Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Расчет газовых сетей населенных пунктов. Учебно-методическое пособие
.pdf
(
)
стандарт.
d s ,
×
δ
P = 100 % ±10 %
ф
к
Р
∆
()(
)
∆ = ∆ + ∆ + ∆ + ∆ + ∆ − ∆ + ∆ + ∆ =
δP = 100 = 38,6 % ±10 %.
()(
)
∆ = ∆ + ∆ + ∆ + ∆ + ∆ − ∆ + ∆ + ∆ =
По номограмме выбираем два ближайших стандартных диаметра трубопроводов и заносим в табл. 6.5.
Таблица 6.5
Выбор оптимального диаметра газопровода на расчетном участке
№ расчетного
участка
ГРП-1 426*9 325*8 0,75 2,9
1-2 273*7 219*6 0,5 1,4
1-7 273*7 219*6 0,7 2,3
2-3 133*4 114*4 1,0 2,5
3-4 133*4 114*4 0,5 1,1
4-10 133*4 114*4 0,5 1,1
1-5 273*7 219*6 0,85 2,85
4-5 273*7 219*6 0,3 1,04
5-6 75*4 60*3 3,3 8
8-10 106*4 89*3 0,78 2,2
7-8 219*6 159*4 0,42 2,15
8-9 75*4 60*3 3,3 8
7-12 219*6 159*4 0,15 0,8
11-12 133*4 114*4 0,27 0,8
2-11 133*4 114*4 0,5 1,5
левый
н
мм
правый
левый
Rф, Па/м
правый
Для заполнения колонки 12 табл.6.4 необходимо выполнить гидравлическую увязку сети, которая заключается в проверке II закона Кирхгофа. Для этого используем формулу (6.7):
ф
Р
∆
к
к
0,5
∑
⋅ ≤
Р
ф
Определим
путем вычитания из первого направления второе направ-
ление I кольца.
ф ф ф ф ф ф ф ф ф
Р Р Р Р Р Р Р Р Р
кI ГРП 1 1 5 5 6 5 4 4 3 ГРП 1 1 2 2 3
18,75 263,5 660 93 200 18,75 200 620 396,5Па,
= + + + + − + + =
( ) ( )
I
к
0,5 18,75 263,5 660 93 200 200 620
− − − − − − − −
396,5
⋅ ≥
( )
+ + + + + +
Условие невязки не выполнено, значит, необходима корректировка диа-
метров газопроводов.
На расчетном участке 1-2 меняем размер диаметра на другой ближайший
стандартный. Тогда имеем:
ф ф ф ф ф ф ф ф ф
Р Р Р Р Р Р Р Р Р
кI ГРП 1 1 5 5 6 5 4 4 3 ГРП 1 1 2 2 3
18,75 263,5 660 93 200 18,75 560 620 36,5Па,
= + + + + − + + =
( ) ( )
− − − − − − − −
41
δP = 100 = 3,02 % ±10 %.
ф
к
Р
∆
Р ) 18,75 280 130,2 660 241,8 18,75 263,5 93 200
∆ = ∆ + ∆ + ∆ + ∆ + ∆ − ∆ + ∆ + ∆ +
+∆ = + + + + − + + + =
δP = 100 =
()(
)
∆ = ∆ + ∆ + ∆ + ∆ + ∆ − ∆ + ∆ + ∆ + ∆ =
δP = 100 =
ф
к
Р
∆
()(
)
∆ = ∆ + ∆ + ∆ − ∆ + ∆ + ∆ + ∆ =
δP = 100 = 61,4 % ±10 %.
I
к
0,5 18,75 263,5 660 93 200 560 6
( )
+ + + + + +
36,205
Процент невязки не превышает 10 %, значит, расчет выполнен верно и не
требует дальнейшей корректировки.
Выполняем аналогичный расчет для II кольца.
⋅ ≤
Определим
путем вычитания из первого направления второе направ-
ление II кольца.
ф ф ф ф ф ф ф ф ф
Р ( Р Р Р Р Р ) ( Р Р Р
кII ГРП 1 1 7 7 8 8 9 8 10 ГРП 1 1 5 5 4
ф
4 10
−
755,5Па,
=
II
к
0,5 18,75 280 130,2 660 241,8 263,5 93 2
= 80,1 % ±10 %.
− − − − − − − −
( ) ( )
755,5
( )
+ + + + + + +
≥
⋅
00
Условие невязки не выполнено, значит, необходима корректировка диаметров газопроводов.
На расчетных участках 8-10, 1-5, 5-4, 4-10 меняем размер диаметра на
другой ближайший стандартный. Тогда имеем:
ф ф ф ф ф ф ф ф ф ф
Р Р Р Р Р Р Р Р Р Р
кII ГРП 1 1 7 7 8 8 9 8 10 ГРП 1 1 5 5 4 4 10
18,75 280 130,2 660 682 18,75 883,5 322,4 440 106,3Па,
= + + + + − + + + =
( ) ( )
− − − − − − − − −
II
к
0,5 18,75 280 130,2 660 682 883,5 322,4
( )
= 6,2 % ±10 %.
≤
+ + + + + + +
106,3
440
⋅
Процент невязки не превышает 10 %, значит, расчет выполнен верно и не
требует дальнейшей корректировки.
Определим
путем вычитания из первого направления второе направ-
ление III кольца.
ф ф ф ф ф ф ф ф
Р Р Р Р Р Р Р Р
кIII ГРП 1 1 2 2 11 ГРП 1 1 7 7 12 12 11
18,75 560 350 18,75 280 63 135 432Па,
= + + − + + + =
( ) ( )
III
к
0,5 18,75 560 350 280 63 135
− − − − − − −
432
⋅ ≥
( )
+ + + + +
Условие невязки не выполнено, значит, необходима корректировка диаметров газопроводов.
На расчетных участках 2-11, 1-7, 7-12, 12-11 меняем размер диаметра на
другой ближайший стандартный. Тогда имеем:
42
()(
)
∆ = ∆ + ∆ + ∆ − ∆ + ∆ + ∆ + ∆ =
δP = 100 = 2,8 % ±10 %.
−
м
q 0,454 .
м ч
⋅
ф ф ф ф ф ф ф ф
Р Р Р Р Р Р Р Р
кIII ГРП 1 1 2 2 11 ГРП 1 1 7 7 12 12 11
18,75 560 1050 18,75 920 336 400 46Па,
= + + − + + + = −
( ) ( )
− − − − − − −
III
к
0,5 18,75 560 1050 920 336 4400
( )
+ + +
6
⋅ ≤
−
+ +
Процент невязки не превышает 10 %, значит, расчет выполнен верно и не
требует дальнейшей корректировки.
6.3. Пример гидравлического расчета тупиковой газовой сети
низкого давления
7
5 2 1
4 3
6
ШРП
Рис. 6.3. Расчетная схема тупиковой сети низкого давления от ШРП
Расчетный расход газа на тупиковую сеть низкого давления составляет
Q
равны: l
=583 м3/ч по ранее выполненному расчету. Длины расчетных участков
шрп
=240 м, l
1-2
=150 м, l
2-3
=280 м, l
3-4
=290 м, l
2-5
=150 м, l
3-6
=160 м.
2-7
Определим удельный путевой расход газа по формуле
Q
шрп
∑
583
= =
l 1270
3
Определим путевые расходы газа на расчетных участках:
п
Q
=0,454·240=108,96 м3/ч; Q
1-2
п
Q
=0,454·280=127,12 м3/ч; Q
3-4
п
Q
=0,454·290=131,66 м3/ч; Q
2-5
п
=0,454·150=68,1 м3/ч;
2-3
п
=0,454·150=68,1 м3/ч;
3-6
п
=0,454·160=72,64 м3/ч.
2-7
Определим транзитные расходы газа на расчетных участках:
Q
Q
Q
Q
тр
тр
тр
тр
3-6
2-3
2-5
1-2
= Q
= Q
= Q
= Q
тр
тр
п
тр
3-4
3-6
2-7
2-3
=0 м3/ч;
п
+Q
=68,1+127,12=195,22 м3/ч;
3-4
=0 м3/ч;
п
+Q
2-3
+ Q
п
2-5
+ Q
п
=195,22+68,1+131,66+72,64=467,7 м3/ч.
2-7
43
100 1 %.
583
−
Па
R 1,61 ,
м
Па
R 3,01 ,
м
Па
R 2,39 ,
м
Па
R 4,34 .
м
Определим расчетные расходы газа на участках, не имеющих транзитного
газа:
Q
р
=0,5·68,1=34,05 м3/ч;
3-6
р
Q
=0,5·127,12=63,56 м3/ч;
3-4
р
Q
=0,5·131,66=65,83 м3/ч;
2-5
р
Q
=0,5·72,64=36,32 м3/ч.
2-7
Определим расчетный расход газа на остальных участках, имеющих
транзитный газ:
Q
Q
р
2-3
р
1-2
= Q
= Q
тр
тр
2-3
1-2
+0,5·Q
+0,5·Q
п
=195,22+0,5·68,1=229,1 м3/ч;
2-3
п
=467,7+0,5·108,96=522,2 м3/ч.
1-2
Выполним проверку расчетов:
Q
р
+Qуз= Q
1-2
=522,2+54,4=577,6 м3/ч;
шрп
583 577,6
δ = ⋅ =
Условие выполнено, значит, расчет окончен.
Определим величину гидравлического уклона по формуле
1 2 3 4
− − −
3 6
= = =
1080 R ·l R ·l 1080 1,61·240 1,61·150
−
= = =
2 5
−
=
= =
2 7
−
= = =
1080 1080
l l l 240 150 280
+ + + +
1 2 2 3 3 4
− − −
1 2 2 3
− −
− − − −
1080 R ·l 1080 1,61·240
− −
l 290
1080 R ·l 1080 1,61·240
− −
l 160
1 2 2 3
− −
l 150
3 6
−
1 2
−
2 5
−
2 7
−
1 2
−
1 2
−
1 2
−
Определим потери давления на расчетных участках:
= R
= R
= R
= R
= R
= R
1-2
2-3
3-4
3-6
2-5
2-7
·l
=1,61·240=386,4 Па;
1-2
·l
=1,61·150=241,5 Па;
2-3
·l
=1,61·280=450,8 Па;
3-4
·l
=3,01·150=451,5 Па;
3-6
·l
=2,39·290=693,1 Па;
2-5
·l
=4,34·160=694,4 Па.
2-7
∆Р
∆Р
∆Р
∆Р
∆Р
∆Р
1-2
2-3
3-4
3-6
2-5
2-7
Определим давления в конечных точках расчетных участков:
к
Р
=3000-386,4=2613,6 Па;
1-2
к
Р
=2613,6-241,5=2372,1 Па;
2-3
к
=2372,1-450,8=1921,3 Па;
Р
3-4
44
ф
ф
к
Р
=2372,1-451,5=1920,6 Па;
3-6
к
Р
=2613,6-693,1=1920,5 Па;
2-5
к
Р
=2613,6-694,4=1920,0 Па.
2-7
Определим фактические потери давления на расчётных участках:
ф
∆Р
1-2
ф
∆Р
2-3
ф
∆Р
3-4
ф
∆Р
3-6
ф
∆Р
2-5
ф
∆Р
2-7
= R
= R
= R
= R
= R
= R
ф
1-2·l1-2
ф
2-3·l2-3
ф
3-4·l3-4
ф
3-6·l3-6
ф
2-5·l2-5
ф
2-7·l2-7
=1,3·240=312,0 Па;
=0,75·150=112,5 Па;
=1,7·280=476,0 Па;
=5,2·150=780,0 Па;
=2,3·290=667,0 Па;
=5,3·160=848,0 Па.
Определим фактическое значение давлений в конечных точках участков:
к.ф
Р
Р
Р
Р
Р
Р
=3000-312,0=2688,0 Па;
1-2
к.ф
=2592-112,5=2575,5 Па;
2-3
к.ф
=2524,5-476,0=2099,5 Па;
3-4
к.ф
=2524,5-780,0=1795,5 Па;
3-6
к.ф
=2592-667,0=2021,0 Па;
2-5
к.ф
=2592-848,0=1840,0 Па.
2-7
Полученные результаты сведены в табл. 6.6.
Таблица 6.6
Результаты гидравлического расчета тупиковой сети низкого давления
№
уч
l,
.
м
Qп,
3
м
/ч
Qтр,
3
м
/ч
Qp,
3
м
/ч
R,
Па/м
Rф,
Па/м
∆Р
,
∆Р
,
Р
,
Dн×S
(ст),
мм
к
Па
Па
Па
Dн×S
(пэ),
мм
1-2 240 108,9 467,7 522,2 1,61 1,3 386,4 312,0 2688,0 219×6 225
2-3 150 68,1 195,2 229,3 1,61 0,75 241,5 112,5 2575,5 159×4 160
3-4 280 127,1 0,0 63,56 1,61 1,7 450,8 476,0 2099,5 89×3 90
3-6 150 68,1 0,0 34,05 3,01 5,2 451,5 780,0 1795,5 57×3 63
2-5 290 131,7 0,0 65,83 2,39 2,3 693,1 667,0 2021,0 89×3 90
2-7 160 72,64 0,0 36,32 4,34 5,3 694,4 848,0 1840,0 57×3 63
6.4. Гидравлический расчет тупиковой сети высокого (среднего) давления
Расчет производят после составления схемы, которая вычерчивается в
масштабе генерального плана района с указанием ответвлений к потребителям.
Задачей является определение диаметров расчетных участков газопровода и ответвлений. Перед началом расчета должны быть известны давления газа (прил. 9)
перед населенным пунктом, а также перед сосредоточенными потребителями,
длины всех расчетных участков, включая ответвления к потребителям и расчетные расходы газа.
Выбирают главное расчётное направление движения газа, которым является точка от узла питания до самого удалённого и нагруженного участка газопровода.
45
rk
R ,
1,1 L
∑
к ф rk
Р = Р -1,1 R L .
⋅
2 2
к
.=Р -Р
к
2 2
Р =(Р -Р
).
ф
к
Р
н
Р
к.ф н rk,ф
Р = Р - Р .
По выбранному направлению определяют средний гидравлический уклон, МПа2/м:
2 2
Р -Р
=
ф
н к
⋅
(6.8)
где Рн – абсолютное давление газа в начале расчетного участка, МПа;
Р
– абсолютное давление газа в конце расчетного участка, МПа.
к
Последовательно рассматривают каждый участок выбранного направления и высчитывают давление в промежуточных точках по формуле
2
⋅
н
(6.9)
Определяют потери давления по расчетным участкам, МПа2:
Р
∆
уч
(6.10)
н
После определения давлений при вычисленных расходах участков выбирают диаметры трубопроводов с помощью номограммы для определения
удельных потерь газопроводов среднего (высокого) давлений рассматриваемого
участка, которая представлена на рис. П.8.2.
Ниже приведен порядок работы с номограммой. Схема работы показана
на рис. 6.4.
1. По шкале давлений отмечаем точку (1), соответствующую потерям
давления рассматриваемого участка. По шкале длин отмечаем точку (2), которая соответствует расчетной длине участка. Проводим отрезок через точки (1, 2).
2. Пересечение этого отрезка с немой шкалой (I) есть точка (3), которую
соединяем с точкой, соответствующей расчетному расходу газа на участке по
шкале расходов и получаем точку (4).
3. Пересечение этой прямой со шкалой диаметров даёт точку (5), которая
равна расчётному значению диаметра трубопровода. Данная величина округляется до ближайшего стандартного из сортамента на трубы, и получаем точку
(6). Величину полученного диаметра вносим в колонку 4, табл. 6.7.
4. Проводим проверочный расчёт, целью которого является уточнение
давлений в узлах при выбранных стандартных диаметрах труб, отличающихся
от расчётных. Для этого проводим прямую через точку (4) по шкале расходов и
точку по шкале стандартных диаметров (6) до пересечения с немой прямой (I)
точка (7). Далее через точки (7,2) проводим прямую до пересечения со шкалой
давления точка (8) и выписываем фактическое значение потерь давления участка.
∆
Фrk, н
(6.11)
5. Пересчитываем значение
предыдущего участка) величине
при неизменной (вычисленной из расчёта
по формуле
2
∆
(6.12)
46
Расчетный
уч
.
Р
∆
н
Р
к
Р
Подобный перерасчет производят для всех узлов газовой сети (исключая
узел питания), в том числе и для конечных узлов перед потребителями.
Если давление газа окажется за пределами допустимого, необходимо из-
менить величину ближайшего стандартного диаметра газопровода.
Рис. 6.4. Схема номограммы для определения удельных потерь давления
газопроводов среднего (высокого) давлений
Результаты расчёта заносят в табл. 6.7.
Таблица 6.7
Результаты гидравлического расчета тупиковой сети
среднего (высокого) давления
№ уча
-
Длина
стка
участка
1 2 3 4 5 6 7
расход
L
м
газа
м
Qp,
3
/ч
rk,
Стандарт
ный диа
метр участ
ка
-
-
dн×s, мм
Гидравличе
ские потери
-
давления уча
стка
МПа
-
Абсолютное
давление в
-
начале участ
ка
, МПа
2
-
конце участка
Абсолютное
давление в
, МПа
47
6.5. Пример гидравлического расчета тупиковой газовой сети
среднего (высокого) давления
К сетям среднего и высокого давлений присоединяются промышленные
предприятия, хлебозаводы, банно-прачечные комбинаты, котельные или теплоэлектроцентрали, а также газорегуляторные пункты.
В качестве исходных данных для расчёта выступает схема, представленная на рис. 6.5.
Рис. 6.5. Расчетная схема тупиковой газовой сети среднего давления
Длины участков газопроводов:
L
=300 м, L
1-2
L
=100 м, L
4-8
=250 м, L
2-3
=100 м.
4-9
=300 м, L
3-4
=200 м, L
2-5
=200 м, L
3-6
=200 м,
4-7
Расчетные расходы газа для каждого сосредоточенного потребителя равны:
Q
=395 м3/ч, Q
БПК
=8213 м3/ч, QХЗ=200 м3/ч, QПП=1540 м3/ч, Q
ТЭЦ
=6380 м3/ч.
ГРП
Величины абсолютного давления перед населенным пунктом и сосредоточенными потребителями составляют:
Р
=1,2 МПа, Р5=0,4 МПа, Р6=0,6 МПа, Р7=0,3 МПа, Р8=0,28 МПа, Р9=0,25 МПа.
1
Далее определяем расчетный расход газа на участках:
Q
Q
Q
3-4
2-3
1-2
= Q
= Q
= Q
+ Q
ГРП
+ Q
3-4
+ QПП= 15188 + 1540 = 16728 м3/ч.
2-3
+ QХЗ= 6380 + 395 + 200 = 6975 м3/ч;
БПК
= 6975 + 8213 = 15188 м3/ч;
ТЭЦ
48
rk
R ,
1,1 L
∑
1,1 L L L L 1,1 300 250 300 200
м
= = = =
к ф rk
Р = Р -1,1 R L ,
Р Р
1,1 R L 1,2 1,1 0,001169 300 1,026
МПа
,
Р Р
1,1 R L 1,026 1,1 0,001169 250 0,85
МПа
,
Р Р
1,1 R L 0,85 1,1 0,001169 300 0,58
МПа
.
2 2
к
,=Р -Р
2 2 2
МПа ,
2 2 2
МП
а ,
2 2
МП
а ,
2 2 2
а
,
2 2 2
МПа ,
2 2
МПа ,
2 2
МПа ,
2 2 2
МП
.
(
)
ф 2
мм; Р 0,41МПа ,
(
)
ф 2
мм; Р 0,33МПа ,
(
)
ф 2
мм; Р 0,26МПа ,
(
)
ф 2
мм; Р 0,009МПа ,
(
)
ф 2
мм; Р 0,25МПа ,
Далее выбираем главное направление от узла питания, которое является
самым длинным и нагруженным. По этому направлению рассчитываем средний
гидравлический уклон по формуле (6.8):
2 2
Р -Р
=
ф
R R
Ф 1 2 3 4 7
0,001169 .
=
н к
⋅
− − − −
МПа
2 2 2 2
Р Р 1,2 0,3
− −
1 7
⋅ + + + ⋅ + + +
( )
1 2 2 3 3 4 4 7
− − − −
2
( )
Последовательно рассматриваем каждый участок выбранного направления и высчитываем давление в промежуточных точках по формуле (6.9):
2
н
2 2
= − ⋅ ⋅ = − ⋅ ⋅ =
2 1 1 2 1 2
2 2
= − ⋅ ⋅ = − ⋅ ⋅ =
3 2 2 3 2 3
2 2
= − ⋅ ⋅ = − ⋅ ⋅ =
4 3 3 4 3 4
⋅⋅
− −
− −
− −
Определяем потери давления по участкам по формуле (6.10):
Р
∆
уч
Р -Р−= − =∆
1 221 2
2 3 3
3 4 3 4
Р = -
∆ = − =
4 924 9
−
2 5 5
3 6 3 6
4 7 4 7
Р = -
∆ = − =
РаР
4 824 8
−
н
2
2
2
2
2
2
2
1,2 1,02Р = 6 0,39
2
1,026 0,85Р =Р 0,33
Р
-−= − =∆
22 2
0,85 0,58Р =Р 0,27
Р
-−= − =∆
0,58 0,25 0,274МПР
Р
2
-Р−= − =∆
-Р−= − =∆
-Р−= − =∆
1,026 0,4Р =Р 0,893
22 2
0,85 0,6Р =Р 0,362
22 2
0,58 0,3Р =Р 0,246
0,58 0,28 0,258
Определяем стандартный наружный диаметр трубопроводов по номо-
грамме на рис. П.8.2, которые равны:
d s 127 3
× = × ∆ =
Н 1 2
1 2
−
d s 127 3
× = × ∆ =
Н 2 3
d s 108 3
Н 3 4
2 3
−
× = × ∆ =
3 4
−
−
−
−
d s 57 3
× = × ∆ =
Н 4 9
d s 57 3
Н 2 5
4 9
−
× = × ∆ =
2 5
−
−
−
49
(
)
ф 2
мм; Р 0,3МПа ,
(
)
ф 2
мм; Р 0,35МПа ,
(
)
ф 2
мм; Р 0,003МПа .
к.ф н rk,ф
Р = Р - Р ,
Р = Р - Р 1,2 0,41 1,015МПа,
Р = Р - Р 1,015 0,33 0,837МПа,
Р = Р - Р 0,837 0,26 0,664МПа,
Р = Р - Р 1,015 0,25 0,883МПа,
Р = Р - Р 0,837 0,3 0,633МПа,
Р = Р - Р 0,664 0,35 0,301МПа,
Р = Р - Р 0,664 0,003 0,662МПа,
Р = Р - Р 0,664 0,009 0,657МПа.
d s 108 3
× = × ∆ =
Н 3 6
d s 89 3
Н 4 7
d s 57 3
Н 4 8
3 6
−
× = × ∆ =
4 7
−
× = × ∆ =
4 8
−
−
−
−
Вычисляем фактическое давление в узлах с учетом выбранных стандарт-
ных наружных диаметров по формуле (6.12):
2
∆
2 2
2.ф 1 ф1 -2,
3.ф 2-3,ф
4.ф 3-4,ф
5.ф 2-5,ф
6.ф 3-6,ф
∆ = − =
2 2
∆ = − =
2.ф
2 2
∆ = − =
3.ф
2 2
∆ = − =
2.ф
2 2
∆ = − =
3.ф
2 2
∆ = − =
7.ф 4-7,ф
8 4. 4-8 фф.ф ,
9 4. 4-9 фф.ф ,
4.ф
2 2
∆ = − =
2 2
∆ = − =
Исходя из расчетов видим, что давление газа перед потребителями оказа-
зовой сети подобран верно.
7.
РАСЧЕТ ВНУТРИКВАРТАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА
Задачей расчета является подбор диаметров на отдельных участках внутриквартального газопровода, трассировка которого производится в соответствии с планом жилого квартала (М1:2000), который представлен в прил. 11. Номер варианта определяют по двум последним цифрам зачетной книжки.
Перед расчетом необходимо определить характер и этажность застройки
квартала, количество и мощность газовых приборов, устанавливаемых в каждом здании, которые определяют по прил. 11. Тип газовых приборов в таблице
указан условными обозначениями:
ПГ-4 – плита газовая четырехкомфорочная;
ПГ-2 – плита газовая двухкомфорочная;
ВПГ-20-1-3-П – водоподогреватель проточный газовый, мощностью 20 кВт;
ВПГ-23-1-3-П - водоподогреватель проточный газовый, мощностью 23 кВт.
По этим данным определяют расчетные расходы газа Qp, м3/ч, по отдельным участкам внутриквартального газопровода, руководствуясь количеством и
50
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]