчиков и определения пропускных способностей каналов
передачи информации;
– особенности наследуемых программно-технических и программно-информационных систем
и планы их замены и (или) реконструкции;
– характеристики и перспективность использования закупаемых и рекомендуемых к закупке средств;
– необходимость поставки и использования тренажеров с имитационными моделями объектов
мониторинга и управления.
Поскольку АСОДУ нового поколения – это еще и
дорогие системы, их варианты развертывания должны иметь четкую технико-экономическую оценку.
ОАО "Нефтеавтоматика" готово к выполнению
подобного рода инновационных проектов. Мы выгодно отличаемся от других организаций не только
идеями и методами моделирования процессов и систем, но и наличием собственной программно-информационной платформы, интегрирующей различные
подсистемы управления в реальном масштабе времени, огромным опытом в разработке САУ, локальных и интегрированных АСУТП, АСУ производством. Далеко не полный перечень статей по обсуждаемой тематике приводится ниже. Приглашаем к
сотрудничеству представителей фирм-поставщиков
отдельных решений.
ЛИТЕРАТУРА
1. Информационные технологии анализа балансов материальных и энергетических потоков в инженерных сетях:
построение и стандартизация / Ю.И. Зозуля, И.Д. Кизина, А.А. Жильцов и др. // НТЖ. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – М.:
ОАО "ВНИИОЭНГ", 2007. – № 4.
2. Нейросетевые технологии в решении задач анализа и
диагностики состояния инженерных сетей / Ю.И. Зозуля, Д.Ф. Назипов, Р.Р. Ахметзянов, А.А. Жильцов //
НТЖ. Автоматизация, телемеханизация и связь в
нефтяной промышленности. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ",
2007. –
№ 4.
3. Мониторинг АСУТП в нефтяной компании. Проблемы
и первоочередные программно-информационные решения
/ И.Д. Кизина, П.Г. Гурин, Н.Н. Файзуллин, В.А. Алабужев
// НТЖ. Автоматизация, телемеханизация и связь в
нефтяной промышленности. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ",
2007. – № 4.
4. Зозуля Ю.И., Кизина И.Д., Алабужев В.А. Интеллектуальный нефтепромысел реального времени: что под ним
понимать и как его создать // НТЖ. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. –
М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2007. – № 4.
5. Санарова К.А., Петунин С.В., Бурангулова С.Б. Методы разработки новых программных комплексов в среде
"ИНГА" // НТЖ. Автоматизация, телемеханизация и связь
в нефтяной промышленности. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ",
2007. – № 4.
6. Кизина И.Д., Зозуля Ю.И., Муравский А.К. Программные
продукты и услуги для создания интегрированных систем
управления добычей нефти на основе средств АСУТП и
MES // НТЖ. Автоматизация, телемеханизация и связь в
нефтяной промышленности. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ",
2006. – № 3.
7. Кизина И.Д., Бурангулова С.Б. Программный комплекс
для автоматизации деятельности службы главного механика нефтегазодобывающих и сервисных организаций
// НТЖ. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2006. –
№ 3.
8. Санарова К.А., Гузаеров Р.А. Новые ИТ-решения для развития ресурсо- и энергосберегающих технологий в НГДУ
"Джалильнефть" ОАО "Татнефть" // НТЖ. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2006. – № 3.
9. Сибагатуллин Н.М., Зозуля Ю.И. Оперативное определение вероятностных причин нарушения баланса потоков
в узлах инженерной сети методом перекрестного контроля параметров // НТЖ. Автоматизация, телемеханизация
и связь в нефтяной промышленности. – М.: ОАО
"ВНИИОЭНГ", 2006. – № 3.
10. Оперативное управление технологическими процессами подготовки нефти по технико-экономическим показателям / А.П. Веревкин, И.Д. Ельцов, Ю.И. Зозуля, О.В. Кирюшин // НТЖ. Автоматизация, телемеханизация и связь
в нефтяной промышленности. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ",
2006. – № 3.
11. Опыт внедрения программных комплексов для мониторинга состояния объектов инженерных сетей нефтегазодобычи в ОАО "Татнефть" / А.А. Жильцов, В.В. Низамов, С.И. Хисамутдинов и др. // НТЖ. Автоматизация,
телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. –
М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2005. – № 3.
12. Зозуля Ю.И., Кизина И.Д., Муравский А.К. Поддержка
принятия и реализации оперативных решений специали-
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
43
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
стами по нефтедобыче на основе данных реального времени // НТЖ. Автоматизация, телемеханизация и связь в
нефтяной промышленности. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ",
2005. – № 3.
13. Кизина И.Д. Развитие информационных технологий
проектирования и управления в инженерном центре ОАО
"Нефтеавтоматика" // НТЖ. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – М.: ОАО
"ВНИИОЭНГ", 2005. – № 3.
14. Муравский А.К. Принципы интеграции программных
комплексов в единое информационное пространство нефтяной компании // НТЖ. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – М.: ОАО
"ВНИИОЭНГ", 2004. – № 4.
15. Тренажерный комплекс для обучения оператора НПС,
диспетчеров РДП и ремонтного персонала // НТЖ. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2004. – № 4.
16. Лобода И.И., Гурин П.Г., Петрунов Ю.С. Программный комплекс "Метрология" в информационной системе
нефтяной компании // НТЖ. Автоматизация, телемеха-
44
низация и связь в нефтяной промышленности. – М.: ОАО
"ВНИИОЭНГ", 2004. – № 4.
17. Лобода И.И., Гурин П.Г., Петрунов Ю.С. Метрологической службе нефтегазодобывающих предприятий – современные информационные технологии // НТЖ. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2003. – № 11.
18. Оперативный анализ баланса потоков жидкости в инженерных сетях нефтегазовой отрасли / В.В. Самойлов,
С.И. Хисамутдинов, Ю.И. Зозуля, А.К. Муравский // НТЖ.
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной
промышленности. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2003. –
№ 11.
19. Сафин Р.Н., Гардиев Р.Ш., Смирнова И.А. Создание и
внедрение интегрированной автоматизированной системы управления технологическими процессами и производством (ИАСУ ТП) подготовки технологической жидкости для ППД ОАО "Татнефть" // НТЖ. Автоматизация,
телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. –
М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2003. – № 11.
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"

Вниманию метрологов!
Новая рекомендация
МИ 3081-2007
ГСИ. Системы измерений количества и показателей качества нефти, светлых
нефтепродуктов и жидких углеводородов. Техническое обслуживание и ремонт.
Основные положения.
Рекомендация распространяется на введенные в промышленную эксплуатацию в установленном порядке системы измерений количества и показателей качества нефти, светлых нефтепродуктов и жидких углеводородов и поверочные установки (рабочие эталоны расхода), применяемые для метрологического обеспечения преобразователей расхода, эксплуатируемых в составе систем измерений.
Положения рекомендации также могут быть распространены на системы измерений количества и параметров сырой нефти (СИКНС), отдельные средства измерений, применяемые для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа.
Рекомендация устанавливает основные положения к техническому обслуживанию и ремонту
систем измерений, поверочных установок и определяет:
– порядок приема-передачи их на техническое обслуживание сервисной организации (далее Подрядчик);
– порядок их технического обслуживания;
– перечень работ и периодичность их выполнения при техническом обслуживании;
– номенклатуру средств измерений и оборудования, подлежащих обслуживанию силами Подрядчика и силами владельца систем измерений и поверочных установок (далее Заказчик);
– взаимоотношение и ответственность сторон (Заказчика и Подрядчика);
– перечень эксплуатационной и оперативной документации, порядок их ведения при техническом обслуживании.
Рекомендация предназначена для юридических лиц всех форм собственности:
– имеющих на своем балансе и эксплуатирующих системы измерений и поверочные установки (рабочие эталоны расхода);
– выполняющих техническое обслуживание систем измерений и поверочных установок (рабочих эталонов расхода).
В рекомендации приведены формы:
– графиков технического обслуживания;
– формуляров систем измерений, поверочных установок и указания к их заполнению и ведению;
– формуляров на измерительные преобразователи, весы, сигнализаторы, индикаторы;
– журнала технического обслуживания;
– журнала регистрации протоколов КМХ измерительных преобразователей;
– журнала регистрации установки (снятия) контрольных пломб Подрядчика и пломб поверителя;
– журнала регистрации нарушений целостности пломб и оттисков клейм на них.
Стоимость документа 8000 руб.
При заказе просим указывать Ваши банковские реквизиты.
ОАО "Нефтеавтоматика",
450005, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. 50-летия Октября, 24;
www.nefteavtomatika.ru
Отдел стандартизации, Еременко Тамара Семеновна,
тел. (347) 228-52-64,
факс (347) 228-33-92.
E-mail: eremenko-ts@nefteavtomatika.ru
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
45
"НЕФТЕАВТОМАТИКА"
Уфимское наладочное управление
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ
АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
450511, Республика Башкортостан,
Уфимский район, п/о Михайловка, р.п. Курасково
УФИМСКОЕ НАЛАДОЧНОЕ УПРАВЛЕНИЕ
И ЕГО ПРОДУКЦИЯ
 Монтаж, пусконаладочные работы, техническое обслуживание и метрологическое обеспечение
систем измерения количества нефти и нефтепродуктов с турбинными, массовыми и ультразвуковыми расходомерами и трубопоршневых установок.
 Строительно-монтажные, пусконаладочные работы и работы по техническому обслуживанию:
– систем автоматики,
– систем телемеханики,
– систем автоматического пожаротушения,
– систем виброконтроля,
– системы видеонаблюдения на вновь вводимых и реконструируемых объектах.
 Ремонт, калибровка и поверка средств измерений массы, объема, расхода, давления, температуры, физико-химических, электрорадиотехнических параметров, частоты и времени.
 Ремонт, калибровка, подготовка к поверке и поверка вторичной аппаратуры, вычислителей расхода, измерительно-управляющих контроллеров для систем измерения количества нефти и нефтепродуктов.
 Поверка искробезопасных барьеров.
 Калибровка, подготовка к поверке и поверка приборов качества нефти.
 Поверка плотномеров по месту эксплуатации на узлах учета нефти, с помощью передви жной
пикнометрической установки.
 Ремонт и поверка счетчиков тепла и воды.
 Градуировка наземных и подземных, вертикальных и горизонтальных резервуаров, емкостей и
автоцистерн для жидких нефте- и пищевых продуктов.
 Изготовление, поставка, монтаж, пусконаладка и техническое обслуживание приборов и систем
оперативного контроля уровня жидкости в резервуарах (У1500, "СОКУР"); герконовых сигнализаторов уровня (ГСУ, ГСУ-DIN).
 Изготовление многофункциональных эталонных калибраторов "УПВА-Эталон".
 Изготовление нестандартного оборудования и технологической оснастки по документации заказчика.
 Выполнение строительно-монтажных и пусконаладочных работ по внедрению автоматизированной системы коммерческого и технического учета электроэнергии (АСКУЭ и АСТУЭ).
Платежные реквизиты:
Расчетный счет 40702810900000212617, в ЗАО АКБ "Алеф-Банк" г. Москва, БИК 044552200
Кор. счет 30101810900000000200, ИНН 0278005403, КПП 024502001
ОКПО 04830336; ОКОНХ 19800
Контактные телефоны:
(347) 290-91-84, тел./факс (347) 221-22-14;
е-mail: Kozmina-OK@nefteavtomatika.ru
46
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
"НЕФТЕАВТОМАТИКА"
Уфимское наладочное управление
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ
АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
450511, Республика Башкортостан,
Уфимский район, п/о Михайловка, р.п. Курасково
УСТРОЙСТВО ПОВЕРКИ "УПВА-Эталон"
Назначение. "УПВА-Эталон" представляет собой многофункциональный калибратор эталонных
сигналов и предназначен для калибровки и поверки вторичной измерительной аппаратуры.
Устройство обеспечивает формирование токовых и частотных сигналов, пачек импульсов и временных интервалов.
Состав изделия. "УПВА-Эталон" выпускается
в переносном, малогабаритном приборном корпусе, управление осуществляется с помощью встроенной клавиатуры, а для отображения информации используется 4-строчный LCD-дисплей. Все
типы выходов имеют гальваническую развязку, что
обеспечивает дополнительную надежность и безопасность при работе c устройством.
"УПВА-Эталон" имеет сертификат об утверждении типа средств измерений (зарегистрирован в
Государственном реестре СИ, № 29220-05)
Основные параметры и характери стики
Аналоговые выходы
Число каналов .................................................................................................................................. 4
Диапазон установки тока, мА ............................................................................................... 0,5…20
Допустимая погрешность задания тока, мкА ............................................................................ ±3,0
Допустимое сопротивление нагрузки, Ом ............................................................................. 0...800
Время установки заданного тока, c......................................................................................... 1…10
Частотные выходы
Число каналов .................................................................................................................................. 4
Диапазон частот, Гц ........................................................................................................... 1…10000
Диапазон задания количества импульсов в пачке .......................................................... 1…16106
Дискретность задания периода (частоты), мкс ........................................................................... 0,2
Допустимая погрешность задания периода, % ....................................................................... 0,001
Амплитуда выходного сигнала, В ........................................................................................ 1,5…15
Выходы формирования временных интервалов
Число каналов .................................................................................................................................. 2
Длительность интервала, с ............................................................................................... 0…16106
Тип сигнала ............................................................................................. "Сухой контакт"/12 В/24 В
Прочие параметры
Напряжение питания, В ....................................................................................................... ~220±20
Потребляемая мощность, Вт, не более ....................................................................................... 20
Габариты (Ш×Г×В), мм................................................................................................. 320×300×120
Масса, кг ........................................................................................................................................ 3,6
Гарантийный срок эксплуатации, мес........................................................................................... 24
Контактные телефоны:
(347) 290-91-84, тел./факс (347) 221-22-14;
е-mail: Kozmina-OK@nefteavtomatika.ru
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
47
"НЕФТЕАВТОМАТИКА"
Уфимское наладочное управление
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ
АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
450511, Республика Башкортостан,
Уфимский район, п/о Михайловка, р.п. Курасково
УРОВНЕМЕР У1500, У1500-DIN
Назначение:
– автоматическое, дистанционное и непрерывное определение положения границы раздела двух
сред (измерения уровня) в резервуаре;
– контроль предельных значений уровня, при достижении которых срабатывают звуковая и световая сигнализации, и включается реле (оптрон – У1500-DIN).
Измерение уровня производится:
– по одному каналу (один датчик с одним поплавком),
– по двум независимым каналам (один датчик – два поплавка),
– по двум независимым каналам (два датчика с одним поплавком на каждом).
Результаты измерений отображаются:
– на цифровом дисплее,
– в виде аналогового (токового) сигнала,
– в виде цифрового сигнала в стандарте RS-485.
Уровнемеры имеют четыре основных типа исполнения
Тип уровнемера
Одноканальный
Двухдатчиковый
Двухпоплавковый
Одноканальный с 4 сигнальными уровнями
Число
датчиков
1
2
1
1
Число поплавков
на датчике
1
1
2
1
Количество
сигнализируемых уровней
2
4
4
4
Для одноканальных уровнемеров в зависимости от исполнения осуществляется контроль либо
двух предельных уровней: верхнего (ВСУ) и нижнего сигнализируемого уровня (НСУ), либо четырех
предельных уровней: нижнего уровня (НУ), 1-го и 2-го верхнего уровня (ВУ1) и (ВУ2), верхнего аварийного уровня (ВАУ).
Для двухканальных уровнемеров отображение уровня по каждому каналу производится поочередно. Кроме того, осуществляются формирование токового сигнала и контроль предельных уровней для
каждого канала независимо (ВСУ1, НСУ1 – для первого канала, ВСУ2, НСУ2 – для второго канала).
В процессе работы ведется непрерывный контроль работоспособности датчиков и линий связи
со световой и звуковой сигнализацией отказов по
каждому каналу.
Характеристика контролируемой
среды
Избыточное рабочее давление, МПа,
не более .......................................................... 0,4 или 1,6
Температура, С ................................................. –40…+50
Плотность, г/см3, не менее .......................................... 0,5
Содержание сероводорода, %, не более ...................... 3
Вязкость .................. Не ограничивается, при отсутствии
застывания измеряемой среды на
элементах конструкции датчика и
отсутствии отложений на поплавке,
48
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
"НЕФТЕАВТОМАТИКА"
Уфимское наладочное управление
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ
АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
450511, Республика Башкортостан,
Уфимский район, п/о Михайловка, р.п. Курасково
препятствующих его
Принцип действия уровнемера заключается в измерении интервала времени, необходимого
для прохождения сигналом ультразвуковой волны расстояния от излучателя, расположенного над
уровнем крышки резервуара, до поплавка, положение которого определяется уровнем жидкости в
резервуаре, и пересчете этого интервала в уровень. Пересчет производится путем вычитания вышеуказанного расстояния из высоты резервуара.
Состав изделия. Уровнемер состоит из одного или двух датчиков и измерителя. Датчик устанавливается на крышке люка резервуара, измеритель – во взрывобезопасной зоне в помещении, в
настольном или щитовом вариантах. Датчик и измеритель соединяются между собой коаксиальным кабелем типа РК-50 или РК-75.
Конструктивно корпус датчика выполнен в двух исполнениях:
– гибкой конструкции, длиной L до 16 м – для рабочего избыточного давления не более 0,04 МПа;
– жесткой конструкции двух вариантов:
цельный, длиной L до 4 м – для рабочего избыточного давления не более 1,6 МПа;
составной, общей длиной L от 4 до 12 м – для рабочего избыточного давления не более 0,04 МПа.
Корпус датчика состоит из двух или трех элементов в зависимости от длины датчика. Длина каждого элемента может составлять 1…4 м.
Датчик состоит из измерительного элемента, помещенного в корпус, по которому
перемещается поплавок с магнитной системой внутри. Измерительный элемент представляет собой стальную проволоку-звуковод с однослойной обмоткой медного провода по всей длине. На верхнем конце звуковода имеется резонатор с двумя пьезоэлементами. Обмотка и пьезоэлементы подключены к блоку усилителя, установленному в головке датчика.
Измеритель представляет собой электронный блок, собранный в унифицированном корпусе.
Измеритель У1500 имеет маркировку взрывозащиты "ExibIIB в комплекте У1500".
Датчики имеют маркировку "1ExibIIBT6 в комплекте У1500".
Измеритель У1500-DIN предназначен для монтажа на DIN-рейку; имеет маркировку взрывозащиты "[Exib]IIB".
Техническая характер истика
Параметры измерения
Длина датчика L, м ............................................................................................................. 2…16
Верхний предел измерения, м, не менее ........................................................................... L-0,8
Нижний предел измерения, м, не более................................................................................ 0,2
Аналоговый выход, постоянный ток, мА ................................................ 0…5, 0…20 или 4…20
Цифровой выход ............................................................................................. RS-485 (ModBus)
Основная погрешность измерения уровня, см, не более ................................................... ±10
Дискретность измерения, мм, не более.................................................................................. 10
Вариация показаний, мм, не более ......................................................................................... 10
Параметры питания
Напряжение питания, В .............................................................................................. 187…242
Напряжение питания ГСУ-DIN, В .............................................................................. 21,6…26,4
Потребляемая мощность, Вт, не более ................................................................................. 10
Потребляемая мощность ГСУ-DIN, Вт, не более ..................................................................... 7
Параметры выходных сигналов
Тип сигнала У1500 ........................................................................................... Релейный выход
Напряжение переменного тока, В, не более ........................................................................ 220
Ток, А, не более .......................................................................................................................... 1
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
49
"НЕФТЕАВТОМАТИКА"
Уфимское наладочное управление
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ
АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
450511, Республика Башкортостан,
Уфимский район, п/о Михайловка, р.п. Курасково
Ток, А, не более ................................................................................................................................................... 0,5
Тип сигнала У1500-DIN .......................................................................................................... Транзистор оптрона
Напряжение постоянного тока, В, не более .................................................................................................... 26,4
Ток, А, не более ................................................................................................................................................ 0,05
Габариты, мм:
датчика ................................................................................................................................................... 129113Н
(Н–длина датчика по заказу, не более 4 м)
измерителя ......................................................................................................................................... 220160112
измерителя У1500-DIN ......................................................................................................................... 12010075
Длина линии связи, м, не более ...................................................................................................................... 1000
Вид кабеля линии связи .................................................................................... Экранированный, коаксиальный
Масса, кг:
датчика .................................................................................................................................................................. 16
измерителя .......................................................................................................................................................... 1,6
измерителя У1500-DIN ........................................................................................................................................ 0,6
При эксплуатации температура окружающей среды, С:
для датчика ............................................................................................................................................... –50…+50
для измерителя .......................................................................................................................................... +5…+40
Область применения – сырьевые резервуарные парки и технологические емкости (буллиты)
объектов подготовки, хранения и переработки нефти.
Алгоритм формирования управляющих сигналов может быть определен при заказе.
Контактные телефоны:
(347) 290-91-84, тел./факс (347) 221-22-14;
е-mail: Kozmina-OK@nefteavtomatika.ru
50
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
"НЕФТЕАВТОМАТИКА"
Уфимское наладочное управление
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ
АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
450511, Республика Башкортостан,
Уфимский район, п/о Михайловка, р.п. Курасково
ГЕРКОНОВЫЙ СИГНАЛИЗАТОР УРОВНЯ ГСУ
(ГСУ-DIN – для монтажа на DIN-рейку)
Назначение:
– автоматическое, дистанционное и непрерывное определение положения границы раздела двух
сред (измерение уровня) в резервуаре;
– контроль четырех значений предельных уровней: нижнего уровня (НУ), 1-го и 2-го верхнего
уровня (ВУ1) и (ВУ2), верхнего аварийного уровня (ВАУ), при достижении которых включается соответствующее реле (оптрон – ГСУ-DIN) и срабатывают звуковая и световая сигнализации в соответствии с заданным алгоритмом сигнализации.
Результаты измерений отображаются:
– на цифровом дисплее,
– в виде аналогового (токового) сигнала,
– в виде цифрового сигнала по последовательному интерфейсу RS-485 (ModBus RTU).
В процессе работы ведется автоматический непрерывный контроль наличия питающего тока
через датчик и линию связи с формированием звуковой и световой сигнализации при отсутствии
тока датчика.
Характеристика кон тролируемой среды
Избыточное рабочее давление, МПа, не более ............................................................................... 1,6
Температура, С .................................................................................................................... –40 … +50
Плотность, г/см3, не менее ................................................................................................................. 0,5
Содержание сероводорода, %, не более............................................................................................. 3
Вязкость..................................................................... Не ограничивается, при отсутствии застывания
измеряемой среды на элементах конструкции
датчика и отсутствии отложений на поплавке,
препятствующих его перемещению
Принцип действия сигнализатора заключается в измерении напряжения на датчике (линейке
резисторов) при протекании через него образцового постоянного тока. При этом величина напряжения пропорциональна сопротивлению линейки, которое определяет положение поплавка, т. е. уровень.
Состав изделия
Сигнализатор состоит из датчика и измерителя со встроенным пультом управления и индикации.
Датчик устанавливается на крышке люка резервуара, измеритель – во взрывобезопасной зоне в помещении, в настольном варианте или в щитовой сборке управления.
Датчик и измеритель соединяются трехжильным кабелем (линия связи).
Датчик имеет взрывозащищенное исполнение,
маркировка по взрывозащите ExibIIВT6.
Измеритель имеет маркировку взрывозащиты
"[Exib]IIB".
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
51
"НЕФТЕАВТОМАТИКА"
Уфимское наладочное управление
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ
АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
450511, Республика Башкортостан,
Уфимский район, п/о Михайловка, р.п. Курасково
Техническая характер истика
Параметры измерения
Диапазон измерения, м ............................................................................................... 0,2…4
Дискретность измерений, см................................................................................................ 5
Дискретность показаний, см ................................................................................................ 1
Аналоговый выход, постоянный ток, мА .......................................... 0…5, 0…20 или 4…20
Цифровой выход ........................................................................................ RS-485 (ModBus)
Основная погрешность измерения уровня, см, не более ............................................... ±5
Число контролируемых уровней .......................................................................................... 4
Контроль тока датчика....................................................................................... Непрерывно
Параметры питания
Напряжение питания, В .......................................................................................... 187…242
Напряжение питания ГСУ-DIN, В ......................................................................... 21,6…26,4
Потребляемая мощность, Вт, не более ........................................................................... 10
Потребляемая мощность ГСУ-DIN, Вт, не более ............................................................... 7
Параметры выходных сигналов
Тип сигнала ГСУ ........................................................................................ Релейный выход
Напряжение переменного тока, В, не более................................................................... 220
Напряжение постоянного тока, В, не более ...................................................................... 40
Ток, А, не более ................................................................................................................. 0,5
Тип сигнала ГСУ-DIN ............................................................................ Транзистор оптрона
Напряжение постоянного тока, В, не более ................................................................... 26,4
Ток, А, не более .............................................................................................................. 0,05
Габариты, мм:
датчика ................................................................................................................. 129×113×Н
(Н – длина датчика по заказу, не более 4 м)
измерителя ........................................................................................................ 220×200×112
измерителя ГСУ-DIN........................................................................................... 120×100×75
Длина линии связи, м, не более .................................................................................... 1000
Вид кабеля линии связи ................................................................ ПВС 3×0, 75 ГОСТ 7399
Масса, кг:
датчика ................................................................................................................................ 10
измерителя ............................................................................................................................ 2
измерителя ГСУ-DIN.......................................................................................................... 0,6
При эксплуатации температура окружающей среды, С:
для датчика ............................................................................................................. –50…+50
для измерителя......................................................................................................... +5…+40
Область применения – сырьевые резервуарные парки и технологические емкости (буллиты)
объектов подготовки, хранения и переработки нефти.
Алгоритм формирования управляющих сигналов может быть определен при заказе.
Контактные телефоны:
(347) 290-91-84, тел./факс (347) 221-22-14;
е-mail: Kozmina-OK@nefteavtomatika.ru
52
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
УДК 622.276.5:53.08
МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБВОДНЕННОСТИ СЫРОЙ НЕФТИ:
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ И ЗАРУБЕЖНЫЙ ОПЫТ
А.А. Гончаров, В.М. Полторацкий, М.А. Слепян
(Инженерный центр ПО "Нефтегазовые Системы")
В настоящее время обводненность продукции нефтедобывающих скважин достигла в среднем 75 % (при
подсчете учтены скважины в разных странах мира).
Как в России, так и за рубежом основным методом
определения содержания воды в продукции скважин
остается лабораторный метод, за многие годы не претерпевший никаких изменений, несмотря на то, что
погрешность определения у него недопустимо высока, причем при высоких значениях обводненности относительная погрешность приближается к 100 %. Для
определения обводненности требуется к тому же значительное время.
Разработка методов оперативного контроля содержания воды в продукции скважин важна как для геологических служб промыслов, у которых появляется
возможность управления процессом эксплуатации месторождения, так и в целях осуществления учета продукции на лицензионных участках (кустах или отдельных скважинах). Необходимость такого учета
продиктована введением с 1 марта 2006 г. национального стандарта ГОСТ Р 8.615-2005 "Государственная система обеспечения единства средств измерений. Измерения количества извлекаемой из недр
нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и
технические требования".
В статье [1], опубликованной РТТС – американским советом по передаче технологий добычи нефти
(The Petroleum Technology Transfer Council), дается
краткий обзор основных методов анализа обводненности как в процессах передачи сырой нефти от одного владельца к другому, так и при контроле продукции скважин, описаны влагомеры различных конструкций, применяемые в настоящее время.
Отметим, что совет РТТС – неприбыльная независимая организация, осуществляющая ряд программ
консультативной и информационной поддержки нефтедобывающих предприятий, особенно в вопросах выбора и использования оборудования. Статья [1] дает
объективную информацию об измерительных устройствах, представленных на американском рынке. Другая публикация [2] дает представление о принципах
работы, достоинствах и недостатках различных влагомеров (без указания конкретных производителей).
Основная цель этой работы – сформулировать критерии выбора влагомера для конкретной цели.
В США контроль обводненности осуществляют
при автоматической откачке нефти с промысла потребителю по закрытой системе (с регистрацией объема, плотности, температуры, содержания донных
осадков и воды). В подобных LACT-системах (lease
automatic custody transfer) не используются резервуары, и они широко применяются не только на промыслах, но и при любой передаче нефти от одного владельца к другому, в частности при загрузке автоцистерн или танкеров.
В состав установки LACT, помимо объемного счетчика перекачиваемой нефти, обычно входит монитор BS&W, предназначенный для измерения содержания воды и твердых осадков в нефти, хотя, по сути, этот монитор является автоматическим влагомером (осадки не измеряют), настроенным на диапазон
с небольшим содержанием воды, так как потребителю отпускается обезвоженная нефть. Основное назначение таких влагомеров – выдать сигнал на перекрытие подачи жидкости, если содержание воды превышает заданный уровень (обычно это 0,3 %). Установки LACT можно рассматривать как упрощенный вариант известных в России систем коммерческого учета.
Первые массовые приборы для постоянного контроля обводненности в системах LACT появились около 40 лет назад. В дальнейшем методы непрерывного измерения содержания воды разрабатывались и совершенствовались различными компаниями. Одним
из первых таких методов был метод, основанный на
измерении электрических свойств водонефтяной смеси с помощью емкостного датчика. Датчик измеряет
диэлектрическую постоянную смеси, а затем с помощью решения уравнений определяется состав смеси.
Этот метод использует большую разницу в диэлектрических постоянных воды (полярной молекулы),
равной 80, и углеводорода – вещества из неполярных молекул, имеющего диэлектрическую постоянную около 2. Таким образом, небольшая добавка воды
существенно меняет диэлектрические свойства смеси, что и обеспечивает высокую чувствительность подобных датчиков. Все устройства емкостного типа используют аналоговую электронику, и их точность ограничена. Парафиновые отложения на пластинах конденсатора – другой крупный недостаток емкостных
датчиков, также ограничивающий их применение.
Устройства емкостного типа обеспечивают достаточно хорошую точность измерения при малых значениях обводненности, их можно использовать в системах предварительного сброса воды для контроля
качества сепарации. Однако общей проблемой для
электрических измерений такого типа является то, что
для измерения емкости требуется сплошная углеводородная среда (эмульсия типа "вода в нефти"). Как
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
53
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
только происходит обращение эмульсии и сплошной
средой становится вода (эмульсия типа "нефть в воде"), емкостные измерения перестают быть достоверными из-за протекания тока между пластинами конденсатора. Обычно такая ситуация происходит при содержании воды, превышающем 50 %. Другая сложность при вычислении содержания воды в этом диапазоне заключается в следующем: при решении уравнений предполагается, что диэлектрические постоянные
воды и нефти неизменны, а это не всегда верно. Когда водонефтяная смесь находится в виде эмульсии
"вода в масле", практическая неизменность диэлектрической проницаемости воды не приводит к значительным ошибкам, но изменение диэлектрической постоянной нефти приводит к большому разбросу показаний. Одной из основных причин вариаций в значении
диэлектрической постоянной является изменение плотности – изменение этого параметра на 0,1 г/см3 дает
ошибку в измерении обводненности около 3 %.
Отметим также особенности калибровки емкостных датчиков обводненности. В полном диапазоне
зависимость емкости от содержания воды нелинейная, что требует применения нескольких точек для калибровки. Линейный участок наблюдается до 10 %
обводненности.
Среди зарубежных производителей влагомеров
емкостного типа отметим компании FMC Technologies (влагомеры с торговой маркой Invalco) и Eesiflo
(влагомеры с торговой маркой EACZ-1). В России
влагомеры ВНП-100 и ВСН-БОЗНА выпускал опытный завод БОЗНА (ОАО "Нефтеавтоматика").
НПП "Нефтесервисприбор" (г. Саратов) выпускает влагомеры ВСН-2 в различных модификациях. Измерение объемной доли воды в нефти влагомерами
ВСН-2 осуществляется путем определения полного
комплексного сопротивления нефтяной эмульсии, протекающей через первичный измерительный преобразователь.
Первичный измерительный преобразователь объемной доли воды в нефти ПИП-ВСН – разработка
ЗАО "Приборы измерения и контроля" (ЗАО "ПИК и
Ко", г. Москва) – предназначен для измерения объемной доли воды в сырой нефти и нефтепродуктах.
В измерительном преобразователе используется емкостный коаксиальный датчик, включенный в колебательный контур автогенератора.
Ограниченные возможности влагомеров емкостного типа не позволяли использовать их в системах непосредственного учета продукции скважин. В 1990-х гг. несколько зарубежных компаний
попытались решить проблему, среди них Multi-Fluid
Inc. (в настоящее время Roxar) из Норвегии, Phase
Dynamics (г. Ричардсон, штат Техас) и Agar
Corporation (г. Хьюстон, штат Техас).
Компания Roxar в своей разработке использовала лабораторную методику с объемным резонатором,
позволяющую устранить влияние ошибок, вызванных
54
нестабильностью диэлектрических постоянных. В устройстве Roxar объемным резонатором является отрезок трубы, через который проходит микроволновое излучение на различных частотах. Резонансное поглощение наблюдается при определенной частоте, при
этом частота определяется свойствами самой трубы
и материала внутри нее. Калибровка прибора осуществляется в трубе, заполненной воздухом (диэлектрическая проницаемость около 1). Проблема вариации
диэлектрической постоянной нефти решается отдельным непрерывным измерением плотности водонефтяной смеси (обычно с помощью массомера) и внесением поправок в показания микроконтроллера.
Компания Phase Dynamics использовала аналогичный подход для анализа электрических свойств жидкости. Датчик присоединен непосредственно к генератору гармонических колебаний, который выдает
частотный сигнал в зависимости от величины присоединенной к нему электрической нагрузки. Частота, которую выдает генератор, будет зависеть от содержания воды в водонефтяной смеси. И у Roxar, и у
Phase Dynamics образование парафиновых отложений
на стенках влияет на показания в меньшей степени,
чем в приборах емкостного типа.
Приборы перечисленных выше компаний разрабатывались с целью измерений и в диапазоне, где
водонефтяная смесь является эмульсией типа "нефть
в воде". И Roxar и Phase Dynamics смогли увеличить
диэлектрический слой на датчике и обеспечить надежность покрытия, так что генераторы продолжали работать при высоких значениях обводненности. Но точность измерения в этом случае невысока, так как изменения в солености воды приводят к существенным
изменениям в измеряемой обводненности. Это обстоятельство приводит к необходимости точной калибровки приборов, которую надо проводить непосредственно на промыслах.
Компания Agar Corporation использовала другой
принцип измерения обводненности, основанный на
поглощении микроволнового излучения в смеси. Микроволновое излучение (частотой выше 1 ГГц) интенсивно поглощается полярными молекулами воды и в
гораздо меньшей степени неполярными молекулами
углеводородов. Метод позволяет определять воду в
нефти с большой точностью (при малых значениях
обводненности) и охватывает при этом весь диапазон
(0...100 %), хотя при высоких значениях обводненности точность уменьшается. Преимущество метода –
незначительное влияние на измерение состава
(сорта) нефти. К недостаткам относится влияние на
измерение уровня содержания соли в пластовой воде.
Влагомеры, основанные на поглощении микроволнового излучения, довольно дороги.
В России влагомеры микроволнового типа
УДВН-1пм производит НПО "Годсиб" в (г. Фрязино).
Влагомер УДВН-1пм используется в составе блока
контроля качества нефти, а также для контроля со-
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
держания воды в нефти в процессе ее подготовки
(помимо основной модели, выпускают четыре модификации с диапазонами измерения обводненности
вплоть до 30 %). При расширении диапазона измерений возможно их использование и в автоматизированных групповых замерных установках (АГЗУ).
В то же время некоторые компании попытались
использовать для определения содержания воды методы, не основанные на электрических свойствах смеси. Среди прочих можно отметить попытки использования кориолисовых массомеров. Компания Micro
Motion, в частности, продвинулась в этом направлении дальше других производителей. Их устройство
одновременно определяет массовый расход, плотность
и рассчитывает, на основе плотности нефти и пластовой воды, процентное содержание воды и нефти. Основной недостаток такого способа – существенное
ухудшение точности измерения в случае тяжелой нефти, когда плотность нефти незначительно отличается от плотности воды. Содержание свободного газа в
потоке жидкости также значительно ухудшает точность измерения плотности. Важно отметить, что при
замере на групповых установках встречаются
скважины, где плотности воды и нефти отличаются
не только от скважины к скважине, но и дрейфуют
во времени. Особенно это касается нередких сейчас
сильно заводненных скважин. Дополнительные соображения о нецелесообразности использования кориолисовых массомеров и методов измерения
плотности для расчета обводненности приведены в
статье, опубликованной в данном выпуске журнала
(см. с. 59).
Среди других физических принципов, применяемых для замера обводненности, отметим использование поглощения гамма-излучения от изотопных источников различного типа. Такие приборы применяются, как правило, в составе установок для измерения многофазных систем, разработанных компаниями Shlumberger и Roxar. В России гамма-излучение
для определения массовой доли воды в водонефтяной смеси используется в измерительном устройстве
"Нефтемер-МК10" (разработка В.А. Кратирова, ООО
"Комплекс-Ресурс"). В настоящее время 29 измерительных установок "Нефтемер-МК10" проходят опытную эксплуатацию в НК "ЛУКойл-Коми".
Еще один пример – определение воды в потоке
нефти с помощью метода ядерного магнитного резонанса. Прибор такого типа – малогабаритный измерительный комплекс проточного типа "КОУН" – разработан недавно в России (НПП "ВИТ"). За рубежом
это направление развивает компания Foxboro
(подразделение компании Invensys).
Арзамасский приборостроительный завод разработал систему измерения параметров нефтеводогазовой смеси "Ультрафлоу", предназначенную для непрерывного и одновременного измерения расхода
жидкой и газовой составляющих многокомпонент-
ного потока с различной структурой и режимом течения, без предварительного сепарирования. Она способна измерять также объемную долю воды (обводненность) в жидкой составляющей нефтеводогазовой смеси. В системе "Ультрафлоу" как для измерения расхода, так и содержания воды в потоке используются
ультразвуковые датчики. Система "Ультрафлоу" проходит испытания на месторождениях НК "ЛУКойл".
Недавно компания eProduction Solutions (г. Кингвуд, штат Техас) предложила оптический способ измерения обводненности с использованием поглощения света в ближнем ИК-диапазоне. Поглощение происходит за счет нефти, вода же пропускает почти
100 % излучения, в то время как нефть пропускает не
более 10 % света. Следует отметить, что спектроскопические методы с использованием ИК-излучения применялись и ранее, однако эти приборы были недостаточно надежными и чувствительными. Лишь с появлением мощных светоизлучаюших диодов в 1990-х гг.
ситуация изменилась. Метод компании eProduction
Solutions (в настоящее время она входит в состав корпорации Weatherford) хорошо зарекомендовал себя
при высоких значениях обводненности, на показания
не влияют плотности воды и нефти, содержание соли и наличие окклюдированного газа, к тому же прибор сравнительно недорогой, и поэтому у него есть
перспективы для использования на старых месторождениях с большим содержанием воды в продукции скважин. Недавно eProduction Solutions выпустила
второе поколение своего измерительного устройства
под названием Red Eye 2G, где используются три
светодиода на разных длинах волн.
Отметим недостатки оптического метода. Это прежде всего невозможность измерения нефти с большой оптической плотностью и очень малым содержанием воды – излучение светодиода практически
не доходит до датчика. В описании не дается примеров подобных случаев, однако наши испытания серийного образца влагомера Red Eye c некоторыми
пробами нефти подтвердили отсутствие сигнала.
В разработке инженерного центра компании "Нефтегазовые Системы" использован комбинированный
метод анализа воды в продукции скважин, сочетающий возможности оптического и емкостного методов определения обводненности. Метод запатентован
(патент РФ на полезную модель влагомера [3] и патент РФ на изобретение способа определения воды в
продукции скважин [4]). Влагомер ВОЕСН (торговая
марка "Аквасенс") выпускается опытным заводом
БОЗНА ОАО "Нефтеавтоматика" и установлен в
настоящее время на месторождениях нескольких российских нефтяных компаний. Подробное описание метода измерения обводненности с помощью влагомера ВОЕСН ("Аквасенс") можно найти в работе [5].
Прибор дает возможность определять содержание
воды во всем диапазоне от 0 до 100 % в условиях
существования непрерывной нефтяной фазы или не-
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
55
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
прерывной водной фазы. При этом модель измерения
позволяет автоматически определять ту фазу (нефть
или вода), которая является непрерывной. Комбинированный метод дает наилучшие показатели по точности и при почти нулевом, и при близком к 100 %
значении обводненности, при этом нет необходимости в сложной калибровке, учитывающей влияние солей. В статье, опубликованной в этом номере журнала (см. с. 56), мы даем методику ускоренной поверки прибора, не требующей его демонтажа и поверки
на стенде.
Влагомер ВОЕСН может быть использован в различных вариантах модернизации действующих АГЗУ,
а также при выпуске новых модификаций замерных
установок. Один из вариантов такого измерительного комплекса с использованием полнодиапазонного
влагомера и кориолисовых массомеров описан в патенте на полезную модель [6].
ЛИТЕРАТУРА
1. Water cut meters // PTTC Rockies Newsletter. – 2005. –
Vol. 4, No. 4. – P. 3–5.
2. Lavelle K. Useful criteria for selecting a watercut monitor
// World Oil Magazine. – 2006. – Vol. 227, No. 12.
3. Пат. на полезную модель № 57466 РФ. Полнодиапазонный поточный влагомер сырой нефти (варианты)
/ В.М. Полторацкий. – Опубл. 10.10.2006, Бюл. № 28.
4. Пат. 2315987 РФ. Способ определения содержания воды в потоке водонефтяной смеси / В.М. Полторацкий. –
Опубл. 27.01.2008, Бюл. № 3.
5. Полнодиапазонный влагомер для определения дебита
нефти в продукции скважин / В.М. Полторацкий, Е.В. Курдюков, М.А. Слепян, В.П. Сухарев // НТЖ. Автоматизация,
телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. –
М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2006. – № 4. – С. 7–16.
6. Пат. на полезную модель № 69143 РФ. Устройство
для измерения продукции нефтедобывающих скважин
/ М.А. Слепян. – Опубл. 10.12.2007, Бюл. № 34.
УДК 622.276.5:53.08
О ВОЗМОЖНОСТИ ВНЕСЕНИЯ ИЗМЕНЕНИЙ В МЕТОДИКУ ПЕРИОДИЧЕСКОЙ
ПОВЕРКИ ПЕРВИЧНОГО ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЯ ВЛАГОМЕРА "АКВАСЕНС"
В.М. Полторацкий, А.А. Гончаров, М.А. Слепян
(Инженерный центр ПО "Нефтегазовые Системы")
Влагомер "Аквасенс" (ВОЕСН), разработанный в
Инженерном центре ПО "Нефтегазовые Системы",
имеет комбинированный принцип действия и использует два метода – диэлькометрический и оптический.
При работе влагомера на нефтяной фазе смеси (вода
в нефти) функционирует диэлектрическая часть первичного преобразователя (ПП), при работе на водной
фазе (нефть в воде) – оптическая часть ПП. Переключение влагомера при изменении фазы смеси производится автоматически. Диэлькометрический метод
основан на зависимости диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси от содержания в ней воды. Электрод преобразователя меняет емкость нагрузки генератора в зависимости от содержания воды и
нефти в водонефтяной смеси, вследствие чего изменяется и частота выходного сигнала.
Оптический метод основан на зависимости оптических свойств водонефтяной смеси от содержания
в ней воды. Вода имеет в рабочем спектральном диапазоне нулевую оптическую плотность, нефть представляет собой практически непрозрачную жидкость.
Действующая методика поверки прибора предусматривает демонтаж влагомера и использование поверочного стенда, с предварительной градуировкой,
такой же, как на заводе при выпуске, и собственно
дальнейшей поверкой. Процедура поверки трудоем-
56
кая, занимает значительное время (требуется около
1 сут).
Основным источником ошибок и неточностей при
работе на поверочном стенде являются:
1. Плохая промывка и сушка стенда после проведенной работы на предыдущем приборе.
2. Неточности при отборе проб и замещении составов, проливы жидкости.
3. Несоответствие материалов (нефтей) при градуировке и поверке, из-за больших интервалов
времени при измерении и значительном объеме работ
на больших сериях. Нефть, даже идентичная нефти
для градуировки, может со временем менять свойства
в лаборатории за счет отстоя и выпадения фракций.
Нефти с разной обводненностью и разных марок
будут приводить к недопустимо большим отклонениям результатов измерений, а следовательно, и к некорректным выводам по результатам поверки. Хранение на промысле большого количества проб
нефтей, предназначенных для градуировки конкретных приборов, в межповерочный период не представляется возможным.
На наш взгляд, процедуру поверки можно существенно упростить и сократить по времени исходя из
основных характеристик влагомера и принципа его
работы.
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
Рис. 1. Эквивалентная схема измерений
Поверка емкостной части
Уход показаний емкостной части влагомера можно проконтролировать всего лишь с помощью двух
замеров – емкости сухого измерительного генератора и емкости генератора, заполненного водой.
Эквивалентная схема измерений диэлектрических
параметров приведена на рис. 1.
На рис. 1 используются следующие обозначения:
Сo – емкость соединений; Ci – проходная емкость; Cx –
емкость электродов, находящихся в эмульсии; Fc – частота генератора, Fc = k/Cg.
Зависимость частоты ПП на водно-масляной эмульсии от содержания воды и емкости измерительного
промежутка Сx выглядит следующим образом:
k
,
Cg W , Cx 
Fc (W, Cx) =
где k – параметр генератора первичного преобразователя "Аквасенс";
Cg 
1
1
1

Ci Cx  
 Co .
Типичное значение F п пустого ПП "Аквасенс"
140…150 кГц. При изменении емкости измерительного промежутка Сх на ΔС может также произойти
уход частоты генератора:
Fп(С) = Fп(Сx) – Fп (Cx + С).
При заполнении пластовой водой происходит закорачивание измерительного электрода, тем самым
исключается влияние Сx:
Cg 
1
 1 
 
 Ci 
Fâ 
 Co ,
k
,
Ñâ g
Fв = 4…5 кГц.
Это типичное значение частоты Fc ПП "Аквасенс",
заполненного пластовой водой.
Рис. 2. Уход показаний ПП "Аквасенс" в чистом масле
в зависимости от ухода частоты Fc пустого ПП при
изменении емкости измерительного промежутка
На рис. 2 представлен график ухода показаний
ПП "Аквасенс" в чистом масле в зависимости от ухода частоты Fс пустого ПП "Аквасенс" при изменении
емкости измерительного промежутка на С. Из графика видно, что при уходе частоты на 300 кГц и больше ошибка в измерении обводненности выходит за
пределы допустимого.
Таким образом, можно сформулировать следующий критерий поверки емкостной части:
Fп < допустимого ухода Fc
или
Fс водой < допустимого ухода Fc,
где Fc – разница между частотой Fc пустого (или с
водой) ПП при заводской градуировке и
при периодической поверке.
Если одна из разниц между Fс ПП при градуировке и поверке превосходит допустимую ( 300 Гц), то
прибор отправляется на градуировку и поверку по
обычной схеме, на поверочном стенде. Если же разница не превосходит допустимую, емкостная часть
ПП признается годной и прошедшей периодическую
поверку.
Поверка оптической части
Логарифмическая зависимость светопропускания
смеси в зависимости от содержания в ней нефти имеет линейный характер. Схему измерения в оптической части можно представить следующим образом
(рис. 3). Формируемое на выходе логарифмического
усилителя (ЛОГ) напряжение преобразуется электронной схемой (ГУН) в частоту выходного сигнала. В зависимости от значения обводненности частота выходного сигнала выглядит следующим образом:
Fo(W) = Fo – BtT – Ce  Dz  OD  (1 – W).
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
57
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
Параметр Fo определяет стабильность геометрических характеристик, излучательных свойств свето-
излучающего диода (СИД) и параметров электронной схемы. Фактически, это выходная частота на чи-
Рис. 3. Схема оптических измерений
крутизной первичного преобразователя ПП (крутизна
ПП1 составляет 150 Гц/%, ПП2 – 200 Гц/%).
Рис. 4. Зависимость частоты от обводненности
стой воде при температуре Т = 20 С. Параметр Ce определяется электронными устройствами схемы (чувствительностью логарифмического усилителя и свойствами генератора ГУН), Dz – величина зазора, OD –
оптическая плотность.
При замене нефтяной эмульсии на эквивалентный
стабильный оптический ослабитель проверяем стабильность электроники (uo, a, b) и линейность преобразования логарифмического усилителя, что достаточно для гарантированного воспроизведения
градуировочных свойств прибора на реальной водонефтяной смеси.
Частота на выходе генератора при установке фильтра будет выглядеть следующим образом:
Fo(фильтр) = Fo – Ce  (оптическая плотность фильтра).
На рис. 4 для иллюстрации приведены типичные
зависимости частоты Fo от обводненности W с разной
58
Рис. 5. Установка оптических фильтров при поверке
Поверка оптической части ПП "Аквасенс" происходит следующим образом. При каждой поверке используют данные промысловой градуировки, которую проводят по следующей методике.
Сначала с помощью калиброванного щупа точно
устанавливается один из возможных зазоров между
объективами. ПП градуируется по существующей методике на стенде и загружается необходимыми коэффициентами. Затем на него ставится заглушка и он
заливается водой выше уровня объективов. Температуру воды надо контролировать, она должна соста-
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
влять (201) С, поскольку температурный коэффициент Bt = 3 Гц/С.
Последовательно с помощью щупа в зазор помещаются фильтры НС12 и НС13 (рис. 5).
Для каждого фильтра записываются частоты Foнс12,
Foнс13 и обязательно Fo на чистой воде без фильтра.
Эффективные показания обводненности Wнс13 и
Wнс12 (Fo, Foнс12, Foнс13) записываются в графы протокола промысловой градуировки ПП.
Дальнейшая периодическая поверка оптической
части ПП "Аквасенс" проводится на основании ухода частот (либо же соответствующих показаний по
обводненности) оптического канала по выработанному критерию:
стабильными коэффициентами пропускания НС12 и
НС13, соответствующие в диапазоне 80...100 % обводненностям Wнс12, Wнс13 и 100 %.
Сравнение проводят по трем частотам на выходе
преобразователя (Fo, Foнс12, Foнс13).
Если разница между Fo ПП при градуировке и при
поверке меньше допустимой, значит, ни геометрия,
ни излучательные свойства СИД, ни параметры электронной схемы не претерпели изменений и градуировка прибора не изменилась.
Если же разница между Fo ПП при градуировке и
при поверке превосходит допустимую (50 Гц), прибор отправляется на градуировку и поверку по обычной схеме.
Предложенные варианты периодической поверки
не требуют демонтажа влагомера и значительно сокращают время и расходы на ее проведение.
Fo < допустимого ухода Fo,
где Fo – разница между Fo ПП при градуировке и
при поверке.
При поверке в зазор между оптическими вводами
после заливки воды с температурой (201) С устанавливаются поочередно те же стеклянные фильтры со
УДК 622.276.5:53.08
О ВОЗМОЖНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ИЗМЕРЕНИЯ ПЛОТНОСТИ
ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИНЫ
НА ГРУППОВОЙ ЗАМЕРНОЙ УСТАНОВКЕ
В.М. Полторацкий, А.А. Гончаров, М.А. Слепян
(Инженерный центр ПО "Нефтегазовые Системы")
Расчеты по плотности (с помощью
кориолисовых массомеров, гидростатических или массово-объемных методов)
можно применять для измерения содержания нефти в скважинной жидкости
только в том случае, если существует
значительный контраст плотностей воды
и нефти, но даже в идеальном случае
(рис. 1) погрешность измерения содержания нефти при значениях обводненности, превышающих 90 %, достигает недопустимых значений.
W
ñì  í
.
â  í
(1)
Расчет абсолютной ошибки измерения
обводненности по формуле (1) в рамках
теории погрешностей и в предположении
о наличии 1 % свободного газа в смеси
приводит к не менее выразительным результатам, демонстрирующим недопустимо высокие значения погрешности в слу-
см = 2
н = 1
в = 1
50
45
40
35
30
Граница допустимой погрешности
по основному стандарту
25
20
15
900
10
800
850
700
5
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Wв, %
Рис. 1. Относительная погрешность определения объемного
содержания нефти в водонефтяной смеси в зависимости
от обводненности, рассчитанной по формуле (1):
ступенчатая кривая – границы допустимой погрешности по основному стандарту; кривые рассчитаны при разных значениях плотности
нефти (цифры у кривых – плотность нефти в кг/м3)
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
59
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
чае тяжелых (850 кг/м 3) нефтей (рис. 2). Увеличение до 2 % свободного газа, что нередко при плохой сепарации, ведет к дальнейшему росту ошибки.
В реальности применимость этого метода вызывает большие сомнения из-за неточности в определении плотности нефти, вызванной тем, что нефть,
находящаяся в смеси под давлением в момент измерения, насыщена газом, и ее плотность будет отличаться от плотности, определенной в условиях лаборатории. Другая причина неточности заключается в
дрейфе плотности во времени. Рисунок 3 иллюстрирует измерения обводненности на конкретной скв.
21к (компания "Томская нефть"), полученные методом расчета по плотности (нижняя кривая) и с помощью влагомера ВОЕСН. Видно, что за весь период измерения метод по плотности дает отрицательные значения обводненности, а это противоречит
здравому смыслу.
Ситуация с отрицательными значениями обводненности в этом случае объясняется наличием свободного газа в водонефтяной смеси, когда см становится меньше плотности чистой сухой нефти н. Такая ситуация типична для малых значений обводненности и проявляется в случае недостаточной сепарации газа.
При больших значениях обводненности водонефтяная смесь не содержит значительных количеств растворенного газа, и сепарация газа в АГЗУ происходит более полно. Таким образом, появление отрицательных значений обводненности в этом случае маловероятно, однако в рассматриваемом диапазоне обводненности применение метода расчета по плотности зачастую дает недопустимо высокую погрешность
измерения.
Исходя из этих наблюдений, можно сделать вывод
о необходимости учета неотсепарированного газа при
любом варианте измерения обводненности. Метод из-
Рис. 3. Временная диаграмма мгновенных значений обводненности при сливе жидкости из сепаратора ГЗУ
типа "Спутник"
60
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
высокой точностью определять содержание воды в водонефтегазовой смеси при наличии свободного газа.
На рис. 3 представлены результаты учета влияния
свободного газа на показания влагомера. Те же данные по плотности, которые при использовании формулы (1) дают абсурдные отрицательные значения обводненности, при использовании их в контроллере
влагомера приводят к улучшению показаний влагомера (верхняя кривая на рис. 3).
Важно отметить, что подобная коррекция показаний диэлектрического влагомера всегда приводит к
определению большего количества воды в водонефтяной смеси.
W, %
950 кг/м3
850 кг/м3
750 кг/м3
Заключение
W, %
Рис. 2. Абсолютная ошибка определения обводненности
(по формуле (1)) в зависимости от обводненности
при разных плотностях сухой нефти:
остаточное содержание свободного газа в смеси 1 %
мерения плотности сам по себе не способен учесть
наличие газа, однако эти измерения способны улучшить точность определения воды с помощью инструментальных методов.
Новый подход к реализации измерений обводненности, основанный на использовании комплекса влагомер ВОЕСН – кориолисов массомер-расходомер,
позволяет существенно снизить влияние свободного
неотсепарированного газа в смеси на точность определения дебита скважин по нефти. В этом случае погрешность определения объемного содержания
нефти во всем диапазоне работы влагомера достигается за счет реализации в контроллере влагомера алгоритма определения свободного газа. На устройство, использующее этот подход к измерению, получен патент РФ на полезную модель [2].
Суть метода (подробно описанного в [1] и [2]) заключается в измерении относительной диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси с одновременным использованием данных о плотности смеси,
полученных c помощью массомера. Решая совместную систему уравнений, можно с существенно более
Метод измерения обводненности водонефтяной
смеси на основе определения ее плотности имеет очень
ограниченный диапазон применения. Метод практически неприменим при больших (выше 90 %) значениях обводненности, в случае тяжелых (с плотностью
выше 850 кг/м3) нефтей, при наличии остаточного содержания свободного газа в водонефтяной смеси более 1 %.
Определение плотности водонефтяной смеси можно использовать для коррекции показаний диэлектрического влагомера. С помощью разработанной нами запатентованной методики автоматически учитывается влияние свободного газа на показания влагомера.
ЛИТЕРАТУРА
1. Полнодиапазонный влагомер для определения дебита
нефти в продукции скважин / В.М. Полторацкий, Е.В. Курдюков, М.А. Слепян, В.П. Сухарев // НТЖ. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2006. – № 4. – С. 7–16.
2. Пат. на полезную модель № 69143 РФ. Устройство
для измерения продукции нефтедобывающих скважин
/ М.А. Слепян. – Опубл. 10.12.2007, Бюл. № 34.
УДК 006:622.276
СТАНДАРТИЗАЦИЯ В ОАО "НЕФТЕАВТОМАТИКА" В СВЕТЕ ЗАКОНА
"О ТЕХНИЧЕСКОМ РЕГУЛИРОВАНИИ"
Т.С. Еременко
(ОАО "Нефтеавтоматика")
ОАО "Нефтеавтоматика" – головная организация
метрологической службы нефтяной промышленности, одна из немногих компаний, которая берется за
комплексные проекты по автоматизации и метрологии и успешно их реализует. Все это накладывает осо-
бые требования к планированию и выполнению работ, их методическому и нормативному обеспечению. Являясь российской компанией и имея большой
опыт проектирования отечественных производств, мы
владеем обширной информацией о действующих на-
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
61
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
циональных, межгосударственных, международных
стандартах, о номенклатуре выпускаемых промышленностью оборудования, средств измерений (СИ),
материалов, базой нормативных документов по метрологии, правил и рекомендаций по стандартизации,
строительных норм и правил. Являясь головной организацией метрологической службы нефтяной промышленности, ОАО "Нефтеавтоматика" совместно с
институтами Федерального агентства по техническому
регулированию и метрологии участвует в разработке основных нормативных документов по коммерческому и оперативному учету углеводородного сырья,
широко применяемых в России и зарубежных странах.
Опыт, накопленный ОАО "Нефтеавтоматика" в части стандартизации, может быть полезен специалистам нефтяной промышленности, особенно в свете
действия Закона "О техническом регулировании". В
статье обращено внимание на пять актуальных вопросов стандартизации:
1. Выполнение работ для ОАО "АК "Транснефть".
2. Сертификация и проблемы работы с поставщиками продукции.
3. Взаимодействие с Отделом Госреестра ВНИИМС.
4. Разработка нормативных документов и оказание услуг по их распространению.
5. Проблема признания нормативных документов
России и Ближнего зарубежья.
1. Выполнение работ для ОАО "АК "Транснефть"
ОАО "Нефтеавтоматика" прошло оценку соответствия проектной организации требованиям ОАО "АК
"Транснефть" в СДС "Транссерт", что обеспечивает
нам большой объем заказов от этой крупнейшей Российской компании. Поставленная перед ОАО "Нефтеавтоматика" цель – повысить эффективность работы
специалистов и создавать проекты в точном соответствии с требованиями регламентов и норм ОАО "АК
"Транснефть", обеспечить реализацию единого подхода к оформлению спецификаций оборудования и
материалов, рабочих чертежей, пояснительных записок, соответствие содержания и оформления требованиям федеральных нормативных документов (НД),
дополнительным требованиям и регламентам заказчика – достигнута. Это связано с двумя факторами.
Первый – это наличие в ОАО "Нефтеавтоматика" квалифицированного персонала, хорошей технической
оснащенности, а также всей разрешительной документации. Второй фактор – корректная работа с ОАО
"ВНИИСТ". Этот институт до 2008 г. был головной
организацией ОАО "АК "Транснефть" по выполнению НИР и ОКР в области создания новых методов
проектирования и строительства, своевременно обеспечивал нас нормативными документами, регламентами и актуализированными реестрами НД, ТУ, ТТ
и ПМИ. Отдел стандартизации ОАО "Нефтеавтоматика", используя процедуры конфиденциальности,
доводил их до специалистов. Работа была поставле62
на таким образом, что для каждой из стадий жизненного цикла объектов магистрального нефтепроводного транспорта предусматривалось формирование своей нормативной базы при единстве и согласованности применяемых нормативных требований. Для специалистов ОАО "Нефтеавтоматика" этот период был
великолепной школой организации проектных работ
и направлений их совершенствования. С 2008 г. функции работы с подрядными организациями и обеспечения их НД переданы ОАО "Гипротрубопровод".
Надеемся, что новый этап совместных работ будет
взаимовыгоден и полезен нашим организациям.
2. Сертификация и проблемы работы с поставщиками
В рамках реализации Закона "О техническом регулировании" повышены требования к проектированию, выбору продукции, используемой в нефтегазовой отрасли (трубы, антикоррозийные покрытия, запорная арматура, оборудование, средства измерений).
Отдел стандартизации сопровождает проектные работы в части предоставления исходной информации,
номенклатуры заводов, руководств по эксплуатации,
схем подключений; проверки обязательности наличия действующих сертификатов об утверждении типа на средства измерений, описаний типа к Сертификату, разрешений Ростехнадзора, Сертификатов
соответствия.
Новый закон "О техническом регулировании" потребовал от поставщиков продукции значительного
усиления добровольной сертификации. В связи с интеграцией России в международное экономическое
сообщество законодательная база государства неуклонно приводится к международным нормам. В переходный период Законом введено положение – стандарты организаций разрабатываются и утверждаются ими самостоятельно. В основном это стандарты
для совершенствования производственной деятельности в новых условиях, обеспечения необходимого качества работ, услуг и выпускаемой продукции.
В ОАО "Нефтеавтоматика" разработано более 60
стандартов организации. Отметим важнейшие, влияющие на качество продукции.
Согласно Закону "О техническом регулировании",
в проекты должны закладываться только сертифицированные материалы и оборудование. Поэтому ОАО
"Нефтеавтоматика" разработана инструкция по контролю получаемых комплектующих и проверке комплектности продукции (СИКН, шкафов автоматики
АСУТП и пр.) перед отгрузкой их заказчику. Входной контроль проводится специально созданной комиссией с целью предотвращения запуска в производство изделий, не соответствующих требованиям
стандартов, технических условий, проектной документации, договоров на поставку. Специалисты Отдела стандартизации – обязательные члены этой комиссии. По результатам проверки нами составляется
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
акт и направляется поставщику для исключения
несоответствий.
3. Взаимодействие с Отделом Госреестра (ВНИИМС)
Для получения информации на средства измерений и их сертифицирования Отдел стандартизации сотрудничает с Отделом Госреестра (ВНИИМС, г. Москва) при решении двуединой задачи – обеспечение
консалтинга наших заказчиков и повышение качества сертификационных документов.
В этой работе детально остановимся на вопросе,
часто задаваемом заказчиками, – продление срока
действия сертификата. Объясняем: предприятие, купившее средство измерений, не должно предпринимать никаких мер по продлению срока действия сертификата на эксплуатируемый им прибор. После окончания срока действия сертификата, копия сертификата не заменяется, так как он удостоверяет, что на момент выпуска из производства (поставки) тип средства измерений внесен в Государственный реестр
(сертификат имеет регистрационный номер Государственного реестра), а в дальнейшем, в соответствии
с Законом РФ "Об обеспечении единства измерений",
средства измерений, применяемые в сферах распространения государственного метрологического
контроля и надзора, должны быть поверены (что удостоверяет Свидетельство о поверке или поверительное клеймо). Описание типа является приложением к сертификату об утверждении типа. В нем
приводятся краткое описание, основные технические и метрологические характеристики, комплектность поставки и в разделе "Поверка" – методика
поверки (ее наименование), межповерочный интервал.
Отделом стандартизации ОАО "Нефтеавтоматика" в порядке повышения качества сертификационных документов направлено несколько предложений
в Госреестр ВНИИМС. В частности, обращено внимание на то, что в Описании типа к Сертификату в разделе "Поверка" зачастую приводится методика поверки без года утверждения и указания организации-разработчика. Бывают случаи, когда межповерочный интервал, указанный в Описании типа, не совпадает с
интервалом, приведенным в методике поверки. Случается, что некоторые компании, продляя сертификат, оставляют старую методику поверки, уже известную как неработающую, и одновременно разрабатывают новую методику, которая продается как интеллектуальный товар. Метрологам нужно иметь в
виду, что поставщик должен поставить вместе со средством измерений и методику поверки. Согласно Закону "О техническом регулировании", Сертификат с
истекшим сроком действия не дает права изготовителю продолжать серийное производство средств измерений, их ввоз и применение в Российской Федерации, а организациям, имеющим право поверки, осуществлять первичную поверку данных средств изме-
рений, изготовленных предприятием или закупленных по импорту после даты истечения срока действия Сертификата. При закупке оборудования
(например, контроллеров) следует обращать внимание не только на дату действия Сертификата,
особенно это касается средств измерений, состоящих
из отдельных модулей, но и на Описание типа к
Сертификату, где приводится таблица сертифицированных модулей. Измерительные каналы контроллеров на основе сертифицированных измерительных
модулей, используемые в сферах, подлежащих
государственному метрологическому контролю и
надзору, подлежат первичной поверке до ввода в
эксплуатацию.
При подготовке сопроводительной эксплуатационной документации на СИКН, СИКНП, СИКГ
необходима проверка Реестра завода-изготовителя
с заказной спецификацией проекта на соответствие
и полноту поставки. Сопроводительная документация должна содержать паспорта изделий, входящих в СИКН, руководства по эксплуатации, разрешение Ростехнадзора, Сертификаты соответствия, действующие на период закупки оборудования; для
средств измерений – дополнительно Сертификат об
утверждении типа, Описание типа, методика поверки.
4. Разработка нормативных документов
и оказание услуг по их распространению
Одним из направлений деятельности ОАО
"Нефтеавтоматика" является разработка нормативных документов, обновление и рассылка их заинтересованным организациям.
Приводим последние разработки:
 МИ 3002-2006 (с изм. 1). Рекомендация. ГСИ.
Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок.
 МИ 3081-2007. Рекомендация. ГСИ. Системы
измерений количества и показателей качества нефти,
светлых нефтепродуктов и жидких углеводородов.
Техническое обслуживание и ремонт. Основные положения.
На СИКН, СИКНС, СИКГ, СИКНП ОАО "Нефтеавтоматика" разрабатывает методики выполнения измерений (МВИ). Все МВИ аттестованы и зарегистрированы в федеральном Реестре и Госреестре Рекомендаций. За 2007 г. разработано 9 МВИ по плотности и 26 МВИ по массе нефти на объектах компаний
"Башнефть", "Татнефть", "Урайнефтегаз".
Отдел стандартизации отвечает на все вопросы
нефтегазовых компаний, касающиеся использования
нормативных документов на СИКН, СИКНП, СИКГ,
и всегда готов помочь в их приобретении и актуализации. Однако в нашей практике есть и негативный
опыт. Даже крупные нефтяные компании приобрета-
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
63
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
ют у нас ограниченное число экземпляров нормативных документов и, нарушая законы об авторском
праве, размножают документацию в больших количествах. Хочется обратить внимание специалистов на
тот факт, что разработку НД ОАО "Нефтеавтоматика"
выполняет за счет собственных ресурсов. Поэтому такая практика наносит нашей организации экономический ущерб, а также увеличивает объем работ с практическими специалистами. Использование неучтенных
нормативных документов порождает большой объем
разночтений и неточностей из-за отсутствия своевременной актуализации этих НД. Обращаем внимание
также на то, что все разработки ОАО "Нефтеавтоматика" являются легитимными в противовес некоторым
компаниям, которые, разрабатывая новый документ
взамен существующего, оставляют старый регистрационный номер, меняя только год утверждения, без
выполнения обязательной регистрации в Госреестре.
ОАО "Нефтеавтоматика" является членом Технического комитета 024 "Метрологическое обеспечение
добычи и учета углеводородов", созданного недавно
на базе ФГУП "ВНИИР". Комитетом сформирован обширный план работ. Однако из централизованного
бюджета предусмотрено финансирование только части запланированных работ, в том числе не определен источник финансирования соответствующих работ ОАО "Нефтеавтоматика". В порядке обсуждения
хочется обратить внимание на следующее. Национальные стандарты в нефтегазовом комплексе должны
инициироваться нефтяными и газовыми компаниями. Подразумевается их активное интеллектуальное
и финансовое участие, при этом часть корпоративных НД таких компаний, как "Газпром", "Транснефть",
"ЛУКойл" и др., должны переводиться в ранг общероссийских. Надеемся, что Комитет 024 займет активную
позицию в решении затронутых проблем.
Работая в странах Ближнего зарубежья, организация сталкивается с необходимостью оплаты таможенных пошлин и получения специальных разрешений на провоз эталонов, средств измерений для поверки и метрологической аттестации. Этот вопрос
ставился на 29-м заседании МГС в 2006 г., но документов, упрощающих эти процедуры, не появилось.
В интересах нефтяных компаний Ближнего зарубежья целесообразно принять соглашение о взаимном признании результатов государственных испытаний СИ, утверждения типа, поверки и калибровки СИ. Так, институт "КазИнМетр" до сих пор проводит испытания на Российской базе средств измерений по импорту, не вошедших в Реестр Казахстана, разрабатывает методики испытаний, методики
поверки. Сертификат выдается на единичный экземпляр и для той организации, где СИ будет эксплуатироваться.
Резюмируя вышесказанное, еще раз отметим большой вклад ОАО "Нефтеавтоматика" в решение актуальных проблем стандартизации в области автоматизации и метрологии нефтегазовой отрасли.
5. Проблема признания нормативных документов
России и Ближнего зарубежья
Хочется отметить интерес к документам, разработанным в ОАО "Нефтеавтоматика", проявляемый
нашими заказчиками из Республики Казахстан. Казахстанские компании проводят регистрацию наших
НД и пользуются ими на своей территории.
В 2008 г. интерес к НД ОАО "Нефтеавтоматика"
проявили и в Республике Азербайджан. Так, сформирован и направлен заказчику полный комплект документов, относящихся к СИКН.
64
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
УДК 658:622.276
ПРОБЛЕМЫ И РЕШЕНИЯ В ОБЛАСТИ УПРАВЛЕНИЯ ИНТЕГРИРОВАННЫМИ
ПРОИЗВОДСТВЕННО-ЭКОНОМИЧЕСКИМИ СИСТЕМАМИ
С.В. Алексеев
(ОАО "Нефтеавтоматика")
Для современного этапа развития экономики характерна высокая активность в области проведения
структурных преобразований предприятий и компаний. Особенно это актуально для нефтегазовой отрасли, где в последнее время активно создаются крупные вертикально и горизонтально интегрированные
компании, производственные холдинги, объединяющие все стадии технологической цепочки от добычи нефти до реализации продуктов ее переработки
конечному потребителю. С другой стороны, нефтедобывающие компании отлаживают свою внутреннюю структуру, выводя за свои пределы сервисные
двумя взаимосвязанными контурами управления –
функционированием и развитием. Поддержка такой
процедуры предполагает создание адекватных по сложности экономико-математических моделей и автоматизированных систем поддержки принятия решений.
Система управления интегрированной компанией
Интегрированная производственно-экономическая
система (ИПЭС) как объект управления представляет собой сложную производственно-рыночную систему, созданную путем объединения отдельных предприятий и компаний на основе консолидации и совместного использования активов, с обENV*
разованием устойчивых взаимосвязей,
характеризующуюся единством целеФактические ре- полагания и управления.
Объект управления
зультаты работы
В процессе структурных преобрасистемы
El, ChEl
Интегрированная
Структурные
зований происходит изменение сипроизводственнопреобразования как
стемных характеристик, что переводит
экономическая систеобъект управления
интегрированную систему в новое качема как объект управления
ственное состояние, в котором она
функционирует в течение некоторого
Решения Подсистема упРешения
времени, необходимого для реализации
Подсистема
равления струкуправления
поставленных стратегических целей. Потурными преобфункционированием
разованиями
Отсутствие
этому с методологической точки зрения
допустимых
целесообразно рассматривать отдельно
решений
Pr, E, LD, FS, G
процессы структурных преобразований
El, St, SR, OEF, F
Сравнение фактических
и функционирования. Следовательно,
результатов с плановыми
система управления должна иметь два
взаимосвязанных
контура:
контур
Рис. 1. Двухконтурная система управления структурными
преобразованиями и функционированием ИПЭС
управления структурными преобразованиями и контур управления функциоорганизации, в том числе подразделения по автома- нированием (рис. 1).
тизации и метрологии.
В процессе управления компанией возникают разСобственники и топ-менеджеры оценивают эф- личные ситуации, требующие корректирующих возфективность и управляют процессами в постоянно
действий. Любую ситуацию можно описать набором
изменяющихся условиях внешней среды, опираясь в параметров, отражающих текущее состояние компаосновном на свой опыт и интуицию. Это чревато при- нии и состояния внешней среды (вектор параметров).
нятием необоснованных решений, невозможностью Поставленные цели развития и функционирования
эффективного развития компаний. Поэтому актуаль- организации можно интерпретировать как задачу пеной проблемой является формализация процедур при- рехода из одной ситуации, характеризуемой менее
нятия решений при оценке эффективности как соб- предпочтительными значениями параметров, в друственно преобразований, так и работы компании в це- гую ситуацию, с более привлекательными характелом после ее преобразования.
ристиками. При реализации процесса ситуационноВ статье описывается общий подход формализа- го управления множество ситуаций SITi, переходов
ции процедур принятия решений в рамках системы с из одной ситуации в другую и решений, обеАвтоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
65
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
спечивающих эти переходы, считаются известными.
Ситуационное управление состоит в выборе с помощью логических алгоритмов возможных решений
по преобразованию ситуаций, эффективных, в
смысле выбранного критерия. Данный подход позволяет четко идентифицировать ситуацию и разработать алгоритм перехода в более привлекательную ситуацию и таким образом дает возможность
организации достичь поставленной цели. Одновременно учитываются все взаимосвязи и взаимное
влияние элементов крупной компании, задаются ограничения по отдельным параметрам системы, выполняется оптимизация принимаемых решений по
выбранному критерию. Все это обусловливает возможность применения ситуационного подхода к управлению ИПЭС.
Управление структурными преобразованиями
Основными характеристиками интегрированной
компании, которые устанавливаются в процессе системообразования при структурных преобразованиях,
являются:
 состав подсистем El и их характеристики ChEl
(определяют размеры, сферу и масштаб деятельности
компании);
Параметры
внешней среды
Цель:
сформировать ИПЭС
Множество элементов и подсистем
(отдельные предприятия и подразделения ИПЭС) и их характеристики
Проведение структурных
преобразований
Да
Цель достигнута
Да
ИПЭС
сформирована
Нет
Выбор варианта формирования
ИПЭС по критерию максимизации эффекта интеграции
Формирование множества возможных вариантов построения ИПЭС из элементов
Вариант
существует
Нет
Изменение состава рассматриваемых элементов интегрирования
Нет
Оценка эффекта интеграции
для каждого варианта ИПЭС
Да
Варианты
существуют
Формирование подмножества вариантов построения ИПЭС с определением стратегии,
способа проведения структурного преобразования и организационно-экономической
формы
Рис. 2. Управление структурными преобразованиями
 стратегия развития St (формирует стратегические цели развития системы и определяет специфику
внутренних взаимосвязей интегрируемых подсистем);
 способ проведения структурных преобразований SR (определяет конкретный организационно-правовой способ преобразования компаний и перехода
в новое состояние);
 организационно-экономическая форма OEF (определяет конкретный способ построения компании –
степень юридической и хозяйственной самостоятельности подсистем и форму организационного управления).
Задача управления структурными преобразованиями состоит в том, чтобы из имеющегося состава потенциальных объектов интегрирования/дезинтегрирования сформировать систему. Результатом решения
является выбор качественно нового варианта системы, определяемого конкретным сочетанием новых
значений основных системных характеристик. В ка66
честве основного критерия целесообразности проведения структурных преобразований предлагается использовать эффект интеграции (F), поскольку это позволит определить экономический эффект от структурных преобразований, а также оценить синергизм
подсистем, показывая, насколько эффективно будет
существование определенной группы предприятий в
рамках единой системы, что позволяет обосновать выбор состава элементов ИПЭС. На выбор решений
влияет также состояние внешней среды ENV.
Модель управления структурными преобразованиями ModSIST можно представить в виде комплекса взаимосвязанных моделей, устанавливающих правила выбора значений основных системных характеристик (состав элементов El, стратегия развития St,
организационно-экономическая форма OEF) и способа проведения структурного преобразования SR:
ModSIST = {Mod(St), Mod(SR), Mod(OEF)}. Управление структурными преобразованиями направлено на
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
оценку целесообразности вариантов формирования
ИПЭС по величине эффекта интеграции (рис. 2).
Оценка проводится путем рассмотрения множества альтернативных вариантов состава интегрированной компании из элементов (отдельных предприятий и подразделений ИПЭС) при различных их сочетаниях.
Число возможных вариантов построения системы
ограничивается условиями, влияющими на выбор
стратегии, способа проведения структурного преобразования и организационно-экономической формы.
Для анализа отбираются только варианты, соответствующие характеристикам рассматриваемых элементов и реальным условиям внешней среды. Решением
является выбор варианта построения системы, который
характеризуется наибольшим эффектом интеграции.
В случае отсутствия допустимых вариантов, а также при отрицательном эффекте интеграции происходят возврат в исходное состояние с изменением исходных условий моделирования и повторный анализ.
В результате реализации решения происходит структурное преобразование, компания переходит в качественно новое состояние с новыми значениями системных характеристик.
Управление функционированием
Наиболее значимыми стратегическими показателями для большинства интегрированных компаний,
Параметры
внешней среды
ИПЭС с конкретными
системными характеристиками
и текущими показателями
функционирования
Стратегические
цели ИПЭС
Цель достигнута
Да Реализация
стратегических целей
ИПЭС
Нет
Реализация решений
Выход на уровень
управления развитием Нет
ИПЭС
Да
Анализ отклонений текущей
ситуации от целевой и определение ее класса
Целевая ситуация
достижима
Выбор решений по критерию максимизации степени использования интеграционного потенциала
Поиск решений
по преобразованию фактической
ситуации в целевую
Да
Нет
Решения
существуют
устанавливаемыми в процессе функционирования,
являются – прибыль Pr, доля рынка E, финансовое состояние FS, уровень зависимости от внешних контрагентов LD.
Задача управления компанией в процессе функционирования состоит в том, чтобы в рамках созданной системы, при заданных значениях системных характеристик, обеспечить эффективную реализацию
стратегических целей. Управление интегрированными компаниями осуществляется путем изменения текущих показателей и характеристик внутрисистемных
связей, допустимых в пределах, установленных финансово-экономическими и законодательными возможностями. В качестве критерия управления функционированием предлагается принять степень использования интеграционного потенциала (G), оцениваемую как отношение достигнутого эффекта интеграции системы к максимально возможному, что позволяет формировать решения, направленные на дости-
Рис. 3. Управление функционированием ИПЭС
жение стратегических целей, при наиболее полной
реализации всех интеграционных возможностей.
Модель управления функционированием ИПЭС
ModFUN можно также представить в виде комплекса моделей ситуационного управления по основным
показателям, оценивающим степень реализации стратегических целей компании, он позволяет принимать
управленческие решения с целью повышения эффективности системы и степени использования интеграционного потенциала ModFUN = {Mod(Pr), Mod(E),
Mod(LD), Mod(FS)} (рис. 3).
Система поддержки принятия решений
Двухконтурная система управления может быть
реализована в виде системы поддержки принятия решений (СППР), основанной на поэтапной процедуре
формирования интегрированной компании (определение состава элементов, стратегии и организационноэкономической формы) и ситуационной оценки уп-
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
67
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
равленческих решений в процессе функционирования
(рис. 4). Построение информационно-аналитической
автоматизированной СППР по управлению ИПЭС
предполагает решение следующих задач:
 классификация и создание базы данных ситуаций на основе вектора параметров описания ситуаций;
ModSIST = {Mod(St), Mod(SR), Mod(OEF)}
SIT0
Множество возможных
вариантов ИПЭС, сформированных из элементов El
Формирование подмножества вариантов ИПЭС с учетом
St, SR, OEF
 задание допустимых областей изменения показателей и ограничений модели;
 анализ зависимости показателей, влияющих на
выбор решения;
 создание базы вариантов решений по преобразованию ситуаций (база прецедентов);
ModFUN = {Mod(Pr), Mod(E), Mod(LD), Mod(FS)}
SITi
Текущие
показатели
Целевые
показатели
Сравнение текущих и целевых показателей
{El, ChEl}
ENV*
Вариантов
нет
Варианты
есть
Изменить
Выбор варианта
{El, ChEl} Нет Существует
по max(F)
вариант с положительным
значением
Да Проведение струкmax(F)
турных преобразований
Выход на модель управления
структурными преобразованиями
Отрицательные
отклонения
Отклонений нет
или положительные
Анализ причин отклонений
Внешние
факторы
Внутренние
факторы
Анализ возможностей
влияния на внешнюю
среду
Нет
Да
Решения – воздействие на внешнюю
среду
Выбор решений
по критерию max(G)
Анализ изменения
характеристик интегрируемых элементов {ChEl}
Да
Нет
Решения – изменение количественных характеристик взаимосвязей подсистем и текущих показателей функционирования
Реализация
решений
SITi+1
Рис. 4. Функциональная схема СППР
 разработка алгоритмов преобразования ситуаций – правил выбора решений – с учетом критериев
эффективности;
 автоматизация процессов принятия решения
на базе имеющихся интеллектуальных платформ и
программных средств.
Таким образом, предложенный в работе вариант
формализации процедуры принятия решений позво-
лит организовать многосторонний и многофакторный
анализ ситуаций и обеспечит более обоснованное принятие решений при управлении процессами интеграции и дезинтеграции производственно-экономических
систем. Автоматизация системы поддержки принятия решений позволит реально учесть эффективность
интеграции (дезинтеграции) ИПЭС и управлять этими процессами.
УДК 658.012.011.56:33
МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ОЦЕНКИ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
В ПРИНЯТИИ РЕШЕНИЙ О ВАРИАНТАХ СОЗДАНИЯ И РАЗВИТИЯ АСУ
68
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
И.Д. Кизина, С.В. Алексеев, Ю.С. Петрунов
(ОАО "Нефтеавтоматика"),
В.А. Алабужев
(ОАО "Татнефть")
Современный этап развития техники и технологий, используемых предприятиями при выполнении
работ практически во всех отраслях народного хозяйства, требует, в целях обеспечения эффективности и конкурентоспособности, внедрения адекватных по сложности автоматизированных систем управления (АСУ) технологическими и производственными процессами. Особенно это актуально для
нефтегазовой отрасли, где внедрение проектов АСУ
различного назначения уже давно является конкурентным преимуществом, позволяющим компаниям перейти на более высокий качественный уровень,
повысить оперативность управления, сэкономить
ресурсы.
В связи с этим естественным образом возникает
проблема оценки эффективности внедрения подобных проектов. Четких и однозначных методов и моделей оценки эффективности внедрения проектов
АСУ, учитывающих технологические особенности
объектов, виды проектов и уровень риска, на данный
момент нет. Специалисты по автоматизации и информационным технологиям лоббируют внедрение высокотехнологичных проектов, с максимальным охватом всех возможных прикладных областей. Финансовые менеджеры, напротив, обычно стремятся обеспечить требуемый уровень рентабельности производства при минимальных затратах. Руководителям предприятий и собственникам очень сложно сделать правильный выбор между двумя крайними вариантами
без объективной оценки эффективности проектов АСУ.
Основной целью функционирования большинства предприятий является получение достаточной прибыли. Именно поэтому собственник предприятия при
принятии решений рассматривает не технические параметры, а экономическую эффективность реализации проекта. В общем случае внедрение АСУ можно
рассматривать как обычный инвестиционный проект.
В данной работе рассматриваются некоторые методические аспекты технико-экономической оценки эффективности инвестиционных проектов и применение их для оценки эффективности АСУ.
Методы оценки экономической эффективности
проектов
Существуют две основные группы методов оценки экономической эффективности инвестиционных
проектов: простые статические методы без учета фактора времени (абсолютная и относительная эффективность проектов и др.), методы дисконтирования.
Общепринятым в современной экономической
науке и используемым в отечественной и западной
бизнес-среде является метод дисконтирования, учи-
тывающий временную стоимость денег. В рамках
этого подхода экономическое обоснование проекта
базируется на модели расчета стандартных ключевых оценочных показателей эффективности:
 чистый дисконтированный денежный поток
NPV (Net Present Value):
n
NPV  
t 1
CFt
(1  r )t
 C0 , CFt  Bt  Ct ;
 внутренняя норма рентабельности IRR (Internal Rate of Return):
IRR = r, при которой NPV(r) = 0;
 индекс прибыльности PI (Profitability Index):
n
PI 
CF
 (1  rt )t
t 1
C0
;
 период окупаемости проекта PBP (Payback
Period):
PBP = t, при котором NPV(t)  0,
где t – период реализации проекта, t = 1, 2, …, n;
r – ставка дисконтирования;
CFt – чистый денежный поток в период t;
Bt – положительные денежные потоки в период t;
Сt – отрицательные денежные потоки в период t;
С0 – первоначальные капитальные затраты.
Чистый дисконтированный денежный поток
NPV. Инвестору следует отдавать предпочтение только тем проектам, для которых NPV имеет положительное значение. Абсолютная величина чистого приведенного дохода зависит от двух параметров. Первый характеризует инвестиционный процесс объективно и определяется производственным процессом.
Ко второму следует отнести ставку дисконтирования.
Одним из основных факторов, определяющих величину чистой текущей стоимости проекта, безусловно, является масштаб деятельности, проявляющийся
в "физических" объемах инвестиций, производства
или продаж. Отсюда вытекает естественное ограничение на применение данного метода для сопоставления различающихся по этой характеристике проектов: большее значение NPV не всегда будет соответствовать более эффективному варианту капиталовложений. Таким образом, при всех достоинствах этот
критерий не позволяет сравнивать проекты с одинаковым NPV, но разной капиталоемкостью. В таких
случаях можно использовать следующий критерий –
индекс прибыльности.
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
69
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
Индекс прибыльности PI. Индекс прибыльности
показывает относительную прибыльность проекта,
или дисконтированную стоимость денежных поступлений от проекта в расчете на единицу вложений.
Он рассчитывается путем деления чистых приведенных поступлений от проекта на стоимость первоначальных вложений. Критерий принятия проекта совпадает с критерием, основанным на NPV, (PI > 0), но,
в отличие от NPV, PI показывает эффективность вложений. Однако не следует забывать, что очень большие значения индекса прибыльности не всегда соответствуют высокому значению NPV и наоборот. Дело
в том, что имеющие высокую чистую текущую стоимость проекты не обязательно эффективны, а значит,
имеют весьма небольшой индекс прибыльности.
Внутренняя норма рентабельности IRR. Значение процентной ставки r, при котором NPV = 0,
называется внутренней нормой рентабельности.
Этот критерий позволяет инвестору данного проекта оценить целесообразность вложения средств. Если банковская учетная ставка больше IRR, то, положив деньги в банк, инвестор сможет получить
большую выгоду. Еще один вариант интерпретации состоит в трактовке внутренней нормы прибыли как предельного уровня доходности (окупаемости) инвестиций, что может быть критерием целесообразности дополнительных капиталовложений в
проект. За рубежом часто расчет IRR используют в
качестве первого шага количественного анализа капиталовложений. Для дальнейшего анализа отбирают те инвестиционные проекты, IRR которых оценивается не ниже 10...20 %. Внутренняя ставка дохода от проектов, принятых для финансирования, варьируется в зависимости от отрасли экономики и от
того, является проект частным или государственным
предприятием. Значение IRR может трактоваться как
нижний гарантированный уровень прибыльности
инвестиционного проекта. Внутреннюю норму прибыли иногда рассматривают как предельный уровень доходности инвестиций, что может быть критерием целесообразности дополнительных вложений в
проект.
К достоинствам этого критерия можно отнести
объективность, независимость от абсолютного разме-
ра инвестиций, оценку относительной прибыльности
проекта, информативность.
Период окупаемости проекта PBP. Срок окупаемости – это ожидаемый период возмещения первоначальных вложений из чистых поступлений (где чистые поступления представляют собой денежные поступления за вычетом расходов). Таким образом, определяется время, за которое поступления от оперативной деятельности предприятия покроют затраты
на инвестиции. К достоинствам этого метода следует
отнести в первую очередь простоту расчетов. В результате, отсекая наиболее сомнительные и рискованные проекты, в которых основные денежные потоки приходятся на конец периода, метод иногда используется как простой метод оценки риска инвестирования. Однако у данного метода есть и очень серьезные недостатки. Во-первых, выбор нормативного
срока окупаемости может быть субъективен. Во-вторых, метод не учитывает доходность проекта за пределами срока окупаемости и, значит, не может применяться при сравнении вариантов с одинаковыми
периодами окупаемости, но различными сроками жизни. Кроме того, метод не годится для оценки проектов, связанных с принципиально новыми продуктами. Точность расчетов по такому методу в большей
степени зависит от частоты разбиения срока жизни
проекта на интервалы планирования.
В качестве ставки дисконтирования при оценке
проектов целесообразно использовать показатель стоимости капитала. Под стоимостью капитала понимается доход, который должны принести инвестиции для
того, чтобы они себя оправдали с точки зрения инвестора. В мировой практике для определения стоимости капитала используется подход средней стоимости
капитала WACC (Weighted Average Cost of Capital):
n
r  WACC  Wi Ci ,
i 1
где Wi – удельный вес i-го вида капитала (собственный, заемный);
Ci – цена i-го вида капитала.
Рассмотрим особенности подхода на примере внедрения АСУТП.
Таблица 1
Структура положительных и отрицательных денежных потоков для различных вариантов проектов
Показатели оценки эффективности
Положительные денежные потоки:
сокращение эксплуатационных расходов
снижение трудоемкости работ
снижение расхода основных и
вспомогательных материалов
сокращение технологических потерь и
70
Приобретение оборудования для вновь создаваемых технологических объектов
Варианты проектов АСУТП
Замена
Замена
физически
морально
изношенного
устаревшего
оборудования
оборудования
+
+
+
+
+
Замена оборудования в
соответствии с новыми
требованиями нормативных актов
+
+
+
+
+
+
+
+
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
простоев
предотвращение аварийных ситуаций
повышение качества и оперативности
управления
Отрицательные денежные потоки:
эксплуатационные затраты на содержание
и обслуживание АСУ
фонд оплаты труда персонала,
обслуживающего АСУ
затраты на обучение персонала
затраты по сопровождению системы
Первоначальные капительные затраты:
на выполнение проектных работ по
созданию АСУ
на приобретение технических и
программных средств
на проведение строительно-монтажных и
пусконаладочных работ
на демонтаж изношенного оборудования
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
Проекты АСУТП по характеру изменений, вносимых в деятельность предприятий, можно классифицировать следующим образом:
 приобретение оборудования для вновь создаваемых технологических объектов;
 замена физически изношенного оборудования;
 замена морально устаревшего оборудования;
 замена оборудования в соответствии с новыми требованиями нормативных документов.
Соответственно для каждого варианта проекта методика оценки экономической эффективности, а также входящие параметры оценки (технико-экономические показатели и эксплуатационные характеристики
объекта, влияющие на итоговую оценку) будут различаться. При расчете NPV в качестве положительных
потоков будет рассматриваться потенциальная экономия эксплуатационных издержек и/или дополнительная выручка от сокращения производственных потерь,
а в качестве отрицательных – капитальные затраты и
последующие эксплуатационные затраты на содержание/обслуживание оборудования АСУТП (табл. 1).
Соответственно для рассматриваемых вариантов
проектов методика оценки экономической эффективности также будет различаться:
1. Приобретение оборудования для вновь создаваемых технологических объектов: рассматриваются несколько вариантов построения АСУТП, производится оценка по каждому из них (расчет оценочных показателей), выбирается проект с наилучшими показателями.
2. Замена физически изношенного оборудования:
производится сравнение 2 вариантов – продолжение
эксплуатации изношенного оборудования (с дополнительными расходами на ремонт и поддержание работоспособности) и покупка аналогичного оборудования.
3. Замена морально устаревшего оборудования:
производится сравнение 2 вариантов – продолжение
эксплуатации старого оборудования и покупка более производительного оборудования.
4. Замена оборудования в соответствии с новыми
требованиями нормативных актов: оценка производится по одному из 2 критериев – замена на аналогичное по производительности оборудование с учетом минимума затрат, либо замена на более прогрессивное
оборудование (выбор варианта по оценочным показателям).
Анализ и оценка риска инвестиционных проектов
В предпринимательской деятельности риск принято отождествлять с возможностью потери предприятием части своих ресурсов, снижения планируемых
доходов или появления дополнительных расходов в
результате осуществления определенной производственной и финансовой деятельности. Общепринятой
классификации рисков не существует (классификация
зависит от целей анализа). Основными, наиболее общими видами риска для любой компании являются:
технико-технологический, производственно-рыночный, финансово-экономический, организационно-управленческий. Назначение анализа риска – дать потенциальным инвесторам необходимые данные для принятия решения о целесообразности участия в проекте
и предусмотреть меры по защите от возможных финансовых потерь. Основные методы анализа риска: анализ
чувствительности, анализ сценариев инвестиционных
проектов, имитационное моделирование Монте-Карло, анализ дерева решений, метод реальных опционов.
Самым простым и в то же время удобным является анализ чувствительности, цель которого состоит
в сравнительном анализе влияния различных факторов инвестиционного проекта на ключевой показатель эффективности проекта, например NPV.
Приведем наиболее рациональную последовательность проведения анализа чувствительности:
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
71
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
1. Выбор ключевого показателя эффективности
инвестиций, в качестве которого может служить IRR
или NPV.
2. Выбор факторов, относительно которых разработчик инвестиционного проекта не имеет однозначного суждения (т. е. находится в состоянии неопределенности). Типичными являются следующие факторы: капитальные затраты и вложения в оборотные
средства, рыночные факторы – цена товара и объем
продажи, компоненты себестоимости продукции, время строительства и ввода в действие основных средств.
3. Установление номинальных и предельных (нижних и верхних) значений неопределенных факторов
в процентах, выбранных на втором шаге процедуры.
4. Расчет ключевого показателя для всех выбранных предельных значений неопределенных факторов.
5. Построение графика чувствительности для всех
неопределенных факторов. В западном инвестиционном менеджменте этот график носит название "Spider Graph" ("Диаграмма Паук"). Ниже приводится пример такого графика для трех факторов (рисунок).
NPV
1
2
3
Изменение факторов, %
0 (нулевое отклонение факторов)
"Диаграмма Паук" для трех рисковых факторов:
1 – фактор изменения прогнозируемых положительных
денежных потоков, генерируемых проектом; 2 – фактор изменения стоимости капитала проекта; 3 – фактор
изменения размера первоначальных капитальных затрат
Уровень риска для конкретного рискового фактора определяется скоростью изменения ключевого
оценочного показателя (например, NPV) при отклонении его значения, выраженного в процентах, и математически интерпретируется как угол наклона графика чувствительности к горизонтльной оси. "Диаграмма Паук" позволяет выявить и оценить наиболее критические факторы инвестиционного проекта,
с тем чтобы в ходе его реализации обратить на них
особое внимание с целью сокращения риска и возможных финансовых потерь.
Пример расчета и анализа эффективности
Применение описанных выше методов оценки и
анализа инвестиционных проектов АСУТП проиллюстрируем на следующем примере. ОАО "Нефтеавтоматика" для одного из предприятий была разработана и внедрена аналитическая подсистема "Анализ баланса потоков жидкости, нефти и воды в инженерных сетях нефтегазодобывающего предприятия".
Внедрение ее базировалось на действующих АСУТП
в добыче и подготовке нефти и системах сбора, передачи и хранения информации. Целесообразность внедрения связана с усилением нормативной базы управления предприятием – необходимостью ведения
метрологичекого контроля баланса потоков жидкости и нефти.
В результате внедрения подсистемы предполагалось достигнуть следующих показателей качества
эффективности управления: снижения дисбаланса учета потоков жидкости в узлах инженерной сети
нефтегазодобычи с 20 до 4 %; обеспечения возможности обнаружения утечек и диагностирования причин образования дисбаланса.
Основные параметры проекта приведены в табл. 2.
Срок полезной эксплуатации программного обеспечения подсистемы составляет 4 года.
Основными источниками эффективности в результате внедрения проекта являлись:
 повышение надежности эксплуатации нефтегазодобычи за счет диагностирования состояния отдельных подсистем, комплексной оценки состояния
процессов добычи и подготовки нефти;
 снижение затрат на эксплуатацию автоматизированного технологического комплекса нефтегазодобычи и ликвидацию технологических осложнений за
счет своевременности прогнозирования возможных
осложнений и корректного планирования мероприятий по их ликвидации.
Оценка экономической эффективности данного
проекта дала следующие результаты (при ставке дисконтирования 15 %):
 чистый дисконтированный денежный поток
NPV составил 2111 тыс. р.,
 внутренняя норма рентабельности IRR – 61,39 %,
 индекс прибыльности PI – 105,56 %,
 период окупаемости проекта PBP – 1,6 года.
Таблица 2
Основные параметры проекта "Анализ баланса потоков жидкости…"
Денежные потоки по проекту по периодам, тыс. р.
Параметры проекта
Начальный этап
Первый год
Второй год Третий год Четвертый год
Положительные денежные потоки:
72
сокращение потерь нефти
500
500
500
500
сокращение затрат на сбор, обработку и анализ
информации
140
140
140
140
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
МЕЖРЕГИОНАЛЬНОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
снижение затрат на эксплуатацию за счет
своевременности прогноза возможных осложнений и
планирования мероприятий по их ликвидации
(электроэнергия, запчасти, оплата труда и др.)
1100
1100
1100
1100
оплата линий связи, в том числе оптоволоконных
120
120
120
120
обслуживание сервера и рабочих станций
специалистов
30
30
30
30
администрирование единой базы данных
50
50
50
50
затраты по сопровождению системы
100
100
100
100
Отрицательные денежные потоки:
Первоначальные капительные затраты:
на выполнение проектных работ по созданию
подсистемы
1500
на приобретение технических и программных средств
200
на проведение строительно-монтажных и пусконаладочных работ
300
Проект показал очень хорошую доходность и быструю окупаемость.
Анализ риска данного проекта показал, что наиболее рисковым фактором является возможность
недополучения ожидаемой экономии от внедрения
продукта – ежегодных положительных денежных
потоков (при отклонении значений данного фактора на 10 % от номинала влияние на NPV составит
20 %), вторым по величине риска оказался фактор
превышения первоначальных капитальных вложений (при отклонении фактора на 10 % влияние на
NPV составит 10 %), наименее рисковым оказался
фактор стоимости капитала проекта – ставки дисконтирования (при отклонении фактора на 10 % влия-
ние на NPV составит 6 %). Соответственно основное внимание при реализации проекта должно быть
уделено точному соблюдению всех технологических
и эксплуатационных характеристик и особенностей
проекта.
Таким образом, применение современных методов
оценки экономической эффективности и риска проектов внедрения АСУ дает возможность интерпретировать сложные технические параметры внедряемых
систем в конкретные общепринятые показатели эффективности, позволяющие собственникам и топ-менеджерам правильно оценить реальные выгоды проектов и принимать правильные решения относительно своего инвестиционного портфеля.
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4/2008
73