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
"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
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии "ТК Ярославский" Нет данных, ГРСИ 64975-16
Номер госреестра:
64975-16
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии "ТК Ярославский"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Электроконтроль", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 07
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 63396
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии «ТК Ярославский»
Назначение средства измерений
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческогоучёта
электрической энергии «ТК Ярославский» (далее-АИИС КУЭ), предназначена для измерения
электрической энергии, потребляемой объектами ООО «ТК Ярославский», а также регистрации
ихраненияпараметровэлектропотребления,формирования отчетныхдокументови
информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) и другими
внешними пользователями. Выходные данные системы могут быть использованы для
коммерческих расчетов.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с
централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии,
- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому
календарному времени 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 в организации (внешние пользователи) результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о
состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних
пользователей);
-обеспечениезащитыоборудования,программногообеспеченияиданныхот
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и
т.п.);
- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий измеритель-
ные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,2S по ГОСТ 7746-01, измерительные
трансформаторынапряжения(ТН)классаточности(КТ)0,2поГОСТ1983-01,
многофункциональные микропроцессорные счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М.00
(ГР № 36697-12) класса точности (КТ) 0,2S/0,5 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной
электрической энергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электрической
энергии, указанных в таблице 2 (1 точка измерения). В виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012
класса точности (КТ) 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не
превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности (КТ) 0,5S по
ГОСТ 31819.22-2012.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК), содержит в своем составе:
коммуникационный сервер HP Proliant ML370G5, сервер БД Proliant DL360e Gen8, технические
средства для организации локальной вычислительной сети разграничения прав доступа к
Лист № 2
Всего листов 8
информации, устройство синхронизации системного времени УСВ-1 (ГР №28716-05),
устройствобесперебойногопитаниясервера(UPS),коммуникационноеоборудование,
программное обеспечение «Энергосфера 7.0.64».
Первичныефазныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными
трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи
поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В
счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По
мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика
вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за
период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период
значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности,
вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средняя активная (реактивная) электрическая
мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения
30 мин. Цифровой сигнал с выходов счетчиков через коммуникационное оборудование
поступает на сервер БД. Информация в сервере БД формируется в архивы и записывается на
жесткий диск. Сервер подключается к коммуникатору сети Ethernet. На верхнем уровне системы
выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и
мощности с учетом коэффициентов трансформации, формирование и хранение поступающей
информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в
организации – участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с
согласованным сторонами регламентом.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на
основе устройства синхронизации времени УСВ-1, установленного на уровне ИВК. Устройство
синхронизации системного времени включает в себя GPS-приемник, принимающий сигналы
точного времени от спутников глобальной системы позиционирования 1 раз в час. Часы сервера
АИИС КУЭ синхронизированы со временем GPS-приемника, корректировка часов севера АИИС
КУЭ выполняется при расхождении часов сервера и GPS-приемника на ±1 с. Сверка часов
счетчиков АИИС КУЭ с часами сервера происходит при каждом опросе, при расхождении часов
счетчиков с часами сервера на ±1 с выполняется их корректировка.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы,
минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах
корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий
корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ на уровне ИВК установлено программное обеспечение (ПО) «Энергосфера
7.0.64».
Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1- Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)
1
Наименование ПО
Идентификационное наименование ПО
Значения
2
ПО «Энергосфера 7.0.64»
7.0.64
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора ПО
pso_metr.dll
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
md5
Наименование
присоединения
Трансформатор тока
Трансформатор
напряжения
Счетчик
УСВ
Вид электроэнергии
Лист № 3
Всего листов 8
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных
изменений по Р.50.2.077-2014 – высокий.
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО
АИИС КУЭ и измерительную информацию (наличие специальных средств защиты-
разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений в
журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки
фальсифицированногоПОиданных,считыванияизпамяти,удаленияилииных
преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
Метрологические и технические характеристики
Перечень компонентов АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины,
наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав
измерительного канала (далее-ИК), представлен в таблице 2.
Таблица 2-Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ
Состав измерительного канала
Номер измерительного
канала
1
ООО «ТК
Т-1 110 кВ
А: зав. № 1528
КТ 0,2
КТ 0,2S/0,5
УСВ-1,
зав. № 452
1234567
ЗНОГ-110
ТОГФ-110У1(110000:√3)/СЭТ-
Ярославский»
200/5; КТ 0,2S(100:√3)4ТМ.03М.00
Активная
Ввод 110 кВ,
В: зав. №
1529 А: з
а
в. № 260 з
а
в. №
Реактивная
С: зав. № 1530В: зав. № 2610801160038
С: зав. № 262
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала (далее-ИК) при
измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации
(параметры сети: напряжение (0,9-1,1) ток (0,01-1,2) Iном, 0,5 инд.
≤
cos φ
≤
0,8 емк; допускаемая
температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от - 40
до + 60 °С, для счетчиков электрической энергии от - 20 до + 70°С, для сервера от 10 до 35 °С)
приведены в таблицах 3, 4.
Таблица 3-Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС
КУЭ при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации.
№ НомерДиапазон
п/пИК значений cos φ
Тип
нагрузк
и
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерительного канала при измерении активной
электроэнергии в рабочих условиях эксплуатации, ± (%)
1≤ I
раб
<2 2≤ I
раб
<5 5≤ I
раб
<20 20≤ I
раб
100100≤I
раб
<120
456789
инд. не норм. 1,9 1,3 1,0 1,0
123
110,5 ≤ cos φ < 0,8
0,8 ≤ cos φ< 0,866 инд.
0,866 ≤ cos φ< 0,9 инд.
0,9 ≤ cos φ< 0,95 инд.
0,95 ≤ cos φ< 0,99 инд.
не норм.1,20,80,60,6
не норм.1,10,70,60,6
не норм.1,00,70,60,6
не норм.1,00,60,50,5
№ НомерДиапазон
п/пИК значений cos φ
Тип
нагрузк
и
123
0,99 ≤ cos φ < 1
Лист № 4
Всего листов 8
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерительного канала при измерении активной
электроэнергии в рабочих условиях эксплуатации, ± (%)
1≤ I
раб
<2 2≤ I
раб
<5 5≤ I
раб
<20 20≤ I
раб
100100≤I
раб
<120
456789
инд. не норм. 0,9 0,6 0,5 0,5
cos φ = 1
0,8 ≤ cos φ < 1
- 1,0 0,9 0,6 0,5 0,5
емк. не норм. 1,2 0,9 0,7 0,7
Таблица 4- Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС
КУЭ при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерительного канала при измерении реактивной
электроэнергии в рабочих условиях эксплуатации,± (%)
Номер ИК
№Диапазон
п/п значений cos φ
123
0,5 ≤ cos φ ≤ 0,8
0,8 < cos φ≤ 0,866
110,866 < cos φ≤ 0,9
0,9 < cos φ ≤ 0,95
0,95 < cos φ ≤ 1
1≤ I
раб
<2
4
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
2≤ I
раб
<5
5
1,9
2,2
не норм.
не норм.
не норм.
5≤ I
раб
<20
6
1,3
1,5
1,7
2,3
не норм.
20≤ I
раб
<100
7
1,2
1,3
1,5
1,9
не норм.
100≤ I
раб
<120
8
1,2
1,4
1,5
2,0
не норм.
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении
активной (реактивной) электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации (параметры
сети: напряжение (0,98-1,02) Uном; ток (0,01-1,2) Iном, cos φ=0,9 инд; температура окружающей
среды (20
±
5)
°
С приведены в таблицах 5, 6.
Таблица 5- Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС
КУЭ при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации
№ НомерДиапазон
п/пИК значений cos φ
Тип
нагрузк
и
123
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерительного канала при измерении активной
электроэнергии в рабочих условиях эксплуатации, ± (%)
1≤ I
раб
<2 2≤ I
раб
<5 5≤ I
раб
<20 20≤ I
раб
100100≤I
раб
<120
456789
11
0,5 ≤ cos φ < 0,8 инд.
0,8 ≤ cos φ< 0,866 инд.
0,866 ≤ cos φ< 0,9 инд.
0,9 ≤ cos φ< 0,95 инд.
0,95 ≤ cos φ< 0,99 инд.
0,99 ≤ cos φ < 1 инд.
cos φ = 1-
0,8 ≤ cos φ < 1 емк.
не норм. 1,8 1,3 0,9 0,9
не норм. 1,1 0,8 0,6 0,6
не норм. 1,1 0,7 0,6 0,6
не норм. 1,0 0,7 0,5 0,5
не норм. 1,0 0,6 0,5 0,5
не норм. 0,9 0,6 0,5 0,5
1,0 0,9 0,6 0,5 0,5
не норм. 1,2 0,9 0,6 0,6
Таблица 6- Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС
КУЭ при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации
Лист № 5
Всего листов 8
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерительного канала при измерении реактивной
электроэнергии в рабочих условиях эксплуатации,± (%)
Номер ИК
№Диапазон
п/п значений cos φ
123
0,5 ≤ cos φ ≤ 0,8
0,8 < cos φ≤ 0,866
110,866 < cos φ≤ 0,9
0,9 < cos φ ≤ 0,95
0,95 < cos φ ≤ 1
1≤ I
раб
<2
4
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
2≤ I
раб
<5
5
1,8
2,1
не норм.
не норм.
не норм.
5≤ I
раб
<20
6
1,1
1,3
1,5
2,1
не норм.
20≤ I
раб
<100
7
1,0
1,1
1,3
1,7
не норм.
100≤ I
раб
<120
8
1,0
1,1
1,3
1,7
не норм.
Основные технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 7.
Таблица 7- Основные технические характеристики АИИС КУЭ
вторичный (Iн )5 А
Диапазон тока:
вторичное (Uн )100:√3 В
Диапазон напряжения:
нагрузки ТТ
НомерНаименование характеристикиЗначение
ИК
123
Н
о
мина
л
ьн
ы
й
ток
:
первичный (Iн
1
) 200 А
2
первичного (I
1
) от 2 до 200 А
вторичного (I
2
) от 0,05 до 5 А
Номинальное напряжение:
первичное (Uн
1
)110:√3 кВ
2
первичное (Uн
1
)от 104,5:√3 до 115,5:√3 кВ
1вторичное (Uн
2
) от 95:√3 до 105:√3 В
Коэффициент мощности cos
j
от 0,5 до 1
Номинальная нагрузка ТТ 20 В∙А
Допустимый диапазон нагрузки ТТ от 5 до 20 В∙А
Допустимое значение сos
j
2
во вторичной цепи
от 0,8 до 1,0
Номинальная нагрузка ТН150 В∙А
Допустимый диапазон нагрузки ТН от 37,5 до 150 В∙А
Надежность применяемых в системе компонентов:
электросчётчик СЭТ -4ТМ
- среднее время наработки на отказ не менее Тср = 140 000 ч,
- средний срок службы-30 лет;
Сервер
- среднее время наработки на отказ не менее Тср = 15843 ч,
- среднее время восстановления работоспособности не более tв = 1 ч;
Надежность системных решений:
- резервирование питания с помощью устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в
организации – участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и
сотовой связи;
Регистрация событий:
в журнале счётчика:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени;
журнал ИВК:
Лист № 6
Всего листов 8
- параметрирование;
- попытка не санкционируемого доступа;
- коррекция времени;
Защищённость применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера.
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)
- установка пароля на счётчик;
- установка пароля на сервер;
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским
способом.
Комплектность средств измерения
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы и
на комплектующие средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 7.
Таблица 7-Комплектность АИИС КУЭ
36697-12
1
Трансформатор тока ТОГФ-110У1, КТ 0,2S
44640-11
3
Сервер БД Proliant DL360e Gen8
Наименование компонента системы
Номер в Гос.реестре
средств измерений
Количество
(шт.)
1
2
3
Счетчик электрической энергии многофункциональный
СЭТ-4ТМ.03М (модификация СЭТ-4ТМ.03М.00),КТ 0,2S/0,5
Трансформатор напряжения ЗНОГ-110, КТ 0,2
Устройство синхронизации системного времени УСВ-1
Коммуникационный сервер HP Proliant ML370G5
23894-12
28716-05
--
-
3
1
1
1
1
ПО «Энергосфера 7.0.64»
Наименование документации
Методика поверки МП 4222-07-7705939064-2016
1
Формуляр ФО 4222-07-7705939064-2016
1
Лист № 7
Всего листов 8
Поверка
осуществляется в соответствии с документом МП 4222-07-7705939064-2016 «Система автома-
тизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии
«ТК Ярославский». Методика поверки", утвержденным ФБУ «Самарский ЦСМ» 17.06.2016.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска
и (или) наклейки со
штрих кодом и заверяется подписью поверителя.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
-трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003.
-трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011.
- счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М.00 в соответствии с
методикой поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, утвержденной ФБУ "Нижегородский ЦСМ"
04.05.12 г.
-устройство синхронизации времени УСВ-1 в соответствии с документом «Устройство
синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000 МП», утвержденным
ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12. 2004 г.
-радиочасы МИР РЧ-01, ГР №27008-04.
-мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», ГР № 33750-1
Сведения о методиках (методах) измерений
Методыизмерений,которыеиспользуютсявсистемеавтоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии «ТК Ярославский»
приведены в документе- «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием
системыавтоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучёта
электрической энергии«ТК Ярославский»-МВИ 4222-07-7705939064-2016.Методика
аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» по ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации
№ 130/RA.RU 311290/2015/2016 от 02 июня 2016 г.
Нормативныедокументы,устанавливающиетребованияксистеме
автоматизированнойинформационно-измерительной коммерческого учёта
электрической энергии«ТК Ярославский»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия.
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов
точности 0,2 S и 0,5 S.
ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (IЕС
62053-23:2003, MOD)
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Электроконтроль»
(ООО «Электроконтроль»)
Юридический адрес: 117449, Москва, ул. Карьер, д. 2, стр. 9
Тел/факс: (495) 647-88-18.
E-mail:
. ИНН 7705939064
Лист № 8
Всего листов 8
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Самарский центр стандартизации, метрологии и
испытаний в Самарской области» (ФБУ «Самарский ЦСМ»)
Адрес: 443013, пр. Карла Маркса,134, г. Самара
Телефон: (846) 3360827. E-mail:
Аттестат аккредитации ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в
целях утверждения типа № RA.RU 311281 от 16 ноября 2015 г
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п"_____"_________2016 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 64306-16 | Система измерительно-управляющая котлоагрегата № 5 Западно-Сибирской ТЭЦ - филиала АО "ЕВРАЗ ЗСМК" | Нет данных | АО "ЕВРАЗ Объединенный Западно-Сибирский металлургический комбинат" (ЕВРАЗ ЗСМК), г.Новокузнецк | 1 год | Перейти |
| 13677-93 | Счетчики электрической энергии однофазные электронные однотарифные и двухтарифные | СЭТ1-1 (однотарифные) и СЭТ1-2 (двухтарифные) | НТЦ "Комплекс", г.Коломна | 8 лет | Перейти |
| 53802-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ФГУП "ГНПРКЦ "ЦСКБ-Прогресс" (АИИС КУЭ ПРОГРЕСС) | Нет данных | Филиал ФГУП "ГНПРКЦ "ЦСКБ-Прогресс"- "ОКБ "Спектр", г.Самара | 4 года | Перейти |
| 25796-03 | Система измерения длительности соединений в составе коммутатора сети радиодоступа стандарта CDMA | Qcore 22X (коммутатор) | Фирма "Qualcomm", США | 2 года | Перейти |
| 26245-03 | Комплекс программно-технический | Старт-7 | ООО "Измерительная техника", г.Лыткарино | 1 год | Перейти |
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
"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
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
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