Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД филиала ОАО "РЖД" в границах Московской области

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Найдено поверителей 2

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Московской области (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучета, реализован на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД), выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК.

Третий уровень - измерительно-вычислительный комплекс Центра сбора данных АИИС КУЭ (ИВК), реализованный на базе серверного оборудования (серверов сбора данных -основного и резервного, сервера управления), ПО «Энергия Альфа 2», включающий в себя каналы сбора данных с уровня регионального Центра энергоучета, каналы передачи данных субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации, которые усредняются за 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД регионального Центра энергоучета, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее по основному каналу связи, организованному на базе волоконно-оптической линии связи, данные передаются в ЦСОД ОАО «РЖД», где происходит оформление отчетных документов.

Дальнейшая передача информации от ЦСОД ОАО "РЖД" третьим лицам осуществляется по каналу связи сети Internet в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ.

ЦСОД ОАО "РЖД" также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. СОЕВ создана на основе приемников сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS) УССВ-35НУ8 (УССВ). В состав СОЕВ входят часы УСПД, счетчиков, ЦСОД ОАО «РЖД».

ЦСОД ОАО «РЖД» оснащен приемником сигналов точного времени УССВ-35HVS. Сравнение показаний часов ЦСОД ОАО «РЖД» и УССВ происходит при каждом сеансе связи ЦСОД - УССВ. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов УСПД и ЦСОД ОАО «РЖД» происходит при каждом сеансе связи УСПД - ЦСОД. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом сеансе связи счетчик - УСПД. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.

Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера 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 ПО «Энергия Альфа 2».

ПО «Энергия Альфа 2» используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.

Идентификационные данные ПО «Энергия Альфа 2», установленного в ИВК, указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Энергия Альфа 2»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

Энергия Альфа 2

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 2.0.3.ХХ

Цифровой идентификатор ПО (MD 5, enalpha.exe)

17e63d59939159ef304b8ff63121df60

Уровень защиты ПО «Энергия Альфа 2» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

ИК

Наименование

присоединения

Состав ИК АИ

ИС КУЭ

Трансформатор

тока

Трансформатор

напряжения

Счетчик

УСПД

1

2

3

4

5

6

ТП «Орехово-Восточное»

1

ф.7 Л-15

ТЛП-10-2 кл.т. 0,5S Ктт = 500/5 Зав. № 15-44363;

15-44367 Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. №) 30709-11

НАМИ-10 У 2 кл.т. 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 67872 рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804101762 рег. № 36697-08

RTU-327 Зав. № 000536 рег. № 41907-09

2

ф.6 Л-5

ТЛП-10-2 кл.т. 0,5S Ктт = 500/5 Зав. № 15-44364;

15-44365 рег. № 30709-11

НАМИ-10 У 2 кл.т. 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 67876 рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804101639 рег. № 36697-08

ТП «

Засторгуево»

3

ф.8-10

ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 28710-08;

42894-08 рег. № 32139-06

НАЛИ-СЭЩ-10-1 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 00652-09 рег. № 38394-08

EA05RL-P1B-3 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01102042 рег. № 16666-97

RTU-327 Зав. № 000536 рег. № 41907-09

ТП «Бекасово»

4

ф.17 «Ветераны войн»

ТЛП-10-2 кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 35303; 35302 рег. № 30709-11

НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 16 рег. № 831-69

A1805RL-P4GB-

DW-4

кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 01267395 рег. № 31857-11

RTU-327 Зав. № 000780 рег. № 19495-03

ТП «Опалиха»

5

Ввод-1-35кВ

ТОЛ-35 кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 Зав. № 00592; 00623; 00616 рег. № 21256-07

NTSM-38 кл.т. 0,5 Ктн = 35000/V3/100/V3 Зав. № 08/10892; 08/10842; 08/18865 рег. № 37493-08

A1802RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01186633 рег. № 31857-06

RTU-327 Зав. № 000540 рег. № 19495-03

1

2

3

4

5

6

6

Ввод-2-35 кВ

ТОЛ-35 кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 Зав. № 00638; 00637; 00595 рег. № 21256-07

NTSM-38 кл.т. 0,5 Ктн = 35000/V3/100/V3 Зав. № 08/11051; 08/11297; 08/11007 рег. № 37493-08

A1802RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01192898 рег. № 31857-06

RTU-327 Зав. № 000540 рег. № 19495-03

7

РТП-1-35 кВ

ТОЛ-СЭЩ-35-IV кл.т. 0,2S Ктт = 200/5 Зав. № 00634-15; 00633-15; 00635-15 рег. № 47124-11

NTSM-38 кл.т. 0,5 Ктн = 35000/V3/100/V3 Зав. № 08/10892; 08/10842; 08/18865 рег. № 37493-08

СЭТ-4ТМ.02М.02 кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 809150084 рег. № 36697-12

8

РТП-2-35 кВ

ТОЛ-СЭЩ-35-IV кл.т. 0,2S Ктт = 200/5 Зав. № 00639-15; 00652-15; 00636-15 рег. № 47124-11

NTSM-38 кл.т. 0,5 Ктн = 35000/V3/100/V3 Зав. № 08/11051; 08/11297; 08/11007 рег. № 37493-08

СЭТ-4ТМ.02М.02 кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 804150549 рег. № 36697-12

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Номер

ИК

Диапазон значений силы тока

Г раницы интервала основной относительной погрешности ИК (±5), %

Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации

(±<5), %

cos ф

= 1,0

cos ф = 0,87

cos ф

= 0,8

cos ф

= 0,5

cos ф

= 1,0

cos ф = 0,87

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

Сч T Т Н 1 12:22;; -

0,01(0,02)1н1 < I1

< 0,05I^

1,7

2,1

2,5

4,7

1,8

2,2

2,5

4,7

0,05^1 < I1 < 0,2I^

0,9

1,3

1,5

2,8

1,1

1,4

1,6

2,8

°,21н1 < ^ < bl

0,7

0,9

1,0

1,9

0,9

1,1

1,2

2,0

Ll < I1 < 1,2Iнl

0,7

0,9

1,0

1,9

0,9

1,1

1,2

2,0

3, 4

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S)

0,05Iн1 < ^ <

0,2Iнl

1,8

2,5

2,9

5,5

2,3

2,9

3,2

5,7

0,2Iнl < I1 < Iнl

1,2

1,5

1,7

3,0

1,7

2,0

2,2

3,4

Ll < ^ < 1,23^н1

1,0

1,2

1,3

2,3

1,6

1,8

1,9

2,7

5 - 8

(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,2S)

0,01(0,02)Iнl < I1 < 0,05Ie1

1,1

1,2

1,3

2,1

1,3

1,4

1,5

2,2

0,05Iнl < Il < 0,2Iнl

0,8

0,9

1,0

1,7

1,0

1,1

1,2

1,8

0,2Iнl < Il < Iнl

0,7

0,8

0,9

1,4

0,9

1,0

1,1

1,6

Iн1 < I1 < 1,2Iн1

0,7

0,8

0,9

1,4

0,9

1,0

1,1

1,6

Таблица 4 -

Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Номер

ИК

Диапазон значений силы тока

Г раницы интервала основной относительной погрешности ИК (±^), %

Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±^), %

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)

1, 2

(ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,5)

0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1

3,8

2,4

4,1

2,7

0,051н1 < I1 < 0,21н1

2,4

1,4

2,8

2,0

0,21н1 < J1 < 3^н1

1,6

1,1

2,2

1,7

1н1 < I1 < 1,21н1

1,6

1,1

2,2

1,7

3

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0)

0,051н1 < J1 < 0,2Ja1

4,7

2,9

5,2

3,5

0,2Iнl < I1 < Iнl

2,6

1,8

3,0

2,3

1«1 < J1 < 1,2Ja1

2,1

1,5

2,5

2,1

4

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0)

0,05Iнl < I1 < 0,2Iнl

4,6

3,0

5,6

4,3

0,2Iн1 < J1 < 3^н1

2,6

1,8

4,1

3,5

Iн1 < I1 < 1,2Iн1

2,1

1,5

3,8

3,4

5, 6

(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5)

0,01(0,02)Iнl < I1 < 0,05Iнl

2,3

1,6

3,0

2,2

0,05Iнl < Il < 0,2Iнl

1,6

1,2

1,9

1,5

0,2Iн1 < J1 < 3^н1

1,3

1,0

1,5

1,2

Ll < J1 < 1,2Ja1

1,3

0,9

1,5

1,2

7, 8

(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5)

0,01(0,02)Iнl < Il < 0,05I^

2,0

1,6

2,5

2,1

0,05Iн1 < J1 < 0,2Ja1

1,6

1,1

2,2

1,7

0,2Iнl < Il < Iri

1,3

1,0

2,0

1,7

Iн1 < Il < 1,2Iн1

1,3

1,0

2,0

1,7

Примечания

1    Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35°С;

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

3    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками. Допускается замена УСПД на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Наименование характеристики

Значение

1

2

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от U^

от 99 до 101

- ток, % от ^ом

от 100 до 120

- коэффициент мощности cosj

0,87

температура окружающей среды, °C:

- для счетчиков активной энергии:

ГОСТ Р 52323-2005

от +21 до +25

ГОСТ 30206-94

от +21 до +25

- для счетчиков реактивной энергии:

ГОСТ Р 52425-2005

от +21 до +25

ТУ 4228-011-29056091-11

от +21 до +25

ГОСТ 26035-83

от +18 до +22

Продолжение Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от U^

от 90 до 110

- ток, % от ^ом

от 2(5) до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд до 0,8 емк

диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:

- для ТТ и ТН

от -10 до +40

- для счетчиков

от -40 до +60

- для УСПД

от +1 до +50

магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более

0,5

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

140000

- среднее время восстановления работоспособности, ч,

не более

2

электросчетчики ЕвроАЛЬФА:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

50000

- среднее время восстановления работоспособности,

сут, не более

3

электросчетчики Альфа А1800:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

120000

- среднее время восстановления работоспособности,

сут, не более

3

электросчетчики СЭТ-4ТМ.02М:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

- среднее время восстановления работоспособности, ч,

не более

2

УСПД RTU-327:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

УСПД серии RTU-300:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

40000

сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

1

2

Глубина хранения информации

электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях, сут, не менее

45

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии,

потребленной за месяц, сут

45

ИВК:

- результаты измерений, состояние объектов и средств

измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

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

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

-    журнал УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

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

-    счетчика электрической энергии;

-    УСПД;

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    сервере ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Трансформаторы тока

ТЛП-10-2

6 шт.

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ-10

2 шт.

Трансформаторы тока

ТОЛ-35

6 шт.

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ-35-IV

6 шт.

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10 У 2

2 шт.

Трансформаторы напряжения

НАЛИ-СЭЩ-10-1

1 шт.

Трансформаторы напряжения

НТМИ-10-66

1 шт.

Трансформаторы напряжения

NTSM-38

6 шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

2 шт.

Счетчики электроэнергии многофункциональные

ЕвроАЛЬФА

1 шт.

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

Альфа А1800

3 шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.02М

2 шт.

Устройство сбора и передачи данных

RTU-327

1 шт.

Устройство сбора и передачи данных

RTU-327

2 шт.

Методика поверки

МП 206.1-325-2017

1 экз.

Паспорт-формуляр

82462078.411711.001.057.ПС-ФО

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-325-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Московской области. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 14.11.2017 г.

Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки и/или МИ 2925-2005 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя;

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

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

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;

-    счетчиков Альфа А1800 - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19.05.2006 г.;

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

-    счетчиков ЕвроАЛЬФА - по методике поверки с помощью установок МК 6800, МК 6801 для счетчиков классов точности 0,2 и 0,5 и установок ЦУ 6800 для счетчиков классов точности 1,0 и 2,0;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.02М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденного руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;

-    для УСПД RXU-327 - по документу ДЯИМ.466215.007 МП «Устройства сбора и передачи данных серии RTO-327. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;

-    для УСПД серии RXU-300 - по документу «Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии ЯТи-300. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2003 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, рег. № 27008-04;

-    термогигрометр СБКТЕЯ (мод.314), рег. № 22129-09.

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 системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Московской области», аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Московской области

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