Главная Коллекция "Revolution" Коммуникации, связь, цифровые приборы и радиоэлектроника Разработка автоматизированной системы контроля, учета и управления электропотреблением МУП "Горводоканал"

Разработка автоматизированной системы контроля, учета и управления электропотреблением МУП "Горводоканал"

Обобщенная функциональная схема по автоматизированному дистанционному снятию показаний счетчиков электроэнергии. Варианты подключения микроконтроллеров к цепям измерения мощности. Расчет погрешности канала измерения напряжения трансформатора тока.

Рубрика Коммуникации, связь, цифровые приборы и радиоэлектроника
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 21.09.2016
Размер файла 382,7 K
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

· Разработать методические материалы по АСКУЭ ОДУ в виде типовых технических требований;

· Разработать типовые ТУ АСКУЭ потребителей для подготовки их выхода на ФОРЭМ;

· Подготовить рекомендации по унификации характеристик средств учета электроэнергии и его автоматизации:

- Состава вычисляемых и запоминаемых параметров, а также протоколы считывания данных в микропроцессорных электросчетчиках;

- Протоколов обмена информацией УСПД с центрами сбора информации.

1.6 Приборы учета электрической энергии

До недавнего времени проблема, связанная с измерением расхода электроэнергии, сводилась к применению электромеханических счётчиков, принцип работы которых основан на подсчёте количества оборотов металлического диска, вращающегося в бегущем магнитном поле, которое, в свою очередь, создаётся двумя электромагнитами. Магнитный поток первого должен быть пропорционален току, текущему через нагрузку, а поток второго -- напряжению. При этом частота вращения диска линейно пропорциональна мощности, а количество его оборотов - потребляемой энергии.

Стремительное развитие микроэлектроники наметило качественный переворот в области создания промышленных и бытовых систем контроля, который, в первую очередь, связан с использованием встраиваемых систем управления на базе микроконтроллеров. Тенденция к подобному переходу обусловлена, с одной стороны, постоянным снижением цен на микроконтроллеры и расширением их ассортимента, и с другой, теми преимуществами, которыми цифровые системы управления обладают по сравнению с их существующими аналогами. Применительно к счётчикам электроэнергии (СЭ), очевидные преимущества, связанные с переходом на микроконтроллерное управление, можно обобщить следующим образом:

В цифровых СЭ достижим практически любой класс точности, при условии выбора соответствующей элементной базы и алгоритмов обработки информации. Отсутствие трущихся механических частей значительно повышает надёжность устройства.

Обработка аналоговой информации в цифровом виде принципиально позволяет одновременно определять как активную, так и реактивную составляющие мощности, что является важным, например, при учёте распределения энергии в трёхфазных сетях.

Появляется возможность создания многотарифных счётчиков. При работе такого СЭ значение накопленной энергии записывается в накопительный буфер текущего тарифа. Выбор текущего тарифа осуществляется автоматически. Например, “льготный” тариф может быть установлен на ночное время и на праздничные дни; “пиковый” тариф -- на время от 13:00 до 15:00 в будние дни; “штрафной” тариф, может включаться при превышении установленных лимитов мощности и энергии; в остальное время действует “основной” тариф.

В цифровых СЭ несложно реализовать внешний интерфейс, по которому можно считывать показания счётчиков, изменять тарифы, производить диагностику и управление. Такие счётчики могут быть организованы в единую сеть с централизованным доступом. Например, все СЭ в жилом доме объединяются по внешнему интерфейсу и через модем выходят на телефонную линию. Таким образом, связываясь по телефонной сети, можно программировать или считывать информацию с любого СЭ в доме.

Цифровой СЭ может осуществлять статистические исследования, например, вычислять среднюю мощность потребления нагрузки и её дисперсию, а также хранить информацию о накопленной энергии за произвольные промежутки времени. Например, в бытовом СЭ можно реализовать сохранение накопленной информации за год по каждому из предшествующих 11 месяцев и сделать просмотр этой информации доступным для пользователя. Использование накопленной статистической информации для прогнозирования и управления распределением энергоресурсов может в значительной степени повысить эффективность работы энергосистемы в целом.

Применение цифровой базы делает возможным создание автоматизированной изолированной системы потребления, учёта, распределения энергии и платежей. В такой системе может быть, например, предусмотрена предварительная оплата электроэнергии. Пользователь, в этом случае, заранее оплачивает определённое количество энергии. Информация об оплате либо непосредственно поступает на счётчик по внешнему интерфейсу, либо может быть записана на специальную электронную карточку, индивидуальную для каждого пользователя. Карточка программируется в пункте оплаты, после чего записанная информация считывается СЭ с помощью встроенного картридера. Если лимит купленной энергии будет исчерпан, а новая оплата не внесена, счётчик отключает пользователя от энергосети. Таким образом в подобной системе исключается задолженность платежей за электроэнергию.

Цифровые СЭ могут выполняться в различных конструктивных исполнениях. Масса и объём цифровых СЭ значительно меньше электромеханических. Применение цифровых дисплеев позволяет значительно повысить удобство представления информации для пользователя.

Следует отметить, что стоимость СЭ на микроконтроллерном управлении в настоящее время несколько выше стоимости механических СЭ. Однако в перспективе следует ожидать значительного снижения цены первых.

Расчёт энергии, потребляемой за определённый промежуток времени любой нагрузкой, требует интегрирования текущих значений активных мощностей в течение всего времени измерения. В электромеханических СЭ это осуществляется механическим счётчиком. В цифровых СЭ необходимо реализовать постоянное суммирование вычисленной величины активной мощности за определённые промежутки времени.

В общем случае, значение потребленной энергии выражается формулой:

(1)

где p(t) -- значение мгновенной мощности в момент времени t; T -- период измерения.

При синусоидальных формах тока и напряжения в сети:

p(t) = u(t) * i(t) = Umsinwt * Imsin(wt + ) = UIcos - UIcos(2wt + ), (2)

где u(t) и i(t) -- мгновенные значения, соответственно, напряжения и тока в сети; Um и Im -- амплитудные значения напряжения и тока; U и I -- действующие значения напряжения и тока (U = Um /; I = Im /); -- угол сдвига фаз между током и напряжением. Интегрирование выражения (2) по периоду даёт значение активной потребляемой мощности:

P = UIcos = Scos (Вт) (3)

где S = UI -- полная мощность потребления (ВА).

Реактивная мощность в этом случае определяется следующим образом:

Q = UIsin = Ssin (Вар) (4)

Для вычисления любых мощностей (P, Q, S) в цифровых счётчиках необходимо измерять любые два значения из четырёх величин P, Q, S, j. Это принципиально невозможно реализовать в электромеханическом СЭ из-за их конструктивных особенностей.

Рис. 1.3. Варианты подключения микроконтроллеров к цепям измерения мощности

На рис. 1.3. и 1.4. приведены структурные схемы цифровых СЭ, позволяющих реализовать необходимые измерения.

Рис. 1.4. Блок-схема простейшего СЭ

Наиболее просто схемотехнически это реализуется с помощью процессоров цифровой обработки сигналов (Digital Signal Processor -- DSP), осуществляющих все необходимые преобразования с помощью измерения мгновенных значений тока и напряжения в дискретные промежутки времени. В этом случае на входы DSP подаются сигналы, пропорциональные значениям тока и напряжения в цепи, снимаемые с соответствующих датчиков (рис. 1.3. а). Дискретизированные значения тока и напряжения (Ii и Ui) обрабатываются далее для получения параметров P, Q, S, j. Например, значение активной мощности P может быть получено, согласно формуле (1), как среднеарифметическое произведений дискретных значений тока (Ii) и напряжения (Ui) в последовательной выборке по периоду измеряемого сигнала:

(5)

где N -- количество отсчётов в одном периоде измеряемого сигнала; fD -- частота дискретизации; fC -- частота сети.

Очевидно, что точность измерения растёт с увеличением частоты дискретизации, что, в свою очередь, ведёт к усложнению программного обеспечения, поскольку обработка производится в реальном времени. Кроме этого, недостатком таких систем, на сегодняшний день, является их относительно высокая стоимость.

Упростить алгоритмы обработки информации и снизить цену на комплектацию позволяет схема, представленная на рис. 1б. В этом варианте функцию измерения одного или нескольких из четырёх отмеченных параметров осуществляет специализированная микросхема измерителя мощности. В простейшем случае схема обеспечивает на своём выходе частоту импульсов, пропорциональную активной мощности. В этой структуре микроконтроллер выполняет лишь функцию счётчика импульсов, вывод информации на дисплей, а также ряд специальных функций (например, изменение тарифов, сохранение информации в аварийных режимах, вывод служебной информации на внешние устройства и прочее). Примерами подобных преобразователей, выпускаемых российскими производителями, являются, например, КР1095ПП1 -- специализированная ИС измерителя активной мощности, выпускаемая заводом “Ангстрем” БИС КР1446ПМ1, или разработанные специалистами НПФ “Прорыв” и ООО “Силиком” БИС SPM-1 и SPM-2. Применяя дополнительные схемотехнические решения, в данном варианте построения возможно также производить измерение сдвига фаз между током и напряжением.

В простейшем случае цифрового СЭ, когда требуется лишь измерение числа импульсов, вывод информации на дисплей и защита при аварийных сбоях напряжения питания (то есть, фактически, цифрового функционального аналога существующих механических счётчиков), система может быть построена, например, на базе простейшего микроконтроллера фирмы Motorola МС68HC05KJ1.

Сигналы, пропорциональные значениям напряжения и тока в сети, поступают через соответствующие датчики на входы микросхемы-преобразователя КР1095ПП1. С её выхода снимается частотный сигнал, поступающий на вход микроконтроллера MC68HC05KJ1. Микроконтроллер накапливает количество пришедших импульсов, преобразовывая его для получения значения энергии в Вт·ч. По мере накопления каждого Вт·ч, значение накопленной энергии выводится на дисплей и записывается во FLASH-память. Если происходит сбой, временное исчезновение напряжения сети, информация о накопленной энергии сохраняется во FLASH-памяти. После восстановления питающего напряжения эта информация считывается микроконтроллером, выводится на индикатор, и счёт продолжается с этой величины. Реализация такого алгоритма потребовала менее 1 Кбайт памяти микроконтроллера. Применённый в данной схеме микроконтроллер MC68HC05KJ1 выпускается в 16-выводном корпусе (DIP или SOIC), имеет 1,2 Кбайт ПЗУ и 64 байт ОЗУ. Его стоимость в исполнении OTP (One Time Programmable -- однократно программируемый) меньше 1$. Для хранения накопленного количества энергии при сбоях питания служит флэш-ПЗУ малого объёма 24C01 (128 байт памяти). В качестве дисплея используется простейший 6-...8-разрядный 7-сегментный ЖКИ, управляемый контроллером К1820ВГ2. Учитывая стоимость этих компонентов, преобразователя КР1095ПП1, а также остальных компонентов счётчика (токового трансформатора, источника питания, печатной платы и так далее), получается, что стоимость такой системы (не считая корпуса) будет составлять не более 10$.

В случае реализации многотарифного СЭ, устройство должно обеспечивать обмен информацией с внешними устройствами по последовательному интерфейсу. Он может использоваться для задания тарифов, инициальзации и коррекции таймера реального времени, получения информации о накопленных значениях энергии и так далее. Кроме того, интерфейс может обеспечивать подключение группы делокализованных в пространстве СЭ в сеть с возможностью доступа к каждому из них. Блок-схема такого устройства, реализованного на микроконтроллере фирмы Motorola MC68HC05L16, представлена на рис. 1.5.

Рис. 1.5. Блок-схема многотарифного СЭ

Рассмотрим алгоритм работы счётчика. Память энергонезависимого ОЗУ разбита на 13 банков, в каждом из которых хранится информация о накопленной энергии по четырём тарифам: общем, льготном, пиковом и штрафном. В первом банке накопления производятся с момента начала эксплуатации счётчика, следующие 12 банков соответствуют накоплениям за 11 предыдущих и за текущий месяцы. Накопления за текущий месяц записываются в соответствующий банк, и таким образом имеется возможность определить, сколько было накоплено энергии за любой из 11 предшествующих месяцев. Перед началом эксплуатации счётчика на заводе-изготовителе обнуляют содержимое банков памяти, то есть накопление начинается с нулевых значений.

Переключение тарифов осуществляется по временным критериям: для каждого дня недели определяется свое тарифное расписание, то есть времена начала основного и льготного тарифов и от нуля до трёх интервалов времени -- для пикового тарифа. До 16 произвольных дней в году могут быть определены как праздничные, в эти дни работает тарифное расписание для воскресенья.

В счётчике может быть установлен режим ограничения по мощности и по количеству израсходованной за месяц энергии. В этом режиме счётчик фиксирует количество энергии, израсходованной сверх лимита. При превышении установленного лимита энергии производится либо переход на накопление по штрафному тарифу, либо отключение пользователя от энергосети. Штрафной тариф также может быть установлен принудительно (по интерфейсу связи) в случае, например, задолженности по оплате.

Каждый раз при включении счётчика в сеть (скажем, после очередного пропадания напряжения в сети) фиксируется время и дата этого момента для возможности последующего контроля. Также предусмотрена запись времени и даты несанкционированного снятия крышки устройства.

Через специальный разъём к счётчику можно подключить картридер для считывания информации с индивидуальной электронной карточки о количестве энергии, оплаченном потребителем. При исчерпании оплаченного лимита счётчик отключает потребителя от энергосети.

Программирование счётчика осуществляется через интерфейс RS-485 посредством фиксированной системы команд. Команды делятся на индивидуальные (предназначенные для взаимодействия с конкретным счётчиком) и общие (для программирования всех подключенных к интерфейсу счётчиков). Существуют команды для установки даты, времени, временных рамок тарифов, лимитов мощности, программирования праздничных дней, считывания информации из банков-накопителей потребленной энергии и так далее. Предусмотрен ряд команд по тестированию и калибровке счётчика. Для индивидуального доступа каждый счётчик имеет адрес и пароль, которые программируются по интерфейсу. Применение общих команд также осуществляется через программируемый пароль. Интерфейс RS-485 требует всего два провода (витую пару) для обмена информацией. Причём драйверы интерфейса позволяют подключить на одну витую пару до 256 счётчиков. Это позволяет объединить в единую сеть все счётчики, например, в одном подъезде жилого дома, и централизованно считывать из них информацию или программировать их. Обмен по интерфейсу может производиться на одной из 8 фиксированных скоростей: 75, 150, 300, 600, 1200, 2400, 4800, 9600, 19200 бод; для выбора скорости обмена служит специальная команда.

Наличие режима нескольких тарифов позволяет выводить на дисплей дополнительную информацию о количестве потребления энергии по различным тарифам. Дисплей такого счётчика может быть более сложен. Внешний вид применённого в данном счётчике дисплея представлен на рис. 1.6.

Рис. 1.6. Общий вид индикатора многотарифного СЭ

Значение количества потребленной энергии выводится на 8 нижних разрядах (максимальное значение 99999.999 кВт·ч). Информация периодически изменяется (с промежутком в несколько секунд), последовательно показывая содержимое накоплений по каждому из тарифов и сумму этих накоплений. Вначале эти данные выводятся за текущий месяц (высвечивается надпись “за месяц”) и затем с момента эксплуатации счётчика (высвечивается надпись “всего”). Синхронно на символьном поле индикатора (5ґ7 точек) высвечивается знак того тарифа, к которому относятся текущие показания восьмиразрядного индикатора (“о” -- основной, “л” -- льготный, “п” -- пиковый, “ш” -- штрафной; “о”, “л”, “п”, “ш” -- те же тарифы, но накопленные при превышении установленного лимита мощности; “+” -- суммарный). На правом поле индикатора отображается текущая дата, день недели и сезонное время (“летнее/зимнее”). Текущий тариф, по которому производятся накопления, отображается на тарифной зоне ЖКИ (левое верхнее поле индикатора). При превышении установленных ограничений по мощности или по количеству потребленной за месяц энергии высвечиваются соответственно “лимит мощности” или “лимит энергии”.

Просмотр информации по предыдущим 11 месяцам производится при нажатии специально предусмотренной кнопки на корпусе счётчика. При каждом нажатии последовательно выводится информация о каждом тарифе соответствующего месяца, после чего происходит переход на предыдущий месяц, и процесс повторяется. Номер просматриваемого месяца и год отображаются на индикаторе даты. Если нажатия кнопки не происходит несколько секунд, счётчик возвращается в нормальный режим работы. При подключении картридера эта кнопка позволяет просмотреть количество энергии по каждому тарифу, имеющееся в распоряжении у пользователя.

На символьном поле индикатора кроме знаков тарифов выводится дополнительная информация, например, при установке электронной карточки в картридер или при обнаружении неисправности программой тестирования, которая периодически запускается для проверки узлов счётчика (энергонезависимого ОЗУ/таймера, встроенного ОЗУ и памяти программ).

На реализацию алгоритма управления счётчиком потребовалось 10 Кбайт адресного пространства, в то время как встроенное ПЗУ микроконтроллера имеет объём 12 Кбайт.

Схемотехнически устройство разделено на две части: управляющий и силовой модули. В силовой модуль входят датчики тока и напряжения, микросхема-преобразователь КР1095ПП1 с оптронной развязкой частотного выхода и модуль питания, выполненный по схеме однотактного импульсного преобразователя на базе микросхемы MC33363 фирмы Motorola. Её отличительной особенностью является наличие встроенного силового ключа для непосредственного управления импульсным трансформатором. Размеры платы силового модуля (с местом под токовый трансформатор и клеммы подключения сети и нагрузки) -- 124 х 154 мм.

Основу модуля управления составляет микроконтроллер MC68HC05L16, позволяющий непосредственное подключение ЖКИ с количеством сегментов до 156, что исключает необходимость использования дополнительного контроллера ЖКИ. В качестве монитора питания, формирующего сигнал сброса микроконтроллера при значении напряжения питания ниже определённого уровня, используется микросхема MC33164. Функции таймера и накопителя оперативной информации выполняет 2-выводная микросхема фирмы Dallas DS1994L, имеющая встроенный долговременный источник питания (литиевая батарея). Согласователь уровней для интерфейса RS-485 выполнен на микросхеме MAX487EPA. Печатная плата модуля управления имеет размеры 100 х 80 мм, соединение с силовым модулем осуществляется через гибкий шлейф. Применение аналогичных схемотехнических решений даёт возможность создания трёхфазных счётчиков (применяя соответствующие преобразователи мощность-частота), а также совмещённых СЭ для нескольких потребителей (один такой счётчик может обслуживать, например, целый этаж жилого дома). Построение этих устройств также можно осуществлять, используя простые и недорогие микроконтроллеры. Однако, тенденции развития микроэлектроники ведут к тому, что в скором времени станет выгодно применять и более сложные микроконтроллеры (в том числе, и DSP), увеличивая тем самым функциональные возможности СЭ. В любом случае, учитывая преимущества цифровых счётчиков перед электромеханическими, можно не сомневаться, что переход на них -- вопрос ближайшего будущего.

Учитывая изложенное, мы сможем выбрать для нашей системы подходящие счетчики электрической энергии, которые будут удовлетворять нашим требованиям. Выберем счетчик типа ЦЭ6822. Измерение и учет активной энергии по четырем тарифам в трехфазных цепях переменного тока. Хранение профилей нагрузок. Интеграция в АСКУЭ через интерфейс RS485 или оптопорт.

Рис. 1.7. Счетчик ЦЭ6822

Особенностями такого прибора учета можно отнести ЖК-индикатор с широким диапазоном температур, малое собственное энергопотребление, устойчивость к климатическим, механическим и электромагнитным воздействиям.

В качестве системы сбора и обработки информации для предприятия МУП «Горводоканал» мы выбрали систему «АСКУЭ-СФЕРА». Данная система имеет ряд преимуществ, а именно простота в эксплуатации и высокие технические характеристики. Помимо этого, для успешной ее работы разработан программно-технический комплекс СКАТ. Программное обеспечение системы включает в себя прикладные программы, устанавливаемые на удаленных контроллерах. Прикладные программы хранятся в постоянных запоминающих устройствах (ПЗУ) и являются программами под управлением которых происходит функционирование контроллера. Диспетчерский пункт реализует такие задачи как обмен сообщениями по каналам связи сети, прием обработку и хранение информации от удаленных объектов, вывод требуемой информации на экран и печать. В программе предусмотрена парольная защита, которая используется для ограничения доступа к конфигурированию системы и корректировки базы данных. Система АСКУЭ-СФЕРА для организации телемеханической сети использует различные каналы связи: физические линии связи и радиоканал.

Система построена на базе ПТК СКАТ и многофункциональных счетчиков типа ЦЭ6850, ЦЭ6822 и таких подобных. Эти счетчики имеют встроенных контроллер, память для хранения измеренных значений энергии за заданный период времени, усредненных значений мощности(профиль нагрузок), таймер, обеспечивающий формирование временных зон для дифференцированного учета электроэнергии по нескольким тарифам.

2. Расчет потерь и погрешностей АСКУЭ

2.1 Расчет потерь электрической энергии в сетях

Для расчета потерь электрической энергии воспользуемся нормативным методом расчета нагрузочных потерь электроэнергии - метод, использующий при расчете потерь весь объем имеющейся информации о схемах и нагрузках сетей данного напряжения. При увеличении оснащенности сетей средствами измерения и оперативного контроля режимов рекомендуется применять более точные методы.

Рассмотрим расчеты нагрузочных потерь предприятия МУП «Горводоканал» с учетом того, что все скважины, водонапорные башни и станции обезжелезивания питаются от генерирующих источников, находящихся на балансе МУП «Горводоканал».

Расчет нагрузочных потерь методом расчетных суток.

Чтобы рассчитать потери электрической энергии за месяц нам необходимо выяснить отношение значений энергии, потребляемой в средний нерабочий и средний рабочий дни:

(6)

Далее рассчитаем коэффициент формы графика суточных потреблений электроэнергии объектами предприятия.

Коэффициент определяют по формуле:

, (7)

где - отпуск электроэнергии в сеть за i-й день месяца;

- число дней в месяце.

Так как у нас отсутствуют данные об отпуске электроэнергии на объекты за каждые сутки месяца, коэффициент определим по формуле:

, (8)

Где и - число рабочих и нерабочих дней в месяце;

(дней); (9)

Также нам необходимо знать эквивалентное число дней в j-м расчетном интервале. Вообще это количество дней определяют по формуле:

(10)

Где - отпуск электроэнергии на объекты в i-м месяце с числом дней ;

-то же, в расчетном месяце;

- число месяцев в j-м расчетном интервале.

Но так как мы рассчитываем потери за месяц, то

Теперь зная все переменные, рассчитаем потери электрической энергии за месяц:

(11)

Где - потери электроэнергии за сутки расчетного месяца со среднесуточным отпуском электроэнергии на объекты и конфигурацией графиков нагрузки в узлах, соответствующей контрольным замерам;

- коэффициент, учитывающий влияние потерь в арматуре воздушных линий и принимаемый равным 1,0 для линий с напряжением ниже 10 кВ;

- коэффициент формы графика суточных потреблений электроэнергии объектами предприятия (график с числом значений, равным числу дней в месяце контрольных замеров);

Рассмотрим структурную схему АСКУЭ для МУП «Горводоканал».

В состав системы входят измерительные каналы, программное обеспечение и каналы связи. Типовой измерительный канал состоит из первичных преобразователей понижающих трансформаторов тока и напряжения (см. рис. 2.1).

Программное обеспечение системы включает в себя прикладные программы, устанавливаемые на удаленных контроллерах центров сбора информации.

В следующей части даны формулы для расчета погрешностей измерительных каналов АСКУЭ. Приведенные формулы определяют собой границы интервала, в котором с доверительной вероятностью 0,95 лежит погрешность ИК.

Рис. 2.1. Структурная схема АСКУЭ МУП «Горводоканал»

2.2 Расчет погрешностей измерительных каналов АСКУЭ

Канал измерения силы переменного тока.

Границы допускаемой относительной погрешности канала измерения силы переменного тока определяются по формуле:

(12)

где - границы допускаемой относительной погрешности ИК тока в %,

- предел допускаемой основной относительной погрешности трансформатора тока в %, - предел допускаемой дополнительной относительной погрешности i-го измерительного компонента ИК от j-го влияющего фактора;

- предел допускаемой основной относительной погрешности счетчика в режиме измерения силы тока.

Канал измерения напряжения переменного тока.

Границы допускаемой основной относительной погрешности канала измерения напряжения переменного тока определяются по формуле:

(13)

где - границы допускаемой относительной погрешности ИК напряжения в %,

- предел допускаемой относительной погрешности по амплитуде трансформатора напряжения в %,

- предел допускаемой относительной погрешности, обусловленной потерями напряжения во вторичных цепях трансформатора напряжения в %,

- предел допускаемой основной относительной погрешности счетчика в режиме измерения переменного напряжения.

- предел допускаемой дополнительной относительной погрешности i-го измерительного компонента ИК от j-го влияющего фактора

Канал измерения активной и реактивной электроэнергии.

Границы допускаемой относительной погрешности канала измерения электроэнергии определяются по формуле:

(14)

где - границы допускаемой относительной погрешности ИК активной (реактивной) электроэнергии, %,

- предел допускаемой относительной погрешности, обусловленной угловыми погрешностями трансформаторов тока и напряжения, в %,

- предел допускаемой основной относительной погрешности счетчика электроэнергии, %.

- предел допускаемой дополнительной относительной погрешности i-го измерительного компонента ИК от j-го влияющего фактора;

Суммарная допускаемая угловая погрешность и предел допускаемой относительной погрешности определяются по формулам:

, (15)

,

Где предел допускаемой угловой погрешности трансформатора тока в мин;

предел допускаемой угловой погрешности трансформатора напряжения в мин;

- угол сдвига между векторами первичных тока и напряжения в град.

По предложенным формулам произведем расчеты погрешностей измерительных каналов АСКУЭ. Приведенные формулы определяют собой границы интервала, в котором с доверительной вероятностью 0,95 лежит погрешность ИК.

Расчет погрешности канала измерения силы и напряжения переменного тока.

Трансформатор тока: предел основной приведенной погрешности =0,5 %.

Трансформатор напряжения:

- предел допускаемой относительной погрешности трансформаторов напряжения =0,5%,

- погрешность обусловленная потерями напряжения во вторичных цепях трансформаторов напряжения =0,25%.

Счетчик электрической энергии: предел допускаемой основной приведенной силы переменного тока =1%;

предел допускаемой основной приведенной силы переменного напряжения =1%;

Предел допускаемой относительной погрешности трансформаторов напряжения =0,5%, погрешность обусловленная потерями напряжения во вторичных цепях трансформаторов напряжения =0,25%.

Предел допускаемого значения дополнительной погрешности счетчика, вызванной изменением температуры окружающего воздуха в пределах рабочих температур в режиме измерения среднеквадратичных значений тока 0,6 на каждые 100 С. Расчет границ погрешности канала проведем для нормальных и при отклонении температуры окружающей среды на от нормального значения.

Граница рабочих условий по температуре для счетчика ЦЭ6850 находятся в пределах от до . Максимальное отклонение от нормальной температуры равно . Следовательно максимальное влияние температуры на погрешность измерений выразится в показателе .

Для нормальных условий:

счетчик трансформатор электроэнергия микроконтроллер

(16)

(17)

Для условий крайних значений температуры:

(18)

(19)

Расчет погрешности канала измерения активной электроэнергии.

Предел допускаемой угловой погрешности трансформатора тока и предел допускаемой угловой погрешности для трансформаторов напряжения .

- предел допускаемой дополнительной относительной погрешности при изменении температуры окружающего воздуха на .

Суммарная допустимая угловая погрешность и предел допускаемой относительной погрешности определяется по формулам:

(20)

Для

Для нормальных условий:

(21)

При изменении температуры на :

(22)

Произведя все необходимые расчеты, мы пришли к выводу, что данные погрешности каналов измерения являются допустимыми для предприятия МУП «Горводоканал» так как соответствуют нормам отклонения от допустимых значений. Кроме того, учет токовых погрешностей трансформаторов тока и напряжения в системе АСКУЭ дает достаточно весомый экономический эффект если рассматривать период времени равным год и более. Для борьбы с недоучетом электрической энергии нам необходимо серьезнее подойти к проблеме отрицательной погрешности у первичных датчиков тока и напряжения, в качестве которых используются трансформаторы тока и напряжения. Главное, что необходимо соблюдать, это правильное распределение нагрузок. Ведь при условии снижения потребления электроэнергии промышленным предприятием загрузка трансформаторов тока часто не превышает 5-15 %, что приводит к значительному увеличению погрешности.

3. Безопасность жизнедеятельности

Охрана труда, создание для человека благоприятных условий труда на производстве является одной из главных забот предприятия. Главными объектами, на которые направлена охрана труда, являются человек в процессе труда, производственная среда и обстановка, взаимосвязь человека с промышленным оборудованием, технологическими процессами, организация труда и производства. Охрана труда имеет очень большое значение, так как способствует снижению числа несчастных случаев и аварий на производстве, способствует повышению работоспособности человека, а значит и производительности труда, что в итоге приводит к более эффективной деятельности предприятия.

Основными законодательными актами в области охраны труда на рассматриваемом предприятии МУП «Горводоканал» являются:

· Конституция РФ, от 1993 г.

· Трудовой кодекс РФ от 30.06.2006 №90-ФЗ.

· Закон РСФСР от 19.12.91 г. № 2060-1 ред. от 02.06.93 г. «Об охране окружающей природной среды»;

· Федеральный Закон от 30.03.99 г. № 52 ФЗ «О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения»;

· Федеральный закон «О защите населения и территории от чрезвычайных ситуаций природного и технического характера» (принят в ноябре 1994 г.).

3.1 Организация службы охраны труда

Обратим внимание на организации службы охраны труда на предприятии.

Одной из основных задач руководителей и специалистов МУП «Горводоканал» является обеспечение здоровых и безопасных условий труда работающих (ст. 212 ТК РФ). Обязанности руководителей по охране труда изложены в «Положении об организации работы по охране труда в МУП «Горводоканал». Обязанности рабочих изложены в инструкциях по охране труда, с которыми рабочие ознакамливаются в период прохождения первичного инструктажа. Общее руководство работой по безопасности труда и ответственность за обеспечение здоровых и безопасных условий труда, соблюдение законодательства о труде, правил, норм и инструкций по охране труда в целом на предприятии возлагается на технического директора, а в службах - на их начальников.

Приведем основные показатели по охране труда в организации (табл. 3.1).

Таблица 3.1. Основные показатели по охране труда МУП «Горводоканал»

Наименование показателей

2005

2006

2007

1. Списочный состав работающих

889

905

955

2. Число пострадавших в результате травматизма

12

10

15

3. Число потерянных рабочих дней в результате травматизма

1644

732

1125

4. Число заболевших работающих

1107

979

931

5. Число потерянных рабочих дней в результате заболеваний

7749

6853

6517

6. Показатель частоты травматизма на 1000 работающих

13,4

11,1

15,7

7. Показатель тяжести травматизма

137

73,2

75

8. Показатель нетрудоспособности

1835,8

812,5

1177,5

9. Ассигнования на охрану труда на одного работающего, руб.

1370

1400

1650

10. Ассигнования на охрану труда в целом по предприятию, руб.

2527650

3428600

4151400

11. Число аттестованных рабочих мест по условиям труда

622,3

633,5

668,5

12. Число аттестованных рабочих мест условно

291

215

78

13. Число неаттестованных рабочих мест

-

-

-

Данные показатели по охране труда на предприятии говорят о том, что численность работающих имеет тенденцию к увеличению, а показатели травматизма и заболеваний то снижаются, то увеличиваются, что, скорее всего, случайно. Положительным моментом можно назвать увеличение ассигнований на охрану труда и числа аттестованных рабочих мест, что говорит о том, что на предприятии уделяют достаточно много внимания охране труда и, следовательно, это должно принести свои результаты уже в ближайшем будущем в виде снижения различных чрезвычайных ситуаций и травматизма на рабочих местах.

На предприятии проводится контроль за состоянием охраны труда в соответствии с действующим утвержденным “Положением о проведении трехступенчатого контроля”.

Надзор и контроль за соблюдением законодательства о труде и правил по охране труда осуществляют:

- специально уполномоченные на то государственные органы и инспекции, не зависящие в своей деятельности от администрации предприятия (Госгортехнадзор, Госсанэпиднадзор РФ и т. д.);

- отдел охраны труда МУП «Горводоканал»;

- профессиональные союзы.

Непосредственная организация работы по охране труда и осуществление контроля за соблюдением трудового законодательства, правил и норм охраны труда в МУП «Горводоканал» возлагается на отдел охраны труда, в состав которого входят 2 человека: инженер по охране труда и начальник отдела. Основными задачами отдела являются:

проведение инструктажей и обучение работающих технике безопасности;

нормализация санитарно-гигиенических условий труда;

обеспечение оптимальных режимов и отдыха рабочих;

организация лечебно-профилактического обслуживания работников;

внедрение новых разработок по охране труда;

учет несчастных случаев на производстве.

На предприятии существуют все виды инструктажей: вводный, первичный, повторный, внеплановый, целевой.

На предприятии существует несколько видов ответственности за невыполнение законодательства по охране труда:

- административная - выговор, перевод на низкооплачиваемую работу;

- материальная - штраф;

- уголовная.

3.2 Травматизм и заболевания на предприятии

Следующим этапом нашей работы является рассмотрение производственного травматизма и заболеваний, а также мероприятий по их предупреждению (табл. 3.2-3.3).

Таблица 3.2. Мероприятия по предупреждению травматизма

Наименование службы, число травм

Содержание мероприятии по плану мероприятий

Выполнение, %

Водопроводная служба

- установка знаков безопасности;

- установка звуковой сигнализации.

89

45

Служба главного энергетика

Установка заземляющих устройств оборудования.

76

Территория предприятия

В зимней период посыпать песком дорожки для исключения падения

100

Таблица 3.3. Мероприятия по предупреждению заболеваний

Наименование структурного подразделения, число заболевших

Содержание мероприятий по плану мероприятий

Выполнение, %

Канализационная служба

Сооружение тамбура

60

Служба главного механика

Установка системы лучистого инфракрасного обогрева рабочих мест

53

Автопарк

Установить дополнительные батареи отопления

28

Представленные выше таблицы говорят о том, что далеко не все намеченные мероприятия по предотвращению травматизма и заболеваний выполняются. Так, например, в водопроводной службе мероприятия по установке звуковой сигнализации и выполнились лишь на 45 %. Для предупреждения заболеваний дополнительные батареи отопления в автопарке были установлены только на 28 %. На наш взгляд, это главные направления работы предприятия в ближайшее время по предотвращению травматизма и заболеваний на рабочих местах.

Анализ обстоятельств несчастных случаев на производстве в МУП «Горводоканал» показывает, что несчастные случаи в основном происходят по двум причинам:

1) Нарушение пострадавшими требований инструкций по охране труда, неосторожность и невнимательность;

2) Слабый надзор за выполнением работ со стороны руководителей структурных подразделений, руководителей служб.

Для снижения ущерба от производственного травматизма предприятие проводит работу по улучшению условий труда и снижения травматизма. Это:

1) обучение рабочих и служащих;

2) повышение квалификации рабочих;

3) контроль за соблюдением технологического процесса.

Ликвидации производственного травматизма способствует модернизация производственного оборудования, приспособлений и инструментов в соответствии с требованиями безопасности ГОСТ 12.2.003-74.

На предприятии отсутствуют опасные зоны и опасное оборудование, т.к. на территории МУП «Горводоканал» ведутся лишь кабинетные работы, а работа скважин - автоматизирована.

3.3 Анализ условий труда в организации

Далее отметим состояние условий труда на рабочих местах.

В производственных помещениях подразделений МУП «Горводоканал» встречаются следующие опасные и вредные производственные факторы:

- повышенная или пониженная влажность воздуха;

- повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которое может произойти через тело человека;

- недостаточная освещенность рабочей зоны;

- повышенная и пониженная температура воздуха рабочей зоны.

Весьма значительное влияние на человека оказывает микроклимат производственного помещения, а именно температура, относительная влажность и скорость движения воздуха. Нормы и санитарно-гигиенические условия микроклимата для рабочих зон помещений МУП «Горводоканал» приведены в таблице 3.4.

Таблица 3.4. Параметры микроклимата на предприятии

Параметры

ГОСТ 12.1.005-88

Фактическое значение

Теплый период температура воздуха не более( град.С)

+25

+28-30

-относительная влажность не более (%)

55

60-65

-скорость движения воздуха (м /с)

0,3-0,7

0,3-0,7

Холодный период года температура воздуха не менее (град. С)

+16-18

+10-15

-относительная влажность не менее ( %)

75

77

-скорость движения воздуха ( м /с)

0,5

0,6

Из таблицы 3.4 видно, что фактические температуры и влажности воздуха не всегда совпадают с требуемыми, в связи с этим в помещениях применяется общеобменная и местная вентиляция. Воздуховод охватывает все помещение, тепловая завеса на входе препятствует попаданию холодного воздуха, дефлекторы обеспечивают вытяжку воздуха, поддерживают требуемую влажность. В зимнее время нормальная температура в здании поддерживается при помощи отопительной системы.

Важной санитарно-гигиенической характеристикой производственной среды служит чистота воздуха в рабочей зоне. При проведении инвентаризации на МУП «Горводоканал» в 2006 году не зарегистрированы источники загрязнения атмосферы.

3.4 Производственное освещение в МУП «Горводоканал»

Рассмотрим состояние производственного освещения в МУП «Горводоканал».

При освещении помещений на предприятии используют:

· естественное освещение,

· искусственное освещение,

· совмещённое освещение.

Для обеспечения доступа света к рабочим местам производственные помещения имеют окна различной величины и конструкции. Искусственное освещение на предприятии создают светильники с лампами дневного света (типа ЛД, ЛДЦ, ЛХБ) и лампами накаливания различной мощности, применяется комбинированная система освещения.

Зрительные работы на предприятии относят к IV разряду «работы средней точности». В соответствии со СНиП 23-05-95 в таблице 3.5 приведены показатели, характеризующие освещённость рабочих мест.

Таблица 3.5. Показатели освещённости производственных помещений МУП «Горводоканал»

Наименование помещения

КЕО, т%

Разряд зрительной работы

Нормативное значение согласно СНиП 23-05-95, лк

Фактическое значение, лк

Водопроводная и канализационная службы

1,5

IV

200

200

Абонентский отдел и служба главного энергетика

400

Служба охраны

100

Из таблицы видно, что рабочие места имеют достаточную освещенность.

Основной задачей является поддержание на рабочем месте освещённости, соответствующей характеру зрительной работы.

Произведем расчет освещения рабочего места оператора АСКУЭ МУП «Горводоканал».

В помещении, где находится рабочее место оператора, используется смешанное освещение, т.е. сочетание естественного и искусственного освещения. В качестве естественного освещения подразумевается боковое освещение через окна. Искусственное освещение используется при недостаточном естественном освещении. В данном помещении используется общее искусственное освещение. Расчет его осуществляется по методу светового потока с учетом потока, отраженного от стен и потолка. Нормами для данных работ установлена необходимая освещенность рабочего места Ен=200лк. Общий световой поток определяется по формуле:

(23)

где - нормированная освещенность (=200 лк);

- площадь помещения;

- коэффициент, учитывающий старение ламп и загрязнение светильников (=1.5);

- коэффициент, учитывающий неравномерность освещения помещения (=1.1 );

- коэффициент использования светового потока; определяется в зависимости от коэффициентов отражения от стен, потолка, рабочих поверхностей, типов светильников и геометрии помещения.

Найдем площадь помещения по формуле:

(24)

Берем из таблицы коэффициент использования светового потока по следующим данным:

- коэффициент отражения побеленного потолка ;

- коэффициент отражения от стен окрашенных в светлую краску;

- коэффициент отражения от пола, покрытого линолеумом темного цвета ;

- индекс помещения:

(25)

Найденный коэффициент =0.34.

Определяем общий световой поток:

лм. (26)

Для организации общего искусственного освещения выберем лампы типа ЛБ40. Люминесцентные лампы имеют ряд преимуществ перед лампами накаливания: их спектр ближе к естественному. Они имеют большую экономичность (больше светоотдача) и срок службы (в 10-12 раз). Наряду с этим имеются и недостатки: их работа сопровождается иногда шумом; хуже работают при низких температурах; их нельзя применять во взрывоопасных помещениях; имеют малую инерционность.

Для нашего помещения люминесцентные лампы подходят.

Световой поток одной лампы ЛБ40 составляет не менее Fл=2810 лм.

Число - ламп, необходимых для организации общего освещения определяется по формуле:

(27)

В качестве светильников выбираем ПВЛ-1, 2х40 Вт. Таким образом, чтобы обеспечить световой поток лм надо использовать 16 светильников по 2 лампы ЛБ40 в каждом. Электрическая мощность одной лампы ЛБ40 . Мощность всей осветительной системы:

(28)

3.5 Обеспечение пожаро- и взрывобезопасности на предприятии

Следующим этапом нашей работы является рассмотрение обеспечения пожаро- и взрывобезопасности на предприятии, а также других чрезвычайных ситуаций.

Опасными факторами пожара, воздействующими на людей являются:

- открытый огонь и искры,

- повышенная температура воздуха,

- пониженная концентрация кислорода,

- обрушение и повреждение зданий, сооружений,

- взрывы.

Пожары на предприятии возникают из-за несоблюдения пожарной безопасности.

В соответствии с НПБ 105 - 03 МУП «Горводоканал» относится к категории Д. Стены корпусов, зданий изготовлены из кирпича и электробетонных блоков. Согласно СНиП 21-01-97 материал ограждающих конструкций (кирпич) относится к III степени огнестойкости материала.

Для предотвращения пожаров имеются пожарные посты, где установлены щиты, ящики с песком, резервуары, углекислотные огнетушители. Во всех структурных подразделениях предприятия установлены телефоны для вызова пожарной охраны.

В условиях улучшения работы по предупреждению и тушению пожаров на предприятии организована добровольная пожарная дружина. Ее члены должны поддерживать установленный противопожарный режим, проводить разъяснительную работу о мерах пожарной безопасности, наблюдать за исправностью и готовностью к действию первичных средств пожаротушения.

В целях предупреждения и предотвращения пожаров в МУП «Горводоканал» имеет место следующее противопожарное оборудование:

1 гидрант;

1 противопожарное водоснабжение (пожарный кран);

7 огнетушителей ОП -2;

8 пожарных щитов;

8 пожарных ящиков с песком.

Весь промышленно-производственый персонал ежегодно проходит инструктаж и аттестацию по противопожарной безопасности.

Осуществление мероприятий, направленных на обеспечение пожарной безопасности возлагается на начальников отделов и руководителя предприятия.

Что касается электробезопасности, то при эксплуатации основного технологического оборудования возможны несчастные случаи от воздействия электрического тока.

Все электрическое оборудование завода выполнено в соответствии с «Правилами эксплуатации электроустановок потребителей».

Конструкция электроустановок в соответствии с ПУЭ соответствует условиям их эксплуатации и обеспечивает защиту персонала от соприкосновения с токоведущими частями, а оборудования от попадания внутрь посторонних тел и воды.

Основными техническими способами и средствами защиты от поражения электрическим током являются:

- для электроустановок до 1000В - изолирующие штанги, указатели напряжения, блокировка, диэлектрические перчатки;

- в электроустановках свыше 1000В - оперативные и измерительные штанги, изолирующие лестницы, сплошное ограждение, указатели напряжения, предупредительная сигнализация.

Все технологическое оборудование заземлено трехфазной сетью напряжением до 1000 В с изолированной нейтралью, а для сети свыше 1000 В с любым режимом нейтрали.

Защиту от прямых ударов молнии обеспечивают стержневые и тросовые молниеотводы. В качестве дополнительной защиты воздушных линий от грозовых перенапряжений применяют комплекты трубчатых разрядников, установленные на подходах воздушных линий к распределительным устройствам.

3.6 Безопасность мероприятия по внедрению АСКУЭ

Касаемо внедряемого нами мероприятия, при монтаже и эксплуатации АСКУЭ электрический ток является источником опасности.

Внешние элементы технических средств АСКУЭ, находящиеся под напряжением, должны иметь защиту от случайного прикосновения, а сами технические средства должны иметь зануление, и как дополнительная мера защиты - заземление, в соответствии с ГОСТ 12.1.030-81 и ПУЭ.

По способу защиты человека от поражения электрическим током система должна относиться к классу 01 согласно ГОСТ 12.2.007-75.

По степени защиты обслуживающего персонала система должна соответствовать IP 2X по ГОСТ 14254-80.

Монтаж технических средств системы, подвод электрического питания, заземления, работы, связанные с эксплуатацией, обслуживанием и ремонтом должны производиться в соответствии с ПУЭ и «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей».

При эксплуатации АСКУЭ и проведении испытаний необходимо соблюдать «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей», «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей» и требования, установленные ГОСТ 12.2.007-75.

Общие меры безопасности при проведении испытаний - по ГОСТ 12.3.019-80, меры безопасности при испытаниях изоляции и измерении сопротивления изоляции - по ГОСТ 12997-84.

К эксплуатации АСКУЭ допускаются лица, достигшие 18 лет, имеющие группу по электробезопасности не ниже II, удостоверение на право работы на электроустановках до 1000 В и прошедшие инструктаж по технике безопасности на рабочем месте.

Меры безопасности при работе с составными частями АСКУЭ должны соответствовать указаниям, приведенным в эксплуатационной документации.

3.7 Мероприятия по предупреждению и ликвидации последствий ЧС

Представим основные мероприятия по предупреждению ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций (ЧС) в таблице 3.6.

Таблица 3.6. Противопожарные мероприятия в службах

Наименование подразделения

Предписание Госпожарнадзора

Содержание по плану

Выполнение, %

Службы главных энергетика и механика

Устанавливать противопожарные сигнализации

Устанавливать сигнализации

90

Служба охраны и автопарк

Оборудовать недостающие места для курения

Оборудовать места для курения в соответствии с правилами ПБ

100

Абонентский отдел

-

Заменить устаревшую неисправную электропроводку

100

Из таблицы видно, что только в службах главных механиков и энергетиков установка противопожарных сигнализаций выполняется на 90 %, все остальные мероприятия - на 100 %. Это говорит о высокой обеспеченности пожаробезопасности предприятия.

В таблице 3.7. приведем перечень действий ответственных лиц при возникновении каких-либо ЧС на предприятии.

Таблица 3.7. Примерный перечень действий ответственных лиц предприятия при возникновении ЧС

№

Наименование предприятия

Ориентировочное время выполнения

Ответственные лица

1

Получение сигнала об аварии, оценка обстановки, доклад начальника штаба ГО председателю КЧС

5 мин

Диспетчер в рабочее время, дежурный по предприятию в нерабочее время

2

Отдача распоряжения по решению

2 мин

Начальник ГО

3

Оповещение и сбор личного состава органов управления:

- в нерабочее время

- в рабочее время

2 часа

30 мин

Дежурный по предприятию

Диспетчер

4

Принятие решения и другой информации, доведение до всех уровней управления

30 мин

Начальник ГО, начальник штаба ГО, начальник подразделов

5

Развертывание пункта управления:

- рабочее время

- нерабочее время

30 мин

1-2 часа

Начальник ГО, начальник штаба ГО, начальник подразделов КЧС

6

Приведение в готовность разведки, формирование в разведки, по обслуживанию убежищ, медицинской части и др.

30 мин

Начальник служб и подразделений

Продолжение табл. 3.7

7

Организация наблюдения, разведка и оценка обстановки

1 час

Начальник штаба ГО, начальник разведки

8

Приведение в готовность защитных сооружений ГО

1 час

Начальник служб и подразделений

9

Герметизация подвальных служебных помещений

1 час

Начальник подразделений

10

Организация выдачи йодных препаратов и инструкций по их применению

1 час

Начальник подразделений

11

Организация выдачи расператоров и противогазов

1-5 часов

Начальник штаба ГО, начальник службы МЧС

12

Речевая информация об аварии на АЭС, о времени подхода радиоактивного облака к объекту

-

Начальник штаба ГО

13

Укрытие рабочих и служащих в защитных помещениях и сооружениях

За 30 мин до подхода облака

Начальник служб и подразделений

14

Усиление охраны объекта

1 час

Начальник служб

15

Обработка разведанных данных и уточнение радиационной обстановки

Постоянно

Начальник разведки, начальник штаба

16

Принятие решений по деятельности объекта и уточнение режима по радиационной защите

Постоянно

Начальник ГО, начальник штаба, КЧС

17

Организация дозиметрического контроля на объекте

За 30 мин до подхода облака

Начальник разведки, начальник подразделений

18

В случае если принятый режим радиационной зоны не обеспечивает получение дозы менее 10 Бер, принимается решение об увеличении до 25 Бер

...

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены