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 Филиала ПАО "РусГидро" - "Нижегородская ГЭС" -, ГРСИ 81949-21
Номер госреестра:
81949-21
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Филиала ПАО "РусГидро" - "Нижегородская ГЭС"
Обозначение типа:
-
Производитель:
Общество с ограниченной ответственностью "ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ" (ООО "ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ"), г. Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
01/21
Описание типа:
Методика поверки:
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
УТВЕРЖДЕНО
приказом Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «18» июня 2021 г. № 1059
Лист № 1
Регистрационный № 81949-21Всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии Филиала ПАО «РусГидро» - «Нижегородская ГЭС»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии Филиала ПАО «РусГидро» - «Нижегородская ГЭС» (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
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,трехуровневую
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 – измерительно - вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325H-E2-M4-B12,
устройство синхронизации частоты и времени Метроном 600 (УСВ) каналообразующую
аппаратуру для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы;
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
сервер баз данных (СБД) ProLiant DL360e Gen8, локально-вычислительную сеть, программное
обеспечение (ПО) «Альфа ЦЕНТР», автоматизированные рабочие места, 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.
Первичныефазныетокиинапряженияпреобразуютсяизмерительными
трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям
связи поступают на соответствующие входы 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.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для
интервалов времени 30 мин.
Цифровой сигнал с количеством импульсов с выходов счетчиков посредством линий
связи поступает на входы УСПД, где осуществляется сбор, вычисление электроэнергии и
мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и трансформаторов
напряжения, преобразование единиц измерения количества потребленной электроэнергии в
кВт·ч, хранение результатов измерений и далее данные передаются на СБД (сервер базы данных)
АИИС КУЭ.
Лист № 2
Всего листов 10
СБД АИИС КУЭ с периодичностью один раз в 30 минут опрашивает УСПД и считывает
с него тридцатиминутный профиль мощности для каждого канала учета и журналы событий.
Считанные данныезаписываются в базуданных сервера. С помощьюпрограммного обеспечения
«АльфаЦентр» формируются макеты в формате xml (80020, 51070), АСКП и xls, которые по
электронной почте отправляются всем заинтересованным субъектам оптового рынка. В АТС
отправляется макет 80020 с электронной цифровой подписью.
АИИСКУЭимеетсистемуобеспеченияединоговремени(СОЕВ).СОЕВ
предусматривают поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях
АИИС КУЭ (ИИК, ИВКЭ и ИВК). В состав СОЕВ входит Устройство синхронизации частоты и
времени типа Метроном 600, синхронизирующее собственную шкалу времени со шкалой
всемирного координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационных систем
ГЛОНАСС.
УСПД АИИС КУЭ производит сравнение собственной шкалы времени со шкалой
времени Метроном 600 по протоколу SNTP 1 раз в 30 минут. Корректировка осуществляется при
расхождении на величину более чем ±2 с.
Сравнение шкалы времени сервера со шкалой времени УСПД происходит при каждом
опросе УСПД, но не реже 1 раза в 30 минут, корректировка осуществляется при расхождении
шкалы времени сервера со шкалой времени УСПД на величину более чем ±2 с.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД происходит при каждом
запросе профиля нагрузки от счетчика, т.е. каждые 30 минут, корректировка осуществляется при
расхождении шкалы времени счетчика со шкалой времени УСПД на величину более чем ±2 с.
Журналы событий счетчика электрической энергии, УСПД, ИВК отражают: факты
коррекции времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после
коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Идентификационные признаки
MD5
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Альфа ЦЕНТР» Уровень защиты ПО от
непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «высокий» в
соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные признаки ПО
Значение
ac_metrology.dll
Не ниже 12.01
3Е736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
Идентификационное наименование модуля ПО
Номер версии (идентификационный номер)
модуля ПО
Цифровой идентификатор модуля ПО
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора модуля ПО
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Лист № 3
Всего листов 10
Номер ИК
Наименование
измерительного
канала
Состав измерительного канала
Трансформатор
тока
Трансформатор
напряжения
GSZ 20
13800/100
КТ 0,2
Рег. № 52589-13
EA02RAL-P3B-
4
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 16666-07
Метроном 600, рег. № 56465-14 /
RTU-325H-E2-M4-B12, рег. № 44626-10
ProLiant DL360e Gen8
GSZ 20
13800/100
КТ 0,2
Рег. № 52589-13
EA02RAL-P3B-
4
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 16666-07
GSZ 20
13800/100
КТ 0,2
Рег. № 52589-13
EA02RAL-P3B-
4
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 16666-07
GSZ 20
13800/100
КТ 0,2
Рег. № 52589-13
EA02RAL-P3B-
4
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 16666-07
GSZ 20
13800/100
КТ 0,2
Рег. № 52589-13
EA02RAL-P3B-
4
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 16666-07
GSZ 20
13800/100
КТ 0,2
Рег. № 52589-13
EA02RAL-P3B-
4
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 16666-07
GSZ 20
13800/100
КТ 0,2
Рег. № 52589-13
EA02RAL-P3B-
4
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 16666-07
GSZ 20
13800/100
КТ 0,2
Рег. № 52589-13
EA02RAL-P3B-
4
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 16666-07
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Счетчик
электрическойИВКЭИВК
энергии
123
4
567
ТПШФ-20
1ГГ-1 3000/5, КТ 0,5
Рег. № 519-50
ТВ-ЭК 20М2
2ГГ-25000/5, КТ 0,2S
Рег. № 74600-19
ТПШФ-20
3ГГ-3 3000/5, КТ 0,5
Рег. № 519-50
ТПШФ-20
4ГГ-4 3000/5, КТ 0,5
Рег. № 519-50
ТШВ 15
5 ГГ-5 5000/5, КТ 0,2
Рег. № 5719-15
ТШВ 15
6 ГГ-6 5000/5, КТ 0,2
Рег. № 5719-15
ТШВ 15
7 ГГ-7 5000/5, КТ 0,2
Рег. № 5719-15
ТШВ 15
8 ГГ-8 5000/5, КТ 0,2
Рег. № 5719-15
Лист № 4
Всего листов 10
9
ВЛ 110 кВ
Нижегородская
ГЭС-
Левобережная I
цепь (ВЛ ГЭС -
Левобережная-
1)
VIS WI
1000/1, КТ 0,2S
Рег. № 37750-08
SVS 123
110000:√3/100:√3
КТ 0,2
Рег. № 28655-05
EA02RAL-P3B-
4
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 16666-07
Метроном 600, рег. № 56465-14 /
RTU-325H-E2-M4-B12, рег. № 44626-10
ProLiant DL360e Gen8
10
ВЛ 110 кВ
Нижегородская
ГЭС-ГПП2
ЗМЗ (ВЛ ГЭС-
ЗМЗ)
ТВ-ЭК 110М1
1000/1, КТ 0,2S
Рег. № 39966-10
SVS 123
110000:√3/100:√3
КТ 0,2
Рег. № 28655-05
EA02RAL-P3B-
4
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 16666-07
11
ВЛ 110 кВ
Нижегородская
ГЭС-
Малаховская II
цепь с
отпайками (ВЛ
Малаховская-2)
VIS WI
1000/1, КТ 0,2S
Рег. № 37750-08
SVS 123
110000:√3/100:√3
КТ 0,2
Рег. № 28655-05
EA02RAL-P3B-
4
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 16666-07
12
ВЛ 110 кВ
Нижегородская
ГЭС-
Малаховская I
цепь с
отпайкой на ПС
Пестовская (ВЛ
Малаховская-1)
ТВ-ЭК 110М1
1000/1, КТ 0,2S
Рег. № 39966-10
SVS 123
110000:√3/100:√3
КТ 0,2
Рег. № 28655-05
EA02RAL-P3B-
4
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 16666-07
13
ВЛ 110 кВ
Нижегородская
ГЭС-Накат с
отпайками (ВЛ
ГЭС-ЦБК)
ТВ-ЭК 110М1
1000/1, КТ 0,2S
Рег. № 39966-10
SVS 123
110000:√3/100:√3
КТ 0,2
Рег. № 28655-05
EA02RAL-P3B-
4
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 16666-07
Продолжение таблицы 2
1234567
Лист № 5
Всего листов 10
14
ВЛ 110 кВ
Нижегородская
ГЭС-
Новосормовская
с отпайками
(ВЛ 132)
VIS WI
1000/1, КТ 0,2S
Рег. № 37750-08
SVS 123
110000:√3/100:√3
КТ 0,2
Рег. № trial-05
EA02RAL-P3B-
4
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 16666-07
Метроном 600, рег. № 56465-14 /
RTU-325H-E2-M4-B12, рег. № 44626-10
ProLiant DL360e Gen8
15
КВЛ 110 кВ
Нижегородская
ГЭС–Луч с
отпайкой на ПС
Чернораменская
(КВЛ 194)
VIS WI
1000/1, КТ 0,2S
Рег. № 37750-08
SVS 123
110000:√3/100:√3
КТ 0,2
Рег. № 28655-05
EA02RAL-P3B-
4
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 16666-07
16
ВЛ 110 кВ
Нижегородская
ГЭС-
Дзержинская с
отпайкой на ПС
Автотрек (ВЛ
122)
VIS WI
1000/1, КТ 0,2S
Рег. № 37750-08
SVS 123
110000:√3/100:√3
КТ 0,2
Рег. № 28655-05
EA02RAL-P3B-
4
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 16666-07
17
ВЛ 110 кВ
Нижегородская
ГЭС-Западная с
отпайкой на ПС
Бурцевская (ВЛ
129)
VIS WI
1000/1, КТ 0,2S
Рег. № 37750-08
SVS 123
110000:√3/100:√3
КТ 0,2
Рег. № 28655-05
EA02RAL-P3B-
4
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 16666-07
18
ВЛ 110 кВ
Нижегородская
ГЭС–Пучеж с
отпайкой на ПС
Губцевская (ВЛ
ГЭС – Пучеж)
ТВ-ЭК 110М1
1000/1, КТ 0,2S
Рег. № 39966-10
SVS 123
110000:√3/100:√3
КТ 0,2
Рег. № 28655-05
EA02RAL-P3B-
4
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 16666-07
Продолжение таблицы 2
1234567
Лист № 6
Всего листов 10
19
Нижегородская
ГЭС, КРУ-6 кВ,
1 секция, Яч.16,
ф.625
ТОЛ-СЭЩ-10
400/5, КТ 0,5S
Рег. № 32139-06
3НОЛП-6 У2
6000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 23544-07
EA02RAL-P3B-
4
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 16666-07
Метроном 600, рег. № 56465-14 /
RTU-325H-E2-M4-B12, рег. № 44626-10
ProLiant DL360e Gen8
20
Нижегородская
ГЭС, КРУ-6 кВ,
2 секция, Яч.17,
ф.625
ТОЛ-СЭЩ-10
400/5, КТ 0,5S
Рег. № 32139-06
3НОЛП-6 У2
6000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 23544-07
EA02RAL-P3B-
4
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 16666-07
21
ВЛ 110 кВ
Нижегородская
ГЭС–
Левобережная
II цепь (ВЛ
ГЭС -
Левобережная-
2)
VIS WI
1000/1, КТ 0,2S
Рег. № 37750-08
SVS 123
110000:√3/100:√3
КТ 0,2
Рег. № 28655-05
EA02RAL-P3B-
4
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 16666-07
22
ОВ 110
VIS WI
1000/1, КТ 0,2S
Рег. № 37750-08
SVS 123
110000:√3/100:√3
КТ 0,2
Рег. № 28655-05
EA02RAL-P3B-
4
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 16666-07
23
ВЛ 220 кВ
Нижегородская
ГЭС - Вязники
(ВЛ 220 кВ
ГЭС - Вязники)
ТГФ220-II*
1200/1, КТ 0,2S
Рег. № 20645-07
TVG 245
220000:√3/100:√3
КТ 0,2
Рег. № 38886-08
EA02RAL-P3B-
4
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 16666-07
24
ВЛ 220 кВ
Нижегородская
ГЭС –
Семеновская
ТГФ220-II*
1200/1, КТ 0,2S
Рег. № 20645-07
TVG 245
220000:√3/100:√3
КТ 0,2
Рег. № 38886-08
EA02RAL-P3B-
4
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 16666-07
Продолжение таблицы 2
1234567
Лист № 7
Всего листов 10
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 УСВ, УСПД на аналогичные утвержденных типов.
3. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения, используемого ПО (при условии
сохранения цифрового идентификатора ПО).
4. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце
АИИС КУЭ порядке, проводится первичная поверка АИИС КУЭ, в части ИК,
подвергшихся изменению, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический
акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их
неотъемлемая часть.
Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Номер ИК
погрешности
±δ, %
Границы
1, 3, 4
2, 9-18, 21-24
5-8
19, 20
Вид электрической
Границы основной
погрешности в
энергии рабочих
условиях ±δ, %
Активная1,02,8
Реактивная 1,6 4,4
Активная 0,5 1,0
Реактивная 0,9 1,7
Активная 0,5 1,4
Реактивная 0,9 2,2
Активная 1,2 1,7
Реактивная 1,8 2,7
Пределы абсолютной погрешности синхронизации компонентов
СОЕВ АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC (SU),5
(±) с
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 cos φ=0,8, токе ТТ, равном
100 % от Iном для нормальных условий и для рабочих условий при cos φ=0,8, токе ТТ,
равном 2 % от Iном при температуре окружающего воздуха в месте расположения
счетчиков от +5 до +35°С
Значение
2
24
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
от 98 до 102
от 100 до 120
0,8
от +21 до +25
50
Лист № 8
Всего листов 10
50000
100000
60
45
2
от 90 до 110
от 1 до 120
от 0,5
инд.
до 1
емк
от -25 до +40
от +5 до + 35
от +10 до + 30
от +15 до + 25
от 80,0 до 106,7
98
от 49,6 до 50,4
100000
1
Продолжение таблицы 4
1
Условия эксплуатации
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности cos
(sin
)
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
- температура окружающей среды для счетчиков, °С
- температура окружающей среды для сервера, °С
- температура окружающей среды для УСПД, °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
ЕвроАльфа
Устройство синхронизации частоты и времени:
Метроном 600
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Глубина хранения информации
Счетчики:
ЕвроАльфа
- каждого массива профиля мощности при времени
интегрирования 30 минут составляет, сут, не менее
УСПД:
RTU-325H
- архива коммерческого интервала (по умолчанию) за сутки,
дни, не менее
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации о
состоянии средств измерений, лет, не менее
3,5
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- УСПД.
- защита на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой
подписи);
- установка пароля на ИВК.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Лист № 9
Всего листов 10
Обозначение
Количество, шт.
Трансформатор тока
VIS WI
24
ТВ-ЭК 110М1
12
ТВ-ЭК 20М2
3
ТГФ220-II*
6
ТОЛ-СЭЩ-10
6
ТПШФ-20
9
ТШВ 15
12
Трансформатор напряжения
Счетчик электрической энергии
Устройство сбора и передачи данных (УСПД)
Устройство синхронизации частоты и времени
Сервер
ProLiant DL360e Gen8
1
Методика поверки
Формуляр
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
3НОЛП-6 У2
GSZ 20
SVS 123
TVG 245
EA02RAL-P3B-4
RTU-325H-E2-M4-B12
Метроном 600
9
24
12
12
24
1
1
Автоматизированное рабочее место
Документация
МП 26.51.43/32/211
ФО 26.51.43/32/211
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии сиспользованием системы
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии
Филиала ПАО «РусГидро» - «Нижегородская ГЭС». МВИ 26.51.43/32/21, аттестованной ФБУ
«Самарский ЦСМ». Аттестат аккредитации № RA.RU.311290 от 16.11.2015 г.
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
Лист № 10
Всего листов 10
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 68838-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ Приозерная | Нет данных | ООО "Центр энергоэффективности ИНТЕР РАО ЕЭС", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 82943-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" (потребитель АО "ЛОЭСК" - ПС-514 110/10/6 кВ) | Обозначение отсутствует | Общество с ограниченной ответственностью "ЭнергоСнабСтройСервис" (ООО "ЭССС"), г. Москва | 4 года | Перейти |
| 47283-11 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Канаш" Горьковской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Республики Чувашия | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 80281-20 | Система налива автомобильных топлив в автомобильные цистерны АО "Антипинский НПЗ" | Акционерное общество "Антипинский нефтеперерабатывающий завод" (АО "Антипинский НПЗ"), г. Тюмень | 1 год | Перейти | |
| 59978-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала "Свердловский" ОАО "Волжская ТГК" Нижнетуринская ГРЭС | Нет данных | ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург | 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