Меню

Давление в конденсаторе для достижения охлаждения пара

Какие факторы влияют на выбор конечных параметров пара? Что такое кратность охлаждения в конденсаторе? Каково конечное давление пара на ТЭС и АЭС?

Конечные параметры пара – это его давление Pк и температура Tк в конденсаторе. Поскольку в конденсаторе турбины происходит процесс конденсации пара, т.е. фазовый переход, то конечное давление однозначно определяется величиной Tк (это температура насыщения при давлении Pк). Поэтому достаточно выбрать только один из двух конечных параметров, и обычно это Pк.

Чем ниже конечное давление, т.е. чем глубже вакуум в конденсаторе, тем больше теплоперепад на турбину и тем выше мощность и КПД станции.

Tк — это температура, при которой конденсируется отработавший в турбине пар. Она (а, стало быть, и величина Pк) зависит от температуры охлаждающей воды и температурного напора δt в стенках трубок конденсатора.

Охлаждающую воду еще называют циркуляционной или технической (сырой) водой. Ее температура зависит от погодных условий и типа системы технического водоснабжения – прямоточной или оборотной.

Величина δt определяется следующими факторами:

— выбор материала поверхности теплообмена; с точки зрения обеспечения высокой теплопроводности при небольшой скорости коррозии и умеренной стоимости оптимальным вариантом для конденсатора оказались латунные трубки;

— чистота поверхности теплообмена; во многих случаях этот фактор имеет особое значение, ибо в трубках может циркулировать неочищенная охлаждающая вода из природного водоисточника, а образование на внутренних поверхностях конденсаторных трубок малотеплопроводных накипей существенно ухудшает условия теплообмена;

— расход охлаждающей воды; чем он больше, тем выше коэффициент теплопередачи через стенки трубок конденсатора и тем ниже температура, а, значит, и давление, при котором конденсируется пар.

Выбор величины температурного напора в конденсаторе осуществляется путем технико-экономического анализа, поскольку возрастание δt ведет, с одной стороны, к ухудшению вакуума, но, с другой стороны, уменьшает размеры теплообменной поверхности конденсатора. Кроме того, для снижения δt необходимо увеличивать расход охлаждающей воды и, как следствие, долю расхода электроэнергии на собственные нужды электростанции.

Отношение расхода охлаждающей воды к расходу пара через конденсатор называется кратностью охлаждения. Очевидно, что существует оптимальное значение этого показателя – по тем же причинам, что и для величины δt. Обычно кратность охлаждения составляет 40-50.

Со снижением конечного давления возрастают энергетические потери с выходной скоростью из-за уменьшения плотности и увеличения объема отработавшего пара при неизменном сечении выхлопа турбины. Однако это обстоятельство уступает по своей значимости фактору зависимости мощности турбоагрегата от глубины вакуума в конденсаторе.

Выбор конечного давления связан также с числом оборотов турбины. Эрозионный износ лопаток последней ступени зависит от их высоты, а она – от пропуска пара. Поэтому для АЭС с реакторами на тепловых нейтронах, где начальные параметры рабочего тела невысоки и поэтому удельный расход пара примерно в 1,9 раза выше, чем на обычных ТЭС на органическом топливе, желательны тихоходные турбины (1500 об/мин) и несколько повышенное давление пара на выхлопе. Это обеспечивает уменьшение окружной скорости концевых частей лопаток как за счет снижения числа оборотов, так и вследствие сокращения объемного расхода пара.

Обычными являются следующие значения конечного давления пара: на ТЭС на органическом топливе – порядка 3,5 кПа, а на АЭС на тепловых нейтронах – 4,5-6 кПа.

Источник

Определение давления конденсации пара в конденсаторе

Назначение конденсатной установки (КУ) –конденсация отработавшего в турбине пара и возврат конденсата в цикл станции. Основной элемент оборудования КУ- конденсатор.

В результате конденсации пара охлаждающая вода нагревается на ΔtВ от tОХ1 до tОХ2 . Превышение температуры конденсации над температурой охлаждающей воды на выходе ΔtОХ2 в конденсаторах поверхностного типа определяется минимальным значением температурного напора dtК .

Определим температуру конденсации пара по формуле (12.5) [2]:

Температура охлаждающей воды на входе в конденсатор определяется по формуле (11.4) [2]: tОХ1=

Здесь –теоретический предел охлаждения, — относительный предел охлаждения =5. 10 о С. Значения может быть принято равным температуре природной воды в предполагаемом районе строительства АЭС. Примем : =10 о С и =6 о С тогда tОХ1=16 о С.

Нагрев воды Δtв зависит от кратности охлаждения m. Для градирен m = 40-60, примем m=60. Тогда подогрев воды в конденсаторе определиться по формуле (12.4) [2]: ΔtВ =523/m 9 о С

При уменьшении минимального температурного напора также возрастает тепловая экономичность ПТУ, но возрастает теплообменная поверхность конденсатора и его стоимость. Рекомендуемые в настоящее время значения dtК =3…6 о С , примем dtК =3 о С .

Откуда Pк=3,8 кПа. Определим температуру воды после конденсатора:

Рис.1.1 t,Q – диаграмма конденсатора.

Описание расчетной схемы

Для данной ПТУ с параметрами пара перед турбоустановкой р= 12.75 МПа, t=485 o C , конечное давление рк=3,8 кПа проектируем турбину

К-800-12.8-3 с разделительным давлением 0.44 МПа и температурой пара после СПП 250 °С. Частота враще­ния n=50 1/с.

Конструкция турбины — четы­рехцилиндровая. Парораспределение — дрос­сельное. В первом цилиндре ЦВСД совмещены части высокого и среднего давления с подво­дом пара в середину цилиндра и противоно ложным

направлением потоков. Ротор первого цилиндра — цельнокованый, на нем располо­жены рабочие лопатки 11 ступеней с облопачиванием активного типа.

Читайте также:  Давление в низкопрофильных шинах автомобиля таблица

После первого цилиндра осуществляется внешняя сепарация и промежуточный перегрев. В отличие от турбин на­сыщенного пара использование свежего пара для промежуточного перегрева не только не необходимо, но и экономически нецелесообраз­но из-за его высокой энтальпии. В связи с этим для промперегрева используется пар после ЧВД при давлении 6 МПа. Цилиндры низкого давления повторяют ЦНД турбины К-1000-5.9/3 ЛМЗ.

Турбина К-800-12.8-3 имеет 8 регенеративных отборов ( 2 отбора для ПВД, 1 отбор для деаэратора, 5 отборов для ПНД ). Отборы пара из турбины пронумерованы римскими цифрами по ходу пара в турбине. Все подогреватели системы регенерации пронумерованы арабскими цифрами напротив хода нагреваемой воды (от П1 до П8).

Источник

Общая характеристика пара и конденсата как теплоносителей

Общая характеристика пара и конденсата как теплоносителей

Водяной пар как теплоноситель

Водяной пар имеет большое распространение в промышленности как греющий теплоноситель вследствие ряда своих достоинств. Его мож­но транспортировать от источника получения по трубопроводам на значительные расстояния (до нескольких километров). Высокие коэф­фициенты теплообмена при конденсации пара способствуют установке относительно небольших поверхностей теплообмена. Конденсация водя­ного пара сопровождается большим изменением его энтальпии; благода­ря этому для передачи значительных тепловых мощностей требуются небольшие весовые количества пара. Постоянство температуры конден­сации при заданном давлении облегчает поддержание постоянства теп­лового режима и регулирование процесса в аппаратах.

Основным недостатком водяного пара является значительное повы­шение давления с ростом температуры насыщения. Так, например, для достижения температуры пара, равной 350 °С, потребовалось бы под­нять его давление до 15,5 МПа. Поэтому нагревание водяным паром проводят чаще всего до температур не более 190 °С. Теплообменники с паровым обогревом для высоких температур получаются очень тяже­лыми и громоздкими по условиям обеспечения прочности, имеют толстые стенки и фланцы, поэтому дороги и применяются весьма редко.

Значительный перегрев пара по отношению к состоянию насыщения не применяется, так как он сильно удорожает получение пара, а тепло­вая мощность, выделяемая паром при его конденсации, увеличивается при этом

на весьма небольшую величину.

Конденсат как теплоноситель

Образующийся при конденсации пара конденсат представляет собой вторичный тепловой ресурс. Конденсат выходит из теплообменников с температурой насыщения соответствующей давлению греющего пара в ап­парате, либо с более низкой, если в установке предусматривается до­полнительно охлаждение конденсата. Температура конденсата может дос­тигать 150-100 °С и это позволяет использовать его в качестве греюще­го теплоносителя как во многих технологических аппаратах, так и в системах отопления и вентиляции предприятий. Достоинством конденса­та как теплоносителя являются сравнительно высокий коэффициент теп­лообмена, большая удельная теплоемкость, возможность транспортирования по трубопроводам на значительные расстояния (при этом пониже­ние температуры потока в хорошо изолированном трубопроводе состав­ляет не более 1 °С на 1 км).

Такое двухступенчатое использование теплоты, содержащейся в исходном паре, наилучшим образом отвечает требованиям эффектив­ного и экономичного потребления энергоресурсов. Однако реализация второй ступени, то есть использование теплоты конденсата, предпо­лагает наличие на производстве постоянных потребителей низкотем­пературной теплоты, а это не всегда имеет место. Предпочтительнее, если это возможно, охлаждать конденсат в теплоиспользующем аппа­рате, куда подается исходный пар.

Наиболее распространенным способом использования конденсата является возврат его в котельную или на теплоэлектростанцию для питания паровых котлов. Разумеется, это лучше делать после охлаж­дения конденсата на производстве. Возврат конденсата экономичес­ки весьма выгоден. Одна тонна возвращаемого конденсата позволяет экономить до

Например, в поверхностном теплообменном аппарате технологичес­кой установки, работающем с давлением 7 МПа, получается конден­сат с температурой 158 °С. Б дальнейшем конденсат этого аппарата охлаждается до 100 °С и с такой температурой выходит из технологичес­кого процесса.

Бели принять, что установка получает сухой насыщенный пар с энтальпией 2755 кДж/кг, а конденсат уходит с энтальпией 418,6 кДж/кг , то недоиспользование теплоносителя по теплоте составляет 418,6/2755 = 0,152 или 15,2 %, то есть весьма ощутимую величину.

При возврате конденсата в котел эта теплота может быть сохра­нена,

если не целиком, то в большей своей части. В противном слу­чае она целиком будет потеряна и, следовательно, будет бесполезно израсходовано топливо, истраченное на получение этой теплоты.

Не возврат конденсата вызывает, кроме того, необходимость допол­нительной подачи химически очищенной воды для питания паровых кот­лов, что обычно ведет к росту величины продувки котлов, а следова­тельно, к дополнительным потерям теплоты. При этом требуется уве­личивать производительность котлов и в некоторых случаях усложнять схемы химводоочисток и внутрикотловые сепарационные устройства, что связано с ростом капитальных затрат, а зачастую и эксплуата­ционных расходов.

Таким образом, сбор и возврат конденсата представляют собой важный источник экономии ресурсов. Важной задачей работников со­ответствующих служб предприятий является улучшение работы дейст­вующих или создание новых конденсатосборных, систем с целью уве­личения количества возвращаемого конденсата. К первостепенным ме­роприятиям по организации сбора и возврата конденсата относятся следующие.

1)Установка на паропотребляющих аппаратах и устройствах кон- денсатоотводчиков, обеспечивающих удаление конденсата и препятст­вующих пропуску несконденсировавшегося пара.

2)Выбор оптимальной схемы использования теплоты пара и сбора конденсата.

3)Увеличение количества возвращаемого конденсата путем совер­шенствования технологических процессов, выбора наиболее рациональ­ного режима работы и применения более совершенных типов оборудова­ния.

4)Очистка конденсата, поступающего от отдельных потребителей, от масла и других загрязнений, препятствующих его использованию для питания паровых котлов.

5)Устройство тепловой изоляции на конденсатопроводах, а так­же оборудовании и аппаратуре, служащих для сбора и возврата кон­денсата и

Читайте также:  Почему при повышенном давлении ком в горле

использования его теплоты.

6)Оснащение конденсатосборных систем измерительными прибора­ми и автоматикой.

Турбинные конденсаты

Необходимо раннее обнаружение и быстрая ликвида­ция подсосов охлаждающей воды и воздуха в вакуумном участке конденсатного тракта

конденсационных устано­вок. На ТЭС с барабанными котлами осветлительные и ионитные фильтры для конденсата турбин устанавливают­ся только при солесодержании охлаждающей воды более 5000 мг/л, что, по-моему мнению недостаточно. Следо­вало бы на всех ТЭС ВД иметь хотя бы одну большую обессоливающую установку (КОУ), рассчитанную на про­пуск 100% конденсата одного самого большого турбоаг­регата и состоящую из осветлительного фильтра (антра­цитного, сульфоугольного, магнетитового, электромагнит­ного) и одного ионитного ФСД с внутренней или внешней регенерацией или двух фильтров — Н-катионитного (КУ-2) и анионитного (АВ-17). На КОУ следует подавать конденсат от любого турбоагрегата.

Работа КОУ и особенно ее осветлительного фильтра необходима во время пуска паровых котлов или турбо­агрегатов для выведения из тракта продуктов коррозии, содержащихся во время пуска в питательной воде в количествах в 50—100 раз больше обычных норм. Ионитные фильтры (ФСД или Н+ОН) необходимы в слу­чаях попадания в конденсат циркуляционной или сетевой воды и при непосредственной подаче питательной воды на впрыск для регулирования температуры перегрева пара. В случаях регулирования температуры перегрева пара собственным конденсатом паровых котлов или выделения одного турбоагрегата с деаэратором и питательным насо­сами для подачи наиболее чистого турбинного конденсата на впрыск, или наличия поверхностных пароохладителей обессоливание конденсата не является необходимым и можно ограничиться только его Na-катионированием.

Схемы очистки турбинного конденсата приведены на рис. 1.1

Рис. 1.1 Схемы очистки конденсатов:

А—турбинного для блоков СКД; Б— для паровых котлов ВД и СВД; В — горя­чего после очистки у потребителя; Г — обезжелезивания, умягчения горячих или обессоливания холодных станционных конденсатов ТЭС ВД н СВД; Д — полная схема очистки замасленного конденсата; а — у потребителя, б — на ТЭС (ВПУ); КИ

конденсатный насос; ЧК — чистый конденсат в ПНД; ГК — засоленный конденсат; ФСД— фильтр сме­шанного действия; РС1Л — регенератор-смеситель-разделитель; РК — регенератор катионита; РА — регенератор анионита; Я — катионитный фильтр; А—анионитный фильтр; Б/77К — бак горячего производственного конденсата; Фл — бак флокулянта; ИД — дозирующий насос; БАУХ, БЛУ3

фильтры с активированным углем 1-й, 2-й ступеней; ДрБ — дренажный бак; H(Na)—Н- или Na-катионитный фильтр; УЗА — ультразвуковой аппарат для удаления с зерен окислов железа; Сб — сборный бак замасленного конденсата; Ил — нефтеловушка; См — слой мас­ла (пены); МГ — труба для приемки масла <масляной пены); Фт — флотатор; Я —ионитные фильтры (Н- или Na-катионитные и анионитные); БЧК — бак чис­того конденсата; ВД — в деаэратор

При затруднении в организации полных КОУ с осветлительными и обессоливающими фильтрами следует уста­навливать хотя бы только осветлительные фильтры для задерживания взвешенных примесей (Fe, Си, Zn), осо­бенно в период пуска. В дальнейшем после доведения ка­чества питательной воды до норм КОУ, осветлитель­ные фильтры могут быть отключены.

На период пуска агрегатов, если солесодержание кон­денсата не превышает установленных норм, можно вклю­чать в работу только осветлительные фильтры КОУ для удаления нерастворимых окислов железа, меди и цинка. Для их удаления наиболее целесообразно применять сдвоенные: электромагнитные и зернистые фильтры; элек­тромагнитные флокуляторы и зернистые фильтры или только зернистые фильтры с антрацитом, пековым коксом, сульфоуглем, магнетитом с диаметром зерен 0,3—2,0 мм.

Латунные трубки конденсаторов и подогревателей пе­ред их установкой в аппарат должны быть во избежание растрескивания «отожжены» — нагреты паром до темпе­ратуры 300 °С в течение 1 ч.

Основным способом устранения подсосов охлаждающей воды является полная остановка турбоагрегата или отключение конденсатора по половинам, вскрытие люков на водяных камерах, высушивание трубных досок горячим

воздухом, обнаружение (течь из трубок, затягивание пла­мени свечи)

поврежденных трубок и заглушение их проб­ками. Определение мест подсоса производится персона­лом турбинного цеха обычно после обнаружения повы­шенного солесодержания и жесткости конденсата или питательной воды, контроль за качеством которой ведется чаще.

При отсутствии автоматических приборов (солемеров) для своевременного обнаружения подсосов целесообразно передавать калориметрический контроль за жесткостью конденсата дежурному персоналу турбинного цеха, а от­бор и контроль проб конденсата от ненадежных конденса­торов осуществлять чаще, чем остальных. Поврежденные трубки можно выявить при остановке турбины, выпуске охлаждающей воды из конденсатора и заполнении его па­рового пространства горячим (температурой 60—70 °С) конденсатом, что необходимо для высушивания трубных досок. Последнее может быть ускорено обдувкой трубных досок воздухом из шланга через лазы.

В случаях больших подсосов охлаждающей воды (2—3 т/ч) при отключении одной половины конденсатора появляется опасность срыва вакуума. Во избежание этого необходимо включить в работу пусковой эжектор.

— При остановке турбоагрегата для обнаружения не­плотностей в конденсаторе иногда используют флуорес­центный способ. В воду, заливаемую в паровой объем конденсатора, прибавляют флуоресцирующие в ультра­фиолетовом свете вещества (например, флуоресцеин С2ОН12О5 и C2ОHО5Na2) в количестве 3—5 г/м 3 . Трубные доски, освещаемые ртутно-кварцевой лампой с рефлекто­ром и ультрафиолетовым фильтром, задерживающим ви­димые лучи, флуоресцируют (светятся) в местах неплот­ностей, где просачивается вода.

Читайте также:  Красный горький перец и артериальное давление

Следует указать на возможность появления иногда значительных подсосов при пуске турбин, а также при ра­боте их с неполными нагрузками, особенно в зимнее вре­мя, при низкой температуре охлаждающей воды. Такие случаи подсоса являются результатом недостаточной тем­пературной компенсации трубок и их плохой вальцовки; с повышением нагрузки эти подсосы обычно уменьшаются или исчезают.

Учитывая, что на впрыск для регулирования темпера­туры перегретого пара идет не более 10% питательной воды, следует не всегда применять ФСД для обессолива­ния конденсата ТЭС с барабанными котлами. Конденсаты эжекторов (особенно 2-й и 3-й ступеней) не следует смешивать с конденсатом турбин из-за их большой загрязненности, их нужно собирать отдельно и очищать с другими загрязненными (дренажными) конден­сатами станции.

Конденсатоотводчики

Конденсатоотводчики применяются для автоматического бесшумного удаления конденсата с одновременным запиранием пара. Значение конденсатоотводчиков весьма велико. Потери пара только при неудачной конструкции конденсатоотводчиков и неправильной эксплуатации составляют 25% количества потребляемого пара.

Существуют различные способы отвода конденсата и разнообразные конструкции конденсатоотводчиков. По принципу действия конденсатоотводчики делятся на три вида:

o с гидравлическим затвором (сифоны);

o с гидравлическим сопротивлением (подпорные шайбы);

o с механическим затвором (поплавковые).

Наиболее простым является отвод конденсата посредством гидравлического затвора.

Недостатками гидравлических затворов являются: пропуск несконденсировавшегося пара, выброс конденсата при повышении давления пара в теплообменном аппарате и большая высота. Для устранения этого недостатка применяют батарею затворов, соединенных друг с другом последовательно.

Отводчики конденсата с механическим затвором разделяются по принципу действия на следующие группы:

o поплавковые, основанные на разности удельных весов конденсата и пара, могут быть с открытым или закрытым поплавком;

o термостатические, основанные на расширении тел от нагревания;

Термостатические конденсатоотводчики применяют для отвода охлажденного конденсата.

Конденсатоотводчики с механическим затвором часто называют конденсационными горшками. Конденсатоотводчики с закрытым поплавком применяются при давлении свыше 10 МПа и выпускаются с производительностью до 18м 3 /ч.

Мембранный конденсатоотводчик состоит из двух полостей разделенных м. собой металлической мембраной и соединенных каналом.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ УСТАНОВКИ

4.1.Перед включением установки подогрева сырой воды подпитки котлов тщательно осмотреть все узлы установки, убедиться в их исправности и готовности к пуску, проконтролировать:

-все ремонтные работы закончены, наряды на производство работ закрыты, оборудование находится в чистоте и освещено;

-вся арматура, измерительные приборы, ЭКМы АВР насосов, регуляторы температуры и их привода находятся в исправном состоянии;

-положение запорной арматуры соответствует отключенной установки.

4.2.Подготовить установку к пуску, для чего:

-осмотреть электродвигатели насосов НСВК-1А,1Б, НСВК-1,2 и убедиться, что ограждения установлены и закреплены, полумуфты соединены, заземление исправно;

-собрать эл.схемы приводов электрофицированной арматуры, РТСВП-1,2А;

-собрать эл.схемы двигателей насосов НСВК-1А,1Б, НСВК-1,2;

-проверить, что все измерительные приборы, манометры, ЭКМы включены;

-заполнить систему водой, для чего:

1) открыть, проверить открытие задвижек: ВД-22,23,27,29,28,30; СВП-16,17,5,6, СВП-15,1,2,7,8,10,12,11,13. Потребовать открытие дренажа Др 13/9 персоналом ХЦ;

2) закрыть, проверить закрытие: ВД-24, ДВД-24, ВС-27, СВП-18, 9, 14, ВТ-57, ДрСВП-5, 4, 10, 11, ПВТ-1;

3) при заполнении стравить воздух из системы (из насосов, теплообменников, трубопроводов) через имеющиеся воздушники.

4.3.Проверить работоспособность и АВР насосов НСВК-1А, 1Б, НСВК-1,2.

4.4.Предупредить персонал ХЦ о готовности включения установки с требуемыми давлением, температурой, расходом.

4.5.Включить насос НСВК-1А (НСВК-1Б) на закрытую напорную задвижку. Постепенно открывая напорную задвижку, подать воду на химцех, проконтролировать по показаниям расходомера, поставить на АВР резервный насос с открытой напорной задвижкой.

4.6.Произвести осмотр оборудования и трубопроводов, с проверкой показаний контрольно – измерительных приборов.

4.7.По режиму химцеха установить требуемую температуру (+35°С), для чего:

4.7.1.Подключить ПСВК-1 по греющему потоку, открыв задвижки 1ПС-32,39,40,41, 42,37. Регулятор температуры РТСВП-1 установить в положение «Автомат», контролируя работу автомата. В летний период, когда отключена теплосеть, подачу добавочной воды осуществлять по байпасу СВП-18 помимо ПСВК-1.

4.7.2.В обычном режиме работы установки насосы НСВК-1,2 находятся в резерве. Включение их в работу с предварительной проверкой работоспособности и АВР производится:

-при неисправностях НСВК-1А,1Б. Подача воды на НСВК-1,2 осуществляется через байпас ВД-24. При включении в работу насосов НСВК-1,2 необходимо закрыть их байпас СВП-5;

-при прекращении подачи добавочной воды с БНС. Подача воды на НСВК-1,2 осуществляется при этом по трубопроводу от насосов НСВТ через открытую задвижку ВС-27, а задвижка ВД-23 должна быть закрыта.

4.7.3.Включение ТНП производится по греющему потоку при постоянном расходе добавочной воды через него. При этом конденсат с РНП перевести с барбатера на ТНП через открытые задвижки НП-19,13,12,15, при закрытых задвижках НП-4,18,14.

4.7.4.Включение ПСВК-2А,2Б по греющему потоку производится при постоянном расходе добавочной воды через подогреватели. В работе находится один из подогревателей ПСВК-2А,2Б, для чего открыть задвижки СВП-10,11 (12,13) и закрыть байпас СВП-14. При включении по греющему потоку прогреть паропровод на открытые дренажи ДрР-22,23,26,27, открыв задвижки ПР-30, Р-31,32,34(35). После прогрева паропровода дренажи закрыть. Регулятор РТСВП-2А установить в положение «Автомат», контролируя температуру добавочной воды на химцех.

4.7.5.При отключении НСВК-1А,1Б в резерв необходимо:

-снять с АВР резервный насос НСВК;

-закрыть напорную задвижку на работающем насосе НСВК;

-отключить работающий насос НСВК;

-открыть напорную задвижку на отключенном насосе, опрессовать обратный клапан.

Общая характеристика пара и конденсата как теплоносителей

Последнее изменение этой страницы: 2016-09-20; Нарушение авторского права страницы

Источник

Adblock
detector