ГОСТ 8.600-2011 Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ). Автоцистерны для жидких нефтепродуктов. Методика поверки от Завода РиНМ – процесс, рекомендации, технологии в России

Срок действия акта калибровки (поверки) цистерны для перевозки нефтепродуктов. Окончание срока действия акта калибровки наступает ровно через 365 дней после его выдачи

ЭТАПЫ КАЛИБРОВКИ БЕНЗОВОЗОВ

В процедуру калибровки, согласно ГОСТ 8.600-2011, входит несколько последовательных операций.

1. Подготовка цистерны

Цистерна осматривается снаружи на наличие механических повреждений: вмятин, трещин, сколов и отслоений краски. Оценивается чистота внутренней полости.

Дополнительно проверяется целостность резьбовых соединений, запорной арматуры и наличие уплотнительных прокладок.

2. Постановка цистерны на позицию

Цистерна ставится на специально подготовленную площадку с уклоном не более 1%. Для получения точных результатов проверки положение автоцистерны в пространстве проверяется в горизонтальной и вертикальной плоскости. Это нужно для того, чтобы проверочная жидкость заполнила объем цистерны строго согласно предписанному конструкцией положению.

3. Проверка герметичности цистерны

Важнейшим этапом в процессе калибровки автоцистерн для ГСМ является проверка на герметичность. Перевозка нефтепродуктов находится под особым контролем государства.

Проверочной жидкостью заполняется весь объем цистерны. Далее, в течение регламентированного времени, проводится тщательный осмотр всей наружной площади транспортной меры на наличие утечек. Как правило, этот этап совмещается с калибровкой.

4. Калибровка цистерны

Поверка действительной вместимости выполняется одним из предусмотренных ГОСТ 8.600-2011 методов, описанных выше.

Для выполнения калибровки цистерны бензовоза объёмным методом используются специализированные измерительные комплексы, светлые нефтепродукты или жидкости имитирующие их. Поверка реализуется при помощи современного оборудования и основано на измерении объема поверочной жидкости, перекачиваемой центробежным насосом измерительной системы из мерника в автоцистерну.

При поверке автоцистерн одновременно с их наполнением происходит измерение уровня и температуры поверочной жидкости. Жидкость заливается до определенного уровня, после чего значения заносятся в таблицу. По результатам цистерна получает свидетельство о поверке.

5. Тарировка емкостей

Результатом тарировки топливной цистерны является составленная специальным образом тарировочная таблица, в которую сведены зависимости показаний уровня топлива от его объема.

6. Введение бензовозов в эксплуатацию

Разрешение на эксплуатацию бензовоза выдается только после проведения калибровки и составления акта о проделанной работе. Срок действия документа – 1 год. Периодичность процедуры необходима, так как точность расчета объема емкости имеет большое значение для нефтяных компаний.

Нормативы калибровки емкостей ГСМ

Калибровку резервуаров для нефтепродуктов проводят организации, имеющие аккредитацию на проведение калибровочных работ в соответствии с нижеприведенными нормативно-правовыми документами:

  • Федеральный Закон от 26.06.2008 № 102-ФЗ “Об обеспечении единства измерений”;
  • ГОСТ 8.346-2000 «ГСИ. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверки»;
  • ГОСТ 8.570-2000 «ГСИ. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки»;
  • МИ 2724-2002 «ГСИ. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические теплоизолированные. Методика поверки геометрическим методом»;
  • МИ 2595-2000 «ГСИ. Вместимость резервуаров для хранения нефтепродуктов. Методика выполнения измерений при помощи счетчиков жидкости и составления градуировочных таблиц.

Результатом проведенных работ является выдача Заказчику сертификата, которым удостоверяются результаты калибровки резервуаров.

Законы, приказы, правила относительно поверки нефтевозов

Техническая эксплуатация автоцистерн в обязательном порядке осуществляется в соответствии с приказами Министерства Энергетики России. Законы и правила устанавливаются по результатам исследований в сфере использования прицепной техники при транспортировке небезопасной нефтяной продукции. Их целевое назначение состоит в первую очередь в том, чтобы создать максимально полный надсмотр над использованием цистерн, перевозимых небезопасный груз, обеспечить высокий уровень их безопасности.

Поверка автоцистерн для перевозки нефтепродуктов определяется нормами, что соответствуют Правилам технической эксплуатации нефтебаз, пункту 9.5. На данный момент для разрешения этого вопроса действующим считается 232 приказ Минэнерго Российской Федерации, принятый 19 июня 2003 года. Посмотреть приказы и законы, определить их актуальность на текущий момент можно на официальном сайте министерства, на юридических информационных веб ресурсах или в печатных материалах с Российскими законами и приказами, правками к ним и нововведениями.

ПРАВИЛА ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫХ ПЕРЕВОЗОК ГРУЗОВ

Приложение № 4    

к Правилам перевозок жидких грузов наливом в вагонах-цистернах    
и вагонах бункерного типа для перевозки нефтебитума    

Порядок определения массы нефти и нефтепродуктов в вагонах-цистернах расчетным способом

В настоящем приложении приведен порядок определения массы нефти и нефтепродуктов в вагонах-цистернах объемно-массовым статическим методом, включающий в себя отбор проб для определения температуры и плотности груза, выполнение замеров высоты налива и расчет массы груза в вагоне-цистерне.

1. Количество продукции при отгрузке и приемке определяется объемно-массовым статическим методом, то есть замером высоты налива нефтепродукта в цистерне метрштоком, определением объема по таблицам калибровки, замером плотности и последующим расчетом массы нефтепродукта.

Допускается производить определение массы груза в железнодорожной цистерне путем взвешивания на вагонных весах массы тары и массы брутто и последующим определением массы нетто.

2. Порядок отбора проб, определения среднеобъемной температуры и плотности нефтепродукта, залитого в железнодорожную цистерну.

2.1. Для определения среднеобъемной температуры и плотности груза пробы из вагонов-цистерн отбираются в соответствии с ГОСТ 2517 “Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб”. Точечную пробу из вагона-цистерны отбирают переносным пробоотборником с уровня, расположенного на высоте 0,33 внутреннего диаметра цистерны, считая от нижней образующей котла. Схема производства отбора проб представлена на рис. 1. Уровни отбора точечных проб из вагонов-цистерн, находящихся в эксплуатационном парке сети, приведены в табл. 1.

Fig1.jpg

Рис. 1 Схема отбора проб нефтепродуктов из железнодорожных цистерн

Таблица 1

Уровни отбора проб нефтепродуктов из железнодорожных цистерн (согласно ГОСТ 2517)

Тип калибровки цистерн 14 15 16 17 18 24 25 25a 31 53, 53a 61 62* 62 63 66 67 69 70 71 72
Уровни отбора проб, считая от верхней грани горловины люка-лаза (колпака), см 209 209 210 210 208 210 218,5 220,5 218,5 218,5 217,5 212,5* 217,5 243 217,5 218,5 232,5 232,5 225,5 231

Тип калибровки цистерн 79 80 81 82 83 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 99 100 101
Уровни отбора проб, считая от верхней грани горловины люка-лаза (колпака), см 205 210 204 215 212 204 204 204 204 207 217,5 206 217,5 217,5 204 204 204 204 208 217,5

Примечание:* – Для цистерн, имеющих высоту колпака 85 мм.

2.2. Переносные пробоотборники (рис. 2) для отбора проб нефтепродуктов должны иметь крышки или пробки, обеспечивающие их герметичность, и легко открываться на заданном уровне. Масса переносного пробоотборника должна быть достаточной, чтобы обеспечить его погружение в нефтепродукт

2.3. Перед каждым отбором проб необходимо осматривать пробоотборник для выявления возможных дефектов корпуса, пробок, крышек, прокладок, нарушающих герметичность пробоотборника, а также наличия посторонних жидкостей и предметов. Во избежание загрязнения переносные пробоотборники переносятся в чехлах, футлярах или другой упаковке.

Fig2.jpg

Рис. 2 Переносной пробоотборник

2.4. Закрытый пробоотборник опускают до заданного уровня согласно табл. 1 так, чтобы отверстие, через которое происходит его заполнение, находилось на уровне, обозначенном на рис. 1. При измерении температуры и плотности нефтепродукта пробоотборник выдерживают на заданном уровне до начала его заполнения не менее 5 мин, открывают крышку или пробку, заполняют пробоотборник и поднимают его.

2.5. Бутылку с отобранной пробой легкоиспаряющегося нефтепродукта вынимают из каркаса, герметично закрывают, а для отбора следующей пробы вставляют сухую чистую бутылку.

2.6. Точечные пробы из нескольких цистерн с нефтепродуктами одной марки отбирают из каждой четвертой цистерны, но не менее чем из двух цистерн. При сливе нефтепродуктов разных марок или нефтепродуктов одной марки, но имеющих разные качественные паспорта (сертификаты) грузоотправителя, пробы отбирают и анализируют отдельно. Точечные пробы нефтепродуктов, предназначенных для поставки на экспорт, для длительного хранения, отбирают из каждой цистерны.

2.7. При выполнении работ по отбору проб следует соблюдать правила техники безопасности и пожарной безопасности при обращении с нефтепродуктами.

Переносные пробоотборники должны быть изготовлены из материала, не образующего искр при ударе (алюминия, бронзы, латуни и др.). В целях предотвращения вдыхания вредных паров нефтепродуктов при отборе проб необходимо стоять спиной к ветру. Отбор проб нефтепродуктов следует производить при наличии не менее чем двух человек.

На эстакадах налива и слива должны быть установлены светильники, изготовленные во взрывозащищенном исполнении. Отбор проб следует производить в специальной одежде и обуви, изготовленных из материалов, не накапливающих статическое электричество.

Для крепления пробоотборника должны использоваться гибкие, не дающие искр, металлические тросики, а также шнуры (веревки) из неэлектропроводных материалов, на поверхности которых должен быть закреплен многожильный, не дающий искр, неизолированный металлический проводник, соединенный с пробоотборником. Перед отбором проб тросик или проводник должны заземляться.

2.8. Пробу нефтепродукта из железнодорожной цистерны допускается отбирать через 10 мин после окончания ее налива. Запрещается отбирать пробы нефтепродуктов во время грозы.

2.9. Для определения массы груза объемно-массовым статическим методом необходимо иметь значения плотности жидкости в цистерне при температуре налива. Плотностью жидкости является ее масса в единице объема. В соответствии с международной системой единиц СИ в качестве единицы измерения плотности применяют килограмм на кубический метр (кг/м3). Для практических целей допускается измерять плотность в граммах на кубический сантиметр (г/см3). Плотность наливных грузов определяют в соответствии с ГОСТ 3900 “Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности” с помощью ареометров (рис. 3) или других специальных измерительных приборов.

Fig3.jpg

Рис. 3 Ареометр

Ареометр представляет собой запаянную с обеих сторон трубку 1, уширенную книзу. В узкой верхней части ареометра помещена шкала 2, каждое деление которой соответствует 0,0005 г/см3. В уширенной части прибора может быть помещен термометр со шкалой 3. Ареометр для нефти изготавливают по ГОСТ 18481.

Нефтепродукт, предназначенный для определения плотности, наливается в устойчивый стеклянный цилиндр (по ГОСТ 18481), высота которого должна быть больше длины ареометра. Чистый и сухой ареометр осторожно погружают в испытуемую жидкость плавно и строго вертикально, поддерживая его за верхний конец, не допуская смачивания части трубки, расположенной выше уровня жидкости. Необходимо следить за тем, чтобы ареометр не касался стенок и дна цилиндра.

После прекращения вертикальных колебаний ареометра производится отсчет по верхнему краю 2 мениска нефтепродукта, то есть по границе смачиваемости трубки 1 ареометра (рис. 4).

Fig4.jpg

Показание ареометра отсчитывается с точностью до 0,0005 г/см3, при этом глаз наблюдателя должен находиться на уровне мениска жидкости.

Одновременно с замером плотности определяют температуру нефтепродукта по термометру ареометра или отдельному термометру (по ГОСТ 400).

Температуру продукта измеряют во всех случаях непосредственно у цистерны сразу же после извлечения пробоотборника из цистерны. Необходимо следить за тем, чтобы термометр не касался стенок и дна цилиндра. Определение плотности нефтепродукта непосредственно на месте отбора проб допускается только при соблюдении следующих условий:

  • имеется ровная устойчивая горизонтальная площадка, не подверженная сотрясениям и удобная для производства измерений;
  • измерительные приборы полностью защищены от воздействия ветра и атмосферных осадков.

При несоблюдении указанных условий плотность отобранной пробы нефтепродукта определяется в закрытом помещении с обязательным последующим приведением полученного значения плотности к плотности нефтепродукта при среднеобъемной температуре груза в цистерне.

2.10. Плотность нефтепродуктов зависит от температуры, уменьшаясь с повышением и увеличиваясь с понижением температуры, поэтому для сравнения численных значений принята плотность, определенная при 20°С.

На практике нефтепродукт отгружается или поступает под выгрузку с температурой, отличающейся от 20°С, поэтому для установления соответствия качественному паспорту (сертификату) поставщика или техническим нормам, изложенным в ГОСТ или ТУ, плотность, определенную ареометром в пробе из железнодорожных цистерн, переводят в плотность при 20°С, используя данные таблиц ГОСТ 3900.

В паспорте качества (сертификате) имеются данные о плотности нефтепродукта при температуре +20°С. Тогда плотность нефтепродукта ρt, [г/см3] при любой температуре t можно определить по формуле:

F6.png

где    ρ20 – плотность нефтепродукта при температуре 20°С согласно качественному паспорту (сертификату), г/см3;
        α – температурная поправка плотности на 1°С, г/см3.

Температурная поправка a определяется, исходя из значения плотности нефтепродукта при температуре 20°С по табл. 2.

Таблица 2

Средние температурные поправки плотности нефтепродуктов

Плотность нефтепродукта при 20°С, г/см3 0,6900
÷
0,6999
0,7000
÷
0,7099
0,7100
÷
0,7199
0,7200
÷
0,7299
0,7300
÷
0,73999
0,7400
÷
0,7499
0,7500
÷
0,7599
0,7600
÷
0,7699
0,7700
÷
0,7799
0,7800
÷
0,7899
0,7900
÷
0,7999
0,8000
÷
0,8099
0,8100
÷
0,8199
0,8200
÷
0,8299
0,8300
÷
0,8399
0,8400
÷
0,8499
0,8500
÷
0,8599
0,8600
÷
0,8699
0,8700
÷
0,8799
0,8800
÷
0,8899
0,8900
÷
0,8999
Температурная поправка на 1°С, (·10-4) г/см3 9,10 8,97 8,84 8,70 8,57 8,44 8,31 8,18 8,05 7,92 7,78 7,65 7,52 7,38 7,25 7,12 6,99 6,86 6,73 6,60 6,47

2.11. Иногда в сопроводительных документах указывают плотность нефтепродукта, определенную при температуре +15°С. Если данные о плотности груза при 20°С отсутствуют, для сравнения плотности нефтепродукта при его реальной температуре с плотностью при 15°С используют формулу:

F6.png

В этом случае температурная поправка плотности на 1°С a принимается по данным табл. 3.

Таблица 3

Средние температурные поправки плотности нефтепродуктов

Плотность нефтепродукта при 15°С, г/см3 0,6945
÷
0,7044
0,7045
÷
0,7143
0,7144
÷
0,7243
0,7244
÷
0,7343
0,7344
÷
0,7442
0,7443
÷
0,7541
0,7542
÷
0,7640
0,7641
÷
0,7740
0,7739
÷
0,7839
0,7840
÷
0,7938
0,7939
÷
0,8039
0,8038
÷
0,8137
0,8138
÷
0,8236
0,8237
÷
0,8336
0,8337
÷
0,8435
0,8436
÷
0,8535
0,8536
÷
0,8634
0,8635
÷
0,8733
0,8734
÷
0,8832
0,8833
÷
0,8932
0,8933
÷
0,9031
Температурная поправка на 1°С, (·10-4) г/см3 9,10 8,97 8,84 8,70 8,57 8,44 8,31 8,18 8,05 7,92 7,78 7,65 7,52 7,38 7,25 7,12 6,99 6,86 6,73 6,60 6,47

3. Порядок определения объема жидкости в железнодорожной цистерне.

3.1. Объем жидкости в цистернах определяется по “Таблицам калибровки железнодорожных цистерн”, исходя из типа калибровки цистерны и высоты налива.

Калибровочный тип цистерны обозначается только типовыми металлическими цифрами, приваренными к боковой поверхности котла под номером цистерны.

3.2. Высота налива нефтепродукта определяется специальным измерительным прибором – метрштоком, представляющим собой металлическую составную трубу с длиной шкалы до 3,5 м. Цена наименьшего деления шкалы составляет 1 мм.

3.3. Высота налива замеряется в двух противоположных точках люка-лаза (колпака) по продольной оси цистерны не менее двух раз в каждой точке. Для производства замеров метршток плавно и строго вертикально опускается через люк-лаз до нижней образующей котла. Необходимо избегать резких ударов о дно цистерны и следить за тем, чтобы метршток не упирался в выступающие части цистерны и универсального сливного прибора, лестницы или другие посторонние предметы. Опущенный до соприкосновения с нижней образующей котла, метршток быстро и плавно извлекается. Высота налива в сантиметрах отсчитывается по линии смачивания метрштока нефтепродуктом. Расхождение между двумя отсчетами замера не должно превышать 0,5 см, в противном случае измерение повторяется. За высоту налива нефтепродукта принимают среднее арифметическое результатов замеров, произведенных в двух противоположных точках. Полученный результат округляется до целого сантиметра: величина менее 0,5 см отбрасывается, а 0,5 см и более принимается за целый сантиметр.

3.4. При измерении высоты налива светлых нефтепродуктов (особенно бензина) рекомендуется шкалу метрштока в районе предполагаемого отсчета натереть мелом для лучшего определения линии смачивания.

3.5. По полученной высоте налива в сантиметрах для каждого калибровочного типа по соответствующей таблице калибровки определяется объем налитого нефтепродукта.

От правильности замера высоты налива, плотности и температуры нефтепродукта зависит точность определения массы груза в цистерне.

3.6. Расчет массы нефтепродукта в цистернах объемно-массовым статическим методом.

Для определения массы нефтепродукта этим способом необходимо:

  • замерить метрштоком высоту налива;
  • отобрать пробу продукта с уровня, соответствующего 0,33 диаметра цистерны, считая от нижней образующей котла;
  • немедленно после извлечения пробы из цистерны замерить среднеобъемную температуру и плотность нефтепродукта ареометром;
  • установить тип калибровки цистерны по соответствующим знакам на ее котле;
  • согласно замеренной высоте налива по соответствующей таблице калибровки определить объем нефтепродукта;
  • рассчитать массу нефтепродукта в цистерне, умножив определенный по таблицам калибровки объем нефтепродукта на его плотность при среднеобъемной температуре в цистерне.

3.7. Используемые для определения массы нефтепродукта приборы (термометр, ареометр, метршток) должны быть поверены, иметь соответствующие клейма и свидетельства Госповерителя.

3.8. Пример определения массы наливного груза расчетным путем.

Исходные данные. Нефтепродукт перевозится в цистерне типа калибровки 62. Высота налива, установленная метрштоком: 2746 мм. Плотность нефтепродукта при температуре +20°C, по данным паспорта качества: 0,824 г/см3. Температура груза в цистерне по данным измерений: -12°C. Требуется определить массу перевозимого нефтепродукта.Расчет. Масса нефтепродукта определится по формуле:

F8.png

где    V – объем груза в вагоне, дм3;
        ρ – плотность груза, кг/дм3.

Объем груза при высоте налива 275 см (по правилам округления 274,6 см округляется в большую сторону до 275 см) для данного типа цистерн в соответствии с Таблицей калибровки (тип 62) составляет 69860 дм3.

Плотность нефтепродукта при данной температуре:

  1. Определяется разность температур +20°C – (-12°C) = 32°C;
  2. Температурная поправка на 1°C согласно таблице 2 средних температурных поправок плотности нефтепродуктов для плотности 0,8240 кг/дм3 составит 0,000738 кг/дм3; соответственно на 32°C составит 0,000738´32 = 0,023616 кг/дм3, или округленно 0,0236 кг/дм3;
  3. При температуре груза более +20°С полученное произведение (0,0236 кг/дм3) вычитается из значения плотности при +20°С, а при температуре нефтепродукта в цистерне ниже +20°С, полученное произведение прибавляется к значению плотности при +20°С.

Так как в рассматриваемом примере температура груза -12°С (т.е. менее +20°С), то искомая плотность составит 0,8240 + 0,0236 = 0,8476 кг/дм3.

Масса нефтепродукта в цистерне составит:

Q = 69860´0,8476 = 59213 кг.

Конструкция вагона-цистерны

Кузов ж/д вагона представляет собой цилиндрическую емкость, закрытую с боков эллиптическими днищами. Емкости цистерн имеют различные устройства для загрузки / выгрузки, различающиеся в зависимости от перевозимого груза. Также в зависимости от перевозимого груза вагоны-цистерны могут иметь теплоизоляционное покрытие, оборудование для подогрева перевозимого груза, а также приборы контроля состояния груза. В ж/д цистернах рамной конструкции нагрузки, возникающие в процессе движения поезда, воспринимаются несущей рамой, в безрамных цистернах функцию несущей рамы выполняют сами емкости.  Дополнительно для повышения прочности и жесткости емкостей железнодорожных цистерн большого диаметра и длины емкости могут усиливаться кольцами-шпангоутами на наружной или внутренней поверхности.

Выбор метода поверки

Выбор способа калибровки ж/д и автоцистерн определяется исходя из следующих факторов:

  • объема емкости;
  • необходимой точности;
  • условий, в которых осуществляется поверка;
  • целесообразности;
  • наличия измерительных приборов.

Основные параметры поверки (калибровки) нефтевозов

Принятые стандарты Министерства Энергетики определяют максимально допустимые колебания массы нефтепродуктов, заполняющих автоцистерны. Погрешность измерения должна сводиться к минимуму, обязательно соответствовать установленным рамкам. Проводить калибровку (поверку) нефтевозов необходимо ежегодно. При поверке автоцистерны выдается официальное свидетельство. Этот документ обязательно сохранять на протяжении всего срока его действия. Важно, чтобы свидетельство о калибровке при эксплуатации цистерны постоянно хранилось у водителя. Эго предъявляют соответствующим органам при необходимости.

Почему обращаются к нам

К нам обращаются за калибровкой железнодорожных цистерн и бензовозов, поверкой автоцистерн для нефтрепродуктов, так как специалисты «МетроСервис» дают гарантию достоверных и объективных данных, благодаря большому опыту в метрологии. Мы устанавливаем адекватную стоимость на наши услуги, предоставляя быстрое выполнение работ по калибровке и поверке резервуаров.

Онлайн-калькулятор расчёта осевых нагрузок

Перед покупкой тяжелогрузного транспорта, у его владельца возникает желание, узнать затраты по эксплуатации данного транспорта при условии полной его загрузки. Специально, для решения этого вопроса, нашими специалистами был создан

ОНЛАЙН-КАЛЬКУЛЯТОР

После регистрации в котором, вы сможете рассчитать ограничение нагрузки на ось, а также будущие расходы по эксплуатации транспорта, при его передвижение по дорогам общего пользования.

Подготовка

Подготовка резервуара к градуировке

Перед градуировкой (измерением внутреннего объема резервуара для нефтепродуктов) независимо от выбора метода необходимо удалить из емкости все остатки рабочей среды и отложения. Измерения могут выполняться только для сосудов, для которых определена базовая высота.

Последняя измеряется каждый год (а также после капремонта). Для чего нужно отмерить расстояние от дна сосуда до черты замерной планки (постоянная точка измерения высоты). Черта (риска) планки может располагаться на горловине замерной трубы или люка. Другое название базовой высоты – высотный трафарет.

Градуировка резервуара осуществляется с соблюдением правил безопасности при работе с данным оборудованием. В ходе работ специалисты должны применять профессиональные средства контроля и сбора замеров. Помещения (если емкость располагается внутри здания) и окружающий воздух (открытые площадки) должны соответствовать требованиям санитарного регламента.

Требования к специалистам, которые проводят работы любым из методов градуировки резервуара:

  • Подтвержденная квалификация.
  • Знание и соблюдение требований учета нефтепродуктов.
  • Наличие разрешения на работы.

Выбирая исполнителя, обязательно проверьте его на предмет присутствия в реестре ремонтных компаний (согласно порядку, установленному ГОСТ).

Рейтинг
( 1 оценка, среднее 5 из 5 )
Загрузка ...