Технологический расчет газопровода - Физика и энергетика курсовая работа

Главная

Физика и энергетика
Технологический расчет газопровода

Выбор рабочего давления и типа газоперекачивающего агрегата. Расчет теплофизических свойств транспортируемого газа. Тепловой и гидравлический расчет участка газопровода. Расчет режима работы компрессорной станции. Капитальные и эксплуатационные затраты.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.


Годовая производительность, млрд. м3/год 50
Температура газа в начале газопровода, ?С
Месторождение природного газа Бованенковское
1. Определение оптимальных параметров МГ
Одной из главных задач технологического расчета МГ является определение его оптимальных параметров.
Расчет начинают с выбора конкурирующих диаметров. По заданной годовой пропускной способности (QГ) и принятому рабочему давлению (рраб) по таблице 1 выбираем ориентировочное значение диаметра газопровода
Таблица 1. Ориентировочные значения диаметра газопровода
Годовая производительность QГ, млрд.м3/год
По условию, годовая производительность составляет 50 млрд. м3/год с рраб = 7,5 МПа. Выбираем двухниточный газопровод с годовой производительностью по 25 млрд. м3/год, DУ = 1420 мм.
Затем, в целях сравнения выбирают параметры, ближайший больший и ближайший меньший к выбранному диаметру газопровода. В результате, подбирается три конкурирующих между собой варианта технологического обустройства МГ.
Если в качестве среднего подберется вариант с газопровода диаметром 1420 мм, то вариант с ближайшим большим диаметром к выбранному, в качестве третьего конкурирующего, не подбирается.
2. Выбор основного оборудования КС, определение числа КС и расстояния между ними
Подбор основного перекачивающего оборудования производится исходя из суточной производительности МГ. Суточная производительность МГ Q (млн. м3/сут) определяется по формуле:
где: Кнд - коэффициент надежности газопровода, учитывающий необходимость компенсации снижения производительности газопровода из-за вынужденных простоев и ремонтно-технического обслуживания;
Кэт - коэффициент экстремальных температур, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода, связанного с влиянием высоких температур окружающей среды;
Кро - коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, отражающий необходимость увеличения пропускной способности газопровода для обеспечения дополнительных поставок газа потребителям в периоды повышенного спроса на газ.
QКС - годовая производительность, млрд. м3/год;
- количество суток работы трубопровода в год;
Оценочные значения коэффициента надежности Кнд определяем по таблице 2.
Таблица 2 - Оценочные коэффициенты надежности газопроводов
Двухниточные системы газопроводов, Кнд
Значения остальных коэффициентов, входящих в формулу (1), принимают следующими:
Кро = 0,98 - для базовых и распределительных газопроводов;
Кэт = 1,0 - для газопроводов менее 1000 км.
Выбор рабочего давления и типа газоперекачивающего агрегата.
Газоперекачивающее оборудование выбираем исходя из суточной производительности и принятого рабочего давления. При этом желательно, чтобы zi=QКС.Р/QН - число нагнетателей было ближе к целому числу. Здесь QН - номинальная подача нагнетателя, приведенная к стандартным физическим условиям.
Выбираем нагнетатель марки ГПА-Ц-16, тип привода НК-16СТ, тип компрессора НЦ-16/76-1,44
Расчет толщины стенки МГ производится в соответствии со СНиП 2.05.06-85:
где np - коэффициент надежности по нагрузке;
рН - рабочее давление в трубопроводе;
R1 - расчетное сопротивление металла трубы, МПа.
Расчётное сопротивление, определяется по формуле:
где R1н - минимальное значение временного сопротивления металла труб в зависимости от выбранного класса прочности;
m - коэффициент условий работы трубопровода;
k1 - коэффициент безопасности по материалу;
Для транспортировки природного газа диаметром 1220 мм и более категории III магистральных трубопроводов значение коэффициента m = 0.9;
Для сварных труб из нормализованной и горячекатаной низколегированной стали, изготовленных двусторонней электродуговой сваркой и прошедших 100%-ый контроль сварных соединений неразрушающими методами k1 = 1,47.
Расчетное сопротивление для DУ = 1220 мм
Расчетное сопротивление для DУ = 1420 мм
После определения толщины стенки на ряде участков газопровода необходимо выполнить проверку на прочность исходя из возможности существования осевых сжимающих напряжений. Осевые напряжения в трубопроводе, определяют по формуле
где ? - коэффициент линейного расширения металла трубы (для стали ?=12?10-6 1/?С;
Е - модуль упругости металла (для стали Е=2,06?105 МПа);
?t - расчётный температурный перепад, равный разности между температурой укладки трубопровода и максимальной/минимальной температурой стенки трубопровода(принимаем ?t = 10?С );
- Коэффициент поперечной деформации Пуассона в стадии работы металла ( = 0,3);
Dвн - внутренний диаметр трубопровода, мм:
Внутренний диаметр для DУ = 1220 мм
Внутренний диаметр для DУ = 1420 мм
Далее проверяем прочность подземного трубопровода по условию:
где ?2 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, принимаемый при ?прN ? 0, равный 1.
Расчет теплофизических свойств транспортируемого газа.
Таблица 3 Состав месторождения и общая характеристика компонентов
Процентное содержание компонентов аi, %
Молярная масса компонентов Мi, кг/моль
Основными свойствами газа, необходимыми для выполнения технологического расчета газопровода, являются: плотность, молярная масса, газовая постоянная, критические температура и давление, относительная плотность газа по воздуху. Расчет данных параметров может быть выполнен на основании норм технологического проектирования [0].
Молярную массу природного газа M, кг/кмоль, вычисляют на основе компонентного состава по формуле
компрессорный станция газ теплофизический
где хi - концентрация i-го компонента газа, доли ед.;
Mi - молярная масса i-го компонента газа
Плотность природного газа, транспортируемого по МГ, , кг/м3, при стандартных условиях (Рс = 0,1013 МПа и Тс = 293,15 К) вычисляют по формуле:
где R = 8,31451 кДж/кмоль·К - универсальная газовая постоянная;
Zс - коэффициент сжимаемости природного газа при стандартных условиях.
Относительную плотность природного газа по воздуху определяют по формуле
где в = 1,20445 кг/м3 - плотность воздуха при стандартных условиях.
Коэффициент сжимаемости природных газов при давлениях до 15 МПа и температурах 250 - 400 К, Z, вычисляют по формуле:
Ркрi, Ткрi - критические значения давления и температуры i-го компонента газовой смеси.
Коэффициент сжимаемости природных газов
Плотность природного газа, транспортируемого по МГ:
Относительная плотность природного газа по воздуху
Динамическую вязкость природных газов, , Па·с, при давлениях до 15 МПа и температурах 250 - 400 К вычисляют по формуле:
Динамическая вязкость природных газов
Определим расстояние между КС МГ исходя из формулы пропускной способности МГ:
Выражая значение расстояния между КС получим.
Pн - давление в начале газопровода;
Тср - средняя по длине участка газопровода температура газа;
Zcp - средний по длине газопровода коэффициент сжимаемости газа,
? - коэффициент гидравлического сопротивления участка газопровода;
- относительная плотность газа по воздуху;
Для определения расстояния между КС можно принять ориентировочное значение средней температуры:
где Т0 - температура окружающей среды на глубине заложения газопровода;
ТН - температура газа на входе в линейный участок, которую можно принять равной 303-313 К.
Давление в начале газопровода определяется по формуле:
где ?рВЫХ - потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части МГ ?рВЫХ =0,07 [1];
Давление в конце участка газопровода
где ?рВС - потери давления газа на входе КС с учетом потерь давления в подводящих шлейфах и на узле очистки газа ?рВС =0,12.
Коэффициент гидравлического сопротивления ? определяется по формуле
где Е - коэффициент гидравлической эффективности, принимаемый для новых труб в соответствии с рекомендациями [0] равным 0,95.
Коэффициент сопротивления трению для характерного для магистральных трубопроводов режима квадратичного сопротивления определяется по формуле
где kЭ - эквивалентная шероховатость труб; для труб без внутреннего гладкостного покрытия принимается равной 0,03 мм, а для труб с внутренним гладкостным покрытием - 0,01 мм;
DВН - внутренний диаметр газопровода, м;
Re - число Рейнольдса, которое определяется по формуле:
где q - производительность газопровода, млн м3/сут;
DВН - внутренний диаметр газопровода, м;
? - коэффициент динамической вязкости, Па·с.
Среднее давление в газопроводе можно определить по формуле
Вычислив расстояния между КС по формуле (13), определяем требуемое число КС:
Дальнейший расчет данного диаметра не целесообразен, т.к. расстояние между компрессорными станциями должно быть не менее 50 км.
3. Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя КС
Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя КС производится с целью определения давления и температуры газа в конце рассматриваемого участка.
Абсолютное давление в конце участка газопровода определяется из формулы расхода (12) при средних значениях температуры и давления газа на линейном участке, которые определяются методом последовательных приближений.
Уточненный расчет участка газопровода выполняется в следующем порядке:
1) в качестве первого приближения значения принимаются ? и ZСР, найденные из предварительного определения расстояния между КС. Значение ТСР определяется по формуле (14);
2) по формуле (22) определяется в первом приближении значение рК;
3) определяется уточненное среднее давление рСР по формуле (20);
4) по формулам (10) с учетом средних значений давления и температуры определяются средние приведенные давление рПР и температура ТПР.
5) удельная теплоемкость газа Ср (кДж/(кг·К)) определяется в соответствии с п.18.6.7. [2] формуле:
6) коэффициент Джоуля-Томсона Di (К/МПа) вычисляется по формуле (п. 18.6.8. [2])
7) средняя температура газа рассчитывается по формуле
где а - коэффициент Шухова рассчитываемый по формуле
где КСР - средний на линейном участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, КСР =1,75 Вт/(м2·К);
q - пропускная способность подводного газопровода, млн.м3/сут;
8) коэффициент сжимаемости ZСР определяется по формуле (10);
9) коэффициент динамической вязкости рассчитывается по формуле (11)
10) число Рейнольдса вычисляется по формуле (19);
11) коэффициент сопротивления трению ?ТР и коэффициент гидравлического сопротивления ? вычисляются по формулам (17) и (18);
12) определяем конечное давление во втором приближении по формуле (22);
13) полученный результат отличается от предыдущего приближения менее, чем на 5 % Результат удовлетворяет требованиям точности расчетов, переходим к следующему пункту;
14) уточняется среднее давление по формуле (20);
15) определяется конечная температура газа
На этом тепловой и гидравлический расчет участка газопровода заканчивается.
Значение коэффициента теплопередачи от газа в окружающую среду КСР в выражении (27) для подземных газопроводов (без тепловой изоляции), следует определять по формулам п.18.6.13 [2].
где, dн - наружный диаметр газопровода без изоляции, мм;
dиз - наружный диаметр изолированного газопровода, мм;
?сн - толщина снежного покрова, принимаем 0,050 м;
h0 - глубина заложения оси трубы (расстояние от поверхности насыпи до оси трубы), принимаем 1,7 м;
- коэффициент теплоотдачи от трубопровода в грунт, Вт/м2К
?гр - коэффициент теплопроводности грунта, Вт/мК,
При отрицательных температурах грунта значение коэффициента теплопроводности должно приниматься для грунта в мерзлом состоянии ?м принимаем 2,1;
?сн - коэффициент теплопроводности снежного покрова, принимаемый в зависимости от состояния снега. Может быть принят: снег свежевыпавший - 0,1 Вт/м·К; снег уплотненный - 0,35 Вт/м·К; снег тающий - 0,64 Вт/м·К.
- термическое сопротивление изоляции трубопровода, м2К/ВТ,
?из - коэффициент теплопроводности изоляции, может быть принят 0,25 Вт/м·К,
?в - коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в атмосферу, Вт/м2·К,
где, - среднегодовая скорость ветра принимаем 5,4 м/с;
Коэффициент теплоотдачи от трубопровода в грунт
Коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду
Для расчетов режимов работы КС применяются характеристики ЦН, представляющие зависимость степени повышения давления ?, политропического коэффициента полезного действия ?ПОЛ и относительной внутренней мощности кВт/ата, от объемной производительности по условиям всаса и относительной коммерческой производительности (млн.ст.м3/сут)/ата при различных значениях относительных оборотов .
n, nном - соответственно рабочая частота вращения вала ЦН и номинальная частота вращения.
Рабочие параметры ГПА могут быть определены по методике ВНИИГАЗа (рис. 1).
Рисунок 1 - Приведенная характеристика центробежного нагнетателя по методике ВНИГАЗа
Порядок определения рабочих параметров следующий:
1) определяется требуемая степень сжатия
где рн, рк - соответственно номинальное давление на входе и выходе ЦН.
2) Для выбранного компрессора определяется относительная коммерческая производительность (млн.ст.м3/сут)/ата. При этом для получения необходимой размерности следует значение давления в МПа умножить на 100 и разделить 9,80665.
3) Определяется удаленность от границы помпажа, которая должна составлять не менее 10%, по формуле:
При этом минимальное значение расхода определяется по характеристике нагнетателя, для чего точки пересечения горизонтальной линии, проведенной от требуемой степени сжатия и крайней левой восходящей линии политропного кпд опускается перпендикуляр на ось объемной производительности по условиям всаса.
4) По характеристике нагнетателя определяется объемная производительность по условиям всаса, для чего проводиться горизонтальная линия от оси относительной коммерческой производительности к оси объемной производительности нагнетателя.
5) По характеристике нагнетателя определяется относительная частота вращения путем нахождения точки пересечения известной степени сжатия и относительной коммерческой производительности.
6) Определяется частота вращения нагнетателя по формуле
7) По характеристике нагнетателя определяется политропный кпд ?пол путем интерполяции значений указанных на концах двух соседних восходящих кривыми линиями кпд, между которым находиться точка пересечения степени сжатия и относительной коммерческой производительности.
8) Определяется внутренняя мощность нагнетателя , кВт. Для этого по характеристике нагнетателя определяется относительная внутренняя мощность , кВт/ата путем интерполяции значений указанных на концах двух соседних наклонных прямых, между которым находиться точка пересечения степени сжатия и относительной коммерческой производительности. Далее определяется внутренняя мощность по формуле:
При этом для получения необходимой размерности (кВт) следует стоящее последним в формуле значение давления всаса в МПа умножить на 100 и разделить 9,80665.
9) Определяется эффективная мощность привода по формуле:
где - механические кпд, который в случае отсутствия данных в учебных целях может приниматься равным 0,99;
10) Производится сравнение эффективной мощности и ее номинального значения . Должно выполняться условие ?.
11) определяется температура газа на выходе ЦН:
где k - показатель адиабаты природного газа, k = 1,31.
Расход топливного газа ГТУ, тыс.м3/ч, вычисляют по формуле
где - номинальный расход топливного газа;
КТГ - коэффициент технического состояния ГТУ (по топливу) принимают равным 1,05[1].;
Nн - мощность, потребляемая ЦБН, принимаем 15,792 МВт;
Ta - расчетная температура атмосферного воздуха, К;
е - номинальный к.п.д. ГТУ принимают равным 0,274[1].;
QTC - теплота сгорания топливного газа, кДж/м3.
В качестве расчетной температуры Ta принимают среднюю температуру атмосферного воздуха расчетного периода (без поправок) .
Коэффициент обычно учитывается в составе КТГ, кроме особых случаев.
Потребление топливного газа КЦ, млн.м3 за расчетный период, вычисляют по формуле
В целях настоящего курсового проекта, годовая прибыль, получаемая в результате эксплуатации МГ, может быть определена следующим образом:
Пр = Выр - Себ = Т·Q·L/100 - (?ЛКЛ + ?СТКСТ + СЭ), (42)
где Пр - годовой объем прибыли от транспорта газа, млн. руб.;
Выр - годовой объем выручки от оказания услуги по транспорту газа, млн.руб;
Себ - годовая себестоимость услуги по транспорту газа т.е. эксплуатационные затраты, млн.руб;
Т - тариф на транспорт газа по МГ, руб/(тыс. м3·на 100 км);
Q - годовая производительность МГ, млрд. м3;
?Л, ?СТ - коэффициент амортизационных отчислений соответственно, от линейной части МГ и от КС;
КЛ, КСТ - капитальные затраты на сооружение соответственно, линейной части МГ и КС, млн. руб;
СЭ - годовой размер эксплуатационных затрат на обслуживание МГ, млн. руб;
Значения тарифа на транспорт газа, капитальных затрат, стоимости электроэнергии и газа, заработной платы постоянно меняются и зависят от множества факторов (уровня конкуренции и инфляции, устойчивости развития экономики, наличия договоренности по поставкам газа и др). В учебных целях рекомендуется принимать:
Т = 0,6 - для внутриреспубликанских поставок газа, $/(тыс. м3·100 км);
Т = 1,7 - для транзитных поставок газа, $/(тыс. м3·100 км);
Q - годовая производительность МГ задается преподавателем в качестве исходных данных;
?Л = 0,035-0,040, ?СТ = 0,09 - 0,10
Капитальные и эксплуатационные затраты в значительной мере зависят от региона, по которому проходит МГ, и топографических условий трассы:
сл - стоимость строительства одного километра трубопровода (прил. 1) [1] принимаем 38,939 млрд. руб/км;
kр - районный коэффициент удорожания строительства и эксплуатации МГ;
kТ - топографический коэффициент удорожания строительства и эксплуатации МГ.
1) значения районного коэффициента везде одинаковы и равны единице;
- равнинно-холмистый участок: и для линейного участка и для КС - 1;
- болотистый участок: - линейная часть - 1,7;
- водные преграды: - русловая часть - 4,8;
Стоимость строительства одной КС может быть найдена по следующей зависимости:
где k0 - стоимость строительства одной КС, не зависящая от числа ГПА (прил. 2) [1] принимаем 38,1 млрд. руб;
ki - стоимость строительства одной КС, зависящая от числа ГПА (прил. 2) [1] принимаем 9,7 млрд. руб;
i - количество ГПА, установленных на КС.
Капитальные и эксплуатационные затраты:
Годовой размер эксплуатационных затрат на обслуживание МГ представлен затратами, приходящимися на годовой объем топливного газа или электроэнергии, в зависимости от типа устанавливаемых на КС ГПА и годовым объемом заработной платы работников КС.
СЭ = Эл + Эст + Sтг (Sэл) = (сэл · L · kр · kТ) + (сэст · n · kр · kТ) + Sтг (Sэл), (46)
где Эл, Эст - соответственно, эксплуатационные расходы на линейную часть и КС, млн. руб;
сэл - эксплуатационные затраты, приходящиеся на 1 км. МГ (прил. 1) [1] принимаем 1,752 млрд. руб;
сэст - стоимость эксплуатации одной КС, млн.руб.:
где э0 - стоимость эксплуатации одной КС, не зависящая от числа ГПА (прил. 2) [1] принимаем 5,5 млрд. руб;
эi - стоимость эксплуатации одной КС, зависящая от числа ГПА (прил. 2) [1] принимаем 4,5 млрд. руб.
В зависимости от типа ГПА в технологическом процессе транспорта газа может использоваться топливный газ, электроэнергия или и то, и другое.
Стоимость топливного газа определяется зависимостью
где Qтг - расход топливного газа за анализируемый период;
стг - цена топливного газа, стг = 2358,69 руб/млн.м3 [4].
Стоимость электроэнергии определяется в зависимости от величины заявленной мощности силовых установок и количества потребленной электроэнергии.
Если заявленная мощность превышает 750 кВт, то стоимость электроэнергии рассчитывается по двухставочному тарифу
Sэл = сэл1 · Nз · n + сэл2 · N · T, (49)
где Nз - заявленная мощность КС, кВт;
n - количество месяцев в анализируемом периоде;
N - потребляемая электродвигателями КС мощность;
Т - продолжительность анализируемого периода, час.
за заявленную мощность сэл1 = 64926,6 руб/(кВт·мес):
за потребленную электроэнергию сэл2 = 603,3 руб/кВт·час
Годовой размер эксплуатационных затрат на обслуживание МГ:
Окончательное решение об эффективности того или иного варианта технологического обустройства МГ принимается на основе расчета коэффициента абсолютной эффективности.
Оптимальному решению со стороны эксплуатирующей организации соответствует максимальная величина показателя (коэффициента) абсолютной эффективности.
1. Методические указания для курсового проектирования по дисциплине «Трубопроводный транспорт и хранение газа». - Н. 2014
2. СТО Газпром 2-3.5-051-2006 Нормы технологического проектирования магистральных трубопроводов. - М. 2006
3. СНиП 2.05.06-85 Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования. М.: Стройиздат, 1985.
Выбор рабочего давления газопровода. Расчет свойств транспортируемого газа. Плотность газа при стандартных условиях. Определение расстояния между компрессорными станциями и числа компрессорных станций. Расчет суточной производительности газопровода. курсовая работа [1,0 M], добавлен 25.03.2013
Выбор рабочего и избыточного давления в газопроводе. Определение числа компрессорных станции (КС) и расстояния между станциями. Уточненный тепловой и гидравлический расчеты участка газопровода между двумя компрессорными станциями. Расчет режима работы КС. курсовая работа [251,8 K], добавлен 16.03.2015
Физические свойства газа. Подбор рабочего давления, диаметра магистрального газопровода. Определение числа и расстояния между компрессорными станциями. Экономическое обоснование выбора диаметра газопровода. Расчет режима работы компрессорных станций. курсовая работа [1,3 M], добавлен 01.03.2015
Инженерно-геологическая и гидрогеологическая характеристика участка строительства. Расчет потребности природного газа. Подбор котла и его обоснование. Расчет газопровода на прочность, а также проверка устойчивости его положения в водонасыщенных грунтах. дипломная работа [513,7 K], добавлен 20.03.2017
Расчет нагрузок и выбор оборудования воздушной компрессорной станции, показатели эффективности ее работы. Гидравлический расчет магистрального воздухопровода. Тепловой расчет центробежной турбокомпрессорной установки. Система осушки сжатого воздуха. курсовая работа [398,9 K], добавлен 22.01.2011
Гидравлический расчет воздуходувной сети. Определение максимального удельного падения давления на главной магистрали. Технико–экономические показатели работы компрессорной станции. Выбор типа и числа компрессоров. Расчет себестоимости сжатого воздуха. курсовая работа [140,3 K], добавлен 05.05.2015
Расчёт пропускной способности сложного газопровода. Построение зависимости давления в эквивалентном газопроводе от продольной координаты. Распределение давления по участкам трубопроводной системы. Определение диаметра участков распределительной сети. курсовая работа [2,4 M], добавлен 23.03.2014
Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д. PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах. Рекомендуем скачать работу .

© 2000 — 2021



Технологический расчет газопровода курсовая работа. Физика и энергетика.
Курсовая работа по теме Разработка барабанного вакуум-фильтра
Реферат: Русификация Финляндии
Реферат по теме Развитие сельского хозяйства Исламской Республики Иран
Социальная Политика 21 Века В России Эссе
Сочинение На Тему Любовь В Творчестве Пушкина
Реферат: Государство и экономика 2
Реферат по теме Великобритания: религия
Дипломная работа по теме Екологічна оцінка стану довкілля Коростишивського району та розробка заходів з його поліпшення
Реферат по теме Становление понятий о химическом элементе
Реферат: Henry Ford Essay Research Paper FORD Henry
Реферат: Parole Should Be Ablished Essay Research Paper
Курсовая Работа На Тему Промышленный Робот Манипулятор
Реферат по теме Агротехнические основы воспроизводства стада
Реферат: Why Do National Firms Become M Essay
Шпаргалки: Сравнительное правоведение.
Реферат по теме Англия в европейском оборонительном сообществе
Дипломная работа: Использование информационных технологий для контроля и оценки знаний в образовательных учреждениях
Атомная Энергетика Темы Рефератов
Сперва Подумай Потом Скажи Сочинение 4
Курсовой Социальная Работа Темы
Арест имущества: блокирование денег на счете - Государство и право реферат
История Узбекистана - История и исторические личности реферат
Місце трудової підготовки школярів у системі народної освіти - Педагогика курсовая работа