Расчет принципиальной тепловой схемы станции с установкой ПТ-135/165-130/15

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Задание

Введение

1. Выбор и обоснование принципиальной тепловой схемы ПТУ

2. Расчет ПТС

2.1 Баланс основных потоков пара и воды

2.2 Расчет подогревателей высокого давления

2.3 Расчет подогревателей низкого давления

2.4 Расчет деаэратора питательной воды

2.5 Расчет деаэратора добавочной воды и конденсата

2.6 Расчет сетевых подогревателей

2.7 Определение расхода пара на турбину

2.8 Определение мощности турбины

2.9 Определение технико-экономических показателей ПТУ ТЭЦ

3. Выбор вспомогательного оборудования

3.1 Типовое оборудование ПТ 135/165-130/15 ПО ТМЗ

3.2 Выбор парового котла

3.3 Выбор деаэратора

3.4 Выбор питательного насоса

3.5 Выбор конденсатного насоса

3.6 Выбор сетевых насосов

3.7 Выбор регенеративных подогревателей

Заключение

Список литературы

пар турбина тепловой деаэратор

Введение

Целями данного курсового проекта являются расширение и закрепление знаний по специальным курсам усвоение принципов повышения эффективности ТЭС, а также методов расчета тепловых схем ПТУ, их отдельных элементов и анализа влияния технических решений, принятых при выборе тепловой схемы и режимных факторов на технико-экономические показатели установок.

Производство электроэнергии в нашей стране осуществляется тепловыми электрическими станциями - крупными промышленными предприятиями, на которых неупорядоченная форма энергии - теплота - преобразуется в упорядоченную форму - электрический ток. Неотъемлемым элементом мощной современной электрической станции является паротурбинный агрегат - совокупность паровой турбины и приводимого ее электрического генератора.

Тепловые электрические станции, которые кроме электроэнергии в большом количестве отпускают теплоту, например, для нужд промышленного производства, отопления зданий, называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ). Более 60% электроэнергии на ТЭЦ вырабатывается на базе теплового потребления. Режим работы на тепловом потреблении обеспечивает меньшие потери в холодном источнике. Благодаря использованию отработанной теплоты, ТЭЦ обеспечивает большую экономию топлива.

1. Выбор и обоснование принципиальной тепловой схемы паротурбинной установки

Принципиальная тепловая схема (ПТС) определяет основное содержание технологического процесса преобразования тепловой энергии на электростанции. ПТС включает в себя основное и вспомогательное оборудование и линии, связывающие его в единое целое.

Турбина ПТ-135/165-130/15 ПО ТМЗ спроектирована на начальные параметры 12.8 МПа и 555єС. Для данной турбины выбираем два котла Е-820-140М. Котел барабанный, номинальная производительность 820 т/ч, давление 13.8 МПа, температура пара 545єС.

Турбоустановка рассчитана на работу с одно-, двух-, и трехступенчатым подогревом сетевой воды - в нижнем сетевом подогревателе, верхнем сетевом подогревателе и в трубном пучке конденсатора. При трехступенчатом подогреве сетевой воды (работа со встроенным пучком) ее температура на входе в пучок не должна превышать 60єС. Турбина может развивать электрическую мощность 175 МВт при номинальной тепловой нагрузке и 210 МВт в конденсационном режиме. Расход пара в турбину при номинальном режиме составляет 207 кг/с и максимальном - 211 кг/с. Номинальная тепловая мощность турбины равна 314 МВт, при использование теплофикационного пучка конденсатора - 326 МВт. Температура питательной воды составляет 235єС. Турбина имеет 7 отборов, в том числе 2 регулируемых. Давление в регулируемых отборах может поддерживаться в интервалах нижнего 0,04 - 0,2 МПа, верхнего 0,06 - 0,25 МПа.

Табл. 1.1. Основные характеристики турбоустановки ПТ-135/165-130/15 ПО ТМЗ.

2. Расчет тепловой схемы ПТУ

2.1 Баланс основных потоков пара и воды

Расход пара на турбоустановку (задан):

кг/с.

Расход перегретого пара из котла:

;

(относительная величина утечек пара для производственно отопительных ТЭЦ до 1,6%);

кг/с.

Расход питательной воды:

;

(доля непрерывной продувки барабанных котлов для ТЭЦ с восполнением потерь);

кг/с - Расход непрерывной продувки пара, в барабанных котлах

кг/с.

Количество добавочной воды:

;

кг/с - величина утечек пара;

кг/с - расход непрерывной продувки пара, полученный в расширителях;

кг/с (потери конденсата с продувочной водой с учетом получения в расширителе непрерывной продувки пара );

кг/с (потери конденсата на производстве, при данной схеме );

кг/с.

2.2 Порядок расчёта ПВД

Табл. 2.1

№ п/п	Показатель	Формула (или источник) и расчет	Значения
			№ ПНД
			1	2	3
1	Давление пара в отборах турбины,	См. табл. 1	3,25	2,18	1,54
2	Температура пара в отборах турбины,	См. табл. 1	387	337	287
3	Давление пара на входе в подогреватель,		3,088	2,071	1,463
4	Энтальпии пара на входе в подогреватель,	, из i-s диаграммы	3201,9	3108,6	3023,8
5	Давление воды, создавае- мое питательным насосом,	См. табл. 1	17,0	17,5	18,0
6	Температура насыщения пара в основной поверхности,	См. табл. 1	234	214	196
7	Температура питательной воды за подогревателем,		231	211	193
8	Энтальпия питательной воды за подогревателем,	, из i-s диаграммы	998,1	907,8	828,7
9	Остаточная температура перегрева,		244	224	206
10	Давление пара в основной поверхности,		3,026	2,030	1,434
11 11	Энтальпии пара после пароохладителя,	, из i-s диаграммы	2836,2	2831,6	2817,2
12	Напор, создаваемый питательными насосами, ,МПа	См./2/	18,0
13	Удельный объем пара,	См./2/	0,0011
14	КПД насоса,	См./2/	0,80
15	Энтальпия конденсата, определяемая по давлению в деаэраторе,	, cм.табл.1.	668,5
16	Энтальпия конденсата, на выходе из нижнего ПВД,		690,25
17	Энтальпии конденсата на выходе из охладителей,	для 1 ПВД: для 2 ПВД: для 3 ПВД:	937,8	858,7	720,25
18	Коэффициент сохранения тепла,	См./1/ ,(0,98-0,99)	0,98
19	Расход пара на каждый подогреватель,	для 1 ПВД:	9,75	-	-
		для 2 ПВД:	-	7,85	-
		для 3 ПВД:	-	-	12,12
20 20	Энтальпии питательной воды после каждого подогревателя,	для 1 ПВД:	1015,4	-	-
		для 2 ПВД:	-	918,3	-
		для 3 ПВД:	-	-	839,4
21	Уточненные значения температуры питательной воды,	, из i-s диаграммы	234,8	213,3	195,4
22	Уточненные значения энтальпий конденсата после каждого подогревателя,	для 1 ПВД:	938,3	-	-
		для 2 ПВД:	-	860,2	-
		для 3 ПВД:	-	-	690,25
23	Уточненные значения расхода пара на подогреватели,	для 1 ПВД:	8,8	-	-
		для 2 ПВД:	-	6,82	-
		для 3 ПВД:	-	-	11,94

2.3 Порядок расчёта ПНД

2.3.1 Определение расхода пара на ПНД

Расход пара в конденсатор:

кг/с;

(коэффициент теплоты пара из уплотнений - принимаем).

Расход основного конденсата:

кг/с.

2.3.2 Определение греющего пара на охладители эжекторы (ОЭ)

(коэффициент теплоты пара на эжекторы - принимаем).

Расход греющего пара на эжекторы:

кг/с.

Теплота греющего пара в эжекторе (при МПа):

;

- энтальпия потоков, входящих в эжектор;

- температура потоков, выходящих из эжектора;

- температура насыщения в эжекторе пара при МПа;

;

- энтальпия потоков, выходящих из эжектора;

.

Энтальпия пара в охладителе эжекторе:

.

2.3.3 Определение греющего пара на охладители пара из уплотнений (ОУ1)

- коэффициент теплоты пара из уплотнений на ОУ1;

Расход греющего пара на ОУ1:

кг/с.

Теплота греющего пара в ОУ1 (при МПа):

;

- энтальпия потоков, входящих в ОУ1;

- температура потоков, выходящих из ОУ1;

- температура насыщения в ОУ1 пара при МПа;

;

- энтальпия потоков, выходящих из ОУ1;

.

Энтальпия пара в ОУ1:

.

2.3.4 Определение греющего пара на охладители пара из уплотнений (ОУ2)

- коэффициент теплоты пара из уплотнений на ОУ1;

Расход греющего пара на ОУ2:

кг/с.

Теплота греющего пара в ОУ2 (при МПа):

;

- энтальпия потоков, входящих в ОУ2;

- температура потоков, выходящих из ОУ2;

- температура насыщения в ОУ2 пара при МПа;

;

- энтальпия потоков, выходящих из ОУ2;

.

Энтальпия пара в ОУ2:

.

2.3.5 Определение расхода пара на ПНД 7

Тепловой баланс для подогревателя:

.

Расход пара на ПНД 7:

;

кг/с.

2.3.6 Определение расхода пара на ПНД 6

Тепловой баланс для подогревателя:

.

Расход пара на ПНД 6:

;

кг/с.

2.3.7 Определение расхода пара на ПНД 5

Тепловой баланс для подогревателя:

.

Расход пара на ПНД 5:

кг/с.

;

кг/с.

2.3.8 Определение расхода пара на ПНД 4

Тепловой баланс для подогревателя:

.

Расход пара на ПНД 4:

;

кг/с.

2.4 Расчет деаэратора питательной воды

Тепловой баланс деаэратора:

Материальный баланс деаэратора:

- энтальпия пара насыщения в деаэраторе (из диаграммы);

- энтальпия пара из расширителя непрерывной продувки котла - принимаем.

Расход пара на деаэратор: кг/с.

2.5 Расчет деаэратора добавочной воды и конденсата

Материальный баланс деаэратора конденсата и добавочной воды:

;

Тепловой баланс охлаждающей продувочной воды:

;

- энтальпия охлаждающей продувочной воды - принимается;

- теплота продувочной воды;

- подогрев охлаждающей воды.

Тепловой баланс деаэратора химически очищенной воды:

;

- энтальпия добавочной воды;

- энтальпия на входе в деаэратор (при МПа и );

;

- энтальпия на выходе из деаэратора (при МПа);

;

;

кг/с.

Расход пара на деаэратор ХВО: кг/с.

2.6 Расчет сетевых подогревателей

Тепловой баланс для сетевого подогревателя:

;

- полный подогрев воды в подогревателе (из табл. 1.1);

- теплота греющего отработанного пара, отдаваемая в подогревателе (из табл. 1.1);

- энтальпия воды в обратной сети - принимаем;

- температура воды в обратной сети (из i-s диаграммы

при МПа);

- энтальпия сетевой воды на выходе из ВС;

- энтальпия сетевой воды на выходе из НС;

- температура сетевой воды на выходе из ВС (из i-s диаграммы при МПа);

- температура сетевой воды на выходе из НС (из i-s диаграммы при МПа);

кг/с - расход пара на ВС;

кг/с - расход пара на НС;

кг/с - расход сетевой воды через ВС;

- теплоемкость воды - принимается;

- отопительная нагрузка турбоустановки (из табл. 1.1);

- температура воды в прямой сети.

2.7 Определение расхода пара на турбину

Коэффициент недовыработки электроэнергии паром из отбора:

;

Коэффициент недовыработки электроэнергии паром из 1-го отбора:

;

Коэффициент недовыработки электроэнергии паром из 2-го отбора:

;

Коэффициент недовыработки электроэнергии паром из 3-го отбора и ДПВ:

;

Коэффициент недовыработки электроэнергии паром из 4-го отбора:

;

Коэффициент недовыработки электроэнергии паром из 5-го отбора:

;

Коэффициент недовыработки электроэнергии паром из 6-го отбора и ВС:

;

Коэффициент недовыработки электроэнергии паром из 7-го отбора и НС:

.

2.8 Определение мощности турбины

Сумма отборов пара:

;

кг/с.

Проверка расхода пара:

кг/с.

Невязка расхода пара:

.

Проверка равенства заданной мощности и суммы мощностей, развиваемых на отдельных потоках пара:

, МВт;

- механический КПД турбины - принимается;

- КПД электрогенератора для турбин - принимается;

;

МВт.

Невязка электрических мощностей:

.

2.9 Определение технико-экономических показателей ПТУ и ТЭЦ

Полный расход тепла на турбоустановку:

;

.

Расход тепла на производство электроэнергии:

;

;

.

КПД турбоустановки по производству электроэнергии:

.

Тепловая нагрузка парогенератора:

;

.

КПД трубопроводов:

.

КПД брутто котлоагрегата:

- принимается.

КПД брутто ТЭЦ по производству электроэнергии:

.

КПД сетевых насосов:

- принимается.

КПД нетто ТЭЦ по производству электроэнергии:

.

Удельный расход условного топлива на электроэнергию:

.

Коэффициент потерь теплоты с отпуском пара внешним потребителям:

- принимается.

КПД брутто ТЭЦ по производству теплоты:

.

Удельный расход условного топлива на производство теплоты:

.

3. Выбор вспомогательного оборудования

3.1 Типовое оборудование ПТ-135/165-130/15 ПО ТМЗ

Табл. 3.1.

Наименование оборудования	Типоразмер	Завод-изготовитель
Конденсатор	К2-6000-1	ПО ТМЗ
Основной эжектор конденсационного устройства	ЭП-3-2А (2 шт.)	ПО ТМЗ
Охладитель пара из концевых камер уплотнений (с эжектором)	ЭУ-120-1	ПО ТМЗ
Охладитель пара из промежуточных камер уплотнений	ПН-250-16-7-II(ПНД1)	СарЗЭМ
Подогреватели низкого давления	ПНД7	ПН-400-26-7-II	СарЗЭМ
	ПНД6	ПН-400-26-7-II	СарЗЭМ
	ПНД5	ПН-400-26-8-V	СарЗЭМ
	ПНД4	ПН-400-26-8-V	СарЗЭМ
Деаэратор	ДП-500М-2	БКЗ
Подогреватели высокого давления	ПВД3	ПВ-760-230-14	ПО ТКЗ
	ПВД2	ПВ-800-230-21	ПО ТКЗ
	ПВД1	ПВ-800-230-32	ПО ТКЗ
Сетевые подогреватели	основной	ПСГ-1300-3-8-II	ПО ТМЗ
	пиковый	ПСГ-1300-3-8-I	ПО ТМЗ
Маслоохладители паровых турбин	Встроены в маслобак
Конденсатные насосы первого подъема	КСВ-320-160 (2 шт)
Сливные насосы	КС-80-155 (дренаж из ПНД3) (1 шт.)
Конденсатные насосы сетевых подогревателей	КС- 80-155 (5 шт.)

3.2 Выбор парового котла

Выбор типа котлов в основном ограничивается двумя типами: барабанными и прямоточными. При выборе котлов, помимо начальных параметров пара, учитывают качество исходной воды и величину потерь теплоносителя, водный режим, стоимость котла, график нагрузки станции, снижение параметров пара на пути от парогенератора до турбоустановки и многое другое.

В данной работе выбран барабанный котел. При выборе котла барабанного типа разрабатывается схема непрерывной продувки. Схема продувки - двухступенчатая схема расширителей непрерывной продувки. Теплота продувочной воды после расширителей используется для подогрева добавочной воды.

Основными характеристиками паровых котлов являются их производительность и параметры пара после первичного и промежуточного перегревателей. Производительность выбираемого парового котла должна учитывать увеличение расхода пара на турбину за счет повышения давления в конденсаторе в летнее время, утечек пара и конденсата, включения сетевых установок для отпуска тепла и других расходов.

В соответствии с этим производительность парового котла выбирается по максимальному пропуску свежего пара через турбину с учетом расхода пара на собственные нужды электростанции и обеспечения некоторого запаса для использования вращающегося резерва и других целей.

С учетом гидравлических и тепловых потерь в паровом тракте блока от котла до турбины давление пара за котлом должно быть выше номинального для турбины на 4-9%, а температура на 1-2%.

Для данного расхода пара выбираем котел марки Е-820-140 ГМ (БКЗ-820-140ГМ5) производительностью - 820 абсолютное давление пара - 13,8 температура пара после котла - 555, КПД котла масса - 3690 .

3.3 Выбор деаэратора

Суммарная производительность деаэраторов питательной воды выбирается по максимальному ее расходу. На каждый блок устанавливается один деаэратор. В зависимости от соотношения пропуска воды через деаэратор и нужного объема баков принимают по одному или по два деаэратора на один бак. Возможна также установка одного деаэратора на два бака, соединенных между собой линиями пара и воды.

Деаэраторы добавочной воды выбирают централизованно для всей ТЭС или ее очередей.

Запас питательной воды в баках деаэраторов должен обеспечивать работу станции в течении 10 минут.

Для расхода питательной воды выбираем следующую марку деаэратора - ДП-1000-4.

Табл. 3.3.1. Параметры деаэратора ДП-1000-4.

Параметр	Размерность	Значение
Номинальная производительность		277.8
Рабочее давление		0.69 (7)
Давление, допустимое пи работе предохранительных клапанов		7.5
Пробное гидравлическое давление		9
Рабочая температура		164.2
Диаметр колонки		2400
Высота колонки		4500
Масса колонки		7100
Масса колонки, заполненной водой		26000
Геометрическая емкость колонки		17.0
Полезная емкость аккумуляторного бака		120
Типоразмер охладителя выпара	-	ОВ-18 (2 шт.)
Типоразмер деаэраторного бака	-	БД-100-1-13
Полезная емкость деаэраторного бака		100
Геометрическая емкость деаэраторного бака		113
Максимальная длина деаэраторного бака		13500
Масса		23.95

Для расхода добавочной воды выбираем следующую марку деаэратора - ДА-15/10.

Табл. 3.3.2. Параметры деаэратора ДА-25.

Параметр	Размерность	Значение
Номинальная производительность
Наружный диаметр и толщина стенки колонки		8168
Высота колонки		1335
Масса колонки		370
Полезная емкость аккумуляторного бака		15
Диаметр и толщина стенки аккумуляторного бака		и
Поверхность охладителя выпара		2

3.4 Выбор питательного насоса

Насосы тепловых электростанций, как и другие типы машин, служащие для перемещения среды и сообщения ей энергии, характеризуются следующими параметрами:

1. Объемной производительностью (подачей) ,;

2. Давлением на стороне нагнетания ;

3. плотностью перемещаемой среды .

Общей формулой для определения напора насоса будет являться формула:

где - статический напор;

- динамический напор;

- ускорение свободного падения;

- плотность воды.

Величиной в виду ее малости можно пренебречь.

3.4.1 Определение напора питательного насоса

Высота столба питательной воды от деаэратора до питательного насоса:

Высота столба питательной воды от питательного насоса до барабана:

Допустимый кавитационный запас:

Давление на стороне всасывания рассчитывается из условия недопущения вскипания воды при попадании её на быстровращающиеся лопасти колеса насоса:

где - давление в деаэраторе;

- давление столба воды от деаэратора до насоса.

Давление на нагнетания, развиваемое насосом, определяется заданным давлением в конечной точке тракта, суммарными гидравлическими сопротивлениями тракта и разницей геометрических отметок между точками перемещения среды:

где - давление в барабане котла;

- давление столба воды от барабана котла до насоса.

Так как питательная вода на всасывании в насос приходит из деаэратора уже нагретой до температуры 158,15 , то это означает, что После расчетов получено следующее значение плотности питательной воды

3.4.2 Определение подачи питательного насоса

Производительность насосов определяется максимальным расходом питательной воды на котел с запасом не менее 5%:

В расчетах тепловой схемы ТЭС расход воды определяется как массовый .

Между объемным и массовым расходами выполняется соотношение:

Определение мощности, потребляемой насосом:

Табл. 3.4. Параметры питательного насоса ПЭ-780-200.

Параметр	Размерность	Значение
Подача насоса		780
Напор насоса		2030
Частота вращения		2985
Количество на блок	-	1+1 резерв
Тип и мощность привода		АГД 4500
КПД насоса	-	0,80
Завод - изготовитель	-	ПО «Насос-энергомаш», г. Сумы

3.5 Выбор конденсатного насоса

Производительность конденсатного насосов определяется максимальным расходом конденсата, перекачиваемого им, с запасом не менее 5%:



В расчетах тепловой схемы ТЭС расход воды определяется как массовый .

Между объемным и массовым расходами выполняется соотношение:

По подаче выбираем конденсатный насос - КсД 120-55/3.

Табл. 3.5. Параметры конденсатного насоса КсВ200-220.

Параметр	Размерность	Значение
Подача насоса		200
Напор насоса		220
Частота вращения		1500
Допустимый кавитационный запас		2,5
Мощность привода		164
КПД насоса	-	0,73
Завод - изготовитель	-	ПО «Насос-энергомаш», г. Сумы

3.6 Выбор сетевых насосов

Число насосов регламентируется следующим образом: при индивидуальной установке ставят два насоса по 50% производительности каждый.

Подогреватели сетевой воды современных турбин (от ПТ - 60/80 - 130 до Т - 250/300 - 240) допускают давление воды до 0.8 МПа; сопротивление трубопроводов теплосети значительно выше. Это приводит к необходимости применять две ступени сетевых насосов: первая ступень (СН I) устанавливается до сетевых подогревателей, вторая (СН II) - перед ПВК.

Давление нагнетания СН1, рассчитывается на преодоление сопротивления подогревателей и создания допустимого кавитационного запаса на входе в насос второй ступени:

где -кавитационный запас, указанный в техническом паспорте насоса.

Входное давление насосов первой ступени определяется давлением обратной сетевой воды (0.3 - 0.5). Давление нагнетания сетевых насосов второй ступени в зависимости от сопротивления внешних трубопроводов теплосети составляет 1.5 - 2.2.

Объемный расход воды на СН1:

Объемный расход воды на СН2:

Определение мощности, потребляемой насосом СН1:

Определение мощности, потребляемой насосом СН2:

По подаче выберем два насоса марки СЭ5000-70

Табл. 3.6. Параметры сетевого насоса СЭ5000-70.

Параметр	Размерность	Значение
Подача насоса		5000
Напор насоса		70
Частота вращения		1500
Допустимый кавитационный запас		15
Мощность привода		1095
КПД насоса	-	0,87

3.7 Выбор регенеративных подогревателей

Регенеративные подогреватели поступают вместе с турбиной и устанавливаются без резерва.

Табл. 3.7.

Наименование оборудования	Типоразмер	Параметры среды
Конденсатор	К2-6000-1	27	0,0051(0,052)
ПНД7	ПН-400-26-7-II	-	0,019(0,2)
ПНД6	ПН-400-26-7-II	-	0,078(0,8)
ПНД5	ПН-400-26-8-V	127	0,24(2,5)
ПНД4	ПН-400-26-8-V	178	0,5(5,1)
Деаэратор	ДП-1000-4	275	0,49(0,5)
ПВД3	ПВ-760-230-14	275	0,49(0,5)
ПВД2	ПВ-800-230-21	325	2,236(22,8)
ПВД1	ПВ-800-230-32	375	3,335(34,0)

Заключение

В данном курсовом проекте рассчитана принципиальная тепловая схема паротурбинной установки на режиме, отличающемся от номинального и осуществлен выбор вспомогательного оборудования для турбоустановки.

Прототипом являлась турбоустановка ПТ 135/165-130/15 ПО ТМЗ.

Были выполнены расчеты по анализу влияния структурных изменений в тепловой схеме, а именно введение добавочной воды в основную линию конденсата.

По приведенным выше расчетам было выполнено сравнение заданной мощности с суммой мощностей, развиваемых на отдельных потоках пара, полученная погрешность равна 0,79%.

Также по сравнению с номинальным режимом отличаются расходы пара на регенерацию: на ПВД и деаэратор больше, на ПНД - меньше по сравнению с приведенными в справочной литературе.

После расчета принципиальной тепловой схемы турбоустановки были выбраны паровой котел и вспомогательное оборудование, часть из которых соответствует типовому оборудованию.

Список литературы:

1. Вукалович М.П. «Таблицы термодинамических свойств воды и водяного пара». - М.: Энергия; 1965 г. - 400 с.

2. Канталинский В.П. «Тепловые и атомные электрические станции». Методическое пособие по выполнению курсового проекта для студентов специальности 100500 «Тепловые электрические станции». Калининград , 2004 г. - 27 с.

3. Рыжкин В.Я. «Тепловые электрические станции». - М. : Энергоиздат., 1987 г. - 328 с.

4. Тепловые и атомные станции. Справочник /под ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина.- М.: Энергоиздат. , 1982 г. - 624 с.

Размещено на www.allbest.ru