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 "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Санкт-Петербург" Валдайское ЛПУ МГ КС "Валдай" -, ГРСИ 81309-21
Номер госреестра:
81309-21
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Санкт-Петербург" Валдайское ЛПУ МГ КС "Валдай"
Обозначение типа:
-
Производитель:
Инженерно-технический центр Общества с ограниченной ответственностью "Газпром энерго" (Инженерно-технический центр ООО "Газпром энерго"), г. Оренбург
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
13.003-2020
Описание типа:
Методика поверки:
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
УТВЕРЖДЕНО
приказом Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «29» марта 2021 г. №425
Лист № 1
Регистрационный № 81309-21Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Санкт-
Петербург» Валдайское ЛПУ МГ КС «Валдай»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург»
Валдайское ЛПУ МГ КС «Валдай» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений
приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за
установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной
информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с
централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ состоит из двух уровней:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя
измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ),
многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее –
счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), выполненный на
основе серверного оборудования промышленного исполнения. ИВК включает в себя
специализированноепрограммноеобеспечения«АльфаЦЕНТР»,каналообразующую
аппаратуру, серверы баз данных (БД) и автоматизированные рабочие места (АРМ)
ООО «Газпром энерго» и АО «Газпром энергосбыт».
ИИК, ИВК, технические средства приема-передачи данных и линии связи образуют
измерительные каналы (ИК).
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами
в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей
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, реактивной 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 минут;
средняя на интервале времени 30 минут активная и реактивная электрическая
мощность.
Лист № 2
Всего листов 8
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов
измерений электрической энергии;
автоматический сбор данных о состоянии средств измерений и состоянии
объектов измерений;
хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;
автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы
каналов связи, восстановления питания;
перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на
коэффициенты трансформации ТТ и ТН;
формирование отчетных документов;
ведение журнала событий с фиксацией изменений результатов измерений,
осуществляемых в ручном режиме, изменений коэффициентов ТТ и ТН, синхронизации
(коррекции) времени с указанием времени до и после синхронизации (коррекции), пропадания
питания, замены счетчика, событий, отраженных в журналах событий счетчиков;
конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;
сбор и хранение журналов событий счетчиков;
ведение журнала событий ИВК;
синхронизацию времени в сервере БД с возможностью коррекции времени в
счетчиках электроэнергии;
аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения
параметров и любого изменения данных;
самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
дистанционный доступ к компонентам АИИС
ИВК осуществляет автоматический обмен (передачу и получение) результатами
измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка
электрической энергии и мощности (ОРЭМ), с другими АИИС КУЭ утвержденного типа, а
также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе: АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии
междуИВК,АРМ,информационнымисистемамисубъектовоптовогорынкаи
инфраструктурными организациями ОРЭМ осуществляется следующим образом:
- посредством электронной почты в виде электронных документов XML в формате
80020 для передачи данных от сервера БД на АРМ;
- посредством электронной trial в виде электронных документов XML в формате
80020 для передачи данных от сервера БД или АРМ во внешние системы;
- информация о средствах измерения, при необходимости, передается в виде
электронного документа XML в формате 80030.
Электронные документы XML заверяются электронно-цифровой подписью на АРМ
и/или сервере БД
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
посредством интерфейса RS-485, телефонной линии и модемов SHDSL для
передачи данных от счетчиков до ИВК;
посредством спутникового канала связи (основной канал) и телефонных каналов
ТЧ связи, сети сотовой связи GSM каналов (резервные каналы) для передачи данных от
уровня ИИК до уровня ИВК;
посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи
данных с сервера баз данных на АРМ;
посредством наземного канала связи Е1 для передачи данных от уровня ИВК во
внешние системы (основной канал);
посредством спутникового канала для передачи данных от уровня ИВК во
внешние системы (резервный канал).
Лист № 3
Всего листов 8
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого
времени (СОЕВ), включающая в себя часы Сервера БД и счетчиков. Сервер БД получает
шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от сервера синхронизации времени
утвержденного типа ССВ-1Г. Синхронизация часов Сервера БД с сервером синхронизации
времени происходит при расхождении более чем на ±2 с. Сличение времени часов счетчиков с
временем часов Сервера БД осуществляется во время сеанса связи (не реже 1 раза в сутки).
Корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со
временем часов Сервера БД ±2 с.
Журналы событий счетчика и сервера отображают факты коррекции времени с
обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на
которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер
в виде цифро-буквенного обозначения наносится на формуляр.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от
непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов
фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с
помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует
уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО
указана в таблице 1.
обеспечения
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование программного
ac_metrology.dll
не ниже 12.1
(рассчитываемый по алгоритму MD5)
Номер версии (идентификационный номер) програм-
много обеспечения
Цифровой идентификатор программного обеспечения
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические
характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.
ССВ-1Г
Рег. №
58301-14;
Сервер БД
ТТ
ТН
Счетчик
ИВК
6
Таблица 2 – Состав ИК
№
Наименование ИК
ИК
1
2
1ПС 110 кВ Газовая,
ЗРУ-10 кВ,
1 СШ 10 кВ, яч.1
2ПС 110 кВ Газовая,
ЗРУ-10 кВ,
2 СШ 10 кВ, яч.4
3ПС 110 кВ Газовая,
ЗРУ-10 кВ,
2 СШ 10 кВ, яч.2
на СГРС Т-2 10 кВ
4ПС 110 кВ Газовая,
ЗРУ-10 кВ,
3 СШ 10 кВ, яч.37
3
ТЛП-10
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1000/5
Рег. № 30709-05
ТЛП-10
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1000/5
Рег. № 30709-05
ТЛМ-10
Кл.т. 0,5S
Ктт = 100/5
Рег. № 2473-05
ТЛП-10
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1000/5
Рег. № 30709-05
4
НТМИ-10 У3
Кл.т. 0,5
Ктн = 10000/100
Рег. № 51199-18
НТМИ-10 У3
Кл.т. 0,5
Ктн = 10000/100
Рег. № 51199-18
НТМИ-10 У3
Кл.т. 0,5
Ктн = 10000/100
Рег. № 51199-18
НТМИ-10 У3
Кл.т. 0,5
Ктн = 10000/100
Рег. № 51199-18
5
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
Лист № 4
Всего листов 8
ССВ-1Г
Рег. №
58301-14;
Сервер БД
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 таблицах 3 и
4 метрологических характеристик.
2Допускается замена устройства синхронизации времени на аналогичные утвержденных
типов. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце
АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт
хранится совместно с эксплуатационными документами АИИС КУЭ как их неотъемлемая
часть.
Окончание таблицы 2
1
2
5ПС 110 кВ Газовая,
ЗРУ-10 кВ,
4 СШ 10 кВ, яч.40
3
ТЛП-10
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1000/5
Рег. № 30709-
05
4
НТМИ-10 У3
Кл.т. 0,5
Ктн = 10000/100
Рег. № 51199-18
56
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
6ПС 110 кВ Газовая,
ЗРУ-10 кВ,
4 СШ 10 кВ, яч.34
на СГРС Т-1 10 кВ
7ПС 110 кВ Газовая,
РУ-0,4 кВ,
ввод 0,4 кВ ТСН-1
НТМИ-10 У3
Кл.т. 0,5
Ктн = 10000/100
Рег. № 51199-18
Не
используется
8ПС 110 кВ Газовая,
РУ-0,4 кВ,
ввод 0,4 кВ ТСН-2
ТЛМ-10
Кл.т. 0,5S
Ктт = 100/5
Рег. № 2473-05
Т-0,66
Кл.т. 0,5S
Ктт = 400/5
Рег. № 22656-07
Т-0,66
Кл.т. 0,5S
Ктт = 400/5
Рег. № 22656-07
Не
используется
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
A1802RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
Примечания:
cos
Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения
ИК
№№
I
2
≤ I
изм
<I
5
δ
Wо
A
%δ
Wо
P
%
I
5
≤ I
изм
<I
20
δ
Wо
A
%δ
Wо
P
%
I
20
≤ I
изм
<I
100
δ
Wо
A
% δ
Wо
P
%
I
100
≤ I
изм
≤I
120
δ
Wо
A
% δ
Wо
P
%
1, 2, 4, 5 0,50
0,80
0,87
1,00
3, 60,50
0,80
0,87
1,00
7, 80,50
0,80
0,87
1,00
±2,1±1,6
±1,3±2,0
±1,3±2,3
±1,0-
±4,8±2,4
±2,6±4,0
±2,2±4,9
±1,6-
±4,6±2,3
±2,4±3,8
±2,1±4,7
±1,5-
±1,7±1,4
±1,1±1,7
±1,0±1,9
±0,8-
±3,0±1,8
±1,7±2,6
±1,5±3,1
±1,1-
±2,7±1,6
±1,5±2,4
±1,3±2,8
±0,9-
±1,4±1,0
±0,9±1,3
±0,8±1,5
±0,7-
±2,2±1,2
±1,2±1,9
±1,1±2,2
±0,9-
±1,8±1,0
±1,0±1,5
±0,8±1,9
±0,6-
±1,4±1,0
±0,9±1,3
±0,8±1,5
±0,7-
±2,2±1,2
±1,2±1,9
±1,1±2,2
±0,9-
±1,8±1,0
±1,0±1,5
±0,8±1,9
±0,6-
Лист № 5
Всего листов 8
cos
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
ИК
№№
I
2
≤ I
изм
<I
5
δ
W
A
%δ
W
P
%
I
5
≤ I
изм
<I
20
δ
W
A
%δ
W
P
%
I
20
≤ I
изм
<I
100
δ
W
A
% δ
W
P
%
I
100
≤ I
изм
≤I
120
δ
W
A
% δ
W
P
%
1, 2, 4, 5 0,50
0,80
0,87
1,00
3, 60,50
0,80
0,87
1,00
7, 80,50
0,80
0,87
±2,2±2,1
±1,5±2,4
±1,4±2,7
±1,2-
±4,8±2,8
±2,6±4,2
±2,3±5,0
±1,7-
±4,7±2,7
±2,5±4,0
±2,2±4,9
±1,7±1,9
±1,2±2,2
±1,2±2,3
±0,8-
±3,0±2,2
±1,8±2,9
±1,6±3,4
±1,1-
±2,7±2,1
±1,6±2,7
±1,4±3,1
±1,5±1,7
±1,1±1,9
±1,0±2,1
±0,8-
±2,3±1,8
±1,4±2,3
±1,2±2,6
±0,9-
±1,9±1,7
±1,1±2,1
±1,0±2,3
±1,5±1,7
±1,1±1,9
±1,0±2,1
±0,8-
±2,3±1,8
±1,4±2,3
±1,2±2,6
±0,9-
±1,9±1,7
±1,1±2,1
±1,0±2,3
1,00±1,6-±0,9-±0,7-±0,7-
Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы
времени UTC(SU) ±5 с
Примечание:
I
2
– сила тока 2% относительно номинального тока ТТ; I
5
– сила тока 5% относительно номинального тока ТТ; I
20
–
сила тока 20% относительно номинального тока ТТ;
I
100
– сила тока 100% относительно номинального тока ТТ;
I
120
– сила тока 120% относительно номинального тока ТТ;
I
изм
– силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно
номинального тока ТТ;
δ
Wо
A
– доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при
вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии;
δ
Wо
Р
– доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при
вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии;
δ
W
A
– доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности
Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения;
δ
W
P
– доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности
Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения.
от 2 до 120
от 99 до 101
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.
от +21 до +25
от 2 до 120
от 90 до 110
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.
Значение
2
8
Таблица 5 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
1
Количество измерительных каналов
Нормальные условия:
ток, % от I
ном
напряжение, % от U
ном
коэффициент мощности cos
температура окружающего воздуха для счетчиков,
С:
Рабочие условия эксплуатации:
допускаемые значения неинформативных параметров:
ток, % от I
ном
напряжение, % от U
ном
коэффициент мощности cos
Лист № 6
Всего листов 8
100
3,5
2
от -40 до +40
от 0 до +40
от +15 до +25
30
30
Автоматическое
Автоматическое
Окончание таблицы 5
1
температура окружающего воздуха, °C:
- для ТТ и ТН
- для счетчиков
-
для сервера
Период измерений активной и реактивной средней мощности и
приращений электрической энергии, минут
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут
Формирование XML-файла для передачи внешним системам
Формирование базы данных с указанием времени измерений и
времени поступления результатов
Глубина хранения информации
Счетчики:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сутки, не менее
Сервер ИВК:
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее
Надежность системных решений:
–защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника
бесперебойного питания;
–резервный сервер с установленным специализированным ПО;
–резервирование каналов связи между уровнями ИИК и ИВК и между ИВК и
внешними системами субъектов ОРЭМ, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ.
Ведение журналов событий:
–счётчика, с фиксированием событий:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике.
– ИВК, с фиксированием событий:
даты начала регистрации измерений;
перерывы электропитания;
программные и аппаратные перезапуски;
установка и корректировка времени;
переход на летнее/зимнее время;
нарушение защиты ИВК;
− отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и
соответствующего интервала времени.
Защищённость применяемых компонентов:
– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
– счётчика;
– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
– испытательной коробки;
– сервера;
– защита информации на программном уровне:
результатов измерений при передаче информации (возможность использования
цифровой подписи);
установка пароля на счетчик;
установка пароля на сервер БД.
Лист № 7
Всего листов 8
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АУВП.411711.091.ФО «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго»
ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» Валдайское ЛПУ МГ КС «Валдай». Формуляр».
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Обозначение
ТЛМ-10
Т-0,66
ТЛП-10
НТМИ-10 У3
A1802RALQ-P4GB-DW-4
A1802RALXQ-P4GB-DW-4
АльфаЦЕНТР
StratusFT Server 4700P4700-2S
ССВ-1Г
АУВП.411711.091.ФО
Количество, шт.
4
6
8
4
7
1
1
1
1
1
Таблица 6 – Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Счетчики
Счетчики
ПО ИВК
Сервер БД
СОЕВ
Системаавтоматизированная
информационно-измерительная
коммерческого учета электроэнергии
ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром
трансгаз Санкт-Петербург"
Валдайское ЛПУ МГ КС "Валдай".
Формуляр
ГСИ.Системаавтоматизированная
информационно-измерительная
коммерческого учета электроэнергии
ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром
трансгаз Санкт-Петербург"
Валдайское ЛПУ МГ КС "Валдай".
Методика поверки
МП-318-RA.RU.310556-2020
1
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической
энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной
коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Санкт-
Петербург» Валдайское ЛПУ МГ КС «Валдай»» Методика измерений аттестована Западно-
Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ». Аттестат аккредитации Западно-Сибирского
филиалаФГУП«ВНИИФТРИ»поаттестацииметодик(методов)измеренийи
метрологической экспертизе № RA.RU.311735 от 19.07.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром
энерго» ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» Валдайское ЛПУ МГ КС «Валдай»
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения.
Лист № 8
Всего листов 8
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 83198-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Южная | Обозначение отсутствует | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ" (ООО "ИЦ ЭАК"), г. Москва | 4 года | Перейти |
| 80966-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПНК-Урал | Акционерное общество Группа Компаний "Системы и технологии" (АО ГК "Системы и Технологии"), г. Владимир, ул. Лакина, д. 8А | 4 года | Перейти | |
| 47043-11 | Аспираторы | УПРВ-1-20 | ООО "НТЦ "РАДЭК", г.С.-Петербург | 1 год | Перейти |
| 39614-08 | Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Нурэнерго" | Нет данных | ООО "Энсис Технологии", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 21070-01 | Анализаторы газов | АГЖ-1 | ФГУП "ГосНИИхиманалит", г.С.-Петербург | 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