Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО "Красноярскэнерго" филиал "Юго-Восточные электрические сети" (АИИС КУЭ ОАО "Красноярскэнерго" филиал "Юго-Восточные ЭС")

Основные
Тип
Год регистрации 2008
Дата протокола 02 от 31.01.08 п.156
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 30510
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск проект. документация ОАО "Проминвест-проект" г. Москва
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Красноярскэнерго» филиал «Юго-Восточные электрические сети» предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и электрической мощности, получаемой и поставляемой ОАО «Красноярскэнерго» филиал «Юго-Восточные электрические сети», сбора, хранения и обработки полученной информации.

Область применения - организация автоматизированного коммерческого учета электрической энергии и мощности и определение с заданной точностью учетных показателей, используемых в финансовых расчетах на оптовом рынке электроэнергии.

Описание

АИИС КУЭ является многоуровневой с иерархически распределенным сбором и обработкой информации с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. Принцип действия системы состоит в измерении электрической энергии в каждом канале при помощи счетчиков с трансформаторным включением и последующей автоматизированной обработкой результатов измерений. Измерение мощности основано на измерении электроэнергии на заданном интервале времени.

АИИС КУЭ обеспечивает:

• измерение 30-ти минутных приращений активной электроэнергии и интегрированной реактивной мощности;

• автоматический сбор (периодический и/или по запросу) измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью учета и привязкой к единому астрономическому времени;

• хранение информации об измеренных величинах в базе данных;

• передачу результатов измерений, состояния объектов и средств измерений на вышестоящие уровни, в организации-участники оптового рынка электроэнергии;

• предоставление по запросу доступа к результатам измерений, состояниям объектов и средств измерений;

• защиту технических и программных средств и информационного обеспечения (данных) от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;

• диагностирование и мониторинг сбора статистики ошибок функционирования технических средств;

• регистрацию и мониторинг событий (событий счетчиков, регламентных действий персонала, нарушений в системе информационной защиты и др.);

• конфигурирование и настройку параметров системы;

• ведение единого системного времени.

АИИС КУЭ включает в себя 34 измерительных каналов, каждый из которых предназначен для измерения активной и реактивной электрической энергии по одному из присоединений ("точек учета"). Уровни системы:

- уровень точки учета (нижний уровень), который состоит из 34 информационноизмерительных комплексов (ИИК) и включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (TH), вторичные измерительные цепи, электронные счетчики активной и реактивной электроэнергии;

- второй уровень состоит из 8 ИВКЭ (измерительно-вычислительный комплекс электроустановки), включающих в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), сервер, каналообразующую аппаратуру автоматизированное рабочее место (АРМ) диспетчера локального энергообъекта;

- верхний уровень содержит сервер БД, технические средства организации локальной сети, автоматизированные рабочие места пользователей, технические средства передачи данных в ИВК АИИС КУЭ ОАО «Красноярскэнерго».

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами тока и напряжения в аналоговые сигналы низкого уровня и по проводным линиям связи поступают на входы электронных счетчиков электрической энергии. Мгновенные значения поступивших электрических сигналов преобразуются в цифровую форму, по которым в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и реактивной мощности, которые затем усредняются на интервале времени 0,02 с.

Электрическая энергия вычисляется как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности на интервале времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени 30 мин.

Сигналы в цифровой форме с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступают на входы УСПД, в которых осуществляется сбор, хранение и первичная обработка измерительной информации, ее накопление и передача на верхний уровень системы.

На верхнем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование справочных и отчетных документов.

В АИИС КУЭ использован комплекс аппаратно-программный «Пирамида» ЗАО ИТФ «Системы и технологии» (УСПД СИКОН С1, программное обеспечение «Пирамида-2000»), счетчики электроэнергии типа «Альфа» производства компании «Эльстер-Метроника» и проектно-технические решения, разработанные ОАО «Проминвестпроект» г. Москва.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Устройство синхронизации системного времени (УССВ) обеспечивает синхронизацию таймера сервера БД, таймеров счетчиков и УСПД. Сличение времени счетчиков с временем УСПД - один раз в сутки. Сличение времени сервера БД с временем УСПД - через каждый час. Коррекция производится при расхождении внутренних часов с источником времени более, чем на 2 с. Синхронизация времени осуществляется с использованием протокола SNTP, который гарантирует точность синхронизации 1-50 мс в зависимости от свойств источника и сетевых задержек. Расхождение времени в секундах компонентов системы указывается в журналах событий.

Технические характеристики

Перечень измерительных каналов АПИС с указанием измерительных компонентов и их характеристик представлен в таблице 1. Сведения о количестве измерительных компонентов и их номера по Государственному реестру СИ приведены в таблице 2. Метрологические характеристики ИК приведены в таблице 3.

Таблица 1 - Перечень измерительных каналов системы

№ ИК

Наименование присоединени я

тт

Зав. № ТТ

TH

Зав. № TH

Счетчик

УСПД

1

2

3

4

5

6

7

8

ПС 110/35/6 кВ "Бородинская"№1

1

С-909

ТФНД-110 (хЗ)

Коэф.тр.600/5

Класс точн.0,5

А-35977.

В-8785, С-11420

НКФ-110 (хЗ)1 Коэф.тр. 110000/100 Класс точн.0,5

А-1068390 В-1068494, С-1068431

AV05RAL-P14B-4

Класс TO4H.0,5S/0,5 3006033

2

С-910

ТФНД-110 (хЗ)

Коэф.тр.600/5

Класс точн.0,5

А-9902. В-11124, С-10007

НКФ-110 (хЗ)2 Коэф.тр. 110000/100 Класс точн.0,5

А-1836, В-1848, С-1884

AV05RAL-P14B-4

Класс TO4H.0,5S/0,5 3006019

3

В 1Т/ ПОкВ

ТФНД-ПО(хЗ) Коэф.тр. 600/5 Класс точн.0,5

А-10543, В-106602, С-10461

НКФ-110 (хЗ)1 Коэф.тр. 110000/100 Класс точн.0,5

А-1068390, В-1068494, С-1068431

AV05RL-P14B-4

Класс to4h.0,5S/0,5 3003168

4

В 2Т/110кВ

ТФНД-НО(хЗ) Коэф.тр. 600/5 Класс точн.0,5

А-8338, В-8103.

С-35950

НКФ-НО(хЗ)2 Коэф.тр. 110000/100 Класс точн.0,5

А-1836, В-1848, С-1884

AV05RL-P14B-4

Класс to4h.0,5S/0,5 3002007

5

С-51

ТФНД-110 (хЗ)

Коэф.тр. 600/5

Класс точн.0,5

А-9579.

В-10653.

С-9415

НКФ-110 (хЗ)1 Коэф.тр. 110000/100 Класс точн.0,5

А-1068390, В-1068494, С-1068431

AV05RAL-P14B-4

Класс to4h.0,5S/0,5 3006039

6

С-52

ТФНД-110 (хЗ)

Коэф.тр.600/5

Класс точн.0,5

А-10655, В-10 559. С-10684

НКФ-110 (хЗ)2 Коэф.тр. 110000/100 Класс точн.0,5

А-1836,

В-1848, С-1884

AV05RAL-P14B-4

Класс TO4H.0,5S/0,5 3006060

7

С-911

ТФЗМ-ПО(хЗ) Коэф.тр. 100/5 Класс точн.0,5

А-746

В-740

С-749

НКФ-НО(хЗ)1

Коэф.тр. 110000/100

Класс точн.0,5

А-1068390, В-1068494, С-1068431

AV05RL-P14B-4

Класс to4h.0,5S/0,5 3001938

СИКОН С1

8

С-915

ТФНД-ИО(хЗ) Коэф.тр.600/5 Класс точн.0,5

А-11170, В-11168. С-35936

НКФ-НО(хЗ)1 Коэф.тр. 110000/100 Класс точн.0,5

А-1068390, В-1068494, С-1068431

AV05RL-P14B-4

Класс to4h.0,5S/0,5 3003043

1020

9

С-916

ТФНД-ПО(хЗ)

Коэф.тр. 600/5

Класс точн.0,5

А-11165 В-9767, С-36038

НКФ-ИО(хЗ)2 Коэф.тр. 110000/100 Класс точн.0,5

А-1836, В-1848, С-1884

AV05RL-P14B-4 Класс точн.0,5 S/0,5 3003038

10

С-917

ТФНД-ПО(хЗ) Коэф.тр.600/5 Класс точн.0,5

А-9558, В-11401. С-11364

НКФ-110 (хЗ)1 Коэф.тр. 110000/100 Класс точн.0,5

А-1068390, В-1068494, С-1068431

AV05RL-P14B-4

Класс to4h.0,5S/0,5 3002991

11

С-918

ТФНД-ПО(хЗ) Коэф.тр.600/5 Класс точн.0,5

А-11334.

В-11488. С-11474

НКФ-110 (хЗ)2 Коэф.тр. 110000/100 Класс точн.0,5

А-1836, В-1848, С-1884

AV05RL-P14B-4

Класс точн.0,5 S/0,5 3003076

12

С-920

ТФЗМ-ПО(хЗ) Коэф.тр. 100/5 Класс точн.0,5

А-3488. В-3487, С-3489

НКФ-110 (хЗ)2 Коэф.тр. 110000/100 Класс точн.0,5

А-1836, В-1848,' С-1884

AV05RL-P14B-4

Класс точн.0,5 S/0,5 3001937

А-1068390/

13

ОВ ПОкВ

ТФНД-110 (хЗ)

Коэф.тр.600/5

Класс точн.0,5

А-11551.

В-9308, С-10647

НКФ-110 (хЗ)12 Коэф.тр. 110000/100 Класс точн.0,5

1836 В-1068494/

1848 С-1068431/ 1884

AV05RAL-P14B-4

Класс to4h.0,5S/0,5 3006043

Продолжение таблицы 1

1

2

3

4

5

6

7

8

ПС 110/35/6 кВ "Рыбинская"№26                       _____

14

С-881

ТФЗМ-ПО(хЗ) Коэф.тр. 100/5 Класс тонн.0,5

А-14023. В-13875, С-13874

НАМИ-ПО(хЗ) Коэф.тр. 110000/100 Класс точн.0.5

А- 548, В-542, С-581

AV05RAL-P14B-4

Класс to4h.0,5S/0,5 3006016

СИКОН С1 1022

ПС 110/35/10 кВ "Партизанская"№47

15

В1Т/110кВ

ТФЗМ-ПО(хЗ) Коэф.тр. 150/5 Класс тонн . 0,5

А-51244, В-51243. С-51242

НКФ-110 (хЗ) Коэф.тр. 110000/100 Класс точн.0,5

А-58457, В-60578, С-60447

AV05RL-P14B-4 Класс точн.0,5 S/0,5 3003460

СИКОН С1 1003

16

В2Т/110кВ

ТФЗМ-НО(хЗ) Коэф.тр. 150/5 Класс тонн.0.5

А-50912, В-51135, С-50893

НКФ-ПО(хЗ)

Коэф.тр. 110000/100

Класс точн.0,5

А-58496, В-58459, С-58475

AV05RL-P14B-4

Класс точн.0,5S/0,5 3003587

ПС 110/10 кВ "Унер"№6

17

В1Т/110кВ

ТФЗМ-НО(хЗ) Коэф.тр.200/5 Класс точи. 0,5

А-50727. В-50641, С-50747

НКФ-НО(хЗ)

Коэф.тр. 110000/100

Класс точн.0,5

А-58473

В-58478

С54485

AV05RL-P14B-4

Класс точн.0,5 S/0,5 3003116

сикон С1 1021

18

В2Т/110кВ

ТФЗМ-НО(хЗ) Коэф.тр.200/5 Класс точн.0,5

А-50692, В-50693. С-50725

НКФ-110 (хЗ)

Коэф.тр. 110000/100

Класс точн.0,5

А-54059

В-54259

С-54339

AV05RL-P14B-4

Класс to4h.0,5S/0,5 3003715

ПС 110/35/10 "Агинская"№5

19

ввод 1Т 35кВ

ТФЗМ-35 (хЗ) Коэф.тр.200/5 Класс точн.0,5

А-72887.

В-72965. С-72958

НАМИ-35 Коэф.тр.35000/100 Класс точн.0,5

А,В.С 130

AV05RL-P14B-4

Класс точн.0,58/0,5 3002018

сикон С1 1019

20

ввод 2Т 35 кВ

ТФЗМ-35 (хЗ) Коэф.тр.200/5 Класс точн.0,5

А-72890.

В-72888. С-72889

НАМИ-35 Коэф.тр.35000/100 Класс точн.0,5

А,В,С 232

AV05RL-P14B-4

Класс TO4H.0,5S/0,5 3001905

21

ввод 1Т ЮкВ

ТЛМ-Ю(хЗ) Коэф.тр. 1000/5 Класс точн.0,5

А-5869.

В-5859.

С-5862

НАМИ-10

Коэф .тр. 10000/100

Класс точн.0,5

А,В,С

36

AV05RL-P14B-4

Класс to4h.0,5S/0,5 3001982

22

ввод 2Т 1 ОкВ

ТЛМ-10 (хЗ) Коэф.тр. 1000/5 Класс точн.0,5

А-4006.

В-4017.

С-2463

НАМИ-10 Коэф.тр. 10000/100 Класс точн.0,5

А,В.С 418

AV05RL-P14B-4

Класс to4h.0,5S/0,5 3002015

23

ITCH

Т-0,66 (хЗ) Коэф.тр. 150/5 Класс точн.0,5

А-118297. В-118307. С-118293

Прямое включение

-

AV05RL-P14B-4

Класс точн.0,58/0,5 3003166

24

2ТСН

Т-0,66 (хЗ) Коэф.тр. 150/5 Класс точн.0,5

А-118213. В-118296. С-118304

Прямое включение

-

AV05RL-P14B-4

Класс to4h.0,5S/0,5 3003259

ПС 110/35/10 кВ "Нагорная"№48

25

В1Т/35 кВ

ТФЗМ-35 (х2)

Коэф.тр.200/5

Класс точн.0,5

А-31292.

С-31258

НАМИ-35

Коэф.тр.35000/100

Класс точн.0,5

А,В,С 127

AV05RL-P14B-4

Класс точн.0,58/0,5 3003118

сикон С1 1125

26

В1Т/10кВ

ТЛМ-10 (хЗ) Коэф.тр.800/5 Класс точн.0,5

А-5108.

В-И 9. С-2436

НТМИ-10 Коэф.тр. 10000/100 Класс точн.0,5

А,В,С

ПТТХ

AV05RL-P14B-4

Класс точн.0,5 S/0,5 3003202

27

В2Т/35 кВ

ТФЗМ-35 (х2) Коэф.тр. 200/5 Класс точн.0,5

А-36699.

С-36760

3HOM-35 (хЗ) Коэф.тр.35000/100 Класс точн.0,5

А-1261084

В-1261367

С-1261333

AV05RL-P14B-4

Класс точн.0,5 S/0,5 3003252

28

В2Т/10 кВ

ТЛМ-10 (хЗ) Коэф.тр.800/5 Класс точн.0,5

А-3575.

В-2955.

С-5852

НТМИ-10 Коэф.тр. 10000/100 Класс точн.0,5

А,В,С 906

AV05RL-P14B-4

Класс to4h.0,5S/0,5 3002999

29

ITCH

Т-0,66 (хЗ) Коэф.тр. 150/5 Класс точн.0,5

А-00035.

В-00002.

С-00701

Прямое включение

-

AV05RL-P14B-4

Класс точн.0,5 S/0,5 3003488

30

2ТСН

Т-0,66 (хЗ) Коэф.тр. 150/5 Класс точн.0,5

А-00612. В-118377, С-01480

Прямое включение

-

AV05RL-P14B-4

Класс to4h.0,5S/0,5 3003476

Окончание таблицы 1

1

2

3

4

..        . 5

6

7

8

ПС 35/10 кВ "В.Рыбинская"№9

31

В1Т/10кВ

ТПЛ-10 (х2) Коэф.тр.200/5 Класс точн.0,5

А-1480, С-1456

НАМИ-10 Коэф.тр. 10000/100 Класс точн.0,5

А,В,С 1626

AV05RL-P14B-4

Класс to4h.0,5S/0,5 3003691

СИКОН С1 1139

ПС 35/10 кВ "Ивановка"^

Г»45

32

СВ-35 кВ

ТФЗМ-35 (хЗ)

Коэф.тр. 5 0/5 Класс точн.0,5

А-72818.

В-72817.

С-72815

НАМИ-35

Коэф.тр.35000/100

Класс точн.0,5

А,В,С 229

AV05RAL-P14B-4

Класс TO4H.0,5S/0,5 3003749

СИКОН С1 1139

33

В2Т/10 кВ

ТПЛ-10 (х2) Коэф.тр. 100/5 Класс точн.0,5

А-228.

С-504

НАМИ-10

Коэф.тр. 10000/100

Класс точн.0,5

А,В,С 98

AV05RL-P14B-4

Класс TO4H.0,5S/0,5 3003087

34

2ТСН

Т-0,66 (хЗ) Коэф.тр. 5 0/5 Класс точн.0,5

А-00039

В-01391

С-00036

Прямое включение

-

AV05RL-P14B-4

Класс to4h.0,5S/0,5 3003124

Примечание - 12 - трансформаторы напряжения являются общими для указанных точек учета (1- первая секция шин. 2 - вторая секция шин ПС №1).

Таблица 2 - Измерительные компоненты

Наименование

Обозначение

Кол.

Госреестр СИ

1

2

3

4

Трансформатор тока

ТФНД-110

33

№2793-71

Трансформатор тока

ТФЗМ-110

21

№ 2793-88

Трансформатор тока

ТФЗМ-35

13

№ 3690-73

Трансформатор тока

Т-0,66

15

№ 26820-04

Трансформатор тока

ТПЛ-10

4

№ 1276-59

Трансформатор тока

ТЛМ-10

12

№ 2473-00

Трансформатор напряжения

НКФ-110

18

№ 26452-04

Трансформатор напряжения

НАМИ-110

3

№24218-03

Трансформатор напряжения

НАМИ-35

4

№ 19813-00

Трансформатор напряжения

НТМИ-10

2

№ 831-53

Трансформатор напряжения

НАМИ-10

4

№20186-00

Трансформатор напряжения

3 НОМ-3 5

3

№ 912-70

Счетчик электроэнергии

AV05RL-P14B-4

27

№25416-03

Счетчик электроэнергии

AV05RAL-P14B-4

7

№ 25416-03

Устройство сбора- передачи данных (УСПД)

СИКОН С1 ВЛСТ 166.00.000-17

8

№ 15236-03

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Пределы допускаемой абсолютной разности показаний часов компонентов системы на интервале одни сутки, с

±5

Пределы допускаемой номинальной' ’ относительной погрешности одного измерительного канала в рабочих условиях эксплуатации:

активная электрическая энергия, %:

- каналы 1-22, 25-28, 31-33.

- каналы 23, 24, 29, 30, 34.

реактивная электрическая энергия, %:

- каналы 1-22, 25-28, 31-33.

- каналы 23, 24, 29, 30. 34.

±1,6 ±1,3

±2,2 ±2,1

Примечания:

1) характеристики погрешности даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);

2) в качестве характеристик относительной погрешности ИК указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности 0.95 для значений относительной погрешности, рассчитанных по метрологическим характеристикам средств измерений для рабочих условий эксплуатации АИИС, входящих в канал, при номинальном токе нагрузки и коэффициенте мощности от 0,7 инд. до 0,7 емк.

Условия эксплуатации АИИС.

Сеть переменного тока - стандартная 50 Гц 10 кВ, 35 кВ и 110 кВ по ГОСТ 721, 220 В по ГОСТ 21128 (электропитание компонентов АИИС) с параметрами по ГОСТ 13109;

Температура окружающего воздуха, °C, для: - трансформаторов тока и напряжения 110 кВ - счетчиков, УСПД

от -60 до 45;

от -10 до 40;

- средств сбора, обработки, передачи и представления данных (маршрутизаторы, АРМ, серверы и др.)

от 5 до 35.

Относительная влажность воздуха, %

от 30 до 80.

Атмосферное давление, кПа

Показатели надежности:

- среднее время восстановления, ч, не более

от 84 до 106.

1;

- коэффициент готовности, не менее

0,99.

Надежность системных решений:

Механическая устойчивость к внешним воздействиям обеспечивается защитой кабельной системы путем использования кабельных коробов, гофро- и металлорукавов, стяжек; технические средства АИИС размещают в шкафах со степенью защиты не ниже IP51. Предусмотрена механическая защита от несанкционированного доступа и опломбирование технических средств системы.

Электромагнитная устойчивость.

Радиоэлектронная защита интерфейсов обеспечивается путем применения экранированных кабелей. Экранирующие оболочки заземляют в точке заземления шкафов.

Защита оборудования (модемов) от наведенных импульсов высокого напряжения обеспечивается устройством защиты от перенапряжений.

Защита информации от разрушений при авариях и сбоях в электропитании системы обеспечивается применением в составе системы устройств, оснащенных энергонезависимой памятью (в ИИК и ИВКЭ), а также источников бесперебойного питания (в ИВК).

Защита информации от несанкционированного доступа на программном уровне включает в себя установку паролей на счетчики, УСПД и серверы. Электрические события (параметрирование, коррекция времени, включение и отключение питания и пр.) регистрируются в журналах событий счетчиков и УСПД. Хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в течение всего срока эксплуатации системы производится в ИВК.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносят печатным способом на титульные листы Руководства по эксплуатации и Формуляра и способом наклейки на переднюю панель шкафа низковольтного комплектного устройства, в котором установлена аппаратура АИИС КУЭ.

Комплектность

Полная комплектность системы приведена в проектной документации. Заводские номера компонентов системы приведены в формуляре. Перечень документации приведен в ведомости эксплуатационных документов ПИП.АУЭ.018.00-10-06.ЭД.

Поверка

Поверку системы проводят в соответствии с документом «ГСИ. АИИС КУЭ ОАО «Красноярскэнерго» Методика поверки» МП 12-262-2007, утвержденном ФГУП «УНИИМ» в апреле 2007 г.

Основное оборудование, используемое при поверке:

Эталонный трансформатор тока (0,5 - 3000) А, кл. точности 0,05 (ИТТ 3000.5);

Эталонный трансформатор напряжения (5-15) кВ, кл. точности 0,1 (НЛЛ-15);

Эталонный трансформатор напряжения 35 кВ, кл. точности 0,1 (НЛЛ-35);

Эталонный трансформатор напряжения (220) кВ, кл. т.        0,1 (NVOS 220);

Прибор сравнения с абс. погрешностью не более 0,002 % и 0,2' (КНТ-03);

Эталонный счетчик кл. точности 0,1 (ZERA TPZ 308, ЦЭ6802)'

Радиоприемник УКВ диапазона, принимающий сигналы службы точного времени.

Межповерочный интервал - 4 года.

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Техническая документация изготовителя.

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО «Красноярскэнерго» филиал «Юго-Восточные электрические сети» (ХИИС КУЭ ОАО «Красноярскэнерго» филиал «Юго-Восточные ЭС») утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен в эксплуатации.

Развернуть полное описание