АВТОМАТИЗАЦИЯ ОБЪЕКТОВ НЕФТЕДОБЫЧИ

метки: Автоматика, Нефтегазопромысел, Средство, Технический, Скважина, Телемеханизация, Счетчик, Телесигнализация

Технологические требования к автоматизации и телемеханизации нефтепромысловых объектов

Устанавливается единый подход к автоматизации нефтедобывающих предприятий, определяет объемы автоматизации и телемеханизации основного производства, обеспечивающий повышение производительности труда за счет внедрения малолюдной технологии. Действие руководящего документа распространяется на все работы по созданию технических средств автоматизации и автоматизированного оборудования, проектированию новых и реконструируемых автоматизированных объектов нефтегазодобывающего производства Министерства нефтяной промышленности, их строительству и эксплуатации.

Необходимым условием разработки проектов является экономическое обоснование целесообразности автоматизации данного района или объекта нефтедобычи.

Технические средства автоматизации и телемеханизации, включая первичные датчики и приборы, оборудование телемеханики, микропроцессорную технику, должны составлять основу технической базы автоматизированных систем управления технологическими процессами и производствами (АСУ ТП и АСУП) добычи нефти и соответствовать их основным требованиям.

1.2. Требования к выбору технических средств автоматизации и телемеханизации, автоматизированного оборудования при проектировании:

• технические средства автоматизации и автоматизированное оборудование должны соответствовать требованиям государственных и отраслевых стандартов или технических условий, утвержденных и прошедших регистрацию в установленном порядке;
• рекомендуется применять технические средства автоматизации и телемеханизации, базирующиеся на микропроцессорной технике;
• необходимо повсеместно применять серийно выпускаемое оборудование, а в отдельных случаях допускается применение технических средств автоматизации и автоматизированного оборудования, находящихся в стадиях разработки или промышленного освоения, при условии согласования их поставки с соответствующими органами;

• технические средства сбора и передачи информации должны обеспечивать нормальное функционирование в работе по каналам связи, соответствующим общесоюзным нормам и учитывать возможность их стыковки с действующими системами телемеханики.

Применение импортных технических средств автоматизации и автоматизированного оборудования должно быть согласовано с соответствующими организациями Миннефтепрома.

1.3. Технические средства автоматизации и телемеханизации должны обеспечивать управление технологическими объектами нефтегазодобычи:

Техническое обслуживание технологического оборудования и средств ...

... сроков работы оборудования без ремонта за счет высокой культуры его эксплуатации и обслуживания. Курсовая работа ... работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования. 7 Разработка мероприятий по повышению эффективности работ, по техническому обслуживанию и ремонту оборудования. ... В условиях промышленного производства роль ремонта не ограничивается поддержанием оборудования в работоспособном ...

• местное — непосредственно на технологическом объекте;
• дистанционное — из помещения аппаратурного блока или операторной;
• телемеханическое или в сетевом режиме — с верхнего уровня управления (диспетчерского пункта промысла или района);

1.4. Объем и порядок приема и передачи информации между уровнями управления производится по установленному регламенту в соответствии с РД 39-5-1075-84.

Средства измерений давления

Для измерения давления на СИКН и перепада давления на фильтрах применяются манометры, преобразователи давления, преобразователи разности давления.

Объёмные счетчики

Объемные счетчики предназначены для измерения объема жидких продуктов при малых скоростях движения, в том числе высоковязких продуктов (до 3000 мм ² /с).

При учете нефти и нефтепродуктов наибольшее распространение получили два типа объемных счетчиков — лопастные (камерные) и с овальными шестернями. Рассмотрим некоторые типы счетчиков зарубежных фирм.

Широкое распространение в практике трубопроводного транспорта при малых производительностях имеют объемные счетчики, в которых поток разделяется на порции механическим способом. Разделение на порции происходит при помощи эксцентрично укрепленных вращающихся лопастей или шестерен, движимых ротором. В процессе движения в определенные моменты образуются измерительные камеры, размер которых вымерен с высокой степенью точности. Число порций в единицу времени, пропущенных через камеры, определяется частотой вращения ротора.

На рис.4 приведена схема и общий вид лопастных счетчиков фирмы “Smith Meter Inc”, которые считаются одними из лучших в мире.

Счетчик состоит из корпуса, ротора, в пазах которого находятся лопасти и устройства преобразования. Внутри ротора находится кулачковый диск специального профиля, к которому прижаты лопасти (через подшипники качения).

Корпус выполнен с двойными стенками, в полости между которыми находится жидкость для уравновешивания давления и сохранения постоянного объема внутренней камеры.

Лопастные расходомеры работают по принципу вытеснения. Установленный на шариковых опорах ротор с лопастями, равномерно расположенными в щелях на его периферии, вращается вокруг зафиксированного на центральном валу кулачкового диска в зависимости от направления и скорости потока нефти. Кулачковый диск выполнен таким образом, что вызывает радиальное выдвижение лопастей, направленных к стенке измерительной камеры. В целях уменьшения трения управляющий механизм лопастей оснащен шарикоподшипниками.

После завершения радиального выдвижения лопасти формируют со стенками и днищем кожуха закрытую камеру. Истирание деталей исключено, поскольку ни ротор, ни лопасти не прикасаются к неподвижным узлам измерительной камеры. Капиллярный эффект оптимально минимизирует утечку через зазор между лопастью и стенкой измерительной камеры, что и гарантирует сверхвысокую точность измерения. Кулачковый диск выполнен так, что две лопасти в определенном положении выдвинуты и образуют камеру, в которой определенный объем жидкости переходит из входа в выход счетчика (см.рис.4).

Рис.4. Схема и общий вид лопастных счетчиков фирмы “Smith Meter Inc”

Рис.2. ТПР с геликоидным ротором.

Вращение ротора преобразовывается в объем нефти при помощи механических счетчиков или в электрические импульсы с помощью магнитоиндукционных или фотоэлектрических датчиков.

Рис.5. Схема работы и общий вид счетчика с электрическим датчиком импульсов.

Фирма “Bopp & Reuther” поставляет объемные счетчики с овальными шестернями. Измерительный элемент счетчика состоит из двух прецизионных овальных шестерен, расположенных в корпусе (рис.5.) Под действием давления нефти шестерни вращаются. При каждом обороте пары овальных шестерен протекает точно определенный объем нефти через счетчик. Обороты пары овальных шестерен передаются при помощи магнитной муфты с передачей на счетный механизм с индикатором, или без обратного влияния на магнитоуправляемый датчик, где единственными движущимися элементами являются овальные шестерни. При прохождении нефти шестерни вращаются, и при этом одному обороту их соответствует точно одинаковый объем протекающей нефти. На рис.5. показаны схема работы и общий вид счетчика с электрическим датчиком импульсов.

Вращение шестерен преобразовывается в выходной сигнал в виде объема, накапливаемого и индуцируемого на механическом счетчике, или в виде частотно-импульсного сигнала с помощью электрических датчиков. Фирма поставляет счетчики условным диаметром от 25 до 400мм, охватывающим диапазон расходов от 0,015 до 400 м ³ /час.

Диапазон расходов счетчика конкретного размера для определенных жидкостей зависит от вязкости этих жидкостей. Счетчики с овальными шестернями могут измерять объем жидкостей, имеющих вязкость до 3000 мм ² /с.

Рекомендации по применению различных типов счетчиков.

Можно дать следующие общие рекомендации по применению различных типов счетчиков:

— Турбинные счетчики малогабаритны, удобны в обслуживании, дешевы, но на их показания оказывают большое влияние вид продукта, расход и вязкость. Рекомендуется применять их в основном для учета однородных продуктов, вязкость которых в процессе эксплуатации может изменяться только в пределах, допустимых для данного типа счетчика. Если вязкость продукта изменяется в больших пределах, то турбинные счетчики можно применять с коррекцией градуировочной характеристики по расходу и вязкости.

— Объемные счетчики (ротационные, шестереночные и др.) можно применять для широкой номенклатуры продуктов. Их достоинством является стабильность метрологических характеристик, меньшая зависимость от вида продукта и вязкости. Недостатками являются их громоздкость, сложная конструкция.

— Массовые счетчики, в основном кориолисового типа, являются наиболее универсальными и могут применяться для учета всех видов продуктов. Их достоинством является прямое измерение массы, высокая надежность и точность, отсутствие движущихся частей, малые затраты на обслуживание. Недостатки: дорогие, сложная конструкция.

	Рис.4. Принцип действия массомера
Рис.5. Датчик массомера.

Контрольная работа

по дисциплине:

Автоматизированные системы обслуживания объектов добычи нефти

Вариант №6.

студент группы ЗСВПБ-21.03.01-53(К)Э

К.э.н. А.Я. Волков

Ижевск

2016 г.

СОДЕРЖАНИЕ

1. Технологические требования к автоматизации и телемеханизации нефтепромысловых объектов 3

2. Автоматическое регулирование межфазного уровня в установках предварительного сброса воды 13

3. Системы автоматического измерения и контроля качества и параметров товарной нефти 17

Список используемой литературы 15

[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/kontrolnaya/uzlyi-avtomatiki-neftegazopromyisla/

1 Технологические требования к автоматизации и телемеханизации нефтепромысловых объектов

Устанавливается единый подход к автоматизации нефтедобывающих предприятий, определяет объемы автоматизации и телемеханизации основного производства, обеспечивающий повышение производительности труда за счет внедрения малолюдной технологии. Действие руководящего документа распространяется на все работы по созданию технических средств автоматизации и автоматизированного оборудования, проектированию новых и реконструируемых автоматизированных объектов нефтегазодобывающего производства Министерства нефтяной промышленности, их строительству и эксплуатации.

Необходимым условием разработки проектов является экономическое обоснование целесообразности автоматизации данного района или объекта нефтедобычи.

Технические средства автоматизации и телемеханизации, включая первичные датчики и приборы, оборудование телемеханики, микропроцессорную технику, должны составлять основу технической базы автоматизированных систем управления технологическими процессами и производствами (АСУ ТП и АСУП) добычи нефти и соответствовать их основным требованиям.

1.2. Требования к выбору технических средств автоматизации и телемеханизации, автоматизированного оборудования при проектировании:

• технические средства автоматизации и автоматизированное оборудование должны соответствовать требованиям государственных и отраслевых стандартов или технических условий, утвержденных и прошедших регистрацию в установленном порядке;
• рекомендуется применять технические средства автоматизации и телемеханизации, базирующиеся на микропроцессорной технике;
• необходимо повсеместно применять серийно выпускаемое оборудование, а в отдельных случаях допускается применение технических средств автоматизации и автоматизированного оборудования, находящихся в стадиях разработки или промышленного освоения, при условии согласования их поставки с соответствующими органами;

• технические средства сбора и передачи информации должны обеспечивать нормальное функционирование в работе по каналам связи, соответствующим общесоюзным нормам и учитывать возможность их стыковки с действующими системами телемеханики.

Применение импортных технических средств автоматизации и автоматизированного оборудования должно быть согласовано с соответствующими организациями Миннефтепрома.

1.3. Технические средства автоматизации и телемеханизации должны обеспечивать управление технологическими объектами нефтегазодобычи:

• местное — непосредственно на технологическом объекте;
• дистанционное — из помещения аппаратурного блока или операторной;
• телемеханическое или в сетевом режиме — с верхнего уровня управления (диспетчерского пункта промысла или района);

1.4. Объем и порядок приема и передачи информации между уровнями управления производится по установленному регламенту в соответствии с РД 39-5-1075-84.

АВТОМАТИЗАЦИЯ ОБЪЕКТОВ НЕФТЕДОБЫЧИ

2.1. Автоматизации подлежат:

2.1.1. Скважины, эксплуатируемые механизированным и фонтанным способом.

2.1.2. Скважины нагнетательные.

2.1.3. Индивидуальные и групповые установки для измерения дебита скважин.

2.1.4. Установки распределения газа для газлифтной эксплуатации скважин.

2.1.5. Путевые и устьевые нагреватели.

2.1.6. Блоки дозирования реагента.

2.1.7. При кустовом обустройстве — кусты скважин в составе:

• скважин (нефтяных, газовых, нагнетательных);
• групповой установки для измерения дебита скважин (ГЗУ);
• установки распределения газа (УРГ);
• сепаратора газа высокого давления;
• блока дозирования реагента;
• водораспределительного блока (ВРБ) системы поддержания пластового давления;
• путевого подогревателя;
• трансформаторной подстанции.

2.1.8. Сепарационные установки.

2.1.9. Дожимные насосные станции (ДНС), включающие технологические линии в составе сепараторов, отстойников, насосных блоков, установок бригадного и промыслового учета нефти, газа и воды.

2.1.10. Кустовые насосные станции (КНС).

2.1.11. Водораспределительные блоки.

2.1.12. Водозаборные и водоподъемные сооружения.

2.1.13. Установки подготовки нефти, газа и воды.

2.1.14. Узлы коммерческого учета нефти.

2.1.15. Компрессорные станции.

2.1.16. Объекты системы электроснабжения (подстанции 110/35/6 кВ), находящиеся на балансе нефтегазодобывающего предприятия.

Примечание. Перечень объектов может быть расширен в зависимости от конкретных условий обустройства и эксплуатации нефтяного месторождения.

2.2. Объемы автоматизации

2.2.1 . Технические средства автоматизации должны обеспечивать:

• работу технологических объектов в автономном режиме, режиме управления с верхнего уровня;
• местный и дистанционный контроль основных параметров технологических процессов и состояния объектов;
• сигнализацию несанкционированного доступа в помещения аппаратурных блоков и контрольно-измерительных приборов на промыслах;
• поддержание заданного технологического режима и возможность оптимизации процессов;
• возможность эксплуатации технологического оборудования без постоянного присутствия обслуживающего персонала;
• автоматическое восстановление технологического процесса средствами автоматизации после возобновления подачи электроэнергии;
• функции защиты от аварийных режимов эксплуатации.

2.2.2. Технические средства, реализованные на базе микропроцессорной техники и рассчитанные для работы в промысловых условиях при наличии необходимого набора датчиков, кроме функций по п. 2.2.1 должны обеспечивать:

• диагностику состояния оборудования;
• прогнозирование и локализацию аварийных ситуаций;
• оптимизацию работы технологического оборудования и процессов.

2.2.3. Объем автоматизации эксплуатационных скважин

Измерение дебита скважин обеспечивается автоматизированными замерными установками.

Измерение буферного и затрубного давления производится по месту.

2.2.3.1. Скважины с установками погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН) должны оснащаться средствами контроля и автоматизации, обеспечивающими:

• местное и телемеханическое управление;
• контроль сопротивления изоляции системы «кабельная линия — погружной электродвигатель»;
• контроль состояния УЭЦН («работает», «не работает»);
• контроль подачи жидкости;
• защиту электродвигателя от перегрузок и коротких замыканий, от несимметричных включений электродвигателя, недопустимого снижения сопротивления изоляции системы «кабельная линия — погружной электродвигатель», изменения напряжения в питающей сети;

• защиту УЭЦН и выкидной линии от недопустимого повышения и понижения давления на устье скважины;
• защиту УЭЦН от недопустимого понижения давления на приеме насоса и повышения температуры погружного двигателя;
• индивидуальный самозапуск УЭЦН при перерывах в электроснабжении;
• телесигнализацию об остановке и экстремальных отклонениях параметров работы установки;
• отключение УЭЦН при срыве подачи и повторное включение;
• измерение потребления электрической энергии в составе оборудования, малогабаритной комплектной трансформаторной подстанции для куста скважин.

2.2.3.2. Скважины с установками штанговых глубинных насосов должны оснащаться средствами контроля и автоматизации, обеспечивающими:

• местное и телемеханическое управление;
• периодическую откачку жидкости скважины по местной программе;
• индивидуальный самозапуск установки при перерывах в электроснабжении;
• телесигнализацию об остановке.

защиту установки и выкидной линии от недопустимого повышения и понижения давления на устье скважины;

• защиту установки от недопустимого повышения и понижения нагрузок на балансир;
• защиту электротехническую (от перегрузок, коротких замыканий и несимметричных включений, изменения напряжения);
• контроль состояния установки («работает», «не работает»);
• измерение потребления электрической энергии в составе куста скважин;
• диагностику состояния установки.

Примечание. Диагностика состояния производится динамометрированием или другими методами. При этом для районов с интенсивным износом глубинного оборудования из-за выноса песка с забоя скважины, либо по другим причинам (районы Азербайджана, Туркмении и др.) рекомендуется применять телединамометрирование, телединамометрирование также рекомендуется применять при кустовом обустройстве месторождений. В остальных районах — диагностирование производится периодически при помощи переносных динамографов или другой аппаратуры.

2.2.3.3. Скважины с газлифтным способом эксплуатации должны оснащаться средствами контроля и автоматизации, обеспечивающими:

• контроль буферного и рабочего давления;
• измерение и регулирование режима работы скважины (на уровне установки распределения газа).

2.2.3.4. Фонтанные скважины должны оснащаться средствами контроля и автоматизации, обеспечивающими:

• контроль давления на устье скважины, затрубном пространстве и в выкидной линии;
• регулирование расхода и давления в выкидной линии скважины (быстросменный штуцер).

Примечание. Оснащение средствами автоматизации фонтанных скважин рассматривается в каждом конкретном случае в зависимости от требований эксплуатации и безопасности работы.

2.2.4. Нагнетательные скважины должны оснащаться средствами контроля и автоматизации, обеспечивающими:

• контроль давления на устье скважины и в затрубном пространстве;
• местное и телеизмерение расхода, регулирование количества закачиваемой жидкости по каждой скважине; (на уровне ВРБ).

2.2.5. Автоматизированная групповая установка для измерения дебита скважин должна обеспечивать:

• местное и телеизмерение дебита скважин по нефти, воде и газу;
• контроль давления в общем коллекторе ГЗУ;
• телесигнализацию предельных значений давления в общем коллекторе и в газосепараторе;
• местное и дистанционное управление работой ГЗУ.

Примечание. Для месторождений с высокой обводненностью продукции скважин или находящихся на поздней стадии разработки, разрешается производить на ГЗУ измерение только дебита по жидкости (например для ряда месторождений Туркмении, Узбекистана, Гурьевской области и т.д.).

2.2.6. Установка распределения газа для газлифтной эксплуатации.

Технические средства автоматизации УРГ должны обеспечивать:

• регулирование расхода или давления газа по скважинам;
• телеизмерение суммарного расхода газа, приведенного к нормальным условиям в целом по установке и по каждой скважине;
• контроль давления газа в общем коллекторе и по каждой скважине;
• телесигнализацию об отклонении давления и общей неисправности работы установки;
• контроль входной отсекающей задвижкой;
• автоматическое управление и защиту блока реагентного хозяйства;
• управление системами отопления и вентиляции;
• контроль загазованности помещения.

2.2.7. Путевые подогреватели нефти

Технические средства автоматизации путевых подогревателей нефти должны обеспечивать:

• местный автоматический контроль, регулирование и защиту нагревателей;
• телеизмерение температуры, давления и телесигнализацию их предельных значений.

2.2.8. Блочная установка дозирования химреагентов и ингибиторов коррозии

Технические средства автоматизации блочной установки дозирования химреагентов и ингибиторов коррозии должны обеспечивать:

• измерение количества закачиваемого реагента;
• контроль состояния насосного агрегата («работает», «не работает»);
• сигнализацию предельных значений температуры в реагентной емкости;
• сигнализацию и отключение двигателя насоса по нижнему уровню жидкости в емкости.

2.2.9 . Сепарационная установка

Технические средства автоматизации сепарационной установки должны обеспечивать:

• местный контроль давления и уровня жидкости в аппаратах, для трехфазных сепараторов — также уровня раздела фаз;
• автоматическое регулирование давления газа и уровня жидкости;
• телеизмерение производительности по жидкости и газу;
• сигнализацию предельно-допустимых значений давления и уровня;
• защиту технологического оборудования при нарушениях технологического режима;
• учет и регулирование сброса пластовой воды при наличии предварительного сброса воды;
• дистанционное автоматическое зажигание факела, сигнализацию погасания факела и предельного уровня конденсата.

2.2.10. Дожимная насосная станция

Технические средства автоматизации ДНС в дополнение к требованиям поз. 2.2.9. должны обеспечивать:

• телеизмерение количества нефти, газа и воды по каждой технологической линии на бригаду с последующим суммированием по ДНС в целом и давления в общем коллекторе;
• телесигнализацию предельных значений давления на выкиде станции и состояния насосов;
• местное и дистанционное управление насосами;
• защиту основных и вспомогательных агрегатов и систем;
• самозапуск электроприводов насосов после перерывов в электроснабжении;
• автоматическое включение резервного насоса при выходе из строя рабочего;
• телеизмерение потребления электрической энергии;
• автоматический отбор проб;
• защиту технологического оборудования, сооружений и окружающей среды при нарушении технологического режима.

2.2.11. Кустовые насосные станции

Технические средства автоматизации КНС должны обеспечивать:

• местное и дистанционное управление, контроль состояния и защиту основных и вспомогательных агрегатов и систем;
• местное и телеизмерение количества воды по каждому агрегату или напорным коллекторам в целом;
• телеизмерение и местный контроль давления на приеме и выкиде насосов;
• автоматическое включение резервного насоса при выходе из строя рабочего;
• телесигнализацию об остановке и экстремальных отклонениях параметров работы станции;
• измерение потребляемой электроэнергии по каждому насосному агрегату;
• защиту оборудования, сооружений и окружающей среды при отклонениях технологического режима.

2.2.12. Водораспределительные блоки

Технические средства автоматизации ВРБ должны обеспечивать:

• местное и телеизмерение количества закачиваемой воды по отходящим водоводам;
• местный контроль и телесигнализацию снижения давления на приемном коллекторе и по отходящим водоводам.

2.2.13. Водозаборные и водоподъемные сооружения

Технические средства автоматизации водозаборных и водоподъемных сооружений должны обеспечивать:

• местное и дистанционное управление, регулирование технологических параметров и защиту основных и вспомогательных агрегатов;
• измерение количества воды, подаваемой из отдельных источников и насосной станции в целом;
• местный контроль и измерение давления на приеме и выкиде насосов;
• измерение потребляемой электроэнергии по агрегатам и в целом по станциям.

2.2.14. Установки подготовки нефти, газа и воды, насосные внутренней и внешней перекачки, резервуарные парки

Технические средства автоматизации установок должны обеспечивать:

• контроль и регулирование технологического процесса;
• защиту основных и вспомогательных агрегатов и систем;
• дистанционный контроль и регистрацию текущих значений основных параметров технологического процесса и состояния технологического оборудования и управляющих механизмов;
• измерение и регистрацию расходов нефти, газа и воды на технологических потоках;
• измерение потребления электрической энергии, включая энергию на перекачку нефти до приемных резервуаров, управления магистральных нефтепроводов.

Конкретный объем автоматизации технологических процессов подготовки нефти, газа и воды определен РД 39-5-591-81.

2.2.15. Узлы коммерческого учета нефти

Технические средства автоматизации коммерческих узлов учета нефти должны обеспечивать:

• местное и телеизмерение количества нефти в единицах массы брутто (измерение объема и плотности);
• автоматический отбор проб;
• автоматическое регулирование давления (расхода);
• местное и дистанционное управление технологическим оборудованием;
• сигнализацию предельных значений расходов нефти, давления и температуры в выходном коллекторе, а также сигнализацию наличия свободного газа в нефти и сигнализацию о загрязненности фильтров.

Примечание. 1. Измерение содержания воды, соли, серы, мехпримесей в нефти производить в лабораториях методом экспресс-анализа.

2. Поверочные средства для аттестации и поверки коммерческих узлов учета нефти рекомендуются стационарные.

Конкретный объем автоматизации узлов учета нефти должен соответствовать РД 39-5-770-82.

2.2.16. Комплекс технических средств автоматизации компрессорных станций состоит из технических средств автоматизации газокомпрессорных агрегатов и технических средств автоматизации общестанционных установок.

Технические средства автоматизации газокомпрессорных агрегатов должны поставляться комплектно с агрегатами и обеспечивать в полном объеме защиту, контроль и управление их работой.

Объем автоматизации и управления определяется в каждом конкретном случае отдельно, в соответствии с действующими правилами.

2.2.17. Объекты системы электроснабжения

Технические средства автоматизации объектов электроснабжения должны обеспечивать:

• телеизмерение нагрузки по фидерам;
• релейную защиту и автоматизацию подстанций и распределительных устройств в соответствии с действующими «Правилами устройства электроустановок» и «Правилами технической эксплуатации»;
• местное и телеизмерение потреблений активной и реактивной электроэнергии на вводах от энергосистемы на подстанции 110/35/6 кВ;
• местное и телеизмерение потреблений электроэнергии на отходящих линиях нефтепромысловых потребителей;
• телесигнализацию положения коммутационного аппарата;
• местную и телесигнализацию аварийных ситуаций.