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 Воронежская ТЭЦ-1 Нет данных, ГРСИ 76281-19
Номер госреестра:
76281-19
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Воронежская ТЭЦ-1
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Энергометрология", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 01
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 75210
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии Воронежская ТЭЦ-1
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии Воронежская ТЭЦ-1 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для
измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования
отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетtrialмногофункциональную,двухуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией
измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в
себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и
реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-
передачи данных;
2-й уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс (далее –
ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) HP DL180G6E5620, блок синхронизации
часов реального времени БСЧРВ-011М (БСЧРВ), локально-вычислительную сеть, программное
обеспечение ПО «Энфорс АСКУЭ», автоматизированное рабочее место, технические средства
приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия
между уровнями системы. Технические средства для обеспечения локальной вычислительной
сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, 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. Измерительная
информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
-
активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за
период 0,02
с
активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов
времени 30 мин;
-
средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая
мощность.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные
коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений
передаются в целых числах кВт·ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-
передачи данных поступает на ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и
мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения,
хранение измерительной информации и передача измерительной информации.
ИВК АИИС КУЭ раз в сутки формирует отчеты в формате XML, подписывает
электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет по выделенному каналу связи сети
Internet в АО «АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным
субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Лист № 2
Всего листов 8
АИИСКУЭимеетсистемуобеспеченияединоговремени(СОЕВ).СОЕВ
предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы. АИИС
КУЭ оснащена БСЧРВ, установленным в телекоммуникационном шкафу. От БСЧРВ,
подключенного к преобразователю-коммуникатору по каналу RS-232, осуществляется
синхронизация ИВК и счетчиков. Время задержки коррекции часов БСЧРВ составляет 0,01 с.
Сравнение часов ИВК с часами БСЧРВ производится 1 раз в 30 минут. Коррекция часов ИВК
осуществляется при обнаружении расхождения с часами БСЧРВ более ±1 с. Часы счетчиков
синхронизированы по времени с часами БСЧРВ, сравнение показаний часов происходит
каждый сеанс связи (1 раз в 30 минут), коррекция часов счетчиков осуществляется при
обнаружении расхождения с часами БСЧРВ более ±1 с, но не чаще одного раза в сутки.
Журналы событий счетчика электрической энергии, сервера отражают: время (дата,
часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Энфорс АСКУЭ» (версия не ниже 1.6.20.64). Уровень
защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение
журналов фиксации ошибок, фиксации изменений парам етров, защиты прав пользователей и
входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что
соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая
часть ПО приведена в таблице 1.
Dataproc.exe
Medit.exe
Таблица 1 – Идентификационные признаки ПО
Идентификационные признаки Значение
1 2
Идентификационное наименование модуляEnfadmin.exe
администратора
Цифровой идентификатор ПОB80F4F4656ED3BCA2CBD6BAE501783CF
NewOpcon.exe
1374C5A36E8BACEFF6ADD7881DD88ВЕС
New_Graph_KWN.ехе)
8EF7D6F661A2D38764Е82Е09А01D5
NewReports.exe
D2A12BAEDF77533F8B36C9B5616BC6DB
А321BA7E0F168D6C7D37BC806D12CBC0
0FB2E42D0CC73754FC2512F9ABFC5D7E
ExportToExcel_2000.exe
01DA6598B983CB8B62650A1652566773
Enf ASKP.exe
Идентификационное наименование модуля
оперативного контроля
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модуля
оперативного контроля
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модуля
формирования отчетов
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модуля
ручной обработки
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модуля
ручного и автоматического ввода, данного
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модуля
Модуль «Экспорт данных в Excel»
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модуля
экспорта-импорта данных в формате АСКП
Цифровой идентификатор ПО
FCB165ЕА38726E2DF6DB27C525358D4A
Лист № 3
Всего листов 8
2.2.12.3
MD5
2
NewM51070
18.10.2011.exe
Продолжение таблицы 1
1
Идентификационное наименование модуля
формирования и отправки актов перетоков
электроэнергии (макет 51070 XML)
Цифровой идентификатор ПО
17248Е413195СС394019F0D3FF17В087
М80020
18.10.2011.exe
С4В748Е115В152572D07E90B5АFE8452
M80050.exe
625F522FE1A9C85B76AA3667446CD8A4
Load-DataFromTXT.ехе
7A48D7B7BCB883B1FAB50852EBBD84C2
Enfc_Log.exe
DE6529F1492B527A8768BCF6FC586D1A
Еп-flogon.exe
6СВ1DE1EF5CC2FB3В9С9С904Е36В0355
Идентификационное наименование модуля
формирования и отправки макетов 80020 в
ОАО “АТС»
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модуля
формирования и отправки макета 80040 и
80050
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модуля
загрузки данных из текстовых файлов
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модуля
(Enfc_Log.exe)
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модуля
настройки подключения к серверу Oracle
Цифровой идентификатор ПО
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора ПО
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов приведен в таблице 2.
1
Воронежская
ТЭЦ-1, ГРУ-6,3
кВ, яч. 101, КЛ-
6кВ-101 ООО
"РВК-Воронеж"
ТПОФ
600/5, КТ 0,5
Рег. № 518-50
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
Рег. № 2611-70
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
2
Воронежская
ТЭЦ-1, ГРУ-6,3
кВ, яч. 109, КЛ-
6кВ-109 МУП
"Воронежская
горэлектросеть"
ТПОФ
600/5, КТ 0,5
Рег. № 518-50
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
Рег. № 2611-70
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
БСЧРВ-011М
/ HP DL180G6E5620
Номер ИК
Счетчик
электрической
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Наименование
Состав измерительного канала
измерительногоТрансформаторТрансформаторУССВ /
канала тока напряжения
энергии
сервер
1
2
3
4
56
Лист № 4
Всего листов 8
3
ТПОФ
600/5, КТ 0,5
Рег. № 518-50
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
Рег. № 831-53
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
4
Воронежская
ТЭЦ-1, КРУ-6,3
кВ БН, яч. 2,
КЛ-6кВ-2 ООО
"Союзкомплект"
ТПЛ-10-У3
300/5
КТ 0,5
Рег. № 1276-59
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
Рег. № 831-53
5
Воронежская
ТЭЦ-1, ОРУ-110
кВ, яч. 7, КВЛ-
110кВ-3
ТОГФ-110
1000/5, КТ 0,2S
Рег. № 44640-11
ЗНОГ
110000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 61431-15
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
6
Воронежская
ТЭЦ-1, ЗРУ-110
кВ, яч. 4, КВЛ-
110кВ-4
CTIG-110
1000/1, КТ 0,2S
Рег. № 49226-12
VDGW2
110000:√3/100:√3
КТ 0,2
Рег. № 43486-09
СЭТ-
4ТМ.03М.16
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
7
Воронежская
ТЭЦ-1, ЗРУ-110
кВ, яч. 9, КВЛ-
110кВ-5
CTIG-110
1000/1, КТ 0,2S
Рег. № 49226-12
VDGW2
110000:√3/100:√3
КТ 0,2
Рег. № 43486-09
СЭТ-
4ТМ.03М.16
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
8
Воронежская
ТЭЦ-1, ОРУ-110
кВ, яч. 5, ВЛ-
110кВ-6
ТОГФ-110
1000/5, КТ 0,2S
Рег. № 44640-11
ЗНОГ
110000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 61431-15
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
9
Воронежская
ТЭЦ-1, ОРУ-110
кВ, яч. 3, ВЛ-
110кВ-23
ТОГФ-110
1000/5, КТ 0,2S
Рег. № 44640-11
ЗНОГ
110000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 61431-15
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
10
CTIG-110
1000/1, КТ 0,2S
Рег. № 49226-12
11
Воронежская
ТЭЦ-1, ОРУ-35
кВ, ВЛ-35кВ-3
ТВ 35-I
600/5, КТ 0,5
Рег. № 19720-00
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
12
Воронежская
ТЭЦ-1, ОРУ-35
кВ, ВЛ-35кВ-4
ТВ 35-I
600/5, КТ 0,5
Рег. № 19720-00
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
БСЧРВ-011М.
/ HP DL180G6E5620
Продолжение таблицы 2
123456
Воронежская
ТЭЦ-1, ГРУ-6,3
кВ, яч. 120, КЛ-
6кВ-120 ООО
"РВК-Воронеж"
СЭТ-4ТМ.02.2-13
КТ 0,5S/0,5
Рег. № 20175-01
Воронежская
ТЭЦ-1, ЗРУ-110
кВ, яч. 10, КВЛ-
110кВ-24
СЭТ-
4ТМ.03М.16
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
VDGW2
110000:√3/100:√3
КТ 0,2
Рег. № 43486-09
НАМИ-35 УХЛ1
35000/100
КТ 0,5
Рег. № 19813-05
НАМИ-35 УХЛ1
35000/100
КТ 0,5
Рег. № 19813-05
Лист № 5
Всего листов 8
Продолжение таблицы 2
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 2 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.
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 их
неотъемлемая часть.
Номер ИК
Вид
электрической
энергии
Границы основной
погрешности, (±δ), %
Границы погрешности в
рабочих условиях, (±δ), %
1-3, 11, 12
4
5, 8, 9
Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК
Активная
Реактивная
Активная
Реактивная
Активная
Реактивная
1,2
1,8
1,3
1,8
0,8
1,2
2,9
4,5
3,2
4,5
1,2
1,9
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с±5
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, токе ТТ, равном
100 % от Iном для нормальных условий и при cosφ=0,8, токе ТТ, равном 5 % от Iном для
рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от
+5 до +35 °С.
от 90 до 110
от 1 до 120
от 0,5
инд.
до 1
емк
от -40 до +70
Значение
2
12
от 98 до102
от 100 до 120
0,8
от +21 до +25
50
Таблица 4 – Основные технические характеристики АИИС КУЭ
Наименование характеристики
1
Количество измерительных каналов
Нормальные условия
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности
- температура окружающей среды для счетчиков, °С
- частота, Гц
Условия эксплуатации
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности cos
j
(sin
j
)
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
- температура окружающей среды для счетчиков, °С
Лист № 6
Всего листов 8
165000
90000
114
2
от -40 до +60
от -40 до +55
от +10 до + 30
от 80,0 до 106,7
98
от 49,6 до 50,4
100000
1
Продолжение таблицы 4
1
СЭТ-4ТМ.03М
СЭТ-4ТМ.02.2
- температура окружающей среды для сервера, °С
- атмосферное давление, кПа
- относительная влажность, %, не более
- частота, Гц
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов
Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
СЭТ-4ТМ.03М
СЭТ-4ТМ.02
Сервер БД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Глубина хранения информации
Счетчики:
СЭТ-4ТМ.02, СЭТ-4ТМ.03М
-каждого массива профиля при времени интегрирования 30
мин, сут
Сервер БД:
- хранение результатов измерений и информации
состояний средств измерений, лет, не менее
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с
3,5
±5
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 ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита 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 титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Лист № 7
Всего листов 8
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
1
Количество, шт.
9
6
9
9
2
2
3
2
2
1
1
8
3
БСЧРВ-011М
1
1
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеОбозначение
CTIG-110
ТВ 35-I
Трансформатор токаТОГФ-110
ТПОФ
ТПЛ-10
VDGW2
ЗНОГ
Трансформатор напряженияНАМИ-35 УХЛ1
НТМИ-6
НТМИ-6-66
СЭТ-4ТМ.02.2-13
Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М
СЭТ-4ТМ.03М.16
Блок синхронизации часов
реального времени
Основной серверHP DL180G6E5620
Автоматизированное рабочее место АРМ
Документация
Методика поверкиМП 26.51.43/06/19
ФормулярФО 26.51.43/06/19
1
1
Поверка
осуществляетсяподокументуМП26.51.43/06/19«Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Воронежская ТЭЦ-1.
Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 05.07.2019 г.
Основные средства поверки:
средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства
измерений, входящими в состав АИИС КУЭ;
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системыGlobalPositioningSystem(GPS),регистрационныйномервФедеральном
информационном фонде 27008-04;
измеритель влажности и температуры ИВТМ-7, регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 15500-12;
миллитесламетр портативный универсальный ТПУ-04, регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 28134-04);
мультиметр«Ресурс-ПЭ-5»,регистрационныйномервФедеральном
информационном фонде (рег. № 33750-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведенывдокументе«Методика(метод)измеренийэлектрическойэнергиис
использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учета электроэнергии Воронежская ТЭЦ-1». МВИ 26.51.43/06/19.
Лист № 8
Всего листов 8
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ»
(ООО «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ»)
ИНН 7714348389
Адрес: 125040, г. Москва, ул. Ямского поля 3-я, д. 2, кор. 12, этаж 2, пом II, ком 9
Телефон 8 (495) 230-02-86
E-mail:
Испытательный центр
Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональныйцентр
стандартизации, 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
измерений 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.« ___ » _______________ 2019 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 40702-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) 2-х мобильных ГТЭС ПС 220 кВ "Кирилловская" | Нет данных | ОАО "Электроцентроналадка" (ЭЦН), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 65850-16 | Система измерений количества и параметров природного газа в составе узла коммерческого учета газа "Обустройство Ачимовских отложений Уренгойского месторождения Самбургского лицензионного участка" | Нет данных | ООО НПП "ГКС", г.Казань | 2 года | Перейти |
| 60965-15 | Система измерительная АСУ ТП энергоблока № 4 Белоярской АЭС | Нет данных | ОАО "ВНИИ по эксплуатации атомных электростанций" (ВНИИАЭС), г.Москва | 1 год - для СКУ ЭЧ, СКУ ПЗ; 2 года - для СКУ ЭО, СКУ ДГУ; 6 лет - для УСБТ, СКУ НЭ, СВД | Перейти |
| 65893-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Дзержинской ТЭЦ филиала "Нижегородский" ПАО "Т Плюс" | Нет данных | Филиал "Нижегородский" ПАО "Т Плюс", Московская обл. | 4 года | Перейти |
| 76042-19 | Система автоматизированная налива светлых нефтепродуктов | Нет данных | ООО "Пурнефтепереработка", ЯНАО, пос.Пурпе | 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