Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Повышение надежности сложных участков магистральных газопроводов — актуальная задача отрасли
1.1 Применяемые методы диагностики технического состояния
1.2 Методы оценки технического состояния дефектных участков
1.3 Комплексный критерий ранжирования сложных участков магистральных газопроводов по очередности проведения технического диагностирования
Глава 2. Мониторинг сложных участков магистральных газопроводов
2.1 Автономная система комплексного диагностического мониторинга сложных участков магистральных газопроводов
2.2 Опытная эксплуатация автономной системы комплексного диагностического мониторинга
Глава 3. Определение критерия для ранжирования сложных участков магистральных газопроводов по очередности проведения технического диагностирования
3.1 Критерий, характеризующий факторы, способствующие образованию и росту дефектов
3.2 Пример определения критерия ранжирования сложного участка по очередности проведения технического диагностирования
3.2.1 Определение показателя, учитывающего напряженно-деформированное состояние перемычки
3.2.2 Определение показателя, учитывающего тип грунта
3.2.3 Определение показателя, учитывающего коррозионную агрессивность грунта
3.2.4 Определение показателя, учитывающего состояние защитного покрытия
3.2.5 Определение показателя, учитывающего уровень грунтовых вод
2.6 Определение показателя, учитывающего периодическое смачивание грунтов
3.2.7 Определение показателя фактора риска стресс-коррозии, учитывающего магнитные аномалии
Глава 4. Разработка методов оценки технического состояния сложного участка
4.1 Критерий комплексной оценки технического состояния сложного участка магистрального газопровода
4.2 Определение поврежденности сложного участка магистрального газопровода
4.3. Определение ранга опасности дефектов.
4.3.1 Ранг опасности дефектов потери металла
4.3.2 Ранг опасности трещиноподобных дефектов
4.3.3 Ранг опасности разрушения трубы при наличии овализации ее сечения
4.3.4 Ранг опасности дефектов типа гофры и вмятины
4.3.5 Ранг опасности дефектов сварного соединения
4.3.6 Ранг опасности разрушения трубы по напряженно-деформированному состоянию
4.4 Процедура принятия решений по определению технического состояния сложных участков магистральных газопроводов
4.5 Прогнозирование технического состояния сложного участка магистрального газопровода
Глава 5. Методика технического диагностирования пересечений магистральных газопроводов
5.1 Определение протяженности на участке пересечения магистрального газопровода для проведения инструментальных обследований в шурфах.
5.2 Определение общей протяженности участков трассы, подлежащих экскавации, на пересечении с проектируемым магистральным газопроводом
5.3 Определение срока безопасной эксплуатации участка пересечения Основные результаты и выводы
Приложение: Акт результатов опытно-промышленных испытаний автономной системы комплексного диагностического мониторинга
Литература
- Методы оценки технического состояния дефектных участков
- Опытная эксплуатация автономной системы комплексного диагностического мониторинга
- Пример определения критерия ранжирования сложного участка по очередности проведения технического диагностирования
- Определение поврежденности сложного участка магистрального газопровода
Введение к работе
Актуальность темы. Газотранспортная система (ГТС) представляет собой единый технологический комплекс, в котором благодаря конструктивным особенностям реализуются централизованные режимы транспорта газа в различных направлениях. Повышение надежности эксплуатации ГТС является важнейшей проблемой, учитывая большие протяженности газопроводов — свыше 158 тыс. км, высокие давления газа, значительные сроки службы и неблагоприятные природно-климатические условия эксплуатации. Первоочередное внимание при анализе надежности линейной части магистральных газопроводов (ЛЧМГ) необходимо уделять элементам МГ, работающим в условиях сложного напряженного состояния и переменных нагрузок. К участкам повышенной опасности относятся перемычки между нитками газопроводов, переходы через автомобильные и железные дороги, крановые узлы, места пересечений газопроводов, а также технологические трубопроводы компрессорных станций. Количество таких участков составляют десятки тысяч и география их расположения в ГТС - от Крайнего Севера, Западной Сибири до южных и западных границ России.
По сравнению с типовыми линейными участками указанные конструкции подвержены не только давлению газа и температурным воздействиям, но и нагрузкам от изгиба и кручения, нагрузкам от транспортной техники (для переходов через автомобильные и железные дороги). На этих участках затруднено применение внутритрубнои диагностики, и требуется разрабатывать специальные системы мониторинга и методики технического диагностирования.
Поэтому разработка методик технического диагностирования и аппаратного обеспечения мониторинга технического состояния «узких мест» и- сложных участков магистральных газопроводов (МГ) является актуальной темой исследования.
Цель исследования состоит в разработке методов оценки технического состояния сложных участков МГ на основе комплексного диагностического мониторинга МГ и оценки работоспособности.
Основные задачи исследования:
-
Оценка текущего технического состояния сложных участков ЛЧ МГ.
-
Разработка системы комплексного диагностического мониторинга сложных участков МГ.
-
Изучение методов оценки опасности дефектов применительно к сложным участкам.
-
Разработка методов оценки технического состояния сложных участков МГ.
Научная новизна. Разработана система автономного комплексного диагностического мониторинга сложных участков МГ, предназначенная для непрерывного контроля технического состояния переходов через автомобильные и железные дороги, крановых узлов, технологических
перемычек между газопроводами и пересечений газопроводов. Система позволяет получать информацию о напряженно-деформированном и коррозионном состоянии, образовании и развитии трещиноподобных дефектов, утечках газа, параметрах электрохимической защиты.
На основе результатов комплексного диагностического мониторинга разработаны методы оценки технического состояния сложных участков с учетом специфики их конструкции и сочетания нагрузок, а также прогноза срока безопасной эксплуатации.
Научно обоснованы приоритетность проведения обследования сложных участков и их ранжирование с позиций опасности дефектов и необходимости проведения профилактических и ремонтных работ с целью повышения надежности эксплуатации.
Основные защищаемые положения:
-
Метод оценки технического состояния сложных участков МГ, основанный на системе автономного комплексного диагностического мониторинга, включающей аппаратные и программные средства, измерение физических величин - параметров электрохимзащиты, тензометрии, акустической эмиссии, блуждающих токов, а также оперативную передачу данных на операторский пункт.
-
Методика комплексной оценки работоспособности сложных участков на основе результатов системы автономного комплексного диагностического мониторинга.
-
Метод оценки технического состояния сложных участков МГ и критерии ранжирования сложных участков по очередности проведения технического диагностирования.
-
Методика технического диагностирования пересечений МГ. Практическая значимость работы заключается в создании методов
оценки технического состояния сложных участков МГ, основанных на комплексном применении автономной системы диагностического мониторинга, методов анализа опасности дефектов и оценки работоспособности, а также критерия по ранжированию сложных участков МГ по очередности их технического диагностирования. Разработанные методики получили практическое применение в ежегодных и перспективных Программах ОАО «Газпром» по диагностическому обслуживанию, продлению ресурса и капитальному ремонту МГ и позволили повысить обоснованность и эффективность мероприятий по повышению надежной эксплуатации ГТС.
По результатам выполненных исследований разработан нормативный документ ОАО «Газпром» - Регламент работ по техническому обследованию участков эксплуатируемых газопроводов в местах пересечений с проектируемым магистральным газопроводом.
Апробация работы. Материалы диссертации доложены, обсуждены и получили положительную оценку на научно-технических конференциях, семинарах и совещаниях: Международная научно-техническая конференция
«Целостность и прогноз технического состояния газопроводов» (PITSO-2007), Москва, 2007 г.; XVI Международная деловая встреча «Диагностика 2007», Москва, 2007 г.; отраслевое совещание по вопросу применения системы автономного комплексного диагностического мониторинга участков магистральных газопроводов ОАО «Газпром», Москва, 2008 г.; отраслевое совещание по подведению итогов опытных испытаний системы автономного комплексного диагностического мониторинга перемычек газопроводов, Москва, 2008 г.
Публикации. По теме диссертации опубликовано пять научных работ, в том числе две в журнале, рекомендованном Высшей аттестационной комиссией Министерства образования и науки Российской Федерации.
Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, общих выводов, списка литературы, изложенных на 101 странице машинописного текста, содержит 17 таблиц, 35 рисунков. Библиографический список включает 57 наименований.
Методы оценки технического состояния дефектных участков
Основная цель системы диагностического обслуживания линейной части магистральных газопроводов состоит в оценке их технического состояния и повышения надежности эксплуатации [35, 48].
Комплексная система обеспечения надежности газотранспортной системы формируется из следующих направлений: разработка и внедрение новых технологий, систем мониторинга, приборных средств диагностики технического состояния ЛЧ магистральных газопроводов и приборов для измерения напряжений, деформаций и перемещений трубопроводных конструкций: - создание информационных баз и расчетно-экспериментальных инженерных методов оценки риска эксплуатации, прочности и ресурса с учетом результатов диагностирования технического состояния; - оптимизация методов планирования и организации ремонта магистральных газопроводов с учетом их технического состояния, способов и технико-экономических показателей производства ремонтных работ. Линейную часть магистральных газопроводов рассматривают как совокупность структурных элементов, таких как линейные участки газопровода, подводные переходы, переходы через железные и автомобильные дороги, надземные переходы.
Система диагностического обслуживания линейной части магистральных газопроводов обеспечивает решение следующих задач: - проведение технического диагностирования магистральных газопроводов в оптимальные сроки на основе ранжирования обследований и анализа риска эксплуатации; - предупреждение аварий и инцидентов на линейной части магистральных газопроводов; - планирование ремонта и управление его проведением по техническому состоянию структурных элементов линейной части магистральных газопроводов; - обоснование ресурса дальнейшей эксплуатации структурных элементов линейной части магистральных газопроводов; - прогнозирование технического состояния линейной части магистральных газопроводов.
Для решения перечисленных задач необходимо обеспечить: - контроль технического состояния линейной части магистральных газопроводов; - систематизацию и обобщение информации, получаемой в ходе диагностического обслуживания линейной части магистральных газопроводов; - внедрение информационного и методического обеспечения системы диагностического обслуживания линейной части магистральных газопроводов. В целом диагностическое обслуживание магистральных газопроводов представляет взаимосвязанную систему: информационно-организационное управление системой диагностического обслуживания, планирование и реализация технического диагностирования магистральных газопроводов.
Техническое диагностирование линейной части магистральных газопроводов разделяется на плановое, специальное и тестовое диагностирование. Комплекс диагностических работ включает в себя: - обнаружение дефектов труб, включая сварные швы, расслоений, неметаллических включений, раковин, усталостных и стресс-коррозионных трещин, коррозионных язв, задиров, канавок, царапин, плен, непроваров, а также вмятин, гофр и смещений кромок; - измерение геометрических параметров дефектов; - выявление утечек газа; - выявление нарушений охранных зон магистральных газопроводов; - обследование состояния средств электрохимической защиты и их эффективности; - измерение напряжений (деформаций) и перемещений участков газопроводов, находящихся в непроектном положении; - обследование состояния трубопроводной арматуры; - определение технического состояния подводных переходов, переходов через автомобильные и железные дороги и других структурных элементов; - анализ состояния изоляционного покрытия и глубины заложения трубопровода; - измерение толщины стенок труб и твердости металла; - определение дефектов геометрии трубопровода; - оценку состояния опор, креплений и других конструктивных элементов надземных переходов; - оценку состояния узлов приема и запуска очистных устройств; - наблюдение за динамикой условий эксплуатации, включая замеры давления, температуры продукта и окружающей среды.
Специальные обследования включают: определение уровня грунтовых вод, ореолов оттаивания и промерзания грунта в полосе отвода и вокруг газопроводов, концентрации водородных ионов рН, внешних нагрузок и воздействий, фиксацию перемещений грунтов, окружающих газопроводы, и на прилегающих территориях, и изменения других условий эксплуатации, а также экологической ситуации в зоне, окружающей контролируемые объекты.
Тестовое диагностирование объектов осуществляют при специально создаваемых контрольных нагрузках и воздействиях, отличающихся от эксплуатационных по величине и времени воздействия.
Техническое диагностирование планируется с учетом предварительно выявленных потенциально-опасных структурных элементов линейной части магистральных газопроводов. К потенциально-опасным структурным элементам относятся участки линейной части магистральных газопроводов, характеризующиеся следующими признаками:
Опытная эксплуатация автономной системы комплексного диагностического мониторинга
Таким образом, применение АСКДМ для мониторинга технического и напряженно-деформированного состояния наиболее ответственных объектов линейной части магистральных газопроводов позволяет своевременно определить нештатные ситуации и принять соответствующие меры по их устранению, что значительно повышает безопасность эксплуатации объектов контроля (Приложение к главе 2 - Акт результатов опытно-промышленных испытаний автономной системы комплексного диагностического мониторинга магистральных газопроводов ОАО «Газпром»).
В связи с большими сроками эксплуатации и рядом отказов, произошедших на сложных участках магистральных газопроводов для обеспечения безопасной эксплуатации необходимо разработать критерий, позволяющий определить приоритет по техническому диагностированию сложных участков магистральных газопроводов. В качестве критерия, по которому возможно проранжировать сложные участки по времени проведения технического диагностирования предлагается использовать показатель кф количественно оценивающий факторы, способствующие образованию и росту дефектов. Этот же критерий в дальнейшем можно использовать для определения мест шурфовки сложного участка. Шурфовка сложного участка, прежде всего, выполняется в местах, в которых критерий кф имеет максимальное значение.
Методика определения критерия ранжирования Определение кф и в дальнейшем техническое диагностирование в шурфах осуществляют в соответствии со схемой, представленной на рисунке 3.1. На первом этапе для определения кф проводится анализ проектно исполнительной документации и обработка результатов технического диагностирования, результатов геодезического позиционирования и электрометрии сложных участков и заполняется информационная карта, в которой указывают следующие данные: - конструктивная схема сложного участка; - план и профиль технологического трубопровода газа КС и ДКС; Анализ проектной, исполнительной и эксплуатационной документации
Схема определения критерия ранжирования по техническому диагностированию и мест шурфовки сложного участка МГ - раскладку труб с геометрическими параметрами сечения трубы, типом защитного покрытия и нормативными физико-механические характеристиками материала труб. По результатам анализа составляется план обследования, в котором предусматривается: - оценка напряженно-деформированного состояния сложного участка; - определение типа грунтов; - измерение коррозионной агрессивности грунтов; - оценка состояния защитного покрытия; - определение наличия и уровня грунтовых вод ; - определение мест, подверженные периодическому или постоянному смачиванию, как с поверхности земли, так и внутригрунтовыми водами;
Кроме того, на этом этапе могут производиться работы по обнаружению дефектов (магнитные аномалии) с поверхности земли приборами, основанными на магнитометрическом методе.
На следующем этапе по результатам анализа и обработки экспериментальных данных (результаты оценки напряжений, электрометрии и технического диагностирования трубопроводов) вычисляют численное значение критерия ранжирования сложных участков магистральных газопроводов по очередности проведения технического диагностирования кф. Критерий ранжирования сложных участков магистральных газопроводов по очередности проведения технического диагностирования, характеризующий влияние факторов, способствующих образованию и росту дефектов, определяется по формуле, исходя из функции, количественно оценивающей факторы по трассе сложного участка 4= —L— (зл) где L - протяженность трубопровода, м; Пф (I) - функция, количественно оценивающая факторы, способствующие образованию и росту дефектов; / - координата, отсчитываемая от начала трубопровода, м. Значение Пф (I) определяют по формуле Пф(1)= {1)-о19 (3.2) где }ф - количество исследованных факторов, способствующих образованию и росту дефектов; / - координата, отсчитываемая от начала трубопровода, м; ,,- - весовой коэффициент; Gx(l) - функция, количественно оценивающая влияние /-го фактора. Для описания функции G\(l), количественно оценивающей влияние г -го фактора, способствующего образованию и росту дефектов, дискретные значения показателя G{ представляются интерполирующей сплайн-функцией в следующем виде о((1) = А"т+вМ-1т)+с;М-1тУ+о%(1-1тУ при im i im+x, (з.з) где / - расстояние от начала сложного участка, м; 1т- координата точки, в которой определено дискретное значение показателя; А , Б"п, С , D m - коэффициенты сплайна, интерполирующего дискретные значения показателя Gt.
По значению показателя Пф(1) определяют места экскавации сложного участка для технического диагностирования в шурфах. В первую очередь техническое диагностирование в шурфах с использованием методов неразрушающего контроля проводят в местах, где показатель Пф(1) имеет наибольшие значения. Для определения функции G\(l), количественно оценивающей влияние /-го фактора, в процессе анализа документации и полевых обследований устанавливают факторы, способствующие образованию и росту дефектов, и вычисляют показатели, численно характеризующие каждый фактор, а также результаты наземных обследований. В качестве факторов, способствующих образованию и росту дефектов, рассматривают: При количественной оценке факторов, способствующих образованию и росту дефектов, используют весовые коэффициенты, рекомендуемые значения которых приведены в таблице 3.1. Там же приведен весовой коэффициент, с помощью которого количественно оценивают результаты наземного полевого обследования.
Пример определения критерия ранжирования сложного участка по очередности проведения технического диагностирования
В произвольной точке значение показателя G2, численно характеризующего фактор, связанный с уровнем защищенности трубопровода, оценивают по разности потенциалов «труба - земля». Если разность потенциалов «труба — земля» выходит за пределы, установленные в нормативной документации, то значение показателя G2 принимают равным единице. На участках трубопровода, где разность потенциалов «труба-земля» не выходит за пределы, установленные в нормативной документации, значение показателя G2 принимают равным нулю.
Для определения значения показателя G3, численно характеризующего фактор, связанный с уровнем грунтовых вод, используют нормативную документацию или результаты полевого обследования [24]. Значение показателя G3 в произвольной точке трубопровода оценивают в зависимости от сведений об отметке уровня грунтовых вод. Если отметка уровня грунтовых вод ниже нижней образующей трубы, то G3 = 0. Для уровня грунтовых вод выше верхней образующей трубы G3 = 0,25 и, если отметка уровня грунтовых вод находится на уровне трубопровода, то G3 = 1.
Значения показателя G4, характеризующего наличие зон переменного (постоянного) смачивания, определяют по результатам полевых обследований. В результате обследования определяют границы зон трубопровода с периодическим смачиванием. На длине участка с периодическим смачиванием значение показателя G4 принимают равным единице. На участках без переменного смачивания значение показателя G4 принимают равным нулю.
Оценку показателя G5, характеризующего НДС, осуществляют по результатам геодезического позиционирования. Определение напряжений на трубопроводе проводят математической обработкой данных геодезического позиционирования пространственного положения оси трубопровода. По результатам расчетно-экспериментального определения напряжений значение показателя G5 в произвольной точке определяют по следующей формуле
Для определения значения показателя G6, численно характеризующего фактор, связанный с наличием блуждающих токов, используют значение, равное 0,3 для зон со знакопеременными блуждающими токами, и 1 для анодных зон с блуждающими токами. Если в рассматриваемой точке трассы сложного участка блуждающие токи отсутствуют, то показатель G6 принимается равным нулю.
Для определения значения показателя G7, численно характеризующего фактор, связанный с типом грунта, используется проектно-изыскательская документация. В зависимости от типа грунта показатель G7 может принимать значения от 0,1 (торф) до 1 (глина).
Показатель, численно характеризующий фактор, связанный с коррозионной агрессивностью грунта, оценивают по значению удельного электрического сопротивления
Для количественной оценки аномалий, выявленных в результате обследований, используют показатель G9. Если на участке трубопровода обнаружены аномалии, то показатель G9 принимают равным единице. При отсутствии аномалий показатель Gg принимают равным нулю.
Пример определения критерия ранжирования сложного участка по очередности проведения технического диагностирования.
В качестве примера определения критерия ранжирования сложного участка МГ по очередности проведения технического диагностирования рассмотрена перемычка длиной 216,63 м. Перемычка состоит из 18 труб длиной по 12 м, диаметром 1220 мм и толщиной стенки трубы 19,5 мм. Перемычка пересекается поверхностным пересыхающим водотоком шириной 4 м. 3.2.1. Определение показателя, учитывающего напряженно деформированное состояние перемычки.
Для определения показателя G5, учитывающего напряженно-деформированное состояние перемычки была проведена съемка пространственного положения оси перемычки. Координаты точек оси перемычки приведены в таблице 3.2.
По величине затухания из таблиц [9] или по номограммам находится величина сопротивления защитного покрытия RAB на интервале измерений между точками А и Б. Для данного диаметра трубопровода и принятой частоты сигнала связь между величинами затухания сигнала (мБ/м) и сопротивления изоляции (Ом-м ) имеет вид lgRAB = 2.5-1.51gaAB (3.15)
На рисунке 3.9 приведено распределение интегральной величины сопротивления защитного покрытия вдоль оси перемычки. По величине сопротивления защитного покрытия определяется состояние покрытия, которое выражается в величине показателя Gi, учитывающего состояние защитного покрытия.
Для перемычки критерий ранжирования по очередности проведения технического диагностирования, характеризующий влияние факторов, способствующих образованию и росту дефектов, будет равен
Определение поврежденности сложного участка магистрального газопровода
Критерием технического состояния сложного участка магистрального газопровода является комплексный показатель технического состояния, определяемый по результатам электрометрических обследований, технического диагностирования в шурфах и других обследований. Определение комплексного показателя технического состояния сложного участка МГ к1с проводят в соответствии со схемой, представленной на рисунке 4.1. При определении комплексного показателя технического состояния сложного участка магистрального газопровода учитывают следующие конструктивные элементы: трубы и соединительные детали, запорно-регулирующую арматуру (ЗРА), сварные соединения, а также состояние защитного покрытия, влияние переменных нагрузок, повышенный уровень напряжений, наличие и степень опасности дефектов [4,5,12].
Комплексный показатель технического состояния сложного участка МГ вычисляют по формуле кІС=Рк=1-(і-рІк)-(1-УшРш)-0-О-(1-Уа-ра).(1-ур-рр), (4.1) где р1к - показатель технического состояния труб и соединительных деталей, используемый при определении комплексного показателя; уш - весовой коэффициент, равный 0,5; рш - показатель технического состояния сварных соединений; da - поврежденность сложного участка магистрального газопровода от повышенного уровня напряжений; v0 - весовой коэффициент, равный 0,1; ра - показатель технического состояния трубопроводной арматуры; vp - весовой коэффициент, равный 0,3; р - показатель технического состояния защитного покрытия;
Структурная схема определения комплексного показателя технического состояния сложного участка магистрального газопровода Вычисление показателя технического состояния труб и соединительных деталей производят по формуле где dc - поврежденность сложного участка магистрального газопровода от трещиноподобных дефектов, включая стресс-коррозионные трещины; dk - поврежденность сложного участка магистрального газопровода от дефектов потери металла стенки трубы; d0 - поврежденность сложного участка магистрального газопровода при наличии овализации его сечения; с/, - поврежденность сложного участка магистрального газопровода, связанная с наличием дефектов типа гофры и вмятины; dod- поврежденность соединительных деталей с учетом эрозионных дефектов.
Если при определении поврежденности сложного участка магистрального газопровода на трубе будет несколько дефектов одного типа или дефектов различных типов, то при вычислении показателя технического состояния труб р, учитывают в соответствии с процедурой представленной на рисунке 4.2 только один дефект, дающий максимальную поврежденность, и каждую дефектную трубу учитывают только один раз в одном из значений
Показатель технического состояния трубопроводной арматуры сложного участка магистрального газопровода вычисляют по формуле где пзрл - количество трубопроводной арматуры на сложном участке магистрального газопровода; Определение количества труб, имеющих поврежденность от дефектов или напряжений
Схема формирования перечня труб по максимальной поврежденности p3PUt) - показатель технического состояния і - той трубопроводной арматуры, значение которого вычисляют по формуле А =1-«" ". (4-4) где X - интенсивность отказов трубопроводной арматуры, 1/год; хо0) - время эксплуатации і - той трубопроводной арматуры, лет. Данные об интенсивности отказов трубопроводной арматуры отечественного и зарубежного производства, используемых на газопроводах ОАО «Газпром», приведены в таблице 4.1.
Зависимости показателя технического состояния трубопроводной арматуры рЗРЛ от времени их эксплуатации
Процедуру определения показателя, численно характеризующего дефекты защитного покрытия труб и соединительных деталей, осуществляют в соответствии с ВРД 39-1.10-026-2001 [9] по результатам электрометрических обследований. Значение показателя технического состояния защитного покрытия сложного участка магистрального газопровода определяют по формуле
Показатель технического состояния, значение которого определяется по данным предварительного инструментального обследования в 1-2 шурфах, используется в дальнейшем для определения очередности технического диагностирования сложного участка магистрального газопровода. Показатель технического состояния, значение которого было определено по результатам технического диагностирования сложного участка, используют для ранжирования сложных участков по выводу в капитальный ремонт и прогнозирования их технического состояния.
