Содержание к диссертации
Введение
1. Постановка задачи исследования 10
1.1. Описание объекта 10
1.2. SCADA-система «ОКО». Функции оператора в современных АСУ ТП 14
1.3. Задачи исследования 18
Основные выводы 19
2. Исследование SCADA-архива 20
2.1. Особенности средств проектирования SCAD А. SCADA-архивы 20
2.2. Исследование SCADA-архива 30
2.3. Методика получения данных для оценки деятельности операторов 40
2.4. Анализ фрагмента SCADA-архива 51
Основные выводы 60
3. Моделирование деятельности оператора-технолога 61
3.1. Формализация деятельности оператора-технолога. Модель деятельности оператора-технолога 61
3.2. Показатели эффективности деятельности оператора-технолога 71
3.3. Методика оценки результатов деятельности оператора-технолога 76
Основные выводы 84
4. Концепция программной среды для оценки результатов деятельности оператора 85
4.1. Основные положения 85
4.2. Входная информация и ограничения, накладываемые на нее 87
4.3. Выходные данные 88
Основные выводы 89
Заключение 90
Список литературы 92
Приложение 98
- Описание объекта
- SCADA-система «ОКО». Функции оператора в современных АСУ ТП
- Особенности средств проектирования SCAD А. SCADA-архивы
- Формализация деятельности оператора-технолога. Модель деятельности оператора-технолога
Введение к работе
По данным Гоегортехиздзора количество аварий на промышленных предприятиях остается стабильно высоким (рис. 1), При этом отмечается, что наибольшее количество аварий происходит на объектах добычи нефти, химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности [14].
Рис. /. Динамика аварийности на объектах и предприятиях, поднадзорных Гоед>р.гехнадзору России
Например, в 2002 г, произошло 207 аварий, При этом материальный ущерб от аь-арнй в виде прямых потерь і'бе-і учета ущерба для окру;кшошсй природной среды, затрат па ликвидацию последствий и других затрат) превысил 780 млн. руб. [36]. Следует учееты что приведены лишь официальные данные, В действительности количество аварий, в чом числе связанны* с серьезными последствиями, скрыто по субъективным причинам [38].
Одну из основных тіричин аварийности и травматизма на объектах нефтегазодобычи специалисты связывают с неэффективностью организации систем управления (СУ). Таким образом, повышение качества н безопасности систем управления производством остается весьма актуальной задачей. Определение путей повышения эффективности систем управления невозможно без надёжной опенки качества работы системы. Оператор-технолог (далее, оператор) занимает' ведущее место в (ГУ и непосредственно включен в процесс управления. Полому при оценке работы всей системы" одной из важнейших еоетавдяднпи>; является оценка деятельности операторов.
Исследованиям деятельности операторов в СУ и, в частности, оценке их деятельности при ликвидации Аварийных, Предаварийных и Нештатных Ситуаций (АПНС) посвящены работы многих отечественных и зарубежных ученых. Наиболее значимыми теоретическими работами в этой области являются труды Т.П. Зинченко, В.М. Мунипова [34], А.Г. Чачко [53], С.А. Чачко [54], А.Н. Анохина, В.А. Острейковского [1], Г.Е. Панова [40], Ц. Оцука, С. Ёсимура [39]. Обзор работ этих авторов, а также работ, связанных с исследованием архивов SCADA-систем [58] (далее SCADA-архивов), показал, что при оценке операторов не используются возможности современных SCADA-систем.
В то же время одной из важнейших функций SCADA-систем является архивирование и возможность фиксации в SCADA-архиве практически всех действий оператора, реализуемых посредством консоли [4, 65, 66]. При оценке деятельности операторов традиционно используется две группы критериев: субъективные и объективные, - которые в совокупности определяют профессиональную пригодность (рис. 2) [16].
КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ
Объективные (успешность деятельности)
Субъективные (самооценка)
ПРЯМЫЕ {РЕЗУЛЬТАТЫ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ)
Косвенные
(рабочие тесты,
моделирование оценки
по спецподготовке)
Удовлетворенность трудом
Профессиональное самоопределение
Отношение
к себе как к
субъекту
труда
ПРОФЕССИОНАЛЬНАЯ ПРИГОДНОСТЬ
Рис. 2. Классификация критериев профессионализации
Использование фактографических данных SCADA-архивов позволяет объективизировать Оценку Результатов Деятельности (ОРД) оператора-технолога нефтегазопромысла (рис. 2).
Методика визуального отображения процесса деятельности операторов во
время АПНС с использованием данных SCADA-архивов была разработана
японской компанией Yokogawa и реализована в программе Exaplog [62]. Однако
эта методика имеет недостаток - нет количественной и качественной ОРД оператора. Такая оценка играет важную роль, в частности, при объективном сравнении деятельности нескольких операторов и при мотивации высокой готовности их к нештатным ситуациям.
В связи с этим актуальна задача разработки методики ОРД оператора, объективность которой (оценки) обеспечена использованием ретроспективных данных, содержащихся в SCADA-архивах.
Цель работы: оценить результаты деятельности оператора нефтегазопромысла по разработанной методике.
Основные задачи исследования:
Разработать модель оценки результатов деятельности оператора.
Обосновать возможность использования данных SCADA-архивов для оценки результатов деятельности оператора нефтегазопромысла и разработать методику трансформации SCADA-архивов для выделения данных о деятельности оператора.
Разработать методику оценки результатов деятельности оператора нефтегазопромысла по данным SCADA-архива и реализовать ее программно.
При решении поставленных задач использовались методы: системного анализа, математической статистики; теории массового обслуживания и нечетких множеств; программный инструментарий хранения и обработки данных (СУБД).
Научная новизна работы заключается в следующем.
Проведен системный анализ данных и структур SCADA-архивов, в результате чего обосновано использование информации архивов для объективизации оценки результатов деятельности оператора.
Разработана методика трансформации SCADA-архивов в совокупность данных, пригодных для решения задачи по оценке результатов деятельности оператора.
Разработана методика качественной оценки результатов деятельности оператора посредством данных SCADA-архивов.
Практическая ценность работы состоит в том, что программная реализация разработанных методик может быть использована на объектах нефтегазового комплекса (НТК) как компонент SCADA для получения и визуального представления объективизированной (за счет использования ретроспективы SCADA-архивов) ОРД операторов. Такая оценка позволяет исключить как предвзятость со стороны руководства, так и подозрения в ней со стороны оператора при оценке результатов его работы.
Положения, выносимые на защиту
Методика трансформации SCADA-архива для получения информации о работе оператора, которая обеспечивает возможность использовать эти данные для оценки результатов деятельности оператора.
Информация, полученная из SCADA-архивов, обеспечивает объективность оценки результатов деятельности оператора.
Создан прототип модуля SCADA-системы для оценки результатов деятельности оператора.
Апробация работы
Основные результаты диссертационной работы докладывались на международном технологическом семинаре «Устойчивое развитие в нефтегазовой промышленности» (Тюмень, 2004г.), круглом столе «Компьютерная поддержка профессиональной деятельности» м/н конференции «Модернизация образования в условиях глобализации» (Тюмень, 2005г.), конференции молодых ученых «Наука и инновации XXI века» (Сургут, 2005г.), м/н научно-практической конференции «Новые информационные технологии в нефтегазовой отрасли и образовании» (Тюмень, 2006г.). Результаты исследований были обсуждены и внесены в резолюцию конференции молодых ученых «Наука и инновации XXI века» (Сургут, 2005г.). Различные аспекты работы обсуждались на заседаниях городского научного семинара «Интеллектуальные информационные системы» (ТюмГУ, Тюмень, 2003-2006 гг.).
Всего по теме работы опубликовано 7 работ, в том числе 5 статей, 2 тезисов докладов.
Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, заключения, списка используемой литературы, включающего 66 наименований и одного приложения. Общий объем работы: 101 страница текста, 32 рисунка, 32 таблицы.
В первой главе приведено описание современных АСУ ТП, функции человека-оператора в структуре АСУ. Определен перечень задач, требуемых решения, создана модель оценки деятельности операторов. Во второй главе рассмотрены современные средства создания SCADA-систем; назначение, структура, наполнение SCADA-архивов, приведены результаты исследования SCADA-архива одного из нефтегазовых предприятий, описана методика исследования архива. В третьей главе формализована деятельности оператора АСУ ТП НТК. Уточнены основные аспекты этой деятельности. Приведен прецедент деятельности на примере одного из компонентов АСУ - установкой предварительного сброса воды (УПСВ). Описана информационная модель деятельности оператора. Разработана методика ОРД оператора-технолога. Четвертая глава посвящена разработке алгоритмической базы программной среды по оценке деятельности операторов АСУ ТП. Излагается взгляд на будущее развитие среды как модуля SCADA.
В приложении представлены листинги экранов программной среды ОРД операторов.
Описание объекта
Современные АСУ ТП (автоматизированная система управления технологическим процессом) нефтегазового комплекса представляют собой многоуровневую человеко-машинную систему управления. При создании сложных АСУ ТП используются автоматические системы сбора данных и вычислительные комплексы, которые постоянно совершенствуются по мере эволюции технических средств и программного обеспечения. Непрерывную во времени картину развития АСУ ТП можно разделить на три этапа, обусловленные появлением качественно новых научных идей и технических средств [1].
Первый этап отражает внедрение систем автоматического регулирования (САР). Объектами управления на этом этапе являются отдельные параметры, установки, агрегаты; решение задач стабилизации, программного управления, слежения переходит от человека к САР. У человека появляются функции расчета задания и параметры настройки регуляторов.
Второй этап - автоматизация технологических процессов. Объектом управления становится рассредоточенная в пространстве система. С помощью систем автоматического управления (САУ) реализуются все более сложные законы управления, решаются задачи оптимального и адаптивного управления, проводится идентификация объекта и состояний системы. Характерной особенностью этого этапа является внедрение систем телемеханики в управление технологическими процессами. Человек все больше отдаляется от объекта управления, между объектом и диспетчером выстраивается целый ряд измерительных систем, исполнительных механизмов, средств телемеханики, мнемосхем и других средств отображения информации (СОИ).
Третий этап - АСУ ТП характеризуется внедрением в управление технологическими процессами вычислительной техники: применение микропроцессоров, использование на отдельных фазах управления вычислительных систем, активное развитие человеко-машинных систем управления, инженерной психологии, методов и моделей исследования операций и, наконец, диспетчерское управление на основе использования автоматических информационных систем сбора данных и современных вычислительных комплексов.
От этапа к этапу менялись функции и место оператора в иерархии АСУ ТП, призванного обеспечить регламентное функционирование технологического процесса. Оператор в многоуровневой автоматизированной системе управления технологическими процессами получает информацию с консоли АСУ и воздействует на объекты, находящиеся от него на значительном расстоянии с помощью телекоммуникационных систем, контроллеров, интеллектуальных исполнительных механизмов. Необходимым условием эффективной реализации диспетчерского управления, имеющего ярко выраженный динамический характер, становится работа с информацией, т. е. процессы сбора, передачи, обработки, отображения, представления информации.
Концепция SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition -диспетчерское управление и сбор данных) предопределена всем ходом развития систем управления и результатами научно-технического прогресса. Применение SCADA-технологий позволяет достичь высокого уровня автоматизации в решении задач разработки систем управления, сбора, обработки, передачи, хранения и отображения информации [66].
Анализ проектов автоматизированных систем контроля и управления объектов нефтегазового комплекса позволяет выделить обобщенную схему их реализации, представленную на рис. 1.1.1.
SCADA, как система контроля и управления, включает в себя три уровня: MTU, RTU и CS. Именно на этих уровнях реализуется непосредственное управление технологическими процессами.
MTU (Master Terminal Unit) - диспетчерский пункт управления (главный терминал), который осуществляет обработку данных и управление высокого уровня, как правило, в режиме мягкого (квази-) реального времени; одна из основных функций обеспечение интерфейса между человеком-оператором и системой (НМІ, MMI). В зависимости от конкретной системы MTU может быть реализован в самом разнообразном виде от одиночного компьютера с дополнительными устройствами подключения к каналам связи до больших вычислительных систем (мэйнфреймов) и/или объединенных в локальную сеть рабочих станций и серверов.
RTU (Remote Terminal Unit) - удаленный терминал, осуществляет обработку задачи (управление) в режиме реального времени. Спектр его реализации достаточно широк: от примитивных датчиков, осуществляющих съем информации с объекта, до специализированных многопроцессорных отказоустойчивых вычислительных комплексов, осуществляющих обработку информации и управление в режиме жесткого реального времени. Конкретная его реализация определяется конкретным применением. Использование устройств низкоуровневой обработки информации позволяет снизить требования к пропускной способности каналов связи с центральным диспетчерским пунктом. Рассматривая уровень RTU, следует ввести и еще одно понятие - Micro-SCADA. Micro-SCADA - это системы, реализующие стандартные (базовые) функции, присущие SCADA-системам верхнего уровня, но ориентированные на решение задач автоматизации в определенной отрасли (узкоспециализированные). В противоположность им SCADA-системы верхнего уровня являются универсальными.
SCADA-система «ОКО». Функции оператора в современных АСУ ТП
Качество управления, гибкость и конкурентоспособность современной нефтегазовой компании непосредственно зависят от развитости корпоративной информационной системы. Поэтому нефтегазовые компании проводят целенаправленную политику, ориентированную на внедрение самых современных информационных технологий. Система SAP R/3 сегодня фактически является стандартом создания корпоративной информационной системы управления для любого современного предприятия. Интеграция всех применяемых систем в рамках компании в единую корпоративную информационную систему позволяет не только оперативно решать тактические задачи, но и осуществлять стратегическое планирование. Одним из лидеров в области автоматизации является компания «Сургутнефтегаз». Уже сегодня автоматизация пронизывает всю вертикаль компании: от геологоразведки до сбыта, от уровня АО до цеха. SCADA-системы гармонично вписываются в общую структуру корпоративной системы управления предприятием. В ОАО «Сургутнефтегаз» в качестве системы уровня АСУ ТП (SCADA) применяется семейство систем «ОКО» [26, 30]. В общем виде структуру «ОКО» можно представить в следующем виде:
Каждый компонент системы «ОКО» имеет свою функциональную направленность. В частности, система "ОКО-Нефтепромысел" предназначена для оперативного контроля нефтепромысловых объектов и устанавливается в цехах добычи нефти и газа. В ней схематично прорисованы кусты скважин, система нефтесбора, трубопроводы системы поддержки пластового давления (ППД), кустовые насосные станции (КНС). Если на экране монитора куст зеленый - все нормально, если он меняет цвет на желтый, - аварийная ситуация. Использование адаптивного алгоритма построения очереди опрашиваемых контроллеров позволяет динамически подбирать временной интервал для циклического опроса кустов скважин. При возникновении на кусте нештатной ситуации он сам "включается" в систему и передает аварийные сигналы в цех. Выбрав этот значок, можно увидеть все показатели - состояние работы насосов, информацию по замерам (дебитам), информацию по групповым замерным установкам (ГЗУ), водораспределительным блокам (ВРБ). Можно настраивать систему и отслеживать определенные параметры отдельно. Например, можно задать допустимый диапазон дебита, при выходе за который поступит аварийный сигнал.
Вторая система нижнего уровня - "ОКО-ДНС" - предназначена для оперативного контроля объектов дожимной насосной станции (ДНС). ДНС -сложное сооружение, по сути мини-завод с множеством устройств, работу которых надо постоянно контролировать. С помощью "ОКО-ДНС" происходит мониторинг РВС (резервуары вертикальные стальные, в которых отстаивается газо-водо-нефтяная смесь), расходы химреагентов, режимы работы установок предварительного сброса воды (УПСВ) на базе современных американских нефтегазоводоразделителей Heaterreater. В них в процессе нагрева смеси и добавления химреагентов получается практически чистая нефть (до 98%). «ОКО-бурение» предназначена для оперативного контроля процесса бурения скважин. Посредством этой системы контролируются параметры оборудования, задействованного в процессе бурения новых скважин, обрабатывается информация, поступающая из забоя скважины. "ОКО-Нефтепромысел", "ОКО-ДНС" и «ОКО-бурение» - интегрируются (передают всю собранную информацию) в третью - "ОКО-ЦИТС". ЦИТС центральная инженерно-технологическая служба НГДУ. Это оперативный центр для управления всем производством в масштабе НГДУ - добычей, закачкой, бурением, транспортировкой, ликвидацией аварий и т.д. Благодаря интеграции систем на этом уровне можно видеть как консолидированную информацию, так и входить "внутрь" до любого другого уровня и получать информацию об интересующем цехе или конкретной скважине. В каждой из вышеперечисленных систем формируется определенный набор отчетности.
Применение Intranet-технологий является важной особенностью систем семейства "ОКО". Передовые сетевые технологии позволяют удаленно контролировать технологический процесс в реальном масштабе времени, а также проводить первичный анализ работы технологического оборудования посредством получения отчетов и построения интерактивных графиков. Доступ к информации может быть осуществлен с любого компьютера, находящегося в корпоративной сети ОАО "Сургутнефтегаз", с использованием только стандартных средств Windows, Microsoft Internet Explorer.
Таким образом, современные АСУ ТП нефтегазовых предприятий представляют собой достаточно сложную структуру.
Эффективность АСУ ТП во многом зависит от эффективности работы каждого компонента системы. В России разработана определенная номенклатура показателей качества работы оборудования и систем, входящих в общую структуру АСУ ТП. Она включает в себя 8 групп показателей, с помощью которых можно количественно оценить эффективность системы. К ним относятся: показатели назначения, надежности и долговечности, технологичности, стандартизации и унификации, а также эргономический, эстетический, патентно-правовой, экологический и экономический показатели [16]. Вместе с тем, сложность управления технологическими объектами и невозможность обеспечения их полной независимости от влияния окружающей среды создают ряд проблем и приводят к заметному числу случайных, нештатных ситуаций. Даже при высоком уровне организации автоматического управления объектом неоспорима важность индивидуального действия оператора не только как фактор, повышающий надежность функционирования человеко-машинной системы, но и как возможная причина возникновения или усугубления опасной ситуации. Цели операторов в управлении безопасностью объекта, определяются режимами его работы. Так, при нормальных эксплуатационных режимах оператор должен предотвратить нежелательные тенденции развития технологического процесса, не подвести объект к опасной ситуации. При отклонении от нормального режима -предотвратить развитие аварийно-опасной ситуации и вывести систему в безопасное состояние. И, наконец, участвовать в управлении безопасностью в аварийных ситуациях. Таким образом, эффективность АСУ ТП во многом зависит от операторов. Как же оценить работу оператора, который является самым верхним и сложным звеном в структуре АСУ ТП?
Прямые показатели успешности деятельности оцениваются с использованием трех групп методик: элементарных, операциональных, интегральных. Однако эти методики при оценке не используют прямых данных о деятельности оператора, которые содержатся в SCADA-архивах.
В то же время одной из важнейших функций SCADA-систем является архивирование и возможность фиксации в SCADA-архиве практически всех действий оператора во время ликвидации АПНС, реализуемых посредством консоли [5, 59]. Это позволяет объективизировать оценку результатов деятельности операторов (рис. 2). Методика визуального отображения деятельности операторов во время АПНС с использованием данных SCADA-архивов была разработана японской компанией Yokogawa и реализована в программном продукте Exaplog [57]. Однако разработанная методика имеет один недостаток - это отсутствие ОРД оператора и ее представление в числовом виде. Такая оценка в некоторых случаях играет важную роль. Например, при сравнении двух или нескольких операторов. В связи с этим актуален вопрос о разработке методики ОРД оператора-технолога во время АПНС на основании прямых данных о деятельности, объективность ОРД будет обеспечена использованием ретроспективных данных SCADA-архивов.
Особенности средств проектирования SCAD А. SCADA-архивы
В настоящее время в России наблюдается подъем во внедрении новых и модернизации существующих автоматизированных систем управления в различных отраслях экономики; в подавляющем большинстве случаев эти системы строятся по принципу диспетчерского управления и сбора данных. Характерно, что в индустриальной сфере (в обрабатывающей и добывающей промышленности, энергетике и др.) наиболее часто упоминается именно модернизация существующих производств SCADA-системами нового поколения. Эффект от внедрения новой системы управления исчисляется, в зависимости от типа предприятия, от сотен тысяч до миллионов долларов в год; например, для одной средней тепловой станции он составляет, по подсчетам специалистов, от 200000 до 400000 долларов [1]. Большое внимание уделяется модернизации производств, представляющих собой экологическую опасность для окружающей среды (химические, нефтегазовые и ядерные предприятия), а также играющих ключевую роль в жизнеобеспечении населенных пунктов (водопровод, канализация и пр.).
Основными областями применения систем диспетчерского управления являются: управление передачей и распределением электричества; промышленное производство; производство электроэнергии; водозабор, водоочистка; добыча, транспортировка нефти и газа; управление космическими объектами; телекоммуникации; железнодорожный транспорт; военная область.
Программные продукты класса SCADA (далее, SCADA-пакеты) широко представлены на мировом рынке. Это несколько десятков SCADA-пакетов, многие из которых нашли свое применение и в России. Наиболее популярные из них приведены ниже: InTouch (Wonderware) - США; Citect (CI Technology) - Австралия; FIX (Intellution ) - США; Genesis (Iconics Co) - США; Factory Link (United States Data Co) - США; RealFlex (BJ Software Systems) - США; Sitex (Jade Software) - Великобритания; TraceMode (AdAstrA) - Россия; Cimplicity (GE Fanuc) - США; САРГОН (HBT - Автоматика) - Россия.
Применение этих пакетов позволяет вести автоматизированную разработку ПО АСУ ТП, моделирование технологического процесса на экране монитора. Для этого используется графический, аналогичный Windows, интерфейс.
Разработка АСУ ТП, использующих SCADA-системы, вне зависимости от процесса и конкретного пакета SCADA подразумевает следующие основные этапы: разработка архитектуры системы в целом. Современные АСУ ТП строятся в клиент-серверной архитектуре. Определяется функциональное назначение отдельных узлов автоматизации и их взаимодействие; создание прикладной системы управления каждым узлом автоматизации (вернее, алгоритма автоматизированного управления этим узлом); анализ и устранение аварийных ситуаций; решение вопросов взаимодействия между уровнями АСУ ТП; подбор линий связи, протоколов обмена; разработка алгоритмов логического взаимодействия различных подсистем; решение вопросов возможного наращивания или модернизации системы; создание интерфейсов оператора; программная и аппаратная отладка системы. SCADA-пакеты состоят из нескольких программных блоков; модули доступа и управления, сигнализации, базы данных реального времени, базы данных, модули ввода-вывода и аварийных ситуаций.
Главное требование к SCADA-системам - корректная работа в режиме реального времени. Причем главным приоритетом при передаче и обработке обладают сигналы, поступающие от технологического процесса или на него и влияющие на его протекание. Они имеют приоритет даже больший, чем обращение к диску или действия оператора по перемещению мыши или сворачиванию окон. Для этих целей многие пакеты реализованы с применением Операционных Систем (ОС) реального времени, однако в последнее время все больше разработчиков создает свои SCADA-продукты на платформе Microsoft Windows NT, встраивая в нее подсистемы жесткого реального времени RTX (Real Time Extension). При таком подходе можно использовать Windows NT как единую ОС при создании многоуровневых систем, задействовать стандартные функции Win32 API и строить интегрированные информационные системы - АСУ П.
В качестве источников данных в SCADA используют: драйверы связи с контроллерами. Драйверы должны иметь средства защиты и восстановления данных при сбоях, автоматически уведомлять оператора и систему об утере связи, при необходимости подавать сигнал тревоги; реляционные базы данных. SCADA-системы поддерживают протоколы, независимые от типа базы данных, благодаря чему в качестве источника данных может выступать большинство популярных СУБД: Access, Oracle и т. д. Такой подход позволяет оперативно изменять настройки технологического процесса и анализировать его ход вне систем реального времени, различными, специально созданными для этого программами; приложения, содержащие стандартный интерфейс DDE (Dynamic Data Exchange) или OLE-технологию (Object Linking and Embedding), позволяющую включать и встраивать объекты. Это дает возможность использовать в качестве источника данных даже некоторые стандартные офисные приложения, например Microsoft Excel.
Формализация деятельности оператора-технолога. Модель деятельности оператора-технолога
На современных нефтедобывающих производствах оператор-технолог является активным компонентом технологического процесса. Режим его работы определяется требованием немедленного реагирования на информацию, поступившую на пульт управления (консоль АСУ). При этом действия, выполняемые оператором при возникновении нештатных или аварийных ситуаций, регламентируются инструкциями, которые содержат типовой набор ситуаций и решений. В качестве примера рассмотрим инструкцию «План ликвидации возможных аварий» (ПЛВА). Фрагмент такой инструкции одного из нефтегазодобывающих предприятий приведен в табл. 3.1.1.
Деятельность оператора (ДО) является совокупностью нескольких видов деятельности: ДО = {ActL} (табл. 2), где Actj - i-ый вид деятельности. Каждый вид деятельности складывается из совокупности прецедентов Щк -последовательностей действий по решению конкретных задач (в нашем случае задачи по ликвидации аварий (табл. 3.1.1)). Большая часть действий оператора при возникновении аварии реализуется посредством органов управления SCADA-системы и фиксируется в SCADA-архиве. Это дает возможность:
1. Отследить действия оператора в аварийной ситуации и проверить их адекватность;
2. Оценить статистические характеристики времени реакции оператора на аварийный режим (времени квитирования);
3. Определить общее время, затраченное оператором с момента возникновения аварийного режима до момента окончаний действий согласно ПЛВА или до восстановления штатной ситуации.
Эти данные служат основой объективной оценки деятельности оператора во время аварийной или нештатной ситуации.
Следует выделить также ряд других особенностей, определяемых следующими тенденциями развития современного производства [16].
1. С развитием техники увеличивается число объектов (и их параметров), которыми необходимо управлять. Это усложняет и повышает роль операций по планированию и организации труда, по контролю и управлению производственными процессами.
2. Развиваются системы дистанционного управления. Человек все более удаляется от управляемых объектов, о динамике их состояния он судит не по данным непосредственного наблюдения, а на основании восприятия сигналов от устройства отображения информации, имитирующих реальные производственные объекты (консоль АСУ). Такие возможности представляются с помощью современных SCADA-пакетов. Системы диспетчерского управления и сбора данных внедрены практически на всех предприятиях нефтегазового комплекса. Осуществляя диспетчерское управление, оператор получает необходимую информацию в закодированном виде (т.е. в виде показаний счетчиков, индикаторов, измерительных приборов и т.д.), что обуславливает необходимость декодирования и мысленного сопоставления полученной информации с состоянием реального управляемого объекта.
3. Увеличение сложности и скорости течения производственных процессов выдвигает повышение требований к точности действий операторов, быстроте принятия решений в осуществлении управленческих функций. В значительной мере возрастает степень ответственности за совершаемые действия, поскольку ошибка оператора при выполнении даже самого простого акта может привести к нарушению работы всей системы «человек-машина», создать аварийную ситуацию с угрозой для жизни работающих людей, а также стать причиной значительных финансовых потерь. Вышесказанное подтверждают данные об аварийности на объектах НТК [36, 38]. Поэтому работа оператора в современных человеко-машинных комплексах характеризуется значительными увеличениями нагрузки на нервно-психическую деятельность человека, в связи с чем по-иному ставится проблема критериев тяжести операторского труда. Основным критерием становится не физическая тяжесть груда, а его нервно-психическая напряженность.
4. В условиях современного производства изменяются условия работы человека. Для некоторых видов деятельности оператора характерно ограничение двигательной активности, которое не только проявляется в общем уменьшении количества мышечной работы, но и связано с преимущественным использованием малых групп мышц. Иногда оператор-технолог должен выполнять работу в условиях изоляции от привычной социальной среды, в окружении приборов и индикаторов. И если эти устройства спроектированы без учета психофизиологических особенностей оператора либо выдают ему ложную и искаженную информацию, то возникает ситуация, которую образно называют «конфликтом» человека и машины. 5. Повышение степени автоматизации производственных процессов требует от оператора высокой готовности к экстренным действиям. Замечено, что при повышении степени автоматизации процент аварий по вине рабочего персонала возрос с 20 % в 60-х годах до 80 % в 90-х [66]. При нормальном протекании технологического процесса основной функции оператора является контроль и наблюдение за его ходом. При возникновении аварийных, предаварийных или нештатных действий оператор должен осуществить резкий переход монотонной работы в условиях «оперативного покоя» к активным, энергичным действиям для ликвидации возникших отклонений. При этом он должен в течение короткого промежутка времени переработать большое количество информации, принять и осуществить правильное решение. Это приводит к возникновению сенсорных, эмоциональных и интеллектуальных перегрузок.
Рассмотренные особенности операторского труда позволяют выделить его в специфический вид профессиональной деятельности, кроме того требуются инженерные знания технологии производства, ее спецификации и проблем. В такой необходим ситуации системный подход.
Структурная схема рассматриваемой деятельности оператора-технолога представлена на рис. 3.1.1. Это самый верхний уровень представления. Отражена последовательность четырех основных типовых этапов [16] (рис. 3.1.1);
1. Прием информации (блок 1). На этом этапе происходит пассивное слежение за консолью АСУ. Этот процесс «ожидания» зажигания
индикаторов аварийной или предаварийной ситуации, а точнее, -визуальный мониторинг консоли или широкоформатного экрана. Характеристикой успешности мониторинга является время реакции оператора на появление сигнала тревоги. Это время складывается из
времени восприятия Хв\ сигнал от сетчатки глаза доходит до головного мозга и осмысливается (интерпретируется) как факт тревоги, - и времени сканирования Тс взором табло: его путь от сиюминутного направления до места загорания соответствующей лампочки (например). Для уменьшения этого времени реакции оператора обычно световой сигнал тревог дополняется звуковым. Можно вводить и снижение или увеличение освещенности всего помещения в этот момент.
