1
Д
ля
контроля
технического
состояния
высоковольтных
вводов
,
силовых
транс
-
форматоров
и
автотрансформаторов
от
110
кВ
и
выше
в
филиале
АО
«
Россети
Тюмень
»
Нижневартовские
электрические
сети
устанавливаются
автоматизи
-
рованные
системы
мониторинга
и
технического
диагностирования
(
АСМД
).
АСМД
осуществляют
оперативное
диагностирование
текущего
технического
состояния
оборудования
,
своевременное
выявление
возникающих
дефектов
и
про
-
гнозирование
их
развития
путем
непрерывного
сбора
,
хранения
и
обработки
инфор
-
мации
в
режиме
непрерывного
контроля
параметров
объекта
с
применением
автома
-
тизированных
систем
реального
времени
и
участием
человека
[1].
В
силовых
трансформаторах
(
по
опыту
эксплуатации
)
наиболее
часто
дефекты
возникают
в
результате
ухудшения
изоляции
высоковольтных
вводов
,
деградацион
-
ных
процессов
изменения
физико
-
химических
свойств
трансформаторного
масла
под
действием
температуры
,
электромагнитных
полей
и
кислорода
,
что
приводит
к
увлаж
-
нению
масла
и
твердой
изоляции
обмоток
.
АСМД
устанавливаются
в
филиале
Нижневартовские
электрические
сети
с
2010
го
-
да
,
и
на
данное
время
ими
контролируются
параметры
масла
и
изоляции
28
силовых
трансформаторов
110/35/10(6)
кВ
, 12
вводов
220
кВ
и
198
вводов
110
кВ
.
Перечень
АСМД
,
установленных
на
силовых
трансформаторах
филиала
Нижневар
-
товские
электрические
сети
,
приведен
в
таблице
1.
При
вводе
в
эксплуатацию
в
сис
тему
заносятся
исходные
данные
,
и
в
дальнейшем
оценивается
наличие
временного
тренда
в
изменении
параметров
,
характеризующих
развивающиеся
дефекты
.
Датчики
и
системы
в
нашем
случае
служат
не
для
точного
измерения
,
а
для
наблюде
-
ния
за
изменением
величин
без
оценки
их
значений
в
единицах
величин
с
нормируемой
точностью
и
относятся
к
индикаторам
,
которые
не
подлежат
государственному
метроло
-
гическому
контролю
и
надзору
[2].
Измерения
,
выполняемые
системами
мониторинга
,
несмотря
на
то
что
они
являются
индикаторами
,
имеют
достаточную
точность
для
выяв
-
ления
начала
образования
и
развития
критического
дефекта
с
последующим
информиро
-
ванием
персонала
о
необходимости
принятия
решений
для
проведения
более
детальной
диагностики
оборудования
или
выводе
в
ремонт
.
Но
в
то
же
время
,
в
связи
с
применением
более
бюджетных
комплектующих
по
сравнению
с
лабораторными
измерительными
ком
-
плексами
и
воздействием
большого
количества
внешних
факторов
(
температуры
,
вибра
-
ции
,
качества
напряжения
,
колебания
напряжения
в
сети
,
электромагнитного
поля
и
т
.
д
.)
на
АСМД
в
работе
,
точности
измерений
данных
систем
недостаточно
для
автоматизиро
-
ванной
оценки
технического
состояния
оборудования
путем
расчета
индекса
технического
Виталий
ЛОПАТИН
,
главный
специалист
группы
диагностики
Департамента
эксплуатации
АО
«
Россети
Тюмень
»
Опыт
эксплуатации
АСМД
силовых
трансформаторов
и
высоковольтных
вводов
В
статье
приведены
результаты
опыта
эксплуатации
авто
-
матизированных
систем
мониторинга
и
технического
диа
-
гностирования
(
АСМД
)
силовых
трансформаторов
и
высо
-
ковольтных
вводов
,
установленных
в
филиале
АО
«
Россети
Тюмень
»
Нижневартовские
электрические
сети
.
Вадим
АКСЕНОВ
,
инженер
ведущий
службы
изоляции
и
защиты
от
пере
-
напряжений
филиала
АО
«
Россети
Тюмень
»
Нижневартовские
электрические
сети
2
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
2(33),
июнь
2024
состояния
оборудования
и
пере
-
дачи
его
в
Систему
управления
производственными
активами
предприятия
.
Структурная
схема
систем
и
методы
измерения
параме
-
тров
у
разных
производителей
отличаются
.
Например
,
для
определения
параметров
вводов
в
системах
R-1500
применяется
неравновесно
-
компенсационный
метод
—
измеряется
относитель
-
ный
тангенс
угла
диэлектриче
-
ских
потерь
в
изоляции
вводов
,
когда
параметры
одного
ввода
трансформатора
определяются
относительно
двух
вводов
других
фаз
питающего
напряжения
этого
же
трансформатора
,
что
позволя
-
ет
контролировать
оборудование
независимо
от
соседнего
присое
-
динения
.
На
погрешность
измерений
данным
методом
влияют
ко
-
лебания
фазных
напряжений
на
шинах
в
данной
точке
и
их
асимметричность
.
На
практике
имеют
место
кратковременные
изменения
амплитуд
и
фаз
век
-
торов
напряжения
,
что
связано
с
колебаниями
нагрузки
в
энер
-
госистеме
и
различными
аварий
-
ными
режимами
.
Изменение
на
-
пряжения
на
шинах
(
амплитуды
или
угла
между
фазами
)
создает
небаланс
в
системе
мониторинга
и
может
быть
интерпретирова
-
но
устройством
как
изменение
параметров
изоляции
ввода
(
амплитуда
как
изменение
ем
-
кости
изоляции
,
а
угол
как
изменение
tg
).
При
этом
сим
-
метричные
изменения
взаимно
компенсируются
,
не
влияя
на
ток
небаланса
.
После
прекращения
колебаний
сис
тема
мониторинга
автоматически
балансируется
.
Хорошая
визуализация
измерительной
информации
и
программное
обеспечение
позволяют
различать
измене
-
ния
,
связанные
с
колебаниями
напряжения
на
системах
шин
от
процессов
,
происходящих
в
изоляции
вводов
,
и
отсеивать
ложные
выводы
(
рисунок
1).
В
системе
«
СКИТ
»
измерение
tg
δ
вводов
производится
методом
сравнения
векторов
тока
,
протекающего
через
изо
-
ляцию
одного
ввода
,
и
тока
,
протекающего
через
изоляцию
другого
ввода
одноименной
фазы
соседнего
трансформато
-
ра
.
Минусы
метода
в
том
,
что
при
выводе
одного
из
транс
-
форматоров
из
работы
контроль
вводов
обоих
трансформа
-
торов
не
производится
.
Емкость
изоляции
вводов
«
СКИТ
»
не
измеряет
.
Измерение
влажности
твердой
изоляции
трансформато
-
ра
в
«
СКИТ
»
основывается
на
измерении
диэлектрической
проницаемости
и
последующего
расчета
влажности
зало
-
женного
образца
материала
,
влагосодержание
которого
уравнивается
с
влагосодержанием
изоляции
трансформато
-
ра
за
счет
миграции
влаги
из
масла
.
Минус
данного
мето
-
да
—
в
большой
продолжительности
процесса
уравнивания
влагосодержания
образца
и
изоляции
трансформатора
.
Измерение
концентрации
механических
примесей
в
«
СКИТ
»
производится
световым
методом
с
помощью
фототранзистора
.
Метод
достаточно
надежен
,
показыва
-
ет
стабильные
результаты
.
Табл
. 1.
Перечень
АСМД
,
установленных
на
силовых
трансформаторах
филиала
Нижневартовские
электрические
сети
Наименование
АСМД
Узел
контроля
Контролируемые
параметры
Количество
АСМД
1.
Системы
мониторинга
и
сигнализа
-
ции
техничес
-
кого
состоя
-
ния
изоляции
TDM
высоковольтные
вводы
tg
,
C
1
,
I
пр
,
ЭЧР
,
T
м
1
,
T
м
2
4
TDM-
М
10
КИВ
-500/110
1
TIM-3
tg
,
C
1
,
I
пр
,
ЭЧР
,
T
м
1
,
T
м
2
,
вибродиагностика
2
R-1500
tg
,
C
1
,
I
пр
,
разъем
ЭЧР
,
T
м
1
,
T
м
2
33
TDGM-04
высоковольтные
вводы
,
изоляция
трансформатора
,
трансформаторное
масло
АРГ
:
Н
2
,
СО
,
СН
4
,
C
x
Н
x
;
W
м
,
ЭЧР
,
T
м
1
,
T
м
2
4
2.
Система
контроля
изоляции
трансформаторов
«
СКИТ
»
высоковольтные
вводы
,
изоляция
трансформатора
,
трансформаторное
масло
tg
,
W
м
,
W
т
,
мех
.
при
меси
,
АРГ
:
Н
2
,
СО
,
C
x
Н
x
;
ЭЧР
,
АЧР
,
T
м
1
18
3.
Анализатор
водорода
и
горю
чих
газов
«
ИнтеГаз
-
М
»
трансформаторное
масло
АРГ
:
Н
2
,
C
x
Н
x
;
W
м
6
tg
—
тангенс
угла
диэлектрических
потерь
основной
изоляции
ввода
C
1
—
емкость
основной
изоляции
ввода
I
пр
—
ток
проводимости
ввода
ЭЧР
—
частичные
разряды
электрическим
методом
T
м
1
—
температура
верхних
слоев
масла
T
м
2
—
температура
нижних
слоев
масла
вибродиагностика
—
контроль
вибрации
основного
бака
силового
трансформатора
разъем
ЭЧР
—
имеется
разъем
для
под
ключения
переносных
приборов
регис
трации
ЧР
АРГ
—
анализ
растворенных
газов
в
транс
-
форматорном
масле
основного
бака
,
измерение
концентрации
(
Н
2
—
водород
,
СН
4
—
метан
,
СО
—
окись
углерода
,
C
x
Н
x
—
сумма
горючих
газов
)
W
м
—
влагосодержание
в
масле
tg
—
разность
тангенса
угла
диэлектриче
-
ских
потерь
основной
изоляции
одноимен
-
ных
фаз
вводов
двух
трансформаторов
W
т
—
влажность
твердой
изоляции
мех
.
примеси
—
концентрация
механических
примесей
в
масле
АЧР
—
частичные
разряды
акустическим
методом
Контроль
технического
состояния
3
Измерение
суммы
углеводородных
газов
и
водорода
в
«
СКИТ
»
основывается
на
электрохимических
реакциях
в
равновесной
системе
«
масло
-
газ
»,
разделенной
полупро
-
ницаемой
маслостойкой
мембраной
.
Результаты
часто
не
-
стабильные
,
имеют
всплески
.
В
системе
«
ИнтеГаз
-
М
»
содержание
горючих
газов
в
пе
-
ресчете
на
оксид
углерода
(
СО
)
определяется
электрохими
-
ческим
датчиком
.
Содержание
водорода
определяется
с
по
-
мощью
измерения
емкости
газочувствительного
сенсора
.
Содержание
влаги
определяется
с
помощью
тонкопленоч
-
ного
датчика
,
принцип
действия
которого
основан
на
изме
-
нении
электрической
емкости
конденсатора
пропорциональ
-
но
содержанию
влаги
в
масле
.
Системы
«
ИнтеГаз
-
М
»
обладают
достаточной
точностью
и
надежностью
.
В
системе
работает
функция
самодиагности
-
ки
.
За
2
года
эксплуатации
была
произведена
замена
одной
системы
по
гарантии
в
связи
с
перегревом
цифровой
платы
.
Рис
. 1.
Увеличение
тангенса
угла
диэлектрических
потерь
(tg
δ
)
основной
изоляции
ввода
110
кВ
фазы
С
при
сдвиге
фаз
в
сети
СТРУКТУРНАЯ
СХЕМА
РАБОТЫ
АСМД
,
УСТАНОВЛЕННЫХ
В
ФИЛИАЛЕ
НИЖНЕВАРТОВСКИЕ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ
СЕТИ
Информация
от
всех
систем
мониторинга
TDM, TDM-
М
,
КИВ
-500/110, TIM-3, R-1500, TDGM-04 (
таблица
1)
посту
-
пает
в
экспертно
-
диагностическую
информационную
систему
iNVA (
ЭДИС
iNVA),
которая
может
быть
установ
-
лена
на
любом
компьютере
,
подключенном
к
сети
Интер
-
нет
.
ЭДИС
iNVA
обеспечивает
сбор
,
хранение
,
обработку
информации
от
всех
систем
мониторинга
и
техническое
диагностирование
в
режиме
непрерывного
контроля
па
-
раметров
объекта
.
При
превышении
порогового
значения
измеряемых
параметров
ЭДИС
iNVA
формирует
преду
-
предительный
сигнал
на
экране
монитора
оператора
(
рисунок
2).
Информация
от
всех
систем
мониторинга
,
указан
-
ных
в
таб
лице
1 (
кроме
«
СКИТ
»),
поступает
также
в
опе
-
Рис
. 2.
Сигнал
предупредительной
сигнализации
ЭДИС
iNVA
на
экране
оператора
сеть
ф
.
С
сдвиг
сети
фазы
B
тангенс
ввода
110
кВ
ф
.
С
сеть
ф
.
А
4
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
2(33),
июнь
2024
ративный
информационный
комплекс
ОИК
«
Диспетчер
»
на
диспетчерский
пункт
управления
для
круглосуточного
контроля
.
В
случае
превышения
пороговых
значений
дис
-
петчер
ставит
в
известность
работников
службы
изоляции
и
защиты
от
перенапряжений
,
в
ведении
которых
нахо
-
дятся
АСМД
.
ОСОБЕННОСТИ
МОНТАЖА
АСМД
При
монтаже
АСМД
на
высоковольтные
вводы
проблем
не
возникает
,
на
все
типы
вводов
выпускаются
измери
-
тельные
датчики
.
Напротив
,
при
подключении
АСМД
влагосодержания
трансформаторного
масла
могут
возникнуть
проблемы
при
подключении
маслопроводов
,
так
как
соединительные
узлы
на
трансформаторах
зачастую
индивидуального
исполнения
.
Для
поступления
масла
для
анализа
в
измерительный
блок
и
последующего
возврата
пробы
в
бак
трансформато
-
ра
,
возможны
4
схемы
:
1)
забор
и
возврат
масла
через
маслопроводы
,
установ
-
ленные
в
крышке
сливного
крана
(
рисунок
3);
2)
забор
и
возврат
масла
в
нижней
части
термосифонного
фильтра
(
ТСФ
) (
рисунок
4);
3)
забор
масла
от
верхнего
патрубка
ТСФ
,
возврат
в
ниж
-
ний
патрубок
ТСФ
(
рисунки
5, 6, 7);
4)
забор
масла
от
верхнего
патрубка
радиатора
охлажде
-
ния
,
возврат
в
нижний
патрубок
радиатора
охлаждения
.
Рис
. 3.
Шкафы
систем
TDM
и
TGM-04 (
маслопроводы
TGM-04
установлены
в
крышку
сливного
крана
трансформатора
при
помощи
переходного
фланца
)
Рис
. 4.
Блок
встроенных
датчиков
масла
системы
«
СКИТ
»
расположен
под
ТСФ
(
забор
и
возврат
пробы
масла
в
нижний
патрубок
ТСФ
)
Рис
. 5.
Шкаф
системы
мониторинга
«
ИнтеГаз
-
М
»
установлен
рядом
с
трансформатором
Рис
. 6. «
ИнтеГаз
-
М
» (
забор
масла
из
верх
-
него
патрубка
ТСФ
,
возврат
пробы
масла
в
нижний
патрубок
ТСФ
)
Рис
. 7.
Блок
встроенных
датчиков
масла
ранних
версий
«
СКИТ
» (
забор
масла
из
верхнего
патрубка
ТСФ
,
возврат
пробы
масла
в
нижний
патрубок
ТСФ
)
Контроль
технического
состояния
5
Рис
. 8.
Показатели
тангенса
угла
диэлектрических
потерь
и
емкости
изоляции
ввода
110
кВ
при
попадании
влаги
внутрь
корпуса
датчика
,
установленного
на
измерительном
выводе
ОСОБЕННОСТИ
РАБОТЫ
АСМД
Так
как
АСМД
установлены
на
открытом
воздухе
(
на
баке
трансформатора
или
рядом
с
ним
),
то
они
подвергаются
воз
-
действию
внешних
факторов
,
таких
как
:
атмосферные
явле
-
ния
,
вибрация
,
электромагнитные
помехи
,
перенапряжения
в
питающей
сети
;
в
связи
с
чем
возможны
погрешности
из
-
мерений
,
ложные
срабатывания
,
обрыв
связи
,
нештатные
отключения
систем
.
Для
снижения
воздействия
внешних
факторов
предусмо
-
трены
меры
:
–
шкафы
с
измерительными
платами
выполняются
герме
-
тичными
,
с
автоматическим
подогревом
;
–
в
маслопроводах
проложен
греющий
кабель
;
–
шкафы
на
трансформаторах
установлены
на
виброопорах
;
–
соединительные
провода
проложены
в
заземленных
металлорукавах
;
–
в
цепях
связи
и
питания
устанавливаются
ограничители
перенапряжений
.
Несмотря
на
принимаемые
меры
,
происходят
периоди
-
ческие
сбои
,
на
устранение
которых
необходимы
опреде
-
ленное
время
и
материальные
затраты
.
В
системах
R-1500, TDGM-04:
–
периодическое
отсутствие
связи
с
системами
из
-
за
повреждения
или
сброса
настроек
связи
в
преобразо
-
вателях
RS-485 (
за
2023
год
заменили
3
преобразо
-
вателя
);
–
завышенные
показания
диэлектрических
характеристик
вводов
при
изменении
параметров
сети
110
кВ
(
рисунок
1);
–
попадание
влаги
внутрь
датчика
при
нарушении
герме
-
тичности
корпуса
устройства
присоединения
(
датчика
),
установленного
вместо
штатной
крышки
измерительного
вывода
(
ИВ
)
ввода
,
вызывает
ошибочные
измерения
(
рисунок
8);
–
завышенные
показания
содержания
газов
при
отрица
-
тельной
температуре
воздуха
(
рисунок
9).
В
системах
«
СКИТ
»:
–
недоработанное
программное
обеспечение
(
частые
сбои
,
сложность
обработки
данных
,
отсутствие
уве
-
домления
при
превышении
пороговых
значений
,
необ
-
ходимость
удаленного
доступа
к
компьютеру
«
СКИТ
»,
данные
не
передаются
во
внешние
АСУ
ТП
);
–
частые
подтеки
масла
в
местах
соединений
маслопрово
-
дов
(
рисунок
10)
и
из
-
под
уплотнительной
резины
блока
встроенных
датчиков
(
рисунок
11);
–
частые
ошибочные
или
хаотичные
всплески
показаний
.
Общие
недостатки
АСМД
:
–
недостаточная
надежность
работы
АСМД
,
требуется
постоянное
техническое
обслуживание
,
периодичес
-
6
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
2(33),
июнь
2024
Рис
. 9.
Завышенные
показания
содержания
газов
при
отрицательной
температуре
воздуха
кая
замена
датчиков
и
узлов
(
в
том
числе
оборудова
-
ния
связи
);
–
требуется
внеплановый
вывод
трансформаторов
из
работы
для
обслуживания
АСМД
и
высоковольтных
испытаний
при
ложных
показаниях
АСМД
;
–
высокая
стоимость
АСМД
;
–
малое
количество
монтажных
организаций
,
имеющих
большой
опыт
установки
АСМД
и
специалистов
с
доста
-
точной
квалификацией
;
–
наличие
АСМД
не
отменяет
отбор
проб
масла
и
вывод
трансформатора
для
периодических
испытаний
и
из
-
мерений
традиционными
методами
,
в
связи
с
непол
-
ным
перечнем
измеряемых
параметров
и
отсутствием
поверки
датчиков
АСМД
.
ПРИМЕР
УСПЕШНОЙ
РАБОТЫ
АСМД
В
2014
году
на
трансформаторе
ТДТН
-40000/110
системой
мониторинга
на
вводе
110
кВ
типа
ГКТП
III-90-126/800
О
1
было
обнаружено
увеличение
емкости
на
15%
от
заводского
значения
(
рисунок
12).
После
вывода
из
работы
трансфор
-
матора
данные
подтвердились
испытаниями
высоковольт
-
ной
лаборатории
.
Рис
. 10.
Система
«
СКИТ
» (
подтеки
масла
в
местах
соединений
маслопровода
)
Рис
. 11.
Система
«
СКИТ
» (
подтеки
масла
из
блока
встроенных
датчиков
)
Контроль
технического
состояния
7
Благодаря
АСМД
удалось
предотвратить
повреждение
и
аварийное
отключение
ответственного
потребителя
.
Даже
единственный
случай
предотвращения
аварийно
-
го
отключения
трансформатора
с
помощью
АСМД
за
15
лет
эксплуатации
по
экономическим
расчетам
окупил
половину
затрат
на
приобретение
всех
систем
мониторинга
,
представ
-
ленных
в
таблице
1.
ВЫВОДЫ
1.
Технически
и
экономически
наиболее
целесообразно
оснащение
трансформаторов
системами
мониторинга
в
части
определения
параметров
изоляционных
харак
-
теристик
высоковольтных
вводов
,
частичных
разрядов
и
влагосодержания
трансформаторного
масла
в
баке
трансформатора
.
2.
Отечественным
производителям
необходимо
выделить
ресурсы
для
повышения
качества
систем
мониторинга
,
в
частности
по
изготовлению
соединительных
узлов
и
подбору
более
надежных
электронных
компонентов
.
3.
На
предприятии
все
АСМД
должны
быть
интегрированы
в
единый
централизованный
программно
-
технический
комплекс
(
в
соответствии
с
[3]).
4.
Установка
АСМД
на
оборудование
должна
быть
обос
-
нованной
и
производиться
при
наличии
соответству
-
ющего
персонала
,
способного
поддерживать
работо
-
способность
АСМД
и
проводить
анализ
получаемых
данных
.
5.
Для
исключения
трудностей
,
связанных
с
подключе
-
нием
и
обслуживанием
систем
мониторинга
,
описан
-
ных
в
статье
,
АСМД
предпочтительней
устанавливать
на
заводе
-
изготовителе
трансформаторов
по
типо
-
вому
проекту
,
согласно
опросному
листу
заказчика
(
в
соответ
ствии
с
[4]).
6.
АСМД
целесообразно
устанавливать
на
оборудо
-
вание
ответственного
потребителя
.
На
отдаленных
или
труднодоступных
объектах
устанавливать
АСМД
трансформаторного
масла
только
при
наличии
на
под
-
станции
постоянного
оперативного
персонала
.
7.
АСМД
относятся
к
индикаторам
,
этого
вполне
доста
-
точно
для
информирования
персонала
о
начале
раз
-
вития
дефекта
,
но
недостаточно
для
оценки
индекса
технического
состояния
и
обоснования
для
планиро
-
вания
ремонтов
по
техническому
состоянию
электро
-
оборудования
.
Рис
. 12.
График
емкости
основной
изоляции
вводов
110
кВ
—
Емкость
А
—
Емкость
B
—
Емкость
С
ЛИТЕРАТУРА
1.
Положение
ПАО
«
Россети
» «
О
единой
технической
политике
в
электросетевом
комплексе
».
Утверждено
Советом
директоров
ПАО
«
Россети
» (
протокол
от
20.10.2022
№
592). URL: https://rosseti.ru/suppliers/technical-policy/.
2.
СТО
34.01-23.1-001-2017.
Объем
и
нормы
испытаний
электрооборудования
.
Стандарт
организации
ПАО
«
Россети
».
URL: https://ntc-eds.ru/user
fi
les/
fi
les/onie2017.pdf.
3.
РД
45-013-98.
Руководство
по
отнесению
средств
измерений
и
контроля
к
категории
индикаторов
. URL: https://docs.
cntd.ru/document/1200032561.
4.
СТО
34.01-12-001-2020.
Технические
требования
по
оснащению
силовых
трансформаторов
35
кВ
и
выше
первич
-
ными
датчиками
контроля
автоматизированных
систем
мониторинга
и
технического
диагностирования
.
Стандарт
организации
ПАО
«
Россети
». URL: https://rosseti.ru/upload/iblock/120/btmjatlcjjq9yrdiuzukq4wca5sb0z1t.pdf.
фаза
B
Оригинал статьи: Опыт эксплуатации АСМД силовых трансформаторов и высоковольтных вводов
В статье приведены результаты опыта эксплуатации автоматизированных систем мониторинга и технического диагностирования (АСМД) силовых трансформаторов и высоковольтных вводов, установленных в филиале АО «Россети Тюмень» Нижневартовские электрические сети.
