Казахской академии транспорта

 
 
ҚазККА Хабаршысы № 6 (73), 2011 
 
 
 
153
цифрового  потока  и  временем  задержки  на  кодеке.  Чем  меньше  скорость  передачи 
данных, тем большую задержку вносит кодек в передачу VoIP. 
VoIP
ТфОП
VoIP
VoIP
VoIP
VoIP
PE3
PE2
PE4
PE1
АТС
б)
а)
 
Рисунок 1 – Структура современных сетей VoIP 
Таблица 1- Кодеки, применяемые в системах VoIP 
Кодек 
Скорость 
передачи, 
кбит/с 
Длина 
кадра, мс 
Число 
сэмплов 
Задержка, мс MOS 
ITU-T G.711  
64 
0,125 
1 
0,125 
4,5 
ITU-T G.721 
32 
0,425 
1 
0,425 
4 
ITU-T G.723 
5,3; 6,3 
30 
20; 24 
67,5 
3,4 
ITU-T G.726 
16; 24; 32; 40 
0,425 
1 
0,425 
2; 3; 4; 4,3 
ITU-T G.727 
16; 24; 32; 40 
0,425 
1 
0,425 
2; 3; 4; 4,3 
ITU-T G.728 
128; 16 
5 
- 
5 
4,2 
ITU-T 
G.729 
CS 
8  10 
10 25 4 
ITU-T 
G.719 
ACS 
8  10 
10 25 4 
ANSI GSM FR 
13 
20 
- 
20 
3,5 
ANSI GSM-
HRVSELP 
5,6 20 
-  20  - 
ANSI GSM-
EFRACELP 
122 20 
- 
20  - 
 
Рисунок 2 – Последовательное преобразование сигнала в сети VoIP 

 
 
ҚазККА Хабаршысы № 6 (73), 2011 
 
 
 
154
После  преобразования  цифровой  поток  разделяется  на  кадры VoIP (дейтаграммы 
IP).  Последней  стадией  преобразования  речевого  сигнала  является  добавление 
специального  потока  служебных  данных,  который  можно  трактовать  как  систему 
абонентской сигнализации. 
Соответствующая  структура  сигнального  обмена  на  различных  уровнях  модели 
Open System Interconnection (OSI) представлена на рисунке 3. Как показана на рисунке 3, в 
сетях VoIP на  сетевом  уровне  используется  протокол IP . Транспортный  уровень 
обеспечивает  протоколы Transmission Control protocol (TCP) и User Datagram Protocol 
(UDP).  На  уровне  приложений  речевой  трафик  передается  через  систему  сигнализации 
поверх UDP, а сигнализация выполняется обычно с использованием протокола SIP поверх 
TSP  или UDP. У  системы  сигнализации SIP есть  альтернативы,  например  Н.323,  однако 
именно  этот  протокол  получил  наибольшее  распространение,  поскольку  он  позволяет 
легко  интегрировать SIP в  интернет, Web, E-mail и  другие  услуги  современных  систем 
NGN. 
Дополнительные услуги
SIP
RTP
сигнализация
речь поверх IP
приложения
передача
сеть
PINT
. . .
IMP
SDP
видео
аудио
TCP
UDP
IP
 
 Рисунок 3 – Структура системы сигнализации VoIP 
В  качестве  примера  функционирования  протокола SIP на  рисунке 4 показан 
процесс установления соединения между двумя терминалами сети VoIP. 
 
Рисунок 4 – Установление соединения в сети VoIP с использованием протокола SIP
 

 
 
ҚазККА Хабаршысы № 6 (73), 2011 
 
 
 
155
Вывод.
  В  настоящее  время,  все  большую  популярность  приобретают IP-АТС, 
которые, кроме функций шлюза IP-телефонии, выполняют также традиционные функции 
обычных офисных АТС. Таким образом, при организации телефонной связи через IP-сети 
с  использованием IP-АТС  можно  вполне  обойтись  без  офисной АТС,  т.е.  сэкономить  на 
дополнительном оборудовании. 
Одним из основных преимуществ является сокращение физической среды передачи 
голоса. Как нам известно самое дорогое в сетях связи – это физическая среда или кабель 
(электрический,  оптический).  Технология VoIP позволяет  передавать  голос  по  сетям 
Интернета  поверх IP потока,  так  же  быстро  и  надежно,  без  задержек  и  потерь  (уже  не 
помех)  как  и  обычная  телефония.  Соответственно,  соотношение  цены  к  качеству  будет 
неуклонно  уменьшаться,  так  как  развитие  мультисервисной  технологии  идет  большим 
темпом. 
ЛИТЕРАТУРА 
1.  Гургенидзе А. Мультисервисные сети. – М: Datatel, 2003. – 124 с. 
2.  Журнал «Мобильные системы», №12, 1999. – 10 с. 
3.  Бакланов И.Г. NGN: принципы построения и организации. – М: Экотрендз, 2007. – 335 с. 
 
 
УДК 621.316.925 
Казанина  Ирина  Владимировна – к.т.н.,  доцент  (г.  Алматы,  Алматинский 
университет энергетики и связи) 
Вьюник  Андрей  Юрьевич – магистрант  (г.  Алматы,  Алматинский 
университет энергетики и связи) 
РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ СВОБОДНО ПРОГРАМИРУЕМОЙ 
ЛОГИКИ УСТРОЙСТВА ДИСТАНЦИОННОЙ ЗАЩИТЫ «SIPROTEC 7SA522» 
ПРИ ИСЧЕЗНОВЕНИЕ ВО ВТОРИЧНЫХ ЦЕПЯХ НАПРЯЖЕНИЯ 
В  релейной  защите  в  последнее десятилетие  произошли  качественные  изменения, 
вызванные широким использованием цифровой (микропроцессорной) техники. Указанное 
обусловлено,  в  первую  очередь,  существенными  преимуществами  релейной  защиты  на 
микропроцессорной основе по сравнению с электромеханической и электронной релейной 
защитой. Эти преимущества заключаются, прежде всего, в следующем: 
•  повышении  аппаратной  надежности,  уменьшении  массы  и  габаритов  устройств, 
благодаря  существенному  уменьшению  числа  используемых  блоков  и  соединений  (одно 
микропроцессорное  устройство  выполняет  обычно  различные  защитные  функции,  для 
реализации которых ранее требовалось несколько устройств); 
•  существенном  повышении  удобства  обслуживания  и  возможности  сокращения 
обслуживающего персонала; 
•  расширении  и  улучшении  качества  защитных  функций  (чувствительности, 
селективности, статической и динамической устойчивости функционирования); 
•  возможности  непосредственной  регистрации  процессов  и  событий  и  анализа 
возникших в энергосистеме повреждений; 
•  принципиально  новых  возможностях  управления  защитой  и  передачи  от  нее 
информации на географически удаленные уровни управления; 
Принципы  построения  и  алгоритмы,  используемые  в  цифровой  релейной  защите, 
во многом отличаются от применяемых в электромеханических и электронных релейных 
защитах,  ввиду  существенно  различающихся  технической  основы  и  способов  обработки 
информации. Новые возможности цифровой обработки сигналов и обмена информацией, 

 
 
ҚазККА Хабаршысы № 6 (73), 2011 
 
 
 
156
позволяют  реализовать  целый  ряд  защитных  функций,  которые  невозможно  было 
осуществить ранее. 
Все  это  делает  возможным  повышение  эффективности  релейной  защиты  при 
применении  цифровых  устройств,  благодаря  более  полному  учету  повреждений  в 
энергосистеме,  большей  долговечности  и  меньшим  затратам  на  обслуживание,  прежде 
всего  периодическое,  вследствие  возможности  увеличения  сроков  между  проверками  и 
отсутствия необходимости ревизии каких-либо механических элементов. 
Однако  указанное  повышение  эффективности  может  быть  достигнуто  лишь  при 
правильном понимании и применении функций цифровой релейной защиты, и, в первую 
очередь,  функций  сложных  защит.  Это  обусловлено  тем,  что  цифровая  релейная  защита 
обладает рядом существенных особенностей по сравнению с предыдущими поколениями 
устройств  релейной  защиты.  Указанное  относится,  прежде  всего,  к  самой  структуре 
построения  цифровой  релейной  защиты,  где  не  существует  физических  блоков, 
соответствующих  отдельным  защитным  функциям.  Это  определяет  необходимость 
изменения подхода и к проверке цифровой релейной защиты: подведением определенных 
комбинаций  входных  величин  следует  убедиться  не  только  в  действии  проверяемых 
функций, но и в недействии других функций [1]. 
Как  показывает  статистика,  общий  процент  неправильных  действий  цифровой 
релейной  защиты,  особенно  сложных  устройств  в  начальный  период  эксплуатации  не 
снижается  по  сравнению  с  электромеханическими  и  статическими  устройствами 
защитами,  а  в  некоторых  случаях  даже  возрастает.  Это  определяется  не  отказами 
аппаратуры,  а,  в  первую  очередь,  ошибками  при  проектировании  и  обслуживании, 
связанными  с  неправильным  использованием  отдельных  функций  защит,  ошибками  при 
выборе и установке их параметров и уставок. Эффективным средством снижения ошибок 
является  использование  программ  расчета  уставок  и  автоматизированных  средств 
проверки [1]. 
Исследованию  и  разработке  свободно  программируемой  логики  дистанционной 
защиты устройства “Siprotec 7SA522”  при исчезновении напряжения во вторичных цепях 
посвящена данная статья.  
Актуальность  исследований  по  данному  направлению  возникла  при  аварийном 
режиме  на  одной  из  подстанций.  На  ПС-500кВ  Хабаровская  МЭС  Востока  из-за 
повреждения  изоляции  кабеля,  вторичных  цепей  трансформатора  напряжения,  
отключился  автомат  «звезды»  трансформатора  напряжения  ВЛ-500кВ  БГЭС  -
Хабаровская-1.  При  включении  диспетчером  автомата  ТН  излишне  отключилась  ВЛ-
500кВ  Бурейская  ГЭС-Хабаровская-1  от 1 ступени  дистанционной  защиты,  терминала 
резервных защит воздушной линии 7SA522.  
Излишнее  срабатывание  терминала 7SA522 произошло  в  момент  подачи    на 
терминал неисправных цепей напряжения после их отсутствия. 
Послеаварийная  проверка  терминала  выявила,  что  блокировка  работает    при 
симметричном  пропадании  цепей  напряжения  (отключение  автомата)  или  первом 
несимметричном  пропадании  цепей  напряжения,  при  этом  в  терминале  не  происходит 
запоминания  факта  неисправности  цепей  напряжения.  В  случае  последующего 
пропадания  фазы  цепей  напряжения  или  подачи  неисправных  цепей  напряжения 
блокирования  дистанционной  защиты  не  происходит,  вследствие  чего  возможна    ее 
ложная работа. 
Для 
предотвращения 
подобных 
нарушений
 
была 
разработана 
схема 
дополнительной блокировки дистанционной защиты при неисправности вторичных цепей 
напряжения (схема блокировки).  

 
 
ҚазККА Хабаршысы № 6 (73), 2011 
 
 
 
157
Схема  блокировки  выполняется  на  медленной  логике  терминала                (RS-memo 
триггер  и  элемент NEG) и  логике  измерений  (три  элемента Upper setpoint, два  элемента 
Low  setpoint, элемент AND). 
Для реализации схемы необходимо на вход  «S» RS-memo триггера завести сигнал 
сбой предохранителя ТН (мгновенная сигнал) «Measurem. Super VT FuseFail OUT». Выход 
«Q» триггера должен блокировать дистанционную защиту (21 Distance) и действовать на 
ввод  резервной  токовой  защиты (5Х Backup Over Current). Снятие  блокировки  должно 
происходить сигналом «Nalichie U» (исправность цепей напряжения), подаваемым на вход 
«R» триггера, представленного на рисунке 1.  
 
Рисунок 1 - Схема дополнительной блокировки дистанционной защиты терминала 7SA522 при 
неисправностях в цепях напряжения 
Сигнал  наличия  напряжения  должен  быть  сформирован  в  логике  измерений  с 
помощью  элементов Upper setpoint  и Low  setpoint (рисунок 2). На  три  элемента Upper 
setpoint  необходимо  завести  фазные  величины.  Уставки  элементов  контроля  напряжения  
Upper setpoint:  Uа>0,8Uном, Uв>0,8Uном, Uс>0,8Uном . 
На    два  элемента Low  setpoint  необходимо  завести  напряжения  обратной  и 
нулевой  последовательности.  Уставки  элементов  контроля  напряжения Low  setpoint: 
U2<0,1Uном и 3U0<0,1Uном. 
 После  чего  выходы  всех  элементов  контроля  напряжения  заводятся  на  вход 
элемента AND и с его выхода сформируется сигнал наличия напряжения «Nalichie U».  
Предлагаемые  в  статье  уставки  элементов  контроля  напряжения Upper setpoint  и 
Low  setpoint необходимо согласовывать для каждой конкретной воздушной линии. 
Время  возврата  схемы  блокировки  при  подаче  исправных  цепей  напряжения 
порядка одной секунды.  
  Векторная диаграмма пропажи вторичных цепей напряжения (рисунок 3) является 
подтверждением  эксперимента,  который  позволяет  проверить  правильное  действие 
защиты при применении дополнительного алгоритма блокировки дистанционной защиты.   
 

 
 
ҚазККА Хабаршысы № 6 (73), 2011 
 
 
 
158
 
Рисунок 2 –  Схема дополнительной блокировки. Формирование сигнала наличие напряжения 
 
Рисунок 3 – Векторная диаграмма пропажи вторичных цепей напряжения 

 
 
ҚазККА Хабаршысы № 6 (73), 2011 
 
 
 
159
На  рисунке 4 представлено  действие  защиты  при  вводе  дополнительной 
блокировки, на котором видно, что блокируется основная защита терминала 7SA522 (21 
Distance Block) и происходит запуск резервной токовой защиты (5Х Backup Over Current 
Pickup). 
 
Рисунок 4 – Действие защиты при вводе дополнительной блокировки 
Выводы: 
1.  Разработан  дополнительный  алгоритм  блокировки  дистанционной  защиты  в 
свободно  программируемой  логике (CFC), предотвращает  неправильную  работу 
устройства защиты. 
2.   Произведен  эксперимент  с  аналогичным  аварийным  режимом,  с  помощью 
которого  было  доказано,  что  при  вводе  дополнительного  алгоритма  блокировки 
дистанционной  защиты,  устройство «Siprotec 7SA522» работает  верно,  не  производя 
ложных отключений при неисправностях во вторичных цепях напряжения. 
ЛИТЕРАТУРА 
1.  Шнеерсон Э.М.  Цифровая релейная защита. – М.: Энергоатомиздат, 2007. – 549 с. 
2.  Циглер  Г.  Цифровая  дистанционная  защита:  принципы  действия  и  применение / 
Перевод с англ. под ред. Дъякова А.Ф. – М.: Энергоиздат. 2005. – 322 с. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 
 
ҚазККА Хабаршысы № 6 (73), 2011 
 
 
 
160
УДК 621.316.1.017 
Казанина  Ирина  Владимировна – к.т.н.,  доцент  (г.  Алматы,  Алматинский 
университет энергетики и связи) 
Минажова  Саулеш  Аманбаевна – магистрант  (г.  Алматы,  Алматинский 
университет энергетики и связи) 
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ СНИЖЕНИЯ ПОТЕРЬ 
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ  10-0,4КВ 
        В  настоящее  время  вопросам  расчета  и  анализа  потерь  электроэнергии  (ПЭ)  и 
разработке мероприятий по их снижению посвящается большое количество исследований. 
Резкое  обострение  проблемы  снижения  ПЭ  в  электрических  сетях  требует  активного 
поиска  новых  путей  ее  решения  и  подходов  к  выбору  соответствующих  мероприятий,  а 
главное,  к  организации  работы  по  снижению  потерь.  Анализируя  динамику  изменения 
фактических и нормативных потерь в электрических сетях АО «АЖК» г.Алматы с 2002-
2010  гг.,  можно  сказать,  что  в 2006 г.  уровень  утвержденных  нормативных  потерь 
электроэнергии  в  сетях  АО  «АЖК»  составлял 19,28% (рис.1).  Начиная  с 2007 года, 
уровень утвержденных нормативных потерь ежегодно снижается. При этом фактические 
потери  по  состоянию  на 2010 год    остаются  на  уровне 18-19 %. Анализ  составляющих 
потерь электроэнергии показал, что основная причина невыполнения норматива потерь - 
это  коммерческие  потери,  которые  составляют  львиную  долю (25-50%) общих 
технологических потерь. 
          
 
Рисунок 1 - Динамика изменения фактических и нормативных потерь в электрических сетях АО 
«АЖК» г.Алматы за период  с  2002 по 2010 гг. 
        Достаточно  часто  наличие  коммерческих  потерь  объясняют  хищениями 
электроэнергии.  На  самом  же  деле,  около 50 % коммерческих  потерь  обусловлено 
несовершенством  и  погрешностями  системы  учета  электроэнергии,  в  том  числе 
нарушениями  межповерочного  интервала [1]. На  сегодняшний  день  измерение  потерь  в 
АО «АЖК» достигается путем обхода контроллеров жилых и административных зданий. 
Анализ  работы  линейного  персонала  АО  «АЖК»  показал,  что  контролер  в  течение 
рабочего  дня  в  среднем  снимает  показания  у 46 бытовых  потребителей.  Для  того  чтобы 
произвести 100% съем показаний электросчетчиков у бытовых потребителей, необходимо 
от 5 до 16 месяцев  в  зависимости  от  РЭС.  При  этом  надо  помнить,  что  не  всегда 
контролеру  удается  попасть  на  территорию  потребителя.  Впоследствии  чего  считается, 

 
 
ҚазККА Хабаршысы № 6 (73), 2011 
 
 
 
161
что потребленная электроэнергия этими абонентами являются потерями электроэнергии в 
распределительных  сетях.  Это  обстоятельно  серьезно  сказывается  на  корректности 
определения 
величины 
полезного 
отпуска 
электроэнергии, 
соответствующей 
фактическому потреблению абонента.  
        По  существу,  коммерческие  потери – это  фактический  небаланс  электроэнергии  в 
электрической  сети.  Для  определения  величины  небаланса  электрической  энергии  по 
сетям необходимы следующие исходные данные: 
•  схема электрической сети 6(10)-0,38 кВ; 
•  паспортные данные участков сети и распределительных трансформаторов; 
•  классы точности приборов измерительных комплексов и показания счетчиков 
      электроэнергии, установленных: 
- на головных участках линий 6(10) кВ; 
- на стороне 0,4 кВ распределительных трансформаторов 6(10)/0,4 кВ 
  (если такой учет есть); 
- на головных участках линий 0,38 кВ (если такой учет есть); 
- у абонентов, подключенных к сети 6(10) и 0,38 кВ [2]. 
        В  связи  с  вышеизложенным,  важное  значение  приобретают  расчетные  методы  анализа 
составляющих баланса электроэнергии, достоверный учет отпущенной и потребленной энергии 
и  выбор  оптимального  комплекса  мероприятий  по  снижению  коммерческих  потерь.  В  целях 
достоверного  ведения  баланса  электроэнергии  и  корректного  определения  его  составляющих 
особую актуальность приобретают разработка и внедрение автоматизированных систем учета и 
контроля  электроэнергии  (АСКУЭ),  позволяющих  иметь  полную  информацию  об  объектах 
электроснабжения. Современные АСКУЭ помимо дистанционного съема показаний счетчиков 
позволяет  решать  целый  комплекс  задач:  контроль  состояния  объектов  электроэнергетики, 
параметров  качества  электроэнергии,  построение  характерных  графиков  нагрузки,  расчет 
балансов  и  технических  ПЭ.  Немаловажным  достоинством  АСКУЭ  является  возможность 
проводить  мероприятия,  выявляющие  факты  хищений  электроэнергии,  например,  выявлять 
места несанкционированных подключений к линиям электроснабжения. Технические средства 
АСКУЭ  позволяют  регистрировать  факты  повышения  и  понижения  напряжения  в 
электрической  сети  и  защищать  электрооборудование  потребителей  от  повреждений  в  этих 
режимах [3]. 
        В  целях  оценки  эффективности  внедрения  АСКУЭ  в  распределительных  сетях 10-0,4кВ 
АО  «АЖК»  провел  сравнительный  анализ  потребления  электроэнергии  до  и  после  ее 
установки.  В  качестве  измерительного  инструмента  была  применена  АСКУЭ  на  базе PLC 
модема,  который  осуществляет  контроль  потребления  электроэнергии  непосредственно  по 
самой  распределительной  силовой  сети 0,4 кВ.  Для  определения  величины  полезно 
отпущенной  и  потребленной  электроэнергии  счетчики  устанавливались  на  стороне 0,4кВ 
трансформаторных подстанции 10-0,4кВ и непосредственно у абонентов подключенных к сети 
10-0,4кВ. Эксперимент был проведен в жилом доме №5 РЭСа-7 с учетом 68 квартир. 
         На  основе  полученных  данных  выполнен  анализ  баланса  потребления 
электроэнергии (табл. 1).  
Таблица 1 – Балансовый отчет потребления электроэнергии  
№ кв 
№ счетчика 
Тип счетчика 
Показания 
счетчика до 
установки 
АСКУЭ, кВт.ч 
Показания 
счетчиков после 
установки 
АСКУЭ, кВт.ч 
1 
2257276 (16)СО-И 446 М 44151,6 
44209,5
2 
8758708 (16)СО-И 446 М 18881,2 
18899,8

 
 
ҚазККА Хабаршысы № 6 (73), 2011 
 
 
 
162
3 
2270029 (16)СО-И 446 М 39903,3
39967,4
4 
8758711 (16)СО-И 446 М 45868,0
45930,2
5 
АА921431 (93)СО-Э701 14764,9
14886,3
6 
8015707 (14)СО-И 446 
6129,9
6147,2
7 
2801204 (15)СО-И 446  
5159,5
5165,0
8 
1023401 (16)СО-И 446 М 27670,3
27703,5
9 
4378587 (16)СО-И 446 М 21665,0
21706,1
10 
2009527 (75)ЦЭ687П 1,0 
4372,6
4418,5
11 
061390 (88)СО-Э701 16388,7
16454,9
12 
0892217 (16)СО-И 446 М 37345,0
37797,8
13 
6778942 (14)СО-И 446  
6097,6
6108,6
14 
Б8952743 (15)СО-И 446 
2275,3
2275,3
15 
7868522 (22)СО-И 446  
2783,7
2831,1
16 
0002137 (219)СО-И 411 
15103,9
15134,5
17 
1205515 (16)СО-И 446 М 38906,6
38992,2
18 
0077890330 (1131)СЕ-101 1323,1
1363,2
19 
1209545 (16)СО-И 446 М 33021,6
33065,2
20 
2287840 (15)СО-И 446 
2977,7
2978,8
21 
040295 (88)СО-Э701 10912,2
10926,3
22 
3126325 (16)СО-И 446 М 21176,5
21192,8
23 
3080368 (15)СО-И 446 
2420,7
2420,7
24 
0132123 (21)СО-И 449 М 27742,7
27945,5
25 
172598 (82)Е73С 16803,2
16849,5
26 
236866 (96)Меркурий 14830,85
14890,23
27 
9219577 (14)СО-И 446 
1204,0
1613,0
28 
00032368 (19)СО-И 446 М 21921,8
21965,0
29 
094621 (115)СО-И 6160 
18204,7
18260,9
30 
230475 (96)Меркурий 15675,5
15754,4
31 
00000649 (96)Меркурий 12196,1
12250,1
32 
20599 (518)СО ЭЭ 9301 
23191,8
23243,5
33 
109409 (82)Е73С 27991,9
28053,5
34 
4725288 (16)СО-И 446 М 27579,9
27583,1
35 
001531 (21)СО-И 449 М 50832,5
50904,4
36 
064150 (82)Е73С 28578,4
28622,0
37 
0077892502 (1131)СЕ-101 3666,2
3727,8
38 
0036260 (17)СО-И 446 
16050,1
16103,4
39 
0001259 (22)СО-И 446  
34374,0
34451,0
40 
6003738 (15)СО-И 446  
2944,0
2997,8
41 
2382877 (14)СО-И 447 
4337,3
4390,6
42 
161715 (82)Е73С 39240,5
39296,4
43 
000817 (75)ЦЭ687П 1,0 
9125,4
9163,1
44 
2267472 (16)СО-И 446 М 30403,6
30491,6
45 
0127614 (17)СО-И 446 М 29635,6
29671,1
46 
419307 (78)СО-505 31819,2
31916,8

жүктеу/скачать 8,59 Mb.

Достарыңызбен бөлісу: