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 электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РГМЭК" (МУП "РГРЭС" 4 очередь) Нет данных, ГРСИ 65426-16
Номер госреестра:
65426-16
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РГМЭК" (МУП "РГРЭС" 4 очередь)
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Энергоинтеграция", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 004
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 63875
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (МУП «РГРЭС» 4 очередь)
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (МУП «РГРЭС» 4 очередь) (далее - АИИС КУЭ)
предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора,
обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации
заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,двухуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя
измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные
трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и
реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по
ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической
энергии по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83, вторичные измерительные цепи и
техническиесредстваприема-передачиданных.Метрологическиеитехнические
характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя
следующие компоненты: сервер сбора данных (далее - сервер СД) с программным комплексом
(далее - ПК) «Энергосфера», устройство синхронизации времени УСВ-2, расположенные в
помещениисервернойМУП«РГРЭС»;серверГЦСОИООО«РГМЭК» всоставе
ИВК «ИКМ-Пирамида» с программным обеспечением (далее - ПО) «Пирамида 2000»,
устройство синхронизации времени УСВ-2, расположенныевпомещениях
ГЦСОИ ООО «РГМЭК»; автоматизированные рабочиеместа персонала(АРМ);
каналообразующуюаппаратуру,техническиесредства дляорганизации локальной
вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения
30 мин.
Лист № 2
Всего листов 8
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485
поступает на шлюз Е-422, далее по каналу связи Ethernet на входы Wi-Fi роутера iRZ RU10w,
после чего сигнал передаётся по каналу связи стандарта GSM на сервер СД, расположенный в
серверной МУП «РГРЭС».
На сервере СД осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с уче-
том коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей инфор-
мации, оформление отчетных документов. Далее измерительная информация поступает в виде
xml-файлов формата 80020 на сервер ГЦСОИ ООО «РГМЭК» по каналу связи Internet.
Передача информации от ГЦСОИ ООО «РГМЭК» в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП
субъекта ОРЭ, в филиал ОАО «СО ЕЭС» Рязанское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ
осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата
80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов
измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным
субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и
ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные
коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений
передаются в целых числах кВт·ч.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает
уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени УСВ-2,
синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки
времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника. Пределы допускаемой абсолютной
погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц по сигналам встроенного
приемника ГЛОНАСС/GPS к шкале координированного времени UTC для УСВ-2 составляют
не более ±10 мкс.
Сервер ИВК «ИКМ-Пирамида» периодически сравнивает свое системное время с
соответствующим УСВ-2. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час,
коррекциячасовосуществляетсянезависимоотналичиярасхождений.Абсолютная
погрешность текущего времени, измеряемого ИВК «ИКМ-Пирамида» (системное время)
не более ±3 с/сут.
Сервер СД, установленный в МУП «РГРЭС», периодически сравнивает свое системное
время с соответствующим УСВ-2. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в
час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений.
Сравнение показаний часов счетчиков и сервера СД производится во время сеанса свя-
зи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счетчиков осуществляется при
расхождении показаний с часами сервера СД на величину более ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Передача информации от счётчиков электрической энергии до сервера СД реализована с
помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы,
минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов указанных устройств.
Лист № 3
Всего листов 8
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» и ПК «Энергосфера», в состав которых входят программы, указанные в таблицах 1а
и 1б. ПО «Пирамида 2000» и ПК «Энергосфера» обеспечивают защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами
доступа. Средствомзащиты данныхпри передаче являетсякодирование данных, обеспечиваемое программнымисредствами
ПО «Пирамида 2000» и ПК «Энергосфера».
Значение
3
MD5
cLosses.dl
Parse-Par-
Bin.dll seIEC.dll
ParseMod
bus.dll
ParsePira
mida.dll
Synchro-
NSI.dll
VerifyTi-
me.dll
6f557f885 48e73a92
b7372613 83d1e664
28cd7780 94521f63
5bd1ba7 d00b0d9f
c391d642
71acf405
5bb2a4d3
fe1f8f48
ecf53293
5ca1a3fd
3215049a
f1fd979f
530d9b01
26f7cdc2
3ecd814c
4eb7ca09
1ea5429b
261fb0e2
884f5b35
6a1d1e75
Таблица 1а - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
Идентификационные
признаки
Идентификационное CalcCli- CalcLeak-
Cal-
Metrol-
наименование ПО ents.dll age.dll
l
ogy.dll
Номер версии (иден-
тификационный но-
мер) ПО
e55712d0bb1959ff70d79874d152e28d7b
Цифровой иденти-1b219065be1eb17c8 0fc2b156a608799bb
фикатор ПО d63da9491 3f7b0f6d4 0fdc27e1c 3ccea41b
14dae4 a132f a480ac 548d2c83
Алгоритм вычисле-
ния цифрового иден-
тификатора ПО
Таблица 1б - Идентификационные данные ПК «Энергосфера»
Идентификационные признаки
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
Значение
Pso_metr.dll
6.5.109.4663
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b
MD5
Уровень защиты ПО «Пирамида 2000» и ПК «Энергосфера» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в
соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 4
Всего листов 8
Метрологические и технические характеристики
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Измерительные компоненты
Метрологические характе-
ристики ИК*
ТТТН
Сервер
600/5
Зав. № 20203
Кл.т. 0,5
Зав. № 1004594
СЭТ-4ТМ.03М
ТПОЛ-10
ЗНОЛ.06
6000:√3/100:√3
Зав. № 8249
Зав. № 8248
Пределы до- Пределы до-
НомерНаименованиеВид элек-пускаемой пускаемой от-
ИКточки измеренийСчетчик электриче-троэнергии основной от- носительной
ской энергии носительной погрешности в
погрешности, рабочих усло-
(±δ) %виях, (±δ) %
ТПОЛ-10
ЗНОЛП-10
150 Т
П
-469 я
ч
. 6
Кл.т. 0,5S
10000:√3/100:√3
Кл. т. 0,2S/0,5 НР ProLiant
Активная 1,1 3,0
Зав. № 20235
З
а
в. №
1004583
Зав. № 0804140714 DL360 G5 Реактивная 2,3 4,7
Зав. № 1004695
Зав. № 00040
ИВК «ИКМ
Кл.т. 0,5S
Кл.т. 0,5
СЭТ-4ТМ.03.01
Пирамида»
-
Активная1,33,3
151РП-60 яч.5600/5 Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 395
Зав. № 10592Зав. № 0120071777Реактивная2,56,4
За
в
. №
1390
Зав. № 8256
Лист № 5
Всего листов 8
*Примечания:
1В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой
относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной
электроэнергии и средней мощности на интервале времени 30 минут.
3Основная погрешность рассчитана для следующих условий:
-
параметры сети: напряжение (0,95-1,05)Uн; ток (1,0-1,2)Iн; cos
j
=0,9инд.;
частота (50±0,2) Гц;
-
температура окружающей среды: (23±2) °С.
4Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
-
параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9-1,1)Uн
1
; диапазон
силы первичного тока (0,01-1,2)Iн
1
; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5-1,0 (0,5-0,87);
частота (50±0,2) Гц;
-
температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;
-
относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;
-
атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Для счетчиков электрической энергии:
-
параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9-1,1)Uн
2
; диапазон
силы вторичного тока (0,01-1,2)Iн
2
; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) 0,5-1,0
(0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц;
-
магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;
-
температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °С;
-
относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;
-
атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
-
параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;
-
температура окружающего воздуха от плюс 15 до плюс 25 °С;
-
относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 25 °С;
-
атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
5Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % I
ном
cos
j
=0,8инд и
температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии
от плюс 10 до плюс 35
°
С.
6Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с
такими же метрологическими характеристиками, какие приведены в таблице 2. Допускается
замена УСВ-2 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном
собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа
АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
7Все измерительные компоненты АИИС КУЭ должны быть утверждены и внесены
в Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
счётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т=165000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;
-
счётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т=90000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;
-
УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т=35000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв=2 ч;
-
сервер HP Proliant DL360 G5 - среднее время наработки на отказ не менее
Т=256554 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=0,5 ч;
Лист № 6
Всего листов 8
-
ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв=1 ч.
Надежность системных решений:
-
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника
бесперебойного питания;
-
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной
почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
-
журнал счётчика:
-
параметрирования;
-
пропадания напряжения;
-
коррекции времени в счетчике.
-
журнал сервера:
-
параметрирования;
-
пропадания напряжения;
-
коррекции времени в счетчике и сервере;
-
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
-
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
счетчика электрической энергии;
-
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
испытательной коробки;
-
сервера.
-
защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
-
счетчика электрической энергии;
-
сервера.
Возможность коррекции времени в:
-
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
-
ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
-
о состоянии средств измерений;
-
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
-
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
-
сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях не менее 114 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
-
сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -
не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским
способом.
Лист № 7
Всего листов 8
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Тип компонента
ТПОЛ-10
ЗНОЛП
ЗНОЛ.06
№ Госреестра Количество, шт.
1261-084
23544-07 3
3344-04 3
СЭТ-4ТМ.03М
36697-121
СЭТ-4ТМ.03
27524-041
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонента
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения измерительные
Счетчики электрической энергии
многофункциональные
Счетчики электрической энергии
многофункциональные
Устройства синхронизации времени
41681-102
Сервер
—1
Комплексы информационно-вычислительные
Методика поверки
45270-10 1
— 1
Паспорт-формуляр
УСВ-2
НР ProLiant
DL360 G5
ИКМ-Пирамида
—
66992322.384106
.104.ФО
—1
Поверка
осуществляется по документу МП 65426-16 «Система автоматизированная информа-
ционно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК»
(МУП «РГРЭС» 4 очередь). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному
ФБУ «Рязанский ЦСМ» в августе 2016 г. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке
АИИС КУЭ.
Документы на поверку измерительных компонентов:
-
ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
-
ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика
поверки»;
-
счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом
ИЛГШ.411152.145РЭ1«Счетчикиэлектрическойэнергиимногофункциональные
СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки»,
утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
-
счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой повер-
ки ИЛГШ.411152.124РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации
ИЛГШ.411152.124РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»
10 сентября 2004 г.;
-
устройство синхронизации времени УСВ-2 - в соответствии с документом
ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки»,
утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
-
ИВК «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с документом ВЛСТ 230.00.000 И1
«Комплексы информационно-вычислительные«ИКМ-Пирамида».Методикаповерки»,
утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.
Основные средства поверки:
-
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global PositioningSystem (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
Лист № 8
Всего листов 8
-
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со
счетчиками системы и ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
термогигрометрCENTER(мод.314):диапазонизмеренийтемпературы
от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности
от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методизмеренийизложенвдокументе66992322.384106.104.И3«Система
автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии
ООО «РГМЭК» (МУП «РГРЭС» 4 очередь). Руководство пользователя».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «РГМЭК» (МУП «РГРЭС» 4 очередь)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-
ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Энергоинтеграция»
(ООО «Энергоинтеграция»)
Адрес: 115114, г. Москва, ул. Дербеневская, д.1, стр.6
ИНН 7704760530
Тел.: (495) 665-82-06
E-mail:
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандарти-
зации метрологии и испытаний в Рязанской области» (ФБУ «Рязанский ЦСМ»)
Адрес: 390011, г. Рязань, Старообрядческий проезд, д. 5
Тел/факс: (4912)55-00-01/44-55-84
E-mail:
Аттестат аккредитации ФБУ «Рязанский ЦСМ» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа RA.RU.311204 от 10.08.2015 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 |
| 31718-06 | Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Черногорэнерго" | Нет данных | ООО "НПО "Мир", г.Омск | 4 года | Перейти |
| 18245-99 | Теплосчетчики | Струмень ТС-05 | НПП "Гран-система-С", Беларусь, г.Минск | 2 года | Перейти |
| 18836-99 | Системы информационно-измерительные учета газа, воды и пара | КРАСАР-99 | НПФ "Вымпел", г.Саратов | 1 год | Перейти |
| 68908-17 | Система информационно-измерительная "Автоматизированная система оперативного учета нефти АО "Транснефть-Западная Сибирь" | Нет данных | АО "Нефтеавтоматика", г.Уфа | 4 года | Перейти |
| 54746-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО "Объединенная энергетическая компания" ПС № 53 220/110/20/10 кВ "Герцево" | Нет данных | ОАО "Объединенная энергетическая компания" (ОЭК), г.Москва | 4 года | 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