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 ООО "Агроторг" Нет данных, ГРСИ 72351-18
Номер госреестра:
72351-18
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Агроторг"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Автоматизированные системы в энергетике", г.Владимир
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 175
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 71112
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии ООО «Агроторг»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета элек-
троэнергии ООО «Агроторг» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и
реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных
документов и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизиро-
ванную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (далее – ИИК), включающие в
себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее –
ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее – счетчики), вторичные
измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее – ИВК), включающий в
себя сервер сбора и сервер баз данных АИИС КУЭ,
NTP-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ»,
кана-
лообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной
сети и обеспечения питания технологического оборудования, автоматизированное рабочее ме-
сто персонала (далее - АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Энфорс АСКУЭ БП».
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на изме-
рительные входы счетчика. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразу-
ются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в
микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, ре-
активной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энер-
гия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Результаты измерений электроэнергии (W, кВт∙ч, Q, квар∙ч) передаются в целых числах
и соотнесены с единым календарным временем.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где осу-
ществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и
мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение посту-
пающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на монито-
рах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии
и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы свя-зи
с протоколом TCP/IP сети Internet в виде хml - файлов установленных форматов в соответст-вии с
Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и
ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использова-
нием электронной цифровой подписи (далее – ЭЦП) субъекта рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее – СОЕВ), кото-
рая охватывает уровни ИИК и ИВК. СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шка-
лы времени по протоколу NTP – NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему
передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системно-
го времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени
Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации
системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC
(SU) не превышает 10 мс.
Лист № 2
Всего листов 8
Сравнение показаний часов сервера сбора и БД с часами NTP-сервера, переда-
ча точного времени через глобальную сеть Интернет осуществляется с помощью про-
токола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия
RFC-5905. Контроль показаний времени часов сервера сбора и БД производится по за-
просу каждые 30 мин, коррекция часов выполняется при расхождении на величину ±1
с.
Сравнение показаний часов счетчиков электрической энергии с часами сервера
сбора и БД производится во время сеанса связи, но не реже одного раза в сутки. Кор-
ректировка часов счетчиков осуществляется при расхождении показаний с часами сер-
вера сбора и БД на величину более ±2 с.
Журналы событий счетчиков и сервера ИВК отображают факты коррекции времени с
обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени,
на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Энфорс АСКУЭ БП». ПО и данные достаточно защи-
щены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных и непреднамеренных изме-
нений, что соответствует уровню защиты «высокий» по ГОСТ Р 8.883-2015. Метрологически
значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование модулей ПО:
Collector_energy.exe
Цифровой идентификатор ПО
51А2АА81
Номер версии (идентификационный номер) ПО
5.0.92.1
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
CRC32
Идентификационное наименование модулей ПО:
bp_admin.exe
Цифровой идентификатор ПО
90В35ЕА6
Номер версии (идентификационный номер) ПО
7.4.1
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
CRC32
Лист № 3
Всего листов 8
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таб-
лицах 2, 3, 4.
Состав измерительного канала
Номр ИК
РТП 10кВ ЗАО
«Тэлпрайс»,
РУ-10кВ, Сек.1
10кВ, яч. 3,
Ф.16
ф.А.ТЛП-10
ф.С.ТЛП-10
400/5, КТ 0,2S
Рег. № 30709-07
СЭТ-
4ТМ.02М.02
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
РТП 10кВ ЗАО
«Тэлпрайс»,
РУ-10кВ, Сек.2
10кВ, яч. 17,
Ф.9
ф.А.ТЛП-10
ф.С.ТЛП-10
400/5, КТ 0,2S
Рег. № 30709-07
СЭТ-
4ТМ.02М.02
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
РТП 10кВ ЗАО
«Тэлпрайс»,
РУ-10кВ, Сек.2
10кВ, яч. 11,
КЛ-10кВ
ф.А.ТЛП-10
ф.С.ТЛП-10
75/5, КТ 0,2S
Рег. № 30709-11
ф.А.ТПОЛ 10
ф.С.ТПОЛ 10
100/5, КТ 0,5
Рег. № 1261-02
ф.А.ТПОЛ 10
ф.С.ТПОЛ 10
100/5, КТ 0,5
Рег. № 1261-02
Меркурий
230 ART-00
PQCSIGDN
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 23345-07
-
-
Меркурий
230 ART-01
PQCSIGDN
КТ 1,0/2,0
Рег. № 23345-07
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Наименование
измерительного
канала
ТТТНСчётчикСервер/УССВ
123456
1
2
3
СЭТ-
4ТМ.02М.02
КТ 0,2S/0,5
4
5
ф.А.ЗНОЛ.06-10
ф.В.ЗНОЛ.06-10
ф.С.ЗНОЛ.06-10
trial:√3/100:√3
КТ 0,2
Рег. № 3344-04
ф.А.ЗНОЛ.06-10
ф.В.ЗНОЛ.06-10
ф.С.ЗНОЛ.06-10
10000:√3/100:√3
КТ 0,2
Рег. № 3344-04
ф.А.ЗНОЛ.06-10
ф.В.ЗНОЛ.06-10
ф.С.ЗНОЛ.06-10
10000:√3/100:√3
КТ 0,2
Рег. № 3344-04
ф.А.ЗНОЛ.06-10
ф.В.ЗНОЛ.06-10
ф.С.ЗНОЛ.06-10
10000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 3344-04
ф.А.ЗНОЛ.06-10
ф.В.ЗНОЛ.06-10
ф.С.ЗНОЛ.06-10
10000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 3344-04
6
РТП 10кВ №9
ЗАО «Тэл-
прайс», РУ-
10кВ, Сек.А-
10кВ,
яч. 9, Ввод Т1
РТП 10кВ №9
ЗАО «Тэл-
прайс», РУ-
10кВ, Сек.Б-
10кВ,
яч. 3, Ввод Т2
РТП 10кВ №9
ЗАО «Тэл-
прайс», РУ-
10кВ, ТСН
«А», ТСН «Б»,
Ввод 0,4кВ
Рег. № 36697-12
DELL PowerEdge
R630,
HP ProLiant DL360/
Меркурий
NTP-сервер ФГУП
230 ART-00
«ВНИИФТРИ»
PQRSIGDN
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 23345-07
Лист № 4
Всего листов 8
ф.А.ТЛП-10-М
ф.В.ТЛП-10-М
ф.С.ТЛП-10-М
150/5, КТ 0,5S
Рег. № 22192-07
ф.А.ЗНОЛ.06-6
ф.В.ЗНОЛ.06-6
ф.С.ЗНОЛ.06-6
6000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 3344-08
ПСЧ-
4ТМ.05МК.00
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 64450-16
ф.А.ТЛП-10-М
ф.В.ТЛП-10-М
ф.С.ТЛП-10-М
150/5, КТ 0,5S
Рег. № 22192-07
ф.А.ЗНОЛ.06-6
ф.В.ЗНОЛ.06-6
ф.С.ЗНОЛ.06-6
6000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 3344-08
ПСЧ-
4ТМ.05МК.00
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 64450-16
Продолжение таблицы 2
123456
7
ПС 110кВ
«Завод турбин-
ных лопаток»
(ПС 54),
РУ-6кВ, 5 с.ш.
6кВ, яч. 56,
Ввод 1
8
ПС 110кВ
«Завод турбин-
ных лопаток»
(ПС 54), РУ-
6кВ, 6 с.ш. 6кВ,
яч. 66, Ввод 2
DELL PowerEdge
R630,
HP ProLiant DL360/
NTP-сервер ФГУП
«ВНИИФТРИ»
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологиче-
скими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, при условии, что Пред-
приятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологи-
ческих характеристик.
2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИ-
ИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранит-ся
совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Номер ИК
Вид электрической
энергии
Границы основной
погрешности, (±
d
), %
Границы погрешности в
рабочих условиях, ±
d
),%
1-3
Активная
Реактивная
0,7
1,1
1,2
2,2
4,5
Активная
Реактивная
1,5
2,2
3,5
5,9
6
Активная
Реактивная
1,2
2,3
3,6
6,7
7, 8
Активная
Реактивная
1,5
2,2
2,5
4,3
Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности Р = 0,95.
3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cosφ=0,8 (sinφ=0,6), токе ТТ,
равном 100 % от Iном для нормальных условий, и при cosφ=0,8 (sinφ=0,6), токе ТТ, рав-ном
5 % от Iном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте распо-
ложения счетчиков от 0 до 40 °С.
Лист № 5
Всего листов 8
Значение
Количество измерительных каналов
8
от 99 до101
от 100 до 120
0,9
от +21 до +25
165000
165000
150000
2
110
10
85
10
3,5
Таблица 4 – Основные технические характеристики АИИС КУЭ
Наименование характеристики
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности, cos
j
- температура окружающей среды для счетчиков, °С
от 90 до 110
от 5 до 120
от 0,5
инд
. до 0,8
емк
от 0 до +40
от -45 до +40
от -45 до +40
от 80 до 106,7
98
от 49,6 до 50,4
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности cos
j
(sin
j
)
- температура окружающей среды для счетчиков, °С
- температура окружающей среды для ТТ, °С
- температура окружающей среды для ТН, °С
- атмосферное давление, кПа
- относительная влажность, не более ,%
- частота, Гц
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики:
- среднее время наработки на отказ СЭТ-4ТМ.02М, ч, не менее
- среднее время наработки на отказ ПСЧ-4ТМ.05МК, ч, не менее
- среднее время наработки на отказ Меркурий 230, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Глубина хранения информации
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
для СЭТ-4ТМ.02М и ПСЧ-4ТМ.05МК, сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
для Меркурий 230, сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
Сервер БД:
- хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с
±5
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебой-
ного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может переда-
ваться в организации–участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной поч-
ты и сотовой связи.
Регистрация событий:
- в журнале событий счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
Лист № 6
Всего листов 8
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой
подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
СЭТ-4ТМ.02М.02
3
1
1
1
ПСЧ-4ТМ.05МК.00
2
1
Методика поверки
1
Обозначение
ТЛП-10
ТПОЛ-10
ТЛП-10-М
ЗНОЛ.06-10
ЗНОЛ.06-6
Количество, шт.
6
4
6
12
6
Меркурий 230 ART-00
PQRSIGDN
Меркурий 230 ART-00
PQCSIGDN
Меркурий 230 ART-01
PQCSIGDN
1
1
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Сервер БД
Сервер сбора
Устройство синхронизации систем-
ного времени
Программное обеспечение
1
Формуляр
Руководство по эксплуатации
HP ProLiant DL360
DELL PowerEdge R630
NTP-сервер ФГУП «ВНИИФ-
ТРИ»
«Энфорс АСКУЭ БП»
МП 26.51.43-12-3329074523-
2018
АСВЭ 175.00.000 ФО
-
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 26.51.43-12-3329074523-2018 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Агроторг». Изме-
рительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 29.06.2018 г.
Лист № 7
Всего листов 8
Основные средства поверки:
трансформаторы тока – по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика
поверки»;
трансформаторы напряжения – по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напря-
жения. Методика поверки»;
по МИ 3195-2018. «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов на-
пряжения в условиях эксплуатации»;
по МИ 3196-2018. «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов тока в
условиях эксплуатации»;
по МИ 3598-2018 «Методика измерения потерь напряжения в линиях связи счетчика с
трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
счетчики СЭТ-4ТМ.02М – в соответствии с документом «Счетчики электрической
энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации.
Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ
ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
счетчики Меркурий 230 – в соответствии с документом АВЛГ.411152.021 РЭ1 «Счет-
чики электрической энергии трехфазные статические «Меркурий 230». Руководство по эксплуа-
тации. Приложение Г. Методика поверки», согласованному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ниже-
городский ЦСМ» «21» мая 2007 г.;
счетчики ПСЧ-4ТМ.05МК – в соответствии с документом ИЛГШ.411152.167РЭ1
«Счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по экс-
плуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному руководителем ФБУ «Нижегородский
ЦСМ» «28» апреля 2016 г.;
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде
27008-04;
термогигрометр CENTER 314 (регистрационный номер в Федеральном информацион-
ном фонде 22129-04);
миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Феде-
ральном информационном фонде 28134-04);
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со
штрих-кодом и заверяется подписью поверителя.
Сведения о методиках (методах) измерений
«Методика измерений электрической энергии (мощности) с использованием системы ав-
томатизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучетаэлектроэнергии
ООО «Агроторг», аттестованной ФБУ «Самарский ЦСМ», аттестат об аккредитации
№ RA.RU.311290 от 16.11.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Агроторг»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие техни-
ческие условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основ-
ные положения
Лист № 8
Всего листов 8
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Автоматизированные системы в
энергетике» (ООО «АСЭ»)
ИНН 3329074523
Юридический адрес: 600031, г. Владимир, ул. Юбилейная, д. 15
Адрес: 600026, г. Владимир, ул. Тракторная, д. 7А
Телефон: 8 (4922) 60-43-42
E-mail:
Испытательный центр
Федеральное бюдждетное учреждение «Государственный региональный центр стандар-
тизации, метрологии и испытаний в Самарской области»
(ФБУ «Самарский ЦСМ»)
Адрес: 443013, г. Самара, пр. Карла Маркса, 134
Телефон: 8 (846) 336-08-27
Факс: 8 (846) 336-15-54
E-mail:
Аттестат аккредитации ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний средств из-
мерений в целях утверждения типа № RA.RU 311281 от 16.11.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2018 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 43363-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220/35/28/10 кВ "Магдагачи" - АИИС КУЭ ПС 220/35/28/10 кВ "Магдагачи" с Изменением № 1 | Нет данных | ЗАО "Метростандарт", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 34399-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "Транснефтьсервис С". ОАО "Северо-Западные магистральные нефтепроводы". Измерительно-информационный комплекс НПС "Н. Челны" | Нет данных | ЗАО "ОРДИНАТА", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 29745-05 | Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ № 5 ОАО "Новочеркаcский завод синтетических продуктов" | Нет данных | ООО "ЭнергоПромСервис", г.Екатеринбург | 4 года | Перейти |
| 46451-10 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ - "ПС 1150 кВ Итатская" | Нет данных | ООО "Энсис Технологии", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 35646-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПС 110/6 кВ "Северная" АИИС КУЭ ПС "Северная" | Нет данных | ЗАО "НПК "КАРИ", г.Ярославль | 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