Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Челябинской ТЭЦ-2 филиала Энергосистема "Урал" ПАО "Форвард Энерго". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Челябинской ТЭЦ-2 филиала Энергосистема "Урал" ПАО "Форвард Энерго"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Челябинской ТЭЦ-2 филиала Энергосистема «Урал» ПАО «Форвард Энерго» предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами Челябинской ТЭЦ-2 филиала Энергосистема «Урал» ПАО «Форвард Энерго», сбора, хранения, обработки и передачи полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую 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), трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, блок коррекции времени ЭНКС-2 (БКВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

АИИС КУЭ выполняет следующие функции:

- измерение количества активной и реактивной электрической энергии с дискретностью 30 минут (30-минутные приращения электрической энергии) и нарастающим итогом на начало расчетного периода (результаты измерений), используемое для формирования данных коммерческого учета;

- формирование данных о состоянии средств измерений («Журналы событий»);

- ведение единого времени при выполнении измерений количества активной и реактивной электрической энергии и формирования данных о состоянии средств измерений;

- периодический (1 раз в 30 минут) и (или) по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии и данных о состоянии средств измерений;

- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений, данных о состоянии средств измерений;

- обработку, формирование и передачу результатов измерений в XML-формате по электронной почте коммерческому оператору и внешним организациям с электронной подписью;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения (ПО) от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;

- обеспечение по запросу коммерческого оператора дистанционного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений с сервера ИВК АИИС КУЭ на всех уровнях АИИС КУЭ;

- обеспечение отображения коэффициентов трансформации измерительных каналов (ИК) на уровне ИВК.

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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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 минут.

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на второй - верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации, передача данных в организации -участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде XML-файлов, установленных форматов, в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств измерений по группам точек поставки производится с сервера АИИС КУЭ настоящей системы, осуществляется в ручном режиме с подтверждением подлинности электронной подписью ответственного сотрудника исполнительного аппарата ПАО «Форвард Энерго».

Сервер АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию от ИВК смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК и ИВК). СОЕВ включает в себя часы сервера АИИС КУЭ, счетчиков и ЭНКС-2. БКВ синхронизирует собственную шкалу времени с национальной шкалой времени UTC(SU) по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем (ГНСС) ГЛОНАСС/GPS, получаемым от встроенного приемника сигналов ГНСС ГЛОНАСС/GPS.

С равнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени ЭНКС-2 происходит 1 раз в 30 минут. Коррекция шкалы времени сервера АИИС КУЭ выполняется при расхождении с показаниями ЭНКС-2 более чем на ±1 с.

Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера осуществляется при каждом сеансе связи со счетчиками. Коррекция шкалы времени счетчика производится при расхождении времени счетчика и сервера более чем на ±1 с.

Факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика и сервера АИИС КУЭ.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер 001 средства измерений указывается в паспорте-формуляре. Формат, способ и места нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ приведены в формуляре на АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню -«средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

АльфаЦЕНТР

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 12.01

Наименование программного модуля ПО

ac_metrology.dll

Цифровой идентификатор ПО

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

Технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2, 3.

Таблица 2 - Состав ИК

Номер ИК

Наименование ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УССВ/Сервер

Вид электрической энергии и мощности

1

2

3

4

5

6

7

1

Челябинская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, яч. 8, ВЛ 110 кВ ЧТЭЦ-2 - ЧТЗ 1 цепь

ТВ-110/52

1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 76654-19

ЗНОГ-110 110000/^3:100/^3

Кл. т. 0,2 Рег. № 23894-07

A1802RAL-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

ЭНКС-2 Рег. № 37328-15/ HP ProLiant DL 380 G7

активная

реактивная

2

Челябинская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, яч. 5, ВЛ 110 кВ ЧТЭЦ-2 -ЧТЗ 2 цепь

ТВ-110/52 1000/5

Кл. т. 0,5 Рег. № 76654-19

ЗНОГ-110 110000/^3:100/^3

Кл. т. 0,2 Рег. № 23894-07

A1802RAL-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

активная

реактивная

3

Челябинская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, яч. 3, ВЛ 110 кВ ЧТЭЦ-2 -Бульварная

ТВ-110/52 1000/5

Кл. т. 0,5 Рег. № 76654-19

ЗНОГ-110 110000/^3:100/^3

Кл. т. 0,2 Рег. № 23894-07

A1802RAL-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

активная

реактивная

4

Челябинская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, яч. 1, ВЛ 110 кВ ЧТЭЦ-2 -Транзитная

ТВ-110/52 1000/5

Кл. т. 0,5 Рег. № 76654-19

ЗНОГ-110 110000/^3:100/^3

Кл. т. 0,2 Рег. № 23894-07

A1802RAL-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

активная

реактивная

5

Челябинская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, яч. 6, ОМВ-110 кВ

ТВ-110/52 1000/5

Кл. т. 0,5 Рег. № 76654-19

ЗНОГ-110 110000/^3:100/^3

Кл. т. 0,2 Рег. № 23894-07

A1802RAL-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

активная

реактивная

6

Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 4 ТП3001-1

ТПОФ 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 518-50

НТМИ-10 10000/100

Кл. т. 0,5 Рег. № 76653-19

A1805RAL-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,5S/1,0

Рег. № 31857-11

активная

реактивная

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

7

Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 27 ТП3001-2

ТПОФ 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 518-50

НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 76653-19

A1805RAL-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,5S/1,0

Рег. № 31857-11

ЭНКС-2 Рег. № 37328-15/ HP ProLiant DL 380 G7

активная

реактивная

8

Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 18 ЧТЗ РП-54-1

ТПОЛ-10 1000/5

Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59

НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 76653-19

A1805RAL-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11

активная

реактивная

9

Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 28 ЧТЗ РП-63-2

ТПОЛ-10 1000/5

Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59

НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 76653-19

A1805RAL-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11

активная

реактивная

10

Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 10 ЧТЗ РП-63-1

ТПОЛ-10 1000/5

Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59

НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 76653-19

A1805RAL-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11

активная

реактивная

11

Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 34 ЧТЗ РП-54-2

ТПОЛ-10 1000/5

Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59

НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 76653-19

A1805RAL-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11

активная

реактивная

12

Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 36 ЧТЗ РП-54-3

ТПОФ

1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 518-50

НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 76653-19

A1805RAL-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11

активная

реактивная

13

РУ-10 кВ Береговая насосная Оз1 ЧТЭЦ-2, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ 1Т

ТНШЛ-0,66 1500/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 1673-07

_

A1805RAL-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11

активная

реактивная

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

14

РУ-10 кВ Береговая насосная Оз1 ЧТЭЦ-2, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ 2Т

ТНШЛ-0,66 1500/5

Кл. т. 0,5S Рег. № 1673-07

_

A1805RAL-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,5S/1,0

Рег. № 31857-11

ЭНКС-2 Рег. № 37328-15/ HP ProLiant DL 380 G7

активная

реактивная

15

ТГ-1

ТПШФА 5000/5

Кл. т. 0,5 Рег. № 76646-19

НОМ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 363-49

A1802RAL-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

активная

реактивная

16

ТГ-2

ТШЛ 5000/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 64182-16

ЗНОЛ 10500/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 46738-11

A1802RAL-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

активная

реактивная

17

ТГ-3

ТШЛ 20

ТШЛ 20-1 8000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1837-63 Рег. № 21255-03

ЗНОМ-15 10000/^3:100/^3

Кл. т. 0,5 Рег. № 76663-19

A1802RAL-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

активная

реактивная

18

ТГ-4

ТШЛ-20-1 10000/5

Кл. т. 0,2S Рег. № 21255-08

ЗНОЛ.06 10500/^3:100/^3

Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-08

A1802RAL-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

активная

реактивная

19

Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 11-1 ТП-16 ввод 1

ТОЛ-НТЗ 1000/5

Кл. т. 0,2S Рег. № 69606-17

ЗНОЛП-НТЗ 10500/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 69604-17

A1802RALXQV-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

активная

реактивная

20

Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 33-1 РП Линейная ввод 1

ТОЛ-НТЗ 1000/5

Кл. т. 0,2S Рег. № 69606-17

ЗНОЛП-НТЗ 10500/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 69604-17

A1802RALXQV-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

активная

реактивная

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

21

Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 11-4 ТП-16 ввод 2

ТОЛ-НТЗ 1000/5

Кл. т. 0,2S Рег. № 69606-17

ЗНОЛП-НТЗ 10500/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 69604-17

А1802RALXQV-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

ЭНКС-2 Рег. № 37328-15/ HP ProLiant DL 380 G7

активная

реактивная

22

Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 33-4 РП Линейная ввод 2

ТОЛ-НТЗ 1000/5

Кл. т. 0,2S Рег. № 69606-17

ЗНОЛП-НТЗ 10500/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 69604-17

А1802RALXQV-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

активная

реактивная

П р и м е ч а н и я

1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.

2 Допускается замена БКВ на аналогичное утвержденного типа.

3 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).

4 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.

5 Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК

Номера ИК

Вид электроэнергии

Границы основной погрешности (±6), %

Границы погрешности в рабочих условиях (±6), %

1-5

Активная

Реактивная

0,9

2,0

5,4

2,8

6-12

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,7

4,1

13, 14

Активная

Реактивная

1,0

2,1

5,0

4,0

15, 17

Активная

Реактивная

1,1

2,3

5,5

2,9

16, 19-22

Активная

Реактивная

0,5

1,1

2,0

2,0

18

Активная

Реактивная

0,8

1,6

2,2

2,1

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой).

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

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

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

22

Нормальные условия: параметры сети:

- напряжение, % от ином

- ток, % от 1ном

- частота, Гц

- коэффициент мощности cos9 температура окружающей среды, °С

от 99 до101

от 1 до 120

от 49,85 до 50,15

от 0,5 инд. до 0,8 емк.

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

- ток, % от 1ном

- частота, Гц

- коэффициент мощности cos9

от 90 до 110

от 1 до 120 от 49,5 до 50,5 от 0,5 инд. до 0,8 емк.

Продолжение таблицы 4

1

2

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

от -45 до +40

температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С

от -40 до +65

температура окружающей среды в месте расположения БКВ, °С

от - 40 до +70

магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более

0,5

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

120000

- среднее время восстановления работоспособности, сут, не более

3

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

45000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее

180

- при отключении питания, лет, не менее

30

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счетчика:

- факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;

- факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;

- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;

- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;

- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.

- журнал сервера:

- изменение значений результатов измерений;

- изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;

- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;

- пропадание питания;

- замена счетчика;

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера (серверного шкафа);

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

- счетчика;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках (функция автоматизирована);

- сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована);

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 минут (функция автоматизирована);

- сбора 30 минут (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТВ-110/52

15

Трансформатор тока

ТПОФ

6

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

8

Трансформатор тока

ТНШЛ-0,66

6

Трансформатор тока

ТПШФА

3

Трансформатор тока

ТШЛ

3

Трансформатор тока

ТШЛ 20

2

Трансформатор тока

ТШЛ 20-1

1

Трансформатор тока

ТШЛ-20-1

3

Трансформатор тока

ТОЛ-НТЗ

12

Трансформатор напряжения

ЗНОГ-110

6

Трансформатор напряжения

НТМИ-10

3

Трансформатор напряжения

НОМ-10

2

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ

3

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06

3

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-15

3

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-НТЗ

12

Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный

Альфа А1800

22

Блок коррекции времени

ЭНКС-2

1

Сервер

HP ProLiant DL 380 G7

1

Программное обеспечение

АльфаЦЕНТР

1

Формуляр

_

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Челябинской ТЭЦ-2 филиала Энергосистема «Урал» ПАО «Форвард Энерго», аттестованном ООО ИИГ «КАРНЕОЛ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312601.

Нормативные документы

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