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) АО "Сызранский НПЗ", 2 очередь , ГРСИ 80441-20
Номер госреестра:
80441-20
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Сызранский НПЗ", 2 очередь
Обозначение типа:
Производитель:
Общество с ограниченной ответственностью "РН-Энерго" (ООО "РН-Энерго"), Московская область, г. Красногорск
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
02
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение № 8
к сведениям о типах средств
измерений, прилагаемым
к приказу Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «31» декабря 2020 г. № 2332
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Сызранский НПЗ», 2 очередь
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Сызранский НПЗ», 2 очередь (далее – АИИС КУЭ)
предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного
сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной
информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуюдвухуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией
измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя
измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и
счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные
цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
сервер под управлением гипервизора VMware на базе закрытой облачной системы (сервер) с
программным комплексом (ПК) «Энергосфера», устройство синхронизации времени (УСВ),
автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические
средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к
информации.
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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает в
локальную вычислительную сеть (ЛВС) и далее на сервер, где осуществляется обработка
измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом
коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации,
оформление отчетных документов.
2
Также сервер может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов
установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном
информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка
электроэнергии (ОРЭ).
Передача информации от АРМ ООО «РН-Энерго» в программно-аппаратный комплекс
АО «АТС» с использованием электронной цифровой подписи субъекта оптового рынка
электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ
осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов
установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент
предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС»,
АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта
оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и
мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в
себя часы счетчиков, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени,
синхронизированнойпосигналамглобальныхнавигационныхспутниковыхсистем
ГЛОНАСС/GPS.
Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется каждые 60 мин,
корректировка часов сервера производится при обнаружении расхождения часов сервера с
УСВ.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время
каждого сеанса связи со счетчиками, корректировка часов счетчиков производится при
расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера на величину не менее ±1 с.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с
обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на
которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПК «Энергосфера». ПК «Энергосфера» обеспечивает за-
щиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством за-
щиты
данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средства-
ми ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» указана в таблице 1.
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных
изменений – «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПК «Энергосфера»
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОpso_metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО не ниже 1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПОcbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО MD5
3
Измерительные компоненты
Вид
электри-
ческой
энергии
1
ПС 110 кВ ГПП-1,
РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6
кВ, яч. 43
ION7650
Кл.т. 0,2S/0,2
Рег. № 22898-07
2
ПС 110 кВ ГПП-1,
РУ-6 кВ, 4 с.ш. 6
кВ, яч. 56
ION7650
Кл.т. 0,2S/0,2
Рег. № 22898-07
3
ПС 110 кВ ГПП-1,
ТСН-2 0,4 кВ
-
ION7650
Кл.т. 0,2S/0,2
Рег. № 22898-07
4
ПС 110 кВ ГПП-2,
РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6
кВ, яч. 11
ION7650
Кл.т. 0,2S/0,2
Рег. № 22898-07
Метрологические и технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Метрологические
характеристики ИК
Но-Наименование
мерточкиСервер
ИК измерений ТТ ТН Счетчик УСВ
допускае-
мой основ-
ной отно-
Границы
рабочих
условиях
1234567
8
Границы
допускае-
мой относи-
тельной по-
сительной
грешности в
погрешно-
сти (±δ), %
(±δ
)
, %
9 10
УСВ-2
Рег. №VMware
41681-10
Актив-
ная1,13,0
НТМИ-6 У3
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 51199-12
Фазы: АВС
НТМИ-6 У3
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 51199-12
Фазы: АВС
Реактив-2,24,4
ная
Актив-
ная1,13,0
Реактив-2,24,4
ная
Актив-
ная0,51,5
ТШЛ-10У3
Кл.т. 0,5
3000/5
Рег. № 3972-73
Фазы: А; В; С
ТШЛ-10У3
Кл.т. 0,5
3000/5
Рег. № 3972-73
Фазы: А; В; С
ТОП-0,66
Кл.т. 0,2S
100/5
Рег. № 47959-11
Фазы: А; В; С
ТОЛ-НТЗ-10
Кл.т. 0,5S
2000/5
Рег. № 51679-12
Фазы: А; В; С
ЗНОЛП-НТЗ-6
Кл.т. 0,5
6000/√3/100/√3
Рег. № 51676-12
Фазы: А; В; С
Реактив-0,71,8
ная
Актив-
ная1,13,0
Реактив-2,24,4
ная
4
5
ПС 110 кВ ГПП-2,
РУ-6 кВ, 3 с.ш. 6
кВ, яч. 24
ION7650
Кл.т. 0,2S/0,2
Рег. № 22898-07
6
ПС 6 кВ ТП-90а от
ГПП-2, РУ-6 кВ, II
с.ш. 6кВ, яч. 12,
ф.12
ION7650
Кл.т. 0,2S/0,2
Рег. № 22898-07
7
ПС 6 кВ ТП-52а от
ГПП-2, РУ-6 кВ, II
с.ш. 6кВ, яч. 12,
КВЛ-6 кВ ф.12
ION7330
Кл.т. 0,5S/0,5
Рег. № 22898-07
8
ПС 110 кВ ГПП-1,
РУ-6 кВ, 3 с.ш. 6
кВ, яч. 28
ION7650
Кл.т. 0,2S/0,2
Рег. № 22898-07
9
ПС 110 кВ ГПП-1,
РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6
кВ, яч. 17
ION7650
Кл.т. 0,2S/0,2
Рег. № 22898-07
10
ПС 110 кВ ГПП-1,
ТСН-1 0,4 кВ
-
ION7650
Кл.т. 0,2S/0,2
Рег. № 22898-07
Продолжение таблицы 2
12345678910
УСВ-2
Рег. №VMware
41681-10
Актив-
ная1,13,0
Реактив-2,24,4
ная
Актив-
ная1,13,0
Реактив-2,24,4
ная
Актив-
ная1,13,3
Реактив-1,94,3
ная
Актив-
ная1,13,0
ЗНОЛП-НТЗ-6
Кл.т. 0,5
6000/√3/100/√3
Рег. № 51676-12
Фазы: А; В; С
НАМИТ-10
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 16687-97
Фазы: АВС
НАМИ-10
Кл.т. 0,2
6000/100
Рег. № 11094-87
Фазы: АВС
НТМИ-6 У3
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 51199-12
Фазы: АВС
НТМИ-6 У3
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 51199-12
Фазы: АВС
Реактив-2,24,4
ная
Актив-
ная1,13,0
ТОЛ-НТЗ-10
Кл.т. 0,5S
2000/5
Рег. № 51679-12
Фазы: А; В; С
ТЛК10-5
Кл.т. 0,5
100/5
Рег. № 9143-01
Фазы: А; С
ТОЛ 10-1
Кл.т. 0,5
50/5
Рег. № 15128-96
Фазы: А; С
ТЛШ10
Кл.т. 0,5
3000/5
Рег. № 11077-89
Фазы: А; В; С
ТЛШ10
Кл.т. 0,5
3000/5
Рег. № 11077-89
Фазы: А; В; С
ТОП-0,66
Кл.т. 0,2S
100/5
Рег. № 47959-11
Фазы: А; В; С
Реактив-2,24,4
ная
Актив-
ная0,51,5
Реактив-0,71,8
ная
5
УСВ-2
Рег. №
41681-10
VMware
Продолжение таблицы 2
12345678910
ТОЛ-НТЗ-10 ЗНОЛП-НТЗ-6 Актив-
ПС 110 кВ ГПП-2,Кл.т. 0,5SКл.т. 0,5ION7650ная1,13,0
11РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 2000/5 6000/√3/100/√3 Кл.т. 0,2S/0,2
кВ, яч. 37Рег. № 51679-12 Рег. № 51676-12 Рег. № 22898-07Реактив-2,24,4
Фазы: А; В; СФазы: А; В; С ная
ТОЛ-НТЗ-10ЗНОЛП-НТЗ-6Актив-
ПС 110 кВ ГПП-2,Кл.т. 0,5SКл.т. 0,5ION7650ная1,13,0
12РУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 2000/5 6000/√3/100/√3 Кл.т. 0,2S/0,2
кВ, яч. 56Рег. № 51679-12 Рег. № 51676-12 Рег. № 22898-07Реактив-2,24,4
Фазы: А; В; СФазы: А; В; С ная
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях±5 с
Примечания:
1В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при
доверительной вероятности, равной 0,95.
2Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30
мин.
3Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 3-5, 10-12 указана для тока 2 % от I
ном
, для остальных ИК – для тока 5 % от I
ном
;
cos
= 0,8инд.
4Допускается 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. Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения
используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником
АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
6
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристикиЗначение
Количество ИК 12
Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uномот 95 до 105
ток, % от Iном
для ИК №№ 3-5, 10-12от 1 до 120
для остальных ИКот 5 до 120
коэффициент мощности cosφ 0,9
частота, Гц от 49,8 до 50,2
температура окружающей среды, °Сот +15 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:от 90 до 110
напряжение, % от Uном
ток, % от Iномот 1 до 120
для ИК №№ 3-5, 10-12от 5 до 120
для остальных ИК от 0,5 до 1,0
коэффициент мощности cosφ от 49,6 до 50,4
частота, Гц от -45 до +40
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °Сот -4 до +40
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее35000
среднее время восстановления работоспособности, ч 72
для УСВ:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее45000
среднее время восстановления работоспособности, ч 2
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее70000
среднее время восстановления работоспособности, ч 1
Глубина хранения информации:
для счетчиков:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее45
при отключении питания, лет, не менее 9
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее3,5
Надежность системных решений:
защитаоткратковременныхсбоевпитаниясервераспомощьюисточника
бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатахизмеренийможет
передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
журнал счетчиков:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках.
журнал сервера:
параметрирования;
7
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки.
защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским
способом.
КУЭ и на
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеОбозначение
Трансформаторы токаТШЛ-10У3
Трансформаторы тока опорные ТОП-0,66
Трансформаторы тока ТОЛ-НТЗ-10
Трансформаторы тока ТЛК10-5
Трансформаторы тока ТОЛ 10-1
Трансформаторы тока ТЛШ10
Трансформаторы напряжения НТМИ-6 У3
Трансформаторы напряжения ЗНОЛП-НТЗ-6
Трансформаторы напряженияНАМИТ-10
Трансформаторы напряжения НАМИ-10
Счетчики электрической энергии многофункциональные ION
Устройства синхронизации времени УСВ-2
Сервер на базе закрытой облачной системы VMware
Методика поверки МП ЭПР-279-2020
ФормулярЭНПР.411711.044.ФО
Количество,
шт./экз.
6
6
12
2
2
6
4
12
1
1
11
1
1
1
1
8
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-279-2020 «ГСИ. Система автоматизированная
информационно-измерительнаякоммерческогоучетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)
АО«СызранскийНПЗ», 2очередь. Методикаповерки», утвержденному
ООО «ЭнергоПромРесурс» 04.09.2020 г.
Основные средства поверки:
трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока.
Методика поверки»;
трансформаторов напряжения – по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы
напряжения. Методика поверки»;
счетчиков ION – по документу МП 2203-0066-2006 «Счетчики электрической
энергии многофункциональные ION. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ
им. Д.И. Менделеева» в декабре 2006 г.;
УСВ-2 – по документу ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени
УСВ-2. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
блок коррекции времени ЭНКС-2 (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 37328-15);
анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L
(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием
АИИС КУЭ АО «Сызранский НПЗ», 2 очередь», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс»,
аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
АО «Сызранский НПЗ», 2 очередь
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 «РН-Энерго» (ООО «РН-Энерго»)
ИНН 7706525041
Адрес: 143402, Московская обл., г. Красногорск, ул. Международная, д. 14, секция 5-
001
Телефон: (495) 777-47-42
Факс: (499) 576-65-96
Web-сайт: www.rn-energo.ru
E-mail: rn-energo@rn-energo.ru
9
Испытательный центр
Обществосограниченнойответственностью«ЭнергоПромРесурс»
(ООО «ЭнергоПромРесурс»)
Адрес: 143443, Московская обл., г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская,
д. 57, офис 19
Телефон: (495) 380-37-61
E-mail: energopromresurs2016@gmail.com
Аттестат аккредитации ООО «ЭнергоПромРесурс» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312047 от 26.01.2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 31562-06 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Анучино" ОАО "Российские Железные Дороги" | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 75911-19 | Система измерительная количества СПГ | КриоПАГЗ-17/1.2 | ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань | 2 года | Перейти |
| 35444-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Нижневартовская ГРЭС" | Нет данных | ООО "НПФ "Прософт-Е", г.Екатеринбург | 4 года | Перейти |
| 54297-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Перевал" Восточно-Сибирской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Республики Бурятия | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 63105-16 | Система измерений количества и параметров нефти сырой с выхода ДНС №2 Верхнеказымского нефтяного месторождения (ОАО "Сургутнефтегаз") | Нет данных | АО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень | 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