Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Северной ТЭЦ-21 филиала "Невский" ОАО "ТГК-1"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Северной ТЭЦ-21 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» (далее -АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 3х-уровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый    уровень - измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S и 0,5S, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,2 и 0,5 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа А1800 класса точности 0,2S и 0,5S (в части активной электроэнергии), и класса точности 0,5 и 1,0 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи.

2-ой    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) АИИС КУЭ, созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-325L, и технических средств приема-передачи данных.

3-ий    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ, включающий компьютер в серверном исполнении для обеспечения функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные фазные 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Каждые 30 минут УСПД уровня ИВКЭ производят опрос цифровых счетчиков.

Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Сервер базы данных (далее - сервер БД), установленный в ЦСОИ АИИС КУЭ ОАО «ТГК-1», с периодичностью один раз в 30 минут производит опрос УСПД уровня ИВКЭ.

Полученная информация записывается в базу данных сервера БД.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). Синхронизация времени в АИИС КУЭ осуществляется следующим образом: сервер БД АИИС КУЭ, установленный в ОАО «ТГК-1», подключен к серверу единого времени ОАО «ТГК-1» LAN TIME SERVER. Опрос УСПД АИИС КУЭ сервером ОАО «ТГК-1» производится 1 раз в 30 мин. Часы УСПД синхронизируются от часов сервера единого времени, посредством программного обеспечения «АльфаТ ЦЕНТР», коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающие ±2 с (программируемый параметр). В целях резервирования к УСПД подключено также устройство синхронизации времени УССВ со встроенным GPS-приемником.

Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с (программируемый параметр).

Погрешность часов ИК АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» (далее - ПО), в состав которого входят программные модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «А льфаЦЕНТР».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

1

2

Идентификационное наименование ПО

Альфа! ЦЕНТР

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Не ниже 12.1

Цифровой идентификатор метрологически значимой части ПО ac metrology.dll

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «Средний» по Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

ТИ-21.431

ТИ-21.422

ТИ-21.421

-

РУСН-6 кВ, Ввод ТСНО-3 А, яч. 321

РУСН-6 кВ, Ввод ТСН0-2Б, яч. 227

РУСН-6 кВ, Ввод ТСНО-2 А, яч. 223

ю

Счетчик

TH

ТТ

Счетчик

TH

ТТ

Счетчик

TH

ТТ

LtJ

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06

Кт = 0,5 Ктн=6000/л/3/100/л/3 № 25475-06

Кт = 0,5S Ктт = 1500/5 №47959-11

Кт = 0,5 S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06

Кт = 0,5 Ктн=6000/л/3/100/л/3 № 25475-06

Кт = 0,5 S Ктт = 1500/5 №47959-11

Кт = 0,5 S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06

Кт = 0,5 Ктн=6000/л/3/1 оол/з № 25475-06

Кт = 0,5 S Ктт = 1500/5 №47959-11

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

О

td

>

О

td

>

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

О

td

>

О

td

>

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

О

td

>

О

td

>

-Р*.

UGE

UGE

UGE

ТОЛ-10-1

ТОЛ-10-1

ТОЛ-10-1

UGE

UGE

UGE

ТОЛ-10-1

ТОЛ-10-1

ТОЛ-10-1

UGE

UGE

UGE

ТОЛ-10-1

ТОЛ-10-1

ТОЛ-10-1

01163518

08-015061

08-015067

08-015066

11656

11655

11654

01163529

08-015054

0 00

1

о

о

08-015056

11871

11870

11869

01163540

08-015054

0 00

1

о

о

08-015056

11868

11867

11866

18000

18000

18000

о\

RTU325L-E2-512-М2-В2 Регистрационный № 37288-08, зав. № 006909

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

00

Активная

Реактивная

Активная

Реактивная

Активная

Реактивная

VO

JO ^ ‘ji 1о

JO ^ ‘ji 1о

JO ^ ‘ji 1о

о

jts. yi '-J "-J

jts. yi "-J

jts. yi "-J

-

ТИ-21.442

ТИ-21.441

ТИ-21.432

-

РУСН-6 кВ, Ввод ТСН0-4Б, яч. 425

РУСН-6 кВ, Ввод ТСН0-4А, яч. 421

РУСН-6 кВ, Ввод ТСНО-ЗБ, яч. 325

ю

Счетчик

ТН

ТТ

Счетчик

ТН

ТТ

Счетчик

ТН

ТТ

LtJ

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06

Кт = 0,5 Ктн=6000/л/3/100/л/3 № 25475-06

Кт = 0,5S Ктг= 1500/5 №47959-11

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06

Кт = 0,5 Ктн=6000/л/3/100/л/3 № 25475-06

Кт = 0,5S Ктг= 1500/5 №47959-11

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06

Кт = 0,5 Ктн=6000л/3/100Л/3 № 25475-06

Кт = 0,5S Ктг= 1500/5 №47959-11

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

О

Cd

>

О

td

>

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

О

Cd

>

О

td

>

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

О

td

>

О

td

>

-Р*.

UGE

UGE

UGE

ТОЛ-10-1

ТОЛ-10-1

ТОЛ-10-1

UGE

UGE

UGE

ТОЛ-10-1

ТОЛ-10-1

ТОЛ-10-1

UGE

UGE

UGE

ТОЛ-10-1

ТОЛ-10-1

ТОЛ-10-1

01163497

0 00

1

о

о

00

0 00

1

о

о

VO

08-015060

11484

11483

11482

01163513

0 00

1

о

о

00

0 00

1

о

о

VO

08-015060

11486

11485

11481

01163509

08-015061

08-015067

08-015066

11659

11658

11657

18000

18000

18000

о\

RTU325L-E2-512-М2-В2 Регистрационный № 37288-08, зав. № 006909

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

00

Активная

Реактивная

Активная

Реактивная

Активная

Реактивная

VO

JO ^ ‘ji 1о

JO ^ ‘ji 1о

JO ^ ‘ji 1о

о

■t*. yi '-J "-J

■t*. yi '-J "-J

■t*. yi '-J "-J

-

ТИ-21.461

ТИ-21.452

ТИ-21.451

-

РУСН-6 кВ, Ввод ТСН-Р-ША, яч. 103

РУСН-6 кВ, Ввод ТСН0-5Б, яч. 527

РУСН-6 кВ, Ввод ТСН0-5А, яч. 521

ю

Счетчик

ТН

ТТ

Счетчик

ТН

ТТ

Счетчик

ТН

ТТ

LtJ

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06

Кт = 0,5 Ктн=6000/л/3/100/л/3 № 25475-06

Кт = 0,5S Ктт = 1500/5 №47959-11

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06

Кт = 0,5 Ктн=6000/л/3/100/л/3 № 25475-06

Кт = 0,5S Ктт = 1500/5 №47959-11

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06

Кт = 0,5 Ктн=6000/л/3/100/л/3 № 25475-06

Кт = 0,5S Ктт = 1500/5 №47959-11

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

О

td

>

О

td

>

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

О

td

>

О

td

>

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

О

td

>

О

td

>

-Р*.

С

о

м

С

О

м

с

о

М

н

О

5=1

о

нн

н

0

5=1

1

0

1

нн

н

о

5=1

о

нн

С

о

м

С

О

М

с

О

М

н

О

5=1

о

нн

н

О

5=1

о

нн

Н

О

5=1

о

нн

С

о

м

С

О

М

с

О

М

н

О

5=1

о

нн

н

о

5=1

0

1

нн

Н

О

5=1

о

нн

01163521

о

00

о

о

00

0 00

1

О

о

00

00

0 00

1

о

о

VO

U)

Ю

О

^1

ON

Ю

О

--J

Ю

О

^1

о

ON

о

о

00

о

о

VO

о

00

о

о

о

0 00

1

О

о

00

VO

^1

VO

^1

О

VO

ON

VO

о

ON

о

00

о

о

VO

о

00

о

о

о

0 00

1

О

о

00

VO

On

00

VO

ON

^1

VO

ON

On

18000

18000

18000

о\

RTU325L-E2-512-М2-В2 Регистрационный № 37288-08, зав. № 006909

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

00

Активная

Реактивная

Активная

Реактивная

Активная

Реактивная

VO

JS) ^ \о

JO ^ ‘ji 1о

JO ^ ‘ji 1о

о

5.7

4.7

■ts. yi J-J "-J

■t*. yi J-J "-J

-

ТИ-21.508

ТИ-21.505

ТИ-21.462

-

КЛ-0,4 кВ ОАО «Северо-Западный «Промжелдортранс» РУСН-0,4 кВ НГВС яч. 8

КЛ-0,4 кВ ООО «ЭСМ-Комплект» РУСН-0,4 кВ НГВС яч. 5

РУСН-6 кВ, Ввод ТСН-Р-ШБ, яч. 130

ю

Счетчик

ТН

ТТ

Счетчик

ТН

ТТ

Счетчи

к

TH

ТТ

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-11

1

Кт = 0,5 S Ктт = 200/5 №47959-11

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-11

1

Кт = 0,5 S Ктт = 150/5 №47959-11

Кт = 0,5 S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06

Кт = 0,5 Ктн=6000Л/3/1 оол/з № 25475-06

Кт = 0,5S Ктт = 1500/5 №47959-11

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

О

td

>

О

td

>

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

О

td

>

О

td

>

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

О

td

>

О

td

>

1

1

1

н

0

Я

1

Ъ\

ON

н

0

Я

1

Ъ\

ON

н

0

Я

1

Ъ\

On

1

1

1

н

0

Я

1

Ъ\

ON

н

0

Я

1

Ъ\

ON

н

0

Я

1

Ъ\

On

UGE

UGE

UGE

ТОЛ-10-1

ТОЛ-10-1

ТОЛ-10-1

01248945

1

1

1

3093479

3093480

3093483

01248946

1

1

1

3093456

3093458

3093457

01163527

08-015094

0 00

1

о

'VI

о

о

00

о

о

00

12079

12078

12077

40

30

18000

о\

RTU325L-E2-512-М2-В2 Регистрационный № 37288-08, зав. № 006909

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

00

Активная

Реактивная

Активная

Реактивная

Активная

Реактивная

VO

JO ^

^ "о

JO ^

^ "о

JO ^ ‘ji 1о

о

5,5

4,2

5,5

4,2

jts. yi '-J "-J

-

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

2.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3.    Нормальные условия:

параметры сети: напряжение от 0,98ином до 1,02ином; сила тока от 1ном до 1,2 • 1ном, cos9=0,87 инд., частота сети от 49,5 до 50,5 Гц;

температура окружающей среды от +18 до +25 °С.

4.    Рабочие условия:

параметры сети: напряжение от 0,9ином до 1,1ином; сила тока от 0,02 1ном до 1,2 • 1ном;

0,5 инд. < cos9 < 0,8 емк., частота сети от 49,5 до 50,5 Гц.

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от -45 до +40 °С, для счетчиков от -40 до +65 °С; для УСПД от -10 до +55 °С.

магнитная индукция внешнего происхождения в местах установки счетчиков -не более 0,5 мТл.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для силы тока 0,02-1ном, cos9=0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +10 до +35 °С

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

7.    Допускается замена измерительных компонентов на измерительные компоненты того же класса точности, типы которых утверждены. Замена оформляется актом в установленном порядке.

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

-    электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 120000 ч., время восстановления работоспособности TB=24 ч.;

-    устройство сбора и передачи данных типа RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 100000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв = 24 ч.;

Надежность системных решений:

-    Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;

-    Стойкость к электромагнитным воздействиям;

-    Ремонтопригодность;

-    Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;

-    Функции контроля процесса работы и средства диагностики системы;

-    Резервирование электропитания оборудования системы.

Регистрация событий:

-    журнал событий счетчика:

-    параметрирование;

-    пропадание напряжения;

-    коррекция времени в счетчике.

-    журнал событий ИВКЭ:

-    параметрирование;

-    пропадание напряжения;

-    коррекция времени в УСПД.

-    журнал событий ИВК:

-    даты начала регистрации измерений;

-    перерывы электропитания;

-    программные и аппаратные перезапуски;

-    установка и корректировка времени;

-    переход на летнее/зимнее время;

-    нарушение защиты ИВК;

-    отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчетчиков;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательных коробок;

-    УСПД;

-    сервера БД;

-    защита информации на программном уровне:

-    результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на промконтроллер (УСПД);

-    установка пароля на сервер БД.

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

-    ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

-    ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений

-    не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Северной ТЭЦ-21 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ Северной ТЭЦ-21 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» представлена в таблице 3.

Наименование

Количество

Преобразователи тока измерительные оптические NXCT-F3

5 шт.

Трансформаторы тока ТОЛ-10-I

36 шт.

Трансформаторы тока ТОП-0,66

6 шт.

Трансформаторы напряжения ЗНОЛ.06.4-10

15 шт.

Трансформаторы напряжения UGE

21 шт.

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800

7 шт.

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800

12 шт.

Устройство сбора и передачи данных RTU-325L

1 шт.

У стройство синхронизации системного времени

1 шт.

Сервер базы данных

1 шт.

Методика поверки МП 206.1-003-2016

1 шт.

Формуляр 300-05-07/21.00.000 ФО

1 шт.

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-003-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Северной ТЭЦ-21 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 08 июля 2016 г.

Основные средства поверки:

-    для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    для трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации»;

-    счетчиков типа Альфа А1800 - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д. И.Менделеева» 19 мая 2006 г.;

-    счетчиков типа Альфа А1800 - по документы «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

-    устройства сбора и передачи данных типа RTU-325L - в соответствии с документом «Устройство сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП ВНИИМС в 2008 году;

-    средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    средства измерений МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Всего листов 13

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Северной ТЭЦ-21 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1».

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в Проектной документации, шифр 300-05-07/21.01.000.ПЗ.Д1 на Автоматизированную информационно-измерительную систему коммерческого учета электроэнергии Северной ТЭЦ-21 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1».

Нормативные документы

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Северной ТЭЦ-21 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1»

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

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

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

Развернуть полное описание