Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Псковэнергосбыт". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Псковэнергосбыт"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 791 п. 15 от 04.06.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Псковэнергосбыт» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трёх уровней:

первый уровень - измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 37288-08 (Рег. № 37288-08), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер АО «Псковэнергосбыт», в качестве устройства синхронизации времени (УСВ) используется УСВ-3, Рег. № 64242-16, автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к шкале координированного времени UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

передача результатов участникам ОРЭМ, прием информации о результатах измерений и состоянии средств измерений от смежных субъектов ОРЭМ;

обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);

диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);

сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков;

предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем.

Для ИИК 1, 2 цифровой сигнал с выходов счетчиков, установленных на ПС-53 «Псков», по проводным линиям связи RS-485 поступает в УСПД RTU-325, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор, хранение и передача результатов измерений на сервер АО «Псковэнергосбыт».

Для ИИК 3 - 12 цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи и далее через GSM канал связи также поступает на сервер АО «Псковэнергосбыт».

При помощи программного обеспечения (ПО) сервер АО «Псковэнергосбыт» осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в АО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, УСПД, сервера АО «Псковэнергосбыт». В качестве устройства синхронизации времени используется УСВ-3. УСВ-3 осуществляет прием сигналов точного времени от ГЛОНАСС-приемника непрерывно.

Сравнение показаний часов сервера АО «Псковэнергосбыт» и УСВ-3 происходит не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов сервера АО «Псковэнергосбыт» и УСВ-3 осуществляется независимо от показаний часов сервера АО «Псковэнергосбыт» и УСВ-3.

Сравнение показаний часов сервера АО «Псковэнергосбыт» и УСПД происходит при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов сервера АО «Псковэнергосбыт» и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов сервера АО «Псковэнергосбыт» и УСПД на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1, 2 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация часов счетчиков ИИК 1, 2 и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 1, 2 и УСПД на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 3 - 12 и сервера АО «Псковэнергосбыт» происходит один раз в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИИК 3 - 12 и сервера АО «Псковэнергосбыт» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 3 - 12 и сервера АО «Псковэнергосбыт» на величину более чем ±1 с.

Программное обеспечение

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ

Идентификационные данные (признаки)

Значение

1

2

Наименование ПО

ПО «АльфаЦЕНТР»

Идентификационное наименование ПО

ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

12.1

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИИК АИИС КУЭ и их метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4

Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ

№ ИИК

Наименование ИИК

Состав ИИК АИИС КУЭ

ТТ

ТН

Счетчик

ИВКЭ

ИВК

1

2

3

4

5

6

7

1

ПС-53 «Псков» 110/10/6 кВ, ввод АТ-1 110 кВ

SB 0,8 кл.т. 0,2S 1000/5 Рег. № 20951-06

VEOT кл.т. 0,2 110000^3/100^3 Рег. № 37112-08

VEOT кл.т. 0,2 110000^3/100^3 Рег. № 37112-08

А1802 RAL-P4G-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

RTU-325 Рег. № 37288-08

Сервер АО «Псковэнергосбыт», УСВ-3 Рег. № 64242-16

2

ПС-53 «Псков» 110/10/6 кВ, ввод АТ-2 110 кВ

SB 0,8 кл.т. 0,2S 1000/5 Рег. № 20951-06

А1802 RAL-P4G-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

3

ПС-253 «Тямша» 110/10 кВ, фидер 253-10 (10 кВ)

ТЛМ-10

кл.т. 0,5 150/5

Рег. № 2473-00

НАМИ-10 кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87

НТМИ-10-66 У3 кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69

А1802 RAL-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

-

4

ПС-116 «Дно» 110/35/10 кВ, ВЛ-110 кВ Светлая-2

ТФНД-110М кл.т. 0,5 300/5

Рег. № 2793-71

НКФ-110-57 110000^3/100^3 кл.т. 0,5 Рег. № 14205-94

А1802 RAL-P4G-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

5

ПС-202 «Подберезье» 110/10 кВ,

ВЛ-110 кВ Холмская-1

ТБМО-110 УХЛ1 кл.т. 0,2S 100/1 Рег. № 23256-05

НКФ-110-57 110000^3/100^3 кл.т. 1,0 Рег. № 14205-94

А1802 RAL-P4G-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

6

ПС-113 «Плюсса» 110/35/10 кВ,

ВЛ-110 кВ Плюсская-2

ТФЗМ-110Б-1У1 кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-88

НКФ-110-57 110000^3/100^3 кл.т. 0,5 Рег. № 26452-04

НКФ-110-57-У1 110000^3/100^3 кл.т. 0,5

Рег. № 14205-94

А1802 RAL-P4G-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

7

ПС-508 «Добручи» 110/10 кВ,

ВЛ-110 кВ

Сланцевская-5

ТБМО-110 УХЛ1 кл.т. 0,2S 200/1 Рег. № 23256-05

НКФ-110 110000^3/100^3 кл.т. 0,5 Рег. № 26452-04

А1802 RAL-P4G-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

-

Сервер АО «Псковэнергосбыт», УСВ-3, Рег. № 64242-16

8

ПС-85 «Заплюсье» 35/10 кВ, ВЛ-35 кВ Заплюская-1

ТОЛ-35 кл.т. 0,5S 100/5 Рег. № 21256-07

НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00

А1802 RAL-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

9

ПС-139 «Кунья» 110/35/10 кВ, ВЛ-110 кВ Нелидовская-2

ТБМО-110 УХЛ1 кл.т. 0,2S 200/1 Рег. № 23256-05 Рег. № 60541-15

НКФ-110 110000^3/100^3 кл.т. 0,5 Рег. № 26452-04

А1802 RAL-P4G-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

10

ПС-204 «Пустыньки» 110/10 кВ, ввод

Т-1-110 кВ

(отпайка от ВЛ-110 кВ

Нелидовская-2)

ТГФМ-110 II* кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 36672-08

НКФ-110 110000^3/100^3 кл.т. 0,5 Рег. № 26452-04

А1802 RAL-P4G-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

11

ПС-504 «ПКК» 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, фидер 504-01

ТОЛ-СВЭЛ-10 кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 42663-09

ЗНОЛ.06

кл.т. 0,5 10000^3/100^3

Рег. № 3344-04

А1802 RAL-P4G-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

12

ПС-504 «ПКК» 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, фидер 504-09

ТОЛ 10-I кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 15128-03

НАМИ-10 кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 7083 Рег. № 11094-87

А1802 RAL-P4G-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Примечания:

1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.

2 Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа.

3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ

Номер ИИК

COSф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ 5, %

I1(2)< I изм< I 5 %

I5 %< I изм< I 20 %

I 20 %< I изм< I 100 %

I100 %< I изм< I 120 %

1

2

3

4

5

6

1, 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,2S)

1,0

±1,2

±0,8

±0,8

±0,8

0,9

±1,3

±0,9

±0,8

±0,8

0,8

±1,4

±1,0

±0,9

±0,9

0,7

±1,6

±1,1

±0,9

±0,9

0,5

±2,2

±1,4

±1,2

±1,2

3 (Основной), 12 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,2S)

1,0

-

±1,8

±1,1

±0,9

0,9

-

±2,3

±1,3

±1,0

0,8

-

±2,8

±1,6

±1,2

0,7

-

±3,5

±1,9

±1,4

0,5

-

±5,4

±2,8

±2,0

3 (Резервный), 4, 6, 10 - 11 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,2S)

1,0

-

±1,9

±1,2

±1,0

0,9

-

±2,4

±1,4

±1,2

0,8

-

±2,9

±1,7

±1,4

0,7

-

±3,6

±2,0

±1,6

0,5

-

±5,5

±3,0

±2,3

5

(ТТ 0,2S; ТН 1,0; Счетчик 0,2S)

1,0

±1,6

±1,4

±1,3

±1,3

0,9

±1,8

±1,5

±1,5

±1,5

0,8

±2,0

±1,7

±1,7

±1,7

0,7

±2,3

±2,0

±1,9

±1,9

0,5

±3,2

±2,8

±2,7

±2,7

7, 9 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S)

1,0

±1,3

±1,0

±0,9

±0,9

0,9

±1,4

±1,1

±1,0

±1,0

0,8

±1,6

±1,2

±1,1

±1,1

0,7

±1,8

±1,3

±1,2

±1,2

0,5

±2,4

±1,8

±1,6

±1,6

8

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S)

1,0

±1,9

±1,2

±1,0

±1,0

0,9

±2,4

±1,4

±1,2

±1,2

0,8

±2,9

±1,7

±1,4

±1,4

0,7

±3,6

±2,1

±1,6

±1,6

0,5

±5,5

±3,0

±2,3

±2,3

Номер ИИК

cosф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ 5, %

I1(2)< I изм< I 5 %

I5 %< I изм< I 20 %

I 20 %< I изм< I 100 %

I100 %< I изм< I 120 %

1, 2

(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,5

0,9

±5,6

±2,1

±1,5

±1,4

0,8

±4,6

±1,7

±1,2

±1,2

0,7

±4,1

±1,6

±1,1

±1,1

0,5

±3,8

±1,4

±1,1

±1,1

3 (Основной), 12 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,5)

0,9

-

±6,4

±3,3

±2,4

0,8

-

±4,5

±2,4

±1,8

0,7

-

±3,6

±2,0

±1,5

0,5

-

±2,7

±1,6

±1,3

Продолжение таблицы 3

1

2

3

4

5

6

3 (Резервный), 4, 6, 10 - 11 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5)

0,9

-

±6,5

±3,6

±2,7

0,8

-

±4,5

±2,5

±2,0

0,7

-

±3,6

±2,1

±1,7

0,5

-

±2,8

±1,7

±1,4

5

(ТТ 0,2S; ТН 1,0; Счетчик 0,5)

0,9

±6,3

±3,5

±3,1

±3,1

0,8

±5,3

±2,6

±2,3

±2,3

0,7

±5,0

±2,3

±2,0

±2,0

0,5

±4,7

±1,9

±1,7

±1,7

7, 9 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,5)

0,9

±5,7

±2,5

±1,9

±1,9

0,8

±4,7

±2,0

±1,5

±1,5

0,7

±4,3

±1,7

±1,4

±1,3

0,5

±4,0

±1,5

±1,2

±1,2

8

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5)

0,9

±8,1

±3,8

±2,7

±2,7

0,8

±7,5

±2,8

±2,0

±2,0

0,7

±7,2

±2,3

±1,7

±1,7

0,5

±7,0

±1,9

±1,4

±1,4

Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая).

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны пределы относительно] погрешности, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Нормальные условия применения:

параметры сети:

напряжение, % от ином

ток, % от 1ном

частота, Гц

коэффициент мощности cos ф

температура окружающей среды, °С

относительная влажность воздуха при +25 °С, %

от 98 до 102

от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +15 до +25 от 30 до 80

Рабочие условия применения:

параметры сети:

напряжение, % от ином

ток, % от 1ном для ИИК 1, 2, 5, 7 - 9

ток, % от 1ном для ИИК 3, 4, 6, 10 - 12

коэффициент мощности

частота, Гц

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

температура окружающей среды для счетчиков, УСВ, °С относительная влажность воздуха при +25 °С, %

от 90 до 110

от 1 до 120

от 5 до 120

от 0,5 инд. до 0,8 емк.

от 49,6 до 50,4

от -40 до +50

от +5 до +35

от 75 до 98

Продолжение таблицы 4

1

2

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Счетчики Альфа А1800:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

120000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД RTU-325:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСВ-3:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

45000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Глубина хранения информации

Счетчики: тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее

172

при отключении питания, лет, не менее

10

УСПД:

тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее

45

при отключении питания, лет, не менее

5

Сервер АИИС КУЭ:

хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

В журналах событий счетчиков фиксируются факты: параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекция шкалы времени.

Защищенность применяемых компонентов:

наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электроэнергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки.

Наличие защиты на программном уровне: пароль на счетчиках электроэнергии;

пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Количество

1

2

3

Трансформатор тока

ТБМО-110 УХЛ1

9 шт.

ТФЗМ-11ОБ-1У1

3 шт.

ТФНД-110М

3 шт.

ТГФМ-110 II*

3 шт.

SB 0,8

6 шт.

Продолжение таблицы 5

1

2

3

Трансформатор тока

ТОЛ-35

2 шт.

ТЛМ-10

2 шт.

ТОЛ-СВЭЛ-10

2 шт.

ТОЛ 10-I

2 шт.

Трансформатор напряжения

НКФ-110

15 шт.

НКФ-110-57

15 шт.

VEOT

6 шт.

НАМИ-35 УХЛ1

1 шт.

НАМИ-10

2 шт.

НТМИ-10-66У3

1 шт.

ЗНОЛ.06

3 шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные

А1802 RAL-P4G-DW-4

10 шт.

А1802 RAL-P4GB-DW-4

2 шт.

УСПД

RTU-325

1 шт.

Сервер АО «Псковэнергосбыт»

-

1 шт.

Устройство синхронизации времени

УСВ-3

1 шт.

Методика поверки

МП 1818/550-2014

1 экз.

Паспорт-формуляр

ЭССО.411711.АИИС.2448 ПФ

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 1818/550-2014 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Псковэнергосбыт». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 24.03.2014 г. Основные средства поверки:

трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

счетчиков Альфа А1800 - по документу ДЯИМ.411152.018 МП, «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки» утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и по документу ДЯИМ.411152.018 МП, «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки» утвержденному в 2012 г.;

УСПД RTU 325 - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

радиочасы МИР РЧ-01, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04;

Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

Методики измерений приведены в документах:

«Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Псковэнергосбыт»». Аттестована ООО «МЦМО», регистрационный номер 01.00324-2011 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации;

Нормативные документы

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

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

Развернуть полное описание