СТО Газпром 093-2011

 

Главная       Учебники - Газпром      СТО Газпром 093-2011

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СТО Газпром 093-2011

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»



 


СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


КОМПЬЮТЕРНЫЕ ПРОГРАММНО-ВЫЧИСЛИТЕЛЬНЫЕ КОМПЛЕКСЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ И ОПТИМИЗАЦИИ РЕЖИМОВ СИСТЕМ ДОБЫЧИ И ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА ГАЗА. МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ. МЕТОДЫ ИСПЫТАНИЙ


СТО Газпром 093-2011


Издание официальное


 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


Общество с ограниченной ответственностью фирма «Ингойл»


Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»


Москва 2011

Предисловие


  1. РАЗРАБОТАН


  2. ВНЕСЕН


  3. УТВЕРЖДЕН

    И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ


  4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Обществом с ограниченной ответственностью фирмой «Ингойл»


Диспетчерско-технологическим управлением Центрального производственно-диспетчерского департамента ОАО «Газпром»

 


распоряжением ОАО «Газпром» от 14 октября 2010 г. № 339


© ОАО «Газпром», 2010

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2011


Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 1

  3. Термины и определения 3

  4. Сокращения 9

  5. Область применения и основные функции программно-вычислительных комплексов моделирования и оптимизации режимов систем добычи

    и трубопроводного транспорта газа 11

    1. Область применения программно-вычислительных комплексов моделирования и оптимизации режимов систем добычи и трубопроводного

      транспорта газа в диспетчерском управлении 11

    2. Основные функции (бизнес-процессы) системы диспетчерского управления, в реализации которых применяются программно-вычислительные комплексы моделирования и оптимизации режимов систем добычи

      и трубопроводного транспорта газа 12

    3. Основные расчетные подсистемы программно-вычислительных комплексов 13

  6. Требования к функциональному обеспечению программно-вычислительного

    комплекса 16

    1. Требования к расчетным схемам 16

    2. Требования к составу расчетных задач 18

    3. Требования к математическому и алгоритмическому обеспечению 25

    4. Требования к информационному обеспечению расчетных задач 28

    5. Требования по сохранности информации при авариях 29

    6. Правовая охрана программного обеспечения 30

  7. Требования к основным подсистемам программно-вычислительного комплекса 30

    1. Требования к составу подсистем 30

    2. Требования к расчетному комплексу 30

    3. Требования к интерфейсу пользователя 31

    4. Требования к интерфейсам, обеспечивающим интеграцию

      программно-вычислительного комплекса в информационно-управляющую

      систему диспетчерского управления 34

    5. Требования к основным системным и базовым программным средствам 35

    6. Требования к применению языков программирования и инструментальных

      средств 35

    7. Требования к основным техническим средствам обеспечения 35

    8. Требования к надежности сохранности программного обеспечения 36

    9. Требования к обеспечению информационной безопасности 36

  8. Требования к разработке программно-вычислительных комплексов 37

    1. Требования к архитектурным решениям 37

    2. Требования к разработке интерфейса пользователя. 38

    3. Требования к составу технической документации 39

    4. Требования к патентной чистоте 41

  9. Методика оценки программно-вычислительных комплексов 41

    1. Общие положения 41

    2. Подготовка к проведению экспертизы 42

    3. Требования к составу экспертной группы 44

    4. Проведение экспертизы, анализ и оценка результатов 44

    5. Состав документов 45

  10. Методика испытаний программно-вычислительных комплексов 46

    1. Общие положения, виды испытаний 46

    2. Подготовка к проведению испытаний 47

    3. Условия и порядок проведения испытаний 51

    4. Анализ и оценка результатов испытаний 52

    5. Состав документов 53

  11. Требования к эксплуатации программно-вычислительных комплексов 54

    1. Порядок приемки в эксплуатацию 54

    2. Требования к обеспечению эксплуатации 54

Приложение А (справочное) Основные цели и функциональные задачи

диспетчерского управления 56

Приложение Б (рекомендуемое) Типовой состав расчетных задач 63

Приложение В (рекомендуемое) Статистические методы оценок качества

расчетных режимов 68

Приложение Г (справочное) Метод экспертных оценок 78

Библиография 92

Введение

Настоящий стандарт разработан с целью повышения обоснованности и эффективности научно-технических решений в области проектирования и эксплуатации компьютерных программно-вычислительных комплексов (ПВК) систем поддержки принятия диспетчерских решений (СППДР) в управлении режимами систем добычи и трубопроводного транспорта газа. Стандарт предназначен для диспетчерских и производственных служб на всех технологических уровнях добычи и транспорта газа ОАО «Газпром», дочерних газодобывающих и

газотранспортных обществ.

Настоящий стандарт направлен на развитие и дополнение требований:

  • СТО Газпром 2-3.5-051-2006 Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов;

  • ГОСТ 19.301-79 Единая система программной документации. Программа и методика испытаний. Требования к содержанию и оформлению;

  • ГОСТ 34.603-92 Информационная технология. Виды испытаний автоматизированных систем;

  • ГОСТ Р ИСО/МЭК 9126-93 Информационная технология. Оценка программной продукции. Характеристики качества и руководства по их применению.

    Стандарт разработан авторским коллективом в составе: Сарданашвили С.А., Леонов Д.Г., Митичкин С.К., Свистунов А.А., Самсонова В.В., Швечков В.А. – РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина; Панкратов В.С. – ОАО «Информтрансгаз»; Берман Р.Я. – Филиал кафедры АТП РГУ нефти и газа при ОАО «Газавтоматика» ОАО «Газпром»; Рубель В.В. – ОАО «Газпром».

    СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»


    image

    КОМПЬЮТЕРНЫЕ ПРОГРАММНО-ВЫЧИСЛИТЕЛЬНЫЕ КОМПЛЕКСЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ И ОПТИМИЗАЦИИ РЕЖИМОВ СИСТЕМ ДОБЫЧИ И ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА ГАЗА. МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ. МЕТОДЫ ИСПЫТАНИЙ

    image


    Дата введения – 2011Q07Q11


    1. Область применения


      1. Настоящий стандарт устанавливает требования к составу, функциональному назначению, разработке, эксплуатации, испытаниям и приемке программно-вычислительных комплексов систем сбора, подготовки и трубопроводного транспорта природного газа.

      2. Требования настоящего стандарта должны учитываться при разработке, внедрении и эксплуатации программно-вычислительных комплексов для обоснования принимаемых решений.

      3. Положения настоящего стандарта распространяются на применение программновычислительных комплексов в диспетчерских и производственных службах ОАО «Газпром», дочерних газодобывающих и газотранспортных обществ ОАО «Газпром».

      4. Действие настоящего стандарта не распространяется на программно-вычислительные комплексы, принятые в эксплуатацию в дочерних газодобывающих и газотранспортных обществах ОАО «Газпром» до введения в действие настоящего стандарта.


    2. Нормативные ссылки


      В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты: ГОСТ 19.101-77 Единая система программной документации. Виды программ и про-

      граммных документов

      ГОСТ 19.301-79 Единая система программной документации. Программа и методика испытаний. Требования к содержанию и оформлению

      ГОСТ 34.201-89 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Виды, комплектность и обозначение документов при создании автоматизированных систем

      ГОСТ 34.602-89 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Техническое задание на создание автоматизированной системы


      image

      Издание официальное

      ГОСТ 34.603-92 Информационная технология. Виды испытаний автоматизированных систем

      ГОСТ 30319.0-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Общие положения ГОСТ 30319.1-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение

      физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки

      ГОСТ 30319.2-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости

      ГОСТ 30319.3-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств по уравнению состояния

      ГОСТ 31369-2008 (ИСО 6976:1995) Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава

      ГОСТ Р 51583-2000 Защита информации. Порядок создания автоматизированных систем в защищенном исполнении. Общие требования

      ГОСТ Р ИСО/МЭК 9126-93 Информационная технология. Оценка программной продукции. Характеристики качества и руководства по их применению

      ГОСТ Р ИСО/МЭК 12207-99 Информационная технология. Процессы жизненного цикла программных средств

      ГОСТ Р ИСО/МЭК 12119-2000 Информационная технология. Пакеты программ. Требования к качеству и тестирование

      ГОСТ Р ИСО/МЭК 15910-2002 Информационная технология. Процесс создания документации пользователя программного средства

      СТО Газпром НТП 1.8-001-2004 Нормы технологического проектирования объектов газодобывающих предприятий и станций подземного хранения газа

      СТО Газпром РД 2.5-141-2005 Газораспределение. Термины и определения

      СТО Газпром 2-3.5-051-2006 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов

      СТО Газпром 2-1.13-317-2009 Графическое отображение объектов единой системы газоснабжения на технологических схемах

      Примечание – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

    3. Термины и определения


      В настоящем стандарте использованы следующие термины с соответствующими определениями и сокращениями:

      1. автоматизированная система диспетчерского управления: Совокупность информации, процедур, персонала, аппаратного и программного обеспечения, объединенных регулируемыми взаимоотношениями для осуществления целенаправленной деятельности по диспетчерскому управлению.

      2. адаптация расчетного режима: Приближение расчетного режима к фактическому режиму в результате применения расчетной процедуры минимизации статистического критерия рассогласования их параметров.

      3. бизнес-процесс: Функция, деятельность (действие), направленные на достижение определенного результата, состоящие из последовательно выполняемых операций.

        3.5 газ: Природный газ, нефтяной (попутный) газ, отбензиненный сухой газ, газ из газоконденсатных месторождений, добываемый и собираемый газои нефтедобывающими организациями, и газ, вырабатываемый газои нефтеперерабатывающими организациями.

        [СТО Газпром РД 2.5-141-2005, пункт 3.1.1]

      4. вычислительная задача: Дополнение математической задачи численными методами ее решения.



    3.6 газоперекачивающий агрегат; ГПА: Установка, включающая в себя газовый компрессор (нагнетатель), привод (газотурбинный, электрический, поршневой) и оборудование, необходимое для их функционирования.

    [СТО Газпром 2-3.5-051-2006, пункт 3.2]


    3.7 газопровод: Трубопровод, предназначенный для транспорта газа.

    [СТО Газпром 2-3.5-051-2006, пункт 3.3]


    3.8 газопровод магистральный; МГ: Комплекс производственных объектов, обеспечивающих транспорт природного или попутного нефтяного газа, в состав которого входят газопровод, компрессорные станции, установки дополнительной подготовки газа (например, перед морским участком), участки с лупингами, переходы через водные преграды, запорная арматура, камеры приема и запуска очистных устройств, газораспределительные станции, газоизмерительные станции, станции охлаждения газа.

    [СТО Газпром 2-3.5-051-2006, пункт 3.4]

      1. графическая схема: Представление объекта или системы объектов с помощью визуализированного набора графических образов.

      2. диспетчерское задание: Директивное указание диспетчерских служб вышестоящего уровня управления нижестоящему о проведении действий по изменению текущего технологического режима с целью достижения необходимых значений потоков и запасов газа, а также иных контрактных параметров.

        3.12 документация пользователя: Полный комплект документов, поставляемых в печатном или другом виде, который обеспечивает применение продукта, а также является его неотъемлемой частью продукта.

        [ГОСТ Р ИСО/МЭК 12119-2000, пункт 2.4]

      3. диспетчерское управление: Функциональный бизнес-процесс управления (регулирования) потоками товарной продукции (природного газа) с целью выполнения контрактных обязательств с максимально возможной эффективностью.



    3.13 Единая система газоснабжения; ЕСГ: Имущественный производственный комплекс, состоящий из технологически, организационно и экономически взаимосвязанных и централизованно управляемых производственных и иных объектов, предназначенных для добычи, транспортировки, хранения, поставок газа, и находящийся в собственности организации, образованной в установленных гражданским законодательством организационно-правовой форме и порядке, получившей объекты указанного комплекса в собственность в процессе приватизации либо создавшей или приобретшей их на других основаниях, предусмотренных законодательством Российской Федерации.

    [СТО Газпром 2-3.5-051-2006, пункт 3.11]

      1. идентификация эмпирических коэффициентов (параметров) модели: Математический аппарат расчета значений эмпирических коэффициентов (параметров) расчетной модели объекта (системы) на основе эмпирических данных (фактических режимов).

      2. изотермический расчетный режим: Расчетный режим, в математической модели которого пренебрегают изменениями температуры газового потока во времени.

      3. квазиизотермический расчетный режим: Расчетный режим, который в каждый момент времени считается изотермическим, при этом расчетная температура газового потока в разные моменты времени может изменяться.

      4. квазиоптимальный расчетный режим: Расчетный режим, полученный в результате численного решения задачи оптимизации, параметры которого находятся в некоторой окрестности математически оптимального решения.

      5. квазистационарный расчетный режим: Расчетный режим, при котором заданный временной интервал делится на определенное количество временных отрезков, каждый из которых рассчитывается независимо от остальных по стационарной модели.


    3.19 контрольный пример: Документально оформленное руководство для испытателя, которое определяет, как должна или может быть протестирована функция или комбинация функций.

    [ГОСТ Р ИСО/МЭК 12119-2000, пункт 2.6]

      1. математическая задача: Формализация функциональной задачи в математических терминах в объеме, необходимом и достаточном для применения математических методов ее решения.

      2. математическая модель: Математическая формализация зависимостей между множествами заданных и расчетных параметров.

      3. мобильность программно-вычислительного комплекса: Способность программного обеспечения программно-вычислительного комплекса быть перенесенным из одного программного окружения (среды) в другое.

      4. надежность программно-вычислительного комплекса: Способность программно-вычислительного комплекса безотказно выполнять заявленные функции при заданных условиях в течение заданного периода времени с заданной вероятностью.

      5. неизотермический расчетный режим: Расчетный режим, в математической модели которого учитывают изменения температуры газового потока по времени.

      6. нестационарный расчетный режим: Расчетный режим, в математической модели которого учитываются изменения параметров газового потока по времени.

      7. нестационарный фактический режим: Фактический режим, параметры газового потока которого на заданном временном отрезке не являются стационарными.

        3.28 описание продукта: Документ, определяющий свойства пакета программ, основным

        назначением которого является оказание помощи потенциальным покупателям в оценке пригодности для них данного продукта до его приобретения.

        Примечание – Данный термин является более конкретным, чем термин «описание системы» по ИСО/МЭК 2382-20. Назначением описания продукта является включение в него информации на упаковке по ГОСТ Р ИСО 9127. Описание продукта не является техническим заданием (или техническими условиями), оно имеет другое назначение.

        [ГОСТ Р ИСО/МЭК 12119-2000, пункт 2.3]

      8. оперативно-диспетчерская информация: Параметры работы основных объектов Единой системы газоснабжения, характеризующие основной технологический процесс добычи, транспорта, хранения и поставок газа.


      1. параметризованная схема (система): Технологическая схема, представленная математическим графом связей параметризованных объектов, наделенная множеством числовых параметров, отражающих ее системные технологические свойства.

      2. параметризованный объект: Технологический объект, наделенный множеством числовых параметров, отражающих его технологические свойства.


    3.31 пользователь (user): Лицо или организация, которое использует действующую систему для выполнения конкретной функции.

    Примечание – Пользователь может также выполнять и другие роли, например, заказчика, разработчика или сопровождающего персонала.

    [ГОСТ Р ИСО/МЭК 12207-99, пункт 3.34]

      1. прогноз параметров: Расчет значений параметров для последующих моментов времени на основе расчетной модели прогноза.

      2. прогнозный режим: Расчетный режим, полученный на основе прогнозных параметров.

        3.35 программный продукт (software product): Набор машинных программ, процедур и, возможно, связанных с ними документации и данных.

        [ГОСТ Р ИСО/МЭК 12207-99, пункт 3.26]

      3. программно-вычислительный комплекс моделирования и оптимизации режимов систем добычи и трубопроводного транспорта газа (ПВК): Комплекс компьютерных программ, связанных общей информационной и вычислительной средой, взаимодействующий посредством интерфейсов с внешним программно-информационным окружением, основным назначением которого является предоставление пользователю различных сервисов для решения расчетных задач моделирования и оптимизации режимов систем добычи и трубопроводного транспорта газа.


    3.36 разработчик (developer): Организация, выполняющая работы по разработке (включая анализ требований, проектирование, приемочные испытания) в процессе жизненного цикла программных средств.

    [ГОСТ Р ИСО/МЭК 12207-99, пункт 3.8]

      1. расчетная (вычислительная) модель: Совокупность численных методов, алгоритмов, реализующих математические модели в вычислительном процессе.

      2. расчетная (вычислительная) программа: Компьютерная программа, реализующая вычислительные процессы решения заданного набора расчетных задач для расчетных объектов (систем), на заданном множестве параметров.

      3. расчетная (моделируемая) схема (система): Параметризованная схема, поведение которой представлено вычислительной моделью.

      4. расчетная задача: Вычислительная задача, реализованная в виде расчетной компьютерной программы, дополненная множеством заданных параметров, необходимых для ее численного решения.

      5. расчетный (моделируемый) объект: Параметризованный объект, поведение которого представлено вычислительной моделью.

      6. расчетный потоковый режим: Множество заданных и расчетных параметров газа и газового потока на входах/выходах, в узлах, по дугам графа расчетной схемы.

      7. расчетный режим off-line: Расчетный технологический режим, полученный на множестве заданных параметров, не являющихся параметрами фактического режима on-line.

      8. расчетный режим on-line: Расчетный технологический режим, полученный на множестве заданных параметров фактического режима on-line.

        3.46 система газотранспортная: Совокупность взаимосвязанных газотранспортных объектов региональной и/или территориально-производственной подсистемы Единой системы газоснабжения, обладающая возможностями автономного управления внутренними потоками и регулирования газоснабжения.

        [СТО Газпром 2-3.5-051-2006, пункт 3.32]

      9. расчетный технологический режим: Множество значений параметров расчетных объектов (системы), численно полученных на основе вычислительной модели для конкретного множества заданных параметров.


    3.47 система магистральных газопроводов: Совокупность магистральных газопроводов, состоящая из двух и более ниток или участков магистральных газопроводов с одинаковым рабочим давлением, связанных внутрисистемными перемычками и допускающими эксплуатацию в совместном гидравлическом режиме (или с различными уровнями рабочего давления, если элементы системы соединены через узлы редуцирования).

    [СТО Газпром 2-3.5-051-2006, пункт 3.33]

    3.49 станция компрессорная: Комплекс сооружений газопровода (магистрального), предназначенный для компримирования газа.

    [СТО Газпром 2-3.5-051-2006, пункт 3.38]

    3.48 система сбора, подготовки газа к транспорту: Комплекс производственных объектов газодобывающего общества или подземного хранилища газа, обеспечивающий сбор, подготовку и транспорт газа до головных компрессорных станций магистральных газопроводов, в состав которого входят: скважины, кусты скважин, промысловые газосборные трубопроводные коллекторы, установки комплексной подготовки газа, дожимные компрессорные станции, межпромысловый газосборный трубопроводный коллектор.


      1. стационарный расчетный режим: Расчетный режим, в математической модели которого пренебрегают изменениями параметров газового потока во времени.

      2. стационарный фактический режим: Фактический режим on-line, для которого пренебрегают изменениями параметров во времени.

      3. субоптимальный расчетный режим: Расчетный режим, полученный в результате численного решения задачи математической оптимизации по одной из частных целевых функций.

    3.53 тестирование (test): Техническая операция, которая заключается в определении одной или нескольких характеристик данного продукта, процесса или услуги по соответствующей процедуре (Руководство ИСО/МЭК 2).

    [ГОСТ Р ИСО/МЭК 12119-2000, пункт А.4.1]


    3.54 тестовые (контрольные) данные (test data): Данные, используемые для контрольной задачи (ИСО/МЭК 2382-8).

    [ГОСТ Р ИСО/МЭК 12119-2000, пункт А.4.2, приложение А]


    3.55 тестовое покрытие (test coverage): Степень, до которой с помощью контрольных примеров проверяют требования к системе или программному продукту.

    [ГОСТ Р ИСО/МЭК 12207-99, пункт 3.32]


    3.56 технически возможная производительность эксплуатируемого магистрального газо-

    провода; ТВП: Способность магистрального газопровода обеспечить в конкретный временной период транспортировку объемов газа от пункта приемки газа до пункта его сдачи, определенных исходя из технического состояния газопровода и допустимых технологических режимов транспортировки газа, с учетом плановых остановок для проведения ремонтных и диагностических работ, закладываемых в проекте.

    [СТО Газпром 2-3.5-051-2006, пункт 3.41]

      1. технологическая система: Совокупность взаимосвязанных технологических объектов, реализующих технологический процесс (процессы).

      2. технологическая схема: Графическая схема, образы и связи между которыми однозначно отражают технологическую систему.

      3. технологический объект: Совокупность технических средств вне зависимости от конструктивных особенностей, имущественных прав, размещения и т.д., непосредственно обеспечивающая основные производственные процессы газоснабжения (добыча, транспортировка, хранение, распределение, переработка газа и пр.).

    3.60 транспорт газа (транспортировка газа): Подача газа из пункта его добычи, получения или хранения в пункт доставки.

    [СТО Газпром РД 2.5-141-2005, пункт 3.1.16]


    3.61 трубопровод: Сооружение, состоящее из соединенных между собой труб с запорной арматурой и предназначенное для транспорта продуктов в газообразном, жидком или двухфазном состоянии.

    [СТО Газпром РД 2.5-141-2005, пункт 3.1.29]

      1. фактический режим on-line: Множество мгновенных значений параметров технологического режима, полученных с измерительных устройств в соответствующие конкретные моменты времени технологического процесса.

      2. функциональная задача: Формулировка задачи в смысловых терминах применительно к процессу функционирования технологического объекта (системы).

      3. функциональные возможности ПВК: Квалификационные функции ПВК, заявленные в технической документации, работоспособность которых подтверждена тестовыми испытаниями.

    3.65 цех компрессорный: Составная часть компрессорной станции, выполняющая основные технологические функции (очистку, компримирование и охлаждение газа).

    [СТО Газпром 2-3.5-051-2005, пункт 3.47]

      1. эмпирический коэффициент (параметр) математической (расчетной) модели: Коэффициент (параметр) математической (расчетной) модели, значение которого получено на основе эмпирических данных (фактических режимов).

      2. эффективность ПВК: Соотношение между уровнем функциональных возможностей ПВК и объемом используемых ресурсов при установленных условиях.


    1. Сокращения


      В настоящем стандарте применены следующие сокращения: АВО – аппарат воздушного охлаждения;

      АРМ – автоматизированное рабочее место;

      АСДУ – автоматизированная система диспетчерского управления;

      АСУ ТП – автоматизированная система управления технологическим процессом; ГДО – газодобывающее общество;

      ГДУ – газодобывающее управление; ГИС – газоизмерительная станция; ГПА – газоперекачивающий агрегат; ГРС – газораспределительная станция; ГТО – газотранспортное общество; ГТС – газотранспортная система;

      ДКС – дожимная компрессорная станция;

      ДП – диспетчерский пункт; ДС – диспетчерская служба;

      ДС ЛПУ МГ – диспетчерская служба линейно-производственного управления магистральных газопроводов;

      ДУ – диспетчерское управление;

      ЕВСПД – единая ведомственная сеть передачи данных; ИБП – источник бесперебойного питания;

      ИУС – информационно-управляющая система;

      ИУС П – информационно-управляющая система предприятия; ИЧМ – интерфейс человек–машина;

      КС – компрессорная станция; КЦ – компрессорный цех;

      ЛВС – локальная вычислительная сеть;

      ЛПУ – линейное производственное управление; ЛУ – линейный участок;

      МАИ – метод анализа иерархий; МПК – межпромысловый коллектор;

      НГДУ – нефтегазодобывающее управление; НСИ – нормативно-справочная информация; ОДР – область допустимых режимов;

      ОРС – объектно-распределенная система; ОС – операционная система;

      ПГСК – промысловый газосборный коллектор; ПДС – производственно-диспетчерская служба; ПЗИ – подсистема защиты информации;

      ПО – программное обеспечение; ПРГ – пункт распределения газа;

      ПТК – производственно-технологический комплекс; ПТС – программно-технические средства;

      ПХГ – подземное хранилище газа;

      РСПД – региональная сеть передачи данных; САУ – система автоматического управления;

      СДСПГ – система добычи, сбора, подготовки газа к транспорту;

      СДУ – система диспетчерского управления;

      СППДР – система поддержки принятия диспетчерских решений; ССПГ – система сбора, подготовки газа к транспорту;

      ТВПС – технически возможная пропускная способность участка МГ; ТС – трубопроводная система;

      УКПГ – установки комплексной подготовки газа; УПГ – установка подготовки газа;

      ЦПДД – центральный производственно-диспетчерский департамент ОАО «Газпром»; ЭЛА – экспертный логический анализ;

      SCADA – программный комплекс, обеспечивающий функции сбора, контроля данных и телеуправления объектами (Supervisory Control And Data Acquisition).


    2. Область применения и основные функции программно-вычислительных комплексов моделирования и оптимизации режимов систем добычи

      и трубопроводного транспорта газа


      1. Область применения программно-вычислительных комплексов моделирования

        и оптимизации режимов систем добычи и трубопроводного транспорта газа в диспетчерском управлении

        1. Основной областью применения ПВК моделирования и оптимизации режимов систем добычи и трубопроводного транспорта газа являются процессы планирования, контроля и управления потоками газа ЕСГ и режимами работы ГТС согласно иерархии построения многоуровневого диспетчерского управления добычей и транспортом газа:

  • в сфере транспорта и распределения газа: а) ЦПДД;

    б) ПДС ГТО;

    в) ДС ЛПУ МГ;

  • в сфере добычи газа: а) ЦПДД;

    б) ПДС ГДО;

    в) ДП газодобывающего управления (ГДУ, НГДУ), газового (газоконденсатного) промысла.

        1. ПВК могут подразделяться в соответствии с их областью применения, назначением и поддержкой в них различных категорий расчетных схем, объектов и степени их детализации.

          В частности, областями применения ПВК являются:

  • ЕСГ ЦПДД;

  • системы добычи, подготовки, транспорта газа ГДО, ГТО;

  • ЛПУ МГ ГТО, промысел ГДО;

  • моделирование режимов и управление локальными системами объектов: ЛУ, КС, КЦ, ДКС, УКПГ, МПК;

  • моделирование режимов и управление отдельными объектами: трубопроводами, кранами, ГПА, АВО, УПГ и т.д.;

  • компьютерные тренажеры ДС.

    ПВК могут включать в себя одновременную поддержку режимно-технологических задач различных уровней применения.

        1. В диспетчерских службах всех уровней ПВК применяются при планировании, контроле и управлении режимами работы объектов (систем), для выбора режимов, обеспечивающих заданные поставки газа при условии экономии затрат газа и электроэнергии на собственные нужды, сокращении экологически вредного воздействия, контроля состояния технологических объектов, диагностики и оперативного прогнозирования режимов работы объектов (систем).

        2. В планово-экономических и других структурных подразделениях ОАО «Газпром», ГТО, ГДО ПВК применяются при разработке бизнес-программ, бизнес-стратегий функционирования ЕСГ, ГТС (по данным ПДС и ЦПДД), для расчета и анализа расходов, связанных с затратами энергоресурсов на собственные нужды, для бизнес-процессов, связанных с капитальными и планово-предупредительными ремонтами, и др.

      1. Основные функции (бизнес-процессы) системы диспетчерского управления,

        в реализации которых применяются программно-вычислительные комплексы моделирования и оптимизации режимов систем добычи и трубопроводного транспорта газа

        1. Основные функции ПВК, направленные на реализацию бизнес-процессов/подпроцессов/функций диспетчерского управления ОАО «Газпром», ГТО, ГДО, приведены в приложении А.

        2. Концептуальной целью управления технологическими процессами является формирование согласованного оптимального управления комплексом технологических процессов, входящих в полный производственный цикл на основе расчетных процедур текущего анализа и адаптивного моделирования.

        3. Основные подцели управления производственно-технологическими процессами:

  • интеллектуальный анализ данных;

  • функциональное моделирование процессов и явлений;

  • поддержка управленческих решений;

  • адаптивное управление.

    Реализация данных подцелей в СДУ опирается на использование ПВК различного назначения.

      1. Основные расчетные подсистемы программно-вычислительных комплексов

        Состав расчетных подсистем ПВК должен реализовываться в соответствии с функциями уровня диспетчерского управления (см. приложение А), для которого предназначен ПВК, а также в соответствии с конкретными требованиями технического задания Заказчика.

        К основным расчетным подсистемам ПВК относятся:

  • моделирование режимов;

  • прогнозирование газопотребления;

  • оптимальное планирование диспетчерских графиков;

  • ситуационный анализ;

  • учет газа по потребителям;

  • формирование расчетных показателей и сведения балансов;

  • расчет и анализ показателей эффективности технологического процесса.

        1. Подсистема моделирования режимов

          1. Основные функции подсистемы моделирования режимов:

  • численный расчет количественных и качественных параметров газового потока по всем технологическим объектам добычи, сбора, подготовки, транспорта газа, режимно-энергетических параметров работы технологического оборудования ССПГ, ГТС;

  • оперативная диагностика режима работы ССПГ, ГТС, выполняемая на основе анализа оперативных диспетчерских данных и результатов численного расчета параметров режимов;

  • прогнозирование динамики изменения параметров процесса на заданный период времени по ССПГ, ГТС;

  • интерактивное имитационное моделирование динамики поведения газотранспортной системы при задании диспетчером различных вариантов управления (переключение кранов, режимов ГПА, КС), прочих управляющих воздействий или имитации нештатных ситуаций, при изменении условий транспорта газа или плана поставок газа потребителям;

  • расчет показателей качества газа в узлах ССПГ, ГТС, где отсутствуют соответствующие измерения, на основе показателей качества товарного газа на входах расчетной схемы и соотношений смешения потоков газа в ССПГ, ГТС.

          1. Основные виды моделирования режимов:

  • off-line или вариантное (интерактивное) моделирование стационарных и нестационарных режимов ССПГ, ГТС;

  • on-line-моделирование стационарных и нестационарных режимов ССПГ, ГТС;

  • прогнозное моделирование развития режима системы на будущие периоды времени.

            1. Off-line или вариантное (интерактивное) моделирование стационарных и нестационарных режимов ССПГ, ГТС используется для проверки различных управляющих действий в интерактивном режиме с целью решения задач планирования режимов при различных расчетных схемах трубопроводных, газотранспортных, межпромысловых коллекторов, газораспределительных сетей, реальных наборах работающего оборудования и минимально достаточных наборах исходной информации.

            2. On-line-моделирование стационарных и нестационарных режимов ССПГ, ГТС используется для анализа реального состояния и оперативной диагностики режимов работы ССПГ, ГТС. On-line-моделирование проводится на основе данных, полученных из баз данных реального времени, включая телеизмерения, телесигнализацию и расчетные показатели нижних уровней автоматизации (SCADA) за последний доступный период предыстории. Точность отображаемых в цифровом виде параметров должна быть дифференцирована в зависимости от технологической сущности параметров и принятых единиц измерения. Данный вид моделирования использует стохастические данные, обладающие различными типами погрешностей, и предполагает наличие специальных расчетных процедур статистической обработки таких данных.

            3. Прогнозное моделирование развития режима системы на будущие периоды времени используется для решения задач оперативного, текущего и перспективного планирования. Данный вид моделирования использует прогнозные значения краевых параметров газового потока на входах/выходах расчетной системы (в частности, прогноза газопотребления), а также прогноз состояния оборудования, участвующего в технологическом процессе.

        1. Подсистема прогнозирования газопотребления Основные виды прогнозирования газопотребления:

  • оперативное (сутки, неделя по суткам);

  • текущее (по кварталам);

  • перспективное (год и более).

    Оперативное прогнозирование в разрезе суток при необходимости выполняется по часам. Результатом решения задач прогнозирования являются данные по прогнозным значениям технологических параметров в точках отбора.

        1. Подсистема оптимального планирования диспетчерских графиков

          Результатом решения задачи является выбор распределения давлений газа и схем работы КЦ, режимы работы ГПА, другого технологического оборудования и других параметров при заданном критерии (целевая функция) и технологических ограничениях.

          Основными применяемыми критериями являются:

  • минимум энергетических или стоимостных затрат на транспорт газа при заданных объемах и давлениях на входах/выходах МГ, ГТС;

  • минимум давлений на входах для поддержаний заданных объемов транспорта газа;

  • минимум отклонения от заданного режима;

  • максимальная производительность ГТС;

  • максимум аккумуляции газа в трубопроводах.

        1. Подсистема ситуационного анализа

          Ситуационный анализ является одной из компонент процедуры диагностики состояния оборудования и режима. Подсистема ситуационного анализа реализуется на основе процедур обработки фактических данных в режиме on-line, включает в себя оценку достоверности фактических данных, расчет признаков (параметров), характеризующих ситуацию, выявление ситуаций, их интерпретацию.

          В частности, результатом ситуационного анализа являются:

  • определение замерных датчиков, показания которых недостоверны;

  • оценка точечных и интервальных показателей погрешностей расчетных параметров;

  • оценка степени адекватности расчетных моделей фактическим режимам;

  • оперативное обнаружение нарушений технологического процесса транспорта газа. Результаты ситуационного анализа могут использоваться для выбора наиболее эффек-

тивных управлений режимами и принятия диспетчерских решений.

      1. Подсистема формирования расчетных показателей и сведения балансов Подсистема формирования расчетных показателей обеспечивает вариантные расчеты

        режимов работы объектов ССПГ, ГТС с заданием пользователем исходных данных. Результаты вариантных расчетов записываются в архив отдельного пользователя.

        Подсистема балансирования потоков и сведения балансов обеспечивает формирование модели материальных потоков, расчет согласованных значений измерений, анализ избыточности измерительной системы технологических объектов, набор статистики и анализ коррекций измерений по приборам, дополнительные тесты измерительной системы.

        Балансирование плановых потоков газа выполняется в различных вариантах:

        • штатный (нормальный) и нештатный (аварийный) режимы;

        • по временным периодам.

      2. Подсистема расчета и анализа показателей эффективности технологического процесса Подсистема расчета и анализа показателей эффективности технологического процесса предназначена для формирования оценок показателей эффективности технологических процессов. Собранная с технологических объектов информация об уровне использования ресурсов, затратах, степени реализации технологической программы передается в блок формирования текущих показателей, где происходят предварительная обработка информации и расчет значений показателей эффективности. На основе этой информации система оценки эффективности в реальном времени хода процессов обеспечивает выявление ситуаций, связанных с потерей эффективности, и предоставляет производственному персоналу средства для определения причин потери эффективности. Анализ этой информации обеспечивает принятие оперативных

управляющих решений.

Для формирования текущих показателей используется комплекс показателей эффективности, состоящий из следующих функциональных групп показателей:

  • затратные;

  • потоковые (расходные);

  • ресурсные.

    Процедура оценок предполагает возможность получения количественных мер для определения уровня реализации того или иного качества процесса.


    1. Требования к функциональному обеспечению программновычислительного комплекса


      1. Требования к расчетным схемам

        ПВК для ПДС ГТО и ГДО в общем случае предназначены для моделирования режимов ГТС и ССПГ произвольной конфигурации с закольцованными участками, межсистемными перемычками, многониточными ТС и многоцеховыми КС, ДКС, расчетная схема которых соответствует фактическому отражению связей указанных объектов без упрощений.

        1. Требования к составу объектов расчетной схемы

          1. В основной состав объектов расчетной схемы транспорта и распределения газа входят трубопроводы, различные типы кранов линейной и запорной арматуры (краны байпасирования, редуцирования давления газового потока, краны-регуляторы и т.д.), КЦ, ГРС, ГИС, ПРГ, газопроводы-отводы, потребители/поставщики газа.

          2. В основной состав объектов расчетной схемы промысловых и межпромысловых коллекторов ГДО дополнительно входят кусты скважин, ПГСК, УКПГ, ДКС, МПК.

          3. Размерность расчетной схемы должна определяться множеством расчетных объектов схемы транспорта газа любого газотранспортного (газодобывающего) общества ОАО «Газпром».

          4. При расчете стационарных режимов ССПГ, ГТС допускается применение агрегирования расчетной схемы посредством математически корректных методов эквивалентирования параллельных ниток трубопроводов, последовательных вставок трубопроводов разного диаметра.

          5. Допускается замена в расчетной схеме газопроводов-отводов, в том числе разветвленных, узлом на магистрали с заданным суммарным отбором газа. При этом давление газа в конце газопровода-отвода не должно быть ниже давления, необходимого для обеспечения устойчивого газоснабжения потребителей.

          6. При потоковом моделировании допускается замена КС в расчетной схеме газотранспортных систем набором приближенных, заранее рассчитанных для них областей допустимых режимов.

          7. При потоковом моделировании ГТС допускается замена отдельных выделенных МГ в целом (если известно, что такие МГ имеют резерв по производительности) ребрами графа с постоянными граничными параметрами давления и температуры газа, а также заданным значением расхода газа.

          8. В составе КЦ и ДКС должна быть предусмотрена возможность параллельной и последовательно-параллельной (двухи трехступенчатой) схемы включения разнотипных ГПА. Максимально возможное число ГПА в КЦ не ограничено. Расчетная схема КЦ (в зависимости от расчетной задачи) выполняется:

  • без учета и с учетом различных схем противопомпажной защиты – общецеховая, групп ГПА, каждого ГПА;

  • без учета и с учетом трубно-крановой обвязки ГПА;

  • с учетом индивидуальных параметров технического состояния компонентов газоперекачивающего оборудования.

          1. Схемы КС должны учитывать наличие входных и выходных шлейфов от узлов подключения к магистрали до цеховых коллекторов и межшлейфовых перемычек, которые должны учитываться при гидравлическом расчете.

          2. Должна быть предусмотрена возможность расчета режимов КС (КЦ) с ГПА:

  • газотурбинным или электроприводом;

  • центробежными нагнетателями;

  • газомотокомпрессорами;

  • охлаждением газа в АВО индивидуальными для каждого ГПА или общими для КЦ, в турбодетандерах для ДКС.

          1. КС должны учитывать все возможные варианты подключения КЦ к трассе.


      1. Требования к составу расчетных задач

        Состав расчетных процедур ПВК должен реализовываться в соответствии с типовым составом расчетных задач диспетчерского управления (см. приложение Б).

        1. Основные блоки расчетных процедур ПВК

          Расчетный комплекс должен включать следующий основной набор блоков:

  • процедуры моделирования и планирования режимов объектов добычи, сбора, подготовки, транспорта газа;

  • процедуры решения задач в режиме off-line;

  • процедуры обработки данных on-line;

  • процедуры прогнозирования параметров, прогнозного моделирования и планирования режимов.

          1. Комплекс процедур моделирования и планирования режимов объектов добычи, сбора, подготовки, транспорта газа

            Комплекс процедур моделирования и планирования режимов объектов добычи, сбора, подготовки, транспорта газа состоит из расчетных методов и процедур, которые используются во всех режимах обработки данных off-line, on-line.

            Комплекс включает в себя следующие основные блоки расчетных процедур:

  • расчет свойств газа и газового потока;

  • процедуры, необходимые для моделирования режимов основных объектов ССПГ, ГТС: а) трубопроводы;

б) ГПА и группы ГПА при многоступенчатом компримировании газового потока; в) аппараты воздушного охлаждения газа;

г) краны байпасирования потока газа;

д) краны-регуляторы с различными принципами управления режимом (по заданному расходу, давлению);

  • процедуры решения различных режимно-технологических задач СППДР для ССПГ, ГТС (компрессорный цех, компрессорная станция, трубопроводная система) на основе моделей стационарного, нестационарного режимов транспорта газа.

          1. Комплекс основных процедур расчета свойств газа и газового потока

            Расчет свойств газа и газового потока включает в себя следующие процедуры расчета параметров газа по полному или частичному компонентному составу:

  • молярная масса, газовая постоянная;

  • плотность при стандартных условиях;

  • псевдокритические давление и температура;

  • параметр сжимаемости при стандартных условиях;

  • низшая и высшая теплота сгорания;

  • расчет параметров газа при рабочем давлении, температуре, расходе;

  • плотность газа;

  • удельная изобарная теплоемкость;

  • коэффициент сжимаемости;

  • коэффициент изоэнтропы (адиабаты);

  • коэффициент Джоуля – Томпсона;

  • число Рейнольдса;

  • динамическая вязкость;

  • точка росы по воде и углеводородам.

    Процедуры расчета данных параметров регламентированы ГОСТ 30319.0, ГОСТ 30319.1, ГОСТ 30319.2, ГОСТ 30319.3, ГОСТ 31369 и СТО Газпром 2-3.5-051.

          1. Комплекс процедур режимно-технологических задач основных технологических объектов и систем ССПГ, ГТС

            Расчет режимов и решения режимно-технологических задач для основных технологических объектов и систем ССПГ, ГТС (трубопроводы, ГПА, АВО, КЦ (с учетом разнотипных ГПА), КС, краны редуцирования давления, байпасные краны и т.д.).

            Трубопровод:

  • расчет параметров газового потока вдоль трубопровода;

  • расчет пропускной способности трубопровода;

  • расчет объема стравливаемого газа и времени опорожнения трубопровода через один или несколько свечных кранов;

  • расчет объема газа, необходимого для продувки трубопровода;

  • расчет объема стравливаемого газа и времени опорожнения трубопровода при наличии частичного или полного разрыва трубопровода;

  • расчет экологического воздействия стравливаемого газа на окружающую среду;

  • расчет условий и параметров гидратообразования в трубопроводе, количества метанола, необходимого для очистки трубопровода;

  • расчет скорости движения поршня;

  • адаптация расчетной модели трубопровода к заданным (фактическим) режимам газопередачи (расчет коэффициентов гидравлической эффективности и теплопередачи трубопровода).

    Газоперекачивающий агрегат:

  • расчет коэффициентов степенных рядов, аппроксимирующих графические характеристики нагнетателей;

  • расчет режимно-энергетических параметров работы ГПА;

  • расчет области допустимых режимов работы ГПА по степени сжатия, производительности, оборотам и т.д.;

  • расчет расхода газа на компримирование, пускового газа;

  • расчет текущей производительности (рабочей точки нагнетателя);

  • расчет оборотов управляемых ГПА, обеспечивающих заданные параметры компримирования газового потока;

  • адаптация расчетной модели ГПА к заданным (фактическим) режимам (расчет коэффициентов технического состояния привода и нагнетателя, поправок к паспортным характеристикам нагнетателя).

    Система аппаратов воздушного охлаждения газа:

  • расчет параметров газового потока на выходе АВО;

  • расчет количества аппаратов АВО и числа работающих вентиляторов, необходимых для обеспечения заданных параметров газового потока на выходе АВО;

  • адаптация расчетной модели АВО к заданным (фактическим) режимам. Краны байпасирования, редуцирования газового потока, краны-регуляторы:

  • расчет параметров газового потока на выходе крана;

  • адаптация расчетной модели крана к заданным (фактическим) режимам. Компрессорный цех:

  • расчет параметров газового потока на выходе КЦ и режимно-энергетических параметров работы расчетных объектов КЦ (ГПА, АВО, трубопроводная обвязка, перепускные краны);

  • расчет расхода газа на собственные нужды цеха, в том числе на компримирование пускового газа по каждому ГПА;

  • расчет производительности КЦ при прочих заданных параметрах газового потока и параметров работы оборудования;

  • расчет для КЦ (ГПА с регулируемым приводом) оптимальных (критерий – минимум энергозатрат или стоимостных затрат) оборотов управляемых ГПА, обеспечивающих заданные параметры компримирования газового потока, при соблюдении режимно-энергетических ограничений ГПА;

  • расчет для КЦ (ГПА с регулируемым приводом) оптимальной схемы и оборотов (критерий – минимум энергозатрат или стоимостных затрат) управляемых ГПА, обеспечивающих

    заданные параметры компримирования газового потока, при соблюдении режимно-энергетических ограничений ГПА;

  • расчет для КЦ (ГПА с нерегулируемым приводом) степени открытия цехового кранарегулятора, обеспечивающей заданные параметры компримирования газового потока, при соблюдении режимно-энергетических ограничений ГПА;

  • расчет для КЦ (ГПА с нерегулируемым приводом) оптимальной схемы ГПА и степени открытия цехового крана-регулятора (критерий – минимум энергозатрат или стоимостных затрат), обеспечивающих заданные параметры компримирования газового потока, при соблюдении режимно-энергетических ограничений ГПА;

  • адаптация расчетной модели КЦ к заданным (фактическим) режимам (расчет общецеховых поправок).

    Компрессорная станция:

  • расчет параметров газовых потоков на выходах КЦ КС и режимно-энергетических параметров работы расчетных объектов КЦ (ГПА, АВО, трубопроводная обвязка, перепускные краны);

  • расчет производительности КЦ КС при прочих заданных параметрах газового потока и параметров работы оборудования КЦ;

  • расчет оптимальных режимов работы КЦ, обеспечивающих заданные параметры компримирования газового потока, при соблюдении режимно-энергетических ограничений ГПА.

          1. Комплекс процедур задач СППДР, основанных на расчетной модели стационарного режима ССПГ, ГТС:

  • расчет параметров потоков газа и расчетных режимно-энергетических параметров по всем расчетным объектам;

  • расчет запаса газа и его изменения в трубопроводах;

  • расчет товаротранспортной работы;

  • расчет условий и параметров гидратообразования в трубопроводах, количества метанола, необходимого для очистки трубопроводов;

  • расчет квазиоптимального режима транспорта газа по МГ, ГТС, обеспечивающего заданный план поставок газа, по одному из следующих аддитивных критериев (см. 5.3.3) либо с использованием процедур мультикритериальной оптимизации, в частности, на основе ранжирования набора критериев;

  • расчет технически возможной максимальной пропускной способности отдельных МГ, входящих в состав ГТС (с одновременной оптимизацией режимов работы ГПА КЦ);

  • адаптация расчетной модели режима транспорта газа ССПГ, ГТС к заданным (фактическим) режимам.

          1. Комплекс процедур задач СППДР, основанных на расчетной модели нестационарного режима транспорта газа ССПГ, ГТС:

  • расчет динамики параметров газовых потоков при заданном состоянии объектов (трубопроводы, линейная и запорная арматура, объекты КЦ, ССПГ, ГТС), заданной динамике параметров поставок и попутного потребления газа:

а) расчет динамики параметров газовых потоков и расчетных режимно-энергетических параметров по всем расчетным объектам ССПГ, ГТС;

б) расчет динамики запаса газа в трубопроводах ССПГ, ГТС;

в) определение времени обеспечения потребителей газом за счет запаса газа в трубопроводах МГ, ГТС;

расчет динамики параметров газовых потоков и расчетных режимно-энергетических параметров по всем расчетным объектам ССПГ, ГТС при виртуальном интерактивном управлении объектами транспорта газа:

а) переключение состояний линейной и запорной крановой арматуры; б) изменение объемов поставки/потребления газа в/из МГ, ГТС;

в) изменение плана поставок и потребления газа; г) изменение оборотов ГПА КЦ;

д) включение, выключение ГПА КЦ;

  • расчет динамики параметров газовых потоков и расчетных режимно-энергетических параметров по всем расчетным объектам ССПГ, ГТС:

    а) при наличии частичного или полного разрыва трубопроводов; б) гидратообразовании в трубопроводах;

    в) аварийных отключениях ГПА или КЦ;

  • ситуационный анализ и диагностика режимно-энергетических нарушений расчетных режимов и выдача диспетчеру рекомендаций по управлению объектами и режимом ССПГ, ГТС;

  • адаптация расчетной модели режима транспорта газа ССПГ, ГТС к заданным (фактическим) режимам.

        1. Общие требования к процедурам расчетных режимов off-line В расчетном режиме off-line в расчетных процедурах:

  • данные могут использоваться из разных источников, в том числе как заданные самим пользователем, так и полученные из базы данных реального времени или архивной базы данных;

  • задачи решаются в автономном, однопользовательском режимах, по запросу пользователя;

  • процесс решения задач организуется с использованием пакетной, многовариантной или интерактивной технологии.

    Состав задач ориентирован на расчет незамеряемых параметров или планирование как стационарных, так и нестационарных (off-line) режимов транспорта газа.

    Интерактивный расчетный режим off-line включает в себя следующие компоненты. Управление вычислительным процессом:

  • контроль корректности данных, используемых вычислительным модулем;

  • запуск, останов и принудительное завершение вычислительного процесса;

  • сохранение значений параметров динамического процесса работы объектов ССПГ, ГТС и их восстановление для любого момента моделируемого интервала времени;

  • диагностика текущего состояния вычислительного процесса, формирование диагностических сообщений пользователю.

    Имитация системы управления режимами и объектами ССПГ, ГТС:

  • открытие/закрытие кранов;

  • включение/отключение ГПА;

  • антипомпажная защита ГПА;

  • регулирование оборотов ГПА;

  • изменение плана поставок газа потребителям;

  • заполнение/опорожнение трубопроводов. Имитация нештатных (аварийных) ситуаций:

  • резкие изменения параметров отбора или подачи газа;

  • появление ложных сигналов телеуправления объектами ССПГ, ГТС (кранами);

  • частичный (утечка) или полный разрыв трубопровода;

  • образование гидратно-конденсатных отложений в трубопроводе;

  • аварийное отключение ГПА, КЦ.

    Имитация работы SCADA-системы в режиме on-line:

  • формирование и отображения расчетных оперативных данных;

  • контроль технологических ограничений по всем объектам ССПГ, ГТС;

  • диагностические сообщения для диспетчера.

    При этом пользователь может наблюдать, как развивается процесс транспортировки газа, вносить виртуальные управления объектами, потоками и т.д.

        1. Общие требования к процедурам расчетных режимов on-line

          Основные особенности обработки данных ПВК в режиме on-line следующие:

  • для решения расчетных задач используются данные, полученные из базы данных реального времени (типа SCADA), то есть данные фактического состояния системы и процесса транспорта газа за последний доступный период предыстории;

  • решение проводится на основе обновления данных как в автоматическом режиме, так и по запросу пользователя.

    В режиме on-line на основе массивов замеров, в том числе режимно-технологических параметров потоков газа, должны прежде всего выполняться вычислительные процедуры, обеспечивающие решение следующих задач:

  • статистическая обработка данных телеизмерений:

    а) сглаживание временных рядов замеров параметров; б) расчет точечных и интервальных оценок;

    в) фильтрация аномальных замеров параметров; г) построение стохастической модели процесса;

  • расчет параметров режима ССПГ, ГТС и характеристик расчетной модели: а) параметров газового потока ССПГ, ГТС;

б) режимных, топливно-энергетических, балансовых и экономических показателей;

в) статистических характеристик модели процесса и оценка ее адекватности фактическому режиму;

г) выбор наиболее подходящей расчетной модели процесса;

д) адаптация расчетной модели ССПГ, ГТС и расчетных объектов (ГПА, КС, ТС) к фактическим режимам;

ситуационный анализ:

а) расчетной модели ССПГ, ГТС на основе анализа рассогласований расчетных и фактических параметров газового потока;

б) трубопроводной системы на основе статистической динамической идентификации коэффициентов гидравлической эффективности и теплообмена, расчета условий и параметров гидратообразования;

в) ГПА на основе расчета показателей технического состояния и поправок расчетной модели КЦ;

  • краткосрочное прогнозирование параметров газового потока, режимных, топливноэнергетических, балансовых и экономических показателей.

        1. Общие требования к составу задач в области добычи газа, газового конденсата, сбора и подготовки его к транспорту

    Большинство из указанных выше задач являются актуальными и для диспетчерских служб газодобывающих обществ, однако при их постановке и решении необходимо учитывать специфику состава объектов и технологического процесса ГДО.

    Особо следует выделить следующие задачи:

  • расчет режима трубопроводных систем промыслового коллектора от кустов скважин до УКПГ (возможен двухфазный поток);

  • расчет режима конденсатопроводов (контроль и предупреждение образования двухфазного потока);

  • расчет режимов межпромыслового коллектора, включая УКПГ, ДКС, трубопроводной системы;

  • расчет режимов работы установок адсорбционной и абсорбционной осушки газа;

  • расчет режимов работы установок низкотемпературной сепарации газа;

  • расчет режимов работы установок очистки газа;

  • расчет квазиоптимального режима работы межпромыслового коллектора с прилегающими промыслами (УКПГ) и ДКС. Основными критериями оптимизации являются:

    а) максимум отбора газа при заданных ограничениях на отборы по промыслам и давлениям газа на выходах ДКС;

    б) минимум энергетических или стоимостных затрат при заданных граничных условиях – отборы газа с промыслов, давления газа на входах УКПГ, давления на входах КЦ головных КС МГ;

    в) минимум энергетических или стоимостных затрат при заданных граничных условиях – отборы газа с кустов скважин, давления газа на выходах кустов скважин, давления на входах КЦ головных КС МГ;

    г) расчет объемов отбора газа с промыслов (минимум энергетических или стоимостных затрат на добычу газа и ДКС) при заданном общем объеме добычи газа, заданных ограничениях, давлениях газа на входах КЦ головных КС МГ;

    д) локальные максимумы отбора газа по отдельным промыслам при заданных отборах по остальным промыслам.

      1. Требования к математическому и алгоритмическому обеспечению

        1. Математическая и алгоритмическая база расчетного комплекса должна обеспечивать решение расчетных задач, указанных в 6.2.

        2. Требования к методам и расчетным формулам физических свойств природного газа, параметров газового потока изложены в ГОСТ 30319.0, ГОСТ 30319.1, ГОСТ 30319.2, ГОСТ 30319.3, ГОСТ 31369 и СТО Газпром 2-3.5-051.

        3. Требования к математическим и расчетным моделям объектов транспорта газа

          1. Общие требования

            Математические модели ПВК должны следовать общим требованиям:

  • применяемые математические модели должны быть либо регламентированы стандартами ОАО «Газпром», национальными стандартами, нормативными документами федеральных органов исполнительной власти либо при отсутствии таковых должны быть опубликованы в открытых научных изданиях и апробированы практическим применением;

  • разработка новых или модернизация известных математических моделей должна сопровождаться их сопоставлением с апробированными моделями, с указанием сравнительных результатов расчетов и обоснованием возможности их применения;

  • точность расчетной модели должна быть соразмерена с точностью исходной информации;

  • модели, учитывающие случайные ошибки исходной информации, должны содержать процедуры математического аппарата по статистической обработке данных, в частности, фильтрации данных (отсеву грубых ошибок замеров), сглаживанию временных рядов, расчету точечных и интервальных статистических оценок и других статистических процедур, если такие процедуры используются.

        1. Требования к математической и расчетной модели режимов трубопровода

          В качестве математической модели нестационарного неизотермического одномерного течения газа по трубопроводу должны использоваться системы нелинейных дифференциальных (интегральных) уравнений, отражающие основные физические законы: сохранения количества движения, сохранения массы (неразрывности потока), сохранения энергии. Упрощенные варианты полной системы уравнений могут использоваться по согласованию с Заказчиком.

          Применяемая математическая модель должна соответствовать характеру и особенностям воспроизводимого режима, основными из которых являются: наличие резких (скачкообразных) изменений параметров газового потока во времени, высокие скорости газовых потоков при разрывах трубопроводов и через байпасные краны, значительный наклон трубопроводов, возникновение дроссель-эффектов при засорении и гидратоотложениях в трубопроводах.

          Требования к методам формирования расчетной динамической модели

          Расчетная модель нестационарного течения газа по трубопроводу получается из математической модели различными методами, в частности:

          • получение расчетных динамических моделей на основе систем уравнений с распределенными параметрами;

          • получение расчетных динамических моделей с сосредоточенными параметрами.

            Допускается использование в расчетных моделях различных методов линеаризации дифференциальных или интегральных уравнений. Основные требования к методам формирования расчетной динамической модели:

          • переход от математической к расчетной модели должен быть выполнен математически корректно, с использованием методов, опубликованных в открытых научных источниках;

          • расчетная модель в своих численных решениях должна отражать основные законы газовой динамики процесса течения газа в трубопроводе, на которых построена математическая модель.

            Требования к математической и расчетной модели стационарного режима течения газа Для решения различных задач могут применяться математические модели стационарного неизотермического режима. Данные модели основаны на модели нестационарного течения

            газа при условии, что все параметры газового потока не зависят от координаты времени.

        2. Требования к математической и расчетной модели режимов ГПА изложены в СТО Газпром 2-3.5-051.

        3. Требования к математической и расчетной модели режимов АВО

          Тепловой расчет АВО газа производится по характеристикам поставщика (разработчика) оборудования, представленным в виде зависимости (зависимостей) теплопроизводительности от расхода газа, разности температур газа на входе и выходе АВО (степень охлаждения газа) и разностей температуры воздуха на входе (температурный напор) АВО газа.

          При отсутствии паспортных характеристик допускается производить тепловой расчет АВО газа по геометрическим данным теплообменных аппаратов на основе теплотехнических моделей теплового и аэродинамического расчета АВО.

        4. Требования к математической и расчетной модели режимов запорно-крановой арматуры

          Математические модели расчета пропускной способности или потерь давления на объектах запорно-крановой арматуры должны быть основаны на законах газовой динамики, методах расчета гидравлических сопротивлений в сужающих устройствах, а также на основе характеристик крана, представленных функциями потерь давления от объемного расхода, в зависимости от степени открытия крана.

          При отсутствии указанных характеристик запорно-крановой арматуры допускается использование эмпирических оценок соотношений параметров газового потока.

        5. Требования к математическим и расчетным моделям режимов УПГ Моделирование и расчет режимов пылеуловителей, сепараторов и абсорберов как са-

мостоятельных технологических объектов включают в себя расчет пропускной способности,

потери давления, скорости потока, коэффициент уноса, эффективность аппарата и т.д. При этом в модели должны учитываться геометрические параметры УПГ, а также режимно-технологические ограничения.

6.3.4 Требования к расчетным процедурам моделирования режимов ССПГ, ГТС

В алгоритмическом комплексе ПВК должны быть предусмотрены следующие основные возможности расчета стационарных и нестационарных режимов расчетной схемы ССПГ, ГТС:

  • значения параметров газового потока заданы только в краевых узлах (ветвях) расчетного графа;

  • автоматическое определение направлений потоков газа на реверсивных участках;

  • учет заданных ограничений на рабочие давления, температуры, пропускную способность, режимно-энергетических ограничений ГПА и других расчетных объектов;

  • локализация узких мест расчетной схемы при отсутствии сбалансированного расчетного режима;

  • интерактивное управление состоянием и параметрами объектов перекачки газа во время вычислительного процесса моделирования нестационарных режимов.

      1. Требования к информационному обеспечению расчетных задач

        1. Для информационной совместимости с АСДУ ЦПДД и АСУ ТП смежных организаций в ПВК Общества должна использоваться система классификации и кодирования, используемая в ЦПДД, или должны использоваться соответствующие программы перекодировки для обмена информацией с АСДУ ЦПДД и АСУ ТП смежных организаций.

        2. На всех уровнях ПВК должна быть использована единая система кодирования технологических данных, совместимая (путем применения таблиц соответствия) с системой кодирования, применяемой в ЦПДД, и соответствующая требованиям отраслевых нормативных документов.

        3. В ПВК должны использоваться единые классификаторы и справочники технологических объектов, показателей (расход газа, давление газа и т.п.), единиц измерений.

        4. В действующих ПВК, использующих систему классификации и кодирования, отличную от применяемой в ЦПДД, необходимо осуществить разработку программ перекодировки для обмена информацией с ЦПДД и ПДС смежных обществ в единой системе классификации и кодирования, применяемой в системе ОАО «Газпром».

        5. Информационное обеспечение ПВК должно включать:

  • оперативно-диспетчерские данные, поступающие от SCADA-системы или непосредственно от систем автоматизации и телемеханизации нижнего уровня или из автоматизированного журнала диспетчера;

  • оперативно-диспетчерские данные о состоянии оборудования;

  • нормативно-справочную информацию по расчетным объектам;

  • запросы оперативного персонала на реализацию управляющих воздействий и управляющих функций ПВК;

  • учетно-расчетную информацию;

  • статистическую информацию;

  • информацию о передаче прав дистанционного управления на соответствующий уровень диспетчерских служб.

        1. Структура и способы организации информации в ПВК ПДС и ДП ЛПУ должны быть идентичны при поддержке когерентности баз данных. Каждый информационный параметр должен иметь только один источник поступления.

        2. Архивирование информации происходит на архивных серверах АСУ ТП ЛПУ и АСУ ТП организации или архивном сервере ПВК. Должны быть предусмотрены два типа архивов: оперативный и длительного хранения. Состав архивируемых параметров и их время хранения разрабатываются на этапе проектирования ПВК.

        3. Изменение конфигурации баз данных допускается только с АРМ администратора системы. Ведение баз данных ПВК ПДС и ДП ЛПУ одной организации должно осуществляться централизованно с уровня общества.

        4. Описание информационного обеспечения ПВК должно содержать следующие основные разделы:

  • состав информационного обеспечения;

  • организация информационного обеспечения;

  • организация сбора и передачи данных;

  • организация внутримашинной базы данных;

  • организация внемашинной базы данных;

  • каталог базы данных;

  • перечень используемых классификаторов;

  • описание системы кодирования.


      1. Требования по сохранности информации при авариях

        1. Система должна сохранять все виды информации при авариях, сопровождающихся отключением электропитания.

        2. Функционирование ПВК в условиях полного исчезновения питания должно осуществляться от ИБП. В условиях исчезновения напряжения питания ИБП должен обеспечивать питание ПВК в течение не менее 20 мин.

        3. ПВК должен правильно функционировать при изменении напряжения питания в пределах ±20 % от номинального.

        4. ПВК должен сохранять (посредством записи на внешние носители) следующие виды информации:

  • загрузочные файлы;

  • архивы;

  • параметры конфигурации и настройки;

  • переменные и массивы.


      1. Правовая охрана программного обеспечения

        1. Программное обеспечение и алгоритмы не должны являться предметом претензий о нарушениях патентного права любой третьей стороны.

        2. При использовании программного обеспечения не должны нарушаться права третьих лиц, в том числе исполнителя и соисполнителей.


    1. Требования к основным подсистемам программно-вычислительного комплекса


      1. Требования к составу подсистем

        В структурном аспекте ПВК должен состоять из подсистем, определяемых исходя из их функционального содержания и технического задания на разработку ПВК.

        В состав ПВК рекомендуется включать следующие основные подсистемы:

  • расчетный ПВК решения различных задач СППДР;

  • интерфейс пользователя (ИЧМ);

  • интерфейсы, обеспечивающие интеграцию ПВК с внешними базами данных, в частности, с подсистемой АСУ ТП ИУС П соответствующего уровня ДУ.

      1. Требования к расчетному комплексу

        1. Расчетный комплекс должен обеспечивать реализацию вычислительных процедур решения заявленного разработчиками набора задач СППДР.

        2. Расчетный комплекс может являться самостоятельной программой, взаимодействующей с ИЧМ и другими программами посредством программных интерфейсов.

        3. Расчетный комплекс может обладать собственным интерфейсом пользователя, однако основное его назначение – это создание и управление вычислительным процессом решения заданного набора расчетных задач.

        4. В составе расчетного комплекса должен быть реализован следующий минимальный набор модулей:

  • прием данных из вызвавшей программы, анализ их полноты и корректности для решаемой задачи;

  • создание вычислительного процесса решения задачи;

  • диагностика текущего состояния вычислительного процесса, ситуационный анализ, в том числе причин аварийного завершения, формирование диагностических сообщений пользователю.

  • простейшие средства визуализации хода решения задачи;

  • управление вычислительным процессом (изменение параметров решения задачи, останов, возобновление, принудительное завершение);

  • передача результатов расчетов в вызвавшую программу.


      1. Требования к интерфейсу пользователя

        1. В состав интерфейса пользователя рекомендуется включать следующие основные функциональные модули:

  • модуль администратора программного комплекса;

  • интерактивный редактор расчетных схем, сервисы создания, регистрации, корректировки, визуализации графических объектов;

  • модуль параметризации объектов схемы;

  • модуль табличной и графической визуализации информации, заданных и расчетных параметров;

  • программный интерфейс с расчетным комплексом, формирующий данные в необходимых составе и объеме для решения задач расчетным комплексом;

  • модуль генерации имитации диспетчерского управления расчетными объектами;

  • модуль взаимодействия с вычислительным процессом расчетного комплекса, в частности, синхронизации передачи и приема данных;

  • модуль взаимодействия с внешним программным окружением, в частности, с программными комплексами ИУС П;

  • модуль контроля полноты и корректности данных, защиты информации.

        1. Интерфейс пользователя должен обеспечивать следующие основные функции:

  • интерактивное задание и корректировка состава объектов и визуализация расчетных схем;

  • интерактивные сервисы управления расчетной схемой:

а) реализация виртуальных управлений объектами ССПГ, ГТС; переключение состояния технологических объектов – включен/выключен; интерактивный ввод управлений объектами

КС и ЛУ (управление режимами работы и схемами ГПА на компрессорных станциях; управление кранами на крановых площадках линейной части ГТС; управление объемами подачи газа конкретным потребителям и объемами газа, направляемыми в ГТС);

б) масштабирование изображения расчетной схемы ССПГ, ГТС;

в) поиск и установка схемы на выбранный пользователем объект ССПГ, ГТС; г) выделение локальных подсистем расчетной схемы;

  • визуализация и корректировка данных по всем объектам расчетной схемы;

  • задание и корректировка паспортной и оперативно-диспетчерской информации;

  • возможность выбора актуального источника данных;

  • контроль корректности и достоверности данных;

  • фиксирование, контроль и анализ корректности действий пользователя;

  • задание и корректировка параметров, регламентирующих выполнение вычислительного процесса решений задач:

    а) задание точности итерационных вычислительных процедур;

    б) задание различных вариантов решения задач (критерии, модели, методы, учет/игнорирование тех или иных ограничений, уставки параметров);

  • выбор и решение различных расчетных задач как для всей ССПГ, ГТС, так и для отдельных ее объектов;

  • создание вычислительного процесса решения расчетных задач, диагностика и анализ результатов;

  • отображение предупредительных и «аварийных» сообщений;

  • отображение всей текстовой информации, содержащейся в графических видеокадрах и таблицах, а также в меню и всех служебных сообщениях на русском языке, отображение на экране исходных данных и результатов решения задач, печать табличной и графической информации, выходных документов, печать расчетной схемы;

  • максимально быстрый доступ к панелям задания команд моделирования управляющих воздействий и изменения параметров из любого видеокадра;

  • информационно-справочная система, подсказки пользователю в выборе различных режимов, использовании текстовых инструкций (HELP) для каждого этапа диалога, формирование рекомендаций диспетчеру по выполнению задач;

  • построение на однотипной формальной грамматике системы отображения и комментариев;

  • информирование пользователя о прохождении работы в случае значительных затрат времени на обработку информации;

  • соответствие графической и цветовой гаммы объектов расчетных схем национальным стандартам и СТО Газпром 2-1.13-317, а также возможность изменения цветовой гаммы по требованию пользователя.

        1. Основные требования к редактору расчетных схем

          1. В состав основных функций редактора входят:

  • создание, удаление, копирование, перенос технологических объектов;

  • задание связей между технологическими объектами;

  • задание характеристик технологических объектов;

  • групповые операции над технологическими объектами, включая редактирование характеристик, копирование, перенос и т.п.;

  • просмотр расчетной схемы с изменением масштаба;

  • задание паспортных данных;

  • задание параметров технологических ограничений.

          1. Редактор схем должен обеспечивать работу с отдельными расчетными подсистемами, в том числе:

  • выделение отдельных подсистем из общей расчетной схемы;

  • привязку отдельных объектов к различным расчетным подсистемам и задание различных значений оперативных характеристик для различных подсистем.

          1. Редактор схем должен иметь в своем составе встроенную библиотеку символовклассов, описывающих технологические объекты (кран, крановая площадка, ГПА, КЦ, ГРС, ПРГ, ГИС), а также поля представления информации (числовые дисплеи, текстовые поля, столбовые и круговые диаграммы, заполняемые символы и т.д.).

          2. Встроенная библиотека символов-классов должна иметь инструментальные средства для создания новых символов-классов, а также изменения существующих.

        1. Дополнительные общие требования

          1. Информация должна представляться диспетчеру по принципу от общего к частному. На каждой видеограмме, отображающей технологическую схему, должен быть представлен основной объем информации, позволяющий оценить ситуацию в целом. Более детальную информацию по отображаемой технологической схеме рекомендуется отображать по требованию пользователя.

          2. На видеограммах должны отображаться:

  • расчетные и фактические значения технологических параметров, положение исполнительных механизмов;

  • состояние технологических объектов и их элементов;

  • выход аналоговых параметров за границы установленных ограничений в процессе оптимизации и моделирования;

  • выполнение управляющих функций, задаваемых оператором.

          1. Точность отображаемых в цифровом виде параметров должна быть дифференцирована в зависимости от технологической сущности параметров и принятых единиц измерения.

          2. Индикация положения исполнительных механизмов, состояния технологических объектов и их элементов, выход аналоговых параметров за границы установленных ограничений реализуются изменением цвета графического объекта на экране либо появлением соответствующей надписи. Графическое изображение, цветовое оформление и динамическая раскраска должны быть согласованы с ИЧМ АРМ других уровней АСДУ.

          3. Окно протокола событий должно быть масштабируемым и позволять видеть одновременно от 3 до 7 последних сообщений из списка сообщений, занесенных в протокол событий. Для большей информативности различные группы сообщений выделяются цветом. Кроме того, предупредительные и «аварийные» сообщения должны сопровождаться различным звуковым сигналом (с возможностью его отключения), а также фиксированным временем воз-

            никновения.

          4. Тренды различных параметров должны отображаться различным цветом. Горизонтальная ось должна иметь отметки времени, вертикальная ось маркируется в единицах параметра либо в процентах.

    7.3.5 При разработке ИЧМ рекомендуется применение современных объектно-ориентированных технологий, компьютерных комплексов визуального программирования с подключением к ним специальных графических библиотек.

      1. Требования к интерфейсам, обеспечивающим интеграцию программно-вычислительного комплекса в информационно-управляющую систему диспетчерского управления

        1. ПВК для выполнения вычислительных и прочих функций должен иметь средства интеграции в состав АСУ ТП (АСДУ) и, соответственно, в состав ИУС П, для чего необходим набор интерфейсов в открытых международных стандартах.

        2. Автономный ПВК рекомендуется устанавливать на отдельном компьютере, где установлены расчетный блок, база данных НСИ, интерфейсные модули:

  • интерфейсы протоколов (fildbus) или Ethernet (Industriul Ethernet) TCP/IP для информационной связи со средствами систем автоматизации, АСУ ТП КС, САУ ГИС, САУ ГРС или SCADA-системой;

  • интерфейс SQL*NET для связи с серверным оборудованием ПТС АСУ ТП (АСДУ) и ИУС П;

  • средства ОРС-технологии и WEB-технологии.

    Автономный ПВК может содержать также собственную специфическую базу данных расчетных схем, архив вариантных расчетов и графический редактор.

        1. ПВК для выполнения вычислительных и прочих функций на уровне дочерних обществ ОАО «Газпром» должен быть интегрирован в состав АСУ ТП, а на уровне ЦПДД – в состав ИУС (АСДУ ЕСГ), для чего в его составе необходим соответствующий набор интерфейсов в открытых международных стандартах.

        2. ПВК АСДУ по составу интерфейсов должен соответствовать требованиям к ПТС АСУ ТП (АСДУ) соответствующего уровня ДУ и включать:

  • интерфейсы к серверному оборудованию, комплексу рабочих станций, к коммуникационному оборудованию для выхода в РСПД и ЕВСПД, системе SCADA;

  • интерфейсы для связи с внешними системами смежных уровней диспетчерского управления по вертикали и горизонтали, а также прочими подсистемами ИУС П и ПЗИ.

      1. Требования к основным системным и базовым программным средствам

        1. Требования к операционным системам, инструментальным средствам и сетевым протоколам должны быть отражены в техническом задании на разработку, а также в сопроводительной технической документации ПВК.

        2. В случае использования внешних программных средств для просмотра, последующей обработки экспортированной информации (отчеты, изображения и т.п.) рекомендуется использовать либо стандартные программные средства, входящие в ОС, либо свободно распространяемые программные средства.

      1. Требования к применению языков программирования и инструментальных средств

        Используемое программное обеспечение ПВК должно отвечать следующим требованиям открытых систем:

  • обеспечивать возможность разработки и интеграции дополнительного прикладного программного обеспечения пользователя;

  • обеспечивать возможность разработки модулей интерфейса в открытых международных стандартах с внешними системами;

  • обеспечивать возможность создания интерфейса с другими внешними базами данных.


      1. Требования к основным техническим средствам обеспечения

        Требования к основным техническим средствам должны быть отражены в техническом задании на разработку, а также в сопроводительной технической документации ПВК.

      2. Требования к надежности сохранности программного обеспечения

        1. Должна быть предусмотрена сохранность программного обеспечения каждого компонента ПВК на случай критических программных сбоев или выхода из строя устройств хранения информации, приводящего к потере целостности ПВК.

        2. В комплект поставки ПВК должна входить полная копия программного обеспечения ПВК, записанная на оптические носители. Также в комплект поставки должны входить инструкции по проведению оперативного восстановления работоспособности ПВК.

        3. Должны быть предусмотрены организационные меры по регулярному сохранению (резервному копированию) программного обеспечения ПВК на внешние энергонезависимые носители. Для создания резервных копий должна быть предусмотрена процедура с периодическим циклом исполнения. Резервные копии программного обеспечения должны в обязательном порядке создаваться в случае внесения каких-либо изменений в настройки, конфигурацию и состав прикладного программного обеспечения любого компонента ПВК (включая изменение экранных форм, описания параметров процесса, алгоритмического обеспечения).

        4. Носитель, содержащий резервную копию, должен снабжаться маркировкой с кратким описанием содержимого и указанием даты и времени создания копии.

      1. Требования к обеспечению информационной безопасности

        1. Подсистема защиты информации ПВК реализуется в соответствии с требованиями подсистемы информационной безопасности соответствующего уровня СДУ.

        2. Для автономного ПВК ПЗИ реализует локальные функции, связанные с защитой программных средств, оперативной, расчетной, архивной информацией и НСИ ПВК.

        3. Для автономного ПВК ПЗИ должна отвечать требованиям информационной безопасности, соответствующим классу защищенности 1Г Руководящего документа [1] и ГОСТ Р 51583.

        4. ПЗИ ПВК должна обеспечивать защиту:

  • информации серверного оборудования;

  • информации коммуникационного оборудования;

  • информации рабочих станций – автоматизированных мест пользователей;

  • информации при ее передаче по внешним каналам связи (выходящим за пределы контролируемой территории объекта).

        1. ПЗИ ПВК должна состоять из следующих функциональных подсистем:

  • функции идентификации и аутентификации;

  • подсистемы управления доступом;

  • регистрации и учета;

  • контроля целостности;

  • управления конфигурацией;

  • защиты информации в каналах связи.

        1. В составе подсистемы информационной безопасности выделяются организационные мероприятия:

  • уточнение матрицы доступа внешних субъектов к информационным ресурсам ПВК;

  • определение всех внешних субъектов доступа к информационным ресурсам ПВК;

  • составление правил контроля и разграничения внешних соединений (правила фильтрации) для средств защиты информации ПВК.

        1. В автономных ПВК реализуются функции ПЗИ, не связанные с угрозами НСД из внешних сетей (РСПД, ЕВСПД), а также с внутренними угрозами от ошибочных или несанкционированных действий персонала.


    1. Требования к разработке программно-вычислительных комплексов


      1. Требования к архитектурным решениям

        1. Требования к архитектурным решениям по автономному ПВК определяются его назначением, составом задач, а также режимом использования: интегрированный в АСУ ТП или автономный.

        2. Рекомендуется при разработке ПВК предусматривать клиент-серверную архитектуру, которая включает:

  • основное ядро в составе серверной платформы и рабочих станций основных пользователей (полное резервирование в «горячем» режиме);

  • в составе серверной платформы: сервер SCADA, архивный сервер, WEB-сервер (возможно, логический);

  • рабочие станции прочих пользователей (по заданию Заказчика);

  • средства визуализации и прочее периферийное оборудование;

  • коммуникационное оборудование и набор интерфейсов для информационного взаимодействия с нижним уровнем, верхним и смежными уровнями оперативно-диспетчерского управления, а также с прочими подсистемами ИУС П;

  • ЛВС на базе Industriul Ethernet;

  • оборудование ПЗИ на отдельном фрагменте ЛВС (общие для ПТС АСУ ТП);

  • маршрутизаторы для выхода в РСПД и ЕВСПД (общие для ПТС АСУ ТП).

        1. Автономный ПВК в минимальном варианте поставляется в составе:

  • персональный компьютер, содержащий блок расчетных задач;

  • архивная база данных, база данных НСИ, вариантов расчета и расчетных схем;

  • ЛВС на базе Industriul Ethernet;

  • набор интерфейсов;

  • коммуникационные средства для связи с нижним уровнем (контроллер или коммутатор для сбора данных от систем автоматизации и телемеханизации), а также с АСУ ТП и смежными объектами.

      1. Для действующего АСУ ТП комплектация ПВК определяется отдельным техническим заданием.


        ципов:

    1. Требования к разработке интерфейса пользователя

      При проектировании ИЧМ необходимо придерживаться следующих основных прин-


      простота интерактивного взаимодействия пользователя и компьютерного комплекса: а) использование современных интерфейсных элементов, таких как контекстные меню,

      панели управления, вкладки, стыкуемые окна, ссылки с обратными переходами;

      б) поддержка функционирования в двухмониторных конфигурациях (и более);

      в) сведение к минимуму работы с модальными диалогами и окнами (при вызове которых блокируется работа с другими элементами интерфейса), недопустимость вложенности модальных вызовов (одного модального диалога или окна из другого);

      г) обеспечение сохранения текущего состояния интерфейса (размер и расположение панелей, окон и т.п.) в различные пользовательские профили с возможностью последующего восстановления;

      д) обеспечение работы с основными функциями системы с помощью клавиш быстрого доступа с возможностью их редактирования;

      е) наличие контекстной и общей справочной информации; ж) применение общепринятых обозначений, терминов;

      з) использование типовых форм документов;

      и) настройка по желанию пользователя режимов работы графического интерфейса (цветовая гамма, масштабирование схем, размерность параметров и т.д.);

      сочетание общего и частного:

      а) информационное обеспечение решения режимно-технологических задач как для газотранспортной системы в целом, так и для любой ее подсистемы (например, УМГ, КС, ЛУ) или любого технологического объекта (ГПА, АВО и т.д.), в последнем случае включая возможность импортирования и экспортирования информации из основной системы и обратно;

      б) предоставление информации о результатах решения тех или иных задач для всех объектов нижних уровней детализации технологической системы;

      в) возможности анализа информации о воздействии каждого технологического объекта на состояние всей технологической системы;

      • устойчивость компьютерного комплекса к некорректным (ошибочным) действиям пользователя:

        а) по отношению к функционированию ИЧМ;

        б) в отношении исходной информации для решения режимно-технологических задач;

      • гибкость при выборе вариантов состояний или управлений виртуальными технологическими объектами простыми для пользователя средствами;

      • использование перспективных информационных технологий;

      • эргономичность и современный дизайн в видеограммах технологических объектов.


    2. Требования к составу технической документации

      1. На стадии проекта должна выпускаться документация в соответствии с положениями ГОСТ 19.101, РД 50-34.698-90 [1] и ГОСТ 34.201.

      2. Если ПВК разрабатывается по отдельному техническому заданию, то техническое задание разрабатывается согласно ГОСТ 34.602.

      3. На стадии реализации ПВК должна быть разработана техническая документация в соответствии с ГОСТ Р ИСО/МЭК 12119.

        1. Общее описание ПВК

          Каждый ПВК должен содержать описание продукта на русском языке, в котором должна быть дана его характеристика:

          • цели, назначение, основные характеристики ПВК;

          • ссылки на нормативные документы, которым соответствует данный продукт;

          • спецификация основных подсистем и их функций;

          • спецификация расчетных задач с указанием функциональных постановок, основных эксплуатационных характеристик и требований;

          • спецификация применяемого математического и алгоритмического обеспечения: а) математическая постановка каждой задачи;

            б) математические модели и зависимости, необходимые для решения задач; в) применяемые расчетные (численные) методы и алгоритмы;

            г) состав исходных данных задачи; д) состав расчетных данных задачи;

          • спецификация применяемого программного и технического обеспечения, их конфигурация, необходимая для ввода продукта в эксплуатацию, включая наименования изготовителей и обозначения типов всех ее частей, например:

          а) процессоры, включая сопроцессоры;

          б) объем основной (оперативной) памяти;

          в) типы и объемы (памяти) периферийных запоминающих устройств; г) расширяющие платы;

          д) оборудование ввода и вывода; е) сетевое оборудование;

          ж) системные и прочие программные средства;

          • спецификация используемых внешних программно-информационных ресурсов;

          • спецификация интерфейсов с внешними аппаратно-программными средствами;

          • объекты поставки: должен быть определен каждый физический компонент поставляемого продукта, в частности, все печатные документы и все носители данных; должен быть установлен вид поставляемых программ, например, исходные программы, объектные (рабочие) модули или загрузочные модули;

          • ввод в действие (инсталляция): должно быть указано, будет ли инсталляция продукта проводиться пользователем или нет;

          • поддержка: должно быть указано, будет или не будет предлагаться поддержка при эксплуатации продукта;

          • сопровождение: должно быть указано, будет или не будет предлагаться сопровождение продукта.

            Описанию ПВК должно быть присвоено индивидуальное обозначение как документу. Обозначение ПВК должно включать наименование продукта и обозначение его версии или даты выпуска. В описание продукта должны быть включены наименование и адрес правообладателя и, по крайней мере, одного поставщика.

        2. Руководство по эксплуатации

Документация пользователя должна выполняться в соответствии с ГОСТ Р ИСО/МЭК 15910, поставляться на русском языке и содержать информацию, необходимую для использования ПВК, должны быть полностью описаны все функции, установленные в описании ПВК, и все вызываемые пользователем функции из программы.

В документации пользователя должны быть отражены все действия пользователя, которые он может выполнять, работая с программным, информационным, техническим обеспечением ПВК.

Если установка (инсталляция) ПВК осуществляется пользователем, то в документацию пользователя должно быть включено руководство по установке, содержащее всю необходимую информацию.

Если сопровождение ПВК проводится пользователем, то в документацию пользователя должно быть включено руководство по сопровождению программы, содержащее всю информацию, которая необходима для обеспечения данного вида сопровождения.

      1. На стадии предварительных испытаний или заводской приемки ПВК должна представляться эксплуатационная документация в соответствии с ГОСТ 34.201 и РД 50-34.698 [2] в следующем составе:

        • ведомость эксплуатационных документов;

        • руководство по эксплуатации;

        • инструкция по формированию и ведению баз данных (набора данных);

        • инструкция по эксплуатации комплекса технических средств;

        • руководство системного программиста (администратора);

        • формуляр и паспорт ПВК.

      2. После опытной эксплуатации выпускается исполнительная документация, в которой учтены все исправления, сделанные по замечаниям Заказчика.

    1. Требования к патентной чистоте

      1. При использовании программного обеспечения и технических средств, приобретаемых у третьих лиц (сторонних организаций и дочерних обществ ОАО «Газпром»), необходимо предоставление документации, подтверждающей исключительные права таких третьих лиц на программное обеспечение и право собственности на технические средства.

      2. Приобретение права использования программного обеспечения и технических средств сопровождается заключением соответствующих гражданско-правовых договоров (лицензионных, купли-продажи и др.).


  1. Методика оценки программно-вычислительных комплексов


    1. Общие положения

      1. При оценке ПВК необходимо руководствоваться ГОСТ Р ИСО/МЭК 9126.

      2. Оценка ПВК подразделяется на две категории:

        • индивидуальная оценка соответствия конкретного ПВК заявленным разработчиками функциональным возможностям;

        • сравнительная оценка разных ПВК по их функциональным возможностям и иным характеристикам (показателям).

      3. Индивидуальная оценка ПВК осуществляется на основании:

        • анализа представленной разработчиками технической документации (см. 8.3.3);

        • оценок организациями функциональных возможностей ПВК, в которых он принят в эксплуатацию;

        • наличия признанных российских и зарубежных сертификатов соответствия;

        • результатов квалификационных испытаний, проводимых разработчиком;

        • результатов независимых индивидуальных тестовых испытаний.

      4. Сравнительная оценка разных ПВК осуществляется на основании:

        • индивидуальных оценок сравниваемых ПВК;

        • результатов независимых сравнительных тестовых испытаний.

      5. Поскольку ПВК являются многофункциональными программными системами с широкими областями применения, основным методом оценки таких систем является метод экспертных оценок.

    1. Подготовка к проведению экспертизы

      1. Процедура оценки ПВК инициируется распоряжением руководителя (уполномоченным лицом) ОАО «Газпром», ГТО, ГДО или уполномоченных структурных подразделений. В данном распоряжении должны быть указаны:

        • цель экспертной оценки, обоснование ее необходимости, тип – индивидуальная или сравнительная оценка;

        • наименование ПВК с указанием его правообладателя;

        • сроки и место выполнения экспертных работ;

        • руководитель экспертизы;

        • задачи, состав, функциональные обязанности и права группы обеспечения экспертизы;

        • финансовое, материальное, техническое обеспечение работ.

      2. Извещение о проведении экспертного оценивания ПВК и копия распоряжения Инициатора направляются правообладателю ПВК (его представителю).

      3. Процедура экспертного оценивания ПВК реализуется только при наличии письменного согласия на участие в ней правообладателя ПВК (его представителя).

      4. В случае согласия всех участников процесса экспертной оценки ПВК создается экспертная группа. Решение о составе экспертной группы и регламент ее работы утверждается Инициатором экспертизы. При проведении анонимной экспертизы экспертам присваиваются номера, которые известны только Руководителю экспертизы, в этом случае результаты экспертных оценок идентифицируются данными номерами.

      5. Приглашенные эксперты предоставляют Руководителю работ свое письменное согласие на участие в экспертной оценке.

      6. Если экспертами являются юридические лица (их структурные подразделения), то результаты их экспертного оценивания оформляются протоколом, который утверждает руководитель юридического лица (уполномоченный представитель).

      7. Группа обеспечения разрабатывает процедуру и план мероприятий проведения опроса экспертов. При этом решаются следующие вопросы:

        • место и время проведения экспертизы;

        • количество и задачи туров экспертизы;

        • форма проведения экспертизы;

        • порядок фиксации и сбора результатов экспертизы;

        • состав формируемых документов.

      8. Группа обеспечения определяет методику обработки данных опроса экспертов, задачи и сроки обработки, процедуры и алгоритмы обработки, ресурсы, необходимые для проведения опроса экспертов и обработки результатов.

      9. Процедуру экспертного логического анализа для сравнительной оценки разных ПВК рекомендуется осуществлять на основе метода анализа иерархий, в случае индивидуальной оценки ПВК рекомендуется использовать метод рангов. Решение о применении того или иного метода ЭЛА принимает Руководитель экспертизы.

      10. В соответствии с принятым методом ЭЛА для проведения оценки каждого ПВК группа обеспечения составляет опросный лист или ведомость оцениваемых квалификационных требований – набор критериев или условий, которые должны быть удовлетворены для того, чтобы квалифицировать программный продукт на соответствие оцениваемым требованиям и готовность к использованию в заданных условиях эксплуатации. Опросный лист утверждается Руководителем экспертизы и доводится до сведения представителей правообладателей ПВК.

      11. Квалификационные требования могут подразделяться на группы:

        • обязательные к выполнению;

        • существенные;

        • предпочтительные;

        • дополнительные.

      12. Экспертный логический анализ квалификационных требований внутри каждой группы осуществляется независимо либо группам присваиваются весовые параметры.

      13. Для сравнительной оценки ПВК по квалификационным требованиям применяется шкала сопоставления суждений:

        • одинаковая значимость ПВК;

        • слабое предпочтение одного ПВК перед другим;

        • существенное предпочтение;

        • сильное предпочтение;

        • абсолютное доминирование;

        • промежуточные значения преобладания.

      14. Если процедура экспертного оценивания предполагает проведение индивидуальных или сравнительных тестовых испытаний ПВК, то такие испытания должны осуществляться в соответствии с положениями раздела 10 настоящего стандарта.

      15. Группа обеспечения экспертизы разрабатывает правила заполнения экспертами опросных листов и рассылает экспертам все необходимые материалы.

    1. Требования к составу экспертной группы

      1. В качестве экспертов могут участвовать как физические, так и юридические лица (их структурные подразделения). Экспертную группу следует комплектовать из высококвалифицированных специалистов и организаций разных профилей так, чтобы был охвачен весь спектр оцениваемых квалификационных требований, имеющих существенное значение.

      2. Основными профессиональными экспертами являются:

  • специалисты профильных организаций (структурных подразделений), занимающиеся разработкой, внедрением, эксплуатацией ПВК такого же класса, уровня и области применения, что и оцениваемые ПВК;

  • специалисты в областях, связанных с функционированием отдельных подсистем ПВК, например, в области моделирования, оптимизации и прогнозирования режимов, в области обработки фактических данных и ситуационного анализа, в области программных и архитектурных решений, информационных и распределенных технологий и т.д.;

  • специалисты в областях профессиональной деятельности, для которых предназначены ПВК, – прежде всего, специалисты диспетчерских служб (режимных групп, групп планирования режимов) и т.д.

      1. Проведение экспертизы, анализ и оценка результатов

        1. Справочный материал о методах обработки результатов экспертных оценок приведен в приложении Г.

        2. По завершении опроса экспертов группа обеспечения:

  • обрабатывает результаты в соответствии с выбранной методикой;

  • составляет проект отчета с результатами экспертного оценивания;

  • организует заключительное совещание экспертов, на котором проводятся обсуждение и утверждение результатов;

  • подготавливает итоговый отчет с результатами экспертного оценивания;

  • основные выводы по результатам экспертного оценивания оформляются в виде акта.

        1. В итоговом отчете и в акте экспертного оценивания могут быть зафиксированы особые мнения тех или иных экспертов по их требованию. Итоговый отчет и акт визируются всеми членами экспертной группы.

        2. Процедура оценки ПВК считается завершенной после утверждения Руководителем экспертизы итогового отчета и акта с результатами экспертного оценивания.

        3. Копии итогового отчета и акта экспертного оценивания направляются правообладателям (их представителям) ПВК.

        4. Руководитель экспертизы предоставляет руководителю организации (структурного подразделения) – Инициатору экспертизы – полный отчет о проведенных мероприятиях и результатах экспертного оценивания ПВК.

      1. Состав документов

        1. Распоряжение руководителя (уполномоченного лица) ГТО, ГДО ОАО «Газпром» или уполномоченных структурных подразделений об организации и проведении экспертной оценки ПВК. В распоряжении должны быть указаны:

  • цель экспертной оценки, обоснование ее необходимости, индивидуальная или сравнительная оценка;

  • наименование ПВК с указанием его правообладателя;

  • сроки и место выполнения работ;

  • руководитель выполняемых работ;

  • задачи, состав, функциональные обязанности и права группы обеспечения;

  • финансовое, материальное и техническое обеспечение работ.

        1. Извещение о проведении оценки ПВК, направленное правообладателю ПВК (его представителю).

        2. Письменное согласие правообладателя ПВК (его представителя) на участие в мероприятиях экспертной оценки ПВК.

        3. Решение о составе экспертной группы и регламент ее работы, утвержденные Инициатором экспертизы.

        4. Описание процедуры, план мероприятий проведения опроса экспертов, методика обработки результатов опроса экспертов, задачи и сроки обработки, процедуры и алгоритмы обработки, ресурсы, необходимые для проведения опроса экспертов и обработки результатов,

          все эти материалы разрабатываются группой обеспечения экспертизы и утверждаются Руководителем экспертизы.

        5. Если процедура экспертного оценивания предполагает проведение индивидуальных или сравнительных тестовых испытаний ПВК, то в комплект экспертных документов входят отчет и акт о результатах проведенных тестовых испытаний.

        6. Опросный лист или ведомость оцениваемых квалификационных требований разрабатывается группой обеспечения и утверждается Руководителем экспертизы.

        7. Заполненные экспертами опросные листы или иные документы, предусмотренные процедурой экспертизы.

        8. Итоговый отчет с результатами экспертного оценивания и акт с основными выводами по результатам экспертного оценивания, утвержденные Руководителем экспертизы.

        9. Полный отчет о проведенных мероприятиях и результатах экспертного оценивания ПВК, подготовленный Руководителем экспертизы для руководителя организации (структурного подразделения), инициировавшей экспертную оценку ПВК.


    1. Методика испытаний программно-вычислительных комплексов


      1. Общие положения, виды испытаний

        1. При организации и проведении тестовых испытаний ПВК необходимо руководствоваться ГОСТ 19.301, ГОСТ 34.603, ГОСТ Р ИСО/МЭК 12119.

        2. Испытания подразделяются на автономные с использованием заранее подготовленных контрольных примеров и эксплуатационные в условиях действующего производства.

        3. Испытания бывают индивидуальные, то есть проверке подвергается один конкретный ПВК, и сравнительные, когда осуществляется сравнение выполнения разными ПВК одних и тех же квалификационных требований.

        4. Испытания могут подразделяться:

  • на частичные;

  • комплексные.

        1. Испытания могут проводиться:

  • на платформе разработчика (корпоративные – внутренние);

  • платформе Заказчика, Пользователя (ведомственные);

  • испытательном полигоне, выбранном комиссией;

  • в лабораторных, полупромышленных, промышленных условиях.

        1. Эксплуатационные испытания являются ведомственными и проводятся на программно-технической платформе Заказчика, Пользователя.

        2. Испытания ПВК представляют собой процесс проверки выполнения заданных квалификационных требований, количественных и качественных характеристик ПВК.

        3. Во время автономных испытаний управление работой ПВК осуществляет уполномоченный сотрудник правообладателя ПВК.

        4. Во время эксплуатационных испытаний управление работой ПВК могут осуществлять как уполномоченный сотрудник правообладателя ПВК, так и подготовленный сотрудник организации Пользователя ПВК.

      1. Подготовка к проведению испытаний

        1. Процесс подготовки и проведения испытаний ПВК состоит из трех взаимосвязанных частей: организационная, информационная и техническая.

        2. Процедура испытаний ПВК инициируется распоряжением руководителя (уполномоченным лицом) ОАО «Газпром», ГТО, ГДО или уполномоченных структурных подразделений. В данном распоряжении должны быть указаны:

  • цель испытаний, обоснование их необходимости, вид – предварительные или приемочные, тип – индивидуальные или сравнительные;

  • наименование ПВК с указанием его правообладателя;

  • сроки и место выполнения испытаний;

  • Руководитель испытаний;

  • задачи, состав, функциональные обязанности и права группы обеспечения испытаний;

  • финансовое, материальное, техническое обеспечение работ.

        1. Извещение о проведении испытаний ПВК и копия распоряжения Инициатора испытаний направляются правообладателю ПВК (его представителю).

        2. Процедура испытаний ПВК реализуется только при наличии письменного согласия на участие в них правообладателя ПВК (его представителя).

        3. В случае согласия всех участников процесса испытаний ПВК создается экспертная (тестовая) группа. Решение о составе экспертной группы и регламент ее работы утверждается Инициатором испытаний.

        4. Приглашенные эксперты предоставляют Руководителю работ свое письменное согласие на участие в испытаниях ПВК.

        5. Экспертная группа определяет задачи и сроки обработки результатов испытаний, процедуры и методику обработки, ресурсы, необходимые для проведения испытаний и обработки результатов.

        6. В соответствии с принятым экспертной группой методом экспертно-логического анализа оценки результатов испытаний каждого ПВК группа обеспечения составляет квалификационную ведомость тестируемых требований.

        7. Квалификационная ведомость должна включать в себя набор функций и конкретных свойств ПВК, которые должны быть проверены в процессе испытаний. Квалификационная ведомость утверждается Руководителем испытаний и доводится до сведения представителей правообладателей ПВК.

        8. Квалификационные требования могут подразделяться на группы (см. 9.2.11).

        9. Для сравнительной оценки ПВК по квалификационным требованиям применяется шкала сопоставления суждений (см. 9.2.13).

        10. Экспертная группа разрабатывает Программу испытаний, которая должна содержать разделы:

  • объект испытаний;

  • цель испытаний;

  • общие положения;

  • объем испытаний;

  • условия и порядок проведения испытаний;

  • контрольные примеры;

  • обработка и анализ результатов;

  • метрологическое обеспечение испытаний;

  • отчетность.

        1. При составлении Программы испытаний экспертная группа руководствуется технической документацией ПВК (см. 8.3), а также требованиями к ПВК настоящего стандарта.

        2. Квалификационная ведомость и Программа сравнительных испытаний могут содержать квалификационные требования, не предусмотренные технической документацией какого-либо ПВК.

        3. Программа испытаний утверждается Руководителем испытаний.

        4. Группа обеспечения испытаний в соответствии с Программой разрабатывает технологическую карту подготовки и выполнения контрольных примеров, в которой указываются:

  • последовательность проверки квалификационных требований, операций, функций, задач ПВК и т.д.;

  • состав контрольных примеров;

  • условия, при которых должно выполняться тестирование контрольных примеров (исходные данные, расчетные схемы, режимы и т.д.);

  • организационный, технический, технологический порядок подготовки контрольных примеров и проведения испытаний их выполнения;

  • вид представления результатов испытаний.

        1. Технологическая карта испытаний утверждается Руководителем испытаний.

        2. Требования к контрольным примерам (заданиям)

          1. Контрольные задания испытаний должны планироваться и проводиться в соответствии с целями и задачами испытаний, требованиями к ПВК настоящего стандарта, а также в соответствии с положениями технической документации ПВК и руководством по эксплуатации.

          2. Контрольные задания испытаний процесса работы пользователя с ПВК должны быть направлены на проверку функционирования следующих основных блоков:

  • установка (инсталляция) ПВК;

  • настройки режимов ПВК и администрирования;

  • настройки интерфейса пользователя;

  • работа с редактором расчетных схем;

  • интерактивные средства работы с объектами и данными расчетных схем;

  • контроль корректности данных;

  • решение режимно-технологических задач;

  • управление вычислительным процессом и его диагностика;

  • управление внутренним и внешним информационным обменом;

  • средства отображения результатов;

  • управление взаимодействием с внешним программно-техническим окружением.

          1. Контрольные примеры, в ходе которых проверяются корректность и точность формул и методов расчета, могут включать:

  • расчеты отдельных параметров, например, свойств газа, параметров газового потока;

  • решение режимно-технологических задач для отдельных объектов: трубопровод, байпасный кран, кран редуцирования давления газа, газоперекачивающий агрегат и т.д.;

  • решение режимно-технологических задач для расчетных схем: компрессорный цех, линейный участок и др.

    При этом исходные данные, в частности, параметры контрольных режимов, подбираются таким образом, чтобы оценить:

  • качественные характеристики тестируемых формул, моделей, алгоритмов;

  • их соответствие физическим законам и технологическим особенностям моделируемого процесса;

  • качественное соответствие получаемых результатов условиям решаемой задачи;

  • границы применимости расчетных алгоритмов;

  • соответствие нормативным документам и стандартам ОАО «Газпром», межгосударственным и национальным стандартам.

          1. Контрольные примеры, основанные на использовании:

  • расчетных схем фрагментов реальных систем различных категорий: а) трубопроводные (магистральные, распределительные) системы; б) лучевые, магистральные газопроводы;

в) системы магистральных газопроводов с межсистемными перемычками;

г) газотранспортные системы регионального уровня газотранспортного объединения; д) системы сбора, подготовки газа к транспорту: промысловые газосборные сети, уста-

новки предварительной и комплексной подготовки газа, дожимные компрессорные станции, межпромысловый газосборный коллектор и т.д.;

  • исходных данных, отражающих в той или иной степени реальное состояние объектов и системы в целом.

    В ходе таких испытаний проверяется работоспособность алгоритмов и программ решения задач моделирования и планирования (в том числе оптимального) различных режимов.

          1. Контрольные примеры решения режимно-технологических задач с использованием фактических диспетчерских данных:

  • контроль адекватности расчетных режимов фактическим режимам;

  • адаптация моделей к реальным режимам;

  • моделирование и прогнозирование нестационарных режимов;

  • прогнозирование газопотребления и т.д.

    Испытания проводятся при взаимодействии компонентов ПТС ПВК, интерфейсов информационного обмена по предусмотренным «Программой и методикой испытаний» вертикальным и горизонтальным связям. Такие испытания обязательны при приемочных испытаниях.

    Основной целью таких испытаний являются сопоставление и оценка соответствия получаемых расчетных режимов фактическим режимам.

          1. Тестирование ПВК в режиме реального времени отличается тем, что не предполагает никаких специальных тестовых примеров, поскольку проверяемый комплекс должен решать задачи в условиях реально функционирующей системы (объекта) в автоматическом следящем режиме. Важнейшими тестируемыми характеристиками работоспособности комплекса в режиме реального времени являются:

  • его безотказность;

  • устойчивость ПВК к сбоям информационной системы, работающей в реальном времени;

  • адекватность нестационарной модели реальному процессу.

Данные испытания должны быть протяженными во времени, поскольку при испытаниях важно опробовать работоспособность ПВК на разных технологических режимах. Эти испытания проводятся в период опытной эксплуатации.

        1. При разработке контрольных примеров необходимо учитывать иерархию функциональных связей задач, реализованных в ПВК. Предварительное построение схем необходимо, поскольку для планирования испытаний ПВК на разных уровнях задач должны использоваться различные категории контрольных примеров; очередность испытаний ПВК следует планировать с нижних уровней к верхним уровням задач (в сторону усложнения их состава и связей), поскольку в случае неудачного результата испытаний ПВК будет значительно легче определить расчетные блоки, некорректная работа которых могла стать причиной.

Планирование контрольных примеров испытаний должно быть непосредственно связано с постановками и условиями решаемых ПВК задач и соответствовать технической документации ПВК.

Контрольный пример должен соответствовать требованиям, предъявляемым к расчетному блоку ПВК для решения проверяемой задачи.

Для этого необходимо:

  • определить расчетную схему, состав оборудования;

  • определить перечень параметров, которые должны быть заданы, чтобы задача математически имела корректное решение;

  • задать различные наборы значений параметров, не противоречащие физическим законам и технологии процесса;

  • определить перечень параметров, которые являются расчетными;

  • определить критерии, по которым будет оцениваться результат испытаний. Статистические методы оценок качества расчетных режимов приведены в приложении В.

    10.2.19 Испытания подсистемы защиты информации в ПВК осуществляются по соответствующей «Программе и методике проведения аттестационных испытаний комплексной защиты информации в ИУС П на соответствие требованиям безопасности», разрабатываемой в соответствии с методическими указаниями специалистов Управления информационной безопасности Службы корпоративной защиты ОАО «Газпром».

      1. Условия и порядок проведения испытаний

        1. В установленные сроки в соответствии с технологической картой испытаний уполномоченный представитель правообладателя ПВК последовательно выполняет на ПВК контрольные примеры. Группа обеспечения контролирует соблюдение всех условий испытаний. Экспертная группа в квалификационной ведомости фиксирует результаты испытаний.

        2. В процессе испытаний также ведется протокол, в котором могут фиксироваться тестируемые операции, результаты и замечания. Экспертная группа может в процессе выполнения тестов изменять условия тестирования (исходные данные и т.д.) в пределах их соответствия Программе испытаний, что должно быть отражено в протоколе.

        3. После завершения испытаний на основе протокола испытаний и квалификационной ведомости оформляется акт результатов испытаний, в котором экспертная группа должна представить свои основные выводы.

        4. Акт испытаний должен содержать заключение, перечень замечаний и рекомендаций.


      1. Анализ и оценка результатов испытаний

        1. Для качественной обработки и анализа результатов испытаний экспертной группе необходимо:

  • определить показатели, по которым будет проводиться оценка успешности или неуспешности испытаний;

  • определить методику, которая будет применяться для принятия решения по итогам испытаний:

    а) различные критерии качества;

    б) попадание результатов в доверительные интервалы;

    в) сопоставление результатов расчетов с эталонными или фактическими данными согласно принятым критериям качества;

    г) экспертные оценки и т.д.

    Выбор показателей оценки, методов анализа результатов испытаний должен соответствовать типам проводимых испытаний, категориям контрольных примеров, тестируемым задачам и расчетным процедурам.

    При этом в Программе испытаний для каждого конкретного испытания должны быть указаны критерий и метод анализа и оценки результатов.

        1. Оценками качества ПВК являются следующие основные показатели:

  • функциональные возможности;

  • надежность;

  • практичность;

  • эффективность;

  • сопровождаемость;

  • мобильность.

    При этом используется пятибалльная шкала: отличное, хорошее, удовлетворительное, неудовлетворительное, не реализовано.

        1. Анализ и оценку результатов осуществляет экспертная группа либо индивидуально (каждым экспертом самостоятельно), либо коллективно (в процессе дискуссии).

          1. В случае индивидуального оценивания результатов испытаний дальнейшая процедура обработки результатов осуществляется в соответствии с положениями 9.4.

          2. В случае коллективного оценивания результатов испытаний каждый эксперт имеет право указать в протоколе испытаний свое особое мнение.

    10.5 Состав документов

    В состав документов входят:

  • распоряжение руководителя (уполномоченного лица) ОАО «Газпром», ГТО, ГДО или уполномоченных структурных подразделений об организации и проведении испытаний ПВК. В распоряжении должны быть указаны:

а) цель испытаний, обоснование необходимости, вид испытаний (автономные, эксплуатационные), тип испытаний (частичные, комплексные);

б) наименование ПВК с указанием его правообладателя; в) сроки и место выполнения работ;

г) Руководитель испытаний;

д) задачи, состав, функциональные обязанности и права группы обеспечения; е) финансовое, материальное и техническое обеспечение работ;

  • извещение о проведении испытаний ПВК, направленное правообладателю ПВК (его представителю);

  • письменное согласие правообладателя ПВК (его представителя) на участие в мероприятиях испытаний ПВК;

  • решение о составе экспертной группы и регламент ее работы, утвержденные Руководителем экспертизы;

  • квалификационная ведомость;

  • Программа испытаний;

  • технологическая карта подготовки и проведения испытаний;

  • протокол испытаний;

  • итоговый отчет с результатами испытаний и акт с основными выводами по результатам испытаний, утвержденные Руководителем экспертизы;

  • полный отчет о проведенных мероприятиях и результатах испытаний ПВК, подготовленный Руководителем экспертизы для руководителя организации (структурного подразделения), инициировавшей испытания ПВК.

    В случае оценивания результатов испытаний индивидуально каждым экспертом в состав документов дополнительно входят:

  • заполненные экспертами квалификационные ведомости (опросные листы) или иные документы, предусмотренные процедурой экспертизы;

  • итоговый отчет с результатами обработки экспертного оценивания результатов испытаний.

  1. Требования к эксплуатации программно-вычислительных комплексов


    1. Порядок приемки в эксплуатацию

      1. Решению о приемке ПВК в эксплуатацию предшествуют приемочные испытания.

      2. Приемочные испытания проводятся с целью установления соответствия фактических эксплуатационных характеристик ПВК предъявляемым квалификационным требованиям.

      3. Приемочные испытания ПВК являются индивидуальными, комплексными и ведомственными, то есть проводятся на платформе Пользователя.

      4. Методика подготовки, проведения, оценка результатов испытаний и состав документов изложены в разделе 10.

      5. Итоговым документом приемочных испытаний является акт приемки в промышленную эксплуатацию, который подписывается членами приемочной комиссии и утверждается уполномоченным представителем руководства организации. Документ оформляется в соответствии с ГОСТ 34.201 и РД 50-34.698-90 [2].

      6. При отсутствии каких-либо компонентов внешнего информационного взаимодействия с ПВК допускается замена их имитаторами.

      7. Приказ о вводе в промышленную эксплуатацию ПВК выпускается за подписью уполномоченного представителя руководства организации.

    1. Требования к обеспечению эксплуатации

      1. ПВК является составной частью бизнес-архитектуры функционального многоуровневого бизнес-процесса «Диспетчерское управление».

      2. Информационное, техническое, организационное обеспечение эксплуатации ПВК со стороны служб АСУ ТП, ПДС, АСДУ должно соответствовать требованиям эксплуатационной документации.

      3. Программно-техническое обслуживание ПВК выполняется службой (отделом) АСУ ТП (АСДУ) соответствующего подразделения и не требует наличия дополнительного персонала. Операции по проведению расчетов, изменению уставок, анализу результатов, корректировке граничных условий и т.п. выполняются специалистами диспетчерской службы или службы оптимизации режимов. Операции по переконфигурированию ПТС и по изменению параметризации баз данных, а также по коммуникационным средствам выполняются системным инженером службы АСУ (АСДУ) во взаимодействии со службой связи.

      4. Специалисты, эксплуатирующие ПВК, должны иметь необходимые знания для работы с компьютером на уровне пользователя, а также пройти обучение, обязательно пред-

        усмотренное договором с поставщиком ПВК. Обучение персонала должно быть произведено с привлечением специалистов-разработчиков комплекса, в том числе в зависимости от условий контракта на платформе Разработчика.

      5. Режимы функционирования ПВК, функциональные обязанности обслуживающего и эксплуатационного персонала регламентируются документом «Правила и порядок эксплуатации ПВК», утверждаемым уполномоченным представителем руководства организации.

      6. Приказ о вводе в промышленную эксплуатацию ПВК издается за подписью руководителя организации (уполномоченного представителя).

Приложение А

(справочное)


Основные цели и функциональные задачи диспетчерского управления


А.1 Производственный цикл добычи газа включает в соответствии с СТО Газпром НТП 1.8-001: извлечение газа из скважин – сбор сырого газа – осушка газа – компримирование – охлаждение газа – регенерация диэтиленгликоля и метанола – мониторинг качества и количества газа, подаваемого в магистральный газопровод.

А.2 Производственный цикл магистрального транспорта газа включает: очистку – компримирование – охлаждение газа – мониторинг качества и количества газа, подаваемого в магистральный газопровод, – подача газа в газораспределительные системы.

А.3 Производственный цикл подземного хранения газа включает: компримирование – охлаждение газа – закачка газа – извлечение газа из хранилища – сбор сырого газа – осушка газа – регенерация диэтиленгликоля и метанола – мониторинг качества и количества газа, подаваемого в магистральный газопровод.

А.4 Типовые схемы функциональных задач диспетчерского управления, включающие в себя базовые технологические процессы, цели управления, функциональные задачи управления технологическими процессами для каждого вида производств, приведены на рисунках А.1, А.2. Основные цели и функциональные задачи ДУ ГДО приведены в таблицах А.1, А.2. Ос-

новные расчетные задачи приведены на рисунке А.4.



image

Рисунок А.1 – Основные задачи управления технологическими процессами ПТК ГДО

Схема основных компонент системы поддержки диспетчерского управления производственно-технологическими процессами представлена на рисунке А.3.

А.5 Бизнес-процесс «Управление потоками газа ЕСГ и режимами работы систем добычи, подготовки, транспорта газа», который выполняется на всех уровнях диспетчерского управления ОАО «Газпром» в циклическом режиме:

  • оперативное планирование;

  • оперативное управление;

  • оперативный контроль.


image

Рисунок А.2 – Основные задачи управления технологическими процессами ПТК ГТО


image

Рисунок А.3 – Схема основных компонент системы поддержки диспетчерского управления

Результатом данного бизнес-процесса является диспетчерское задание, выдаваемое вышестоящим уровнем управления нижестоящему.

А.6 Исходными данными бизнес-процесса «Управление потоками газа ЕСГ и режимами работы систем добычи, подготовки, транспорта газа» являются:

  • значения фактической добычи газа ГДО, загрузки ГТС ГТО;

  • текущие режимные параметры объектов ЕСГ;

  • прогнозные показатели (изменения объемов подачи и потребления природного газа всеми категориями внешних и внутренних потребителей в зависимости oт влияния трех основных групп факторов – хронологических, метеорологических и организационных);

  • статистическая информация, заявки на остановку объектов для проведения ремонтных работ;

  • краткосрочные заявки на следующие сутки российских и зарубежных потребителей газа и т.д.

    А.7 Управление потоками газа ЕСГ и режимами работы систем добычи, подготовки, транспорта газа ОАО «Газпром» как единой технологической взаимосвязанной системы носит иерархический трехуровневый характер:

  • первый уровень – управление объемами добычи и потоками газа по ЕСГ в целом, осуществляемое ЦПДД;

  • второй уровень – управление режимами работы систем добычи, подготовки, транспорта газа в административных границах дочерних газодобывающих и газотранспортных обществ ОАО «Газпром»;

  • третий уровень – сбор, передача, контроль данных и реализация управлений.

Результаты расчетов на 1-м уровне являются исходными данными для расчетов на 2-м уровне в виде границ установленных ограничений значений технологических параметров ГТС ГТО, СДСПГ ГДО.

Характер расчетов на каждом уровне определяется объектом расчета и степенью конкретизации фактических условий.

Оперативное управление потоками газа по ЕСГ на 1-м уровне осуществляется в следующем цикле:

  • сбор оперативной диспетчерской информации от дочерних газотранспортных обществ ОАО «Газпром»;

  • балансирование потоков газа по ЕСГ (расчет фактического суточного распределения потоков по ГТС);

  • анализ фактического суточного распределения потоков по ГТС, ССПГ;

  • прогнозирование газопотребления, изменения запаса газа на участках ГТС и других показателей оперативного баланса газа ГТО;

  • расчет возможных (с учетом прогнозных изменений) потоков газа по ГТС ЕСГ ОАО «Газпром»;

  • расчет оптимальных потоков газа по ГТС ЕСГ ОАО «Газпром»;

  • расчет оптимальных режимов работы ГТС (технологического коридора) при изменившемся распределении потоков газа на границах участков ГТС (при необходимости);

  • разработка диспетчерских заданий для ГТО/ГДО;

  • контроль выполнения диспетчерских заданий ГТО/ГДО;

  • разработка корректирующих диспетчерских заданий для ГТО/ГДО (при необходимости). Оперативное управление добычей и потоками газа по СДСПГ ГДО на 2-м уровне управ-

    ления осуществляется в следующем цикле:

  • анализ фактической ситуации:

а) анализ выполнения диспетчерских заданий ЦПДД по объемам добычи и подготовки газа к транспорту;

б) анализ режимов работы скважин, установок комплексной подготовки газа, газоперекачивающего оборудования ДКС (работа, резерв, ремонт);

в) анализ оперативного баланса (часового, суточного) объемов добываемого и передаваемого в МГ газа газотранспортным обществом, потребление газа на собственные технологические нужды;

г) анализ выполнения запланированных работ на объектах СДСПГ;

  • расчет корректировок фактических объемов добычи, необходимых для выполнения задания ЦПДД;

  • расчет изменения режима работы газодобывающего оборудования;

  • оптимизация рассчитанного режима работы оборудования;

  • подготовка диспетчерских заданий для газодобывающих управлений;

  • контроль исполнения диспетчерских заданий, т.е. сравнение факта и задания по всем показателям оборудования СДСПГ;

  • разработка корректирующего диспетчерского задания при наличии отклонения (фактзадание).

    Оперативное управление потоками газа по ГТС ГТО на 2-м уровне управления осуществляется в следующем цикле:

  • анализ фактической ситуации:

а) анализ выполнения диспетчерских заданий ЦПДД по транспорту газа; б) учет расхода газа по потребителям;

в) анализ оперативного баланса (часового, суточного) объемов газа (поступление в газотранспортную систему, подача соседним газотранспортным организациям и потребителям через ГРС, потребление газа на собственные технологические нужды, закачка в хранилища);

г) анализ режимов работы газоперекачивающего оборудования, состояния парка ГПА (работа, резерв, ремонт), положения межсистемных перемычек, реверсных газопроводов, узлов редуцирования газа и т.д.;

д) анализ выполнения запланированных работ на объектах магистральных газопроводов;

  • расчет корректировок фактических потоков, необходимых для выполнения задания ЦПДД, т.е. определение, по какому участку ГТС какие изменения необходимо произвести и за счет чего (ПХГ, запас газа, потребители, загрузки ГПА, межсистемных перетоков и т.д.);

  • расчет изменения режима работы газотранспортного оборудования;

  • оптимизация рассчитанного режима работы оборудования;

  • подготовка диспетчерских заданий для ЛПУ МГ (положение межсистемных перемычек, загрузку ГПА в компрессорных цехах, загрузку ГРС (только в моменты ограничений), узлов редуцирования газа (сбросы) и т.д.);

  • контроль исполнения диспетчерских заданий, т.е. сравнение факта и задания по всем показателям оборудования ГТС;

  • разработка корректирующего диспетчерского задания при наличии отклонения (фактзадание).

Таблица А.1 – Основные цели и функциональные задачи ДУ ГДО


Цели ДУ

Наименование функциональной задачи ДУ

Оптимальное планирование объемов и режимов добычи газа (годовое, квартальное, месячное, суточное планирование)

Планирование оптимального отбора газа из скважин.

Планирование оптимального распределения производительности кустов. Планирование оптимальных потоков газа по шлейфам и коллекторам.

Планирование оптимальных режимов работы МПК, УКПГ и ДКС. Планирование оптимальных режимов работы МПК, УКПГ, ДКС, ПГСК, кустов скважин, скважин

Обеспечение качества газа в соответствии с требованиями стандарта

Минимизация затрат на обеспечение предварительной очистки газа. Точность измерений количества и качества газа


Оперативное управление

Оптимальное управление дебитом скважин.

Оптимальное управление производительностью кустов скважин, поддер-

режимами добычи, сбора и

жание расхода газа.

подготовки газа к транс-

Поддержание оптимального гидродинамического режима комплекса:

порту

скважины – кусты – промысловые коллекторы – УКПГ, ДКС – межпро-

мысловый коллектор

Анализ фактического состояния объектов добычи газа ГДО

Анализ состояния объектов добычи газа ГДО.

Анализ краткосрочных прогнозных показателей добычи. Ситуационный анализ аварийных или нештатных ситуаций



image

OcHoam;re 3a'A8"qif ynpann:emm: r,n;o I


image


image

3a,ita'DI onepaTIIBHoro 1vramrpoBa.HID1,ynpruu1emra HpexoHCT_Pyxmm -I

J l L 1

i ---iJi ft)--1 -1 ------C-MTK ------1 -1 -----KoMl!lieKc f,ll;O

31Wi'IH OII'IHMaJILHOro ynpa:mremm


image


image

OIITHMaJILHoe pacrrpe)IeJICID'.[e TIOTOKOB

ofu.e.Max


image

I ! n•• e Ta c

! ! KaK pe3}".rn.TaT CMememm

I . IlOTOKOB co C.KBa:l!Dlli


image

! ! Mon:eJtMJ>OBaHlile peXllMoa

W pa60Thl: fC np:e: H3MeHmOIT(HXCJI

i ! yc.."IOBIDIX nOCTaBKH: rasa B MIIK


image

I ; l i:a.HHpoBaH111e BBO,lla

U B 3KC:rmyanm;KIO,

peKOHCTPYKIJ.IDI HJaMem.I

rrpOMHCJl:O:OOro o6opy;n;oBa.HIDI


image

image

Ilna:rmpoBamle cpOKOB ll ycnomdi BBO,n;a B 3KCrmya raI{HIO HO:m.IX )],KC, a Ta.Kllre peKOHC'J:'PYICUHH H3IDdCIIl:l

}'Xe cym;ecr:ayrom:ex M'Om,HOC're'lt

Th:ra.Impo:aami:e 016opoB c ra.JOBhIX

H npOMbICJIOB IIPH 33,Il;aHHhlX

rroKaJa'relUIXpa60T.hl r,n;o


image

image

Th:ra.ImpoBB.HMe pa6oThl TIO,!lCHCTeMbl JJ;KC -MITK !IpHH3MeHmo:n:qmrosr ycnommx nocTaBKM. ra3a B MT

ilnam!poBIUIHe paOOThr fII0

W C yqeroM rom:aMHICK H3MCHCHIDI

image

remOJIOI'K'Iec:KIIX napa:Me'fPOB H COCTOmrIDI o6opy;n;OBaFmJI


ITu:aHHpo:aami:e noCTSBn ra3a B Mr B CBJI3M C HepaBHOMepHhlM rrarpe6.n:eHHeM ra::;a B TeqeHHe ro,na


3a,ro;aqa :m.IDopa pan;IIOHaJII>Horo

BapHlllml p!l3Blrnili f,(10

IlpH 3al{aHHblX

image

image

OnTKMa.Jihlfoe ynpa.wJeHHe

ycra.HOmmMH no,n:roromrn

npHPOJJ;HOI'O :ra3a

IlocTaBKa ra:m n Mr c J<maIDillMl!

.n;mmeIDl:eM Hnonaa:remn.m KlJqCC'fBa

np11 OilTiiM.a.JlbHblX (B CMMCJIC lQJHTepHJJ.

M.lmKMy:MR CTOHMOC'I'HbIX JaT:PRT)

pe>rnMax pa60Th< ,!!KC,, MIIK

rasa ncrrpe61ITCJI.!iM

lJOCTaBKl>f


Cl

0....,



°' PHCYHOK A.4 OcHOBHbJe pacqeTHbJe 3a,11aqH JJ:Y r;:i:o

'8

0==

"-'

0

N-'

Таблица А.2 – Основные цели и функциональные задачи ДУ ГТО


Цели ДУ

Наименование функциональной задачи ДУ


Оптимальное планирование объемов поставок газа потребителям и режимов транспорта газа по ГТС (годовое, квартальное, месячное, суточное планирование)

Расчет объемов поставок газа потребителям на планируемый период. Расчет ТВП и ТВПС участков ГТС ГТО с учетом ремонтных и диагностических работ.

Расчет пропускной способности и производительности участков ГТС, в том числе с учетом ремонтных работ.

Расчет оптимальных потоков газа по ГТС и режимов, в том числе при проведении профилактических ремонтных работ.

Расчет необходимой потребности в газе на собственные нужды и электроэнергии для выполнения товаротранспортной работы


Анализ фактического выполнения планов и состояния ГТС и объектов транспорта газа

Учет подачи газа потребителям и расчет балансов газа по ГТС ГТО (суточный, месячный, квартальный, годовой).

Анализ выполнения основных плановых показателей работы ГТС и утвержденного баланса газа.

Анализ состояния газотранспортного оборудования, проводимых и запрашиваемых ремонтных и диагностических работ на ГТС.

Анализ фактического суточного распределения потоков по участкам ГТС. Анализ краткосрочных прогнозных показателей транспорта газа.

Ситуационный анализ аварийных или нештатных ситуаций


Оперативное управление режимами магистрального транспорта газа

Расчет необходимых корректировок режима работы ГТС с учетом прогнозных данных для выполнения задания ЦПДД.

Расчет оптимальных режимов работы ГТС по заданным критериям. Расчет режимов оперативного управления, в том числе при локализации аварийных и нештатных ситуаций.

Расчет режима работы ГТС после проведения аварийно-восстановительных работ

Приложение Б

(рекомендуемое)


Типовой состав расчетных задач


Б.1 Расчет свойств газа и газового потока по полному или частичному компонентному составу

Наименование задачи Расчет параметров:

  • молярная масса;

  • газовая постоянная;

  • плотность при стандартных условиях;

  • псевдокритические давление и температура;

  • параметр сжимаемости при стандартных условиях;

  • низшая и высшая теплота сгорания;

  • расчет параметров газа при рабочем давлении, температуре, расходе: а) плотность газа;

    б) удельная изобарная теплоемкость; в) коэффициент сжимаемости;

  • коэффициент изоэнтропы (адиабаты);

  • коэффициент Джоуля – Томпсона;

  • число Рейнольдса;

  • динамическая вязкость;

  • точка росы по воде и углеводородам.


Б.2 Режимно-технологические задачи технологических объектов ГТС

Наименование задачи Трубопровод.

Прямой расчет параметров стационарного неизотермического газового потока по трубопроводу.

Расчет коэффициентов гидравлической эффективности и теплообмена трубопровода на основе методов идентификации.

Расчет производительности трубопровода при стационарном неизотермическом режиме. Расчет режима пропуска поршня по трубопроводу.

Расчет параметров нестационарного, неизотермического газового потока по трубопроводу. Расчет параметров нестационарного процесса опорожнения трубы.

Расчет параметров нестационарного процесса заполнения трубы.

Расчет запаса газа и его изменения в трубе. Расчет объема стравливаемого газа:

  • при опорожнении трубопровода через один или несколько свечных кранов;

  • продувке трубопровода;

  • наличии частичного или полного разрыва трубопровода. Газоперекачивающий агрегат.

Прямой расчет параметров режима ГПА, режимно-энергетических показателей. Расчет области допустимых параметров режимов ГПА и газового потока.

Расчет производительности (текущей, максимальной, минимальной) ГПА.

Расчет оборотов ГПА, обеспечивающих заданные параметры режима перекачки газа. Расчет параметров режима работы ГПА в условиях байпасирования газового потока. Компрессорный цех, компрессорная станция.

Расчет параметров газового потока на выходе КЦ и режимно-энергетических показателей работы расчетных объектов КЦ (ГПА, АВО, трубопроводная обвязка, перепускные краны).

Расчет производительности (текущей, максимальной, минимальной) КЦ, КС.

Расчет режима работы КЦ, КС в условиях внутрицехового байпасирования газового потока (по среднему контуру).

Расчет расхода газа на собственные нужды цеха, в том числе на компримирование, пускового газа по каждому ГПА.

Расчет оптимальных оборотов ГПА КЦ, КС, обеспечивающих заданные параметры режима перекачки газа.

Расчет оптимальной схемы ГПА КЦ, КС, обеспечивающих заданные параметры режима перекачки газа.

Расчет для КЦ (ГПА с нерегулируемым приводом) степени открытия цехового кранарегулятора, обеспечивающей заданные параметры компримирования газового потока, при соблюдении режимно-энергетических ограничений ГПА.

Расчет для КЦ (ГПА с нерегулируемым приводом) оптимальной схемы ГПА и степени открытия цехового крана-регулятора, обеспечивающих заданные параметры компримирования газового потока, при соблюдении режимно-энергетических ограничений ГПА.

Адаптация модели КЦ, КС к фактическим режимам на основе методов идентификации эмпирических параметров.

Расчет режима работы КЦ, КС в условиях редуцирования газового потока.

Расчет параметров газовых потоков на выходах КЦ и КС и режимно-энергетических параметров работы расчетных объектов КЦ при параллельной и сетевой схемах подключения КЦ к трассе ГТС.

Расчет оптимальных режимов работы КЦ и КС, обеспечивающих заданные параметры компримирования газового потока, при соблюдении режимно-энергетических ограничений ГПА, при параллельной и сетевой схемах подключения КЦ и КС к трассе ГТС.

Аппараты воздушного охлаждения газа.

Прямой термоэнергетический расчет параметров режима работы АВО.

Расчет необходимого числа работающих секций и вентиляторов АВО для обеспечения заданного теплового режима.

Адаптация модели АВО к фактическим параметрам режима.

Краны байпасирования, редуцирования газового потока, краны-регуляторы. Расчет параметров газового потока на выходе крана.

Адаптация расчетной модели крана к заданным (фактическим) режимам.


Б.3 Режимно-технологические задачи транспорта газа по ГТС (расчетный режим off-line)

Наименование задачи

Расчет параметров стационарного неизотермического режима транспорта газа по ГТС (объектам, подсистемам), режимно-технологических параметров и параметров эффективности транспорта газа.

Расчет показателей соответствия стационарной модели ГТС (объектов, подсистем) заданному режиму транспорта газа.

Расчет запаса газа и его изменения в трубопроводной системе.

Расчет показателей качества товарного газа, поставляемого потребителям, как результат смешения потоков газа в ГТС.

Расчет квазиоптимального стационарного режима транспорта газа по ГТС, обеспечивающего заданный план поставок газа, по одному из следующих аддитивных критериев:

  • минимум энергетических или стоимостных затрат на транспорт газа при заданных объемах и давлениях на входах/выходах МГ, ГТС;

  • минимум числа работающих ГПА;

  • минимум давлений на входах ГТС, при которых возможен транспорт заданного объема газа;

  • максимум аккумуляции газа в трубопроводах;

  • с использованием процедур мультикритериальной оптимизации, в частности, на основе ранжирования набора критериев.

Расчет максимальной технически возможной производительности МГ. Расчет максимальной пропускной способности МГ.

Интерактивное имитационное моделирование нестационарного режима транспорта газа по ГТС при асинхронном вводе управлений.

Расчет нестационарного режима транспорта газа по ГТС при наличии аварийных или нештатных ситуаций.

Б.4 Режимно-технологические задачи транспорта газа по ГТС (расчетный режим on-line)

Наименование задачи

Статистическая обработка данных фактического режима (регрессионное сглаживание, расчет точечных и интервальных оценок замеряемых параметров, фильтрация аномальных значений параметров).

Прогноз значений замеряемых параметров газового потока (давление, температура, расход). Расчет запаса газа и его изменения в трубопроводной системе ГТС.

Расчет балансов и параметров газовых потоков в ГТС (на основе нестационарных моделей). Прогнозирование газопотребления крупными потребителями.

Прогнозирование динамики поставки газа.

Прогнозирование динамики балансов и газовых параметров потоков в ГТС (на основе нестационарных моделей).

Оценка и контроль адекватности модели (стационарных и нестационарных) режимов ГТС (объектов, подсистем) реальному режиму транспорта газа.

Адаптация модели (стационарных и нестационарных) режимов ГТС (объектов, подсистем) к реальному режиму транспорта газа.

Контроль соблюдения ОДР параметров стационарного и нестационарного режимов, распознавание предаварийных и аварийных ситуаций на ЛУ.

Оценка динамики гидравлической эффективности ЛУ на основе методов решения задач идентификации.

Расчет условий и параметров гидратообразования в трубопроводе, количества метанола, необходимого для очистки трубопроводной системы.

Расчет оптимальных траекторий (во времени) управлений режимами работы компрессорных цехов КС.

Б.5 Расчетные задачи ПВК в области добычи газа, газового конденсата, сбора и подготовки его к транспорту

Наименование задачи

Расчет режима трубопроводных систем промыслового коллектора от кустов скважин до УКПГ (возможен двухфазный поток).

Расчет режима конденсатопроводов (контроль и предупреждение образования двухфазного потока).

Расчет стационарного и нестационарного режимов межпромыслового коллектора в составе УКПГ, трубопроводной системы, ДКС.

Расчет режимов работы установок адсорбционной и абсорбционной осушки газа. Расчет режимов работы установок низкотемпературной сепарации газа.

Расчет квазиоптимального стационарного режима работы межпромыслового коллектора с прилегающими ПГСК, УКПГ и ДКС. Основными критериями оптимизации являются:

  • максимум отбора газа при заданных ограничениях на отборы по промыслам и давлениям газа на выходах ДКС;

  • минимум энергетических или стоимостных затрат при заданных граничных условиях: отборы газа с промыслов, давления газа на входах УКПГ, давления на входах КЦ головных КС МГ;

  • минимум энергетических или стоимостных затрат при заданных граничных условиях: отборы газа с кустов скважин, давления газа на выходах кустов скважин, давления на входах КЦ головных КС МГ;

  • расчет объемов отбора газа с промыслов (минимум энергетических или стоимостных затрат на добычу газа и ДКС) при заданном общем объеме добычи газа, заданных ограничениях, давлениях газа на входах КЦ головных КС МГ;

  • локальные максимумы отбора газа по отдельным промыслам при заданных отборах по остальным промыслам.

    Приложение В

    (рекомендуемое)


    Статистические методы оценок качества расчетных режимов


    В.1 Общая схема статистической обработки данных рассогласований расчетных и замеренных параметров

    В.1.1 Основным назначением расчетных моделей является получение множества расчетных параметров технологического процесса. При проведении испытаний ПВК встает проблема оценки, насколько корректно, полно и точно расчетный режим отражает фактический режим. В.1.2 Один из способов решения данной проблемы заключается в применении методов математической статистики для анализа невязок и рассогласований параметров расчетного ре-

    жима x^ (t ) и соответствующих замеров параметров фактического режима x*(t ).

    i j i j

    В.1.3 Процедура оценки качества расчетных режимов включает в себя следующие этапы обработки данных:

  • формирование массивов расчетных x^ (t ) и замеренных x*(t ) параметров газового потока;

    i j i j

    0i

  • оценка дисперсий 2

    погрешностей показаний приборов;

  • проверка временных рядов замеров x*(t ) на тренд (стационарность);

    i j

  • формирование невязок (В.1) рассогласований замеров и расчетных параметров модели, расчет их точечных и интервальных статистических характеристик, проверка статистических гипотез:

а) проверка невязок на соответствие нормальному закону распределения с нулевым математическим ожиданием, то есть проверка на отсутствие временного тренда невязок;

б) проверка соответствия погрешности расчетного режима погрешности замеров; в) проверка невязок на наличие аномальных выбросов;

г) проверка несмещенности оценок корректирующих параметров модели (коэффициент гидравлической эффективности, теплообмена ТС и т.д.);

  • формирование временных рядов оценок корректирующих параметров расчетной модели (коэффициент гидравлической эффективности, теплообмена ТС и т.д.);

  • расчет точечных и интервальных статистических характеристик оценок корректирующих параметров;

  • ситуационный анализ результатов, который включает проверку следующих заключений: а) расчетный режим адекватен фактическому режиму;

б) возможно, что модель не соответствует характеру режима;

в) возможно, что расчетная топология систем добычи, сбора, подготовки, транспорта газа не соответствует фактической;

г) возможны процессы, не учтенные в модели; д) возможны аномальные замеры;

е) расчетный режим статистически не адекватен фактическому режиму по тем или иным замеряемым параметрам.

Далее рассматриваются методы реализации указанных этапов обработки данных.

В.2 Формирование массивов невязок рассогласований расчетных и замеренных параметров

В.2.1 Системы телеизмерений поставляют временные ряды замеров параметров x*(t ),

i j

каждый из которых является суммой детерминированной x^ (t ) и хаотической

image

i j i,j

составляющих:


(В.1)


где tj – момент времени j-го замера ( j = 1, ..., ni).

Значение замеряемого параметра x*(t ) соответствует оценке детерминированной ком-

i j

поненты x^ (t ) расчетного режима.

i j

image

В.2.2 Хаотическая составляющая может иметь следующие компоненты:


(В.2)


0i

где c.c. – случайный шум, который характеризуется дисперсией погрешности показаний прибора 2 ;

с.п. – систематическая погрешность, обусловленная многими факторами, в частности, применяемыми численными методами;

к.з. – составляющая, обусловленная взаимной корреляцией замеряемых параметров,

снятых в разных узлах технологической системы. В общем случае все замеряемые технологические параметры системы коррелированы между собой посредством технологического процесса;

в.ф. – погрешность, зависящая от выбора расчетной модели.

В.2.3 Множество замеряемых параметров x*(t ) формируется из замеров давления, расхода,

i j

температуры фактического режима и не участвует в качестве исходных данных для расчета режима, то есть по отношению к расчетному режиму является избыточным.

Для процедуры оценивания качества расчетных режимов все рассматриваемые параметры необходимо разбить на категории: давление, расход, температура газа. В каждую категорию параметров входят массивы данных по каждому замерному датчику (временные ряды парамет-

ров) tj, x*(t ), x^ (t ), 2 .

i j i j 0i

0i

В.3 Оценка дисперсии 2 погрешности показаний приборов

В.3.1 Для каждого замера по классу точности прибора вычисляется оценка дисперсии

0i,j

погрешности показаний прибора. Оценка дисперсии погрешности показаний прибора 2

вы-

числяется при предположении, что случайная составляющая замеров с.с. имеет нормальное распределение.

Вероятность того, что детерминированная составляющая x^ (t ) лежит в доверительном


интервале x*(t ) – Δ*

i j

< x^ (t ) < x*(t ) + Δ* , вычисляется по формуле

i j i,j i j i j

i,j


image

где Ф – функция Лапласа;

Δi,j – теоретическая абсолютная погрешность показаний прибора x*(t ).


(В.3)

i j

При условии, что значения вероятности доверительного уровня, равного P(x*(t ) – Δ* <

i j i,j

< xi(tj) < x*(t ) + Δ* ) = 0,975, оценку дисперсии погрешности измерительного прибора вычисляют

i j i,j

по формуле


image

image

или средняя дисперсия погрешности прибора на интервале замеров:


(В.4)


(В.5)


В.4 Проверка временных рядов замеров x*(t ) на случайность и на тренд (стационарность)

i j

В.4.1 Целью данного этапа обработки временных рядов замеров параметров x*(t ) является

i j

разграничение стационарных и нестационарных фактических режимов. Если временные ряды замеров не являются случайными и имеют временной тренд, то причиной неадекватности расчетного режима фактическому режиму может являться применение стационарных расчетных моделей для нестационарных фактических режимов.

В.4.2 Для проверки случайности временного ряда x*(t ) рекомендуется использовать кри-

i j

терии поворотных точек, длины серий Кендалла в соответствии с изданиями [3], [4], [5].

В.5 Расчет точечных и интервальных статистических характеристик невязок i,j расчетных и замеренных параметров

В.5.1 В соответствии с В.2 для каждого i-го временного ряда сравниваемых параметров

вычисляются невязки i,j = (x*(t ) – x^ (t )).

i j i j

Этот этап обработки данных включает в себя следующие подразделы:

  • проверка временных рядов i,j на наличие трендов;

  • расчет точечных и интервальных статистических характеристик;

  • проверка соответствия погрешности расчетного режима погрешности замеров;

  • проверка невязок на наличие аномальных выбросов;

  • проверка несмещенности оценок корректирующих параметров модели.

    В.5.2 Проверка временных рядов i,j на наличие трендов заключается в оценке:

  • временной ряд невязок i,j является случайным и содержит только случайную компоненту

    с.с., то есть систематическими погрешностями любой природы (см. В.2) можно пренебречь;

  • имеет место тренд i,j, обусловленный многими факторами:

а) расчетная модель не соответствует характеру фактического режима (модель стационарная, фактический режим нестационарный);

б) расчетная топология систем добычи, сбора, подготовки, транспорта газа не соответствует фактической (в расчетной модели некорректно отражено состояние объектов расчетной схемы); в) в расчетной модели не учитываются реальные процессы (процессы байпасирования, редуцирования давления газовых потоков, не учтен перепад геодезических отметок наклонных

трубопроводов);

г) иные факторы.

Результатом проверки временных рядов i,j на наличие трендов является задание каждому временному ряду невязок i,j следующего признака:

i

  • Sl = 0 – наличие только случайной погрешности (см. В.5.2);

    i

  • Sl = 1 – наличие систематической погрешности (см. В.7).

В.5.3 Расчет точечных и интервальных статистических характеристик i,j

Основные расчетные выражения в соответствии с анализом процессов статистическими методами

В.5.3.1 В соответствии с изданием [3] оценку математического ожидания m вычисляют

image

по формуле


(В.6)

В.5.3.2 В соответствии с изданием [3] оценку центрального момента k-го порядка k вычисляют по формуле

image (В.7)

В.5.3.3 В соответствии с изданием [3] несмещенную оценку эмпирической дисперсии вычисляют по формуле

image (В.8)

В случае распределения по нормальному закону применяют следующие расчетные формулы:


image

В.5.3.4 Интервальная оценка математического ожидания вычисляется по формулам:

если дисперсия 2 известна и случайная величина m

распределена по нормальному

закону image, доверительный интервал для параметра m с уровнем значимости :

image (В.9)


где image – квантиль нормированной нормально распределенной случайной величины;

дисперсия 2 неизвестна, доверительный интервал для параметра m

с уровнем значи-


мости :

 


image

(В.10)



image

где – квантиль распределения Стьюдента (В.С. Госсет).


s2 2

В.5.3.5 Интервальная оценка дисперсии

Интервальная оценка дисперсии 2 на основании теоремы, что случайная величина

2

/

распределена по закону , с доверительной вероятностью 1 – может быть представлена

image

выражением


(В.11)

В.6 Проверка статистических гипотез об отсутствии аномальных замеров и погрешности расчетного режима, не превышающей погрешности измерений

В.6.1 Проверка гипотезы о нулевом среднем

0i

В соответствии с изданием [3] оценка математического ожидания m выполняется по формуле (В.6), несмещенная оценка эмпирической дисперсии S2 выполняется по формуле (В.8), оценка средней дисперсии 2 погрешности измерений вычисляется по формуле (В.5).

В качестве критерия (для нормально распределенной случайной величины i,j) проверки гипотезы о нулевом среднем m используются неравенства формул (В.12) и (В.13). Гипотеза о нулевом среднем m = 0 принимается, если выполняются неравенства

image (В.12)

image

(В.13)


0i

Критерий (В.12) применяется, если дисперсия погрешности измерений 2

неизвестна.

0i

Критерий (В.13) применяется, если дисперсия погрешности измерений 2 известна.

Если гипотеза о нулевом среднем m = 0 отвергнута, при этом невязки i,j подчиняются нормальному распределению и тренд отсутствует (см. В.4), это может свидетельствовать о наличии аномальных замеров параметров x*(t ).

i j

В.6.2 Проверка гипотезы о наличии аномальных замеров

В.6.2.1 Для решения задачи выявления аномальных замеров могут быть предложены следующие методы в соответствии с изданиями [5], [6].

В.6.2.2 Метод Анскомба

image

Метод Анскомба состоит в том, что k-й замер отбрасывается, если |k| > cS, где с вычисляется из выражения


(В.14)


где t

1–/2

– распределение Стьюдента, = m – 1.

Оставшаяся выборка j рассматривается как вновь полученная.

image

0i

Если дисперсия 2 задана (В.5), то величина с вычисляется через F-распределение


(В.15)


где q = 2 /m, значение F


задается при степени свободы .

0i 1–q

В.6.2.3 Метод доверительного интервала

Данный метод исходит из предположения о нормальном распределении временного ряда невязки i,j.

Доверительный интервал оценки случайной величины i,j

image (В.16)

Если для невязки i,k неравенство (В.16) не выполняется, то данный замер является аномальным. При этом оценка математического ожидания m и оценка эмпирической дисперсии

S 2

получены для выборки, содержавшей «проверяемый замер» и, соответственно, эти параметры могут быть смещенными.

Если «резко выделяющийся замер» исключается из выборки, то оценки m и S 2 выборки

i,k вычисляются без учета «проверяемого замера», соответственно, вычисляется невязка для

k «проверяемого замера» с целью проверки (В.16) на аномальность замера.

Данный подход к фильтрации аномальных замеров обладает рядом недостатков:

0i

  • он позволяет статистически оценивать наличие одного или незначительного числа аномальных замеров в выборке, о которой достоверно известно, что она принадлежит нормальному распределению с условиями (0, 2 );

  • возможно, что аномальное значение замеряемого параметра обусловлено технологическим процессом, а не ошибкой прибора. В этом случае такой параметр будет отброшен неправомерно.

В.6.3 Проверка гипотезы о том, что погрешность расчетного режима не превышает по-

грешности измерений по параметру i,j

Для проверки данной гипотезы оценка математического ожидания m выполняется по формуле (В.6), несмещенная оценка эмпирической дисперсии S2 выполняется по формуле (В.8),

0i

оценка дисперсии погрешности измерений 2

вычисляется по формуле (В.5).

В качестве критерия (для нормально распределенной случайной величины i,j) проверки гипотезы о том, то эмпирическая дисперсия S 2 не превышает дисперсии измерений 2 , ис-

пользуется неравенство (В.17). Гипотеза S 2 < 2

0i

принимается в соответствии с изданием [3],


если выполняется неравенство

0i



image

где = m – 1;

2 2

(В.17)

1/2 – квантили распределения .

Если гипотеза S 2 < 2 отвергнута, при этом невязки

подчиняются нормальному рас-

0i

i,j

пределению и тренд отсутствует (см. В.4), то расчетный режим по данному параметру неадекватен фактическому режиму.

В.7 Оценка адекватности расчетного режима фактическому режиму, анализ причин неадекватности расчетного режима по тем или иным параметрам

Решение данной задачи в соответствии с изданием [6] основано на следующей проверке:

i,j

временные ряды невязок i,j по всем сравниваемым замеряемым x* , расчетным x^


i,j

па-

раметрам являются стационарными рядами случайных величин;

  • оценки математических ожиданий m невязок статистически равны 0, то есть полученный расчетный режим является не смещенным по отношению к параметрам фактического режима;

  • оценки эмпирических дисперсий S 2 невязок


i,j

параметров статистически не превы-

0i

шают дисперсии погрешностей замеров этих параметров 2 .

Если по каким-либо сравниваемым временным рядам невязок параметров i эти гипотезы не выполняются, то расчетный режим по таким замеряемым параметрам нельзя признать адекватным фактическому режиму. Множество таких параметров составляет множество локальной неадекватности расчетного режима.

При этом наличие такого множества параметров еще не может свидетельствовать о том, что расчетный режим в целом недостаточно хорошо отражает фактический режим.

Локальная неадекватность расчетного режима фактическому режиму может быть обусловлена следующими основными причинами:

x

  • фактические эмпирические погрешности замеров S 2 * превышают оценки погрешно-

    i

    0i

    стей 2 , полученных на основе паспортных показателей датчиков;

  • замеры параметров содержат аномальные значения, систематические погрешности, вызванные различными факторами;

  • наличие ошибок в исходных данных расчетной модели:

а) расчетная схема не соответствует фактической технологической схеме;

б) в расчетной модели использованы значения эмпирических параметров объектов, которые требуют уточнения;

в) в расчетной модели использованы усредненные параметры окружающей среды, технического состояния оборудования и т.д.;

расчетный режим получен на основе модели, не отражающей характер фактического режима.

В.8 Расчет статистических характеристик оценок эмпирических параметров расчетной

модели

i,k

Для решения данной задачи должны быть предоставлены исходные данные y^

– оценки

значений эмпирических параметров модели, где i – номер параметра, j – номер его значения ( j = 1, ..., ny).

Расчетная процедура состоит из следующих этапов.

y

В.8.1 Оценка математического ожидания m выполняется по формуле

image

i


(В.18)


i,k

В.8.2 Отклонения расчетных значений y^

y

от математического ожидания m

i

вычисляют

по формуле


image

y

В.8.3 Несмещенную оценку эмпирической дисперсии S 2 вычисляют по формуле

image

i


(В.19)


(В.20)


В.8.4 Проверка временных рядов j,k на случайность и на тренд

Для решения этой задачи используется метод, рассмотренный в В.4. Если параметры j,k

не являются случайными или имеют тренд, это свидетельствует о наличии детерминированной составляющей, обусловленной неучтенными в модели факторами.

В.8.5 Проверка гипотезы о нулевом среднем m = 0

y

Для решения данной задачи используется метод, рассмотренный в В.6.1. Если данная

i,k

гипотеза отвергнута, это может свидетельствовать о смещенности полученных оценок y^

рас-

сматриваемого эмпирического параметра модели.

В.8.6 Проверка гипотезы о наличии аномальных значений эмпирического параметра модели y^i,k

Для решения данной задачи используются методы В.6.2. Наличие аномальных оценок

y^

i,k свидетельствует о том, что полученные оценки эмпирических параметров модели плохо отражают соответствующие физические характеристики объектов (трубопроводов, ГПА), а полученная аномальность обусловлена режимными факторами (рассогласованием расчетного и фактического режимов).

В.8.7 Оценка доверительного интервала, который содержит искомое значение эмпирического параметра модели, может быть получена по формуле

image (В.21)

image

Данный доверительный интервал показывает границы, в которых может находиться значение эмпирического параметра, он в некоторой степени характеризует точность получаемых оценок:


(В.22)


i,k

Чем этот интервал меньше, тем лучше оценка параметра y^ .

Процедура «Статистические методы оценок качества расчетных режимов» должна использоваться при анализе результатов тестовых испытаний ПВК. Для этого должна использоваться компьютерная программа, реализующая данную процедуру. Ее результаты должны быть использованы экспертами в качестве дополнительного аналитического материала, однако окончательные суждения и оценки качества расчетных режимов тестируемых ПВК должны формулировать сами эксперты.

Приложение Г

(справочное)


Метод экспертных оценок


Г.1 Этапы и виды экспертного оценивания

Г.1.1 Метод экспертных оценок заключается в проведении экспертами экспертнологического анализа проблемы с количественной оценкой суждений и формальной обработкой результатов.

Г.1.2 Этапы экспертного оценивания:

  • постановка цели исследования;

  • выбор формы исследования, определение бюджета проекта;

  • подготовка информационных материалов, бланков анкет, модератора процедуры;

  • подбор экспертов;

  • проведение экспертизы;

  • статистический анализ результатов;

  • подготовка отчета с результатами экспертного оценивания. Г.1.3 Классификация существующих видов экспертных оценок:

  • по форме участия экспертов: очное, заочное (очный метод позволяет сосредоточить внимание эксперта на решаемой проблеме, что повышает качество результата, однако заочный метод может быть дешевле);

  • количеству итераций (повторов процедуры для повышения точности) – одношаговые и многошаговые;

  • решаемым задачам: генерирующие решения и оценивающие варианты;

  • типу ответа: идейные, ранжирующие, оценивающие ПВК в относительной или абсолютной (численной) шкале;

  • способу обработки мнений экспертов: непосредственные и аналитические;

  • количеству привлекаемых экспертов: без ограничения, ограниченные. Обычно участвуют 5–12 экспертов.

Наиболее известные методы экспертных оценок – метод Дельфи, мозговой штурм и метод анализа иерархий в соответствии с изданием [7].

Г.1.4 Метод анализа иерархий

Задачи, для решения которых может быть применен МАИ:

  • проблема многокритериального выбора;

  • многокритериальное упорядочивание (ранжирование) заданного множества альтернатив;

  • определение приоритетов альтернатив и критериев в задачах многокритериального выбора;

  • распределение ресурсов. Распределение ресурсов между альтернативами из заданного множества;

  • сопоставительный анализ альтернатив. Г.1.5 Порядок применения МАИ:

  • построение качественной модели проблемы в виде иерархии, включающей цель, альтернативные варианты достижения цели и критерии для оценки качества альтернатив;

  • определение приоритетов всех элементов иерархии с использованием метода парных сравнений;

  • синтез глобальных приоритетов-альтернатив путем линейной свертки приоритетов элементов на иерархии;

  • проверка суждений на согласованность;

  • принятие решения на основе полученных результатов.


Г.2 Формирование показателей экспертного оценивания

Г.2.1 Лексический интерфейс преобразования качественных оценок в количественные Для обработки результатов используется лексический интерфейс.

Назначение лексического интерфейса заключается в том, чтобы дать возможность лицу, принимающему решение, выразить свои предпочтения в привычных качественных терминах

«очень плохо», «плохо», «удовлетворительно» и т.п. с тем, чтобы эти качественные оценки система поддержки принятия решений смогла преобразовать в количественные, позволяющие оценивать эффективность предлагаемых решений и действий с точки зрения предпочтений ЛПР.

Введем десятибалльную шкалу сопоставления суждений:


image

Другой вариант такой шкалы представлен в таблице Г.1.

В зависимости от того, как реализован тот или иной показатель в конкретном ПВК, эксперт выставляет оценки по каждому показателю в соответствии с этой шкалой.

После того, как эксперты проставили оценки по всем показателям, эти оценки обрабатываются.

Г.2.2 Ранжирование и выбор наиболее важных показателей

i,j

Оценка необходимого количества ПВК (n) производится рядом экспертов (m) по нескольким показателям (l ). Результаты оценки представляются в виде величин xh , где j – номер

эксперта, i – номер ПВК, h – номер показателя (признака) сравнения.

Таблица Г.1 – Шкала для сопоставления суждений


Оценка

Смысл оценки

Пояснения

1

Одинаковая значимость

Два фактора вносят одинаковый вклад в результат

3

Слабое преобладание

Легкое предпочтение отдается первому действию

5

Существенное преобладание

Сильное предпочтение отдается первому действию

7

Очевидное или очень сильное преобла-

дание

Превосходство первого действия с высокой веро-

ятностью

9

Абсолютное доминирование

Несомненное превосходство

2, 4, 6, 8

Промежуточные значения преобладания

Ситуация требует компромисса в оценках


i,j

В зависимости от выбранного метода оценки ПВК величины xh

  • ранги, если оценка ПВК произведена методом ранжирования;

    представляют собой:

  • числа из некоторого отрезка числовой оси или баллы, если оценка ПВК выполнена методом непосредственной оценки или методом последовательного сравнения.

Обработка результатов оценки существенно зависит от рассмотренных методов изме-

рения.


i,j

Более привычным для восприятия является случай, когда величины xh


(i = 1, …, n;

j = 1, …, m; h = 1, …, l ) получены методами непосредственной оценки или последовательного сравнения, т.е. представляют собой числа или баллы.

Г.2.3 Получение групповой оценки

Для получения групповой оценки ПВК в этом случае можно воспользоваться средним значением оценки для каждого ПВК:

image (Г.1)

где qh – коэффициенты весов показателей сравнения ПВК;

kj – коэффициенты компетентности экспертов.

Коэффициенты весов показателей и компетентности экспертов являются нормированными величинами:

image (Г.2)

image

Коэффициенты весов показателей могут быть определены экспертным путем. Если qh,j – коэффициент веса h-го показателя, даваемый j-м экспертом, то средний коэффициент веса h-го показателя по всем экспертам равен:


(Г.3)

Г.3 Оценка компетентности экспертов

Коэффициенты компетентности экспертов вычисляются по апостериорным данным, т.е. по результатам оценки ПВК. Основной предпосылкой является предположение о том, что компетентность экспертов должна оцениваться по степени согласованности их оценок с групповой оценкой ПВК.

Алгоритм вычисления коэффициентов компетентности экспертов имеет вид рекуррентной процедуры:

image (Г.4)

image (Г.5)

image (Г.6)

j

Исходным значением для проведения вычислений является величина t = 1. В формуле (Г.4) начальные значения коэффициентов компетентности принимаются одинаковыми и равными k0= 1/m. По формуле (Г.4) групповые оценки ПВК в первом приближении равны средним арифметическим значениям оценок экспертов:

image (Г.7)

Далее производится расчет величины t по формуле (Г.5)

image (Г.8)

и значения коэффициентов компетентности первого приближения по формуле (Г.6)

image (Г.9)

Далее производится повторение рекуррентной процедуры вычислений оценок ПВК и коэффициентов компетентности с контролем ее сходимости.

Для рассмотрения этого вопроса необходимо исключить из уравнений (Г.4), (Г.6) пере-

j

менные kt–1

image

i

и x t и представить эти уравнения в векторной форме


(Г.10)


где матрицы В размерности nn и С размерности mm равны:

image

(Г.11)


Величина t в уравнениях (Г.10) определяется по формуле (Г.5).

Если матрицы В и С неотрицательны и неразложимы, то, как это следует из теоремы Фробениуса – Перрона, при t   векторы xt и kt сходятся к собственным векторам матриц В и С, соответствующим максимальным собственным числам этих матриц:

image (Г.12)

Предельные значения векторов х и k можно вычислить из уравнений:

image (Г.13)

где B, C – максимальные собственные числа матриц В и С.

Условие неотрицательности матриц В и С легко выполняется выбором неотрицательных

элементов xi,j матрицы Х оценок ПВК экспертами.

Условие неразложимости матриц В и С практически выполняется, поскольку, если эти матрицы разложимы, то эксперты и ПВК распадаются на независимые группы. При этом каждая группа экспертов оценивает только ПВК своей группы. Таким образом, условия неотрицательности и неразложимости матриц В и С, а следовательно, и условия сходимости процедур (Г.4), (Г.5), (Г.6) выполняются.

Практическое вычисление векторов групповой оценки ПВК и коэффициентов компетентности проще выполнять по рекуррентным формулам (Г.4), (Г.5), (Г.6). Определение предельных значений этих векторов по уравнению (Г.13) требует применения вычислительной техники.

Г.4 Нахождение итогового мнения комиссии экспертов

Для нахождения итогового (среднего, общего) мнения комиссии экспертов могут быть использованы несколько предлагаемых методов.

Г.4.1 Метод расчета среднего ранга – медианы Кемени

Задача заключается в поиске среднего мнения как решения оптимизационной задачи – минимизирования суммарного расстояния от кандидата в средние до мнений экспертов. Найденное среднее мнение носит название «медиана Кемени».

Вычисление медианы Кемени – задача целочисленного программирования. В частности, для ее нахождения используются различные алгоритмы дискретной математики, основанные на

методе ветвей и границ. Могут быть применены также алгоритмы, основанные на идее случайного поиска, поскольку для каждого бинарного отношения нетрудно найти множество его соседей.

Г.4.2 Метод сумм рангов

Г.4.2.1 Способ заключается в ранжировании ПВК по величинам сумм рангов, полученных каждым ПВК от всех экспертов.

Для матрицы ранжировок ||ri,j|| составляются суммы

image (Г.14)

Производится упорядочивание ПВК по цепочке неравенств r1 < r2 < … < rn.

Г.4.2.2 Учет компетентности экспертов определяется умножением каждой i-й ранжи-

ровки на коэффициент компетентности j-го эксперта 0 kj 1. В этом случае вычисление суммы рангов для i-го ПВК производится по формуле

image (Г.15)

Обобщенная ранжировка с учетом компетентности экспертов строится на основе упорядочения сумм рангов для всех ПВК.

Построение обобщенной ранжировки по суммам рангов является корректной процедурой, если ранги назначаются как места ПВК в виде натуральных чисел 1, 2, ..., n. Если назначение рангов выполняется произвольным образом, как числа в шкале порядка, то сумма рангов не сохраняет условие монотонности преобразования и, следовательно, позволяет получать различные обобщенные ранжировки при различных отображениях ПВК на числовую систему.

Нумерация мест ПВК может быть произведена единственным образом с помощью натуральных чисел. При хорошей согласованности экспертов построение обобщенной ранжировки по методу сумм рангов дает результаты, согласующиеся с результатами вычисления медианы.

Более обоснованным в теоретическом отношении подходом к построению обобщенной ранжировки является переход от матрицы ранжировок к матрице парных сравнений и вычислению собственного вектора, соответствующего максимальному собственному числу этой матрицы. Упорядочение ПВК производится по величине компонент собственного вектора.

Г.4.3 Оценка вариантов решения по Паретто

Основами выбора по Паретто являются следующие допущения:

  • ПВКi строго предпочтительнее ПВКk, если оценка ПВКi превосходит оценку ПВКk хотя бы по одному показателю, а по всем остальным показателям она не хуже, то есть ;

  • ПВКi и ПВКk эквиваленты, если соответствующие им показатели эквиваленты, то есть равны;

  • ПВКi и ПВКk несравнимы между собой, если оценка ПВКi превосходит оценку ПВКk по одним показателям, а оценка ПВКk превосходит оценку ПВКi по другим показателям.

    На основании этих правил можно выполнить оценку решений по нескольким критериям, используя следующий алгоритм.

    Производится составление следующей матрицы aij, где aij = 1, если ПВКi строго предпочтительнее ПВКj, и aij = 0 в противном случае. Матрица заполняется по столбцам, а сравнение

    в исходной таблице идет по строкам. Далее из этой матрицы мы вычеркиваем нулевые столбцы, эти показатели имеют ранг 1 и т.д.

    Г.4.4 Принцип Беллмана – Заде

    Принцип основан на получении гарантированного наилучшего результата из наихудших.

    Составляется таблица Г.2.

    Производится присвоение рангов по следующему правилу: 1 ставится тому ПВК, который имеет максимальное значение показателя из минимального и т.д.

    Г.4.5 Метод попарных сравнений

    Метод позволяет оценить ПВК путем простых парных сравнений показателей.

    Единственным недостатком метода является его малая применимость при увеличении числа сравниваемых ПВК из-за непропорционально быстрого роста единичных парных сравнений.

    Оценка ПВК методом попарных сравнений включает в себя следующие этапы.

    1 Для ПВК, имеющего определенное количество показателей n, составляется матрица попарного сравнения показателей, используя знаки >, =, <.

    > означает, что i-й показатель Xi более предпочтителен, чем j-й показатель Xj, т.е. Xi > Xj;

    = означает, что i-й и j-й показатели равнозначны, т.е. Xi = Xj;

    < означает, что i-й показатель менее предпочтителен, чем j-й показатель, т.е. Xi < Xj.

    На диагонали матрицы будут стоять знаки «равно», а знаки над диагональю будут противоположны соответствующим знакам под диагональю.


    Таблица Г.2 – Показатели и ранги ПВК


    Показатели

    ПВК1

    ПВК2

    ...

    ПВКm

    x1,j

    Оценка

    Оценка

    ...

    Оценка

    ...

    ...

    ...

    ...

    ...

    xn,j

    Оценка

    Оценка

    ...

    Оценка

    Минимальное значение оценок

    Ранг rj

    Пример: если X1 > X2, то значит X2 < X1.

    Необходимо выполнять проверку данных на несоответствие свойству транзитивности. На-

    пример, если X1 > X2 и X2 > X4, то должно соблюдаться условие X1 > X4. Наличие противоречий говорит либо о низкой квалификации эксперта, либо о небольшой степени различимости объектов. 2 Формируется квадратная матрица смежности А = ||aij|| , где i, j = 1, 2, …, n. Знаки в мат-

    рице попарного сравнения заменяются на соответствующие им числа.

    image (Г.16)

    1. Определяются абсолютные приоритеты показателей. Для этого в каждой строке матрицы А складываются все элементы, таким образом получаем вектор-столбец сумм Aсум. Затем матрицу A умножаем на этот вектор-столбец Aсум по правилам умножения матриц. Получаем вектор-столбец абсолютных приоритетов альтернатив B.

    2. Определяется столбец относительных приоритетов альтернатив B| путем нормирования по формуле

      image (Г.17)

      i

    3. Альтернатива (вариант, свойство, объект), для которой получено наибольшее значение B |, считается наиболее важной или предпочтительной из сравниваемых.

    Г.4.6 Метод последовательных уступок Метод заключается в следующем:

  • показатели ПВК выстраиваются в порядке важности (на 1-м месте самый важный);

  • выбирается вариант, у которого значение показателя (самого важного) имеет максимальное значение;

  • назначается уступка, которую может допустить ПВК по 1-му показателю, и в пределах этой уступки выбирается альтернатива, у которой значение 2-го показателя максимально.

Если таких альтернатив нет, то уступку увеличивают и в ее пределах выбирается наилучший вариант по отношению ко 2-му показателю и т.д.

Г.5 Оценка согласованности мнений экспертов

Г.5.1 При проведении ранжирования обычно наблюдаются расхождения во мнениях экспертов по оценке рассматриваемых объектов. Получение количественной величины согласованности мнений экспертов позволяет более обоснованно интерпретировать причины в расхождении оценок.

В настоящее время известны два показателя, отражающих согласованность мнений группы экспертов: дисперсионный и энтропийный коэффициенты конкордации.

Г.5.2 Дисперсионный коэффициент конкордации

При решении этой задачи рассматривается матрица результатов ранжировки n объектов группой из m экспертов ||ri,j|| ( j = 1,…, m; i = 1, …, n), где ri,j – ранг, присваиваемый j-м экспертом i-му объекту.

Составляются суммы рангов по каждому столбцу. Результатом является получение вектора с компонентами:

image (Г.18)

Величины ri рассматриваются как реализации случайной величины, и производится оценка дисперсии. Оптимальная по критерию минимума среднего квадрата ошибки оценка дисперсии определяется формулой в соответствии с изданием [3]:

image (Г.19)

где r – оценка математического ожидания, равная

image (Г.20)

Дисперсионный коэффициент конкордации определяется как отношение оценки дисперсии (Г.19) к максимальному значению этой оценки:

image (Г.21)

Коэффициент конкордации изменяется от 0 до 1, поскольку 0 D Dmax. Производится вычисление максимального значения оценки дисперсии для случая от-

сутствия связанных рангов (все объекты различны).

Оценка математического ожидания зависит только от числа объектов и количества экспертов. Выполнив подстановку значений ri в выражение (Г.20) из выражения (Г.18), получаем


image

(Г.22)



Рассматриваются вначале суммированные ранги по значениям i при фиксированном значении j. Это есть сумма рангов для j-го эксперта. Поскольку эксперт использует для ранжировки натуральные числа от 1 до n, то сумма натуральных чисел от 1 до n равна

image (Г.23)

Произведя подстановку (Г.23) в (Г.22), получаем

image (Г.24)

Таким образом, среднее значение зависит только от числа экспертов m и числа объектов n. Для вычисления максимального значения оценки дисперсии выполняется подстановка значения ri в выражение (Г.19) из выражения (Г.18) и производится возведение в квадрат дву-

члена в круглой скобке. В результате получаем

image (Г.25)

Учитывая, что из (Г.22) следует

image (Г.26)

получаем

image (Г.27)

image

Максимальное значение дисперсии достигается при наибольшем значении первого члена в квадратных скобках. Величина этого члена существенно зависит от расположения рангов – натуральных чисел в каждой строке i. В качестве примера принимаем, что все m эксперты дали одинаковую ранжировку для всех n объектов. В результате в каждой строке матрицы ||ri,j|| будут расположены одинаковые числа. Суммирование рангов в каждой i-й строке дает m-кратное повторение i-го числа:


(Г.28)

Выполнив возведение в квадрат и суммирование по i, получаем значение первого члена в (Г.27):

image (Г.29)

Рассмотрим предположение, что эксперты дают несовпадающие ранжировки, т.е. когда для случая n = m все эксперты присваивают разные ранги одному объекту. В результате получаем

image (Г.30)

Выполнив подстановку выражения (Г.29) в (Г.30) и проведя преобразования, получаем

image (Г.31)

Вводим обозначение

image (Г.32)

В соответствии с (Г.32) оценка дисперсии (Г.19) в виде

image (Г.33)

Выполнив подстановку выражений (Г.31), (Г.32), (Г.33) в (Г.21) и произведя сокращение на множитель (n – 1), получим окончательное выражение для коэффициента конкордации

image (Г.34)

Данная формула определяет коэффициент конкордации для случая отсутствия связанных рангов.

В том случае, когда в ранжировках имеются связанные ранги, максимальное значение дисперсии в знаменателе формулы (Г.21) становится меньше, чем при отсутствии связанных рангов.

При наличии связанных рангов коэффициент конкордации вычисляется по формуле

image (Г.35)

где


image

(Г.36)



В формуле (Г.35) Tj – показатель связанных рангов в j-й ранжировке, Hj – число групп равных рангов в j-й ранжировке, hk – число равных рангов в k-й группе связанных рангов при ранжировке j-м экспертом.

Если совпадающих рангов нет, то Hj = 0, hk = 0 и, следовательно, Tj = 0. В этом случае формула (Г.35) совпадает с формулой (Г.34).

Коэффициент конкордации равен 1, если все ранжировки экспертов одинаковы. Коэффициент конкордации равен 0, если все ранжировки различны, т.е. совершенно нет совпадения. Коэффициент конкордации, вычисляемый по формуле (Г.34) или (Г.35), является оцен-

кой истинного значения коэффициента и представляет собой случайную величину. Для определения значимости оценки коэффициента конкордации необходимо знать распределение частот для различных значений числа экспертов m и количества объектов n. Для больших значений m и n рекомендуется использовать известные статистики. При числе объектов n > 7 оценку значимости коэффициента конкордации рекомендуется производить по критерию 2. Величина Wm(n – 1) имеет 2-распределение с = n – 1 степенями свободы.

При наличии связанных рангов 2-распределение с = n – 1 степенями свободы имеет

величину

image (Г.37)

Г.5.3 Энтропийный коэффициент конкордации

Энтропийный коэффициент конкордации (коэффициент согласия) вычисляется по формуле

image (Г.38)

где Н – энтропия, вычисляемая по формуле

image (Г.39)

Hmax – максимальное значение энтропии.

В формуле для энтропии pi,j – оценки вероятностей j-го ранга, присваиваемого i-му объекту. Оценки вероятностей вычисляются в виде отношения количества экспертов mi,j, приписавших объекту Oi ранг j к общему числу экспертов:


image

(Г.40)


Максимальное значение энтропии достигается при равновероятном распределении рангов, т.е. когда mi,j = m/n

image (Г.41)

Произведя подстановку этого соотношения в формулу (Г.39), получим

image (Г.42)

Коэффициент согласия может изменяться от 0 до 1. При Wэ = 0 расположение объектов по рангам равновероятно, поскольку в этом случае H = Hmax. Данный случай может быть обусловлен либо невозможностью ранжировки объектов по сформулированной совокупности показателей, либо полной несогласованностью мнений экспертов.

При Wэ = 1, что достигается при нулевой энтропии (H = 0), все эксперты дают одинаковую ранжировку. В этом случае для каждого фиксированного объекта Oi все эксперты присваивают ему один и тот же ранг j, следовательно, pi,j =1, a pk,j = 0 (k j, k = 1, 2, …, n). Поэтому и H = 0.

Сравнительная оценка дисперсионного и энтропийного коэффициентов конкордации показывает, что эти коэффициенты дают примерно одинаковую оценку согласованности экспертов при близких ранжировках.

В случае, когда вся группа экспертов разделилась во мнениях на две подгруппы, причем ранжировки в этих подгруппах противоположные (прямая и обратная), то дисперсионный коэффициент конкордации будет равен 0, а энтропийный коэффициент конкордации будет равен 0,7.

Следует учитывать, что объем вычислений для энтропийного коэффициента конкордации несколько больше, чем для дисперсионного коэффициента конкордации.

Небольшое значение коэффициента конкордации, свидетельствующее о слабой согласованности мнений экспертов, является следствием следующих причин:

  • в рассматриваемой совокупности экспертов действительно отсутствует общность мнений;

  • внутри рассматриваемой совокупности экспертов существуют группы с высокой согласованностью мнений, однако обобщенные мнения таких групп противоположны.

Для наглядного представления о степени согласованности мнений двух любых экспертов А и В служит коэффициент парной ранговой корреляции:


image

(Г.43)


где i — разность (по модулю) величин рангов оценок i-го свойства, назначенных экспертами А и В;

i = |rA – rB |;

i i

TA и TB – показатели связанных рангов оценок экспертов А и В.

Коэффициент парной ранговой корреляции может принимать значения 1< <+1. Значение = +1 соответствует полному совпадению оценок в рангах двух экспертов (полная согласованность мнений двух экспертов), а = 1 соответствует двум взаимно противоположным ранжировкам важности свойств (мнение одного эксперта противоположно мнению другого). Экспертные суждения должны обрабатываться с помощью соответствующей компью-

терной программы.

Библиография

[1] Руководящий документ Гостехкомиссии России «Автоматизированные системы. Защита от несанкционированного доступа к информации. Классификация автоматизированных систем и требования по защите информации» (утвержден Гостехкомиссией России, 1992)

[2] Руководящий документ Госстандарта России РД 50-34.698-90

Методические указания. Информационная технология. Комплекс стандартов и руководящих документов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Требования к содержанию документов

[3] Д. Химмельблау. Анализ процессов статистическими методами. – М.: МИР, 1973 (David Mautner Himmelblau «Process Analysis by Statistical Methods», New York, London, Sydney, Toronto, John Wiley & Sons Inc, 1970)

[4] М. Кендэл, А. Стюарт. Многомерный статистический анализ и временные ряды. – М.: Наука, 1976. (Maurice G. Kendall, Alan Stuart «The advanced theory of statistics», London, Charles Griffin & Company Limited)

[5] М. Кендэл. Временные ряды. – М.: Финансы и статистика, 1981 (Sir Maurice Kendall

«Time-series», London, Charles Griffin & Company Limited)

[6] С.А. Сарданашвили. Расчетные методы и алгоритмы (трубопроводный транспорт газа). –

М.: ФГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005

[7] Т. Саати. Метод анализа иерархий. – М.: Радио и связь, 1993. (Thomas L. Saaty, «The Analytic Hierarchy Process: Planning, Priority Setting, Resource Allocation», New york, McGrawHill, 1980)


image


ОКС 35.240.50


Ключевые слова: программно-вычислительный комплекс, моделирование и оптимизация режимов, добыча и трубопроводный транспорт газа, методика оценки, методы испытаний

image



Корректура Ю.С. Пашковой

Компьютерная верстка Н.А. Владимирова


image

Подписано в печать 08.04.2011 г.

Формат 6084/8. Гарнитура «Ньютон». Тираж 250 экз. Уч.Qизд. л. 13,0. Заказ ИД-26199-11.


image

ООО «Газпром экспо» 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2. Тел.: (495) 719Q64Q75, (499) 580Q47Q42.