Прибор для контроля температуры масла в трансформаторе

Термодатчики трансформаторов

Термодатчики предназначены для контроля температуры верхних слоев масла и обмотки трансформаторов, а также для управления работой системы охлаждения. В качестве термодатчиков используются ртутные термометры, термосигнализаторы, индикаторы температуры масла и индикаторы температуры обмоток.
Термометры ртутные технические предназначены для измерения температуры верхних слоев масла (ВСМ). Термометры устанавливаются в заполненную трансформаторным маслом гильзу на крышке бака трансформаторов мощностью до 630 кВ • А со стороны обмотки НН. Диапазон измерений термометра типа А, исполнения № 4: 0—160 °С. Цена деления шкалы — 2 °С.

Термосигнализаторы устанавливаются в трансформаторах мощностью более 1000 кВ • А. Термосигнализаторы предназначены для контроля температуры ВСМ и дистанционного управления вентиляторами дутья и маслонасосами систем охлаждения типов Д, ДЦ, Ц трансформатора.
Принцип действия термосигнализатора основан на зависимости между температурой и давлением паров наполнителя, находящегося в термобаллоне, установленного в гильзе на крышке бака трансформатора. С увеличением температуры и давления, последнее по капилляру воздействует на манометрическую пружину, и далее — на показывающий прибор.

Индикаторы температуры обмотки позволяют определять ее температуру косвенным методом.
Индикатор (рис. 2) состоит из 1) измерительного прибора, 2) термодатчика,
3) теплоемкого элемента (термобаллона),
4) окружающего термобаллон сопротивления, по которому протекает электрический ток, пропорциональный току нагрузки трансформатора, 5) потенциометра настройки нагревательного сопротивления, микропереключателей.
Термобаллон залит трансформаторным маслом и находится в масле трансформатора; при отсутствии тока нагрузки прибор будет показывать температуру масла. В режиме нагрузки трансформатора по нагревательному сопротивлению прибора протекает ток от трансформатора тока (6) со стандартными коэффициентами трансформации 1—2—5А. Таким образом, при наличии в обмотке трансформатора тока нагрузки, температура баллона будет равна сумме температур масла и нагревательного сопротивления. С помощью потенциометра осуществляется настройка прибора на желаемый прирост температуры от действия нагревательного сопротивления. Настройка осуществляется по таблицам и кривым, прилагаемым к прибору.
Индикаторы температуры могут оснащаться термодатчиками с выходом на компьютер или счетчик со считывающей панелью, для мониторинга или записи температуры.
Типы индикаторов температуры обмотки: MSRT 150 W (TER-MAN Bollate Milano — Италия); АКМ Серия 35, (АВ KIHLS-TROMS MANOMETERFABRIK — Швеция); Симулятор температуры обмотки серии 130, фирма QualiTROL — Германия.

Рис. 2. Схема установки индикатора температуры обмотки.

Источник

Прибор для контроля температуры масла в трансформаторе

Стоимость (без НДС): Звоните!

Прибор предназначен для использования c трансформаторами с жидким диэлектриком (трансформаторным маслом, Миделом и т.п.) с целью оперативного контроля и моделирования температурных параметров трансформатора, управления системой охлаждения, определения остаточного термического ресурса изоляции, сигнализации о превышении температурой заданных уставок, управления заливкой масла, контроля уровня масла в трансформаторе и контроля утечки масла.

ПРИБОР ИЗГОТАВЛИВАЕТСЯ ПОД ЗАКАЗ! Стоимость и наличие оборудования просим уточнять у менеджеров компании!

ОСНОВНЫЕ ФУНКЦИИ

1. Измерение и индикация температуры верхних слоёв масла трансформатора Тм.
2. Контроль тока нагрузки и индикация коэффициентов нагрузки трансформатора:
   — нерасщепленной обмотки;
   — расщепленной обмотки трансформатора.
3. Определение и индикация температуры наиболее нагретой точки ННТ:
   — нерасщепленной обмотки;
   — расщепленной обмотки трансформатора;
4. Определение теплового остаточного ресурса изоляции по методике
   ГОСТ 14209 (МЭК 345-91).
5. Определение и индикация (по требованию оператора) максимальных и минимальных значений Тм, Кн1 и То1, Кн2, То2 за контролируемый период (сутки, неделю, месяц или год).
6. Определение и контроль уровня заливки масла:
   — в трансформаторе;
   — в устройстве РПН.
7. Контроль текущего уровня масла:
   — в расширителе трансформатора;
   — в отсеке РПН.
8. Формирование релейных сигналов управления системой охлаждения.
9. Формирование унифицированных сигналов (4 — 20) мА по величине температуры масла (Тм), температуры обмотки (То), уровня масла в трансформаторе и РПН.
10. Выбор системы охлаждения Д, ДЦ, Ц или М с панели прибора.
11. Задание параметров для моделирования температуры ННТ обмотки:
    — превышение средней температуры обмотки над температурой масла – градиент — Gr;
    — величина номинального тока контролируемой обмотки — Iн.
12. Задание параметров для определения относительного уровня масла:
    — диаметр расширителя;
    — климатическое исполнение трансформатора.
13. Сигнализация о возникновении нештатных ситуаций (светодиодная индикация на передней панели прибора и релейные команды «ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ», «ПЕРЕГРЕВ», «УТЕЧКА МАСЛА», «НЕНОРМА МАСЛА»).
14. Счёт времени (электронные часы) и ведение архива.
15. Энергонезависимое хранение всех контролируемых параметров и их индикация по требованию оператора (вывод на дисплей прибора).
16. Выдача в ПЭВМ или систему мониторинга по стандартному цифровому интерфейсу (RS-485) следующей информации:
    — текущие значения контролируемых параметров (Тм, Кн1, То1, Кн2, То2);
    — значение остаточного ресурса изоляции трансформатора;
    — массивов максимальных и минимальных значений Тм, Кн1, То1, Кн2 и То2 за требуемый промежуток времени;
    — текущие показания приборных часов;
    — значения действующих уставок;
    — состояния выходных сигналов;
    — выбранная система охлаждения.

Источник

Приборы измерения температуры, уровня и давления масла

Контроль температуры необходим для того, чтобы включать и отключать охлаждающее оборудование. Такие средства контроля обычно комплектуются измерителями «температуры обмотки», имеющими видимую круговую шкалу.
На самом деле это не совсем правильное наименование, поскольку такое устройство, фактически, не контактирует с обмоткой силового трансформатора.
Вместо этого, оно измеряет температуру верхних слоев масла, а также температурный градиент, создаваемый небольшим нагревателем, окружающим шарик термометра. Этот нагреватель соединен через трансформатор тока с одной из фаз вторичных выводов, поэтому при увеличении вторичной нагрузки, увеличивается и ток, проходящий через сопротивление нагревателя.
Данный нагреватель имитирует реальную обмотку трансформатора. В результате, измеритель «температуры обмотки» измеряет температуру, которая примерно совпадает с истинной температурой обмотки.
Помимо (или даже, вместо) измерителя температуры обмотки, большинство трансформаторов имеют измеритель температуры масла, который измеряет фактическую температуру верхних слоев масла. Различие температур обмотки и масла, служит индикатором того, насколько велика нагрузка трансформатора.
Показатели этих двух измерителей должны регулярно сниматься, чтобы видеть, работает ли трансформатор в нормальных температурных пределах. Существует множество примеров, когда ненормальные показатели температуры позволяли обнаружить серьезные проблемы у трансформатора.
В качестве одного из таких примеров служит трансформатор с классом охлаждения OA, работавший с очень высокой температурой масла. Исследования этого трансформатора выявили утечку масла в радиаторе. Эта утечка приводила к тому, что уровень масла опускался ниже входного отверстия радиатора, в результате чего охлаждение, фактически, полностью отсутствовало. В других случаях, изучение причин высокой температуры трансформатора позволяло обнаружить заблокированные охладители, и не работающие средства управления охлаждением.

Измеритель уровня масла необходим для поддержания нужного уровня масла. Этот измеритель обычно имеет отметку на шкале, показывающую номинальный уровень масла при температуре 25° C. Поддержание нужного уровня масла очень важно, так как если масло опустится ниже уровня входного отверстия радиатора, то его движение через радиатор прекратится, и трансформатор будет перегреваться.
Очень низкий уровень масла может обнажить компоненты, находящиеся под напряжением, и проводящие ток. Эти компоненты разработаны для функционирования в масле, и отсутствие масла может привести к их перегреву, или искрению. Если уровень масла слишком высок, это может стать причиной избыточного давления при расширении масла.
Если трансформатор оборудован системой сохранения масла с постоянным давлением азота, то тогда он оборудуется и датчиками давления, измеряющими давление газовой оболочки, и давление в компенсирующей емкости азота.
Трансформаторы, имеющие газовую подушку над маслом внутри основного бака, обычно поставляются с установленными измерителями давления. При внеплановых инспекциях, устройство с герметичным баком должно иметь небольшое положительное или отрицательное давление. Если измеритель давления постоянно показывает нулевое давление при любых нагрузках и температурных условиях, это говорит о наличии утечки, позволяющей баку трансформатора «дышать».
К такому состоянию следует относиться серьезно, и устранить его, поскольку «дышащий» трансформатор, вероятно, загрязнен влагой.

Источник

Контролирующие приборы в трансформаторах

Температуру масла в трансформаторах мощностью 630 кВ-А и менее контролируют стеклянным термометром, в трансформаторах большей мощности — манометрическими термометрами ТСМ-100 (рис. 1) или ТКП-1600 (конденсационный, показывающий, сигнализирующий). Принцип их действия основан на зависимости давления насыщенных паров заполнителя термосистемы (капилляра, баллона) от измеряемой температуры среды (масла).
При повышении температуры давление паров в термобаллоне 5, соединенном с корпусом) капиллярной трубкой 4 увеличивается, при этом специальное устройство в корпусе термосигнализатора действует на стрелку, которая показывает на шкале температуру масла. При достижении предельно допустимой температуры контактная система прибора замыкает цепь тока на сигнал. Дальнейшее увеличение температуры приводит к замыканию контактов цепи отключения трансформатора. Термобаллон устанавливают в специальную гильзу, пропущенную внутрь бака трансформатора и закрепленную на крышке; корпус прибора крепят на стенке бака.

Рис. 1. Манометрический термометр ТСМ-100:

Рис. 2. Устройство стрелочного маслоуказателя
1 — корпус, 2 — указатели установки пределов на сигнал и отключение, 3 — штуцер, 4 — капиллярная трубка, 5 — термобаллон, 6 — зажимы для подключения электропитания, 7 — скоба для крепления

Стрелочный маслоуказатель предназначен для контроля уровня масла в расширителе и замыкания электрической цепи сигнализации при минимальном уровне масла. Его устанавливают на торцовой стенке расширителя силовых трансформаторов мощностью 10 MB-А и более.

Стрелочные маслоуказатели бывают двух типов: МС-1 иМС-2 (поплавковые). Устройство маслоуказателя МС-2 показано на рис. 2. Поплавок 1 жестко скрепленный рычагом 2 под углом 90° с осью 3 силового магнита 4У находится в масле расширителя. Стрелка 7 имеет ось и плоский управляемый магнит 5 геркона 6 (герметизированного контакта). При изменении уровня масла поплавок, следуя за ним, поворачивает ось 3 вместе с закрепленным на ней силовым магнитом, при этом вследствие взаимодействия двух магнитов (магнитная муфта) поворачивается на тот же угол и стрелка, указывая на шкале 8 уровень масла (максимальный, минимальный и при 15°С окружающего воздуха).
При минимальном уровне масла магнит 5 (вместе со стрелкой) приблизится к геркону 6 и, замыкая его контакт, включит цепь сигнализации. Вращательное движение от силового магнита передается стрелке с магнитом через установленную между ними герметичную алюминиевую стенку корпуса.
Маслоуказатель МС-1 отличается от МС-2 тем, что рычаг поплавка расположен вдоль расширителя и силовой магнит получает вращение с помощью конической передачи.
Релейная защита. Релейная защита служит для быстрого автоматического отключения трансформаторов при различных коротких замыканиях в обмотках, отводах, на вводах; при перегрузках, повышении напряжения сверх допустимого и других нарушений режима работы.

Источник

Приборы мониторинга силовых трансформаторов

О необходимости мониторинга

Силовые трансформаторы являются важным и капиталоемким оборудованием энергетических систем. Существует большое количество типов силовых трансформаторов в зависимости от назначения и условий работы. Но не зависимо от конструкции и условий эксплуатации, «болезни» у них, как правило, общие. Повреждения или отклонения от нормального режима работы трансформатора могут быть вызваны различными причинами. В большинстве случаев повреждение происходит не сразу, а после более или менее длительного воздействия неблагоприятного фактора.

На сегодняшний день наиболее эффективным средством повышения надежности работы трансформаторного оборудования является внедрение методов и средств оперативной диагностики [1], [2], [3], [4].

Мониторинг параметров трансформаторного оборудования в реальном масштабе времени позволяет получить ряд возможностей:

• сменить технологию обслуживания (не периодически, а по данным измерения контролируемых параметров)
• управлять системой охлаждения;
• контролировать нагрузку и, как следствие, управлять ресурсом;
• оценивать предаварийные и аварийные состояния с выдачей команд и т.д.

Основная задача:

Задачей, которую ставят перед собой разработчики приборов мониторинга является создание совместно с разработчиками трансформаторного оборудования комплекта приборов контроля и управления не отягощенного избыточными функциями, в том числе сервисными и, как следствие, с оптимальными функциональными и стоимостными характеристиками (ПРИЛОЖЕНИЯ А и Б).

При создании блоков и приборов температурного мониторинга сухих трансформаторов основной задачей была реализация устройств, которые могли бы обеспечить первичную обработку снимаемой информации о температуре в непосредственной близости от места ее съема (от датчика) [5]. Такой подход (размещение прибора на кожухе трансформатора), как правило, дает возможность обеспечить надежность и достоверность обработки информации, исключить влияние помех (т.к. передача выходной информации осуществляется релейными командами и по помехозащищенным кодовым линиям связи). Когда приходится переносить средства обеспечения помехозащищенности на вход монитора, это иногда приводит к неожиданным последствиям.

Случай из практики

Верх-Исетский металлургический завод. Трансформатор производства «Росэнерготранс» был отключен прибором Т154 (производства Италии). При повторном включении оперативный персонал наблюдал быстрый рост показаний температуры по одному из каналов с последующим отключением трансформатора.

Исследование показало, что при прогреве трансформатора терялся контакт в промежуточном клемнике датчика температуры, а фильтр на входе прибора превращал ступенчатое изменение сопротивления датчика в плавное. Алгоритм контроля исправности датчиков срабатывал после срабатывания алгоритма тепловой защиты.

Однако размещение прибора на кожухе трансформатора накладывает дополнительные требования к конструкции и схемотехнике приборов, которые должны обеспечить работоспособность в тяжелых климатических условиях (особенно для трансформаторов, устанавливаемых на открытых площадках). Это и пылевлагозащищенный корпус, встроенный подогрев, сальниковые вводы, специальная элементная база с расширенным температурным диапазоном. Работоспособность при повышенной температуре окружающей среды, обусловленной рабочим нагревом трансформатора, обеспечивается накладным размещением прибора на кожухе трансформатора. Некоторые производители трансформаторов игнорируют этот вопрос и врезают приборы щитового исполнения в кожух трансформатора подвергая прибор дополнительному нагреву. У разработчиков электроники существует эмпирическая формула – превышение температуры над нормальной на 10 градусов сокращает ресурс вдвое. Хватит ли ресурса прибора поставленного в тяжелые температурные условия на срок службы трансформатора неизвестно.

Требованиям размещения на кожухе трансформатора отвечают разработанные нами блоки БКТ-2, БКТ-3. С 2000 г. их изготовлено и поставлено в составе трансформаторного оборудования более 3000 шт. Блоки БКТ-2, БКТ-3 успешно функционируют в различных климатических зонах России, ближнего и дальнего зарубежья.

Для трансформаторов средней и малой мощности, которые устанавливаются внутри производственных помещений с более «мягкими» климатическими условиями, нами разработан, прошел испытания и включен в «Госреестр средств измерений РФ» прибор температурного мониторинга сухих трансформаторов МТСТ34 (ПРИЛОЖЕНИЕ В). Практика безусловно доказывает эффективность температурных мониторов.

Пример из практики

Подстанция Новокуйбышевского НПЗ. Трансформатор производства «Росэнерготранс». Трансформатор был отключен прибором мониторинга БКТ-2. По прошествии примерно часа прибывший дежурный персонал отклонений температуры частей трансформатора от среднего значения не обнаружил. Был составлен акт о неправильной работе БКТ-2.

Нами была предложена программа наблюдения за БКТ и трансформатором. В результате был установлен дефект трансформатора «пожар в железе». Попытка бракования БКТ-2 явилось следствием того, что в схеме подключения монитора не был задействован сигнал «Предупреждение» и отключение трансформатора стало полной неожиданностью для диспетчерской службы.

При создании комплекта приборов мониторинга масляных трансформаторов исходили из оптимальности контролируемых параметров.

Хотелось исключить неоправданную избыточность, сделать приборы недорогими и доступными.

Первичная диагностика и мониторинг у трансформаторов, как и у человека, начинается с температуры.

• контролировать температуру верхних слоев масла трансформатора;
• определять максимальные и минимальные значения температуры за контролируемый период (день, неделю месяц и год);
• выбрать систему охлаждения (Д, ДЦ, Ц или М);
• сигнализировать о возникновении нештатных ситуаций при превышении уставок по температуре;
• энергонезависимое хранение всех контролируемых параметров;
• выдавать всю перечисленную информацию по интерфейсу в систему АСУ ТП;

Вся полученная информация доступна оператору с панели прибора.

Для более мощных трансформаторов и для трансформаторов, работающих в режимах широкого изменения нагрузки, функции прибора ТМ-1 были расширены в приборе ТМТ-1 в части:

• контроля тока нагрузки;
• вычисления температуры в наиболее нагретой точке (ННТ) обмотки (при расчете температуры ННТ используются технические характеристики трансформаторного оборудования, в том числе и тепловые характеристики, измеренные во время заводских испытаний);
• вычисления остаточного ресурса трансформатора.

Продолжительный повышенный нагрев конструкций опасен для соприкасающейся с ней изоляции. Величина температуры ННТ является основным критерием допустимости перегрузки трансформатора. Постоянная времени нагрева обмотки составляет несколько минут, в отличии от температуры масла (постоянная времени нагрева масла исчисляется часами).

По рекомендациям МЭК 354 [6] температура ННТ ограничивается значением 140 °С.. Это соответствует началу ускоренного старения изоляции при повышенной температуре.

Непосредственное измерение температуры ННТ затруднительно и обычно применяется вычисление температуры ННТ по стандартизованной методике.[5]. Методика основана на законе термохимического износа Аррениуса и на упрощенном соотношении Монтсингера [7].

Превышение температуры ННТ над температурой верхних слоёв масла

DТ = Н× Gr×Кн y ,

где Кн y = I/Iн — коэффициент нагрузки обмотки.

Текущее значение температуры ННТ:

где То — температура ННТ;

Тм — температура верхних слоёв масла;

t — текущее время,

Gr — градиент, установившееся превышение температуры обмотки над температурой верхних слоев масла. Задаётся из расчётной записки трансформатора в диапазоне от 0 до 50°С:

Н — коэффициент наиболее нагретой точки трансформатора (ННТ), диапазон — от 1 до 2. Стандартное значение — 1,3;

Y — степенной показатель нагрузки. Диапазон – от 1 до 2. Рекомендуемое значение — 1,6;

t — постоянная времени нагрева обмотки, диапазон от 5 до 10 минут. Рекомендуемое значение — 8 минут;

Iн — номинальный ток нагрузки обмотки — ток трансформатора тока. Диапазон – от 0 до 5А.

Относительная скорость износа изоляции:

где Тн — номинальная температура изоляции, Тн = 98°С;

То — текущее значение температуры ННТ.

Относительное сокращение срока службы:

где V — скорость износа изоляции;

N — общее количество интервалов;

n — номер интервала времени.

Следует отметить, что в интервале температур от 98°С до 140°С скорость износа изоляции удваивается при каждом увеличении температуры на 6°С.

Вся информация о ресурсе и коэффициентах нагрузки трансформатора энергонезависимо хранится и по интерфейсу доступна системе АСУ ТП и оператору с панели прибора.

На сегодняшний день в эксплуатации находятся около 700 приборов ТМ-1 и около 80 приборов ТМТ-1. Партия из 38 трансформаторов с приборами ТМТ-1 в тропическом исполнении поставлена на Кубу.

В 2009 г. завершены автономные испытания, а в апреле 2010 г. — первый этап испытаний в составе объекта (трансформатора) нового прибора ТМТ-2.

В отличие от ТМТ-1 в нем дополнительно реализованы следующие функции:

• контроль заливки масла;
• контроль уровня масла;
• контроль утечки масла.

На устройство контроля уровня масла и утечки получено положительное решение 2008104262/09, дата приоритета 04.02.2008г.(патент № 2393567)

Уровень масла в расширителе зависит от температуры масла в баке трансформатора. В процессе работы трансформатора часть нагретого масла перемещается в расширитель, а при охлаждении трансформатора масло из расширителя возвращается в бак.

Рисунок 1

Уровень h масла в расширителе может быть определен по величине давления столба масла — p (см. рисунок 1)

h = р/(ρg), где

ρ — плотность масла;).

g — ускорение свободного падения, g = 9.8 м/сек;

p — давление, Па.

В приборе ТМТ-2 предусмотрен контроль за уровнем заливки масла в соответствии с исполнением трансформатора (смотри рисунок 2).

Уровень заливки выбирается исходя из соотношения:

• при максимальной температуре уровень масла не должен превышать максимального значения для данного климатического исполнения,
• при минимальной температуре минимального уровня для данного климатического исполнения.

Для реализации режима оператору в прибор следует ввести:

• диаметр расширителя;
• климатическое исполнение трансформатора.

Теперь оператор может приступить к заливке, а прибор к контролю уровня заливаемого масла с учетом введенных условий и реальной температуры заливаемого масла. При контроле сравнивается реальный уровень масла в расширителе с расчетным значением заданным исходя из приведенных выше соображений. Звуковой сигнал (сирена) предупредит оператора (заранее, при 95% уровня заливки) об окончании процесса заливки.

В процессе эксплуатации уровень масла контролируется не только на превышение или понижение предельных уровней масла в расширителях трансформатора и отсека РПН, но и ведется контроль утечки масла.

Расчет ожидаемого уровня масла при контролируемой температуре ведется исходя из приведенных ниже соотношений:

приращение площади боковой поверхности при текущей температуре ti:

∆Si=(Si — Sз)=М(βiti — βзtз).

М = (Sр — Sз)/ (βрtр — βзtз),

Текущее значение площади боковой поверхности

Si = Sз+ М(βiti — βзtз)

tр — рабочая средняя температура масла в баке;

β — коэффициент объёмного расширения масла.

S = r 2 *( a— sina)/2,

здесь r – радиус круга;

а — угол между радиусами;

а/2 =arc cos ((r-h)/ r)[рад].

При отклонении на 10% от расчетного значения формируется предупредительный сигнал «УТЕЧКА МАСЛА». Таким образом, дежурный персонал заранее оповещается, а трансформатор уберегается от аварийных ситуаций. Таких функций нет в приборах аналогичного класса.

Рисунок 2

Кроме основного оборудования трансформатора, обеспечивающего преобразование энергии, есть еще подсистемы, оценка состояния которых возлагается на приборы, не относящиеся к приборам мониторинга. Тем не менее, они выполняют ряд контрольных функций. По этому поводу могут быть упомянуты привода устройств РПН и автоматические регуляторы ими управляющие — РКТ.01 и РКТ.02. Обязательной функцией этих автоматических регуляторов является контроль функционирования привода и сигнализация об отклонениях функционирования от нормы, а так же учет ресурса привода. Положение анцапфы РПН также является параметром, позволяющим оптимизировать за счет диспетчерского управления нагрузку трансформатора. Это приборы комплекта ДИП-1 и ДИП-2.

Таким образом, в настоящее время выпускается широкая гамма приборов, позволяющих отслеживать многие параметры трансформатора. Широкое внедрение систем непрерывного мониторинга позволит уменьшить потенциальную угрозу роста аварийности и оптимизировать эксплуатационные расходы. С техническими характеристиками приборов можно ознакомиться на сайте www.mironomika.ru и ПРИЛОЖЕНИИ Г-Ж.

Буслаев Александр Феликсович, технический руководитель НПЦ «Мирономика»,

Козлова Галина Алексеевна, ведущий специалист НПЦ «Мирономика»,

Крамаренко Владимир Николаевич, директор НПЦ «Мирономика»,

Шлентов Владимир Степанович, ведущий специалист руководитель группы ЗАО «Энергомаш (Екатеринбург) Уралэлектротяжмаш»

Источник