Дипломная работа: разработка автоматизированной системы управления электроснабжением кс «ухтинская»

Перечень поддерживаемых устройств

На текущий момент имеется опыт интеграции в ПТК «UniSCADA» следующих устройств:


Производитель


Типы устройств

ООО «Релематика»

Все серии устройств

ABB

Терминалы серий SPAC 8xx, REx670

Schneider Electric

Терминалы серий Sepam 40, 80, 1000, 2000

ООО НПП «ЭКРА»

Терминалы серий БЭ2502, БЭ2704

ООО «НТЦ «Механотроника»

Терминалы серий БМРЗ, БМПА, БМЦС

ЗАО «Радиус Автоматика»

Терминалы серий «Сириус» и «ИМФ»

ООО «НТК Интерфейс»

Контроллер КП-ИCеть

«Прософт-Системы»

Контроллеры ARIS, модули TM, TC, TУ

SATEC

Счетчики электроэнергии SATEC

Siemens

S7-200, S7-300

ООО «НТЦ Энергоавтоматика»

ИВК МикроСРЗ

ООО «Инженерный центр «Энергосервис»

Измерительные преобразователи ЭНИП-2, модули ввода/вывода ЭНМВ

«ННПО имени М.В. Фрунзе»

Счетчики «СЭТ-4»

Примечание — Благодаря гибкой платформе ПТК «UniSCADA» возможна интеграция любого типа устройства.

Основные функции системы автоматизации электроснабжения

Диспетчерское, дистанционное или автоматическое управление электроснабжением разрабатывается для решения следующих задач:

  • Повышения оперативности в управлении;
  • Повышения надежности электроснабжения;
  • Контроль состояния кабельных линий электроснабжения;
  • Снижение нецелевых затрат энергоресурсов;
  • Аналитическое информирование, позволяющее своевременно планировать ремонт оборудования, проводить оптимизацию системы;
  • Обеспечение потребителей непрерывным бесперебойным питанием;
  • Контроль качества электроэнергии в нормальном, и аварийном режимах;
  • Экономия денежных средств на диагностике и ремонте;
  • Ведение учета электроэнергии;
  • Своевременное оповещение о неполадках в работе системы.

При наличии диспетчерского, автоматического или дистанционного управления электроснабжением обеспечивается работоспособность оборудования в моменты отключения централизованного электроснабжения.

Алексеев О.П. Автоматика электроэнергетических систем

Предисловие

Бурное развитие энергетики в СССР в соответствии с решениями XXIV, XXV и XXVI съездов КПСС и создание Единой энергетической системы (ЕЭС) страны обусловили необходимость формирования автоматизированной системы управления отраслью (АСУ «Энергия») и ее оперативной подсистемы автоматизированной системы диспетчерского уnравления (АСДУ). Создание таких систем возможно лишь при широком применении технических средств автоматики на всех ступенях производства и распределения электрической энергии.

Преподавание автоматики электроэнергетических систем как отдельной учебной дисциплины «Автоматизация энергетических систем студентам электроэнергетических специальностей в Московском ордена Ленина и ордена Октябрьской революции энергетическом институте (МЭИ) 6ыла начата в 40-х годах и затем продолжено на созданной в 1943 r. кафедре «Релейная защита и автоматизация энергосистем» (РЗ и А). Первый учебник по этой дисциплине был написан заведующим кафедрой профессором И. И. Соловьевым и издавался в 1950 и 1956 гг.

В последующие годы технические средства автоматики интенсивно развивались, разрабатывались и в энергетике использовались новые автоматические системы, что учитывалось в соответствующих учебных планах и программах. В настоящее время преподавание автоматики электроэнергетических систем предусматривается не только для специальности «Автоматизация производства и распределение электрической энергии» (0650), но и для всех специальностей электроэнергетического профиля (0301, 0302, 0303, 0304, 0307).

Категории электроустановок и обязательные требования по автоматизации

В отношении обеспечения надежности электроснабжения электроприемники разделяются на следующие три категории (ПУЭ 7):

Электроприемники первой категории – электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, угрозу для безопасности государства, значительный материальный ущерб, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства, объектов связи и телевидения. В нормальных режимах работы они должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, переключение вводного источника электроснабжения должно происходить в автоматическом режиме (АВР).

Из состава электроприемников первой категории выделяется особая группа электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов и пожаров. Для них должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника питания.

Электроприемники второй категории – электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей. В нормальных режимах работы они должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания.

Электроприемники третьей категории – все остальные электроприемники, не подпадающие под определения первой и второй категорий. Их электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 суток.

Обязательным элементом системы электроснабжения для I категории приемников является щит автоматического ввода резерва (АВР). Щит АВР распределяет электроэнергию, а также переключает нагрузки на резервный ввод автоматического резерва, если в сети произошло отключение. Щиты АВР являются неотъемлемой частью объектов в жилищном строительстве (лифты, противопожарные системы) и в различных отраслях промышленности.

Он представляет собой металлический или пластиковый щит с размещенными в нём оборудованием. В зависимости от реализуемой схемы питания потребителей, в шкафу АВР размещаются контакторы или автоматические выключатели с мотор-приводами.

При пропадании одной или нескольких фаз, а также в случае других нарушениях происходит автоматическое отключение основного ввода и переключение на резервный. На передней панели щита АВР и на диспетчерском пульте отображается, от какого ввода осуществляется электроснабжение. Оборудование в щите АВР обычно имеет характерное симметричное расположение.

По схеме работы шкафы АВР бывают:

Эшелонирование системы

Для бесперебойной работы, и повышения надежности «на отказ», автоматизированная система коммерческого учёта электроэнергии выполняется по многоуровневому принципу.

  1. Первый уровень — это система абонентских приборов учёта. В разветвленных сетях к этому уровню относятся также накопители данных. Кроме того, можно использовать различные датчики, анализирующие действительную потребность в электроэнергии на конкретном объекте. Например, датчики освещенности или температуры.
  2. Второй уровень — система передачи данных и преобразования информации в формат, с которым работает программное обеспечение центра обработки информации. В некоторых проектах ко второму уровню относятся накопители данных, если они интегрированы в системы преобразования сигнала. Линии связи можно отнести ко второму уровню системы, или выделить их в отдельную структуру. Для простоты обслуживания они обычно привязываются к уровню №2.
  3. Третий уровень — это центры обработки информации: сервера управления и хранения готовых преобразованных данных. Как правило, в местах локации ЦОИ оборудуются автоматизированные рабочие места операторов (если используется обслуживаемая АСКУЭ). Аппаратное обеспечение монтируется с учётом защиты информации и резервирования систем. Если на ЦОИ завязано управление энергосистемой (распределительные и трансформаторные подстанции), непредвиденное отключение системы может привести к масштабной аварии энергосистемы.

Функциональные возможности

Технологические:

  • измерение, преобразование, сбор аналоговой и дискретной информации о текущих технологических режимах и состоянии оборудования;
  • контроль и регистрация отклонения аналоговых параметров за предупредительные и аварийные пределы и вывод их на экран;
  • представление текущей и архивной информации оперативному персоналу и другим пользователям на ПС (контроль и визуализация состояния оборудования ПС); 
  • отображение на мнемосхемах объекта (с динамическим изменением состояния) значений аналоговых технологических параметров, существенных для ведения режимов и отображение состояния оборудования с индикацией отклонений от нормы;
  • автоматизированное управление оборудованием ПС, в том числе коммутационной аппаратурой ПС (выключатели, разъединители, заземляющие ножи, привод РПН, технологическое оборудование: насосы, задвижки и др.);
  • удаленное изменение состояния программных оперативных элементов систем РЗА, ПА, АСУ ТП: переключение групп уставок терминалов РЗА, оперативный ввод-вывод из работы, отключение-включение отдельных функций и др.;
  • контроль состояния и дистанционное управление локальными системами автоматического управления;
  • программные блокировки управления коммутационной аппаратурой (оперативная логическая блокировка КА);
  • технологическая предупредительная и аварийная сигнализации: контроль и регистрация предупредительных и аварийных сигналов, вывод их на АРМ, фильтрация, обработка;
  • регистрация событий собственными средствами или посредством информационного обмена с автономными системами РЗА, ПА, РАС и др.;
  • фиксация результатов определения места повреждения на ВЛ (ОМП) путем получения, архивирования и представления данных от автономных устройств ОМП, систем РЗА, РАС;
  • мониторинг параметров качества электроэнергии посредством информационного обмена со специализированными устройствами ПКЭ (средствами измерений ПКЭ) или смежными системами (СМиУКЭ);
  • информационное взаимодействие с имеющимися на ПС автономными цифровыми системами (РЗА, ПА, РАС, АИИС КУЭ, КСТСБ и т.п.) по стандартным протоколам;
  • обмен оперативной информацией с ЦУС, РДУ, ОДУ;
  • контроль уровней напряжения 110-500 кВ на шинах подстанции;
  • мониторинг работы первичного оборудования;
  • учет ресурса коммутационного оборудования.

Общесистемные:

  • организация внутрисистемных и межсистемных коммуникаций, обработка и передача информации на смежные и вышестоящие уровни;
  • тестирование и самодиагностика программной, аппаратной и канальной (сетевой) части компонентов ПТК, в том числе каналов ввода-вывода и передачи информации;
  • синхронизация компонентов ПТК и интегрируемых в АСУ ТП автономных цифровых систем по сигналам системы единого времени;
  • архивирование и хранение информации в заданных форматах и за заданные интервалы времени;
  • защита от несанкционированного доступа, информационная безопасность и разграничение прав (уровней) доступа к системе и функциям;
  • документирование, формирование и печать отчетов, рапортов и протоколов в заданной форме, ведение оперативной базы данных, суточной ведомости и оперативного журнала.

Автоматизированная система управления энергетическим хозяйством предприятия (АСУ-ЭХП)

Энергетическое  хозяйство любого предприятия представляет  собой многофункциональный комплекс, включающий в себя электрические и тепловые сети, сети водопровода и канализации, воздушные сети, топливные системы, генерирующие мощности, холодильные установки, комплекс приборов учёта, системы управления, контроля и регулирования. Предназначено энергетическое хозяйство предприятия для получения, выработки, трансформации, распределения и поставки энергоресурсов, необходимых для функционирования предприятия и производства продукции.

ООО «ЭнергопромАвтоматизация» предлагает программно-технический комплекс для автоматизации управления энергетическим хозяйством предприятий (АСУ-ЭХП) на базе SCADA NPT Expert  и многофункциональных контроллеров серии NPT.

ПТК NPT  Expert строится как иерархическая, распределённая система, работающая в темпе протекания технологического процесса, оснащённая средствами управления, сбора, обработки, отображения, регистрации, хранения и передачи информации. Принимается стандартная трёхуровневая архитектура компоновки технических и программных средств.

К нижнему (полевому) уровню относятся все устройства, которые непосредственно связаны с объектом управления. Они обеспечивают сбор информации и выдачу команд управления. Эти устройства могут быть различных фирм-производителей.

Средний уровень образуют устройства концентрации, обработки и передачи информации от устройств нижнего уровня на верхний уровень и от верхнего уровня на нижний, на основе многофункциональных контроллеров серии NPT.

К верхнему уровню относятся средства передачи, централизованного хранения и представления информации, а также АРМ оперативного и инженерно – технического персонала на основе программного обеспечения SCADA NPT Expert с модулем webинтерфейса.

  • АСУ ТП электроподстанций;

  • АСУ ТП котельных и компрессорных;

  • АСУ ТП газораспределительных подстанций.

В АСУ-ЭХП могут быть интегрированы автоматизированные объекты энергохозяйства:

  • Автоматизированные центральные тепловые пункты;

  • Автоматизированные индивидуальные тепловые пукты;

  • Автоматизированные водомерные узлы;

  • Автоматизированные локальные энергоустановки;

  • Автоматизированные технологические объекты и.т.п.

Задачи АСУ-ЭХП

Автоматизированная система управления энергохозяйством предприятия решает следующие задачи:

  • энергоэффективное функционирование устройств энергоснабжения;

  • поддержание надёжного функционирования энергохозяйства;

  • соблюдение договорных значений потребления энергоресурсов;

  • формирование отчётов;

  • обеспечение энергетической службы трудовыми ресурсами;

  • надёжное функционирование АСУ-ЭХП;

  • формирование рекомендаций по действиям в нештатных, предаварийных и аварийных ситуациях;

  • предоставление необходимой справочной информации;

  • снижение затрат на обслуживание и ремонт устройств энергоснабжения.

Функции АСУ-ЭХП

Для решения поставленных задач автоматизированная система управления энергохозяйством предприятия выполняет следующие функции:

  • оперативное управление устройствами энергоснабжения;

  • контроль нагрузок и лимитов;

  • планирование и контроль проведения ремонтов и обслуживания оборудования;

  • планирование и контроль материально-технического обеспечения;

  • создание  форм отчётности по задаваемым параметрам;

  • планирование и контроль кадрового обеспечения энергетической службы;

  • планирование и контроль графика учёбы и проверки знаний персонала;

  • диагностика и обслуживание средств автоматизации и измерительных приборов;

  • сбор статистических данных и анализ нештатных, предаварийных и аварийных ситуаций;

  • достоверный учёт и оптимизация трудовых и материальных затрат;

  • хранение и актуализация баз данных:

    • договора с контрагентами;

    • схемы энергоснабжения;

    • схемы и характеристики оборудования;

    • отказы и аварии устройств энергоснабжения;

    • инструкции, законодательная и нормативная документация.

3.3. Подсистема оперативного управления

Подсистема реализует
следующие функции:

3.3.1. Отображение информации для оперативного персонала.

3.3.2. Контроль параметров режима, вышедших за пределы установленных норм.

3.3.3. Определение длительности и значений допустимых перегрузок
трансформаторов, ВЛ и другого оборудования, контроль времени работы
оборудования в данных режимах.

3.3.4. Контроль и управление электропотреблением.

3.3.5. Автоматическое составление бланков оперативных переключений.

3.3.6. Управление коммутационной аппаратурой.

3.3.7. Определение расстояния до места повреждения на ВЛ по результатам
измерения параметров аварийного режима.

3.3.8. Автоматическое ведение суточной ведомости, ведомости событий и т.д.

3.3.9. Контроль качества электрической энергии.

Ключевые особенности

Система АСКУЭ не может нормально функционировать без цифровых устройств учёта электроэнергии и мощности, коммуникаций, компьютеров, а также программного обеспечения. Сбор и передача информации происходит благодаря микропроцессорным устройствам, которые находятся в определённом секторе. К основным преимуществам таких агрегатов можно отнести способность учитывать активную и реактивную энергию в соответствии с действующим тарифом. Оборудование вычисляет показатель мощности во всех направлениях.

Система призвана фиксировать нагрузку в определённом временном промежутке и максимальную нагрузку, вся информация хранится в памяти АСКУЭ. Некоторые устройства способны измерять качественные параметры электроэнергии: провалы напряжения, частоту. Передача всей собранной информации может осуществляться только в том случае, если установлена связь. В противном случае данные будут заархивированы в киловатт-часах. Ещё некоторое время такая информация может храниться в памяти прибора учёта.

Коммуникации представлены специализированными телефонными каналами, а также телекоммуникационной аппаратурой (мультиплексоры, модемы, радиомодемы). Финальные работы всегда зависят от компьютеров. Для автоматизации процесса специалистами были разработаны универсальные интерфейсы передачи собранной информации:

  • PLS. Все данные передаются по проводам питания счётчика.
  • Интерфейс RS-485. Система представлена в виде кабеля, поддерживающего подключение до тридцати приборов. Благодаря этому специалисты могут в несколько раз увеличить скорость передачи данных. Но такой вариант подходит исключительно для маленьких объектов.
  • Мобильный интерфейс. Информация может передаваться только при помощи высококачественного модема.

ИАСУ с соподчиненной АСУ ЭС

Этот вариант интеграции АСУ ТП и АСУ ЭС в основном применяется для малых предприятий с небольшим числом распределительных подстанций.
Терминалы РЗА подключаются к устройству сбора и передачи данных (УСПД на базе RTU 560. УСПД является концентратором данных и обеспечивает возможность подключения терминалов РЗА локальных или удаленных энергообъектов в АСУ.
Устройство УСПД выполняет функции сбора, предварительной обработки и хранения данных. УСПД обеспечивает связь с терминалами по «родным» протоколам связи и выдает информацию в АСУ верхнего уровня по стандартизированным протоколам. Обмен информацией ограничивается телеуправлением (ТУ), телеизмерениями (ТИ), телесигнализацией (ТС).
В данном варианте используется УСПД на базе устройства RTU 560 для интеграции в систему управления МП терминалов РЗА и дополнительно позволяет подключить по месту или удаленно АРМ электрика для дистанционного управления оборудованием и защитами. Для обмена с АСУ верхнего уровня используются протоколы серии ModBUS (serial, TCP).
В варианте обеспечивает возможности горизонтального и вертикального расширения подсистемы электроснабжения с минимальными затратами.

ИАСУ со смежными АСУ ТП и АСУЭ

В АСУ ЭС может быть интегрирована подсистема АСКУЭ, выполненная на счетчиках электроэнергии. Подключение счетчиков электроэнергии выполняется с помощью УСПД. УСПД типа RTU 300 предназначен для обеспечения функционирования локальной подсистемы АСКУЭ на энергообъекте.
Данный вариант интеграции предпочтителен для средних и крупных предприятий с разветвленной системой электроснабжения и выделенными службами диспетчерского управления технологией и электроснабжением. Вариант предусматривает интеграцию подсистем АСУ (ТП и ЭС) с использованием широко распространенных стандартных механизмов обмена данными (ОРС, ODBC/SQL) между подсистемами на уровне ЛВС.

Развитие систем автоматизированного управления предприятий

Для нашего времени характерен переход от локальных одноуровневых АСУ ТП к многоуровневым интегрированным системам управления технологическими процессами и предприятием в целом. Интегрированная АСУ (ИАСУ) обеспечивает автоматизацию как отдельных устройств и участков нижнего уровня, так и глобальных вертикально интегрированных систем технологического и административно-хозяйственного управления на заводском уровне.
Она ориентирована на решение задач как экономического и производственного управления, так и традиционных прикладных задач управления работой технологических агрегатов и обеспечения безопасности их работы.ИАСУ промышленных предприятий включает в себя:

  1. АСУ предприятия (АСУ П) или корпоративная информационная система (КИС);
  2. разные подсистемы АСУ ТП:
  3. АСУ ТП основных производств
  4. АСУ электро- и энергоснабжения
  5. АСКУЭ.
    Создание интегрированной АСУ дает наибольший эффект при автоматизированном управлении всей технологией, а не только основной.

Специфика АСУ электроснабжения

При анализе рынка программно-технических средств можно увидеть четкий «водораздел»: АСУТП и АСУ электроснабжения. Наиболее специализированной из подсистем ИАСУ является АСУ электроснабжения (АСУ ЭС).

Специфика электроснабжения:

  1. скоротечность электрических процессов;
  2. применение различных, специализированных терминалов защит в зависимости от типа электрооборудования и уровня
  3. напряжения;
  4. необходимость наличия регистраторов аварийных режимов и своевременная передача осциллограмм на верхний уровень;
  5. отсутствие до недавнего времени единого стандарта на коммуникационный протокол (IEC 61850), вследствие этого большое множество разных протоколов;
  6. необходимость технического и/или коммерческого учета электроэнергии с функциями автоматических расчетов и передачей информации на большие расстояния;
  7. необходимость организации АРМ электрика с возможностью удаленной работы с терминалами РЗА.

Базой для построения современных АСУ ЭС уровня электрооборудования являются микропроцессорные устройства защиты, автоматики управления (терминалы РЗА), которые кроме функций РЗА выполняют функции УСО и имеют порты связи. Для интеграции в систему объектов, не охваченных терминалами РЗА, используются терминалы УСО (контроллеры). АСУ ЭС также позволяет реализовать интеграцию в нее счетчиков электроэнергии для выполнения функций АСКУЭ.
Попытка построения АСУ ЭС только на базе УСО не обеспечивает выполнение всех необходимых службе энергетика функций и в большинстве случаев заканчивается обычной «телемеханизацией».
АББ имеет и предлагает решения по поставке ИАСУ и ее подсистем (с учетом требований Заказчика), обеспечивающих:

  1. сокращение капитальных затрат;
  2. сокращение эксплуатационных затрат;
  3. повышение безопасности работ персонала;
  4. сокращение потребления энергоресурсов;
  5. перспективу дальнейшего развития предприятия.

Любой производственный технологический процесс тесно увязан с электроснабжением производственного оборудования и является основным потребителем электроэнергии на предприятии

Поэтому важной и неотъемлемой частью АСУТП является контроль и управление электротехническим оборудованием (выключатели, трансформаторы и др.) для обеспечения бесперебойного снабжения основного производства электроэнергией и уменьшения времени простоя оборудования при авариях. Интеграция АСУ ТП и АСУ электроснабжения может быть выполнена разными способами для разных предприятий

Ссылки по теме

  • Кривенков В.В. Новелла В.Н. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения
    / Нормативный документ от 9 января 2020 г. в 14:12
  • ГОСТ 22652-77
    / Нормативный документ от 26 февраля 2008 г. в 06:00
  • Овчаренко Н.И. Автоматика электрических станций и электроэнергетических систем
    / Нормативный документ от 13 января 2020 г. в 14:08
  • Басс Э.И. Дорогунцев В.Г. Релейная защита электроэнергетических систем
    / Нормативный документ от 28 ноября 2019 г. в 17:32
  • Дорогунцев В.Г. Овчаренко Н.И. Элементы автоматических устройств энергосистем
    / Нормативный документ от 3 декабря 2019 г. в 12:11
  • Герасименко А.А. Федин И.Т. Передача и распределение электрической энергии
    / Нормативный документ от 5 декабря 2019 г. в 09:51
  • Киреева Э.А. Цырук С.А. Релейная защита и автоматика электроэнергетических систем
    / Нормативный документ от 25 декабря 2019 г. в 17:17

2.3. Информационная связь между основным оборудованием ПС, комплексом технических средств АСУ ТП и персоналом

Комплекс технических средств
(КТС) АСУ ТП ПС обрабатывает следующие информационные сигналы:

аналоговые сигналы в виде
токов и напряжений переменного тока промышленной частоты от измерительных
трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН) и в виде унифицированных сигналов,
принятых в государственной системе приборов (ГСП), от измерительных
преобразователей режимных параметров, а в отдельных случаях и от специальных
технологических датчиков (например, вибрационных и температуры) с
неунифицированным выходом;

числоимпульсные сигналы от
счетчиков активной и реактивной электрической энергии;

дискретные сигналы от
контактных и бесконтактных датчиков-реле положения выключателей, пусковых и
исполнительных органов электромеханических и электронных устройств релейной
защиты и автоматики и т.п.;

сигналы управления и запросы
от более высокого уровня оперативного управления энергосистемы, поступающие по
каналам связи;

телеизмерения и
телесигнализация от объектов прилегавшей к подстанции сети.

Комплекс технических средств
АСУ ТП ПС выдает следующие информационные и управляющие сигналы:

аналоговые сигналы с
унифицированным выходом для задания установок различным подстанционным
устройствам;

дискретные управляющие
сигналы для воздействия на приводы основного коммутационного оборудования,
устройства РПН трансформаторов и т.п.;

управляющие сигналы и
запросы к аппаратуре управления нижнего уровня, расположенной в прилегающей к
подстанции сети;

информационные сигналы о
состоянии объекта и аппаратуры управления для архивирования и отображения;

информационные сигналы,
передаваемые на верхний уровень оперативного управления по каналам телемеханики
и передачи данных.

Технические и программные
средства АСУ ТП ПС должны обеспечить для оперативного и ремонтного персонала
удобный человеко-машинный интерфейс (с использованием функциональной клавиатуры
и устройств отображения современной вычислительной техники).

3.
ОСНОВНЫЕ ПОДСИСТЕМЫ И ФУНКЦИИ АСУ ТП ПОДСТАНЦИЙ

Рейтинг
( Пока оценок нет )
Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
Добавить комментарий

;-) :| :x :twisted: :smile: :shock: :sad: :roll: :razz: :oops: :o :mrgreen: :lol: :idea: :grin: :evil: :cry: :cool: :arrow: :???: :?: :!: