Здесь можно найти образцы любых учебных материалов, т.е. получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ и рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


отчет по практике Отчет по производственной практике АК "Транснефть" ОАО "Центрсибнефтепровод"

Информация:

Тип работы: отчет по практике. Добавлен: 19.05.2012. Сдан: 2011. Страниц: 8. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


Оглавление
      Введение
    Общие сведения о районе работ и задачах предприятия
    Технологические схемы и оборудование насосной станции
    2.1. Насосные станции, режимы их работы, технологическая схема НПС
    2.2. Насосы и электродвигатели НПС
     2.3. Линейная часть трубопроводов
     2.4. Производственные и вспомогательные цеха
     2.5. Производство ремонтно-восстановительных работ
    Специальный вопрос
    Безопасность труда и охрана окружающей среды
   Заключение
   Список литературы 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

   Введение
    Место прохождения практики: г.Стрежевой, АК «Транснефть», ОАО Центрсибнефтепровод, РНУ «Стрежевой». Город расположен на берегу правой протоки реки Обь, в 70 км от г. Нижневартовск, в 970 км к северо-западу от Томска.
   Фактический срок практики: 16 июня 2010г. – 16 августа 2010г.
    Рабочее место: отдел эксплуатации нефтепроводов РНУ «Стрежевой»,      НПС «Александровская».
   Должность: трубопроводчик линейный 3 разряда;
   Организационная структура предприятия: представлена на рис. 1.
   
   Рис. 1
   Основная задача трудового коллектива предприятия - транспортировка углеводородного сырья по магистральным трубопроводам. 
 

       Задачи практики:
    общее ознакомление с предприятием, его перспективами развития;
    изучение производственной структуры и структуры управления производством, технико-экономических показателей работы предприятия;
    изучение технической характеристики, принципов работы и конструкции основного и вспомогательного оборудования;
    приобретение навыков по эксплуатации, обслуживанию и ремонту оборудования объектов продуктопроводов;
    ознакомление с мероприятиями по охране труда, технике безопасности, противопожарной технике безопасности и охране окружающей среды на предприятиях;
    изучение технологии основных процессов транспорта и хранении нефти;
    изучение методов учета транспортируемых и хранимых углеводородов, нормативных и фактических потерь, нормативных и фактических расходов энергии при выполнении основных операций;
    изучение методов оценки технологического состояния основного оборудования и трубопровода, его эффективности и надежности работы;
    изучение методов по оптимизации режимов работы основного оборудования при транспорте и хранения нефти, нефтепродуктов;
    изучение проектно-сметной документации;
      сбор материала для выполнения ВКР.  
     
     
     
     
      Общие сведения о районе работ и задачах  предприятия
     Основные направления деятельности АК «Транснефть»:
    перекачка, координация и управление транспортировкой нефти по магистральным нефтепроводам на нефтеперерабатывающие предприятия России и за ее пределы; 
    профилактические, диагностические и аварийно-восстановительные работы на нефтепроводах;
    координация деятельности по комплексному развитию сети магистральных нефтепроводов и других объектов нефтепроводного транспорта;
    взаимодействие с нефтепроводными предприятиями других государств по вопросам транспортировки нефти в соответствии с межправительственными соглашениями; 
    координация деятельности организаций в решении задач научно-технического прогресса в трубопроводном транспорте нефти, во внедрении новых технологий и материалов; 
    привлечение инвестиций для развития производственной базы, расширения и реконструкции акционерных обществ, входящих в компанию; 
    организация работы по обеспечению охраны окружающей среды в районах объектов нефтепроводного транспорта.
 
     Характеристика  района прохождения  трассы нефтепровода «Александровское – Анжеро-Судженск»
    Нефтепровод «Александровское – Анжеро-Судженск», построен-ный и выведенный на проектную мощность в 1974 году, предназначен для транспортировки нефти с двух основных нефтедобывающих районов: Нижневартовского и Александровского. Протяжённость его трассы составляет 817,5 км. Нефтепровод проходит по территории Томской области и имеет диаметр 1220 мм.
    Для обеспечения проектной мощности 52,5 млн. тонн в год, на нефтепроводе сооружено 8 нефтеперекачивающих станций.
    Трасса нефтепровода «Александровское – Анжеро-Судженск» проходит по участкам с разнообразнейшей аэрогидрографией в сложных природно- климатических условиях. Район прохождения трассы нефтепровода характеризуется резко континентальным климатом с продолжительной холодной зимой и коротким, но тёплым летом. Минимальная температура воздуха в январе достигает -49оС, а максимальная в июле  +37оС. Продолжительность периода с положительной температурой составляет 160-180 дней в году. Среднегодовая температура на северном участке трассы нефтепровода –3,3оС, на южных участках +0,4оС. Максимальное промерзание низких болот достигает 100 см, минимальное 20-30 см.
    Верховые болота, расположенные в районе Александровского, промерзают на 10-15 см больше по сравнению с низинными. Глубина промерзания сухих участков в 1,5-2,5 раза больше. Средняя температура грунта на глубине заложения нефтепровода изменяется в пределах от  –1,6оС до 2,3оС в марте и от +8,9оС до +11,7оС в августе.
    Реки района равнинного типа со сравнительно медленным течением. Левый берег низкий правый крутой. На мелких реках преобладает глубинная эрозия, на крупных боковая, что вызывает сильный размыв берегов. Из крупных рек, пересекающих нефтепровод, можно отметить Обь и его притоки: Васюган, Парабель, Чая, ширина которых в районах переходов колеблется от 650 до 150 м. Залесенность района трассы нефтепровода составляет 80-85 %. Лесные массивы предоставлены частично тайгой с преобладанием ели, сосны и берёзы. 
    Нефтепровод «Александровское – Анжеро-Судженск» проложен в грунтах, представленных болотными отложениями и аллювиальными отложениями современного происхождения зырянского горизонта, а именно, торфяниками с высоким уровнем грунтовых  (1- 1,5 м ).
    Среднемесячные  температуры января по длине трассы изменяются  от  -39оС до  - 22оС, а июля  от +17оС до + 19оС.
    Первый  снег выпадает обычно в конце сентября - начале октября. Устойчивый снежный  покров и установление льда на реках  происходит в конце октября –  начале ноября. Высота снежного покрова  достигает 1,6 м на залесенных участках и 0,6 м на открытых участках. Реки вскрываются в конце апреля – начале мая.
    Среднегодовое количество осадков составляет 450-500 мм. Максимум осадков, до 45% от общего количества, приходится на вторую половину июля и августа.
    Район прохождения трассы плоские и очень широкие равнинные междуречья, характерной особенностью которых является почти полная их заболоченность. Болота по трассе нефтепровода встречаются верховые, низинные и переходные. Особенно сильно заболочено междуречье Оби и Иртыша. Большое количество озёр также влияет на обводнённость местности. Уровень грунтовых вод высок  1-1,5 м.
    Глубина промерзание грунта на не заболоченных участках меняется с севера на юг от 250 до 80 см.  На северном участке трассы температура почвы выше в северном заболоченном районе по сравнению с южным сухими  и особо влажными глинами (с естественной влажностью до 46,5%), с песками, супесями и суглинками относящимся к пылеватым, макропористым, лесовидным, просадочным и  лучистым. Болотные отложения представлены торфом мощностью 2-7 м. Несущая способность торфов не превышает 0,6 2.
     Административно-географическое расположение линейной части магистральных  нефтепроводов РНУ «Стрежевой» ОАО «Центрсибнефтепровод» в приложении А. 
 

      Технологические схемы и оборудование насосной станции
      2.1.  Насосные станции, режимы их работы, технологическая схема   НПС
  Нефтеперекачивающие (насосные) станции подразделяются на головные (ГНПС) и промежуточные (ПНПС). Головная нефтеперекачивающая предназначается для приема нефти с установок её подготовки на промысле или из других источников и последующей закачки нефти в магистральный нефтепровод. Промежуточные станции обеспечивают поддержание в трубопроводе напора, достаточного для дальнейшей перекачки нефти. 
 Объекты, входящие в состав ГНПС и ПНПС, можно условно подразделить на две группы: первую – объекты основного (технологического) назначения и вторую – объекты вспомогательного и подсобно-хозяйственного назначения.

     К объектам первой группы относятся: резервуарный парк; подпорная насосная; узел учёта нефти с фильтрами; магистральная насосная; узел урегулирования давления и узлы с предохранительными устройствами; камеры пуска и приёма очистных устройств; технологические трубопроводы и запорная арматура.  
 К объектам второй группы относятся: понижающая электроподстанция с распределительными устройствами; комплекс сооружений, обеспечивающих водоснабжение станции; комплекс сооружений по отводу промышленных и бытовых стоков; котельная с тепловыми сетями; инженерно-лабораторный корпус; пожарное депо; узел связи; механические мастерские; мастерские ремонта и накладки контрольно-измерительных приборов (КИП); гараж; складские помещения; административно-хозяйственный блок и т.д.  
 На головных нефтеперекачивающих станциях осуществляются следующие технологические операции: приём и учёт нефти; краткосрочное хранение нефти в резервуарах; внутристанционные перекачки нефти (из резервуара в резервуар); закачка нефти в магистральный трубопровод; пуск в трубопровод очистных и диагностических устройств. На ГНПС может производиться подкачка нефти из других источников поступления, например, из других нефтепроводов или попутных нефтепромыслов.  
 На промежуточных нефтеперекачивающих станциях происходит повышение напора транспортируемой нефти с целью обеспечения её дальнейшей перекачки. При работе ПНПС “из насоса в насос” (т.е режиме, при котором конец предыдущего участка нефтепровода подключен непосредственно к линии всасывания насосов следующей НПС) промежуточные НПС не имеют резервуарных парков; в других случаях, когда перекачка ведется через резервуары или с подключенными резервуарами такие парки на ПНПС имеются. На ПНПС устанавливаются также системы сглаживания волн давления и защиты от гидравлических ударов.  
 НПС «Александровская» является головной нефтеперекачивающей станцией.

     Общая характеристика НПС  «Александровская»:
      НПС «Александровская» предназначена для приёма нефти из участков «Самотлор-Александровская» МН «Самотлор-Александровская» и перекачки её из резервуарных ёмкостей по участку «Александровская-Раскино-Парабель» МН «Александровское-Анжеро-Судженск» (км 0-818).
      Нефтеперекачивающая станция «Александровская» является структурным подразделением РНУ «Стрежевой» ОАО «Центрсибнефтепровод» и представляет собой комплекс сооружений и устройств для учета, приема, перекачки нефти по магистральному нефтепроводу «Александровская-Анжеро-Судженск».
      Проект нефтеперекачивающий станции разработан институтом Гипротрубопровод г. Москва
     Технологический процесс работы НПС  «Александровская»
     Технологический процесс перекачки осуществляется согласно утверждённых План - графиков работы магистральных нефтепроводов на месяц с  почасовой разбивкой.
     Технологическая схема НПС «Александровская» показана в приложении Б.
      Насосы  и электродвигатели НПС
        Каждый насосный агрегат оборудован и оснащен системами:
    смазки  подшипниковых узлов;
    контроля повышенных утечек нефти;
    контроля температуры;
    контроля давления;
    аварийной остановки агрегата по месту, из операторной и ЗРУ;
    контроля вибрации;
    сбора утечек насосной.
     Система смазки подшипниковых узлов (маслосистема)
           Предназначена для  принудительной смазки подшипников  качения и скольжения  магистральных  агрегатов.
           В качестве смазки подшипников  применяется турбинное масло  ТП-22.В качестве смазки подшипников  насосов НМ 10000-210 применяется турбинное масло Т-22 или Т-30 (в зимний период - ХФ-22). Техническая характеристика масла применяемого в маслосистеме, должна соответствовать ГОСТ 2477, ГОСТ 5985, ГОСТ 6370, ГОСТ 4333, ГОСТ 1547;
           Система смазки магистральных  насосных агрегатов состоит из рабочего и резервного масляного насосов, оборудованных фильтрами очистки масла, рабочего и резервного маслобаков, аккумулирующего маслобака и маслоохладителей и включает в себя:
    2-х насосов  Ш-40-4-19,5/4 (один рабочий, один резервный);
      насоса GG 195D (насос для закачки масла из резервной в рабочие   маслобаки, а также наоборот);
    трёх патрончатых фильтров;
    установки воздушного охлаждения масла АВМ-В-9-Ж  - 2шт.;
      двух маслобаков V=1.1м3 каждый (один рабочий, один     резервный);
    аккумулирующего бака V=0.5м3;
    одного нагнетательного и двух сливных коллекторов;
    маслопроводов и запорной арматуры Ду 25-100;
    резервной ёмкости масла V=4,0м3;
     Система контроля повышенных утечек
           Система сбора и  откачки утечек основной насосной служит для сбора утечек нефти с магистральных насосных агрегатов и состоит из насосов откачки утечек типа 12 НА9х4 - 2 шт. и емкости сбора утечек V=50m - 2 шт. Утечки нефти с торцовых уплотнений насосов поступают в емкости сбора утечек ЕП-50.
     Откачка нефти из емкостей сбора утечек ЕП-50 производится автоматически, включением вертикального насоса типа 12 НА9х4 в резервуар сброса ударной волны РВС -400 или на прием насоса откачки утечек ЦНС 60x330 и далее на прием насосной станции.
     Система контроля температуры
           Для защиты основных насосных агрегатов в подшипниковых узлах установлены датчики температуры ТСМ которые задействованы в системе автоматического отключения агрегата. При температуре + 65°С проходит предупредительная сигнализация, а при температуре + 75°С происходит выдача сигнала на отключение насосного агрегата НМ № 1 – 4 и срабатывание АВР.
Система контроля давления
              Для защиты магистральных насосных  агрегатов в системе микропроцессорной  автоматики основной насосной  предусмотрен контроль давления  на выходе насосного агрегата. На нагнетании каждого агрегата (кроме четвертого) установлен датчик «ТЖИУ 406» контролирующий давление на выходе агрегата с выводом информации на АРМ оператора и технические манометры на приеме и нагнетании  каждого агрегата.
     Система аварийной остановки агрегата по месту, из операторной
            Для аварийной остановки магистральных  насосных агрегатов в системе  микропроцессорной автоматики насосной  предусмотрена остановка насосных  агрегатов с БРУ из операторной,  по «месту» от кнопок установленных напротив каждого насоса и напротив каждого электродвигателя. В случае необходимости (аварийной ситуации) отключение может произвести дежурный электромонтер из ЗРУ на ячейке соответствующего агрегата.
     Система контроля вибрации
             Для контроля за состоянием насосных агрегатов по вибрации установлена система «Аргус-М». В качестве первичных датчиков используются датчики НИЦ - 6, промежуточные модули УСО, вторичный прибор «Аргус - М». Вторичный прибор «Аргус - М» запрограммирован на 3-а порога срабатывания: предварительный, аварийный и уставка при запуске агрегата. Остановка агрегата происходит от аварийного сигнала. Уставки для данной защиты описаны в карте уставок основных технологических защит НПС.
     Ведение технологических  процессов
     Расчётное время работы магистральных нефтепроводов  с учётом остановок на ремонт принимается  равным 350 дням или 8400 часам в год. При пусках, остановках и переключениях  насосных агрегатов давление в нефтепроводе не должно превышать значений, разрешённых  технологической картой защит МН.
     Управление  технологическим процессом приёма, перекачки и поставки нефти производится диспетчерскими службами:
ЦДУ ОАО  АК «Транснефть» - центральным диспетчерским пунктом (ЦДП);
ОАО «Центрсибнефтепровод»  – территориальным диспетчерским пунктом (ТДП);
РНУ «Стрежевой» - районным диспетчерским пунктом (РДП);
На уровне технологических объектов – оперативным персоналом НПС.
     2.3. Линейная часть трубопровода
         Линейная часть магистрального  нефтепровода изготовлена из  прямошовных труб нормализованной низколегированной стали 17ГС, производства Челябинского трубного завода.
Механические  свойства стали 17ГС следующие:
     предел  прочности ?вр= 570 МПа;
     предел  текучести ?т= 410 МПа.
Температура фиксации расчетной схемы трубопровода допускается до - 40 С,
Температура стенки трубы при эксплуатации приравнивается температуре перекачиваемой нефти  равной 8 0С,
Проектировалось рабочее давление на 4,3 МПа,
Максимальное  рабочее давление в трубопроводе 3,2 МПа.
Конструктивно-техническая  характеристика представлена в таблице 1.
Таблица 1
     № п/п Наименование      Ду, мм Протяженность,   км
     1 км 0- 17 о.н.      1220      16,82
     2 км 9- 11 р.н.      1020      1,80
     3 км 17- 37 о.н.      1020      19,45
     4 км 17- 37 р.н.      1020      19,43
     5 км 37- 259 о.н.      1220      220,39
     6 км 76- 78 р.н.      1020      2,85
     7 км 116- 120 р.н.      1020      3,94
     8 км 172- 174 р.н.      1020      1,38
     9 км 207- 208 р.н.      1020      0,74
     10 км 222- 223 р.н.      1020      0,69
Линейная  часть магистрального нефтепровода состоит  из:
     - трубопровода с ответвлениями и лупингами, запорной и регулирующей арматурой, переходов через естественные и искусственные препятствия, узлов подключения насосных станций, узлов пуска и приема очистных и диагностических устройств, узлов автоматического перекрытия трубопроводов (УАПТ);
     - противопожарных средств, противоэрозионных  и защитных сооружений;
     - линий и сооружений технологической  связи, средств автоматики и  телемеханики;
     - земляных амбаров для сброса нефти из МН;
     - сооружений для обслуживания МН (дома обходчиков, блок-боксы)
     - вдольтрассовых проездов и переездов через нефтепроводы , постоянных дорог, вертолетных площадок, расположенных вдоль трассы нефтепровода, и подъездов к ним, опознавательных и сигнальных знаков местонахождения нефтепроводов, сигнальных знаков при пересечении нефтепроводами судоходных рек.
          Безопасность, эффективность и надежность  эксплуатации линейной части  должны обеспечиваться следующими  мерами:
     - периодическим патрулированием,  осмотрами и комплексными диагностиками  обследованиями с использованием технических средств;
     - поддержанием в исправном состоянии  за счет своевременного выполнения  ремонтно-профилактических работ;
     - своевременной модернизацией морально  устаревшего или изношенного  оборудования;
     - соблюдением требований к охранной  зоне и зоне установленных нормами минимальных расстояний до населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных  предприятий, зданий и сооружений;
     - соблюдением условий обеспечения  пожаровзрывобезопасности и противопожарной  защиты;
     - уведомлением руководителей организаций и информацией населения близлежащих населенных пунктов о местонахождении нефтепровода и мерах безопасности.
         Техническое обслуживание линейной  части МН включает:
     -патрулирование  трассы нефтепровода – визуальные  наблюдения с целью своевременного обнаружения опасных ситуаций, угрожающих целостности и безопасности МН и безопасности окружающей среды;
     -регулярные  осмотры и обследование всех  сооружений с применением технических  средств с целью определения  их технического состояния.
          Техническое обслуживание линейной части МН должно проводиться аварийно-восстановительной службой и специализированными организациями, имеющими лицензию на проведение соответствующих работ.
      Производственные  и вспомогательные  цеха
     Вспомогательные системы служат для нормального функционирования НПС и должны всегда находиться в работоспособном состоянии.
     К вспомогательным системам НПС относятся:
      автоматическая  система пожаротушения;
      система водоснабжения;
      система канализации;
      система теплоснабжения;
      система вентиляции;
     2.7. Производство ремонтно-восстановительных работ
     Основными направлениями  концепции ремонта  магистральных нефтепроводов являются:
    выборочный  ремонт магистральных нефтепроводов  по результатам внутритрубной диагностики;
    разработка  и реализация эффективных технологий ремонта;
    проведение  капитального ремонта с заменой  труб и изоляции только на участках с большими скоплениями дефектов, определяемых на основе внутритрубной  инспекции.
        Суть новой концепции ремонта  заключается в том, что вывод  участков нефтепроводов в ремонт определяется индивидуально с учетом результатов внутритрубного диагностирования. Ремонт, осуществляемый по фактическому состоянию, позволит значительно повысить эффективность ремонтных работ. Разработка системы предупреждения отказов и продления срока службы магистральных нефтепроводов основывается на следующих требованиях:
    ремонт  без остановки перекачки;
    полное  восстановление прочности зоны дефекта  до уровня бездефектной трубы;
    срок службы ремонтной конструкции не менее  срока службы нефтепровода;
    безопасность  проведения ремонтных работ;
    обеспечение возможности устранения дефектов самых  различных типов, включая трещины, глубокие и протяженные дефекты;
    минимальная трудоемкость и стоимость ремонта.
    Основные  положения системы предупреждения отказов и продления срока службы магистральных нефтепроводов:
    Дефекты любого типа должны быть выявлены методом  внутритрубной диагностики и  устранены при проведении ремонта  до того, как получат опасное развитие.
    Внутритрубная диагностика должна проводиться  на протяжении всего жизненного цикла нефтепровода с обоснованной периодичностью.
    По данным о параметрах дефектов должна проводиться  оценка их опасности.
    На основе данных об опасности дефектов, особенностях их распределения по дистанции нефтепровода должны разрабатываться программы ремонта трубопровода, назначаться безопасные режимы перекачки нефти (на период до проведения ремонта).
    Ремонт  должен проводиться с использованием эффективных технологий без вывода трубопровода из эксплуатации.
 
 
 
 
 
 
 
 
3. Специальный вопрос: Гидравлические испытания на прочность и герметичность перемычек и технологических трубопроводов КППСОД  МН «Александровское-Анжеро-Судженск»
    Гидравлическое  испытание трубопроводов должно производиться преимущественно  в теплое время года при положительной температуре окружающего воздуха. Для гидравлических испытаний должна применяться, как правило, вода с температурой не ниже плюс 5 град. С и не выше плюс 40 град. С или специальные смеси (для трубопроводов высокого давления).
    Если  гидравлическое испытание производится при температуре окружающего воздуха ниже 0 град. С, следует принять меры против замерзания воды и обеспечить надежное опорожнение трубопровода.
    После окончания гидравлического испытания  трубопровод следует полностью  опорожнить и продуть до полного удаления воды.
    8.2.3. Арматуру следует подвергать  гидравлическому испытанию пробным  давлением после изготовления  или ремонта.
    8.2.4. При заполнении трубопровода  водой воздух следует удалять  полностью. Давление в испытываемом  трубопроводе следует повышать плавно. Скорость подъема давления должна быть указана в технической документации.
    8.2.5. При испытаниях обстукивание  трубопроводов не допускается.
    8.2.6. Испытываемый трубопровод допускается  заливать водой непосредственно  от водопровода или насосом при условии, чтобы давление, создаваемое в трубопроводе, не превышало испытательного давления.
    8.2.7. Требуемое давление при испытании  создается гидравлическим прессом  или насосом, подсоединенным к  испытываемому трубопроводу через  два запорных вентиля.
    После достижения испытательного давления трубопровод  отключается от пресса или насоса.
    Испытательное давление в трубопроводе выдерживают  в течение 10 минут (испытание на прочность), после чего его снижают до рабочего давления, при котором производят тщательный осмотр сварных швов (испытание на плотность).
    По  окончании осмотра давление вновь  повышают до испытательного и выдерживают  еще 5 минут, после чего снова снижают  до рабочего и вторично тщательно  осматривают трубопровод.
    Продолжительность испытания на плотность определяется временем осмотра трубопровода и проверки герметичности разъемных соединений.
    После окончания гидравлического испытания  все воздушники на трубопроводе должны быть открыты и трубопровод должен быть полностью освобожден от воды через соответствующие дренажи.
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.