Kafe-sviaz.ru

Финансовый журнал
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Расчет погрешности измерений массы сырой нефти

1. Нормы погрешности измерений

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений:

— массы сырой нефти: ± 0,25 %;

— массы нетто сырой нефти: ± 2,5 %.

2. Средства измерений и вспомогательные устройства

При выполнении измерений применяют следующие средства измерений и технические средства:

2.1. Блок измерительных линий (БИЛ) — состоит из двух измерительных линий (ИЛ) — рабочей и контрольной, которая может выполнять функции резервной. В состав каждой измерительной линии входят:

— турбинный преобразователь расхода (далее — ПР) МИГ-80-6,3 с диапазоном расходов от 36 до 180 м 3 /ч и пределами допускаемой относительной погрешности: ± 0,15 % (рабочего) и ± 0,10 % (контрольного);

— преобразователи измерительные iTemp в комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновыми TR 10 фирмы «Endress+ Hauser » с диапазоном измерений от 40 °С до 70 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2 °С;

— преобразователи давления измерительные Cerabar M PMP41 фирмы «Endress+ Hauser » с диапазоном калибровки от 0 до 7,0 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности: ± 0,5 %;

— манометр показывающий для точных измерений МПТИ с диапазоном измерений от 0 до 10,0 МПа, класс точности 0,6;

— преобразователи избыточного давления измерительные Deltabar S PMD75 фирмы «Endress+ Hauser » с диапазоном калибровки от 0 до 0,4 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности: ± 0,5 %;

— термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 с диапазоном измерений от 0 °С до 55 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2 °С;

— термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 3 с диапазоном измерений от 50 °С до 105 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2 °С.

2.2. Блок измерений параметров сырой нефти (БИК), в который входят следующие средства измерений и технические средства:

— поточный преобразователь плотности фирмы «Solartron» модели 7835В (далее — плотномер) с пределами измерений плотности от 800 до 1100 кг/м 3 и пределами допускаемой абсолютной погрешности преобразования плотности: ± 0,3 кг/м 3 ;

— влагомер сырой нефти поточный типа ВСН-2-50-60-6,3 с диапазоном измерений от 0 % до 60,0 % и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 1,0 %;

— преобразователи измерительные iTemp в комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновыми TR 10 фирмы «Endress+ Hauser » с диапазоном измерений от 40 °С до 70 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2 °С;

— преобразователи давления измерительные Cerabar M PMP41 фирмы «Endress+ Hauser » с диапазоном калибровки от 0 до 7,0 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности: ± 0,5 %;

— манометр показывающий для точных измерений МПТИ с диапазоном измерений от 0 до 10,0 МПа, класс точности 0,6;

— термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 с диапазоном измерений от 0 °С до 55 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2 °С;

— термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 3 с диапазоном измерений от 50 °С до 105 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2 °С.

— автоматический пробоотборник «Стандарт»-А:

— пробоотборник сырой нефти ручной «Стандарт»-Р с диспергатором:

— счетчик сырой нефти турбинный МИГ-32Ш-63 Ду 32 в качестве индикатора расхода;

— узел подключения пикнометрической установки;

— узел подключения устройства для определения содержания свободного газа УОСГ-100 СКП.

2.3. На выходном коллекторе СИКНС установлены:

— пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517;

— преобразователь измерительный iTemp в комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновыми TR 10 фирмы «Endress+ Hauser » с диапазоном измерений от 40 °С до 70 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2 °С;

— преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP41 фирмы «Endress+ Hauser » с диапазоном калибровки от 0 до 7,0 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности: ± 0,5 %;

— манометр показывающий для точных измерений МПТИ с диапазоном измерений от 0 до 10,0 МПа, класс точности 0,6;

— термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 с диапазоном измерений от 0 °С до 55 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2 °С;

— термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 3 с диапазоном измерений от 50 °С до 105 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2 °С.

2.4. Узел подключения передвижной трубопоршневой поверочной установки (далее — ПУ).

2.5. Система обработки информации (СОИ) в составе:

— измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) на базе контроллера OMNI 6000 с пределами допускаемой относительной погрешности вычислений массы: ± 0,05 %.

2.6. Автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора в составе:

— персонального компьютера с соответствующим программным обеспечением в комплекте с монитором и клавиатурой;

2.7. Средства измерений и технические средства, используемые для определений:

— плотности сырой нефти по ГОСТ 3900 с учетом требований МИ 2153 или ГОСТ Р 51069 с учетом требований МИ 2153;

Читать еще:  Что значит взаиморасчеты

— содержания воды в сырой нефти по ГОСТ 2477, а также технические средства для обезвоживания сырой нефти в лаборатории при измерениях плотности сырой нефти:

— содержания хлористых солей в сырой нефти по ГОСТ 21534;

— содержания механических примесей в сырой нефти по ГОСТ 6370:

— вязкости сырой нефти по ГОСТ 33;

— давления насыщенных паров по ГОСТ Р 8.601:

— остаточного газосодержания по МИ 2575;

— плотности газа по ГОСТ 17310.

2.8. Допускается применять другие аналогичные по назначению средства, если их характеристики не уступают указанным в настоящей рекомендации.

3. Метод измерений

Измерения массы сырой нефти выполняют косвенным методом динамических измерений. При косвенном методе динамических измерений массу сырой нефти вычисляют по результатам измерений в трубопроводе:

— плотности с помощью поточных преобразователей плотности, давления и температуры;

— объема сырой нефти с помощью преобразователей расхода, давления и температуры.

Значение плотности сырой нефти, измеренное поточным плотномером при температуре и давлении в БИК, СОИ приводит к условиям измерений объема сырой нефти и к стандартным условиям (температуре 15 °С или 20 °С и избыточному давлению, равному 0). Значения измерений объема сырой нефти СОИ приводят к стандартным условиям.

Массу нетто сырой нефти определяют как разность массы сырой нефти без свободного и растворенного газа и массы балласта.

Массу балласта определяют как сумму массы воды, содержание которой определяют по данным поточного влагомера или по результатам, полученным в испытательной лаборатории, а также массы хлористых солей и механических примесей, содержание которых определяют в испытательной лаборатории по объединенной пробе сырой нефти. Количество свободного и растворенного газа определяют по МИ 2575, плотность газа определяют в лаборатории по ГОСТ 17310.

4. Требования безопасности и охраны окружающей среды

4.1. СИКНС соответствует требованиям техники безопасности, охраны труда, взрывобезопасности, пожарной безопасности и санитарно-технических правил, определяемыми действующими на предприятии нормативными и техническими документами.

4.2. Датчики и электрооборудование СИКНС имеют взрывозащищенное исполнение и совместно с вторичной аппаратурой обеспечивают уровень взрывозащиты, соответствующий классу зоны В-Iа, а вид взрывозащиты — по категории IIА взрывоопасной смеси к группе Т3 в соответствии с классификацией ГОСТ Р 51330.5.

4.3. Выполнение измерений СИКНС проводят в соответствии с утвержденными действующими правилами и нормативными документами:

— в области охраны труда и промышленной безопасности ПБ 08-624 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» и ПБ 03-585 «Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов»;

— в области пожарной безопасности ППБ 01-03 «Правила пожарной безопасности в Российской Федерации»;

— в области соблюдения безопасной эксплуатации электроустановок ПОТ Р М-016 РД 153-34.0-03.150 «Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности при эксплуатации электроустановок»;

— в области охраны окружающей среды Федеральным законом от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды», РД 39-0147098-005 «Правила охраны окружающей среды при сборе, подготовке и транспортировке нефти» и другими действующими законодательными актами на территории РФ.

4.4. Площадку СИКНС содержат в чистоте, без следов сырой нефти, не допускают выбросов и выделений сырой нефти в окружающую среду и оборудуют первичными средствами пожаротушения в соответствии с НПБ 88-2001 «Установки пожаротушения и сигнализации. Нормы и правила проектирования». Выполнение измерений прекращают при обнаружении течи в сварных и фланцевых соединениях.

4.5. Вторичную аппаратуру и щиты управления относят к действующим электроустановкам до 1000 В, на которые распространяют «Правила устройства электроустановок» (2003 г.) и «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей».

4.6. В целях безопасной эксплуатации и технического обслуживания разрабатывают инструкцию по эксплуатации СИКНС.

5. Требования к квалификации операторов

Лица , допускаемые к выполнению измерений:

— имеют квалификацию оператора не ниже 4-го разряда;

— знают технологическую схему , изучили настоящую рекомендацию и инструкцию по эксплуатации СИКНС, назначение всех приборов и устройств СИКНС, задвижек и вентилей , умеют быстро и безошибочно действовать в аварийных ситуациях:

— прошли обучение работе с СИКНС и инструктаж по технике безопасности в соответствии с ГОСТ 12.0.004;

— выполняют работу в специальной одежде и обуви в соответствии с ГОСТ 12.4.137, ГОСТ 27574, ГОСТ 27575.

6. Условия измерений

6.1. Применяемые средства измерений имеют действующие свидетельства о поверке, опломбированы и имеют оттиски поверительных клейм.

Применение погрешности при приемке нефтепродуктов

11 сообщений в этой теме

Рекомендуемые сообщения

Создайте аккаунт или авторизуйтесь, чтобы оставить комментарий

Комментарии могут оставлять только зарегистрированные пользователи

Создать аккаунт

Зарегистрировать новый аккаунт.

Войти

Есть аккаунт? Войти.

Недавно просматривали 0 пользователей

Ни один зарегистрированный пользователь не просматривает эту страницу.

Популярные темы

Автор: UNECE
Создана 25 Марта

Автор: mich
Создана 3 Февраля 2011

Читать еще:  Расчет начальной максимальной цены

Автор: faritowich
Создана 22 часа назад

Автор: UNECE
Создана 25 Марта

Автор: Анна
Создана Понедельник в 19:16

Автор: Геометр
Создана 27 Февраля 2017

Автор: modinn
Создана 1 Апреля

Автор: efim
Создана 31 Декабря 2015

Автор: AtaVist
Создана 11 Августа 2017

Автор: Victor1956
Создана 19 Февраля

Автор: UNECE
Создана 25 Марта

Автор: Ramil
Создана 17 Марта 2012

Автор: modinn
Создана 1 Апреля

Автор: efim
Создана 23 Октября 2019

Автор: mpanikovskiy
Создана 14 Июня 2012

Автор: efim
Создана 4 Марта 2019

Автор: UNECE
Создана 8 Декабря 2019

Автор: AtaVist
Создана 11 Августа 2017

Автор: AtaVist
Создана 11 Августа 2017

Автор: Metrolog-sever
Создана 2 Июля 2014

Автор: UNECE
Создана 8 Декабря 2016

Автор: E_lena
Создана 1 Апреля 2016

Автор: метролог2009
Создана 10 Сентября 2015

Количественный учет нефти и нефтепродуктов

Одной из важнейших задач, которую приходится осуществлять оперативному персоналу и бухгалтерии нефтебаз, — это проведение количественного учета нефти и нефтепродуктов.

В задачи количественного учета входит:

определение количества поступающих нефти и нефтепродуктов, с оформлением приемных документов;

определение количества отпускаемых или отгружаемых нефти и нефтепродуктов, с оформлением документов на отгрузку;

определение фактических остатков по каждому сорту в резервуарах и в целом по нефтебазе;

определение фактических излишек или недостач;

Оперативный учет нефтепродуктов должен вестись ежедневно, контрольный — два раза в месяц и полная инвентаризация на конец каждого месяца.

Учет нефти и нефтепродуктов может осуществляться в единицах измерения:

объема (объемный учет);

массы (массовый учет);

  • объема и массы (объемно-массовый учет).
  • На нефтебазах и автозаправочных станциях ведется объемномассовый учет. Расчет с поставщиками и потребителями нефти и нефтепродуктов осуществляется на нефтебазах в единицах массы, на АЗС — в единицах объема.

    В зависимости от способа измерений объема продукта объемномассовый метод подразделяется на динамический и статический.

    Динамический метод применяется при измерении массы продукта непосредственно на потоке в нефтепроводах и продуктопроводах. При этом методе объем продукта измеряют счетчиками или расходомерами, имеющими интеграторы.

    Статический метод

    Применяется при измерении объема и массы продукта в градуированных емкостях (вертикальные и горизонтальные резервуары, транспортные емкости и т. п.). Объем продукта в резервуарах измеряется в литрах или кубических метрах. Объем определяется с помощью градуированных таблиц резервуаров по значениям уровня наполнения (взлива), измеренного уровнемером или ручным способом с помощью метроштока или измерительной рулетки.

    Сначала определяется общий объем жидкости в резервуаре, затем объем подтоварной воды и по формуле определяется объем нефтепродукта:

    В емкостях, градуированных на полную вместимость, например автомобильные цистерны, контролируется уровень их наполнения до градуировочной планки, установленной в горловине, и затем определяется объем по паспортным данным.

    Масса нефтепродукта определяется умножением измеренного объема на плотность:

    Плотность нефтепродукта определяется с помощью нефтеден- симетра (ареометра). Для этого из резервуара пробоотборным ведерком забирают пробу нефтепродукта, погружают в него нефтеденсиметр и по верхней шкале определяют плотность, по нижней шкале определяют температуру.

    Плотность нефтепродукта можно также определить расчетным путем по формуле:

    где t — температура нефтепродукта в резервуаре, °С;

    p t — искомая плотность нефтепродукта при температуре t °С, т/ м 3 ;

    р 20 — плотность нефтепродукта при t = 20 °С, приводится в паспорте на нефтепродукт, т/м 3 ;

    20 — значение стандартной температуры в °С;

    α — температурная поправка изменения плотности нефтепродукта при изменении температуры на 1 °С.

    Определение массы нефти и нефтепродуктов в резервуарах (Технологическая инструкция ООО «РН-Комсомольский НПЗ») , страница 4

    Для определения плотности нефти и нефтепродукта при температуре в резервуаре во время измерения его объема используется ГОСТ 3900-85(Изм.№1).

    Последовательность определения плотности нефти и нефтепродуктов при температуре измерения объема резервуара.

    Пример: плотность нефтепродукта при +20 °С равна 0,652. Температура нефтепродукта в резервуаре +27,5 °С. Определить плотность нефтепродукта при температуре +27,5°С.

    Для пересчета плотности нефтепродукта, измеренной при 20 0 С, на плотность +27,5 0 С необходимо:

    1. По таблице ГОСТа 3900-85(Изм.№1) в столбце «Температура испытания, 0 С» найти значение температуры испытания — +27,5 0 С;

    2. В строке «+27,5 0 С» найти близкое к взятому в 5-ом цехе числовому значению плотности продукта при 20 °С (0,652) это 0,647.

    3.Отклонение найденного в таблице значения от лабораторного составляет 0,652-0,647=0.005

    4. По столбцу найденного в таблице ближайшего значения (0,647) в строке «Плотность по шкале ареометра, г/см 3 » находим показатель — 0,640. Этот показатель является округленным значением плотности по ареометру.

    5. К округленному значению плотности по ареометру (0,640) прибавляем отклонение, найденное в пункте 3 (0.005): 0,640+0,005=0,645. Найденное значение является плотностью нефти или нефтепродукта при температуре измерения их объема.

    3.5 РАСЧЕТ МАССЫ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТА В РЕЗЕРВУАРЕ.

    Масса нефти или нефтепродукта определяется по формуле:

    где: m – масса нефти или нефтепродукта в резервуаре;

    Читать еще:  Расчетный счет 40101810845250010102 кому принадлежит

    с — плотность нефти или нефтепродукта в резервуаре при температуре измерения объема(погружении);

    V — объем нефти или нефтепродукта в резервуаре;

    § замер резервуара – 650 см.;

    § лабораторная плотность при 20 0 С — 0,652 г/см 3 ;

    § температура нефти или нефтепродукта в резервуаре – +27,5 0 С.

    Определить массу нефти или нефтепродукта в резервуаре:

    § Найти плотность нефти или нефтепродукта в резервуаре при температуре измерения их объема (с):

    § в соответствии с пунктом 3.4 плотность нефти или нефтепродукта при температуре 27,5 0 С и лабораторной плотности при 20 0 С 0,652 равна 0,645 (с = 0,645).

    § найти объём нефти или нефтепродукта в резервуаре (V):

    § в соответствии с пунктом 2.1 по калибровочным таблицам находим объем нефти или нефтепродукта в резервуаре соответствующий замеру 650см. – 755,726 м 3 .

    § найденные значения подставить в формулу 2.1:

    m = 0,645*755,726 = 487т

    3.6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МАССЫ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ С ПОМОЩЬЮ РАДАРА и серводатчика.

    3.6.1. Современные системы измерения и контроля уровня, объёма, массы, температуры радарного типа « TANK SAAB RADAR», «ВМ-100» и серводатчики типа «Enraf»позволяют передавать информацию на рабочую станцию распределенной системы управления, а также посредством программного обеспечения контролировать, вести учет, сообщать о неисправностях и другие параметры необходимых для ведения технологического процесса.

    3.6.2. Оператор товарный участков наблюдает за технологическим процессом, а именно:

    § просматривает на мониторе рабочей станции группу резервуаров находящегося под наполнением, контролирует скорость движения нефтепродукта, ср. t , max и min предел закачки;

    § просматривает по отдельности каждый резервуар и определяет: название продукта , уровень , ср. t , расход м 3 /час, плотность при 20 0 С, тоннаж;

    § имеется архив по каждому резервуару, где сохранены данные – это уровень, ср. t , объём, время;

    § по мере поступления новых анализов на нефтепродукты заполняет плотности при 20 0 С всех резервуаров;

    § формирует отчет о наличии нефтепродукта во всех резервуарах.

    3.7 ТРЕБОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ МАССЫ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТА В РЕЗЕРВУАРАХ

    • АлтГТУ 419
    • АлтГУ 113
    • АмПГУ 296
    • АГТУ 266
    • БИТТУ 794
    • БГТУ «Военмех» 1191
    • БГМУ 171
    • БГТУ 602
    • БГУ 153
    • БГУИР 391
    • БелГУТ 4908
    • БГЭУ 962
    • БНТУ 1070
    • БТЭУ ПК 689
    • БрГУ 179
    • ВНТУ 119
    • ВГУЭС 426
    • ВлГУ 645
    • ВМедА 611
    • ВолгГТУ 235
    • ВНУ им. Даля 166
    • ВЗФЭИ 245
    • ВятГСХА 101
    • ВятГГУ 139
    • ВятГУ 559
    • ГГДСК 171
    • ГомГМК 501
    • ГГМУ 1966
    • ГГТУ им. Сухого 4467
    • ГГУ им. Скорины 1590
    • ГМА им. Макарова 299
    • ДГПУ 159
    • ДальГАУ 279
    • ДВГГУ 134
    • ДВГМУ 408
    • ДВГТУ 936
    • ДВГУПС 305
    • ДВФУ 949
    • ДонГТУ 497
    • ДИТМ МНТУ 109
    • ИвГМА 488
    • ИГХТУ 130
    • ИжГТУ 143
    • КемГППК 171
    • КемГУ 507
    • КГМТУ 269
    • КировАТ 147
    • КГКСЭП 407
    • КГТА им. Дегтярева 174
    • КнАГТУ 2909
    • КрасГАУ 345
    • КрасГМУ 629
    • КГПУ им. Астафьева 133
    • КГТУ (СФУ) 567
    • КГТЭИ (СФУ) 112
    • КПК №2 177
    • КубГТУ 138
    • КубГУ 107
    • КузГПА 182
    • КузГТУ 789
    • МГТУ им. Носова 367
    • МГЭУ им. Сахарова 232
    • МГЭК 249
    • МГПУ 165
    • МАИ 144
    • МАДИ 151
    • МГИУ 1179
    • МГОУ 121
    • МГСУ 330
    • МГУ 273
    • МГУКИ 101
    • МГУПИ 225
    • МГУПС (МИИТ) 636
    • МГУТУ 122
    • МТУСИ 179
    • ХАИ 656
    • ТПУ 454
    • НИУ МЭИ 640
    • НМСУ «Горный» 1701
    • ХПИ 1534
    • НТУУ «КПИ» 212
    • НУК им. Макарова 542
    • НВ 778
    • НГАВТ 362
    • НГАУ 411
    • НГАСУ 817
    • НГМУ 665
    • НГПУ 214
    • НГТУ 4610
    • НГУ 1992
    • НГУЭУ 499
    • НИИ 201
    • ОмГТУ 301
    • ОмГУПС 230
    • СПбПК №4 115
    • ПГУПС 2489
    • ПГПУ им. Короленко 296
    • ПНТУ им. Кондратюка 119
    • РАНХиГС 186
    • РОАТ МИИТ 608
    • РТА 243
    • РГГМУ 117
    • РГПУ им. Герцена 123
    • РГППУ 142
    • РГСУ 162
    • «МАТИ» — РГТУ 121
    • РГУНиГ 260
    • РЭУ им. Плеханова 122
    • РГАТУ им. Соловьёва 219
    • РязГМУ 125
    • РГРТУ 666
    • СамГТУ 130
    • СПбГАСУ 315
    • ИНЖЭКОН 328
    • СПбГИПСР 136
    • СПбГЛТУ им. Кирова 227
    • СПбГМТУ 143
    • СПбГПМУ 146
    • СПбГПУ 1598
    • СПбГТИ (ТУ) 292
    • СПбГТУРП 235
    • СПбГУ 577
    • ГУАП 524
    • СПбГУНиПТ 291
    • СПбГУПТД 438
    • СПбГУСЭ 226
    • СПбГУТ 193
    • СПГУТД 151
    • СПбГУЭФ 145
    • СПбГЭТУ «ЛЭТИ» 379
    • ПИМаш 247
    • НИУ ИТМО 531
    • СГТУ им. Гагарина 113
    • СахГУ 278
    • СЗТУ 484
    • СибАГС 249
    • СибГАУ 462
    • СибГИУ 1654
    • СибГТУ 946
    • СГУПС 1473
    • СибГУТИ 2083
    • СибУПК 377
    • СФУ 2423
    • СНАУ 567
    • СумГУ 768
    • ТРТУ 149
    • ТОГУ 551
    • ТГЭУ 325
    • ТГУ (Томск) 276
    • ТГПУ 181
    • ТулГУ 553
    • УкрГАЖТ 234
    • УлГТУ 536
    • УИПКПРО 123
    • УрГПУ 195
    • УГТУ-УПИ 758
    • УГНТУ 570
    • УГТУ 134
    • ХГАЭП 138
    • ХГАФК 110
    • ХНАГХ 407
    • ХНУВД 512
    • ХНУ им. Каразина 305
    • ХНУРЭ 324
    • ХНЭУ 495
    • ЦПУ 157
    • ЧитГУ 220
    • ЮУрГУ 306

    Полный список ВУЗов

    Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).

    Ссылка на основную публикацию
    Adblock
    detector