Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Харампурнефтегаз"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Харампурнефтегаз» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора и хранения данных (сервер) с программным комплексом (ПК) «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ», радиочасы, каналообразующую аппаратуру, автоматизированное рабочее место (АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на соответствующие УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, формирование, хранение и передача полученных данных, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Далее измерительная информация от УСПД передается при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Также сервер может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

Один раз в сутки сервер автоматически формирует файл отчета с результатами измерений в виде xml-файлов установленных форматов. Файл с результатами измерений по электронной почте автоматически направляется от сервера на АРМ ООО «РН-Энерго».

Передача информации от АРМ ООО «РН-Энерго» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭМ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера, радиочасы.

Сравнение показаний часов сервера с единым координированным временем UTC (обеспечивается подключенными к нему радиочасами) осуществляется не реже 1 раза в сутки, корректировка часов сервера производится при расхождении с радиочасами на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера осуществляется не реже 1 раза в сутки, корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний часов УСПД и часов сервера на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется не реже 1 раза в сутки, корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на величину более ±1 с.

Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ». ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ». Метрологически значимая часть ПК указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений -«высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

AtsImp

Exp.exe

ServiceDataCa

pture.exe

Account.exe

Reports2.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3.0

1.9

1.9

2

Цифровой идентификатор ПО

441FAA98D1

24CA27E2F6E

6EF74DE310F

A690894B54A

29D9B29D711

A1E0A1C931

B42BD86D02A

EEACE89A7A0

14D2982E26

07E588A4636

97A9229B4A

4E02385BD54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

md5

Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК

Но

мер

ИК

Наименование

Сервер/

Вид

электри

Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях

(±5), %

точки измерений

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Радиочасы

ческой

энергии

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ПС 110 кВ Южно-

ТОЛ-35 III-IV

ЗНОМ-36-65

Актив-

Харампурская,

Кл.т. 0,5S

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

Омь-40

ная

1,1

3,0

1

ОРУ-35 кВ 1СШ 35

400/5

35000/V3/100/V3

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. №

кВ, ВЛ-35 кВ Юж-

Рег. № 34016-07

Рег. № 912-70

Рег. № 36697-12

19815-00

Реак-

2,3

4,7

ная-1

Фазы: А; С

Фазы: А; В; С

тивная

ПС 110 кВ Южно-

ТОЛ-35 III-IV

ЗНОМ-36-65

Актив-

Харампурская,

Кл.т. 0,5S

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

Омь-40

ная

1,1

3,0

2

ОРУ-35 кВ 1СШ 35

400/5

35000/V3/100/V3

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. №

HP ProLiant

кВ, ВЛ-35 кВ Та-

Рег. № 34016-07

Рег. № 912-70

Рег. № 36697-12

19815-00

DL380 G5

Реак-

2,3

4,7

ежная-1

Фазы: А; С

Фазы: А; В; С

тивная

ПС 110 кВ Южно-Харампурская, ЗРУ-6 кВ КНС-18, 1СШ 6 кВ, яч.4

ТОЛ 10ХЛЗ

НОМ-6

МИР РЧ-01

Актив-

3

Кл.т. 0,5 1500/5

Кл.т. 0,5

6000/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

Омь-40 Рег. №

Рег. № 27008-04

ная

1,1

3,0

Рег. № 7069-82

Рег. № 159-49

Рег. № 36697-17

19815-00

Реак-

2,3

4,7

Фазы: А; В; С

Фазы: А; С

тивная

4

ПС 110 кВ Южно-Харампурская, ЗРУ-6 кВ КНС-18, ввод 6 кВ ТСН-1

ТОЛ 10ХЛЗ Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 7069-82 Фазы: А; С

НОМ-6 Кл.т. 0,5

6000/V3/100/V3

Рег. № 159-49 Фазы: А; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

Омь-40 Рег. № 19815-00

Актив

ная

Реак

тивная

1,1

2,3

3,0

4,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ПС 110 кВ Южно-

ТОЛ-35 III-IV

ЗНОМ-36-65

Актив-

Харампурская,

Кл.т. 0,5S

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

Омь-40

ная

1,1

3,0

5

ОРУ-35 кВ 2СШ

400/5

35000/V3/100/V3

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. №

35 кВ, ВЛ-35 кВ

Рег. № 34016-07

Рег. № 912-70

Рег. № 36697-12

19815-00

Реак-

2,3

4,7

Южная-2

Фазы: А; С

Фазы: А; В; С

тивная

ПС 110 кВ Южно-

ТОЛ-35 III-IV

ЗНОМ-36-65

Актив-

Харампурская,

Кл.т. 0,5S

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

Омь-40

ная

1,1

3,0

6

ОРУ-35 кВ 2СШ

300/5

35000/V3/100/V3

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. №

35 кВ, ВЛ-35 кВ

Рег. № 34016-07

Рег. № 912-70

Рег. № 36697-12

19815-00

Реак-

2,3

4,7

Таежная-2

Фазы: А; С

Фазы: А; В; С

тивная

ПС 110 кВ Южно-Харампурская, ЗРУ-6 кВ КНС-18 2СШ 6 кВ, яч.13

ТОЛ 10ХЛЗ

НОМ-6

Актив-

7

Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 7069-82

Кл.т. 0,5

6000/V3/100/V3

Рег. № 159-49

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

Омь-40 Рег. № 19815-00

HP ProLiant DL380 G5

ная

Реак-

1,1

2,3

3,0

4,7

Фазы: А; В; С

Фазы: А; С

тивная

ПС 110 кВ Южно-Харампурская, ЗРУ-6 кВ КНС-18, ввод 6 кВ ТСН-2

ТОЛ 10ХЛЗ

НОМ-6

МИР РЧ-01

Актив-

8

Кл.т. 0,5 300/5

Кл.т. 0,5

6000/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

Омь-40 Рег. №

Рег. № 27008-04

ная

1,1

3,0

Рег. № 7069-82 Фазы: А; С

Рег. № 159-49 Фазы: А; С

Рег. № 36697-17

19815-00

Реак

тивная

2,3

4,7

ПС 110 кВ Харам-

ТОЛ-35

НАМИ-35 УХЛ1

Актив-

пурская,

Кл.т. 0,5S

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

Омь-40

ная

1,1

3,0

9

ОРУ-35 кВ 1СШ

300/5

35000/100

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. №

35 кВ, ВЛ-35 кВ

Рег. № 21256-07

Рег. № 19813-05

Рег. № 36697-12

19815-00

Реак-

2,3

4,7

Пионерская-1

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

ПС 110 кВ Харам-

ТОЛ-35

НАМИ-35 УХЛ1

Актив-

пурская,

Кл.т. 0,5S

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

Омь-40

ная

1,1

3,0

10

ОРУ-35 кВ 1СШ

400/5

35000/100

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. №

35 кВ, ВЛ-35 кВ

Рег. № 21256-07

Рег. № 19813-05

Рег. № 36697-12

19815-00

Реак-

2,3

4,7

Волжская 1

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

ПС 110 кВ Харам-пурская, ЗРУ-6 кВ КНС-16 1СШ 6 кВ, яч.13

ТОЛ 10ХЛЗ Кл.т. 0,5 1500/5

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 6000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

Омь-40 Рег. №

Актив

ная

1,0

2,9

Рег. № 7069-82 Фазы: А; С

Рег. № 11094-87 Фазы: АВС

Рег. № 36697-17

19815-00

Реак

тивная

2,0

4,6

12

ПС 110 кВ Харам-пурская, ЗРУ-6 кВ КНС-16, ввод 6 кВ ТСН-1

ТОЛ 10ХЛЗ Кл.т. 0,5 300/5

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 6000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

Омь-40 Рег. №

Актив

ная

1,0

2,9

Рег. № 7069-82

Рег. № 11094-87

Рег. № 36697-17

19815-00

Реак-

2,0

4,6

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

ПС 110 кВ Харам-

ТФЗМ-35А-У1

НАМИ-35 УХЛ1

Актив-

пурская,

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

Омь-40

ная

1,1

3,0

13

ОРУ-35 кВ 2СШ

300/5

35000/100

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. №

HP ProLiant DL380 G5

35 кВ, ВЛ-35 кВ

Рег. № 3690-73

Рег. № 19813-05

Рег. № 36697-12

19815-00

Реак-

2,3

4,7

Пионерская-2

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

ПС 110 кВ Харам-пурская,

ТОЛ-35 Кл.т. 0,5S

НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

Омь-40

МИР РЧ-01 Рег. № 27008-04

Актив

ная

1,1

3,0

14

ОРУ-35 кВ 2СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ Волжская 2

400/5 Рег. № 21256-07 Фазы: А; С

35000/100 Рег. № 19813-05 Фазы: АВС

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

Рег. № 19815-00

Реак

тивная

2,3

4,7

ТОЛ 10ХЛЗ

Кл.т. 0,5

1500/5

15

ПС 110 кВ Харам-пурская, ЗРУ-6 кВ КНС-16 2СШ 6 кВ, яч.4

Рег. № 7069-82 Фазы: А

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 6000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

Омь-40 Рег. №

Актив

ная

1,0

2,9

ТВЛ-10 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 1856-63 Фазы: С

Рег. № 11094-87 Фазы: АВС

Рег. № 36697-17

19815-00

Реак

тивная

2,0

4,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

16

ПС 110 кВ Харам-пурская, ЗРУ-6 кВ КНС-16, ввод 6 кВ ТСН-2

ТОЛ 10ХЛЗ Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 7069-82 Фазы: А; С

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 6000/100 Рег. № 11094-87 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

Омь-40 Рег. № 19815-00

HP ProLiant DL380 G5

МИР РЧ-01 Рег. № 27008-04

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,0

2,9

4,6

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.

Примечания:

1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2    Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени

30 мин.

3    Погрешность в рабочих условиях указана для ИК №№ 1, 2, 5, 6, 9, 10, 14 для тока 2 % от !ном, для остальных ИК для тока

5 % от !ном, cosj = 0,8инд.

4    Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД, радиочасов на аналогичные утвержденных типов. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество ИК

16

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от Ином ток, % от 1ном

для ИК №№ 1, 2, 5, 6, 9, 10, 14 для остальных ИК коэффициент мощности еоБф частота, Гц температура окружающей среды, °С

от 95 до 105

от 1 до 120 от 5 до 120

0,9

от 49,8 до 50,2 от +15 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

напряжение, % от Ином ток, % от 1ном

для ИК №№ 1, 2, 5, 6, 9, 10, 14 для остальных ИК коэффициент мощности еоБф частота, Гц

температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и УСПД, °С

температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

от 90 до 110

от 1 до 120 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40

от 0 до +30 от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12): среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-17): среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для УСПД:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для радиочасов:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч

165000

2

220000

2

55000

2

55000

2

70536

1

Глубина хранения информации: для счетчиков:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее

при отключении питания, лет, не менее

113

10

1

2

для УСПД:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

45

при отключении питания, лет, не менее

5

для сервера:

хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчиках.

-    журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчиках и УСПД; пропадание и восстановление связи со счетчиками.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;

УСПД;

сервера.

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

счетчиков электрической энергии;

УСПД;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

УСПД (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество,

шт./экз.

Трансформаторы тока

ТОЛ-35 III-IV

8

Трансформаторы тока

ТОЛ 10ХЛЗ

15

Трансформаторы тока

ТФЗМ-35А-У1

2

Трансформаторы тока

ТОЛ-35

6

Трансформаторы тока измерительные

ТВЛ-10

1

Трансформаторы напряжения

ЗНОМ-36-65

6

Трансформаторы напряжения

НОМ-6

4

Трансформаторы напряжения

НАМИ-35 УХЛ1

2

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

16

Контроллеры

Омь-40

2

Радиочасы

МИР РЧ-01

1

Сервер

HP ProLiant DL380 G5

1

Методика поверки

МП ЭПР-233-2020

1

Формуляр

РН.770652.001.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-233-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Харампурнефтегаз». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 05.02.2020 г.

Основные средства поверки:

-    в соответствии с методиками поверки средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;

-    радиочасы МИР РЧ-02 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);

-    анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);

-    вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «Харампурнефтегаз», свидетельство об аттестации № 266/RA.RU.312078/2020.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ООО «Харампурнефтегаз»

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие

технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Развернуть полное описание