Магистерская диссертация: ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКИМ ОБСЛУЖИВАНИЕМ И РЕМОНТОМ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКИМ ОБСЛУЖИВАНИЕМ И РЕМОНТОМ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

АННОТАЦИЯ

Работа состоит из 78 страниц, 3 глав, 12 рисунков, 8 таблиц и 61 ссылки.

Ключевые слова: эффективность технического обслуживания, нефть, нефтяной транспорт, техническое обслуживание оборудования в нефтяном транспорте.

Целью написания данной работы является исследование эффективности технического обслуживания оборудования на транспорте нефти. Для этого рассмотрены сущность и проблемы технического обслуживания и ремонта на транспорте нефти, описаны формы и методы организации технического обслуживания и ремонта на транспорте нефти, представлена методика оценки эффективности организации технического обслуживания и ремонта на транспорте нефти, проанализированы новейшие В статье анализируются новейшие методы и их результаты. Для написания данной работы объектом исследования являлось АО «Транснефть». В работе сформулированы рекомендации по автоматизации механизмов оперативного управления процессами технического обслуживания оборудования при транспортировке нефти.

ANNOTATION

This thesis consists of 78 pages, 3 chapters, 12 figures, 8 tables and 61 references.

Keywords: maintenance efficiency, oil, oil transportation, oil transportation, equipment maintenance in oil transportation.

The purpose of this paper is to conduct a study to improve the maintenance efficiency of equipment maintenance in oil transportation. To achieve this purpose, the following work was carried out. The nature and challenges of maintenance and repair operations in oil transportation were examined, the forms and methods of organization of technical maintenance and repair operations in oil transportation were described, a methodology for evaluating the effectiveness of the organization of maintenance and repair operations in oil transportation was presented, and the most recent methods of organization of maintenance and repair operations in oil transportation and their effectiveness were presented Analysis. Identification of problems and stocks to improve the effectiveness of maintenance and repair operations in oil transport, evaluation of the impact of the organization of maintenance and repair operations on the achievement of target indicators in oil transport, and development and presentation of a package of measures to improve the effectiveness of maintenance and repair operations in oil transport. For the purpose of writing the paper, the subject of the research was AO Transnefti company. The paper develops recommendations for the automation of mechanisms of operational management of equipment maintenance processes in oil transportation.

ВВЕДЕНИЕ

Жизнеспособность России во многом зависит от конкурентоспособности и жизнеспособности отечественных предприятий на внутреннем и мировом рынке, их конкурентных преимуществ и благоприятных условий для экономической деятельности. Одним из важнейших элементов этих условий является своевременность, качество и целостность транспортных услуг, которые напрямую зависят от качества управления. Существуют противоречивые мнения и оценки между научными кругами и государственными органами относительно степени централизации и децентрализации в управлении таким крупным стратегическим сектором, а также внедрения рыночных принципов и институтов. Однако грамотное и гибкое сочетание принципов управления и соблюдение баланса интересов в управлении сектором магистральных трубопроводов может стать подлинным инструментом экономического и политического развития. При этом развитие не является самоцелью, а определяет перспективы конкурентных преимуществ России и стимулирует развитие внутренних и международных отношений.

Уровень разработанности данной темы представлен работами таких авторов, как А.В. Алешина, Н.Н. Бондаренко, Е.А. Бирюкова, З.В. Брагина, В.Р. Веснина, Л.А. Вдовенко. Теоретические аспекты оперативного управления процессами транспортировки нефти и нефтепродуктов представлены в работах Н.Н. Бондаренко, Е.А. Бирюковой, Н.К. Васильевой и И.В. Гелета.

Практические аспекты оперативного управления процессами транспортировки нефти и нефтепродуктов представлены в работах В.А. Ригина, С.М. Ряковского и Л.Л. Холода.

Целью аспирантуры является изучение эффективности технического обслуживания оборудования при транспортировке нефти.

Задачи:

— Изучить характер и задачи технического обслуживания и ремонта на транспорте нефти.

— Описать формы и методы организации технического обслуживания и ремонта на транспорте нефти.

— Представить методические подходы к оценке эффективности организации технического обслуживания и ремонта на транспорте нефти.

— Анализировать современные методы организации технического обслуживания и ремонта в транспорте нефти и их эффективность.

— Выявлять проблемы и резервы повышения эффективности организации технического обслуживания и ремонта на транспорте нефти.

— Оценить влияние организации операций технического обслуживания и ремонта на достижение поставленных целей в транспорте нефти.

— Представлять разработку комплекса мероприятий по повышению эффективности операций технического обслуживания и ремонта при транспортировке нефти.

— Определить оценку эффективности предложенных мер по повышению эффективности операций технического обслуживания и ремонта при транспортировке нефти.

Исследование адресовано ОАО «АК «Транснефть».

Область научных интересов: обслуживание оборудования при транспортировке нефти.

Методы исследования: анализ, обобщение полученной информации, абстрагирование и рассуждение.

Теоретическая значимость исследования заключается в изучении подходов к оперативному управлению процессом транспортировки нефти и нефтепродуктов, т.е. выявлении проблем и перспектив развития исследуемого процесса.

Практическая значимость исследования заключается в применении полученных результатов в деятельности организации, т.е. в повышении эффективности обслуживания оборудования при транспортировке нефти.

Научная новизна исследования заключается в разработке рекомендаций по автоматизации механизмов оперативного управления процедурами технического обслуживания оборудования при транспортировке нефти.

Структура исследования состоит из введения, трех глав, выводов и списка литературы.

1 Теоретико-методические основы исследования повышения эффективности технического обслуживания и ремонтных работ в транспортировки нефти

1.1 Сущность и задачи технического обслуживания и ремонтных работ в транспортировки нефти

В процессе эксплуатации оборудования происходят постоянные и необратимые изменения компонентов и интерфейсов вследствие износа, деформации и коррозии, накопление и наложение которых может привести к снижению производительности и отказу. Техническое обслуживание и ремонт позволяют снизить вероятность отказа и поддерживать эксплуатационные характеристики изделия на должном уровне.

И.А. Наугольнова пишет, что техническое обслуживание — это комплексная задача поддержания функциональности или работоспособности оборудования, используемого для транспортировки нефти и нефтепродуктов [19].

Техническое обслуживание включает в себя :

инспекцию, систематическое наблюдение и обнаружение неисправностей;

эксплуатационное обслуживание оборудования;

проверка режима работы и надежности ( осмотр, испытание ) в соответствии с требованиями действующих правил, норм и производственных инструкций;

контроль мелких дефектов [15].

Основополагающим моментом в планировании и организации технического обслуживания и ремонта является структура ремонтного цикла.

По мнению С.В. Назарова, структура ремонтного цикла — это чередующаяся последовательность плановых заданий, которая определяется периодичностью технического обслуживания и ремонта [18].

Непрерывность процесса транспортировки нефти в первую очередь зависит от правильной эксплуатации, технического обслуживания и ремонта технических средств .

Необходимость специальной организации технического обслуживания и ремонта технического оборудования связана с износом работающего оборудования и выполнением мероприятий по защите грунта.

Основная цель мастерской и ремонтной службы — поддержание эксплуатационного фонда в рабочем состоянии и предотвращение последствий износа оборудования [14].

Предназначение системы полного технического обслуживания требует выполнения последующего комплекса мероприятий:

— вырабатывание и обслуживание хорошей структуры запасов оборудования с учетом данных продукции, технологии и объема производства;

— обеспечение эффективной работы каждой единицы оборудования методом внесения определенных усовершенствований в само оборудование и в систему технического обслуживания;

— перемена обязанностей всех сотрудников таким образом, чтобы каждый работник не только отвечал за производственные функции, но и самостоятельно обслуживал оборудование, на котором он работает.

— постоянное обучение операторов и обслуживающего персонала.

Создание особой организационной структуры, отвечающей за состояние оборудования и исполняющей такие функции, как составление графика ремонтных работ, доставка запасных частей и усовершенствование оборудования.

Техническое содержание оборудования считается наиболее необходимым способом поддержания оборудования в пригодном для использования состоянии, сокращения износа рабочих компонентов , роста

Промежутков между ремонтами и продления времени службы используемого оборудования. Техническое обслуживание — это регулярный осмотр работающего оборудования в период между ремонтами для выявления дефектов в процессе эксплуатации. Недостатки, которые имеют все шансы быть устранены незамедлительно, устраняются в процессе осмотра, в то время как остальные устраняются в ходе дальнейшего ремонта.

Трубопроводный транспорт играет весомую роль в экономическом развитии России в последние десятилетия. На это воздействовал ряд факторов, включая прирост добычи нефти, рост налоговых поступлений, появление новых рабочих мест и подъём регионального экономического развития.

Основной нефтепровод (изображенный на Рисунке 1.1) начинается на ГНС-3 и заканчивается в конечной точке 16. Он включает в себя сам трубопровод, а также дополнительные линейные сооружения, такие как линии связи, противокоррозийное оборудование, дороги и т.д., необходимые для перекачки нефти. Для перекачки высоковязкой нефти в трубопроводе установлены насосные станции и станции подогрева нефти. Нефть из нефтяной скважины перекачивается в четвертый резервуар на ГНС 3.

Рисунок 1.1 — Схема магистрального нефтепровода

Сеть магистральных нефтепроводов содержит линейные сооружения, насосные станции для перекачки и транспортировки среднего потока , наливные станции и резервуарные парки .

Оперативное управление — это процесс разработки и реализации мероприятий, нацеленных на получение максимальной экономической выгоды при наименьших затратах и исходя из текущей экономической ситуации. Первостепенною целью оперативного управления представляет обеспечение ликвидности компании в краткосрочной перспективе .

В таблице 1.1 представлено определение оперативного управления, данное различными авторами [34, 36, 39].

Таблица 1.1 –Определения оперативного управления разных авторов

Автор

Определение

С.М. Ряковский

Оперативное управление — ведение текущего режима оперативным персоналом — осуществляется на основе суточных планов-графиков; при отклонениях от плана (по топливному газу, потребляемой мощности, состоянию оборудования и др.) производится необходимая корректировка режима в целях обеспечения требований надежности, качества и экономичности.

В.В. Репин

Системы оперативного управления по ТЭП формулируется следующим образом: требуется разработать автоматическую систему управления технологическим режимом установки подготовки нефти, которая обеспечивает оптимальность выбранного технико-экономического критерия в режиме реального времени при условии выполнения ограничений на качество подготовки нефти при текущей нагрузке установки.

Ю. Ногин

Под оперативным управлением ВИНК понимается управление сырьевыми, продуктовыми и финансовыми потоками, связанными с ежедневной производственно-коммерческой деятельностью компании.

Следовательно управление на оперативном уровне должно предугадывать планирование процесса продаж, организацию обработки заказов, доставку продукции, организацию транспортировки, процесс продаж конечным потребителям и т.д.

Цели системы управления оперативными событиями (СОУС) на рисунке 1.2 [10].

Цель направлена на:

1. повышение эффективности принятия административных решений.

2. обеспечение «прозрачности» процесса принятия решений.

3. повышение качества исходных данных для планирования

4. развитие аналитических навыков.

Рисунок 1.2 –Цель создания системы оперативного управления событиями (СОУС)

Нефть, газ и нефтепродукты транспортируются разными способами, такими как водный, железнодорожный, танкерный и трубопроводный.

Транспортировка нефти и газа по трубопроводам считается в наибольшей степени экономичным способом доставки этих естественных

энергоносителей к местам последующей переработки.

Схема транспортировки нефти по центральной нефтепроводной системе компании «Транснефть Сибирь » показана на рисунке 1.3.

После прохождения сквозь перерабатывающий комплекс нефть доставляется в хранилище и загружается в трубопровод.

Существует большое количество всевозможных способов транспортировки, но больше всего нефти перевозится по трубопроводам. Это в особенности характерно для России , но это также основной метод в остальных нефтедобывающих государствах.

Рисунок 1.3 – Схема трубопроводов АО «Транснефть Сибирь»

Хотя поставки потребителям осуществляются с помощью судов или поездов, трубопроводы не являются полностью отсутствующими.

Для обеспечения циркуляции нефти используются насосные станции, создающие разницу давлений. Они устанавливаются примерно каждые 100 км на трубопроводе, и скорость перемещения нефти составляет от 1 до 2,7 м/с. Рекомендуемая скорость увеличивается с увеличением диаметра трубопровода [9].

По сравнению с другими методами, этот метод является наиболее экономичным. Он не требует такого количества людей и такого количества оборудования для эксплуатации всей системы трубопроводов, как морской, речной или другие виды транспорта.

Кроме того, этот метод считается одним из самых безопасных для окружающей среды, потому что потери нефтепродуктов на протяжении всего пути не являются значительными.

Трубопроводы можно построить относительно быстро, но они не дешевы, и после их строительства маршруты доставки нельзя изменить, что является основной проблемой. В то время как поставщики, транспортирующие нефтепродукты танкерами или по железной дороге, могут корректировать свои планы в зависимости от меняющихся условий, например, продавать нефтепродукты другим потребителям, поставщики трубопроводов могут изменить только количество партий на своих маршрутах [8]. Такое влияние оказывает существенный эффект на стоимость нефтепродуктов и на переговоры, связанные с поставками.

Трубопроводы, предназначенные для транспортировки нефти, также известны как нефтепроводы. В зависимости от назначения их можно разделить на несколько категорий:

Внутрипромысловые — используются для соединения нефтяных скважин с объектами переработки нефтепродуктов.

Внутрипромысловые трубопроводы используются для транспортировки нефти между объектами добычи.

Технические — используются для транспортировки нефтепродуктов внутри нефтеперерабатывающего завода или между несколькими НПЗ.

Буровые трубопроводы используются для доставки нефти на нефтеперерабатывающие заводы или места потребления. Их диаметр должен быть большим, чтобы обеспечить высокую скорость потока. К категории I относятся самые крупные нефтепроводы диаметром более 1000 мм, к категории II — диаметром 500 мм и более, к категории III — диаметром 300 мм и более и, наконец, к категории IV — диаметром 220 мм и более.

Трубопроводы включают в себя сам трубопровод, электрические кабели для обслуживания, здания для эксплуатации, резервуары для хранения нефтепродуктов и насосные станции.

Нефтепроводы — это очень сложные и высокотехнологичные системы, состоящие из различного оборудования, которые способны выдерживать высокое переменное давление.

Магистральные нефтепроводы прокладываются под землей на глубине от 80 до 100 см. Трубопроводы, проходящие через вечную мерзлоту, устанавливаются на специальных опорах над землей. Хотя наземные трубопроводы проще в строительстве и обслуживании, подземные трубопроводы менее чувствительны к погодным условиям, что является важным фактором при больших межсезонных перепадах температур, характерных для России [7].

Для производства трубопроводов используются высокопрочная сталь или армированный пластик. В настоящее время трубы из армированного пластика становятся все более популярными, так как они имеют длительный срок службы благодаря своей устойчивости к коррозии и стойкости к разрушению.

Транспортировка в реках и на море. Транспортировка больших объемов нефти по воде может варьироваться от локальной транспортировки в судоходных реках и озерах до транспортировки на другие континенты. Водный транспорт является одним из самых эффективных методов, в то время как трубопроводы обычно дешевле.

Речной транспорт осуществляется танкерами и баржами. Основное отличие барж от танкеров заключается в том, что они не имеют собственных насосов. Баржи также могут быть самоходными, т.е. не иметь двигателя. В большинстве случаев термин «баржа» относится к судам без двигателя, тогда как суда с двигателем называются «самоходными баржами».

Танкеры и баржи также используются для морских перевозок, но они отличаются от речных танкеров. Морские танкеры спроектированы по-другому, поскольку они должны выдерживать суровые условия открытого моря.

Эти суда также тяжелее обычных с точки зрения дедвейта. Дедвейт — это разница между полным водоизмещением судна и порожним водоизмещением. Другими словами, общий вес судна, который оно может перевозить, включая груз, топливо, воду и экипаж.

Морские танкеры разделяются на восемь категорий в зависимости от их грузоподъемности: от небольших танкеров от 6 000 до 16 499 тонн до очень крупных танкеров, которые используются в качестве плавучих нефтяных терминалов и имеют грузоподъемность свыше 320 000 тонн [6].

Стоимость транспортировки тонны нефти уменьшается с увеличением грузоподъемности танкера, поэтому, если это возможно, желательно строить более крупные танкеры.

Морские баржи также известны как легкие суда. Эти суда, в отличие от танкеров, не предназначены для перевозки на большие расстояния и обычно используются только для перемещения нефти в пределах расстояния от 80 до 100 км от порта, а также на расстояниях до 150-180 км внутри спокойных внутренних водных путей (47).

Более того, эти суда не предназначены для плавания далеко от побережья. Они используются для транспортировки нефти в порты, где танкеры не могут подойти к побережью. Баржи, как правило, способны перевозить несколько сотен тонн груза, некоторые даже до 7 000 тонн (например, тримаран-тип).

Стоимость перевозки груза, то есть морской тариф, зависит от объема груза и может варьироваться от 65 000 до 400 000 долларов в день. Иногда груз не принимается в порту и оставляется в море как есть. В этом случае ежедневная плата все равно оплачивается полностью [46].

Автомобильная доставка нефти. Этот метод подходит в основном для перевозки небольших объемов нефтепродуктов на относительно короткие расстояния. Это относится, например, к доставке нефтепродуктов с базы к местам потребления (заводам, АЗС и т.д.).

На большие расстояния автомобильный транспорт очень дорог и поэтому используется только тогда, когда нет более дешевой альтернативы. Девственное масло редко перевозится грузовиками.

Нефтепродукты относятся к опасным грузам третьего класса, так как являются легковоспламеняющимися жидкостями, а их испарения могут нанести вред здоровью и окружающей среде в случае разлива. В связи с этим, транспортные средства, перевозящие нефтепродукты, должны избегать движения вблизи крупных городов, заповедников, больниц, школ и других подобных объектов.

Для перевозки нефтепродуктов транспортные средства должны быть оснащены соответствующим оборудованием; такие транспортные средства называются специализированными. Существует несколько типов таких транспортных средств [6].

Бензовозы — автоцистерны, перевозящие моторное топливо, жидкие масла и растворители.

Асфальтовозы — грузовики, предназначенные и оборудованные для перевозки горячего асфальта.

Топливозаправщики — грузовики, оборудованные заправочным насосом.

Обычные автомобили также могут перевозить дизельное топливо и минеральные масла, но существуют строгие правила: дизельное топливо можно перевозить не более 1000 литров, в то время как лимит для бензина составляет 33 литра.

Лимит на дизельное топливо составляет 1000 литров, а на бензин — 33 литра. Перевозка осуществляется автоцистернами, и, кроме того, для рефрижераторного дизельного топлива в холодное время года необходимо использовать цистерны с подогревом.

Средняя стоимость перевозки нефтепродуктов составляет 30-40 рублей за километр пути (включая НДС) за одну цистерну. Однако существуют большие колебания цен в зависимости от расстояния, объема и времени простоя.

Транспортировка нефти по железной дороге Нефть перевозилась по железной дороге практически с самого начала. С тех пор были разработаны альтернативные методы, но железнодорожные перевозки не прекратились. Значительные улучшения в области безопасности, грузоподъемности и вместимости сделали его признанной технологией транспортировки нефти.

Железнодорожные перевозки могут осуществляться с одинаковой скоростью и эффективностью в любое время года. По скорости доставки железнодорожный транспорт может быть быстрее, чем автомобильный, и всегда быстрее, чем морской.

Перевозка нефтепродуктов по железной дороге более удобна для перевозки больших объемов на большие расстояния, особенно в странах с большой территорией.

Для перевозки нефти по железной дороге используются вагоны-цистерны, изготовленные из стальных листов толщиной не менее 8 мм в целях обеспечения безопасности. Эти вагоны спроектированы таким образом, чтобы можно было заполнять и контролировать вместимость перевозимого продукта, сливать нефть и обслуживать сам вагон.

Поскольку один вагон-цистерна может перевозить от десятков до сотен тонн сырой нефти, этот способ транспортировки становится основным, когда невозможно или неэкономично проложить трубопроводы.

Безопасность транспортировки регулируется очень подробно, существует множество правил, направленных на минимизацию взрывов, разливов и возгорания нефти. Затраты сильно варьируются в зависимости от расстояния и объема. Например, перевозка 17 тонн из Москвы в Рязань стоит 240 000 рублей [5]. Перевозка нефтепродуктов по воздуху. Гораздо дороже других способов, используется только при отсутствии других альтернатив. Его используют, например, для зимовки в Арктике, на плавучих базах и на Крайнем Севере, куда невозможно добраться другими способами. Нефтепродукты перевозятся самолетом или вертолетом.

Смешанные перевозки. Во многих случаях невозможно организовать прямую транспортировку ни одним из вышеперечисленных методов. В таких случаях используется комбинация различных методов транспортировки. Например, нефть может транспортироваться по трубопроводу от места добычи, загружаться в танкер в порту, перевозиться в порт на другом континенте, а оттуда транспортироваться по железной дороге с последующей доставкой грузовиком.

Потребность в автоматизации процессов в нефтегазовом секторе растет в связи с географическим масштабом операций, соблюдением экологических норм и повышенными требованиями отрасли к безопасности резервуарных парков.

Кроме того, большинство нефтяных месторождений расположены в районах с особым порядком недропользования, которые попадают в категорию удаленных труднодоступных районов с трудноизвлекаемыми запасами нефти [45].

Автоматизированная система управления техническими процессами добычи нефти («АСУ ТП») позволяет:

— Получение информации о работе бурового оборудования.

— Управление скважинным оборудованием с автоматизированного рабочего места.

— Отображение и анализ производственных данных в графическом и табличном виде.

— Хранить и передавать данные на уровне оперативного управления.

— Удаленный мониторинг процессов и оборудования.

— Получение и передача отчетных документов высшему руководству.

Автоматизация технических процессов на предприятиях нефтегазовой отрасли включает в себя следующие направления: автоматизация процессов бурения, добычи нефти и газа, переработки нефтегазового сырья и транспортировки нефти и газа потребителям.

Комплексная АСУТП на нефтеперерабатывающих предприятиях включает в себя управление процессами добычи нефти с помощью автоматизированных рабочих мест, переработку сырья и управление сбытовой сетью предприятия [44].

К ним относятся нефтебазы, заправочные станции, газозаправочные станции, газокомпрессорные станции, офисы и магазины.

Под нефтебазой понимается выделенная территория с комплексом зданий, коммуникаций и сооружений для приема, хранения и реализации нефтепродуктов потребителям.

В нефтяных скважинах автоматизация может использоваться для управления насосами и агрегатами, в этом случае на объекте устанавливается ряд контроллеров.

Интеллектуальные, интегрированные инструменты, предназначенные для мониторинга и управления инфраструктурой информационных технологий (ИТ) организации, могут удовлетворить операционные требования к информационным услугам, при этом эффективно оптимизируя затраты на предоставление информационных услуг Отказы, сбои и низкая производительность ИТ-инфраструктуры могут повлиять на операционную деятельность и качество предоставления услуг.

Поэтому важно не только иметь возможность отслеживать работу ИТ-инфраструктуры в режиме реального времени, но и обладать инструментами для анализа ее состояния. Кроме того, не менее важными являются системы управления жизненным циклом ИТ-сервисов, а также возможность внесения изменений в их конфигурации.

Для комплексного решения перечисленных задач применяются системы, которые автоматизируют следующие процессы [14]:

управление ошибками

управление производительностью

интеллектуальное управление ИТ-услугами

управление конфигурацией активов и сервисов

структурированное хранение и обработка данных ИТ-инфраструктуры.

ИТ-инфраструктура современных предприятий состоит из множества аппаратных и программных компонентов, число которых постоянно растет. В то же время, связи между различными компонентами усложняются по мере того, как ИТ все больше интегрируется в бизнес-процессы. В результате все это диктует необходимость переноса задач управления ИТ-инфраструктурой с уровня поддержки (технического) на стратегический уровень [6].

Из этого следует, что системы мониторинга и управления позволяют ИТ-специалистам управлять информационными системами в едином центре. Сегодня внедрение такой системы является практически стратегическим решением для всех компаний, так как современные центры обработки данных состоят из сотен серверов, сетевого оборудования и мощных систем хранения данных, которые географически распределены по многим центрам обработки данных. Эффективное управление таким большим количеством аппаратного и программного обеспечения требует много времени и усилий. Многие компании не могут позволить себе решать такие большие и сложные задачи. Поэтому лучшим решением является использование специализированной аутсорсинговой компании [7].

Помимо технической поддержки ИТ-услуг, специалисты по аутсорсингу могут предложить решения для автоматизации управления инфраструктурой, такой как базы данных, приложения, серверы, сетевое оборудование и системы хранения данных. Современные системы управления ИТ-инфраструктурой могут быть использованы для автоматизации всего цикла управления с помощью общей консоли управления, интегрированной с системами мониторинга и обслуживания.

В крупных компаниях сегодня работают тысячи принтеров. Результатом этого является отсутствие контроля над расходами на печать, трудности в обслуживании оборудования и нарушение ключевых бизнес-процессов. Чтобы избежать этого, необходимо эффективное решение для управления печатью.

Сегодня все больше компаний заинтересованы в решениях для оптимизации управления программными активами и их защиты. Эти решения включают в себя такие функции, как учет программного обеспечения и его использования, проверку лицензий и других документов, подтверждающих право на использование программного обеспечения, разработку и внедрение правил и политик для приобретения программного обеспечения, а также контроль и управление процессами ввода в эксплуатацию, утилизации и т.д.

Рисунок 1.5 показывает другие варианты решений для управления ИТ-инфраструктурой предприятия, включая общий мониторинг, управление виртуальными средами, управление контентом, предоставление и активацию услуг, управление инфраструктурой центра обработки данных (DCIM), управление технической инфраструктурой и процессами мониторинга приложений. В качестве других решений по управлению ИТ-инфраструктурой предприятия представлены следующие процессы контроль соблюдения Соглашения об уровне сервиса – SLA [13].

Рисунок 1.5 –Процессы управления

Использование современного программного обеспечения для мониторинга и управления позволяет правильно планировать модернизацию и развертывание ИТ-инфраструктуры, уменьшает количество ручных и трудоемких задач, связанных с настройкой компьютеров пользователей, снижает затраты на обслуживание и техническую поддержку, а также повышает надежность предоставления ИТ-услуг.

Когда компания нанимает специализированную аутсорсинговую компанию, выбор конкретного программного обеспечения зависит от характера деятельности компании, которая была изучена внимательно вместе с ИТ-инфраструктурой и соответствующими бизнес-процессами. Многие эксперты считают, что для ИТ-структур, ориентированных на Microsoft, лучшим выбором является Microsoft System Centre (табл. 1.2).

Таблица 1.2 – Развертывание операционных систем и приложений

Компоненты системы

Информационные системы

Microsoft System Center

IBM Tivoli,

НР Service Manager, MS Service Manager

сквозное управление службами ИТ среды

+

—

+

эффективное управление конфигурациями, серверами, настольными ПК и мобильными устройствами

+

—

+

защита данных и приложений

+

+

—

управление системами хранения данных

+

—

+

управление конфигурациями программ и оборудования, установкой и обновлением приложений и драйверов

—

+

+

Эта система содержит следующие компоненты [12].

— Безопасный и масштабируемый процесс развертывания операционных систем и приложений.

— Интегрированное управление сервисами в ИТ-среде.

— Эффективное управление конфигурациями, серверами, настольными компьютерами и мобильными устройствами.

— Защиту данных и приложений.

— Управление хранением данных.

— Управление процессом резервного копирования и восстановления Windows.

Большие компании, которые используют оборудование и программное обеспечение от разных производителей, применяют системы от ведущих мировых компаний, таких как IBM Tivoli, HP Service Manager и MS Service Manager. У них есть несколько аппаратных платформ, операционных систем, бизнес-приложений и баз данных, и они могут выполнять следующие функции [11].

— Конфигурирование программного и аппаратного обеспечения, управление установкой и обновлением приложений и драйверов.

— Мониторинг и управление серверами, периферийным оборудованием, механическим оборудованием и программным обеспечением на компьютерах и серверах.

— Управление лицензиями на использование программного обеспечения.

— Обеспечение доступности бизнес-услуг.

— Автоматизация технической поддержки.

— Управление системами хранения и защитой данных.

— Создание резервных копий и восстановление данных в случае сбоя.

Даже в небольших компаниях с числом пользователей более 10, установку новых операционных систем и программного обеспечения в некоторых случаях гораздо проще выполнять в автоматическом режиме. Такой подход снижает затраты на обслуживание ИТ и повышает доступность инфраструктуры за счет увеличения времени реакции в случае возникновения проблем, поскольку гораздо проще и быстрее дать команду удаленному компьютеру установить программный продукт с консоли системного администратора, чем выполнять установку вручную. Это может быть одним из способов достижения этой цели.

Современные системы управления имеют возможность выполнять повторяющиеся автоматизированные операции, которые включают автоматическое распространение и обновление программного обеспечения, часто с возможностью отмены изменений. Эти действия пригодны, когда злонамеренные программы, которые используют уязвимости в браузерах, операционных системах, настольных приложениях и почтовых клиентах, требуют быстрого применения существенных обновлений для операционной системы и рабочего программного обеспечения [8].

Многие системы управления также включают инструменты для учета программного обеспечения и контроля соблюдения заданной политики лицензирования, получения статистических данных и их анализа для выявления редко используемых программ и определения устаревших версий программных продуктов [9]. Сюда же входят инструменты для такого учета, который позволяет компаниям избежать проблем, вызванных нарушениями политики лицензирования программного обеспечения, и оптимизировать расходы на лицензирование ПО.

Если в компании много серверов или компьютеров, отслеживание сбоев может оказаться сложной задачей. По этой причине инструменты управления информационной технологической инфраструктурой обычно обладают возможностью автоматизировать обработку сетевых инцидентов, определять и устранять их причины, устранять сбои, проводить диагностику и автоматически применять соответствующие профилактические меры.

Кроме того, некоторые системы управления приложениями также способны выполнять различные процессы на основе полученных данных, такие как запуск тестов, перенастройка или завершение работы программ, предоставление диагностических предупреждений и т.д.

Обычно в системах управления инфраструктурой есть инструменты, которые позволяют контролировать доступность и производительность различных компонентов инфраструктуры, таких как сетевое оборудование, серверы и другие элементы — и возможность включать и выключать их в соответствии с расписанием или по мере необходимости (в большинстве случаев, когда нагрузка на работающее оборудование достигает предела и активируется дополнительное оборудование) [9].

Дополнительно к описанным ранее инструментам, средства управления доступностью контролируют расходование ресурсов, например, ограничивают использование процессорного времени, памяти, трафика сети и интернета, дискового пространства, а также регулируют доступ к локальным ресурсам согласно установленным политикам безопасности.

1.2 Формы и методы организации технологического обслуживания и ремонтных работ в транспортировки нефти

Этапы и принципы оперативного управления процессом транспортировки нефти и нефтепродуктов включают аспекты организации производства и представляют собой средство координации, специально упрощающее работу менеджеров.

Оперативное управление процессом транспортировки нефти и нефтепродуктов по системе магистральных трубопроводов (далее ОУПТН) включает в себя.

— Контроль производственного процесса, координацию производства с целью устранения последствий возникших отклонений и выполнение заданий оперативного контроля.

— Наличие цехов и отделов, где изготавливаются комплектующие, контроль отклонений от утвержденного проекта [43].

Производство планируется на четырехмесячный или годовой период. Оперативный контроль основного производства осуществляется в соответствии с планом Система ОУПТН — это система организации и планирования.

В зависимости от своих функций система управления делится на подсистемы. Элементы характеризуют основные элементы системы, организация указывает на построение системы управления, а функциональность определяет различные функции, которые должна выполнять система.

Функционально систему ОУПТН можно также описать как организацию движения товаров на уровне руководства компании (годовая, квартальная, месячная), в магазинах (квартальная, месячная, пятидневная недельная) и на местах (почасовая, за смену, ежедневная, еженедельная, ежемесячная) [42].

Диапазон изменения диагностических параметров процесса, соответствующий диапазону ответственности системы оперативного контроля и диагностики, определяется как 10-15% отклонение от номинального предела диапазона по отношению к пределу сигнализации(рис.1.6)[35].

Рисунок 1.6 – Общая структура диагностической модели

Современные технологии транспорта предлагают множество возможностей для быстрой и качественной доставки, однако проблема заключается в доступности и стоимости таких услуг. Основная часть расходов на транспортировку связана с транспортными издержками — это совокупные затраты, связанные с предоставлением и использованием транспортных услуг, которые несут как производители, так и пользователи транспортных услуг.

План сквозного процесса для транспортировки нефти и нефтепродуктов через систему магистральных трубопроводов включает следующие шаги (рисунок 1.7).

обследование сквозного процесса,

выделение подпроцессов (этапов) сквозного процесса

определение основных характеристик,

разработка требований к результатам выделенных подпроцессов

определение ответственности

проведение анализа сквозного процесса

внесение по итогам анализа изменений в порядок выполнения сквозного процесса;

разработка, согласование и утверждение моделей;

документирование сквозного процесса.

1 этап

3 этап

2 этап

4 этап

Рисунок 1.7 – Этапы работы транспортировки нефти и нефтепродуктов по системе магистральных трубопроводов

— изучение сквозного процесса, включая сбор, систематизацию и анализ существующих нормативных документов, связанных с внедрением или определением требований к технологиям и/или результатам.

— анализ сквозного процесса для определения подпроцессов (этапов).

— определение основных характеристик выбранных подпроцессов (этапов) сквозного процесса, включая входы и выходы, цели и задачи реализации, показатели и ресурсы.

— разработка требований к выходам выбранных подпроцессов (спецификации внутренних продуктов (услуг)), определение целевых значений показателей подпроцессов и т.д.

— определение ответственности, власти и полномочий участников сквозного процесса (включая создание матрицы ответственности).

— анализ сквозного процесса с учетом достижения поставленных целей, выявление проблемных зон и рисков, препятствующих достижению целей, устранение проблем для повышения результативности процесса.

— подготовка рекомендаций по устранению проблем и улучшению процесса.

— оптимизация последовательности процесса от конца до конца в соответствии с результатами анализа, разработка, согласование и утверждение моделей, описывающих сквозной процесс (включая уровень подпроцессов) на всех этапах проектирования.

— документирование сквозного процесса (нормативная и методическая документация).

Основными принципами управления транспортировкой нефти и нефтепродуктов через центральную трубопроводную систему являются следующие (рис. 1.8)

Рисунок 1.8 – Принципы реализации оперативного управления транспортировки нефти и нефтепродуктов

1. Применение процессного подхода на всех уровнях предприятия — общее понимание целей и задач, связанных с процессным подходом.

2. Связь процессного подхода со стратегическими целями предприятия и мерами по повышению эффективности бизнеса.

3. Лидерство — поддержка и продвижение процессного подхода и ответственность за результаты улучшения процессов.

4. Готовность к изменениям — построение открытой культуры, нацеленной на постоянные улучшения и изменения в деятельности бизнеса.

Для определения целесообразности производства или использования конкретной транспортной услуги необходимо провести оценку, которую можно разделить на несколько уровней следующим образом (рисунок 1.9) [10].

Оценка результатов деятельности транспортных предприятий. Эта оценка проводится для предприятия в целом или для его организационных единиц в данном календарном году и направлена главным образом на сравнение прибыли и затрат.

Оценка эффективности транспортного средства или группы транспортных средств одного типа. Эффективность транспортных средств оценивается на основе экономических и технических/эксплуатационных показателей.

Оценка эффективности работы транспортного средства в течение определенного цикла (поездка, путешествие, смена). Эта оценка может проводиться при создании стационарной транспортной системы на определенный период времени или объем работы или для одной транспортной операции.

Рисунок 1.9 – Уровни оценочных работ

При расчете характеристик транспортной системы необходимо ответить на следующие вопросы [19].

— Капитал, необходимый для реализации проекта, рентабельность проекта с точки зрения инвестора и возврат инвестиций в проект.

1.3 Методические подходы к оценке эффективности организации технического обслуживания и ремонтных работ в транспортировки нефти

К факторам оперативного управления процессом транспортировки нефти и нефтепродуктов относят:

— внешние условия;

— внутренние условия (рисунок 1.10).

Факторы оперативного управления процессом транспортировки нефти и нефтепродуктов

Внешние условия

Внутренние условия

Техническое состояние оборудования

экономические

политические

персонал

юридические

рыночные

Рисунок 1.10 – Факторы оперативного управления процессом транспортировки нефти и нефтепродуктов

Компьютеризация производства и улучшение потока данных с производственных объектов создали условия для создания автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСОДУ). Внедрение автоматизированной системы оперативного диспетчерского управления технологическим процессом направлено на повышение эффективности использования мощностей технических объектов, снижение риска влияния человека на подготовку и принятие управленческих решений и повышение уровня промышленной безопасности.

Мнемосхема существующего оперативного процесса управления производительностью трубопроводов представлена на рисунке 1.11. [22].

Рисунок 1.11 – Мнемосхема существующего оперативного процесса регулирования пропускной способности трубопровода

Автоматизированные технические процессы, системы мониторинга условий эксплуатации автоматизированных систем, предназначенные для поддержки мониторинга процессов добычи, переработки, транспортировки и доставки нефти и газа.

АСОДУ должна достигать своих целей путем выполнения следующих функций(рис.1.12)

Рисунок 1.12 – Основные функции АСОДУ

— Сбор данных о состоянии режимов работы технологического оборудования и телеметрической аппаратуры, о работе оборудования, технических узлов и устройств автоматизации.

— Автоматическая обработка данных и передача аварийных сигналов.

— Систематизация, архивирование и хранение данных о технологических процессах.

— Визуализация информации о технических процессах и аварийных сигналах в режиме реального времени.

— Акустическое оповещение о тревогах и системах предупреждения в реальном времени.

— Выполнение расчетных задач в соответствии с заданным алгоритмом.

— Создание функциональных форм и форм отчетов, включая создание графиков.

— Взаимодействие информации с внешними системами; обеспечение функций управления для защиты информации, доступа и многоуровневого контроля [40].

Предлагается интегрировать в АСОДУ сервис «Приборная панель добычи Dashboard» для отображения следующих данных

— Ключевые показатели добычи нефти и газа.

— Показатели поставок нефти и газа в течение дня.

— Наличие газа

— Наличие нефти в пласте.

— Взаимосвязь с системой ППД.

— Планы производственных объектов, связанных с компанией, ТПП и ЦДНГ.

Сервис должен позволять пользователю по запросу инициировать или связывать подробный журнал инцидентов и отклонений в случае отклонений ключевых показателей с целью выявления возможных причин отклонений. Сервис должен позволять пользователю самостоятельно добавлять необходимые производственные объекты на диаграмму отображения, после чего объекты должны быть связаны службой технической поддержки и вестись журнал действий, выполненных пользователем.

Преимущества внедрения АСОДУ заключаются в следующем: возможность принимать управленческие решения на основе своевременной и достоверной информации; эффективное использование оборудования; улучшение работы технических систем благодаря оптимизации работы существующего парка аппаратно-программных средств и систем связи; получение объективной информации о состоянии технического оборудования, ходе производственных процессов и параметрах безопасности; уменьшение влияния человека на уровень безопасности производственных процессов путем сокращения его влияния на параметры безопасности производственных процессов.

Однако строительство систем нефтепроводов на больших территориях, иногда пересекающих несколько стран, требует значительных инвестиций, и эти проекты реализуются за счет национальных бюджетов, а также часто требуют финансовой поддержки между странами. Такая транспортировка остается вне досягаемости частного сектора. Конкурентное преимущество на стратегическом уровне есть у современных компаний, где четко сформулирована и скорректирована схема ИТ-инфраструктуры отрасли, проанализирована ИТ-инфраструктура компании и ИТ-инфраструктура развивается в соответствии с планом. В то же время все бизнес-процессы, которые со временем развиваются, требуют увеличения сложности и расширения аппаратного и программного обеспечения.

2 Исследование современного состояния организации технического обслуживания и ремонтных работ в транспортировки нефти и их эффективности

2.1 Анализ современных методов организации технического обслуживания и ремонтных работ в транспортировки нефти и их результативность

Открытое акционерное общество «Транснефть» было создано в 1993 году на основании указа Президента Российской Федерации от 17 ноября 1992 года № 1403, а до 21 июля 2016 года оно называлось Открытое акционерное общество «Акционерная компания по транспорту нефти «Транснефть». Компания была создана постановлением Правительства РФ № 810 от 14 августа 1993 года в соответствии с указом Президента РФ № 1403 от 17 ноября 1992 года. Учредителем является Правительство Российской Федерации. ОАО «АК «Транснефть» было зарегистрировано в Московском кадастре 26 августа 1993 года под номером свидетельства 026.800.

Основные направления деятельности ПАО «Транснефть» включают:

1. Транспортировку нефти и нефтепродуктов по системе магистральных и центральных трубопроводов внутри России и за ее пределами.

2. Проведение профилактических, диагностических и аварийно-восстановительных работ на магистральных трубопроводах.

3. Координацию развития магистральных трубопроводов и других объектов трубопроводного транспорта.

4. Взаимодействие с трубопроводными компаниями других стран в соответствии с межправительственными соглашениями.

5. Участие в научно-технических и инновационных разработках в области трубопроводного транспорта и внедрение новых технологий и материалов.

6. Развитие производственной базы, привлечение инвестиций для расширения и реконструкции объектов организации.

7. Обеспечение охраны окружающей среды в области объектов трубопроводного транспорта.

Нефтепродукты являются неотъемлемой частью многих отраслей промышленности, а также транспортного сектора. Нефтегазовая промышленность связана со многими другими отраслями промышленности и экономики, поскольку природный газ используется для производства полимеров, фармацевтических препаратов и даже детских игрушек. И хотя в последние годы Россия «слезла с нефтегазовой иглы» (по данным Sberbank Investment Research, доля нефтегазовых доходов в государственном бюджете снизилась с 51% в первом квартале 2019 года до 34% в первом квартале 2021 года), Заместитель секретаря Министерства энергетики Кирилл Молодцов, по его словам, добыча нефти с начала года по 15 ноября выросла на 2,3% в годовом исчислении до 45,416 млн тонн [59].

Телематика используется для повышения эффективности и экономичности добычи и транспортировки углеводородов.

Во-первых, телематика используется для контроля и мониторинга бурения, скважин и обслуживания трубопроводов. Более того, поскольку нефтяные месторождения обычно расположены в отдаленных, труднодоступных районах, беспроводная связь остается единственным решением для передачи данных М2М и поддержки процессов управления нефтедобычей.

В качестве примера применения телематики рассмотрим маргинальные скважины с суточной добычей 10 баррелей и менее. Автоматизация таких скважин может снизить затраты на обслуживание и тем самым повысить экономическую отдачу. Интеллектуальная система на основе технологии SALT (Sensor Less Artificial Lift Technology), разработанная в США, может управлять скважинами без прямого вмешательства человека и позволяет самостоятельно выбирать режимы работы скважин. Система рассчитывает значение нагрузки на вал электродвигателя, соответствующее 100%-ному заполнению насоса водой, и на основании этих данных регулирует скорость работы насоса, балансируя объем жидкости и приток и поддерживая минимальный динамический уровень воды. Специализированный промышленный маршрутизатор считывает данные с частотного преобразователя, управляющего насосом, и обрабатывает информацию в соответствии с заданным алгоритмом. Эти данные передаются в диспетчерскую, где осуществляется мониторинг, управление и регулировка функций скважины. Маршрутизатор устанавливается в шкафу автоматизации в качестве центрального устройства системы. Маршрутизатор подключается к частотному преобразователю через интерфейс RS-485, а данные передаются в диспетчерскую через беспроводное соединение (GPRS/GSM). Для работы системы требуется источник питания (380 В), кабели от двигателя насоса и один датчик, подключенный к шкафу автоматики. Другой датчик устанавливается в клеммной коробке на боковой стенке. Первоначально параметры двигателя вводятся через панель управления, а состояние системы отображается на экране. Более детальные параметры могут потребоваться для настройки с ноутбука с помощью бесплатного программного обеспечения.

В больших установках система должна контролировать множество процессов и параметров, таких как нагрузка на буровой инструмент, нагрузка на подъемный крюк, крутящий момент ротора и т.д. Параметры датчиков постоянно хранятся в памяти промышленного интеллектуального контроллера и передаются по беспроводной связи в центр управления через регулярные интервалы времени. Помимо локальных контроллеров, на более крупных нефтедобывающих предприятиях могут быть установлены узлы, которые собирают данные с контроллеров и передают эту информацию в центр управления. Там данные обрабатываются специализированными программами, отображаются в виде графиков и таблиц, формируются отчеты, осуществляется онлайн-мониторинг и так далее. Беспроводная связь обеспечивается GSM или беспроводным модемом, подключенным к контроллеру. Такие модемы также используются в системах мониторинга систем передачи и распределения в нефтегазовой промышленности для сбора данных от приборов, датчиков, систем безопасности, пожарной сигнализации и т.д. SCADA — это важный компонент программного обеспечения нефтедобывающего комплекса, который представляет собой аппаратно-программную систему сбора данных и управления мониторингом. Он используется для оперативного управления процессами, отображения текущего состояния технических операций, обмена информацией между операторами и системами управления, а также интеграции с бизнес-приложениями для облегчения завершения операций [58].

Телематика не отсутствует в нефтетранспорте и является частью систем измерения количества и качества продукции, телематических систем для трубопроводного транспорта, систем управления эксплуатацией трубопроводов, систем пожаротушения и пожарной сигналиции. Телематическую систему можно кратко описать следующим образом. Транспортировка нефти подразумевает перекачку продукта из одного резервуара в другой. Для этого в нефтепроводе устанавливаются задвижки и насосы. Задвижки используются для перекрытия трубопровода в случае аварии или для регулирования давления потока. Насосы, с другой стороны, повышают давление жидкости. Давление — это параметр, который постоянно контролируется датчиками вдоль трубопровода. Показания датчиков передаются в автоматизированную систему, которая рассчитывает допустимое значение и сравнивает его с текущим значением. Если допустимое значение превышено, автоматизированная система оповещает оператора насосной станции и выдает рекомендации по регулировке трубопровода. Все изменения параметров, необычные события и аварийные ситуации автоматически регистрируются в журнале событий.

Внедрение надежной технологии M2M гарантирует компании снижение эксплуатационных расходов и повышение конкурентоспособности. Чем быстрее истощаются запасы нефти, тем эффективнее становится процесс нефтедобычи. Компания ищет новые методы оптимизации. Компания намерена использовать когнитивный анализ данных, машинное обучение и технологии высокопроизводительных вычислений для оптимизации процесса добычи нефти с целью повышения нефтеотдачи и снижения затрат.

2.2 Выявление проблем и резервов повышения эффективности технического обслуживания и ремонтных работ в транспортировки нефти

Отношение стоимости различных групп основных фондов к общей стоимости, выраженное в процентах, представляет собой структуру основных фондов. Наиболее важной частью производственного процесса является активная часть основных фондов, т.е. средства производства (машины, оборудование и т.д.), которые непосредственно определяют производственную мощность, объем выпуска и масштаб производства.

Структура основных фондов ОАО «АК «Транснефть» представлена в таблице 2.1.

Таблица 2.1 — Структура основных фондов АО «Транснефть»

Вид основных фондов

Стоимость в руб.

% отношение

1

2

3

Здания

220 256 594

2,1

Передвижные устройства

156 739 578

1,7

Силовые машины

137 660 371

1,4

Рабочие машины и оборудование

302 067 892

2,9

Измерительные и регулирующие приборы и устройства

89 479 241

0,8

Транспортные средства

10 148 181 130

83,4

Продолжение таблицы 2.1

1

2

3

Инструменты, инвентарь и другие виды основных фондов

739 766 037

7,7

Среднегодовая стоимость основных производственных фондов за отчетный год.

12 168 150 842

100

Среднегодовая стоимость основных производственных фондов за базисный год.

11 372 993 507

—

Основной метод проектирования интегрированной модели процессов организации и деятельности отраслевого предприятия — это «сверху вниз», где модель формируется путем последовательной декомпозиции элементов верхнего уровня на элементы нижнего уровня. Модель процессов верхнего уровня включает три группы процессов: основные, вспомогательные и управляющие.

Чтобы начать сквозное проектирование процесса, необходимо выполнить следующие шаги:

1. Определить цели и задачи процесса: определить, какой результат должен быть достигнут при выполнении процесса, какие задачи и действия необходимо выполнить для достижения этой цели.

2. Идентифицировать заинтересованные стороны: определить всех заинтересованных сторон, которые будут взаимодействовать с процессом, например, клиенты, поставщики, сотрудники и т.д.

3. Описать текущий процесс: подробно описать текущий процесс и выделить его основные компоненты, такие как входные данные, шаги, ресурсы, выходные данные и т.д.

4. Определить узкие места: выявить узкие места в текущем процессе, которые могут замедлять или препятствовать достижению целей процесса.

5. Разработать оптимизированный процесс: на основе анализа текущего процесса разработать оптимизированный процесс, который учитывает потребности клиентов и бизнес-цели компании.

6. Разработать план внедрения: разработать план внедрения оптимизированного процесса, который включает в себя шаги по реализации процесса, ресурсы и сроки выполнения.

7. Реализовать и контролировать: внедрить оптимизированный процесс и контролировать его работу, чтобы убедиться, что он работает эффективно и соответствует бизнес-целям компании.

Кроме того, важно учитывать факторы, такие как изменения внешней среды, новые технологии и изменения потребностей клиентов, и вносить соответствующие изменения в процесс в соответствии с этими факторами.

Рабочая группа для сквозного проектирования процесса должна включать различных экспертов и заинтересованных сторон, которые будут работать вместе над созданием, описанием и оптимизацией бизнес-процессов. Эти эксперты должны иметь различные компетенции, включая знание бизнес-процессов, технических возможностей, данных и их анализа, а также опыт в управлении изменениями и внедрении новых процессов.

Конкретный состав рабочей группы может зависеть от конкретных целей и задач проекта. Однако, обычно рабочая группа должна включать следующие роли и экспертов:

1. Бизнес-аналитик, который будет работать с представителями бизнеса, чтобы выявить и описать текущие бизнес-процессы и выявить возможные улучшения.

2. Эксперт по технической стороне проекта, который будет работать с бизнес-аналитиком, чтобы понять, какие технологии и инструменты могут быть использованы для оптимизации бизнес-процессов.

3. Архитектор, который будет работать с бизнес-аналитиком и экспертом по технической стороне, чтобы определить лучший способ интеграции новых технологий и инструментов в существующую инфраструктуру.

4. Эксперт по данным, который будет работать с бизнес-аналитиком и архитектором, чтобы определить, какие данные необходимы для проектирования и оптимизации бизнес-процессов.

5. Специалист по управлению изменениями, который будет работать с бизнес-аналитиком, архитектором и экспертом по данным, чтобы разработать планы внедрения новых процессов и обеспечить, чтобы персонал был обучен и готов к изменениям.

6. Представитель заказчика, который будет работать с бизнес-аналитиком, чтобы выявить и описать требования заказчика, и убедиться, что проект соответствует этим требованиям.

7. Проектный менеджер, который будет ответственен за управление проектом, обеспечение соблюдения графиков и бюджета проекта, а также за координацию работы всех членов рабочей группы и обеспечение решения любых проблем, которые могут возникнуть в процессе проекта.

В целом, цель рабочей группы для сквозного проектирования процесса — обеспечить максимально эффективное и оптимальное проектирование и внедрение новых бизнес-процессов, учитывая требования и цели заказчика, а также возможности и ограничения текущей инфраструктуры и бизнес-процессов. Для этого необходимо совместное участие и синхронизация работы различных экспертов и специалистов из разных областей [39].

Специалист по моделированию — это человек, который является экспертом в области бизнес-моделирования с использованием отраслевых стандартов моделирования (желательно с сертификатом обучения по соответствующей программе) и имеет доступ к АСУ БМ с правами редакции.

Проектирование сквозного процесса включает в себя различные виды деятельности, направленных на создание целостной системы, включающей в себя все шаги и этапы процесса, начиная с инициирования и заканчивая достижением конечной цели.

Некоторые из видов деятельности, входящих в проектирование сквозного процесса:

— анализ бизнес-процессов: это включает в себя исследование и понимание текущих бизнес-процессов, выявление слабых мест и определение областей, которые можно улучшить;

— определение целей и требований: это включает в себя определение конечной цели процесса, а также определение требований, которые необходимо удовлетворить, чтобы достичь этой цели;

— проектирование процесса: это включает в себя создание диаграммы потоков данных, диаграммы BPMN, проектирование архитектуры и выбор инструментов;

— интеграция систем: это включает в себя интеграцию различных систем, используемых в разных этапах процесса, в одну целостную систему;

— тестирование: это включает в себя проверку и тестирование системы, чтобы убедиться, что она работает правильно и соответствует требованиям;

— внедрение и поддержка: это включает в себя внедрение системы и обеспечение ее поддержки и обслуживания в дальнейшем.

Разрабатываются рекомендации по предотвращению и реагированию на риски, а также устанавливаются требования к проектированию или разработке автоматизированных систем управления (АСУ).

— на основе результатов анализа вносятся изменения в способ выполнения процесса (оптимизация процесса).

— создаются и утверждаются модели, описывающие процесс в целом (включая уровень подпроцессов), на всех этапах проектирования.

— готовится документация по процессу в целом (в том числе нормативная и методическая документация) [38].

При проектировании сквозных процессов в автоматизированной системе управления бизнес-моделями могут быть использованы различные модели, включая:

— Модель потока данных — описывает поток данных между различными функциональными областями и подсистемами в автоматизированной системе управления бизнес-моделями. Эта модель позволяет проектировать и оптимизировать потоки данных в сквозных процессах.

— Модель процесса бизнеса — описывает последовательность действий и решений, которые необходимо выполнить для достижения определенного бизнес-результата. Эта модель может быть использована для определения основных шагов в сквозных процессах и оптимизации производительности.

— Модель риска — описывает потенциальные риски, связанные со сквозными процессами, и способы их управления. Эта модель позволяет выявлять и устранять возможные проблемы в сквозных процессах, связанные с рисками.

— Модель управления изменениями — описывает процессы и методы, используемые для управления изменениями в сквозных процессах. Эта модель может быть использована для разработки стратегий изменений и минимизации рисков, связанных с изменениями.

— Модель мониторинга и анализа — описывает методы мониторинга и анализа производительности сквозных процессов. Эта модель может быть использована для определения проблем в сквозных процессах и разработки планов для их улучшения.

— Модель управления качеством — описывает методы и процессы, используемые для обеспечения качества сквозных процессов. Эта модель может быть использована для определения стандартов качества и разработки планов для их соблюдения.

— Модель среды процесса, которая показывает владельца процесса и его окружение, включая цели, входы и выходы, показатели, информационные системы, продукты и услуги, а также ключевые операционные риски. Эта модель обычно представляется в виде функциональной диаграммы среды (FAD).

— Модель сценария процесса, которая показывает последовательность выполнения процесса. Существуют различные типы моделей сценариев, такие как диаграмма выбора процесса (PSD) и цепочка событий процесса (EPC). Эти модели могут быть расширены для стандартных процессов, а также могут быть разработаны модели сценариев для отдельных подпроцессов, которые также могут быть представлены в виде цепочки событий процесса (EPC) [37].

Для моделирования типичных процессов и их сценариев можно начать с нуля или использовать уже существующие типовые модели.

Если моделирование процесса начинается с нуля, то рабочую группу должен сформировать владелец процесса, учитывая многообразие процесса. Рабочая группа должна включать экспертов, выполняющих каждый сценарий процесса в качестве эксперта по объекту и моделировщика.

Последовательность задач для создания типового процесса с нуля.

1. Необходимо разработать формальную модель сценария процесса (диаграмму сценария процесса — PSD).

2. На основе модели PSD создать формальную карту процесса, при этом следовать правилам, которые определяют цели, входы и выходы, участников, документы, ограничения, информационные системы и показатели процесса. Все эти параметры должны быть одинаковыми для всех сценариев [36].

Карта процесса и модель должны быть утверждены владельцем процесса. Границы и интерфейсы общей модели процесса должны быть утверждены соответствующим владельцем процесса (клиентским или поставщиком процесса).

3. параллельно со стандартной картой процесса создается общая модель процесса (расширенная EPC), которая используется в качестве шаблона для моделирования отдельных сценариев.

4. Рабочая группа может создавать дополнительные требования к отдельным сценариям и типовым моделям процессов.

5. Модель сценария процесса создается на основе модели процесса (шаблона) с использованием информации из модели РП и учитывая дополнительные требования, установленные рабочей группой.

Рабочая группа, состоящая из представителей секторов, занимающихся описанием процессов, разработала второй метод типового моделирования процессов, основанный на уже существующих типовых моделях сценариев процессов. Этот метод включает следующие шаги

1. создание карты процесса для каждого варианта описания процесса

2. анализ карты вариантов процесса для выявления и устранения несоответствий в характеристиках процесса, таких как описание целей выполнения процесса, входы и выходы процесса, участники процесса, перечень нормативных, методических, процедурных и организационно-распорядительных документов, необходимых для реализации процесса, основные этапы процесса, границы процесса и ресурсы процесса, процедура и показатели процедуры, а также описание соответствующих процессов, таких как процесс поставщика и процесс потребителя [35].

Когда несоответствия в характеристиках процесса были устранены, результатом этого является единая и согласованная общая карта процесса и функциональная версия модели сценария процесса (PSD).

Для устранения выявленных несоответствий применяются следующие принципы

— Если формулировка несоответствия не меняет смысла предполагаемой функции процесса, то формируется более полная и непротиворечивая формулировка, отражающая содержание функции процесса.

— Если расхождения отражают особенности, характерные для конкретного варианта процесса (сценария), но не влияющие на цель и логику общего процесса, то функция процесса создается для всех сценариев, а выявленные особенности отражаются в общей модели сценария процесса (PSD).

— Если различия затрагивают существенные вопросы, включая цель и логику процесса (этапы, входы и выходы, ограничения), то члены рабочей группы создают согласованное определение процесса. Если таких существенных различий много, то рекомендуется перепроектирование модели процесса (с использованием первого метода, упомянутого выше).

Если возникают непреодолимые разногласия, ответственность за принятие решения по спору лежит на владельце процесса. Если спор касается нескольких связанных процессов, решение должен принять владелец процесса или курирующий вице-президент.

Модель РП проверяет полноту всех сценариев модели процесса и, при необходимости, вносит изменения в модель, что может потребовать модификации карты модели процесса. Владелец процесса принимает решение о процессе улучшения.

На основе согласованной карты модели процесса создается типовая модель процесса (шаблон) с расширенным EPC. Эта модель процесса используется для дальнейшего развития (пересмотра) отдельных сценариев процесса в модели процесса.

2.3 Оценка влияния организации технического обслуживания и ремонтных работ на достижение целевых показателей в транспортировки нефти

Эффективная деятельность бизнеса в динамично меняющейся внешней среде возможна только на основе управления материальными, информационными, финансовыми и другими потоками.

Переориентация экономики на первом этапе модернизации технологической среды достигается за счет внедрения новых технологий, процессов и подходов, которые увеличивают эффективность производства и обеспечивают более высокое качество продукции. Это может включать в себя автоматизацию производственных процессов, применение новых материалов и инструментов, усовершенствование логистики и снабжения, а также повышение квалификации персонала и улучшение управления бизнесом в целом. В результате этих изменений экономика становится более конкурентоспособной и адаптивной, что позволяет ей успешно функционировать в меняющихся условиях рынка.

Во второй стадии модернизации технологической среды экономика претерпевает изменения, которые проявляются в следующих явлениях: появлении новых предприятий в классе ETKФ высшего уровня, которые ранее не существовали; гармоничном развитии всех остальных классов предприятий в ETKФ; появлении технологических лидеров мирового уровня; создании новых секторов экономики.

Макростатистика дает прекрасный ориентир для развития отдельных фирм и экономики в целом. Однако, учитывая, что промышленный сектор является основным драйвером роста, разумно предположить, что для него существует макростатистика.

Простейший случай — предположить, что одно из значений в ряду абсолютных темпов роста ВП имеет закон распределения, отличающийся от законов распределения других членов ряда. Ключевой вопрос заключается в том, следует ли проверять максимальное значение (X(n)) или минимальное (X(1)); X_1, X_2, … ,X_n — это ряды абсолютных темпов роста, имеющиеся в ВП, а X_((1)), X_((2)),…. X_((n)) — ряды изменений, построенные на их основе, контрольная статистика Граббса для тестирования экстремальных значений имеет вид (1.1) для минимального тестирования и (1.2) для максимального тестирования [57].:

(1.1)

(1.2)

где Х – это выборочное среднее отклонение;

S – это среднеквадратичное отклонение.

(1.3)

(1.4)

(1.5)

Наибольший или наименьший элемент выборки признается выбросом, если значение соответствующей статистики превысит критическое:

(1.6)

,

(1.7)

где α – задаваемый уровень значимости.

Статистики и распределены одинаково.

Критерий Граббса проверки на два выброса. В данном случае проверяется, что или принадлежат некоторому другому закону распределения. Статистика Граббса для проверки двух значений выглядит так [56]:

— при проверке минимальных значений:

,

,

(1.10)

,

(1.11)

(1.12)

— при проверке максимальных значений:

,

,

(1.15)

Значения или принимаются за выбросы, если расчетное значение статистики G окажется ниже табулированного: или .

Проверка на три выброса. Критерий Граббса проверки трех минимальных () или максимальных значений аналогичен описанному выше, меняются лишь распределения статистик критических значений.

Статистика Граббса для проверки трех значений выглядит так [55]:

— при проверке минимальных значений:

,

(1.17)

,

(1.19)

— при проверке максимальных значений

,

,

(1.22)

Статистики распределены одинаково. Все значения () или принимаются за выбросы, если расчетное значение статистики G окажется ниже табулированного: или .

Одновременная проверка на выброс наименьшего и наибольшего значения. Для одновременной проверки минимального и максимального значений ряда статистика Граббса выглядит следующим образом [54]:

(1.23)

,

(1.25)

Минимальное и максимальное значения одновременно признаются выбросами, если расчетное значение статистики будет ниже критического: .

Возвращаясь к самой макростатистике, мы обнаруживаем, что между годовым темпом ускорения ВВП каждой страны и годовым темпом ускорения валового промышленного продукта (на одного промышленного работника) существует высокая корреляция — 0,87.

Таким образом, значение данного индекса корреляции может быть использовано для согласования текущей взаимосвязи между экономикой и промышленностью как важной составляющей первой. Другими словами, появляются ориентиры, на которые должна ориентироваться структура экономики, чтобы обеспечить условия для максимизации темпов экономического роста. Другими словами, в качестве объективного показателя для планирования темпов промышленного роста появился индексный коэффициент планирования (КИП) — соотношение между макрокомпонентом промышленности и макрокомпонентом экономики [55].

Однако существуют значительные различия в количественном значении этого относительного показателя между группами стран.

В заключение следует отметить, что для группы развитых стран коэффициент влияния ППС на экономический рост в промышленном секторе (индикативный коэффициент планирования) колеблется в пределах 2-3,5.

Другими словами, диапазон допустимых значений коэффициента индикативного планирования, определяющего уровень развитого промышленного развития, выражается неравенством 2,0 < КИП < 3,5 [54].

Для оценки экономического потенциала нефтегазовых компаний возможно применение различных методов системного анализа (т.е. индексных методов, предназначенных для выявления резервов и выбора приоритетов развития бизнеса).

Наличие методологической базы позволяет определить направления деятельности и обеспечить эффективное оперативное управление процессом транспортировки нефти и нефтепродуктов через магистральные трубопроводы. Все решения должны быть реализованы в рамках двухэтапной политики развития — этапа совершенствования институциональной среды и этапа интенсивного развития.

3 Повышение эффективности управления техническим обслуживанием и ремонтных работ в транспортировки нефти

3.1 Разработка комплекса мер по повышению эффективности технического обслуживания и ремонтных работ в транспортировки нефти

Мобильная интегрированная система управления процессами транспортировки нефти и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам, включающая буферные станции управления, узлы связи буферных станций управления, узлы связи нефтеперекачивающих станций мониторинга, станции мониторинга и резервные станции управления телеметрией линии управления (LTM), отличающаяся тем, что включает в себя АРМ операторского персонала, подключенный к маршрутизаторам с функцией межсетевого экрана, изготовленным с возможностью подключения к каналу связи с сетевыми коммутаторами второго уровня узлов связи контролируемых нефтеперекачивающих станций, связанными с сетевым коммутатором второго уровня узла связи управляющего диспетчерского пункта, подключенного к маршрутизаторам с функцией межсетевого экрана, соединенного с сервером ввода-вывода диспетчерского пункта, подключенного к АРМ диспетчерского персонала управляющего диспетчерского пункта, при этом маршрутизатор с функцией межсетевого экрана мобильного запасного пункта управления выполнен с возможностью подключения к маршрутизатору с функцией межсетевого экрана в управляющем диспетчерском пункте по каналу VPN.

Основные цели изобретения включают:

— Улучшение уровня безопасности технического процесса перекачки нефти (нефтепродуктов) через трубопроводы.

— Реализация автоматического контроля параметров технического процесса перекачки нефти (нефтепродуктов) и состояния технических установок материнских трубопроводов с целью преждевременного выявления аварийных ситуаций.

— Автоматический перевод материнских трубопроводов нефти (нефтепродуктов) в безопасное состояние путем формирования приказов на аварийное отключение технических участков трубопроводов.

Техническое преимущество данного изобретения заключается в расширении возможности защиты магистральных трубопроводов от аварийных ситуаций, вызванных повышением давления, утечками и сейсмическим воздействием с шести или более точек.

Для достижения указанного технического результата решается задача создания централизованной системы противоаварийной автоматики (ЦСПА) для магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Эта система представляет собой программно-технический комплекс (ПТК), который включает сервер ЦСПА с горячим резервированием и автоматизированное рабочее место (АРМ) ЦСПА. ПТК может интегрироваться с системой диспетчерского контроля и управления (СДКУ) через сервер ввода-вывода СДКУ. Сервер ЦСПА содержит несколько алгоритмических модулей, включая модуль связи с сервером ввода-вывода СДКУ, модуль предварительной обработки данных, модули контроля связи со смежными системами и системами автоматики магистрального трубопровода, модули алгоритмов защит и модуль связи с АРМ ЦСПА. АРМ ЦСПА включает модули отображения отчетов, информации о защитах, формирования настроек ЦСПА и маскирования защит [53].

В сервере CSPA модуль связи сервера CDCS I/O отправляет данные в модуль предварительной обработки и обменивается данными с модулем управления связью с соседними системами и основной системой автоматизации трубопровода, а модуль алгоритма защиты наоборот отправляет данные в модуль предварительной обработки и получает данные от модуля управления связью с соседними системами или основной системой автоматизации трубопровода, обменивается данными с модулем связи АРМ CSPA и генерируется.

Модуль отображения информации о защите в АРМ DSPA предназначен для приема данных, а модуль конфигурации DSPA и модуль маски защиты обмениваются данными с модулем связи АРМ на сервере DSPA.

ЦСПА также выполняет контроль параметров состояния магистрального трубопровода, включая состояние запорной арматуры на насосной станции и линейном участке, состояние насосного оборудования, состояние связи между насосной станцией и техническим оборудованием линейного участка, состояние контрольных точек по всему линейному участку трубопровода, а также сигналов управления смежными системами, такими как система обнаружения утечек и магистральный трубопровод.

Заявленное изобретение иллюстрируется с помощью чертежа (рисунок 3.1), на котором изображена структурная схема центральной системы автоматизации с антиротационной системой и выделены следующие места [52].

1 — программно-аппаратный комплекс ЦСПА.

2 — Сервер ЦСПА.

3 — Рабочая станция центральной системы автоматизации.

4 — Сервер ввода/вывода CDPU.

5 — Модуль связи сервера ввода/вывода (для SDCU).

6 — Блок предварительной обработки данных.

Рисунок 3.1 – Структурная схема централизованной системы противоаварийной автоматики

7 — модули контроля связи со смежными системами и системами автоматики магистрального трубопровода;

8 — модули алгоритмов защит;

9 — модуль связи с АРМ ЦСПА;

10 — модуль отображения отчетов;

11 — модуль отображения информации о защитах;

12 — модуль формирования настроек ЦСПА;

13 — модуль маскирования защит;

14 — смежные системы;

15 — система обнаружения утечек;

16 — система контроля режимов работы магистрального трубопровода;

17 — система контроля сейсмических воздействий;

18 — ЦСПА смежных технологических участков;

19 — системы автоматики магистрального трубопровода;

20 — автоматизированное рабочее место диспетчера СДКУ.

Централизованная система автоматизации аварийного управления по настоящему изобретению полностью анализирует параметры потока нефти по трубопроводу, обеспечивает раннее обнаружение аномальных или аварийных условий и выполняет функции автоматического управления процессом в аварийных ситуациях.

Центральная система аварийного контроля построена как вспомогательная система к системе контроля и управления диспетчерской станции (DCMS), которая функционирует как часть программного и аппаратного обеспечения диспетчерской станции.

Центральная система управления в аварийных ситуациях получает оперативные данные от сервера ввода/вывода SDCU4 для мониторинга трубопровода. Если возникает аварийная ситуация, Центральная система автоматически отключает нефтеперекачивающую станцию (НПС), подав команду аварийного отключения на сервер ввода/вывода SDCU4.

Автоматическая защита технологического участка CSPA предназначена для предотвращения работы трубопровода в состоянии, превышающем допустимое давление линейного участка ОПС и технологического трубопровода.

Режим работы ЦСПА — автоматический; участие оператора ЦСПА предполагается только при регулировке ЦСПА; регулировка ЦСПА возможна только при отсутствии аварийной ситуации; ЦСПА не предназначен для использования на технологических трубопроводах; ЦСПА не предназначен для использования на технологических трубопроводах.

ЦСПА представляют собой программно-аппаратный комплекс (ПТК)1 и включают:

— на сервере ЦСПА 2, который является основным и резервным, установлены алгоритмические модули, включающие модуль связи 5 с сервером ввода-вывода СДКУ 4, модуль предварительной обработки данных 6, модули контроля связи 7 со смежными системами 14 и системами автоматики магистрального трубопровода 19, модули алгоритмов защит 8 нефтеперекачивающей станции (НПС) и модуль связи 9 с АРМ ЦСПА. Модуль связи 5 передает данные в модуль предварительной обработки данных 6, обменивается данными с модулем контроля связи 7 и системами автоматики магистрального трубопровода и модулем алгоритмов защит 8. Модуль алгоритмов защит 8 принимает данные от модуля предварительной обработки данных 6 и модуля контроля связи со смежными системами и системами автоматики магистрального трубопровода, а также обменивается данными с модулем связи 9 с АРМ ЦСПА, который может принимать данные от модуля предварительной обработки данных 6 [50];

— автоматизированное рабочее место 3 (АРМ) ЦСПА (основное и резервное) автоматически устанавливает настройки ЦСПА и отображает информацию о работе автоматических защитных систем. АРМ ЦСПА 3 состоит из модулей: модуль отображения отчетов 10, модуль отображения информации о защитных системах 11, модуль формирования настроек ЦСПА 12 и модуль маскирования защит 13. Модуль отображения информации о защитах 11 принимает данные, а модули формирования настроек ЦСПА 12 и маскирования защит 13 — обмениваются данными с модулем связи 9 и сервером ЦСПА 2.

Централизованная система противоаварийной автоматики контролирует параметры магистрального трубопровода, включая состояние запорной арматуры на перекачивающей станции и линейной части трубопровода, состояние насосных агрегатов, связь с технологическим оборудованием на станции и линейной части, состояние контрольных пунктов линейной части трубопровода, а также состояние сигналов от смежных систем 14, включая систему обнаружения утечек 15, систему контроля режимов работы магистрального трубопровода 16, систему контроля сейсмических воздействий 17 и централизованную систему противоаварийной автоматики смежных технологических участков 18.

В диспетчерском пункте ПТК ЦСПА 1 на серверном оборудовании реализованы алгоритмы автоматических защит. Оборудование ЦСПА находится в диспетчерском пункте и включает горячее резервирование сервера ЦСПА 2 для повышения надежности работы.

Во время выполнения алгоритма защиты аварийные условия сверяются с оперативной информацией о процессе перекачки и формируются информационные сигналы, указывающие на наличие или отсутствие таких условий.

ЦСПА может обнаружить следующие нештатные условия

— Переключение запорной арматуры, установленной на технологической линии или участке трубопровода, что может предотвратить или перекрыть поток нефти/нефтепродуктов.

— Если давление на участке трубопровода превышает установленную защиту или телеметрия давления в двух соседних точках контроля становится ненадежной.

— Технологическая секция переходит в режим перекачки с использованием запрещенной комбинации насосных агрегатов.

— Связь между ЦСПА и системой автоматизации нефтеперекачивающей станции потеряна.

— В НПС с резервуарами срабатывает встроенная система защиты станции, требующая отключения технологической секции.

— Команда на аварийное отключение от технического отдела получена от диспетчера.

— Сигнал об утечке в технологической секции, выданный диспетчером или обнаруженный системой обнаружения утечек в технологической секции, полученный от ДСКВ.

— В режиме реального времени сигнал о разнице между расчетным давлением (напором) и фактическим давлением (напором), формируемый системой автоматического управления в режиме технического участка на основе математической модели.

— Сигналы в ДГСА о возникновении сейсмической активности, регистрируемой сейсмическими станциями [40, 49].

Центральная система управления аварийной заявкой работает следующим образом.

Система автоматизации магистрального трубопровода 19 отслеживает технологический процесс перекачки нефти через магистральный трубопровод и собирает информацию о состоянии магистрального трубопровода, включая состояние насосной станции и запорной арматуры на линейном участке трубопровода, состояние насосных агрегатов и связь между насосной станцией и техническим оборудованием на линейном участке. Состояние контрольных точек линейного участка всего трубопровода передается на сервер ввода-вывода CSPA4.

Сервер DSPA2 на основе сигналов состояния магистрального трубопровода (технических параметров и сигналов состояния технического оборудования) и сигналов от смежных систем 14: системы обнаружения утечек 15, системы управления режимами магистрального трубопровода 16, системы управления сейсмическими воздействиями 17 и смежных технических участков DSPA 18, а также возможных аварийных ситуаций проводит последующий анализ. В случае возникновения аварийных ситуаций сервер DSPA2 формирует сигнал защиты технологического участка и команду аварийного отключения нефтеперекачивающей станции (НПС) для обеспечения перехода технологического участка в безопасное состояние.

Кроме того, сервер CSPA 2 контролирует связь с соседней системой 14 и основной системой автоматизации трубопровода 19, а также генерирует сигналы защиты технологического участка и переводит технологический участок в безопасное состояние при отсутствии связи в течение заранее определенного времени.

Модуль связи 5 с сервером ввода/вывода SDCU обеспечивает обмен сигналами между сервером ввода/вывода SDCU 4 и сервером CSPA 2.

Модуль предварительной обработки 6 конфигурирует соответствующие информационные сигналы для отображения в ARM DSPA 3, если от SDCU поступают ненадежные данные.

Блок управления связью 7 для управления связью с соседними системами и системами автоматизации в магистральном трубопроводе формирует и анализирует сигналы управления связью с соответствующими соседними системами 14 и системами автоматизации 19 и формирует сигналы связи CSPA без связи с этими системами [48].

Модуль алгоритма защиты 8 отслеживает возникновение и развитие аварийных условий и, при наличии таких условий или в случае поступления команды аварийного останова от АРМ 20 диспетчера CDCS, формирует сигналы защиты, команды аварийного останова и сигналы запрета работы основной нефтеперекачивающей станции, которые передаются в систему автоматизации ЦТПС через сервер ввода-вывода CDCS 4.

Модуль связи 9 с АРМ DSPA передает информацию о работе алгоритма защиты, текущих настройках алгоритма DSPA и командах прикрытия защиты с сервера DSPA2 на АРМ DSPA3 и запрашиваемые значения настроек алгоритма DSPA и прикрытия защиты DSPA с АРМ3 на сервер DSPA2. Выполняется операция диспетчеризации команд.

Если одна из аварийных ситуаций возникает в течение заданного времени, генерируется информационный сигнал об активации соответствующего алгоритма защиты и формируется команда аварийного останова и сигнал приостановки.

Если один из алгоритмов защиты активирован, DSPA должен генерировать сигнал, указывающий на то, что защита активирована. Этот сигнал должен быть заблокирован. Наличие сигнала включения защиты запускает алгоритм аварийного останова в сегменте процесса. Сигнал включения защиты может быть разблокирован отправителем только после завершения аварийного останова сегмента процесса и разрешения существующей аварийной ситуации.

При поступлении сигнала CSPA об отключении насосной станции микропроцессорная система модуля автоматизации OPS блокирует запуск насосных станций, снабжающих линейный участок трубопровода нефтью/нефтепродуктами.

Запрет на эксплуатацию НПС, установленный DSPA, снимается после завершения аварийной остановки технологической части трубопровода и снятия всех защит DSPA, активированных оператором.

Применение данного изобретения позволяет увеличить защиту магистрального трубопровода от непредвиденных ситуаций, которые могут быть вызваны увеличением давления, нарушением устойчивости или землетрясениями с силой шести и более баллов.

3.2 Оценка результативности предлагаемых мер по повышению эффективности технического обслуживания и ремонтных работ в транспортировки нефти

Основными фазами жизненного цикла предлагаемых мер являются инвестиционная фаза, фаза эксплуатации — 10 лет и фаза сворачивания (в части приобретенного оборудования и программного обеспечения для производственной подсистемы — 3 месяца).

Объем инвестиций составляет 260 млрд рублей.

Подготовьте отчет о движении денежных средств по проекту по годам.

Определим основные финансовые показатели проекта, чтобы подготовить их на основе комплексного анализа рынка сбыта и производственных мощностей.

1. Общая сумма инвестиций составляет 226 млн рублей.

— Из них собственный капитал составляет 100 млн рублей.

— долг от банка «Русский стандарт» (процентная ставка 21% годовых, 5 лет) — 1,26 млрд руб. план погашения долга — аннуитет.

2. Прогнозируемая годовая экономия затрат — 400 млн рублей, увеличивающаяся на 7% в год до пятого года реализации проекта и на 4% в год с пятого по десятый год.

3. Годовые переменные затраты вновь организованного отдела логистики составляют 55 млн. рублей, увеличиваясь на 5% в год.

4. постоянные затраты (без учета амортизации) на операционную организацию отдела составляют 1,3 млрд. рублей в год, увеличиваясь на 6% в год.

5. ставка дисконтирования для денежного потока составляет 12%.

6. В течение 10 лет норма амортизации оборудования линейная, а после этого годовая остаточная стоимость оборудования составляет 2% от первоначальной стоимости. Годовая остаточная стоимость сооружения составляет 20% от стоимости его приобретения.

Теперь рассчитаем годовую амортизацию.

Сумма, подлежащая амортизации, составляет 1078 000 рублей для оборудования и 336 000 рублей для сооружения.

Общая сумма составляет 14 400 млн рублей в год.

Спланируйте погашение кредита банку. Сведем полученные результаты в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 — График погашения долга перед банком (руб.)

Статья

Баланс долга, выплата по годам проекта

1 год

2 год

3 год

4 год

5 год

1

2

3

4

5

6

Начальный баланс долга

1260000,00

1093975,69

893086,26

650010,06

355887,86

Годовая выплата, всего

430624,31

430624,31

430624,31

430624,31

430624,31

— в т.ч.проценты

264600,00

229734,89

187548,12

136502,11

74736,45

— в т.ч основная часть

166024,31

200889,42

243076,20

294122,20

355887,86

Конечный баланс долга

1093975,69

893086,26

650010,06

355887,86

0,00

Общая сумма кредита составляет 1260000 млн.руб.

Аннуинтентный коэффициент рассчитываете по формуле (2.1):

(2.1)

Аннуитентный коэффициент составит 0,34176

Следовательно, ежегодная выплата банка будет рассчитываться как общая сумма кредита умноженная на аннуитентный коэфициент :

1260000*0,34176= 430624,3 млн.руб.

Для проведения более детальной оценки эффективности инвестиционного проекта составим таблицы 3.2 и 3.3, на которых отразим график движения денежных потоков и определим чистый денежный поток в тысячах рублей.

Таблица 3.2 — Отчет о движении денежных средств по годам проекта (1-5 год)

Показатель

Годы проекта

0

1

2

3

4

5

1

2

3

4

5

6

7

Выручка (инвестиция)

-2260

4050,0

4333,5

4636,8

4961,4

5308,7

Переменные издержки

450,0

472,5

496,1

520,9

547,0

Постоянные издержки без амортизации

1350,0

1431,0

1516,9

1607,9

1704,3

Амортизация

107,8

107,8

107,8

107,8

107,8

Выплаты по кредиту

430,6

430,6

430,6

430,6

430,6

Прибыль до уплаты процентов и налога

1711,6

1891,6

2085,5

2294,2

2519,0

Налог на прибыль

342,3

378,3

417,1

458,8

503,8

Чистая прибыль

1369,3

1513,3

1668,4

1835,4

2015,2

Денежный поток

1477,1

1621,1

1776,2

1943,2

2123,0

Ликвидационная стоимость

Чистый денежный поток

1477,1

1447,4

1416,0

1383,1

1349,2

Накопленный чистый денежный поток

1477,1

2924,5

4340,4

5723,5

7072,7

Таблица 3.3 — Отчет о движении денежных средств по годам проекта (6-10 год)

Показатель

Годы проекта

6

7

8

9

10

1

2

3

4

5

6

Выручка (инвестиция)

5521,1

5741,9

5971,6

6210,5

6458,9

Переменные издержки

574,3

603,0

633,2

664,9

698,1

Постоянные издержки без амортизации

1806,6

1915,0

2029,9

2151,7

2280,8

Амортизация

107,8

107,8

107,8

107,8

107,8

Выплаты по кредиту

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Прибыль до уплаты процентов и налога

3032,3

3116,1

3200,7

3286,1

3372,2

Налог на прибыль (20%)

606,5

623,2

640,1

657,2

674,4

Чистая прибыль

2425,9

2492,9

2560,6

2628,9

2697,7

Денежный поток

2533,7

2600,7

2668,4

2736,7

2805,5

Ликвидационная стоимость

106,0

Чистый денежный поток

1437,7

1317,6

1207,0

1105,3

1049,9

Накопленный чистый денежный поток

8510,4

9828,0

11035,0

12140,3

13190,3

Со временем рентабельность мероприятий по оптимизации логистической системы промышленной фирмы снизилась, что оправдало проведение новой оптимизации логистической системы через 10 лет. На шестом году жизни проекта чистый денежный поток быстро увеличился, так как компания завершила погашение кредита банку, но затем чистый денежный поток снова снизился.

Давайте оценим риск данного инвестиционного проекта.

В нашем случае планируется произвести единовременные инвестиции в размере 2,6 миллиарда рублей. Фаза возврата инвестиций начнется только после завершения инвестиций. В таких случаях для оценки рисков используется сценарный подход.

Ниже перечислены риски инвестиционного проекта, выявленные экспертами.

1) Операционный доход снижается на 5% в год (вероятность 10%).

2) Увеличение переменных затрат на 15% в год (вероятность 15%).

3) Увеличение постоянных затрат на 10% в год (вероятность 40%).

На основе этих вероятностей мы можем рассчитать вероятность определенных исходов.

4) Существует 1,5% вероятность того, что снижение выручки и увеличение переменных затрат произойдут одновременно.

5) Вероятность одновременного снижения выручки и увеличения постоянных затрат составляет 4%.

6) Вероятность одновременного увеличения переменных и постоянных затрат составляет 6%.

7) Вероятность одновременного снижения выручки и увеличения переменных и постоянных затрат составляет 0,6%.

8) Безрисковая вероятность равна 22,9%.

Чтобы оценить риски, мы рассчитали чистую приведенную стоимость для каждого возможного сценария, которые представлены в таблице 3.4.

Таблица 3.4 — Оценка рисков при реализации инвестиционного проекта

№ риска

NPV

тыс. руб.

Вероятность

Взвешенный

NPV

1

2

3

4

1

1922,6

10%

192,26

2

9262,9

15%

1389,435

3

9153,7

40%

3661,48

1 и 2

812,7

1,5%

12,1905

1 и 3

486,0

4%

19,44

2 и 3

8128,0

6%

487,68

1, 2 и 3

-623,9

0,6%

-3,7434

Ненаступление риска

10590,3

22,9%

2425,179

ИТОГО

8183,9

Таким образом, проект будет прибыльным, а потери из-за принятия риска составят 240,64 млн. рублей.

Оценим эффективность предложенных мер.

Норма прибыли проекта составляет 0,539 %.

Это достаточно высокий процент, поэтому перейдем к оценке рентабельности проекта.

Рассчитаем срок окупаемости RR проекта и дисконтированный срок окупаемости DDP проекта.

Алгоритм расчета периода окупаемости без учета временной стоимости основан на том, насколько равномерно распределяются ожидаемые доходы, полученные в результате реализации проекта.

Инвестиции будут амортизированы примерно за 1,5 года.

Дисконтированный срок окупаемости (DPP) проекта составляет примерно 1,7 года.

Срок окупаемости очень хороший.

NPV проекта при оценке риска равен 159,03 млн. рублей, значение больше 0, поэтому проект следует принять.

Рентабельность инвестиций (RI) показывает норму прибыли на единицу затрат и ее значение составляет 5%.

Это отличная рентабельность инвестиций, и проект следует одобрить.

Эффект от нового проекта реализуется не только в виде дополнительной прибыли за пять лет работы, но и в виде социально-экономических выгод, таких как снижение риска более жестких санкций со стороны государства за нарушение лицензионных обязательств и предоставление новых рабочих мест.

Социально-экономические выгоды также ожидаются от создания новых рабочих мест.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате проделанной работы решены следующие задачи: рассмотрена сущность и задачи технического обслуживания и ремонтных работ в транспортировки нефти; описаны формы и методы организации технологического обслуживания и ремонтных работ в транспортировки нефти; представлены методические подходы к оценке эффективности организации технического обслуживания и ремонтных работ в транспортировки нефти; проведен анализ современных методов организации технического обслуживания и ремонтных работ в транспортировки нефти и их результативность; представлено выявление проблем и резервов повышения эффективности технического обслуживания и ремонтных работ в транспортировки нефти; проведена оценка влияния организации технического обслуживания и ремонтных работ на достижение целевых показателей в транспортировки нефти; представлена разработка комплекса мер по повышению эффективности технического обслуживания и ремонтных работ в транспортировки нефти; обоснована оценка результативности предлагаемых мер по повышению эффективности тех

Конец ознакомительного фрагмента