Разработка модели управления производственной мощностью промышленного комплекса по сжижению природного газа тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 08.00.05, кандидат наук Сампиев Адам Михайлович

• Сампиев Адам Михайлович
• кандидат наук
• 2017

Оглавление диссертации кандидат наук Сампиев Адам Михайлович

ОГЛАВЛЕНИЕ

Стр.

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ ОРГАНИАЦИИ 10 ПРОИЗВОДСТВ ПО СЖИЖЕНИЮ ПРИРОДНОГО ГАЗА

1.1. Обзор развития производств по сжижению природного газа

1.2. Российские проекты по созданию производств СПГ

1.3. Технологические и конструктивные особенности производства, 17 хранения и отгрузки СПГ

1.4. Особенности проектирования СПГ-производств в условиях Арктики

1.5. Автоматизированная система управления процессом отгрузки СПГ

1.6. Выводы по главе 1 53 ГЛАВА 2. РАЗРАБОТКА МОДЕЛИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ 54 СИСТЕМ ХРАНЕНИЯ И ОТГРУЗКИ ПРОМЫШЛЕННОГО КОМПЛЕКСА ПО СЖИЖЕНИЮ ПРИРОДНОГО ГАЗА

2.1. Основные параметры модели

2.2. Определение оптимального размера партии

2.3. Выбор параметров резервуарных парков

2.4. Выводы по главе

ГЛАВА 3. РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ МОЩНОСТИ 69 ПРОМЫШЛЕННОГО КОМПЛЕКСА ПО СЖИЖЕНИЮ ПРИРОДНОГО ГАЗА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МОДЕЛИ

НЕЧЕТКОГО УПРАВЛЕНИЯ

3.1. Основные положения теории нечетких множеств

3.2. Основы нечеткой логики и системы нечеткого вывода

3.3. Создание модели управления производственной мощностью 81 промышленного комплекса по сжижению природного газа

3.4. Выводы по главе

Стр.

ГЛАВА 4. АЛГОРИТМЫ ПРАКТИЧЕСКОЙ РЕАЛИЗАЦИИ 84 МОДЕЛЕЙ НА ПРИМЕРЕ ПРОМЫШЛЕННОГО КОМПЛЕКСА ПО СЖИЖЕНИЮ ПРИРОДНОГО ГАЗА НА ПОЛУОСТРОВЕ ЯМАЛ

4.1. Моделирование изменения наличного запаса СПГ в резервуарах при 84 различных интенсивностях отгрузки

4.2. Общие рекомендации по управлению производительностью 90 промышленного комплекса по сжижению природного газа

4.2.1. Исходные данные для разработки модели

4.2.2. Построение базы нечетких лингвистических правил

4.2.3. Основные этапы нечеткого вывода

4.3. Выводы по главе

ВЫВОДЫ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ ПРИЛОЖЕНИЕ СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

106

108

110

120

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка модели управления производственной мощностью промышленного комплекса по сжижению природного газа»

Актуальность темы исследования

Тенденцией мирового газового рынка является ежегодное увеличение в нем доли природного газа, поставляемого в сжиженном виде, в связи с этим возрастает актуальность проектов по созданию предприятий, производящих СПГ.

Анализ проблем и специфики производства, хранения и отгрузки СПГ показал, что необычайно важным является обоснованный выбор параметров резервуарного парка. При организации производств сжиженного природного газа основные технологические параметры системы хранения должны быть рассчитаны на основе модели, учитывающей параметры танкерного флота, частоту и сезонность отгрузки СПГ.

При проектировании производств по сжижению природного газа в районах с суровыми климатическими условиями необходимо учитывать логистические риски, связанные с задержками или преждевременными прибытиями под погрузку танкеров, перевозящих СПГ.

При отклонении от запланированного времени прибытия танкера СПГ под погрузку, проектная мощность технологических линий, производящих СПГ, должна быть отрегулирована соответствующим образом, с учетом ограниченного объема резервуарного парка.

Разработка модели нечеткого управления производственной мощностью промышленного комплекса по сжижению природного газа предоставляет возможность соответствующей корректировки мощности технологических линий, производящих СПГ, в случаях отклонения от запланированного времени прихода танкера СПГ под погрузку.

С учетом отсутствия практики проектирования и эксплуатации комплексов по сжижению природного газа в суровых природно-климатических условиях, поставленные задачи исследования становятся особенно актуальными.

Степень разработанности проблемы. В настоящее время имеется база знаний по вопросу минимизации издержек хранения и производства продукции при реализации транспортных рисков на промышленных предприятиях. С точки зрения освещения данной проблемы выделяются следующие авторы: А.Ф. Андреев, Б.А. Аникин, Ю. Бригхем, П.Л. Виленский, А.М. Гаджинский, Л. Гапенски, В.Ф. Дунаев, М.Н. Захаров, В.Д. Зубарева, А.С. Саркисов.

Также доступны труды авторов по теории нечетких множеств и реализации методов нечеткой логики на практике: К. Асаи, Л.С. Бернштейн, Р. Бишоп, В.И. Гостев, Р. Дорф, Ю.А. Зак, Ю.П. Зайченко, А. Кофман, А.В. Леоненков, А.Н. Мелихов, В. Новак, М. Сугэно, Т. Тэрано, А.А. Усков, Х. Циммерман.

Ознакомление с трудами отечественных и зарубежных авторов позволило сделать вывод об отсутствии проработок по оптимизации издержек хранения и производства на промышленных комплексах по сжижению природного газа с применением систем нечеткого управления.

Актуальность диссертационной работы также подтверждается тем, применение предлагаемой модели нечеткого управления позволит оптимизировать издержки предприятия при наличии транспортных рисков не только для промышленного комплекса по сжижению природного газа, но и для любой другой отрасли промышленности.

Цель работы. Разработка модели управления производственной мощностью промышленного комплекса по сжижению природного газа (далее - КСПГ) в условиях нестабильной отгрузки продукции, позволяющих минимизировать эксплуатационные издержки и повысить экономическую эффективность КСПГ.

Задачи исследования. Для достижения поставленной цели в диссертационном исследовании необходимо решить следующие основные задачи:

1. Анализ функционирования КСПГ и специфики отгрузки продукции;

2. Разработка модели функционирования систем хранения и отгрузки промышленного комплекса по сжижению природного газа, для определения

оптимального объема резервуарного парка, количества и грузовместимости судов для перевозки СПГ;

3. Определение мероприятий по компенсации транспортных рисков и минимизации эксплуатационных издержек КСПГ;

4. Разработка модели управления производственной мощностью КСПГ для принятия управленческих решений по изменению производственной мощности, снижения издержек производства и хранения СПГ.

Научная новизна диссертации заключается в том, что на основе анализа специфики функционирования предприятий ТЭК в арктических и субарктических регионах России разработан новый организационно-экономический механизм управления производственной мощностью промышленного комплекса по сжижению природного газа, отличающийся использованием методов имитационного и нечетко-лингвистического моделирования для поддержки принятия управленческих решений в условиях нестабильной отгрузки СПГ.

Научную новизну работы составляют основные научные результаты, полученные в ходе исследования лично автором:

- разработана модель функционирования систем хранения и отгрузки промышленного комплекса по сжижению природного газа, которая позволяет имитировать нестабильную отгрузку готовой продукции и путем проведения многократных численных оценок изменения наличного запаса СПГ в этой ситуации определить оптимальный объем резервуарного парка, количество и грузовместимость судов для перевозки СПГ;

- предложена база правил систем нечеткого вывода, представляющая из себя набор рекомендаций по изменению производственной мощности при различных сценариях прибытия перевозящих СПГ судов под погрузку, а также определен вид функций принадлежности входных и выходных лингвистических переменных, в качестве которых обосновано выбраны: время прибытия танкера, уровень заполнения резервуаров и производительность комплекса;

- разработана модель управления производственной мощностью промышленного комплекса по сжижению природного газа, основанная на теории нечетких

множеств и нечеткой логике, позволяющая принимать управленческие решения по изменению производственной мощности, уменьшать издержки производства и хранения СПГ.

Объект исследования: промышленный комплекс по сжижению природного газа в арктических и субарктических регионах России, исследуемый в диссертации как экономическая система ТЭК, функционирующая в условиях нестабильной отгрузки готовой продукции.

Предмет исследования: организационно-экономические методы управления производственной мощностью промышленного комплекса по сжижению природного газа.

Область исследования. Основные научные положения диссертации соответствуют следующим пунктам паспорта ВАК Минобранауки РФ по специальности 08.00.05 «Экономика и управление народным хозяйством»: 1.1.19 Методологические и методические подходы к решению проблем в области экономики, организации управления отраслями и предприятиями топливно-энергетического комплекса; 1.1.27. Управление производственной программой в различных условиях хозяйствования подразделения организации.

Теоретическая и практическая значимость работы. Разработанные в диссертации модели и алгоритмы расчетов могут использоваться для определения объема резервуарных парков СПГ и танкерного флота при реализации проектов по созданию СПГ-производств. Использование модели управления производственной мощностью промышленного комплекса позволяет уменьшить издержки производства и хранения СПГ.

Методология и методы исследования.

Методологическую основу составили труды отечественных и зарубежных авторов по экономике и управлению предприятием, организации производства, управлению запасами предприятия, теории нечетких множеств, нечеткой логики, методы моделирования управления производственными системами в условиях неопределенности и транспортных рисков.

В работе использовались открытые материалы, опубликованные в общей, специальной литературе, в периодической печати, интернет-изданиях, собственные материалы автора, полученные в процессе работы над диссертацией.

Основные положения, выносимые на защиту:

- разработанная для определения изменения наличного запаса СПГ в резервуарах, минимального запаса СПГ в резервуарах, оптимального количества и грузовместимости судов для перевозки СПГ, модель функционирования систем хранения и отгрузки промышленного комплекса по сжижению природного газа;

- сформулированные в виде базы правил рекомендации по изменению производственной мощности промышленного комплекса по сжижению природного газа при различных сценариях прибытия перевозящих СПГ судов под погрузку;

- разработанная для принятия управленческих решений по изменению производственной мощности промышленного комплекса по сжижению природного газа и снижения издержек производства и хранения СПГ модель управления производственной мощностью;

- алгоритмы практической реализации математических моделей на примере комплекса по сжижению природного газа на полуострове Ямал.

Достоверность результатов исследования подтверждается использованными математическими методами, теорией нечетких множеств, нечеткой логики, основывается на положениях, сформулированных в исследованиях отечественных и зарубежных специалистов.

Апробация результатов. Основные положения работы докладывались и обсуждались на Юбилейной 70-ой Международной молодежной научной конференции «Нефть и газ 2016», Москва, 2016; на VI Всероссийской научной конференции по организации производства (ШЕСТЫЕ ЧАРНОВСКИЕ ЧТЕНИЯ), Москва, 2016; на научно-технических совещаниях в компании ОАО «Ямал СПГ», Москва, 2013-2016; на заседаниях кафедры оборудования нефтегазопереработки РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, Москва, 2015-2017; на заседании кафедры промышленной логистики МГТУ имени Н.Э. Баумана, Москва, 2017.

Публикации. Основное содержание работы отражено в 7 научных работах, общим объемом 4,32 п.л., из них в журналах, рекомендованных ВАК РФ - 3.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, выводов, списка сокращений, приложения и списка литературы из 86 наименований. Диссертация содержит 126 страниц основного текста, 37 рисунков, 3 таблицы.

ГЛАВА 1. ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ ОРГАНИАЦИИ ПРОИЗВОДСТВ ПО СЖИЖЕНИЮ ПРИРОДНОГО ГАЗА

1.1. Обзор развития производств по сжижению природного газа

Природный газ является очень значимым источником энергии. Наиболее экономически целесообразный способ транспортировки природного газа на большие расстояния - это его перевозка в сжиженном состоянии.

Наибольшие месторождения природного газа находятся в России и в Иране. Россия экспортирует основной объем добываемого газа в Европу по трубопроводам. Другие месторождения располагаются в Алжире, Малайзии и Индонезии на значительных расстояниях от стран-потребителей природного газа. В связи с невозможностью трубопроводной транспортировки природного газа на большие расстояния, на сегодняшний день единственным экономически выгодным способом его транспортировки морем является перевозка газа в сжиженном состоянии с использованием специализированных танкеров.

Одной из ключевых проблем в 21 веке является проблема энергетической безопасности. В основе её решения лежит диверсификация торговли энергоресурсами.

По имеющимся оценкам, с 2000 года суммарный мировой спрос на природный газ рос на 2,7% ежегодно. Мировой спрос на сжиженный природный газ за данный период увеличивался на 7,6% в год. Устойчивый рост спроса на СПГ обеспечивается перспективными и долговременными вопросами. Это:

• Энергетическая безопасность — диверсификация поставок энергоресурсов и гибкость предложения;

• Создание дополнительной энергетической инфраструктуры для увеличения устойчивости системы к скачкам спроса и предложения;

• Экологичность природного газа, замещение природным газом угля;

• Рост негативного отношения к ядерной энергетике.

По оценкам экспертов, мировой спрос на газ продолжит уверенно расти. Международное энергетическое агентство (МЭА) спрогнозировало повышение доли природного газа в мировой экономике, с увеличением его доли с 21% в 2010 году до 25% в 2035 году. Агентство предсказывает ежегодный рост спроса в мире на природный газ на 1,6% вплоть до 2035 года. Этот показатель более чем в два раза превышает ожидаемые темпы роста для нефти.

Также ожидается, что рост спроса на СПГ будет еще существеннее в перспективе до 2020 года. Несмотря на значительный разброс в оценках, большинство отраслевых экспертов сходятся в том, что ежегодный рост составит около 5-6%. Ожидается, что спрос на СПГ будет увеличиваться и после 2020 года, но более медленными темпами (около 2-3% в год).

Природный газ подвергается сжижению для последующей транспортировки в специальных танкерах с последующим переводом в газообразную форму (регазификацией) в пунктах потребления.

Первая экспериментальная установка по сжижению природного газа была построена в 1940 г. в США. На основании ее успешной работы были запроектированы промышленные установки. В 1941 г. была запущена первая установка производительностью 83,8 т/сут в г. Кливленде. Вместимость резервуаров для хранения СПГ составляла 3140 тонн, производительность блока

Л

регазификации была 900 000 м /сут. В 1944 г. этот резервуар для хранения СПГ разрушился в связи с хрупким изломом внутренней оболочки. В качестве материала внутренней оболочки была применена низкоуглеродистая сталь. После данной аварии развитие технологий по сжижению природного газа было приостановлено почти на 20 лет.

Л

В 1959 году был совершен первый рейс с 5000 м груза из США в Великобританию. Для транспортировки СПГ использовался сухогруз «Marlin Hitch». В качестве резервуаров использовались танки из алюминия, для внешней теплоизоляции была применена бальса. Судно переименовали в «Methane Pioneer».

В 1964 г. Великобритания начала импортировать СПГ из Алжира.

Рисунок 1.1. «Methane Pioneer», 1959 г.

В 1969 году в Великобритании было построено специализированное судно для транспортировки СПГ - «Methane Princess». В качестве резервуаров также использовались алюминиевые танки. Судно имело паровую турбину и имело возможность утилизации выкипевшего метана.

Технические характеристики газовоза «Methane Princess»:

■ длина - 189 м;

■ ширина - 29 м;

■ силовая установка - паровая турбина, мощность 12 500 л.с.;

■ скорость на испытаниях - 18,5 узлов;

■ эксплуатационная скорость - 17,25 узлов;

■ количество грузовых танков - 9;

■ грузовместимость - 28 300 м метана;

■ суточный расход испаряющегося газа (boil-off rate) - 0,33%.

В 1969 году также начались первые поставки СПГ из Аляски в Японию. В 70-е годы на рынке СПГ появляются Бруней и Ливия. В 80-е годы СПГ начинают экспортировать из Австралии и Малайзии. В 1997 году запускают завод в Катаре. В 90-е годы на рынке появляются новые производители СПГ по всему миру.

Россия существенно отстала от всего мира в части СПГ, ориентируясь исключительно на развитие газотранспортных систем как внутри страны, так и в экспортных поставках.

Сейчас в газовой отрасли происходит формирование трансконтинентального рынка. К 2030 году ожидается, что доли СПГ и трубопроводного газа сравняются.

За прошедшие полвека характеристики газовозов значительно изменились. За первые 10 лет развития морской транспортировки СПГ грузовместимость

3 3

судов увеличилась с 27500 м до 125000 м . В настоящее время грузовместимость газовозов достигает 266000 м3.

Развитие морской транспортировки СПГ качественно может быть показано в виде -кривой, представляющей из себя синусоиду и показывающей отношение между затраченным усилием по улучшению эффективности продукта и достигнутыми результатами (см. Рисунок 1.2).

Изначально, большие инвестиции на развитие технологии сжижения природного газа приносили незначительный результат. Первый экспериментальный завод был построен в 1912 году, прошло более 50 лет до того, как СПГ начали перевозить морем. Когда технологии сжижения и перевозки природного газа стали общедоступными и опробованными, экспериментальные танкера в течение 20 лет трансформировались в огромный флот. На сегодняшний день, большее количество усилий на развитие транспортировки СПГ не дает ожидаемого эффекта. Развитию флота препятствуют экономические, географические и технологические факторы.

В соответствии с теорией S-кривой, когда достигается некий предел развития, дальнейший прогресс возможен при появлении абсолютно новых технологических решений. Такое решение сдвигает синусоиду вправо и вверх, таким образом, будут открыты новые возможности для инновационного прорыва в морской транспортировке СПГ.

В настоящее время производство сжиженного природного газа является одной из основных тенденций развития мировой газовой отрасли. В этой связи возрастает актуальность проектов по созданию предприятий, производящих СПГ. В данном контексте большие перспективы видятся в освоении газовых месторождений России, расположенных в Арктике. Затраты, относящиеся к

объектам технологии сжижения и хранения газа, для арктических регионов будут существенно ниже по сравнению со странами с жарким климатом, а использование Северного морского пути значительно снизит расходы на транспортировку СПГ.

У V

I-

га

Усилие

Рисунок 1.2. 8-кривая развития СПГ-транспортировки

1.2. Российские проекты по созданию производств СПГ

В настоящее время в России реализуются следующие проекты по созданию производств СПГ - «Сахалин-2», «Ямал СПГ», «Владивосток СПГ», «Балтийский СПГ», «Дальневосточный СПГ», «Печора СПГ», регазификационный терминал СПГ в Калининградской области.

В 2009 году компанией «Сахалин Энерджи» был введен в эксплуатацию первый в России завод по производству СПГ. Единственный на сегодняшний день комплекс по сжижению природного газа располагается на юге Сахалина, на побережье залива Анива, который не замерзает зимой, что значительно упрощает

процесс отгрузки СПГ. Комплекс состоит из двух технологических линий, на которых происходит подготовка и сжижение газа. Для производства СПГ применяется технология двойного смешанного хладагента концерна «Shell». Производительность завода составляет 9,6 млн. тонн СПГ в год.

После сжижения газ поступает в два резервуара хранения. Объем каждого

-5

из резервуаров - 100 тыс. м .

Причал по отгрузке СПГ способен принимать танкеры различной

Л

грузовместимости (от 18000 до 145000 м ). Производимый СПГ транспортируется в Японию, Корею, Китай, Тайвань и Таиланд.

Реализация проектов «Дальневосточный СПГ», «Владивосток СПГ» выглядит перспективной из-за небольшого транспортного плеча в страны-импортеры СПГ в Азиатско-тихоокеанском регионе (Япония, Южная Корея) и больших по сравнению с европейскими ценами на газ.

Основными конкурентами России на рынке СПГ в АТР являются Австралия, Катар, Канада и США. При избыточном предложении СПГ на рынке, цены на него могут снизиться. Поэтому очень важным драйвером для российских дальневосточных проектов будет заключение долгосрочных контрактов на поставку СПГ.

Более подробно рассматривается проект создания комплекса по сжижению газа на полуострове Ямал.

На Ямале и в прилегающих акваториях открыты месторождения, предварительные запасы которых составляют порядка 15 трлн. м3.

Южно-Тамбейское газоконденсатное месторождение (ЮТГКМ) является одним из крупнейших месторождений на полуострове, что служит гарантией его долговременной и бесперебойной эксплуатации. Месторождение имеет запасы, оцениваемые в 1,3 трлн. м3 газа.

В результате реализации проекта предполагается строительство производства по сжижению природного газа (СПГ), хранилища СПГ и газового конденсата (ГК), морского терминала отгрузки СПГ и ГК, портовых сооружений.

В качестве целевого рынка сбыта СПГ рассматриваются страны Европы и Азиатско-тихоокеанского региона. Начальной точкой предполагаемой системы морской транспортировки сжиженного газа является портовый перегрузочный комплекс в районе пос. Сабетта.

Завод по производству и сжижению газа будет располагаться недалеко от населенного пункта Сабетта, на восточном побережье полуострова Ямал, Обская губа.

Транспортировка СПГ и конденсата будет осуществляться танкерами.

Для этих целей рядом с населенным пунктом Сабетта должен быть построен специализированный морской терминал для отгрузки СПГ и конденсата.

Помимо этого, транспортировка СПГ на СПГ-танкерах потребует создания подходного канала к морскому терминалу, а также углубления дна в северной части Обской губы (морской канал).

Ситуационный план порта и морского канала показан на Рисунке 1.3.

Одна из особенностей Обской губы заключается в том, что ледовый период длится в течение 9 месяцев, обычно в период с октября по июнь.

Пoмимo прoектoв по изданию СПГ-прoизвoдств, oриентирoванных на прoдажу газа за рубеж, также большoй интерес представляют прoекты по внедрению СПГ-мощшстей, oриентирoванных на внутренний рышк. В настоящее время лишь треть населения Ро^ии имеет дoступ к прирoдному газу. Средний уровень газификации Восточной Сибири и Дальнего Востока составляет около 7 %.

Издание малотоннажных произвoдств по сжижению природшго газа и, тем самым, удoвлетворение внутреннего спрocа выглядят весьма перспективными направлениями развития газoвой индустрии страны.

Рисунок 1.3. Ситуационный план морского порта и морского канала

1.3. Технологические и конструктивные особенности производства,

хранения и отгрузки СПГ

На Рисунке 1.4 показана производственно-сбытовая цепочка для СПГ:

■ дoбыча природшго газа на местoрoждении;

■ oтделение ГК;

■ cжижение газа на зашде СПГ;

■ на^пление СПГ и ГК в резервуаршм парке;

■ oтправка СПГ и ГК трансшртными cудами на экспорт;

■ выгрузка СПГ и ГК в пунктах назначения;

■ приведение СПГ в газoобразное состояние (регазификация);

■ транспортирoвка газа по трубопрoвoду до кoнечного штребителя.

Рисунок 1.4. Производственно-сбытовая цепочка для СПГ

При проектирoвании комплексoв по сжижению природшго газа вoзникает ряд характерных прoблем. Анализ этих прoблем показывает, что неoбычайнo важным является обoснованный выбoр параметрoв резервуарнoго парка. Они должны oпределяться на oснове расчетнoй мoдели из услoвия минимума затрат на трансмртировку и хранение СПГ, c учетом cезoнности cпрoса, параметрoв oбcлуживающегo танкернoго флoта и вoзможных чаcтoт oтгрузки.

При рассмотрении вопросов по проектированию комплексов сжижения природного газа, на наш взгляд, следует выделить следующие характерные проблемы, формирующие философию транспортных составляющих проектов:

- непрерывный характер производства СПГ;

- особые требования к хранению СПГ;

- периодичность вывоза СПГ.

Далее детально рассмотрена каждая из проблем.

Технология производства СПГ не предполагает возможность регулярных остановок комплекса. Это означает, что объем резервуаров для хранения СПГ должен быть рассчитан таким образом, чтобы избежать недогруза СПГ в танкер при работе завода на неполную мощность (в случае проведения плановых ремонтных работ, внеплановых остановках и т.д.).

С другой стороны, резервуары СПГ представляют собой сложные и дорогостоящие конструкции, их количество и вместимость должны быть рассчитаны оптимальным образом, с учетом частоты и объемов отгружаемого СПГ, а также рисков, связанных с возможной задержкой танкера. Также необходимо учитывать, что природный газ находится в сжиженном состоянии благодаря низким температурам (-1600С) и, несмотря на сложные изоляционные системы, заложенные в конструкции резервуаров, испаряется в среднем в количестве 0,1-0,15% от общего объема в сутки. Отпарной газ может направляться на повторное сжижение, либо на факельную установку, что является нерациональным решением.

Следует обратить внимание, что количество танкеров, способных работать круглогодично в ледовых условиях, ограничено, и, поэтому, существует также некоторая вероятность задержки прихода танкера в порт в запланированное время.

Продажа СПГ и ГК должна осуществляться по долгосрочным контрактам. Как правило, к моменту ввода комплекса СПГ в эксплуатацию вся добываемая продукция бывает законтрактована. В связи с этим, задержки в отгрузке СПГ на танкеры по причине отсутствия рынков сбыта продукции не учитываются.

На Рисунке 1.5 показана принципиальная схема комплекса по сжижению природного газа.

На входных сооружениях комплекса происходит сепарация, т.е. отделение от газа механических примесей, воды, метанола и конденсата. Отсепарированный газ поступает на технологические линии сжижения и последовательно проходит очистку от кислых газов и следов метанола, осушку и удаление ртути, извлечение сжиженных углеводородных газов. Далее очищенный газ поступает на предварительное охлаждение и сжижение.

Комплексы по производству СПГ также включают в себя установки фракционирования сжиженных углеводородных газов, резервуарные парки хранения СПГ, стабильного газового конденсата, нефти и хладагентов, электростанции, общезаводские инженерные системы и факельные установки.

V

Удаление кислых компонентов

Рисунок 1.5. Принципиальная схема завода сжижения природного газа

Сжижение

В условиях Арктики потребуется меньшее количество удельной энергии на сжижение газа, следовательно, объем производства СПГ будет выше, чем в проектах, использующих аналогичное оборудование и расположенных в южных широтах. Линии производства СПГ обладают фиксированной производственной мощностью.

Плановые ремонтно-профилактические работы занимают не более 35-45 дней, с повторением обслуживания каждые 3 года для каждой технологической линии.

Существуют различные технологические и конструктивные варианты хранения сжиженных газов.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Сампиев Адам Михайлович, 2017 год

\ /

\ /

/

\

/ \ \

Уровень заполнения резервуаров

V,%

Рисунок 4.4. Графики функций принадлежности для переменной «уровень

заполнения резервуаров»

В качестве третей лингвистической переменной используется множество Т ={«мягкая зима», «средняя зима», «суровая зима», «лето»}. В данном расчете предлагается зафиксировать лингвистическую переменную Д и рассматривать в

дальнейшем случай «средней зимы».

В качестве выходной лингвистической переменной используется множество Т={«максимальная», «проектная», «незначительно уменьшить», «значительно уменьшить», «минимальная»} с функциями принадлежности, изображенными на Рисунке 4.5.

1

мин имал1 >ная значительно уменьшить незначительно уменьшить пр эектг ШЯ Л шкси мальн

\

\

\

\

\

50 100

Производственная мощность комплекса по сжижению природного газа

Рисунок 4.5. Графики функций принадлежности для переменной «производственная мощность комплекса по сжижению газа»

%

При этом время прибытия танкера измеряется в часах, уровень заполнения резервуарного парка - в процентах, изменение производственной мощности комплекса по сжижению природного газа - в процентах.

Используя в качестве алгоритма вывода алгоритм Мамдани, рассматривается пример его выполнения для случая средней зимы, когда прибытие танкера задерживается на 7 часов и уровень заполнения резервуарного парка составляет 85 %.

В этом случае фаззификация первой входной лингвистической переменной приводит к значению истинности 0,34 для терма «незначительная задержка», а фаззификация второй нечеткой переменной приводит к значению истинности 0,66 для терма «высокий». В текущем процессе нечеткого вывода используем правило 7.

загни. нироес срок нныи незначитепьнс задержка 1Я значит задер ельная жка

\

\ \ /

\ /

\

/ \ V

/ \ Л

5 7 ю I, час

Время прибытия танкера

а

низ кий срес )ний еыс окий крь тиче ский

/ \ /

/ \ V /

/

/ \

1-н / \

о 50 85 100 у о/0

Уровень заполнения резервуарного парка

Рисунок 4.6. Графики функций принадлежности для переменных «время прибытия танкера» и «уровень заполнения резервуарного парка». Этап

фаззификации

Агрегирование подусловий правила 7 дает в результате число 0,34. Следующим этапом нечеткого вывода является активизация заключений в нечетких правилах продукций.

Поскольку все заключения правил 1-12 заданы в форме нечетких лингвистических высказываний первого вида, а весовые коэффициенты правил по умолчанию равны 1, то активизация правила 7 приводит к одному нечеткому множеству, функция принадлежности которого показана на Рисунке 4.7.

Дефаззификация выходной лингвистической переменной

«производственная мощность комплекса по сжижению природного газа» методом центра площади для значений функции принадлежности, изображенной на Рисунке 4.7, приводит к значению управляющей переменной, равной уменьшению производственной мощности комплекса по сжижению природного газа на 25% от проектного значения.

А чит ныш

незнс уме ?лъно тъ

0 50 юо %

Производственная мощность комплекса по сжижению природного газа

Рисунок 4.7. Графики функций принадлежности для переменной «производственная мощность комплекса по сжижению природного газа».

Этап активизации

На Рисунке 4.8 показано иллюстративное изображение изменения выходной переменной - производительности комплекса по сжижению природного газа в зависимости от изменения входных переменных - времени прибытия танкеров и уровня заполнения резервуарного парка хранения СПГ.

Из Рисунка 4.8 видно, что уменьшение производительности технологических линий по производству СПГ рекомендуется начинать при уровне заполнения резервуаров выше 60 % от общего объема в случае задержки прибытия танкеров СПГ более, чем на 4 часа.

Наращивать производительность технологических линий выше проектных мощностей рекомендуется при низких уровнях заполнения резервуаров (ниже 40%) и отсутствии задержке в прибытии танкеров.

Данное иллюстративное изображение получено по результатам моделирования в программной среде МЛТЬЛБ.

Детальный алгоритм моделирования в среде МЛТЬЛБ представлен в Приложении 1.

Рисунок 4.8. Трехмерное изображение изменения производительности комплекса по сжижению природного газа

Составляются правила нечеткого управления производственной мощностью комплекса по сжижению природного газа для летнего периода.

1. Если прибытие танкера ожидается в запланированный срок, в летний период и уровень заполнения резервуаров критически низкий, то производительность комплекса следует довести до максимального уровня.

2. Если прибытие танкера ожидается в запланированный срок, в летний период, и уровень заполнения резервуаров низкий, то производительность комплекса следует довести до максимального уровня.

3. Если прибытие танкера ожидается в запланированный срок, в летний период, и уровень заполнения резервуаров средний, то производительность комплекса следует довести до максимального уровня.

4. Если прибытие танкера ожидается в запланированный срок, в летний период, и уровень заполнения резервуаров высокий, то производительность комплекса следует сохранить на проектном уровне.

5. Если прибытие танкера ожидается с незначительным опережением, в летний период, и уровень заполнения резервуаров критически высокий, то производительность комплекса следует незначительно уменьшить.

6. Если прибытие танкера ожидается с незначительным опережением, в летний период, и уровень заполнения резервуаров критически низкий, то производительность комплекса следует довести до максимального уровня.

7. Если прибытие танкера ожидается с незначительным опережением, в летний период, и уровень заполнения резервуаров низкий, то производительность комплекса следует довести до максимального уровня.

8. Если прибытие танкера ожидается с незначительным опережением, в летний период, и уровень заполнения резервуаров средний, то производительность комплекса следует довести до максимального уровня.

9. Если прибытие танкера ожидается с незначительным опережением, в летний период, и уровень заполнения резервуаров высокий, то производительность комплекса следует сохранить на проектном уровне.

10. Если прибытие танкера ожидается с незначительным опережением, в летний период, и уровень заполнения резервуаров критически высокий, то производительность комплекса следует незначительно уменьшить.

11. Если прибытие танкера ожидается со значительным опережением, в летний период, и уровень заполнения резервуаров критически низкий, то производительность комплекса следует сохранить на проектном уровне.

12. Если прибытие танкера ожидается со значительным опережением, в летний период, и уровень заполнения резервуаров низкий, то производительность комплекса следует сохранить на проектном уровне.

13. Если прибытие танкера ожидается со значительным опережением, в летний период, и уровень заполнения резервуаров средний, то производительность комплекса следует сохранить на проектном уровне.

14. Если прибытие танкера ожидается со значительным опережением, в летний период, и уровень заполнения резервуаров высокий, то производительность комплекса следует незначительно уменьшить.

15. Если прибытие танкера ожидается со значительным опережением, в летний период, и уровень заполнения резервуаров критически высокий, то производительность комплекса следует незначительно уменьшить. Графики функций принадлежности входных и выходной лингвистических

переменных приведены на Рисунке 4.9, Рисунке 4.10, Рисунке 4.11.

1

запла чироеат срок шый незнач onept шельн гжение ое ачите. переж ibHoe ение

\ /

\ \ /

\ \ /

У

А \

Время прибытия танкера

Рисунок 4.9. Графики функций принадлежности для переменной «время

прибытия танкера»

Рисунок 4.10. Графики функций принадлежности для переменной «уровень

заполнения резервуаров»

1

мин чмал1 мая значительно уменьшить незначительно уменьшить пр эект) 1ая а шкси мальъ

\

\

\

0 50 100 %

Производственная мощность комплекса по сжижению природного газа

Рисунок 4.11. Графики функций принадлежности для переменной «производственная мощность комплекса по сжижению газа»

На Рисунке 4.12 показано трехмерное изображение изменения выходной переменной - производительности комплекса по сжижению природного газа в зависимости от изменения входных переменных - времени прибытия танкеров и уровня заполнения резервуарного парка хранения СПГ. Рисунок 4.12 является результатом компьютерного моделирования с использованием программного комплекса МЛТЬЛБ. Применение данного комплекса ускоряет процесс нечеткого вывода и дает возможность получения рекомендаций для последующего принятия

оптимального решения по изменению производительности комплекса по сжижению природного газа.

Из Рисунка 4.12 видно, что уменьшение производительности технологических линий по производству СПГ рекомендуется начинать при уровне заполнения резервуаров выше 60% от общего объема. Интенсивность уменьшения производительности зависит от времени опережения танкером запланированного времени прибытия.

Наращивать производительность технологических линий выше проектных мощностей рекомендуется при прибытии танкера с опережением до 6 часов от запланированного времени и уровнях заполнения резервуаров до 60%.

Рисунок 4.12. Трехмерное изображение изменения производительности комплекса по сжижению природного газа в летний период

В качестве итогового показателя экономической эффективности промышленного комплекса по сжижению природного газа рассмотрена рентабельность продаж СПГ.

Расчет рентабельности произведен следующим образом:

R_ TR-TC = ТС ~ ТС

Pr - прибыль (profit);

TR - общая выручка (total revenue);

TC - общие затраты (total cost).

TR = P ■ Q

P - цена за единицу товара; Q - количество проданного товара.

Приращение рентабельности за счет применения модели управления производственной мощностью промышленного комплекса по сжижению природного рассчитывается следующим образом:

TR - TC2 TR - TC ,

AR = R - R =-2--1 = P ■ Q ■

2 1 TC2 TC,

f 1 О

TC TC V TC 2 TC1 у

ТС, - общие затраты КСПГ без учета функционирования модели управления производственной мощностью;

ТС - общие затраты КСПГ с учетом работы модели управления производственной мощностью.

ТС, = ЕС + УС, ТС2 = ЕС + УС2

ЕС - постоянные затраты, не зависящие от объема запасов;

УС , УС - переменные затраты, зависящие от величины запасов СПГ в резервуарах, в случае работы без учета и с учетом использования модели управления производственной мощностью;

УС = ус у

УС 2=усу

ус - удельные переменные затраты на хранение;

V, V - величины запасов СПГ в резервуарах без учета и с учетом функционирования модели управления производственной мощностью соответственно.

Исходные данные, использованные при расчете: Р = 150долл.США/м3 - стоимость 1 м3 СПГ; q = 4989м3 / ч - производительность комплекса; г = 3ч - среднее время задержки танкера в сутки;

¥С = 2,8млн.долл.США / сут. - постоянные затраты на производство и хранение СПГ; УС = 56долл.США/м3 ■ 4989м3/ч ■ 24ч = 6,7млн.долл.США/сут. - переменные затраты при работе комплекса без функционирования модели управления производственной мощностью;

= 56долл.США / м3 ■ 4989м3/ ч ■ 21ч = 5,9млн.долл.США / сут. - переменные затраты при работе комплекса с моделью управления производственной мощностью.

Приращение рентабельности за счет применения модели управления производственной мощностью промышленного комплекса по сжижению природного газа в средней задержке танкеров на 2 часа в сутки в период зимнего сезона в среднем составит 16%:

AR = 150-4989-(24 - 3)

' 1 ^ 1

-10-6---10-6 1 = 0,16

v 2,8 + 5,9 2,8 + 6,7

4.3. Выводы по главе 4

Разработанная модель функционирования систем хранения и отгрузки промышленного комплекса по сжижению природного газа, при своем применении для проекта «Ямал СПГ», показала необходимость расширения линейки танкерного флота на 3 танкера ледового класса Arc 7 с грузовместимостью каждого 170 000 м3 на зимний период.

Такое решение позволит регулировать изменение наличного запаса СПГ, минимизируя потери СПГ при хранении, позволит избежать необходимости принудительно выпаривать СПГ или производить аварийные остановки

технологических линий из-за переполнения резервуарного парка, сократив таким образом издержки производства и хранения СПГ.

В летнее время оптимальным вариантом является использование судов без ледового класса грузовместимостью 150 000 м3. Использование судов меньшей грузовместимости в летний период позволит избежать простоя судов и создания дефицита СПГ.

Во второй части данной главы разработана модель нечеткого управления производственной мощности промышленного комплекса по сжижению природного газа на примере комплекса по сжижению природного газа, создаваемого в рамках освоения Южно-Тамбейского газоконденсатного месторождения на полуострове Ямал, РФ.

Модель предоставляет возможность соответствующей корректировки мощности технологических линий, производящих СПГ в случаях отклонения от запланированного времени прихода танкера СПГ под погрузку.

Применение модели нечеткого управления позволит оптимальным образом наладить процесс производства, хранения, сбыта сжиженного природного газа, исключить издержки, связанные с перепроизводством и утилизацией «излишков» СПГ при задержках танкеров, сократить время ожидания танкера, пришедшего под погрузку раньше запланированного времени.

ВЫВОДЫ

1. Проведенный анализ функционирования промышленного комплекса по сжижению природного газа и специфики отгрузки продукции показал, что издержки хранения и производства сжиженного природного газа существенны при реализации транспортных рисков и разработка системы мер по минимизации издержек может значительно повысить эффективность и конкурентоспособность предприятия в целом.

2. Проведенный анализ сценариев с нестабильной отгрузкой готовой продукции, исполненных путем проведения многократных численных оценок изменения наличного запаса СПГ в резервуарах хранения, позволяет определить оптимальный объем резервуарного, количество и грузовместимость судов для перевозки СПГ.

3. Разработанный подход к оценке изменения наличного запаса СПГ показал, что наиболее предпочтительным решением по компенсации транспортных рисков и минимизации ассоциированных с ними издержек производства и хранения является регулирование производственной мощности промышленного комплекса по производству СПГ.

4. По результатам анализа автоматизированных методов принятия управленческих решений показано, что управление производственной мощностью промышленного комплекса по сжижению природного газа предпочтительно осуществлять на основе положений теории нечетких множеств.

5. Разработанная база правил, представляющих из себя рекомендации по изменению производственной мощности при различных сценариях прибытия перевозящих СПГ судов под погрузку, позволяет построить модель управления производственной мощностью промышленного комплекса по сжижению природного газа.

6. Разработанная модель управления производственной мощностью промышленного комплекса по сжижению природного газа, основанная на теории нечетких множеств и нечеткой логике, позволяет принимать

управленческие решения по изменению производственной мощности, уменьшать издержки производства и хранения СПГ.

7. Предложенный метод графического представления изменения производительности промышленного комплекса по сжижению природного газа наглядно иллюстрирует степень свободы при принятии управленческих решений, а также обеспечивает их оперативность.

8. Результаты диссертационного исследования будут использованы в работе промышленного комплекса «Ямал СПГ», что подтверждается справкой о внедрении результатов диссертационного исследования.

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

ВОС - время оборачиваемости судна

КИП и А - контрольно-измерительные приборы и автоматика

РДТ - резистивные датчики температуры

СПГ - Сжиженный природный газ

СТЗ - система тепловой защиты

УПСГ - установка повторного сжижения газа

AMS (Alarm Management System) - Управление аварийной сигнализацией BOG (Boil-Off Gas) - отпарной газ

ERS (Emergency Release System) - Системаа аварийной расстыковки

ESD (Emergency Shutdown System) - подсистема аварийного останова

F&G (Fire & Gas System) - Подсистема пожарообнаружения и контроля

загазованности

IAMS (Instrument Asset Management System) - Контроль рабочих характеристик КИП

ISCC (Instrument Control Safety System) ИСУБ - Интегрированная система управления и безопасности

LNG (Liquefied Natural Gas) - сжиженный природный газ

LDS (Leak Detection System) - Подсистема обнаружения утечек

LAH (Level Alarm High) - сигнализация высокого уровня

LAHH (Level Alarm High High) - сигнализация предельного высокого уровня

LAL (Level Alarm Low) - сигнализация низкого уровня

LALL (Level Alarm Low Low) - сигнализация предельного низкого уровня

MDLL (Maximum Design Liquid Level) - максимальный расчетный уровень

продукта

MNOL (Maximum Normal Operating Level) - максимальный уровень налива при нормальной эксплуатации

NLLL (Normal Low Liquid Level) - минимальный уровень налива при нормальной эксплуатации

OCIMF (Oil Companies International Marine Forum) - Международный форум морских нефтяных компаний

PCS (Process Control System) - система управления технологическим процессом PMIS (Plant Management Information System) - Управление и информационное обслуживание

PSD (Process Shutdown System) - подсистема останова технологического процесса SER (Sequence of Event Recorder) - регистратор последовательности событий

SIGTTO (Society of International Gas Tanker and Terminal Operators) -

Международное общество операторов газовозов и терминалов

SIL (Safety Integrity Level) - уровень полноты безопасности

SIS (Safety Instrumented System) - Система противоаварийной защиты

ПРИЛОЖЕНИЕ

РАЗРАБОТКА МОДЕЛИ УПРАВЛЕНИЯ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ МОЩНОСТЬЮ ПРОМЫШЛЕННОГО КОМПЛЕКСА ПО СЖИЖЕНИЮ ПРИРОДНОГО ГАЗА В ПРОГРАММНОЙ СРЕДЕ МЛТЬЛБ

Процесс разработки модели нечеткого управления производственной мощности комплекса по сжижению природного газа выглядит следующим образом.

1. Вызов редактора системы нечеткого вывода FIS. В окне команд выбрать имя функции fuzzy. После выполнения этой команды на экране появится графический интерфейс редактора FIS. В качестве алгоритма нечеткого вывода выбирается алгоритм Мамдани.

2. Для добавления второй входной переменной следует выполнить команду Edit^-Add^-Variables-Input. На диаграмме системы нечеткого вывода появляется второй желтый прямоугольник, обозначающий вторую входную

переменную.

3. Изменим имена входных и выходных переменных, предложенных системой по умолчанию. Выделяем прямоугольник с именем соответствующей переменной и набираем новые имена в поле ввода Name в правой части редактора FIS.

4. Оставляем без изменений предложенные системой

- метод нечеткого логического «И» (And method) - значение «min»;

- метод нечеткого логического «ИЛИ» (Or method) - значение «max»;

- метод импликации (Implication) - значение «min»;

- метод агрегирования (Aggregation) - значение «max»;

- метод дефаззификации (Defuzzification) - значение «centroid».

5. Определяем термы и функции принадлежности входных и выходных переменных системы нечеткого вывода. Воспользуемся редактором функций принадлежности, который вызывается двойным щелчком на прямоугольнике с соответствующей переменной.

6. По умолчанию в окне редактора функций принадлежности выводятся три терма с треугольными функциями принадлежности. Изменяем диапазон определения значений входных переменных в строке Range и Display Range. По умолчанию системой предложены наименования термов первой входной переменной mfl, mf2, mf3. Изменяем наименования на «запланированный срок», «незначительная задержка», «значительная задержка». По умолчанию системой заданы функции принадлежности треугольного типа

(trimf), изменим тип функций принадлежности термов «запланированный срок» и «значительная задержка» на трапециевидный (trapmf), выбрав соответствующий пункт в строке Type. В строке «Params» зададим характерные точки для каждого терма.

7. Аналогично изменим названия термов второй входной переменной «уровень заполнения резервуаров» и выходной переменной «производственная мощность». Т.к. по умолчанию система выводит всего три терма, добавляем термы, вызвав команды Edit^Add MFs. В открывшемся окне выбираем тип и количество добавляемых термов.

8. Определяются правила нечеткого вывода. Воспользуемся редактором правил с помощью команд Menu^Rules или двойным щелчком по квадрату в центре окна редактора FIS.

Fife Edit View Options

1. If (Бремя прибытия танкера is запланированный срой and (Уровень заполнения резервуаров is ннзкнй)then (Производственная мощность is максимальная) (1)

2. If (Время_прибытия_танкера is запланированный_срок) and (Уровень_заполнения_резервуароЕ is средним) then (Производственная_мощность is проектная) (1)

3. If (Время_прибытия_танкера is запланированный_срок) and (Уровень_заполнения_резервуароЕ is высокий) then (Производственная_мощность is проектная) (1]

4. If (Время_прибытия_танкера is запланированный_срок) and (Уровень_заполнения_резервуароЕ is критический) then (Производственнал_мощность Is значительно_уменьшить) (1)

Б. If (Время_прибытия_танкера is незначительная_задержка) and (Уровень_заполнения_резервуа.рав is низкий) then (Производственная_мощность is проектная) (1)

6. If (Время_прибытия_танкера is незначительная_задержка) and (Уровень_заполнения_резервуаров is средний) then (Производственная_мощность Is проектная) (1)

7. If (Время_прибытия_танкера is незначительная_задержка) and (УроЕень_заполнения_резервуа.рав is Еысокий)^еп (Производственная_мощность is незначительно_уменьшить) (1)

3. If (Время_прибытия_танкера is незначительная_задержка) and (Уровень_заполнения_резервуарав is критический) then (Производственная_мощность is значительно_уменьшить) (1)

&. If (Время_прибытия_танкера is значительная_задержка) and (Уровень_заполнения_резервуаров is низкий) then (Производственная_мощность is проектная) (1)

10. If (Бремя_прибытия_танкера is значительная_задержка) and (Уровень_заполнения_резервуароЕ is средний) then (Производственная_мощность Is проектная) (1)

11. If (Бремя_прибытия_танкера is значительная_задержка) and (Уровень_заполнения_резервуароЕ is Еысокий)^еп (Производственная_мощность is незначительно_уменьшить) (1)

12. If (Время_прибытия_танкера is значительная_задержка) and (Уровень_заполнения_резервуароЕ is критический) then (Производственная_мощность is значительно_уменьшить) (1)

If

Время_прибытия_танкера is

незначительная_задержка

значительн ая_задержка

попе

and

Уровень_запопнения_резервуар

Then

Производственная_мощность Is

средний высокий критический попе

минимальная

значительно_уменьшить

незначительно_уменьшить

проектная_

максимальная

ЯП mot

Connection

or 4 and

not

Weight:

I not

Delete rule

Add rule

Change rule

FIS Name: Untitled2

Help

Close

9. Для определения правил используются поля меню и переключатели в нижней части редактора правил. Для задания первого правила необходимо оставить выделенным поле с именем терма «запланированный срок» для первой входной переменной, поле с именем терма «низкий» для второй входной переменной и поле с именем «максимальная» для выходной переменной. В поле Connection выбираем логическое «И» (And) и нажимаем кнопку Add rule. Аналогичным образом задаются все остальные правила. В строке Weight отображается вес каждого правила, который измеряется в пределах [0;1].

10. После задания правил можно получить результаты нечеткого вывода для конкретных значений входных переменных. Воспользуемся командой View ^Rules. В поле Input вписываем значения входных переменных. В качестве примера рассмотрен случай, когда задержка танкера составляет 7 часов, а уровень заполнения резервуаров 85%. Этим значениям соответствует производственная мощность 75%.

11. В качестве дополнительного анализа нечеткого вывода можно используем программу отображения поверхности нечеткого вывода. Вызываем команду View^ Surface.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Kuwahara N., Bajay S.V., Castro L.N. Liquefied natural gas supply optimization // Energy Conversion & Management. 2010. Issue 41. P. 156.

2. Hannon F., Giboin P., Selstad E. Arctic maritime LNG preparations advance for safe shipping of Yamal cargoes to Asia // LNG Journal. 2013. Issue 1. P.6.

3. Федорова Е.Б. Современное состояние и развитие мировой индустрии сжиженного природного газа: технологии и оборудование. М.: Нефть и газ, 2011. 118 с.

4. Foss B.A., Halvorsen I.J. Dynamic optimization of the LNG value chain // Proceedings of the 1st Annual Gas Processing Symposium. 2009. P. 5.

5. Okamura T., Kawamoto K., Kawata K., Ueda T. Automatic scheduling system of LNG storage operations using mathematical programming // 17th International Conference and Exhibition on Liquefied Natural Gas. 2013. P. 3.

6. Захаров М.Н., Омельченко И.Н., Саркисов А.С. Ситуации инженерно-экономического анализа. М.: МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2014. 306 с.

7. Захаров М.Н. Контроль и минимизация затрат предприятия в системе логистики: уч. пособие / под. ред. А. А. Колобова. М.: Экзамен, 2006. 138 с.

8. Hasan M.F., Zheng A.M., Karimi I.A. Minimizing Boil-Off Losses in Liquefied Natural Gas Transportation // journal «Industrial & Engineering Chemistry Research». 2009. Vol. 48. No. 21. P. 9574.

9. Adom E., Islam Z. and Ji X. Modelling of Boil-Off Gas in LNG Tanks: A Case Study // International Journal of Engineering and Technology. 2010. Vol.2 (4). P. 296.

10. Granhaug R., Christiansen M. Supply chain optimization for the Liquefied Natural Gas Business // Innovations in Distribution Logistics, Lecture Notes in Economics and Mathematical Systems / L. Bertazzi [et al.]. Springer-Verlag Berlin Heidelberg. 2009. P. 200.

11. Andersson H., Christiansen M., Fagerholt K. Transportation planning and inventory management in the LNG supply chain // Energy, Natural Resources and Environmental Economics. Springer-Verlag Berlin Heidelberg. 2010. P. 435.

12. International Group of Liquefied Natural Gas Importers (GIIGNL) // journal "The LNG Industry". 2012, P. 14.

13. Sadeghi M., Hosseini H.M. Energy supply planning in Iran by using fuzzy linear programming approach (regarding uncertainties of investment costs) // Energy Policy. Issue 34. 2006. P. 1002.

14. Halvorsen-Weare E.E., Fagerholt K., Ronnqvist M. Vessel routing and scheduling in the liquefied natural gas business // Computers & Industrial Engineering. Issue 64. 2013. P. 290-301.

15. Леоненков А.В. Нечеткое моделирование в среде MATLAB и fuzzyTECH. СПб.: БХВ-Петербург, 2003. 178 c.

16. Пегат А. Нечеткое моделирование и управление. М.: Бином. Лаборатория знаний, 2013. 87 с.

17. Яхъяева Г.Э. Нечеткие множества и нейронные сети. М.: Бином. Лаборатория знаний, 2006. 68 с.

18. Круглов В.В., Дли М.И., Голунов Р.Ю. Нечёткая логика и искусственные нейронные сети. М.: Физматлит, 2001. 41 с.

19. Прикладные нечеткие системы: Пер. с япон./ К. Асаи, Д. Ватада, С. Иваи и др.; под редакцией Т. Тэрано, К. Асаи, М. Сугэно. М.: Мир, 1993. 64 с.

20. Ross T.J. Fuzzy logic with engineering applications. USA: Wiley, 2005. P.110.

21. Chen G., Pham T.T. Introduction to fuzzy sets, fuzzy logic, and fuzzy control systems. USA: CRC Press, 2001. P. 89.

22. Ozelkan E.C., D'Ambrosio A., Teng S.G. Optimizing liquefied natural gas terminal design for effective supply-chain operations // International journal of production economics. Vol. 111. Issue 2. 2008. P. 529-542.

23. Thomas S., Dawe R.A. Review of ways to transport natural gas energy from countries which do not need the gas for domestic use // ENERGY. Issue 28. 2003. P. 1461-1477.

24. SIGTTO. Site selection and Design for LNG Ports and Jetties // Information Paper No. 14. 1997. P. 6.

25. Захаров М.Н., Зотов Д.В., Саркисов А.С. Разработка организационно-экономической модели функционирования морского терминала нефтепродуктов // Нефть, газ и бизнес. 2009. № 3. С. 27-33.

26. Рачевский Б.С. Сжиженные углеводородные газы - альтернатива нефти и нефтепродуктам // Транспорт на альтернативном топливе. 2009. № 4 (10). С. 7-10.

27. Hernandez F., Bahillo I., Barton Y. Third Party Access to LNG terminals // NERA Economic Consulting. 2006. P. 35-38.

28. Бармин И.В., Кунис И.Д. Сжиженный природный газ вчера, сегодня, завтра. М.: МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2008. 179 с.

29. Zimmermann H.-J. Fuzzy Sets, Decision Making, and Expert Systems // Kluwer Academic Publishers, 1993. P. 8-10.

30. Buckley J.J., Eslami E., Feuring T. Fuzzy Mathematics in Economics and Engineering // Springer-Verlag Berlin Heidelberg GmbH, 2002. P. 68.

31. Zadeh L.A., Yager R.R. Fuzzy sets and application: Selected Papers. USA: Wiley, 1987. P. 79.

32. Ухоботов В.И. Избранные главы теории нечетких множеств: уч. пособие / Челябинск: Изд-во Челяб. гос. ун-та, 2011. 214 с.

33. Bjorndal E., Bjorndal M., Pardalos P.M. Energy, Natural Resources and Environmental Economics. Springer. 2010. P. 427-441.

34. Bertazzi L., Speranza M.G., J.A.E.E. van Nunen. Innovations in distribution logistics. Springer. 2009. P. 89-109.

35. Кофман А. Введение в теорию нечетких множеств: Пер. с франц. / Кофман А. М.: Радио и связь, 1982, 27 с.

36. Деменков Н.П. Нечеткое управление в технических системах: уч. пособие / М.: Изд-во МГТУ имени Н.Э. Баумана, 2005. 74 с.

37. Рыбин В.В. Основы теории нечетких множеств и нечеткой логики. М.: Изд-во МАИ, 2007. 31 с.

38. Гостев В.И. Нечеткие регуляторы в системах автоматического управления. К.: Радюаматор, 2008. 405 с.

39. Новак В., Перфильева И., Мачкорж И. Математические принципы нечеткой логики / пер. с англ.; под ред. Аверкина А.Н. М.: Физматлит, 2006. 125 с.

40. Захаров М.Н., Сампиев А.М. Построение логистической модели функционирования комплекса по сжижению природного газа // Известия высших учебных заведений. Машиностроение. 2015. № 5 [662]. С. 55-61.

41. Захаров М.Н., Сампиев А.М. Проблемы и перспективы организации производств по сжижению природного газа // Нефть, газ и бизнес. № 6. 2015. С. 8-12.

42. Штовба С.Д. Проектирование нечетких систем средствами MATLAB. М.: Горячая линия-Телеком, 2007. 85 с.

43. Борисов А.Н., Крумберг О.А., Федоров И.П. Принятие решений на основе нечетких моделей: Примеры использования. Рига: Зинатне, 1990. 24 с.

44. Орловский С.А. Проблемы принятия решений при нечеткой исходной информации. М.: Наука, 1981. 67 с.

45. Мелихов А.Н., Бернштейн Л.С., Коровин С.Я. Ситуационные советующие системы с нечеткой логикой. М.: Наука, 1990. 235 с.

46. Усков А.А. Принципы построения систем управления с нечеткой логикой // Приборы и системы. Управление, Контроль, Диагностика. 2004. № 6. С. 713.

47. Дорф Р., Бишоп Р. Современные системы управления: пер. с англ. М.: Лаборатория Базовых Знаний. 2002, 40 с.

48. Mokhatab S., Mak J.Y., Valappil J.V. Handbook of Liquefied Natural Gas. Elsevier. 2014. P. 259-296.

49. Зайченко Ю.П. Нечеткие модели и методы в интеллектуальных системах: уч. пособие, К.: Слово. 2008. 97 с.

50. Зак Ю.А. Принятие решений в условиях нечетких и размытых данных: Fuzzy-технологии. М.: Либроком. 2013. 301 с.

51. Нечеткие множества и теория возможностей. Последние достижения: пер. с англ. / под ред. Р.Р. Ягера. М.: Радио и связь. 1986. 370 с.

52. ПАО «Газпром». URL http://www.gazprom.ru/about/production/projects/lng/ (дата обращения: 27.03.2016).

53. ОАО «Ямал СПГ». URL http://yamallng.ru/project/about/ (дата обращения 27.03.2016).

54. ООО «РН-Печора СПГ». URL http://www.pechoralng.com/pechora-spg/pechora-spg-project.html (дата обращения 27.03.2016).

55. «Сахалин Энерджи» URL http://www.sakhalinenergy.ru/ru/company/overview. wbp (дата обращения 27.03.2016).

56. «Резервуары для хранения сжиженного газа». URL http://lngas.ru/lng-storage/rezervuary-xranenie-spg.html (дата обращения 10.04.2016).

57. Рахманин А.И. Обеспечение безопасности резервуаров для хранения сжиженного природного газа с учетом негативных эксплуатационных факторов: дис. ... канд. техн. наук: 05.26.02 - «Безопасность в чрезвычайных ситуациях» (нефтегазовая промышленность) / РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, Москва, 2014. 10 с.

58. Николаев П.А. Проектирование системы управления материально-техническим снабжением предприятия с учетом заданного уровня надежности: дис. ... канд. экон. наук: 08.00.05 - «Экономика и управление народным хозяйством» / МГТУ им. Н.Э. Баумана. Москва. 2016. 16 с.

59. Бракнис В.Д. Состояние и тенденции рынка сжиженного газа в России: анализ и перспективы // Экономика и управление: анализ тенденций и перспектив развития. № 19. 2015. С. 157-161.

60. Гречко А.Г., Новиков А.И. Оптимизация производства сжиженного природного газа при разработке морских месторождений // Вестник МГТУ им. Н.Э. Баумана. Сер. «Машиностроение. 2010. № 7. С. 203-213.

61. Кузнецов А.Л., Китиков А.Н., Протопович С.Н. Расчет времени ожидания и занятости причала для произвольных судов, неоднородных причалов и произвольных характеристиках потока судов // Транспортное дело России. 2013. № 1. С. 36-40.

62. Ерашов В.П. Причальные сооружения для отгрузки сжиженного природного газа (СПГ) на заводах по производству СПГ // Гидротехника. 2011. № 4. С. 56-61.

63. Тараканов М.А. Транспортные проекты в Арктике: синхронизация, комплексность // Вестник Кольского научного центра РАН. № 1. 2014. С. 8085.

64. Русанов И.П., Кригер Е.И. О ходе реализации транспортной стратегии России в арктической зоне РФ и возникающих проблемах // Вестник Мурманского государственного технического университета. Том 18. № 3.

2015. С. 512-516.

65. Минин М.В. Перспективы развития береговой инфраструктуры СМП на основе опыта проектирования морских портов // Транспорт Российской Федерации. № 5(54). 2014. С. 18-19.

66. Цой Л.Г., Андрюшин А.В., Штрек А.А. Обоснование основных параметров перспективных крупнотоннажных газовозов для Арктики // Проблемы Арктики и Антарктики. № 3 (97). 2013. С. 46-56.

67. Голубева И.А., Клюев В.М. Особенности технологии сжижения природных газов в условиях арктического климата // Газовая промышленность. № 1.

2016. С. 73-77.

68. Тараканов М. А. Проект «Печора СПГ»: тернистый путь к реализации // Современные организационно-экономические тенденции и проблемы развития Европейского Севера: материалы международной научно-практической конференции. 2015. С. 123-128.

69. Потоня А.И. Последствия использования сжиженного природного газа в качестве основного топлива для осуществления морских перевозок в Арктике // Арктика и Север. № 21. 2015. С. 52-69.

70. Федорова Е.Б., Мельников В.Б. Особенности подготовки природного газа при производстве СПГ // Труды РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. № 4(281). 2015. С. 100-114.

71. Кириллов Н.Г., Лазарев А.Н. Сжиженный природный газ месторождений Арктики и Дальнего Востока - решение проблем энергоснабжения удаленных регионов России и «Северного завоза» // Автогазозаправочный комплекс + Альтернативное топливо. № 4(58). 2011. С. 59-66.

72. Вербо А.М. Инновации в области морской перевозки сжиженного природного газа // Горный информационно-аналитический бюллетень. № 3. 2008. С. 38-44.

73. Kotzot H., Durr C., Coyle D., Caswell C. LNG liquefaction - not all plants are created equal // Proceedings of International Conference LNG-15. 2007. P. 86.

74. Riska K., Coche E. Station keeping in ice - Challenges and possibilities // Proceedings of the 22nd International Conference on Port and Ocean Engineering under Arctic Conditions (POAC13). June 2013. P. 15.

75. Palmer A., Croasdale K. Arctic Offshore Engineering. World Scientific Publishing Co. 2013. P. 225.

76. Gerwick B.C. Jr. Construction of Marine and Offshore Structures. CRC Press. 2007. P. 768.

77. El-Reedy M.A. Offshore Structures Design, Construction and Maintenance. Elsevier. 2012. P. 295.

78. Chandrasekaran S. «Advanced Marine Structures», CRC Press, 2016, P. 38.

79. Захаров М.Н., Сампиев А.М. Регулирование производственной мощности комплекса по сжижению природного газа с использованием модели нечеткого управления // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2016. № 2. С. 59-64.

80. Сампиев А.М. Построение математических моделей для определения конфигурации хранилищ и транспортных средств при производстве сжиженного природного газа // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. 2016. № 9. С. 36-42.

81. Захаров М.Н., Сампиев А.М. Управление производственной программой комплекса по сжижению природного газа с учетом специфики условий его функционирования // Контроллинг. 2016. № 3 (61). С. 54-61.

82. «Себестоимость СПГ». http://lngas.ru/analytics-lng/szhizhennyi-prirodnyi-gaz-sebestoimost-spg.html (дата обращения 01.03.2017).

83. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности / В.Ф. Дунаев [и др.] М.: Нефть и газ. 2006. 235 с.

84. Виленский П.Л., Лившиц В.Н., Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов. М.: Дело. 2002. 128 с.

85. Зубарева В.Д., Саркисов А.С., Андреев А.Ф. Инвестиционные нефтегазовые проекты: эффективность и риски. М.: Недра. 2010. 20 с.

86. Экономическая теория / В.Д. Камаев [и др.] СПб.: ВЛАДОС. 2003. 135 с.

ОТЗЫВ

научного руководителя соискателя Сампиева Адама Михайловича

Сампиев Адам Михайлович в 2013 году с отличием окончил Российский Государственный Университет нефти и газа имени И.М. Губкина и получил диплом магистра техники и технологии по направлению «Технологические машины и оборудование». За время обучения показал себя как инициативный и ответственный студент, способный в требуемый срок справиться с поставленной задачей.

Обучаясь в аспирантуре (2013-2016гг.) Сампиев A.M. проявлял творческий подход к научно-исследовательской деятельности, успешно сочетая аналитические способы исследования с современными методами компьютерного моделирования.

По теме проводимого исследования Сампиевым A.M. за период обучения в аспирантуре было опубликовано 5 научных статей в журналах, рекомендованных высшей аттестационной комиссией.

Результатом диссертационного исследования Сампиева A.M. стала разработанная им модель управления производственной мощностью промышленного комплекса по сжижению природного газа, основанная на теории нечетких множеств, позволяющая принимать управленческие решения по изменению производственной мощности, уменьшать издержки производства и хранения СПГ.

За время написания диссертационной работ Сампиев A.M. проявил себя как самостоятельный, инициативный и квалифицированный специалист, что дает мне основание рекомендовать его кандидатуру для присуждения ученой степени кандидата Экоиотссшх наук по специальности 08.00.05 «Экономика и управление народным хозяйством».

Научный руководитель,

д.т.н., профессор

М.Н. Захаров