ГРСИ 62845-15: Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" на ДНС-1 с УПСВ Холмогорского месторождения Нет данных. Поверка

Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Заказать
поверку данных СИ
в аккредитованной лаборатории

Заказать
поверку

Смотреть ГРСИ
62847-15

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" на ДНС-1 с УПСВ Холмогорского месторождения Нет данных, ГРСИ 62845-15

Смотреть ГРСИ
62844-15

Номер госреестра:

62845-15

Наименование СИ:

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" на ДНС-1 с УПСВ Холмогорского месторождения

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз", г.Ноябрьск

Межповерочный интервал:

2 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ 121

Описание типа:

Скачать
описание типа СИ

Методика поверки:

Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Поверка
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru

К сожалению, комментарии пока что отсутствуют. Вы можете быть первым. Оставить комментарий:

Описание типа средства измерения: Читать в отдельном окне

Untitled document

Приложение к свидетельству № 61110

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа ОАО

«Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»наДНС-1сУПСВХолмогорского

месторождения

Назначение средства измерений

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа ОАО

«Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-1 с УПСВ Холмогорского месторождения (далее –

СИКГ) предназначена для автоматизированного измерения объемного расхода (объема)

свободного нефтяного газа (далее – газ) при рабочих условиях и приведения объемного расхода

(объема) газа к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63.

Описание средства измерений

Принцип действия СИКГ заключается в непрерывном измерении, преобразовании и

обработке входных сигналов, поступающих от преобразователей объемного расхода (объема),

абсолютного давления и температуры. При помощи системы обработки информации (далее –

СОИ) автоматически рассчитывается коэффициент сжимаемости газа и плотность газа при

стандартных условиях в соответствии с ГСССД МР 113-03. Далее автоматически выполняется

расчет объемного расхода (объема) газа, приведенного к стандартным условиям по

ГОСТ 2939-63 на основе измерений объемного расхода (объема) при рабочих условиях,

массового расхода (массы), абсолютного давления, температуры газа и рассчитанного

коэффициента сжимаемости газа.

СИКГпредставляетсобойединичныйэкземпляризмерительнойсистемы,

спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и/или

импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКГ осуществлены непосредственно на объекте

эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКГ и эксплуатационными

документами ее компонентов.

В состав СИКГ входят четыре узла учета различной конструкции, объединенные

общим ИВК:

узел учета свободного нефтяного газа на ХКС ДНС-1 с УПСВ Холмогорского

месторождения (далее – УУ на ХКС), диаметр условного прохода Ду 409,0 мм;

узел учета свободного нефтяного газа на котельную ДНС-1 с УПСВ Холмогорского

месторождения (далее – УУ на котельную), диаметр условного прохода Ду 100,0 мм;

узел учета свободного нефтяного газа на печи ДНС-1 с УПСВ Холмогорского

месторождения (далее – УУ на печи), диаметр условного прохода Ду 100,0 мм;

узел учета свободного нефтяного газа на факел низкого давления ДНС-1 с УПСВ

Холмогорского месторождения (далее – УУ на ФНД), диаметр условного прохода Ду 203,0 мм;

УУ на ХКС состоит из измерительных каналов, в которые входят следующие средства

измерений: расходомер газа ультразвуковой «Flowsic 100» (Госреестр № 43980-10), датчик

давления «Метран-150ТА» (Госреестр № 32854-09), термопреобразователь с унифицированным

выходным сигналом Метран-270, модель Метран-276 (Госреестр № 21968-11).

УУ на котельную состоит из измерительных каналов, в которые входят следующие

средства измерений: расходомер вихревой «Prowirl 72» (Госреестр № 15202-09), датчик

давления «Метран-150ТА» (Госреестр № 32854-09), термопреобразователь с унифицированным

выходным сигналом Метран-270, модель Метран-276 (Госреестр № 21968-11).

УУ на печи состоит из измерительных каналов, в которые входят следующие средства

измерений: расходомер вихревой «Prowirl 72» (Госреестр № 15202-09), датчик давления

«Метран-150ТА» (Госреестр № 32854-09), термопреобразователь с унифицированным

выходным сигналом «ТСПУ 902820» (Госреестр № 32460-06).

Лист № 2

Всего листов 9

УУ на ФНД состоит из измерительных каналов, в которые входят следующие средства

измерений: Расходомер-счетчик газа и пара GF868 (Госреестр №50009-12), датчик давления

«Метран-150ТА» (Госреестр № 32854-09), термопреобразователь с унифицированным

выходным сигналом «ТСПУ 902820» (Госреестр № 32460-06).

В состав СОИ входит комплекс измерительно-вычислительный «ОКТОПУС-Л»

(Госреестр № 43239-09) (далее - ИВК).

Взрывозащищенность(искробезопасность)электрическихцепейСИКГпри

эксплуатации достигается путем применения барьеров искробезопасности «БИА-101»

(Госреестр № 32483-09).

Состав и технологическая схема СИКГ обеспечивают выполнение следующих

функций:

автоматическое измерение и индикацию объема и объемного расхода газа при

рабочих условиях, температуры, давления и приведение объема и объемного расхода газа к

стандартным условиям по ГОСТ 2939;

формирование отчетов, архивирование, хранение и отображение на операторной

станции измеренных и расчетных значений измеряемых параметров;

защита системной информации от несанкционированного доступа программным

средствам;

ввод компонентного состава газа в ИВК по результатам лабораторных анализов;

определение точки росы переносным анализатором.

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в

таблицах 1 – 4.

Лист № 3

Всего листов 9

ИВК

Наиме-

нование

ИК

СИКГ

Диапа-

зоны

изме-

рений

Основ-

ной

Основ-

ной

ния

лютногодиапазона

давле-измерения

±0,223%4-20 мАпазона измере-±0,01%

1)Тер о реобра-

Метран- 6

измерений во всем

диапазоне изменения

ИК тем- от минус

ры°С

мАзона из-

Таблица 1 - Узел учета свободного нефтяного газа на ХКС ДНС-1 с УПСВ Холмогорского месторождения

Метрологические характеристики измерительных компонентов

Метрологические характеристикиИК СИКГ

ИК СИКГ Первичный и промежуточный измерительные

преобразователи

Пределы допускае- Пределы допускаемой Тип Пределы допускае-

мой погрешности Тип вы- погрешности вход- мой погрешности

В рабо-ТипходногоногоВ рабо-

чих сигнала Основной Дополнительной сигна- чих усло-

условияхлавиях

1) Расходомер газа ±1,5% от изме-

ИКот±1,51%±1,51%ультразвуковой4-20 мАряемой вели--0,025%

объем- 141,82 от изме- от изме- Flowsic 100 чины

4-20 от изме-

ногодо 1530ренногоренного2)Барьер±0,1% от диа-мАренного

расходам

/чзначениязначения искробезопасности4-20 мАпазона измере--значения

БИА-101 ний

ИК1) Датчик давле-

±0,2% от диа-

±0,05% от диапазона

абсо-

от 0 до от диапа-

±0,23% от ния Метран-150ТА

ния

измерения/10°С

4-20от диапа-

1,0 МПа зона из-2)Барьер ±0,1% от диа- мА зона из-

меренияискробезопасности4-20 мАпазона измере--мерений

БИА-101 ний

зователь

унифи-±0,25 % от

±0,1 % от диапазона

цированнымвы-4-20 мАдиапазона из-±0,01%

перату-50 до 50 ±0,27 °С±0,29 °С

хо

ным

27с

игналомм

рений

температуры

4-20от диапа-

2)Барьер ±0,1% от диа- мерений

искробезопасности4-20 мАпазона измере--

БИА-101 ний

Примечание:

– при калибровке и поверке на поверочной установке;

Лист № 4

Всего листов 9

ИВК

ний

ной

условиях

Тип вы-

Типходного

ИКо сиг

В рабочих

Таблица 2 - Узел учета свободного нефтяного газа на котельную ДНС-1 с УПСВ Холмогорского месторождения

Метрологические характеристики измерительных компонентов

Метрологические характеристикиИК СИКГ

ИК СИКГ Первичный и промежуточный измерительные

преобразователи

Наиме-Диапа-Пределы допускае-Пределы допускаемойТипПределы допускаемой

нование зоны мой погрешности погрешности входно- погрешности

СИКГ

измере-

нов-В

бочих

сигналаОсновнойДополнительной

нала

Основной

условиях

ревой Prowirl 72

±1,0 % от изме-

от 128,6

м /ч

4-20 мА

ИК ± 1,1% от ± 1,1% от

1) Ра

ходомер ви

4-20 мА ренного значе- ±0,025%

массово- измерен- измерен- ния от изме-

го расхо-

ного зна- ного зна- 2) Барьер ±0,1% от диа- ренного

да чения чения искробезопасности 4-20 мА пазона измере- - значения

БИА-101ний

до 150-

1) Датчик дав

±0,2% от диа-

измерения/10°С

абсолют- от 0 до от диапа-ния

ного1,0 МПа зона из-

2)Барьер

±0,1% от диа-

±0,1 % от диапазона

измерений во всем

диапазоне изменения

пературыран- 76

от ми-±0,01% от

до 50°Сизмерений

ИК±0,223%

±0,23% от Метран-150ТА

ния

4-20 мАпазона измере-

±0,05% от диапазона

±0,01% от

диапазона 4-20 мА диапазона-

давл

ниям

рения

измерения

скробезо

ас

ости4-20 мА

азо

а измере--

измерений

БИА-101 ний

1) Термопреобразо-

ватель с унифици- ±0,25 % от диа-

рованным выход- 4-20 мА пазона измере-

ИК те

нус 50±0,27 °С±0,29 °С

ным

2с

игналом Мет-ний

температуры4-20 мА диапазона-

2)Барьер ±0,1% от диа-

искробезопасности4-20 мАпазона измере--

БИА-101 ний

Лист № 5

Всего листов 9

ИВК

Наиме-

нование

ИК

СИКГ

Диапа-

зоны

изме-

рений

Основ-

ной

вихревой Prowirl 72

1,0 % от из

Таблица 3 - Узел учета свободного нефтяного газа на печи ДНС-1 с УПСВ Холмогорского месторождения

Метрологические характеристики измерительных компонентов

Метрологические характеристикиИК СИКГ

ИК СИКГ Первичный и промежуточный измерительные

преобразователи

Пределы допускае- Пределы допускаемой Тип Пределы допускае-

мой погрешности Тип вы- погрешности вход- мой погрешности

В рабо-ТипходногоногоВ рабо-

чих сигнала Основной Дополнительной сигна- Основной чих усло-

условияхлавиях

ИКот± 1,1%± 1,1% от

1) Ра

ходомер

4-20 мА

меренного

±0,025%

объем-128,6от изме-измерен-значения4-20от изме-

ного рас-до 500ренногоного зна-2)Барьер±0,1% от диа-мАренного

ходам

/чзначенияченияискробезопасности4-20 мАпазона изме--значения

БИА-101 рений

±0,2% от диа-

1) Датчик давле,05% от диапазо

диапазона

измерения

ИК±0,223%она из±0,01%

ИК тем-

ры

50°СТСПУ 9820

мАзона из-

аб

о-от 0 до от диапа-

±0,23% от ния Метран-150ТА

4-20

Апаз

рения

ме-

±0

измерения/10°С

на

4-20от диапа-

лютного 1,0 МПа зона из-2)Барьер ±0,1% от диа- мА зона из-

давлениямеренияискробезопасности4-20 мАпазона изме--мерений

БИА-101 рений

1) Термопреобра-

зователь с унифи-

цированнымвы-4-20 мА±0,2°С-±0,01%

перату-

от 0 до

±0,21°С±0,21 °С

хо

ным

сигналом4-20от диапа-

2)Барьер ±0,1% от диа- мерений

искробезопасности4-20 мАпазона изме--

БИА-101 рений

Лист № 6

Всего листов 9

ИВК

Наиме-

нование

ИК

СИКГ

Диапа-

зоны

изме-

рений

Основ-

ной

Основ-

ной

ния

лютногодиапазона

давле-измерения

±0,223%4-20 мАпазона измере-±0,01%

ИК тем-

ры

50°СТСПУ 9820

мАзона из-

Таблица 4 - Узел учета свободного нефтяного газа на факел низкого давления ДНС-1 с УПСВ Холмогорского месторождения

Метрологические характеристики измерительных компонентов

Метрологические характеристикиИК СИКГ

ИК СИКГ Первичный и промежуточный измерительные

преобразователи

Пределы допускае- Пределы допускаемой Тип Пределы допускае-

мой погрешности Тип вы- погрешности вход- мой погрешности

В рабо-ТипходногоногоВ рабо-

чих сигнала Основной Дополнительной сигна- чих усло-

условияхлавиях

1) Расходомер- ±1.4% от изме-

ИК от ±1,41% ±1,41% счетчик газа и пара 4-20 мА ряемой величи- - ±0,025%

объем- 34,94 от изме- от изме- GF868 ны

4-20 от изме-

ногодо 1800ренногоренного 2)Барьер±0,1% от диа-мАренного

расходам

/чзначения значения искробезопасности4-20 мАпазона измере--значения

БИА-101 ний

ИК1) Датчик давления

±0,2% от диа-

±0,05% от диапазона

абсо-

от 0 до от диапа-

±0,23% от Метран-150ТА

ния

измерения/10°С

4-20от диапа-

1,0 МПа зона из-2)Барьер ±0,1% от диа- мА зона из-

меренияискробезопасности4-20 мАпазона измере--мерений

БИА-101 ний

1) Термопреобра-

зователь с унифи-

цированнымвы-4-20 мА±0,2°С-±0,01%

перату-

от 0 до

±0,21°С±0,21°С

хо

ным

02с

игналом4-20от диапа-

2)Барьер ±0,1% от диа- мерений

искробезопасности 4-20 мА пазона измере- -

БИА-101ний

Лист № 7

Всего листов 9

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКГ обеспечивает реализацию функций

СИКГ. Защита ПО СИКГ от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение

его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем аутентификации (введением

пароля), ограничением свободного доступа к цифровым интерфейсам связи, идентификации:

Уровень защиты ПО и измерительной информации – высокий по Р 50.2.077-2014.

Идентификационные данные ПО СИКГ представлены в таблице 5.

Таблица 5 – Идентификационные данные ПО СИКГ

Идентификационные данные (признаки)

Идентификационное наименование ПО

Номер версии ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Значение

Formula.o

6.10

24821CE6

CRC32

Метрологические и технические характеристики

Метрологические и технические характеристики СИКГ, в том числе показатели

точности, представлены в таблице 6.

Таблица 6 – Метрологические и технические характеристики СИКГ

Наименование характеристикиЗначение характеристики

Рабочая среда Свободный нефтяной газ

Диапазоны измерений объемного расхода газа, приведенного к

стандартным условиям, м

/ч:

УУ на ХКС

от 375,1 до 9055,94

УУ на котельную

от 328,48 до 887,83

УУ на печи

от 328,48 до 2959,46

УУ на ФНД

от 68,2584 до 10654

Диапазоны измерений объемного расхода газа в рабочих услови-

ях, м

/ч:

УУ на ХКС

от 142 до 1530

УУ на котельную

от 129 до 150

УУ на печи

от 129 до 500

УУ на ФНД

от 35 до 1800

Диапазоны измерений абсолютного давления, МПа

УУ на ХКС

от 0,28 до 0,6

УУ на котельную

от 0,27 до 0,6

УУ на печи

от 0,27 до 0,6

УУ на ФНД

от 0,214 до 0,6

Диапазоны измерений температуры, °С

УУ на ХКС

от 25до 35

УУ на котельную

от 25до 35

УУ на печи

от 25до 35

УУ на ФНД

от 25до 45

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений

объемного расхода и объема свободного нефтяного газа,

приведенных к стандартным условиям для узлов учета класса Б

(при доверительной вероятности Р=0,9 5%):

для узлов учета свободного нефтяного газа категории I и II, не

более, %±2,5

Лист № 8

Всего листов 9

±3,0

±4,5

±5,0

Значение характеристики

от 15 до плюс 36

от 18 до 25

от 30 до 80

от 84 до 106,7

Наименование характеристики

не более ±3,0 % для узлов учета свободного нефтяного газа

категории III, не более, %

не более ±4,0 % для узлов учета свободного нефтяного газа

категории IV, не более, %

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений

объемного расхода и объема свободного нефтяного газа,

приведенных к стандартным условиям для узлов учета класса В

(при доверительной вероятности Р=0,95 %) для узлов учета

свободного нефтяного газа категорий I, II, III и IV, не более, %

Условия эксплуатации:

- температура окружающей среды, °С

- температура поддерживаемая °С

- относительная влажность окружающей среды, %

- атмосферное давление, кПа

Параметры электропитания:

- внешнее питание, переменное напряжение, В

- частота, Гц

Габаритные размеры площадки СИКГ, мм

Потребляемая мощность, кВт, не более

Средний срок службы, лет, не менее

380

200000×200000

0,5

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность СИКГ представлена в таблице 7.

1 экз.

Количество

Таблица 7 – Комплектность СИКГ

Наименование

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа

ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-1 с УПСВ Холмогорского

месторождения, заводской номер № 121

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа

ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-1 с УПСВ Холмогорского

месторождения. Паспорт.

МП 191-30151-2015 «ГСИ. Система измерений количества и параметров

свободного нефтяного газа ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на

ДНС-1 с УПСВ Холмогорского месторождения. Методика поверки»

М-01.07.01.01-01«Инструкцияпоэксплуатациисистемыизмерения

количества и параметров свободного нефтяного газа на объектах Общества»

Поверка

осуществляется по документу МП 191-30151-2015 «ГСИ. Система измерений количества и

параметров свободного нефтяного газа ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-1 с

УПСВ Холмогорского месторождения. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО

«Метрологический центр СТП» 16 апреля 2015 г.

Лист № 9

Всего листов 9

Перечень основных средств поверки (эталонов):

-калибратормногофункциональныйMC5-RсHARTмодулем:диапазон

воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной

погрешности

(0,02 % показания + 1 мкА); предел измерений количества импульсов 9999999;

диапазон воспроизведения частотных сигналов синусоидальной и прямоугольной формы от

0,0028 Гц до 50 кГц, пределы допускаемой основной относительной погрешности

0,01 %.

Сведения о методиках (методах) измерений

«Инструкция. ГСИ. Объемный расход и объем свободного нефтяного газа. Методика

(метод) измерений системой измерений количества и параметров свободного нефтяного газа

ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-1 с УПСВ Холмогорского месторождения

регистрационный номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства

измерений ФР.1.29.2015.19484.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе

измерений количества и параметров свободного нефтяного газа ОАО «Газпромнефть-

Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-1 с УПСВ Холмогорского месторождения

1.ГОСТ 2939-63 «Газы. Условия для определения объема»

2.ГОСТ Р 8.733–2011 «ГСИ. Системы измерения количества и параметров

свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».

3.ГСССД МР 113-03 «Методика ГСССД. Определение плотности, фактора

сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажного

нефтяного газа в диапазоне температур 263…500 К при давлениях до 15,0 МПа».

Изготовитель

ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» (ОАО «Газпромнефть-ННГ»)

ИНН 8905000428

629807, Тюменская область, Ямало-Ненецкий автономный округ, г. Ноябрьск,

ул. Ленина, д. 59/87

Тел. (3496) 37-77-71, факс (3496) 37-60-20

Е-mail:

OD-NNG@yamal.gazprom-neft.ru

http://www.nng.gazprom-neft.ru

Испытательный центр

ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП»

Республика Татарстан, г. Казань, ул. Петербургская, 50, корп. 5

Тел. (843) 214-20-98, факс (843) 227-40-10

Е-mail:

office@ooostp.ru

http://www.ooostp.ru

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииС.С. Голубев

М.п.« ___ » _________________ 2015 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Похожие средства измерения:

ГРСИ	Наименование СИ	Тип СИ	Производитель	МПИ	Ссылка
69760-17	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО "РЖД" в границах Республики Мордовия	Нет данных	ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва	4 года	Перейти
34264-07	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "Транснефтьсервис С". ОАО "Северо-Западные магистральные нефтепроводы". Измерительно-информационный комплекс НПС "Киенгоп"	Нет данных	ЗАО "ОРДИНАТА", г.Москва	4 года	Перейти
56300-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Карлык» Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги» в границах Кемеровской области	Нет данных	ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва	4 года	Перейти
29386-05	Система коммерческого учета электрической энергии автоматизированная информационно-измерительная турбогенератора ТГ-5 ТЭЦ ОАО "Завод "Сланцы"	Нет данных	ООО "ИЦ "Энергоаудитконтроль", г.Москва	4 года	Перейти
65969-16	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) комплектной мобильной ГТЭС №4 на полуострове Крым, Площадка №1 Севастопольская	Нет данных	АО "Мобильные газотурбинные электрические станции", г.Москва	4 года	Перейти

Поверка средств измерений

ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Поверка средств измерений