В. В. Тубинис, зам начальника Главгосэнергонадзора России icon

В. В. Тубинис, зам начальника Главгосэнергонадзора России



НазваниеВ. В. Тубинис, зам начальника Главгосэнергонадзора России
Дата конвертации07.09.2012
Размер307.09 Kb.
ТипДокументы

Автоматизация учета электрической энергии
в россии и за рубежом

В.В.ТУБИНИС, зам. начальника Главгосэнергонадзора России


  1. ВВЕДЕНИЕ

Процесс производства электрической энергии характеризуется неразрывностью во времени с про­цессом ее потребления. Для производства электро­энергии энергоснабжающие организации вынужде­ны предварительно вкладывать средства в покупку топлива. Это определяет остроту проблемы своев­ременной и точной организации взаиморасчетов за электроэнергию. При этом непрерывный характер производства и реализации требует в пределе непре­рывной организации соответствующей оплаты. Что­бы максимально приблизиться к этой идеальной форме взаимных расчетов между энергоснабжающи­ми организациями и потребителями практически во всех развитых странах широко применяются совре­менные метрологически аттестованные автоматизи­рованные системы контроля, учета и управления электропотреблением (АСКУЭ).

Средства инструментального обеспечения АСКУЭ должны позволять производить сбор и оперативную дистанционную передачу по различным каналам связи на диспетчерские пункты энергоснабжающих пред­приятий всего необходимого объема данных для опе­ративного контроля и коммерческих расчетов потреб­ления электроэнергии по многоставочным, диффе­ренцированным по времени суток или сезонам та­рифам любой сложности с использованием современ­ной вычислительной техники. Благодаря оператив­ному и одновременному контролю со стороны энер­госнабжающей организации и потребителя появля­ется возможность применения бесконфликтной бе­закцептной формы взаиморасчетов с автоматичес­кой выпиской и доставкой счетов каждому абонен­ту. Ускорение банковских операций, достигаемое благодаря применению безакцептной формы расче­тов за электроэнергию, позволяет компенсировать затраты на создание и эксплуатацию АСКУЭ.

Другой функцией АСКУЭ является осуществле­ние с ее помощью целенаправленного регулирова­ния режимов энергопотребления в целях энергосбе­режения. Необходимость такого регулирования обус­ловлена значительной разницей между пиком нагруз­ки и ночным провалом в энергосистемах, недоста­точной регулирующей возможностью тепловых элек­тростанций и АЭС для покрытия переменной части графиков нагрузки, неблагоприятной тенденцией снижения доли маневренных мощностей в энерго­системах, вызванной укрупнением энергоблоков, значительными капитальными и энергетическими затратами, связанными с сооружением и эксплуата­цией пиковых агрегатов, технической возможнос­тью и экономической целесообразностью искусствен­ного выравнивания графиков нагрузки.

Структуры электропотребления в значительной степени определяют и особенности построения АС­КУЭ.
Если в России, где в балансе электропотреб­ления энергосистем преобладающий удельный вес (до 70%) занимает потребление промышленных предпри­ятий, система АСКУЭ сориентирована в основном только на них, то в развитых капиталистических стра­нах, где удельный вес (до 60%) занимает потребле­ние коммунально-бытовых потребителей, системы АСКУЭ в значительной степени ориентированы именно на таких массовых потребителей. В этих стра­нах широко используются различные системы мас­сового управления такими потребителями (по сило­вой сети, по радио и др.).

В то же время в России из-за малого удельного веса в балансе потребления электроэнергии комму­нально-бытовыми потребителями (не более 10-20%) такие системы до последнего времени не использо­вались.

Планомерные работы по созданию АСКУЭ в энер­госистемах России начались в 1986 году, но в связи с низкими ценами на энергоносители, использованием простейших тарифов на электрическую и теп­ловую энергию, жестким централизованным госу­дарственным управлением энергетикой в рамках мо­нопольной единой энергосистемы страны и финан­сированием развития отрасли за счет госбюджета, а не за счет тарифов, как это принято в большинстве стран с рыночной экономикой, ни у энергосистем, ни у потребителей энергии серьезной экономичес­кой заинтересованности в АСКУЭ не было. Работы по их созданию велись очень медленно, и по состоя­нию на 01.01.93 только в 14 российских энергосисте­мах из 70 были внедрены первые очереди (фрагмен­ты) АСКУЭ.

В настоящее время во многих энергосистемах Рос­сии создаются (а в ряде энергосистем уже внедрены первые очереди) современные метрологически аттес­тованные автоматизированные системы контроля, учета и управления электропотреблением.

При создании АСКУЭ наибольшее распростране­ние получили автоматизированные информационно-измерительные системы, выпускавшиеся в СССР Вильнюсским заводом электроизмерительной техни­ки (ВЗЭТ), а ныне предприятием ГП «Системы учета энергии» на базе того же ВЗЭТа: (ИИСЭ-3, ИИСЭ-4 и др.), и Киевским АП «Росток» (ЦТ-5000) и др., устанавливаемые у потребителей энергии и на объек­тах ЭС.

Следует отметить, что применение в границах одной ЭС различных типов ИИС приводит к суще­ственным усложнениям в организации иерархичес­кой системы ССПИ, так как каждый тип ИИС име­ет свой оригинальный протокол обмена с централь­ной ПЭВМ.

  1. ^ АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ДЛЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

В России и за рубежом у промышленных потре­бителей для автоматизации измерения, сбора, пред­варительной обработки, хранения и выдачи в кана­лы связи и передачи по ним данных об электроэнер­гии и мощности на уровни иерархии управления АСКУЭ используются следующие технические сред­ства:

  • индукционные и электронные трехфазные счетчики активной и реактивной электроэнергии, доукомплектованные или имеющие встроенные (электронные счетчики) специальные датчики им­пульсов;

  • информационно-измерительные системы (ИИС) и устройства сбора данных (УСД), обеспе­чивающие сбор, обработку, накопление, хранение и передачу через каналы связи на верхний уровень управления информации о расходе электроэнергии и мощности в контролируемых точках;

  • технические средства системы сбора и переда­чи информации от ИИС до средств обработки ин­формации, включая каналы связи, модемы, устрой­ства коммутации сигналов и т.д.

Как отмечалось выше, автоматизация получения информации для коммерческого учета выработки и потребления электроэнергии и мощности может быть обеспечена только по данным счетчиков (индукци­онных или электронных), информация с которых в виде импульсов должна поступать в специальные ус­тройства, обеспечивающие сбор, обработку, хране­ние, отображение и передачу обработанной инфор­мации по каналам связи на верхние уровни управле­ния.

В целом такие устройства, выполненные на базе современной микропроцессорной техники, получи­ли название информационно-измерительных систем (ИИС) и устройств сбора данных (УСД). Все виды ИИС и УСД проходят метрологическую аттестацию и приемку органами Госстандарта, как средства ком­мерческого учета электроэнергии, и имеют защиту от несанкционированного доступа.

Кроме необходимых вычислительных функций и функций архивирования данных, ИИС, как прави­ло, могут выполнять также функции управления нагрузкой путем сигнализации и переключении. На базе современных ИИС и УСД могут образовываться локальные и многоуровневые автоматизированные системы контроля, учета и управления электропот­реблением (АСКУЭ), которые предполагают нали­чие центральной вычислительной системы, распо­ложенной на пункте управления и периодически оп­рашивающей по каналам связи периферийные сис­темы, расположенные на контролируемых объектах.

Производственные мощности российских заво­дов в состоянии перекрыть любые потребности Рос­сии и стран бывшего СССР в автоматизированных системах учета. Уже сегодня такие системы произ­водятся на двух предприятиях г. Пензы (системы се­рии «Энергия» и «Ток»), нескольких предприятиях г. Москвы и Подмосковья (системы МСУВТ В11, «Нейва-ТК-16» и «Телескоп»), нескольких предпри­ятиях г. Санкт-Петербурга (системы «Мавр», «Мавр-102», сумматор СПЕ541) и в г. Невинномыске (сум­матор ЦТ6801). Практически закончены и готовят­ся к серийному производству автоматизированные системы в гг. .Екатеринбурге («Пчела»), Пятигорске («Поток»), Владимире (Сикон-С!) и некоторых дру­гих.

Несмотря на обилие отечественных систем учета отдельные потребители нефтегазового комплекса и мощные энергосистемы ведут закупки таких систем и за рубежом, которые по цене в несколько раз до­роже российских. Известны случаи закупки автома­тизированных систем в Швейцарии — (у фирмы «Ландис и Гир») и в США — (у фирм «Моторола» и АББ), в Белоруссии и на Украине, что косвенно сви­детельствует об их неудовлетворенности надежнос­тью и техническими возможностями отечественных систем учета.

На территории бывшего СССР ИИС выпускают­ся в Литве, на Украине и в Белоруссии.

В Литве на бывшем ВЗЭТ с 1993 года серийно выпускается система ЦТ-6001 мс (ИИСЭ-5). Этот компактный микропроцессорный контроллер (306х276х150), обладает всеми свойствами малой ИИС и может в значительной степени служить прототипом других разрабатываемых ИИС и УСД.

На Украине на ПО «Росток» (бывший «Точэлектроприбор») разработана новая система ЦТ-5001, отличающаяся от ЦТ-5000 большими функциональ­ными возможностями (количество точек учета — до 128), новой конструкцией, наличием дисплейной станции в составе ЦТ-5001, передачей информации по коммутируемым или выделенным телефонным или телеграфным каналам и каналам интерфейса ИРПР или ИРПС.

В Белоруссии предприятием «Грант» в г. Гродно начат выпуск системы СИМЭКС — ИИС многоуров­невого контроля, предназначенной для построения иерархических сетей учета выработки, распределе­ния и потребления электроэнергии. Система рас­считана на прием до 256 датчиков импульсов (точек учета) от 16 УСД, каждое из которых в свою очередь обеспечивает прием информации от 16 счетчиков.

В настоящее время в России находятся в эксп­луатации более 5500 комплектов ИИС.

Анализ параметров и характеристик ИИС, про­веденный в 1996 году, позволяет сделать следующие выводы:

  • за 20 лет с начала выпуска техническая идео­логия ИИС претерпела значительные изменения и продолжает совершенствоваться;

  • технические характеристики ИИС отличаются не только количеством обслуживаемых точек учета и возможностями организации каналов связи для пере­дачи данных на верхние уровни управления, как это было ранее (до 1995 года), но и постоянно увеличи­вающимся объемом использования в них цифровых технологий обработки информации, способами ее хранения и все возрастающей универсальностью для применения сложных многоставочных дифференци­рованных тарифов;

  • все выпускаемые и готовящиеся к производ­ству изделия могут быть метрологически аттестова­ны, а внутренние часы аппаратуры (таймер) позво­ляют учитывать различные тарифные зоны;

  • все выпускаемые и готовящиеся к производ­ству устройства способны образовывать локальные АСКУЭ на объектах, в том числе имеющие внутрен­нюю, иерархическую структуру;

  • большинство устройств имеют средства пере­дачи информации по каналам связи и позволяют создавать иерархические структуры АСКУЭ ЭС;

  • выпускаемые промышленностью ИИС являют­ся достаточно сложными микропроцессорными уст­ройствами, и для их надежной работы требуется по­стоянное обслуживание квалифицированными спе­циалистами;

  • большинство ИИС, предназначенных для про­мышленных предприятий, не позволяют построить на их основе экономически приемлемую АСКУЭ для бытовых потребителей (большой срок окупаемости затрат на создание АСКУЭ-быт, малое число точек учета, необходимость выделения специальных кана­лов связи, необходимость постоянного эксплуатаци­онного обслуживания систем и каналов связи, от­сутствие в их составе устройств расчета за потреб­ленную электроэнергию, отключения неплательщи­ков и т.д.).

Первые отечественные системы (ИИСЭ1-48) со­стояли из счетчиков с датчиками импульсов, на­прямую соединенными двухпроводными линиями связи с центральным вычислительным устройством (ЦВУ), в память которого были предварительно вве­дены на заводе при изготовлении все расчетные ко­эффициенты цен импульсов, используемых в сис­теме счетчиков (коэффициенты трансформации ТТ и ТН, постоянные счетчиков и т.п.), а также про­грамма обработки информации по расчетным груп­пам. Информация накапливалась в виде нарастаю­щего итога числа принятых импульсов. Система могла осуществлять нарастающий итог потребления энергии по фиксированным на заводе-изготовителе расчетным группам, осуществлять дифференциро­ванный по трем зонам суток учет и фиксировать мак­симум потребляемой мощности по двум временным зонам суток. Недостатки: большой расход кабель­ной продукции; необходимость обнуления и переза­пуска системы при обрыве связи на любом участке внутри системы с участием Госстандарта; необходи­мость для проверки правильности работы системы списывать вручную показания счетчиков и сравни­вать расход энергии, подсчитанный вручную, с ав­томатизированным итогом; необходимость внутрен­него перемонтажа системы наладчиками или заво­дом-изготовителем при любых изменениях схемы учета, состава расчетных групп, коэффициентов трансформации ТТ и ТН; невозможность использо­вания тарифов, дифференцированных более чем по трем зонам суток, и ряд других, менее существен­ных.

Более поздние конструкции отечественных сис­тем последовательно и планомерно ликвидировали недостатки первых систем. Приблизительно в том же ключе развивались и зарубежные системы.

В составе ИИС появились УСД, которые внача­ле только группировали импульсы от группы счет­чиков (до 16-64 шт.) и передавали их к ВУ в уплот­ненном виде по одной паре проводов, значительно уменьшая расход кабельной продукции (например, ИИСЭ-2), а затем получили собственную буферную память, АЦП, информационные табло и собствен­ные средства передачи информации на ВУ по раз­личным каналам связи (коммутируемый телефон, радио и т.п.), а не только по физической паре про­водов, превратившись по сути дела в минисистему цехового учета электроэнергии (например. Пензен­ская КТС «Энергия», Вильнюсская КТС-3).

Изменение коэффициентов ТТ и ТН, конфигу­рации самих систем достигалось в них перепрограм­мированием с пульта без каких бы то ни было мон­тажных работ.

Затем в составе ИИС программным путем стали вычисляться показания счетчиков, и в центральном ВУ всегда можно было их посмотреть и убедиться, что система работает правильно, сравнив их с реаль­ными показаниями счетчиков на местах установки.

Однако все эти системы по-прежнему реализо­вывали все те же трехзонные тарифы, измеряли мак­симум потребляемой мощности в зонах утреннего и вечернего пиков нагрузки энергосистем, а иногда еще один дополнительный максимум в «плавающей» зоне.

Чтобы сделать системы универсальными в части использования любых тарифов, в последних моде­лях был изменен способ хранения информации: она стала храниться и в УСД, и в ВУ в квантованном (по 30 минут) виде с метками времени. При этом простым изменением программы обработки инфор­мации на ВУ верхнего уровня (а если потребуется для цехового учета, то и в УСД) эти системы можно адап­тировать к любому тарифу, включая дифференци­рованный по 48 зонам суток (самый сложный из из­вестных мировых тарифов). Этими достоинствами обладают системы серии «ТОК», сумматор СПЕ541, ИИСЭ-5, «Поток», «Телескоп» и некоторые другие. Модернизируются по этой схеме и системы «Энер­гия».

В последней модификации «Телескопа» разра­ботчики обещают реализовать возможность исполь­зования различных тарифов по каждой расчетной группе.

Обладают этими способностями и зарубежные системы фирмы «Ландис и Гир», внедренные в пос­леднее время в системе Мосэнерго.

Дальнейший прогресс просматривается во все большем использовании в системах ИИС цифровых технологий обработки информации. Появляющие­ся в последнее время электронные счетчики осна­щаются наряду с импульсными уже и цифровыми вы­ходами. Интересно отметить, что в ИИС с исполь­зованием счетчиков с цифровым выходом, имею­щим собственную буферную память, УСД существен­но упрощаются и опять становятся в основном сред­ством для уменьшения расхода кабельной продукции, то есть по сути мультиплексором.

За рубежом новейшие системы, тысячами эксп­луатирующиеся в США и Канаде, имеют АЦП уже прямо на ТТ и ТН. Если АЦП установлен у ТТ и ТН и передача информации осуществляется по волоконно-оптическому кабелю (ВОК), то исчезает проблема погрешностей в кабелях связи датчиков с ЭВМ из-за потерь напряжения и электромагнитных влияний. Учитывая изоляционные свойства ВОК, датчики могут располагаться на высоком напряже­нии, что открывает определенные возможности для внедрения новых типов первичных измерителей.

В США на опытном полигоне фирмы АББ уста­новлен современный комбинированный ТТ и ТН для напряжения 400 кВ высотой всего около 2 м, вы­дающий по ВОК все необходимые для учета, техно­логического управления и релейных защит цифро­вые данные.

Фирма «Шлюмберже» создала новейшую систе­му измерения и передачи информации «МАСКОМ», полностью работающую по цифровой технологии и включающую в себя блок учета на счетчиках типа «Квантум». Понятно, однако, что только для целей учета эти системы у нас никто внедрять не станет;

одновременно надо менять на цифровые и все ре­лейные защиты, что в настоящее время нашим энер­госистемам не по карману.

  1. ^ АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ДЛЯ БЫТОВЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

3.1. Экономическая целесообразность внедрения АСУ у бытовых потребителей

Преимущества организации учета при помощи автоматизированных систем общеизвестны, и такие системы долгие годы применяются как за рубежом, так и в России, на средних и крупных промышлен­ных предприятиях. Кроме функций учета они обыч­но также осуществляют контроль и управление элек­тропотреблением на этих предприятиях. Основной экономический эффект от применения этих систем для потребителя состоит в уменьшении платежей за используемую энергию и мощность, а для энерго­компаний — в снижении пиков потребления и умень­шении капиталовложений на наращивание пиковых генерирующих мощностей.

Относительное низкое потребление электроэнер­гии средним бытовым абонентом и многочисленность этих абонентов делают экономически нецелесообраз­ным простой перенос автоматизированных систем учета, используемых на промышленных предприя­тиях, даже в многоквартирные городские дома, не говоря уже о сельской местности. Они просто не окупают себя.

Почти все счетчикостроительные компании мира много лет работали над созданием простых, надеж­ных и «дешевых» систем для бытовых потребителей, но большинство этих разработок так и не вышли за порог исследовательских центров.

Правда, Москва приняла решение об оснащении новых многоквартирных домов системами, когда каждый счетчик имеет датчик импульсов; от него по двум проводам эти импульсы собираются на УСД в каждом подъезде, а затем на центральный вычисли­тельный блок с модемом и радиостанцией для связи с ВЦ. Все это для того, чтобы раз в месяц снять показания счетчиков и выписать счета абонентам!

Московский Энергосбыт приводил расчеты, что такая система может окупиться, если на нее допол­нительно подключить учет воды, газа, противопо­жарную и охранную сигнализацию квартир. Сейчас все это запускается под учет электроэнергии, что выгодно лишь производителям и наладчикам сис­тем. От этого рано или поздно придется отказать­ся, если не по экономическим соображениям, то по соображениям низкой надежности.

На Западе в последние годы ряд ведущих фирм в области учета («Шлюмберже», «Ландис и Тир» и др.) начали серийный выпуск специализированных ИИС для бытовых потребителей, отличающихся от промыш­ленных целым рядом важных специфических особен­ностей, основным из которых является использова­ние для передачи информации и команд управления нагрузкой и тарифными механизмами счетчиков си­ловой сети.

^ 3.2. Итальянская оптимизированная система дистанционного снятия данных и телеуправления по силовой сети — MITOS (Meter Integrated Telemanagement Optimised System).

Центром разработки систем дистанционного те­леуправления энергопотреблением и заводом фир­мы «Шлюмберже», расположенными в г. Милане (Италия), разработана и серийно выпускается опти­мизированная система дистанционного снятия дан­ных и телеуправления по силовой сети — MITOS (Meter Integrated Telemanagement Optimised System), представляющая собой новейший комплекс техни­ческих средств для энергосбытовых организаций, автоматизирующих их работу с бытовыми потреби­телями электроэнергии.

При разработке системы MITOS использовались два основных подхода: система должны быть окупае­мой и обеспечивать повышенную надежность функ­ционирования. Она отвечает этим требованиям, представляя собой законченный ряд устройств мо­дульной конструкции, приспосабливаемых под кон­кретные нужды энергосбытовой организации.

Система обеспечивает двусторонний обмен дан­ными по проводам электрической сети низкого на­пряжения (на одной ступени трансформации) меж­ду традиционными индукционными одно- и трехфаз­ными счетчиками одно- и двухтарифной системы, дополненными специальными электронными ком­понентами и элементами системы. Компоненты си­стемы встраиваются в корпуса счетчиков только изготовленных фирмой «Шлюмберже». Помимо дистан­ционного снятия показаний система обеспечивает такие функции, как выявление хищений электро­энергии, дистанционное отключение и подключе­ние абонента, переключение тарифов, управление энергопотреблением абонента и т.п. Все элементы системы могут быть переконфигурированы дистан­ционно. Модульность системы позволяет оптими­зировать ее архитектуру, обеспечивая наименьшие расходы при установке и эксплуатации.

^ Варианты построения системы, удовлетворяющие различным нуждам пользователя:

ЦЕНТРАЛИЗОВАННАЯ АРХИТЕКТУРА - для густонаселенных районов.

Включает установленные в корпусах счетчиков интерфейсные модули, один концентратор на каж­дый распределительный трансформатор и централь­ное оборудование. Централизованная архитектура позволяет энергосбытовой организации управлять работой всей системы с центрального пункта, избе­гая необходимости нанесения визита в жилище або­нента и к местам установки концентраторов.

ПОЛУЦЕНТРАЛИЗОВАННАЯ АРХИТЕКТУ­РА — более удобная для работы с коммерческими або­нентами (мелкомоторная группа). Может служить основой для создания полной системы телеуправле­ния.

Включает установленные в корпусах счетчиков интерфейсные модули, необходимую инфраструкту­ру (один концентратор на каждый распределитель­ный трансформатор). Функции управления и кон­фигурирования выполняются специальной програм­мой портативного компьютера, соединенного с пос­ледовательным портом концентратора.

Полуцентрализованная архитектура позволяет энергосбытовой организации производить измере­ния, минимизируя расходы на центральное обору­дование, избегая необходимости нанесения визита в жилище абонента и посещая только места установ­ки концентраторов с портативным компьютером.

ДЕЦЕНТРАЛИЗОВАННАЯ АРХИТЕКТУРА - для применения в местах с низкой плотностью счет­чиков электроэнергии.

Включает установленные в корпусах счетчиков интерфейсные модули и приставки. Функции управ­ления и конфигурирования выполняются специаль­ной программой портативного компьютера, соеди­ненного с помощью специального интерфейса с лю­бой доступной точкой электрической сети (подклю­чение через любую розетку в той сети, где имеются счетчики, снабженные интерфейсными модулями).

Децентрализованная архитектура позволяет про­изводить дистанционное снятие показаний счетчи­ков и управление энергопотреблением, решая про­блему доступа в жилища абонентов.

^ Рациональность капиталовложения:

— использование одной системы вместо ряда раз­личных приборов (таймеров, многотарифных счет­чиков, переносных терминалов для снятия показа­ний со счетчиков, приемников системы управления энергопотреблением по импульсным сигналам);

  • сглаживание пиков графика потребляемой мощности при увеличении среднего потребления;

  • относительно низкая стоимость системы (от 60 долларов США на счетчик!).

При производстве компонентов этой системы в России эта цена может быть уменьшена как мини­мум в 2 раза.

Фирмой «Ландис и Гир» начато производство системы DATAGIR AMDES с двусторонней переда­чей информации по силовой сети, аналогичной си­стеме «MITOS».

По последней информации, полученной от фир­мы «Шлюмберже», один из ее заводов в Португа­лии также начал выпуск систем типа «MITOS».

Начаты работы в этой области и в России.

Очень перспективные и интересные разработки ведутся в Энергосбыте Мосэнерго по системе сбора информации от электросчетчиков по силовой сети, очень похожей на итальянскую «MITOS», которую поддерживает Московский завод электроизмеритель­ных приборов (МЗЭП) и Мытищинский электротех­нический завод (МЭТЗ). Уже начата опытная эксп­луатация системы в одном из московских жилых до­мов.

^ 4. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА УПРАВЛЕНИЯ НАГРУЗКОЙ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

Технические средства управления потребителя­ми электроэнергии на тональных частотах по сило­вой сети выпускаются многими широко известными фирмами — такими как «Шлюмберже», «Ландис и Гир», «Сименс», «Броун Бовери Компании, а так­же некоторыми менее известными специализирован­ными фирмами, как «Цельвегер» (Швейцария) и «Вальмет» (Финляндия).

Принципиально все эти системы мало отлича­ются друг от друга и фактически являются различ­ными модификациями разработки «Броун Бовери Компани» конца 40-х годов. Системы различных фирм отличаются конструктивным исполнением раз­личных элементов и способами кодирования управ­ляющих сигналов.

Для ввода управляющих сигналов в данных сис­темах на напряжении 10, 35 и 110 кВ требуются до­вольно дорогостоящее оборудование и реконструк­ция подстанций, но при этом приемники управля­ющих сигналов из сети 220 В получаются довольно дешевыми и их стоимость сопоставима со стоимос­тью управляющих электрических контактных часов, используемых в системах дифференцированного по зонам суток учета электроэнергии.

В Великобритании для целей массового управ­ления коммунально-бытовыми потребителями элек­троэнергии используются системы радиодистанционного управления типа SRT (Sangamo Radio Teleswitch).

Отличительной чертой данной системы являет­ся относительная дешевизна аппаратуры ввода уп­равляющих сигналов на длинноволновых государ­ственных радиостанциях, но при этом радиопри­емные устройства получаются более дорогими. Тем не менее энергокомпании Великобритании счита­ют, что эта система позволяет с меньшими затра­тами осуществлять эффективное управление элект­ропотреблением по сравнению с управлением по силовой сети.

Разработки системы типа SRT велись с 1976 по 1983 годы. В 1983-1985 годах была проведена опыт­ная эксплуатация данной системы, а с мая 1985 г. началось серийное производство и промышленная эксплуатация данной системы.

Действующая в настоящее время в Великобрита­нии система радиоуправления (SRT) является совме­стной собственностью Электрической Ассоциации (ЕА) и Би Би Си (ВВС). Продажа лицензии на эту систему возможна только при согласии обеих сторон.

ЕА имеет договор с 4-м каналом ВВС, по кото­рому платит ей за передачу управляющих сигналов и эксплуатацию центрального передающего оборудова­ния.

Три радиопередающих центра 4-го канала ВВС в Великобритании перекрывают друг друга, и если со стороны одного из них прием сигналов ослаблен, то с противоположной стороны (от другого радиопере­датчика) он, как правило, достаточный. Для всей территории страны практически достаточно и двух передающих центров, так что с остановкой любого из трех центров на ремонт никаких проблем не воз­никает и система SRT продолжает успешно функци­онировать. По результатам замеров уровня радио­сигнала 4-го канала -ВВС на всей территории Вели­кобритании от расположенного в центре страны (г. Дройтвич) радиопередатчика уровень изменялся от 25 милливольт/метр в центре страны до 5 милли­вольт/метр в самых окраинных точках, в то время как для надежного срабатывания радиопереключающего устройства достаточен уровень сигнала всего 0,1 мил­ливольт/метр.

Радиопереключающее приемное устройство типа RTA для системы SRT имеет возможность быть за­кодированным одним из 16 региональных (по числу региональных распределительных энергокомпаний) и одним из 256 групповых кодов. По информации фирмы, количество этих кодов может быть увеличе­но, но в настоящее время достаточно и этого коли­чества, чтобы избирательно управлять электропот­реблением в любом из 16 регионов Великобритании путем отключения и включения 256 различных групп потребителей, оснащенных данными радиопереключающими устройствами. Встроенные в устройство контакторы могут управлять нагрузкой потребителя и переключением тарифного механизма электросчет­чика по различным программам.

Из более чем 22 миллионов бытовых потребите­лей Великобритании сегодня только 2 миллиона уп­равляются по радио; разработаны планы на ближай­шие 2 года увеличить их количество до 5 миллионов.

Исследования, проведенные ЕА, показали, что при выборе методов управления массовыми потре­бителями (при помощи циркулярного телеуправле­ния по силовой сети, при помощи электрических часов или при помощи радио) радиоуправление — самая экономичная система.

ЕА централизованно закупает и ее персонал сам устанавливает у потребителей радиопереключающие устройства системы SRT. Плата за установку, вклю­чая монтажный провод, как правило, входит в оп­лату за электроэнергию с рассрочкой на год. При этом разница в оплате за электроэнергию у потреби­телей, оснащенных радиопереключающими устрой­ствами, и потребителей не имеющих таковых, не­значительна из-за высокой стоимости электроэнер­гии.

Надежную работу радиопереключающих устройств и их бесплатный ремонт заводы-изготовители гаран­тируют в течение 15-20 лет. При выходе из строя радиопереключающего устройства потребитель дол­жен сам обратиться за помощью в ЕА.

Ведутся работы по радиоуправлению и в России.

В Энергонадзоре «Воронежэнерго» по опытной системе радиоуправления в диапазоне УКВ отключа­ют и включают электрокотлы на животноводческих фермах. Работа по созданию системы радиоуправле­ния электропотребителями проводилась за счет соб­ственных средств «Воронежэнерго». Основной пред­посылкой этой работы послужило проведенное тех­нико-экономическое исследование различных спосо­бов управления электропотребителями. Расчетная го­довая экономическая эффективность по Воронежской области составляет более 40 млрд. руб. (по ценам 1996 года).

Воронежская система автоматического регулиро­вания нагрузкой энергосистемы (САРНЭ) позволя­ет по каналам радиовещания дистанционно включать и отключать электрооборудование.

САРНЭ содержит:

1) Устройство формирования сигналов управле­ния нагрузкой энергосистемы, подключаемое через коммутатор на модуляционный вход радиопередат­чика Первой программы радиовещания. Устройство формирования сигналов управления устанавливает­ся на радиопередающем центре.

Передаваемые сигналы не выходят за пределы радиопомех, установленные ГОСТом 11515-75 для систем радиовещания.

2) Устройство декодирования и управления, подключаемое на НЧ выход серийного вещательно­го радиоприемника, устанавливаемого у потребите­лей электроэнергии. Устройство имеет исполнитель­ный механизм для включения или отключения элек­трооборудования, силовые цепи которого имеют оптронную развязку от радиоцепей.

Радиовещание выбрано по принципу наиболее полного охвата территории страны (более 90% насе­ленных пунктов, по данным 1985 года).

Практически в каждом районном центре области или края имеются станции, принимающие первую программу центрального радиовещания от областных радиопередающих центров непосредственно или че­рез систему ретрансляторов.

Таким образом, имеется реальная возможность охватить автоматическим управлением практически все электротермическое оборудование областей, кра­ев нашей страны и придать системе вещания допол­нительные функции без развертывания специальной сети передатчиков и без выделения специальных по­лос радиочастот.

Первая программа радиовещания выбрана по ус­ловиям удовлетворения временем ее работы (с 6 до 24 часов).

По данным годовых отчетов, в настоящее время общая мощность электронагревательных установок в России составляет порядка 20 млн. кВт. При этом, однако, суммарная мощность данных установок, ос­нащенных аккумуляционными устройствами и авто­матикой, исключающей их работу в часы максималь­ных нагрузок энергосистем, составила около 4,0 млн. кВт или 20% от общей мощности.

Мировой опыт свидетельствует о том, что во всех странах с рыночной экономикой энергоснабжающие организации, используя в основном экономические механизмы, повсеместно добиваются более высокой степени оснащения потребителями своих электротер­мических установок аккумуляционными устройства­ми (до 60 - 80%). При достижении аналогичной 60-процентной оснащенности в России можно было бы уменьшить максимум нагрузки на величину до 8 млн. кВт, что весьма актуально на фоне практического отсутствия вводов новых генерирующих мощностей в последние годы.

^ 5. СИСТЕМЫ ПРЕДОПЛАТЫ

Особенно трудной при организации расчетов с потребителями электроэнергии является проблема расчетов с мелкими и наиболее массовыми потреби­телями в сфере быта, где не применимы стандарт­ные приемы, используемые при расчетах с промыш­ленными потребителями: выставление авансовых счетов, безакцептная форма расчетов и др. В неко­торых зарубежных странах (Великобритания, Южная Африка и др.) эта проблема успешно решается пу­тем применения счетчиков с предоплатой, однако их разработка и применение в России до последнего времени сдерживается низким удельным весом по­требления электроэнергии на бытовые нужды в об­щем балансе потребления страны (менее 12%), низ­ким уровнем тарифов для наиболее массовых быто­вых и сельских потребителей, дотирующихся за счет промышленности.

В целом по России с ее малым удельным потреб­лением электроэнергии населением экономическая целесообразность широкого внедрения систем пре­доплаты, ориентированных в основном именно на население, выглядит достаточно спорной. Однако в отдельных энергосистемах, где доля населения пре­вышает 20 - 25%, после снятия дотационных компен­саций за счет промышленности и соответствующего роста тарифов для населения и сельского хозяйства можно с достаточной уверенностью утверждать, что внедрение таких систем экономически оправдается.

Это подтверждается тем, что некоторые энерго­системы за свой счет уже начали разработку отече­ственных счетчиков с предоплатой, используя вы­сокий научно-технический потенциал конверсион­ных оборонных предприятий. Работают в данном направлении в гг. Санкт-Петербурге, Челябинске, Нижнем Новгороде, Саратове, Новосибирске и др.

^ 5.1. Опыт Великобритании по применению систем предоплаты за электроэнергию

Наиболее динамично система предварительной оплаты развивается в Великобритании, где в насто­ящее время уже эксплуатируется несколько милли­онов счетчиков с предварительной оплатой. Начи­налось все в начале б0-х годов с монетного индукци­онного счетчика фирмы «Ферранти», который стоил 100 фунтов и был рассчитан на службу в течение 10 лет. Учитывая то, что монетные сборники счет­чиков, рассчитанные на 2000 монет, приходилось менять один раз в 2 - 3 месяца и их очень часто взла­мывали квартирные воры, в 70-х годах их производ­ство было прекращено.

Затем вместо монет в счетчиках похожей конст­рукции стали использоваться пластмассовые жето­ны и магнитные карточки одноразового использо­вания, которые продавались во всех почтовых отде­лениях и в сети розничной торговли. Для стимули­рования их продажи действует правило: чем больше жетонов или карточек продавец покупает для после­дующей продажи потребителям, тем больший про­цент с продажи он получает. Жетоны и карточки продаются также во всех отделениях региональных рас­пределительных энергокомпаний.

Существенным недостатком электросчетчиков с предварительной оплатой при помощи жетонов яв­ляется возможность подделки жетонов и отсутствие у энергокомпаний обратной связи о состоянии расче­тов за электроэнергию по конкретным плательщикам. Защищенность магнитных карточек от подделки на порядок выше, чем у жетонов, хотя зарегистрирова­ны и случаи подделки магнитных карточек, но об­ратная связь о платежах за электроэнергию по конк­ретным плательщикам при этом также отсутствует.

В 1987 г. был изобретен электронный счетчик с предварительной оплатой при помощи электрон­ного ключа многоразового использования. Подде­лать ключ или изменить записанные на нем данные практически невозможно, и с его внедрением у энер­гокомпаний появилась обратная связь, позволяющая с помощью ЭВМ контролировать состояние плате­жей за электроэнергию по каждому плательщику.

В настоящее время в Великобритании внедря­ются вновь и для замены жетонных счетчиков толь­ко счетчики с электронным ключом многоразового использования. Счетчики с предварительной опла­той при помощи магнитных карточек больше англий­скими энергокомпаниями не закупаются и у потре­бителей не устанавливаются.

Каждый электронный ключ имеет индивидуаль­ный код, и на нем кодируются параметры потреби­теля и объем произведенной предварительной опла­ты или открытого кредита.

Наибольшее распространение сегодня эти счет­чики получили в Лондоне и его окрестностях, где легче организовать доступ потребителей к централь­ным аппаратам зарядки ключей и кредитования. Поступают эти счетчики и в другие крупные города.

В Великобритании широко используются счет­чики с предварительной оплатой при помощи элек­тронного ключа фирмы «Шлюмберже», которая про­изводит их на своем заводе в г. Феликстоу (бывшая фирма «Сангамо»).

Известные счетчикостроительные гиганты «Ландис и Гир» и «Сименс» также производят на своих заводах счетчики с предварительной оплатой различ­ных систем.

Английские энергосистемы большое внимание уделяют соблюдению прав потребителей. Так, на­пример, счетчик предупреждает звуковым сигналом потребителя о скором использовании оплаты и воз­можном обесточивании, вынуждая потребителя кви­тировать этот сигнал нажатием специальной кнопки и тем самым юридически подтверждать принятие пре­дупреждения; не допускает его отключения в ночное время, выходные и праздничные дни, производя со­ответствующее кредитование. Эта продуманность программного обеспечения и технических решений позволяет энергокомпаниям избегать исков со сто­роны потребителей в случае их обесточивания по причине несвоевременной оплаты за электроэнер­гию. В частных разговорах представители английс­ких энергокомпаний говорили, что по законам Ве­ликобритании практически невозможно отключить потребителя за неуплату, а счетчик с предоплатой, устанавливаемый потребителю по его личному жела­нию, реализует это безотказно. Но чтобы потреби­тель захотел установить у себя такой счетчик энерго­компаниями проводится огромная рекламная и мар­кетинговая подготовка.

Английские распределительные энергокомпании рекламируют среди потребителей внедрение счетчи­ков с предварительной оплатой при помощи элект­ронного ключа, подчеркивая следующие их досто­инства:

  • возможность использования многотарифных систем расчетов любой сложности;

  • возможность для потребителя самому управ­лять расходами за электроэнергию;

  • возможность зарядки ключа в любое удобное для потребителя время;

  • постоянная информация потребителя о его финансовом положении в оплате за электроэнергию.

Устройства зарядки ключей (УЗ) энергокомпа­нии стремятся расположить таким образом, чтобы от любого потребителя УЗ было удалено не более, чем на 1 милю. Все отделения энергокомпаний в обязательном порядке должны также иметь УЗ и до­ступ к ним в течение 24 часов. Эти устройства уста­навливаются также в общественных гаражах, почто­вых отделениях, библиотеках и других надежных (ох­раняемых) публичных местах. За собранные на каж­дом УЗ деньги энергокомпания платит владельцу помещения, в котором расположено УЗ, определен­ный процент с собранной суммы. Все УЗ, как пра­вило, через коммутируемые телефонные каналы свя­заны с ЭВМ центра сбора информации о поступаю­щих платежах.

Когда действующие тарифы стабильные, систе­ма работает хорошо, но проблемы возникают при изменении тарифной системы и необходимости син­хронной и быстрой перестройки всех УЗ и счетчиков на новую систему тарифов. Чтобы облегчить реше­ние подобных задач, на электронных ключах могут заранее программироваться предстоящие изменения тарифов, которые затем реализуются встроенными в счетчик часами с календарем.

В среднем англичанин платит за электроэнергию один раз в неделю, а средний размер платежа состав­ляет 10 фунтов. На один ключ единовременно не может быть записана сумма более 250 фунтов.

При первоначальной установке счетчика с клю­чом потребителю выдается бесплатно один ключ, на котором уже открыт кредит на 10 фунтов (одна не­деля потребления). До истечения этого кредита по­требитель должен посетить УЗ и зарядить свой ключ в удобном для него объеме.

^ 5.2. Опыт Южно-Африканской Республики (ЮАР) по применению систем предоплаты за электроэнергию

Электросчетчик с предоплатой «Кешпауэр 2000»

При внедрении системы предварительной оплаты за электроэнергию в ЮАР с учетом специфики стра­ны используется новая клавишная система передачи платежей при помощи электросчетчика «Кешпауэр 2000», для которого не нужно ни карточек, ни жето­нов, ни монет.

Это электросчетчик с предварительной оплатой, в котором с помощью клавишного набора осуществ­ляется продажа электроэнергии в кредит.

Потребитель приобретает электроэнергию (в кВт-ч) в пункте продажи или у уполномоченного дилера и получает «чек передачи кредита» (ЧПК). На нем печатается уникальный номер передачи кре­дита, действительный только для данного конкрет­ного счетчика и данной операции; чек является од­новременно квитанцией при проведении операции.

С помощью клавишного набора потребитель вруч­ную вводит в счетчик 16-значный номер (код) пере­дачи кредита. Скрытая информация, содержащая­ся в номере передачи кредита, обрабатывается затем микроконтроллером счетчика. Приобретенные еди­ницы электроэнергии автоматически прибавляются к любому существующему кредитному балансу, и на экране отображается новый кредитный баланс.

Когда записан номер передачи кредита, три светодиода отображения состояния кредита, располо­женные в форме секций светофора для регулирова­ния дорожного движения (зеленый, желтый, крас­ный), позволяют потребителю мгновенно опреде­лить состояние кредита.

Счетчик предупредит вас, когда закупленная вами электроэнергия будет подходить к концу.

Номер передачи кредита записывается скрыто, то есть приобретаемое количество электроэнергии и другая нужная информация совершенно «невидима», и никто кроме законного покупателя не может ин­терпретировать, прочесть или использовать ее. ЧПК можно расшифровать или декодировать только с по­мощью данного счетчика, который использует для этого сложный математический алгоритм, содержа­щийся в электронном устройстве счетчика.

«Кешпауэр 2000» не признает дважды один и тот же номер. В каждой операции используются раз­личные номера передачи кредита.

Между счетчиком и пунктом продажи нет ника­кой связи. Каждый счетчик «Кешпаэр 2000» являет­ся автономным.

Уникальная система передачи кредита «Кешпауэр 2000» обладает рядом важных преимуществ как для потребителя, так и для поставщика электроэнергии. Использование скрытого алгоритма обеспечивает за­щиту собственности и оптимальную безопасность — даже при утере ЧПК. Недорогие доступные чеки мож­но заменять, не боясь дублирования или нанесения финансового ущерба.

Для того, чтобы предотвратить введение потре­бителем цифр наугад в надежде правильно набрать номер передачи кредита, промежутки между неудач­ными попытками в «Кешпауэр 2000» постоянно уве­личиваются. Это эффективно действует даже на са­мых настойчивых «экспериментаторов», не позво­ляя им вывести систему из строя.

Клавишный набор, расположенный на передней панели, является чрезвычайно надежным; с ним так же легко обращаться, как с телефоном. Устройство позволяет регулировать предел отключения от сети питания при повышенном токе, что отвечает огра­ничению по установленной мощности потребления электроэнергии. На этой панели расположены так­же без труда понятные пиктограммы и светодиоды для управления работой. Во время эксплуатации норма потребления отображается путем включения светодиода.

Через клавишный набор потребитель может по­лучить доступ к информации, включая наличную сумму кредита, общее количество потребленной элек­троэнергии, номер счетчика и предел отключения от сети питания при превышении тока потребления.

Имеется также двухкорпусное исполнение счет­чика, когда измерительная часть монтируется на ле­стничной клетке, а панель отображения информа­ции и управления устанавливается непосредственно в квартире. Измерительная часть может включать в себя четыре счетчика одновременно.

Счетчик открыт для дальнейшего усовершенство­вания.

Изобретателем этой клавишной кредитной трансферной номерной системы является фирма «Спеско», ныне входящая в концерн «Сименс» ,и запатен­товавшая ее в Южной Африке и Европе. По ее ли­цензиям такие счетчики изготавливает на своих за­водах в Южной Африке и фирма «Шлюмберже».
^
1.1.1.1.1Организация предварительной продажи электроэнергии в ЮАР

Успешное внедрение системы продажи электро­энергии с предварительной оплатой зависит не толь­ко от электросчетчика, но еще в большей степени от инфраструктуры продажи.

Так как счетчики «Кешпаур 2000» с предвари­тельной оплатой являются автономными прибора­ми, не объединенными в компьютерную сеть, и для них не требуется никаких физических опознавательных знаков, пункты продажи «Кешпауэр 2000» могут работать очень гибко и могут быть сконфигурированы с целью удовлетворения как небольших (менее чем на 1000 потребителей), так и крупных распределителей энергии.

Типовая система продажи состоит из главной станции системы «Кешпауэр 2000» на базе ПЭВМ и блоков выдачи кредита на базе ПЭВМ или регистра­торов наличных денег (кассовых аппаратов) на базе ПЭВМ, каждый из которых работает на базе специ­ального программного обеспечения.

Кроме перечисленных стационарных устройств в системе «Кешпауэр 2000» используются также пере­носные минитерминалы продажи «Пауэр-Венд», поставляемые в комплекте со встроенным принте­ром номера передачи кредита, модемом и встроен­ным аккумулятором, имеющие габариты 116х148х301 мм и вес всего 1,8 кГ. «Пауэр-Венд» является мно­гофункциональным терминалом, печатающим как ЧПК, так и свободные ответы. Он позволяет при минимальном риске создать множество пунктов про­дажи электроэнергии. В ЮАР имеется опыт осна­щения ими контролеров энергоснабжающих органи­заций, осуществляющих с их помощью продажу элек­троэнергии абонентам. Аккумулятор позволяет осу­ществить до 200 продаж. Передача данных от «Пау­эр-Венда» в главную станцию системы осуществля­ется через встроенный модем и (или) ПЭВМ типа «ноутбук».

Однако самым перспективным в системе «Кеш­пауэр 2000» является то, что вся информация, отно­сящаяся к конкретной операции продажи, кодирует­ся своим уникальным номером, который может пе­редаваться через существующие сети передачи данных, включая обычный телефон. При наличии банковско­го счета абонент может позвонить в банк и купить у него необходимое количество энергии. При этом банк сформирует и сообщит абоненту ЧПК, одновременно списав с его счета необходимую сумму.

6. ВЫВОДЫ

В настоящее время все технические вопросы со­здания любых необходимых потребителю ИИС раз­решимы с использованием как отечественной, так и зарубежной техники.

Вопрос приоритетного развития того или иного направления в области учета определяется только экономической целесообразностью.

Главгосэнергонадзор России при выпуске НТД, путем согласования ТЗ и ТУ на технические средства учета, информации потребителей через свои регио­нальные управления, ТУГЭН, систему информаци­онных писем и печатные издания (в первую очередь — «Вестник Главгосэнергонадзора России») посто­янно будет проводить в жизнь передовые идеи в об­ласти организации учета электроэнергии, а также оказывать консультационную помощь в этих вопро­сах всем разработчикам, производителям и потре­бителям систем учета электроэнергии.




Похожие:

В. В. Тубинис, зам начальника Главгосэнергонадзора России iconСкороход иван Иванович
Ссср: представитель в гдр и Анголе, зам начальника управления, зам начальника Всесоюзного объединения Соврыбфлот. С 1997 года – первый...
В. В. Тубинис, зам начальника Главгосэнергонадзора России iconПротокол октябрьской конфенции реализация комплексного проекта модернизации образования на территории эвенкийского муниципального района
Дранова Лариса Николаевна – зам начальника управления образования администрации эмр
В. В. Тубинис, зам начальника Главгосэнергонадзора России iconДонзаресков василий Иванович
Мурманского тралового флота, с 1974 года – зам начальника врпо «Севрыба», в 1977-79 годах начальник «Севрыбы». С 1979 года на пенсии...
В. В. Тубинис, зам начальника Главгосэнергонадзора России iconГоловнин геннадий Федорович
Работал помощником капитана на промысловых судах типа срт, с 1965 года капитан-директор больших морозильных траулеров (в частности,...
В. В. Тубинис, зам начальника Главгосэнергонадзора России iconБуданов константин Николаевич
Баренцевом море. С 1980 года зам начальника «Севрыбпромразведки», с 1984 года начальник «Мурманрыбвода». В 1993 году – главный капитан...
В. В. Тубинис, зам начальника Главгосэнергонадзора России iconМесионжник наум Иосифович
Ленинград. После демобилизации работал на станкостроительном заводе, с 1952 года – в Мурманском траловом флоте. Получил диплом судоводителя....
В. В. Тубинис, зам начальника Главгосэнергонадзора России iconКорельский владимир Федорович
Баренцрегионе. С 2001 года – зам начальника контрольного управления Правительства рф, с 2004 года – директор Департамента рыбохозяйственной...
В. В. Тубинис, зам начальника Главгосэнергонадзора России iconПлан основных мероприятий отдела гимс главного управления мчс россии по Ярославской области на 2011 год
Мероприятия, проводимые под руководством начальника гу мчс россии по Ярославской области
В. В. Тубинис, зам начальника Главгосэнергонадзора России iconКиреев сергей Васильевич
Ломоносове Ленинградской области \1955\. Служил механиком на вспомогательных кораблях Северного флота, преподавал в школе специалистов...
В. В. Тубинис, зам начальника Главгосэнергонадзора России iconКлимашевич николай Павлович
С июля 1986 года – зам директора по кад­рам, с июня 1988 – моринспекктор, с марта 1994 года – зам генерального директора, с 1998...
Разместите кнопку на своём сайте:
Документы


База данных защищена авторским правом ©podelise.ru 2000-2014
При копировании материала обязательно указание активной ссылки открытой для индексации.
обратиться к администрации
Документы

Разработка сайта — Веб студия Адаманов