Untitled document

УТВЕРЖДЕНО

приказом Федерального агентства

по техническому регулированию

и метрологии

от «5» октября 2021 г. № 2184

Лист № 1

Регистрационный № 83320-21Всего листов 10

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Абакан-Районная

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Абакан-районная (далее по тексту - АИИС КУЭ)

предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки,

хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуюмногоуровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией

измерения.

АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие

измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН),

счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и

технические средства приема-передачи данных.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки

(ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства

приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия

между уровнями системы, коммутационное оборудование.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий

центр сбора и обработки данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА), устройство

синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ),

расположенные в ЦСОД ИА и в филиалах ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС, ПМЭС,

каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической

энергии;

- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения

единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени

UTC (SU);

- хранение информации по заданным критериям;

- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка

электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в

аналоговые унифицированные сигналы, которые по кабельным линиям связи поступают на

входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений

активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются

приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.

Лист № 2

Всего листов 10

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств

измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям

связи (интерфейс RS-485).

Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической

сети (далее по тексту - ЕНЭС) автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с

помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой

сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ). При отказе основного канала связи опрос УСПД

выполняется по резервному каналу связи.

Поокончанииопросасерверсбораавтоматическипроизводитобработку

измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает

полученные данные в сервер баз данных ИВК. В сервере баз данных ИВК информация о

результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически

формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру.

Один раз в сутки оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с

результатами измерений, в формате ХМL и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» и

смежным субъектам ОРЭМ посредством электронной почты с использованием электронно-

цифровой подписи.

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии

и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод

передачи данных.

СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. В состав ИВК входит УССВ,

принимающее сигналы точного времени от спутниковых навигационных систем. УССВ

обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора ИВК с

национальной шкалой РФ координированного времени UTC (SU).

Синхронизация часов УСПД выполняется автоматически при расхождении с часами

сервера сбора ИВК более чем ±1 с, с интервалом проверки текущего времени не более 60 мин.

В процессе сбора информации со счетчиков с периодичностью один раз в 30 минут

УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической

энергии, и, в случае расхождения более чем ±2 с, автоматически выполняет синхронизацию

текущего времени в счетчиках электрической энергии.

Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер

в виде цифро-буквенного обозначения установлен в технической документации АИИС КУЭ.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Программное обеспечение

ВАИИСКУЭиспользуетсяспециализированноепрограммноеобеспечение

автоматизированной информационно-измерительнойсистемыкоммерческогоучета

электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)).

СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при учете электрической энергии и

обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений, а также их

отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных

регламентом оптового рынка электроэнергии.

Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), установленного

в ИВК, указаны в таблице 1.

(если имеются)

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)Значение

Идентификационное наименование ПОСПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 1.0.0.4

Цифровой идентификатор ПО26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218

Другие идентификационные данные

DataServer.exe, DataServer_USPD.exe

Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 3

Всего листов 10

Метрологические и технические характеристики

УСПД

RTU-325L

рег.№

37288-08

ИК

электрической

ВЛ220кВВ220/2

(Д-61)ег.№3191-7

КФ-220-

рег.№81620-21

1Ктн=кл.т0,2S/0,5

Таблица 2 - Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ

Составпервого ивторого уровней АИИСКУЭ

№

НаименованиеИКТрансформаторТрансформатор

Счётчик

токанапряжения

энергии

123 4 5

Абакан-районная–

кл.т0,5

АльфаА1800

АбаканскаяТЭЦ

Ктт=1000/5

(220000/√3)/(100/√3) рег.№31857-06

кл.т0,5рег.№81620-21

НКФ-220-58

кл.т0,5

Ктн=

ТДУ-220(220000/√3)/(100/√3)

АльфаА1800

2ОВ220кВ

Ктт=1000/5 НАМИ-220УХЛ1

кл.т0,2S/0,5

рег.№68575-17кл.т0,2

Ктн=

(220000/√3)/(100/√3)

рег.№60353-15

рег.№31857-06

кл.т0,2S

Ктт=1000/5

НАМИ

рег.№60353-15

ТВ-ЭК

кл.т0,2АльфаА1800

31АТ110 кВ Ктн= кл.т0,2S/0,5

рег.№74

00-19

(110000/√3)/(100/√3) рег.№31857-06

кл.т0,2S

Ктт=1000/5

НАМИ

рег.№60353-15

ТВ-ЭК

кл.т0,2АльфаА1800

42АТ110 кВ Ктн= кл.т0,2S/0,5

рег.№74

00-19

(110000/√3)/(100/√3) рег.№31857-06

ВЛ110кВВ-110/5

(С-303)ег.№3190-7

НАМИ

рег.№60353-15

5Ктн=кл.т0,2S/0,5

Абакан-районная–

кл.т0,5

кл.т0,2АльфаА1800

АбаканскаяТЭЦIцепь

Ктт=600/5

(110000/√3)/(100/√3) рег.№31857-06

ВЛ110кВТВ-ЭК

АбаканскаяТЭЦКтт=1000/5

рег.№60353-15

Ктн=кл.т0,2S/0,5

НАМИ

Абакан-районная–кл.т0,2S

кл.т0,2АльфаА1800

IIцепь(С-304) рег.№74600-19

(110000/√3)/(100/√3) рег.№31857-06

ТВ-ЭК

кл.т0,2S

Ктт=1000/5

рег.№39966-10

ВЛ110кВНАМИ

Абакан-районная–кл.т0,2АльфаА1800

7Гидролизнаяс Ктн= кл.т0,2S/0,5

отпайками(С-90/С-(110000/√3)/(100/√3) рег.№31857-06

340) рег.№60353-15

Лист № 4

Всего листов 10

ТВ-ЭК

кл.т0,2S

Ктт=1000/5

рег.№39966-10

АльфаА1800

кл.т0,2S/0,5

рег.№31857-06

RTU-325L

рег.№

37288-08

ТВ-ЭК

кл.т0,2S

Ктт=1000/5

рег.№39966-10

АльфаА1800

кл.т0,2S/0,5

рег.№31857-06

ВЛ110кВ

Абакан-районная–

Райковосотпайками

(С-98)

ТВ-ЭК

кл.т0,2S

Ктт=1000/5

рег.№39966-10

АльфаА1800

кл.т0,2S/0,5

рег.№31857-06

ТВ-ЭК

кл.т0,2S

Ктт=1000/5

рег.№39966-10

АльфаА1800

кл.т0,2S/0,5

рег.№31857-06

ВЛ110кВ

Абакан-районная–

Южнаясотпайками

IIцепь(С-100)

ТВ-ЭК

кл.т0,2S

Ктт=1000/5

рег.№39966-10

АльфаА1800

кл.т0,2S/0,5

рег.№31857-06

ВЛ110кВ

Абакан-районная–

Южнаясотпайками

Iцепь(С-99)

ТВ-ЭК

кл.т0,2S

Ктт=1000/5

рег.№39966-10

АльфаА1800

кл.т0,2S/0,5

рег.№31857-06

ТВ-ЭК

кл.т0,2S

Ктт=1000/5

рег.№56255-14

АльфаА1800

кл.т0,2S/0,5

рег.№31857-06

АльфаА1800

кл.т0,2S/0,5

рег.№31857-06

АльфаА1800

кл.т0,2S/0,5

рег.№31857-06

АльфаА1800

кл.т0,2S/0,5

рег.№31857-06

Продолжение таблицы 2

ВЛ110кВ

Абакан-районная–

8КалининскаяIцепь с

отпайкойна

ПСЗападная(С-87)

ВЛ110кВ

Абакан-районная–

9КалининскаяIIцепь с

отпайкойна

ПСЗападная(С-88)

ВЛ110кВ

11Абакан-районная–

Рассвет(С-89)

14ОВ-110 кВ

15ф.01-11

16ф.01-15

17ф.01-17

ТЛК-СТ

кл.т0,5S

Ктт=400/5

рег.№58720-14

ТЛМ-10

кл.т0,5S

Ктт=300/5

рег.№2473-05

ТПЛ-10

кл.т0,5

Ктт=300/5

рег.№1276-59

НАМИ

кл.т0,2

Ктн=

(110000/√3)/(100/√3)

рег.№60353-15

НАМИ

кл.т0,2

Ктн=

(110000/√3)/(100/√3)

рег.№60353-15

НАМИ

кл.т0,2

Ктн=

(110000/√3)/(100/√3)

рег.№60353-15

НАМИ

кл.т0,2

Ктн=

(110000/√3)/(100/√3)

рег.№60353-15

НАМИ

кл.т0,2

Ктн=

(110000/√3)/(100/√3)

рег.№60353-15

НАМИ

кл.т0,2

Ктн=

(110000/√3)/(100/√3)

рег.№60353-15

НАМИ

кл.т0,2

Ктн=

(110000/√3)/(100/√3)

рег.№60353-15

НАМИ-10

кл.т0,2

Ктн=10000/100

рег.№11094-87

НАМИ-10

кл.т0,2

Ктн=10000/100

рег.№11094-87

НАМИ-10

кл.т0,2

Ктн=10000/100

рег.№11094-87

Лист № 5

Всего листов 10

АльфаА1800

кл.т0,2S/0,5

рег.№31857-06

RTU-325L

рег.№

37288-08

АльфаА1800

кл.т0,2S/0,5

рег.№31857-06

АльфаА1800

кл.т0,2S/0,5

рег.№31857-06

АльфаА1800

кл.т0,2S/0,5

рег.№31857-06

АльфаА1800

кл.т0,2S/0,5

рег.№31857-06

Примечания

1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на

аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у

перечисленных в таблице 2 и в других разделах описания типа, при условии, что владелец

АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических

характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке

с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно

с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

2 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, –

активная, реактивная.

Продолжение таблицы 2

18ф.01-18

19ф.01-05

20ф.01-06

21ф.01-07

ВЛ10 кВАбакан-

районная– СР-93с

отпайкойнаПС500 кВ

Абаканская(ф.01-08)

ТПЛ-10

кл.т0,5

Ктт=300/5

рег.№1276-59

ТВЛМ-10

кл.т0,5

Ктт=400/5

рег.№1856-63

ТПЛ-10

кл.т0,5

Ктт=400/5

рег.№1276-59

ТПЛ-10

кл.т0,5

Ктт=400/5

рег.№1276-59

ТПЛ-10

кл.т0,5

Ктт=200/5

рег.№1276-59

НТМИ-10

кл.т0,5

Ктн=10000/100

рег.№831-53

НАМИ-10

кл.т0,2

Ктн=10000/100

рег.№11094-87

НТМИ-10

кл.т0,5

Ктн=10000/100

рег.№831-53

НАМИ-10

кл.т0,2

Ктн=10000/100

рег.№11094-87

НТМИ-10

кл.т0,5

Ктн=10000/100

рег.№831-53

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК

при измерении активной электрической энергии в нормальных

Номер ИКcosφ

условиях (±δ), %, при доверительной вероятности, равной 0,95



1(2)%



5 %



20 %



100 %



1(2)%



изм

< I

5 %



изм

20 %



изм

100%

100 %



изм



120%

1, 2, 18, 20, 22

1,0- 1,8 1,10,9

(Счетчик 0,2S;0,8- 2,8 1,61,2

ТТ 0,5; ТН 0,5) 0,5 - 5,4 2,9 2,2

3, 4, 6 – 14 1,0 1,0 0,6 0,5 0,5

(Счетчик 0,2S; 0,8 1,1 0,8 0,6 0,6

ТТ 0,2S; ТН 0,2) 0,5 1,8 1,3 0,9 0,9

5,17,19,21 1,0 - 1,7 0,9 0,7

(Счетчик0,2S; 0,8 - 2,8 1,4 1,0

ТТ0,5;ТН0,2) 0,5 - 5,3 2,7 1,9

15,16 1,0 1,7 0,9 0,7 0,7

(Счетчик0,2S; 0,8 2,5 1,5 1,0 1,0

ТТ0,5S;ТН0,2) 0,5 4,7 2,8 1,9 1,9

Лист № 6

Всего листов 10

НомерИК

Продолжение таблицы 3

НомерИКcosφ

ГраницыинтерваладопускаемойотносительнойпогрешностиИКпри

измеренииреактивнойэлектрическойэнергиивнормальныхусловиях

(±δ),%,придоверительнойвероятности,равной0,95





100%





изм



изм

20%



изм

100%



изм



120%

-4,42,41,8

0,5

-2,61,51,2

2,11,30,90,9

1,51,00,70,7

-4,32,21,6

0,5

-2,51,41,0

4,02,31,61,6

1,2,18,20,22

0,8

(Счетчик0,5;

ТТ0,5;ТН0,5)

3,4,6–14

0,8

(Счетчик0,5;

ТТ0,2S;ТН0,2)

0,5

5,17,19,21

0,8

(Счетчик0,5;

ТТ0,5;ТН0,2)

15,16

0,8

(Счетчик0,5;

ТТ0,5S;ТН0,2)

0,5

2,41,51,01,0

НомерИКcosφ

ГраницыинтерваладопускаемойотносительнойпогрешностиИКпри

измеренииактивнойэлектрическойэнергииврабочихусловиях

эксплуатации(±δ),%,придоверительнойвероятности,равной0,95



1(2)%



20%



100%



1(2)%



изм



изм

20%



изм

100%



изм



120%

1,2,18,20,22

1,0-1,91,21,0

(Счетчик0,2S;0,8-2,91,71,4

ТТ0,5;ТН0,5)

0,5-5,53,02,3

3,4,6–14

1,0 1,2 0,8 0,7 0,7

(Счетчик0,2S; 0,8 1,3 1,0 0,9 0,9

ТТ0,2S;ТН0,2)

0,5 1,9 1,4 1,1 1,1

5,17,19,21

1,0-1,81,10,9

(Счетчик0,2S;0,8-2,81,61,2

ТТ0,5;ТН0,2)

0,5-5,32,82,0

15,16

1,0 1,8 1,1 0,9 0,9

(Счетчик0,2S; 0,8 2,5 1,6 1,2 1,2

ТТ0,5S;ТН0,2)

0,5 4,7 2,8 2,0 2,0

ГраницыинтерваладопускаемойотносительнойпогрешностиИКпри

измеренииреактивнойэлектрическойэнергииврабочихусловиях

cosφ

эксп

уатации(±δ),%,придоверительнойвероятн

сти,равной0,9





100%





изм



изм

20%



изм

100%



изм



120%

0,8-4,52,51,9

0,5-2,71,61,4

1,2,18,20,22

(Счетчик0,5;

ТТ0,5;ТН0,5)

3,4,6–14

(Счетчик0,5;

ТТ0,2S;ТН0,2)

0,82,81,71,21,1

0,52,11,41,01,0

Лист № 7

Всего листов 10

(Счетчик0,5;

Продолжение таблицы 3

ГраницыинтерваладопускаемойотносительнойпогрешностиИКпри

измеренииреактивнойэлектрическойэнергииврабочихусловиях

НомерИКcosφ

эксплуатации(±δ),%,придоверительнойвероятности,равной0,95





100%





изм



изм

20%



изм

100%



изм



120%

5,17,19,21

0,8- 4,4 2,4 1,7

ТТ0,5;ТН0,2)

0,5-2,71,51,2

15,16

0,84,42,61,81,7

(Счетчик0,5;

ТТ0,5S;ТН0,2)

0,52,81,71,21,2

Пределыдопускаемойабсолютнойпогрешностисмещенияшкалывременикомпонентов

АИИСКУЭ,входящихвсоставСОЕВ,относительно шкалывремениUTC(SU),(±



от 99 до 101

от 1(5) до 120

0,87

от 49,85 до 50,15

от 90 до 110

от 1(5) до 120

0,5

от 49,6 до 50,4

120000

100000

Значение

от +21 до +25

от -45 до +40

от +10 до +30

от +18 до +24

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- ток, % от I

ном

- коэффициент мощности

- частота, Гц

температура окружающей среды, °C:

- для счетчиков

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- ток, % от I

ном

- коэффициент мощности, не менее

- частота, Гц

диапазон рабочих температур окружающей среды, °C:

- для ТТ и ТН

- для счетчиков

- для УСПД, УССВ ИВКЭ

- для сервера, УССВ ИВК

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

счетчики электроэнергии Альфа А1800:

- средняя наработка до отказа, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

УСПД RTU-325L:

- средняя наработка до отказа, ч, не менее

Радиосервер точного времени РСТВ-01:

- средняя наработка на отказ, ч, не менее

55000

Лист № 8

Всего листов 10

Продолжение таблицы 4

Глубина хранения информации

счетчики электроэнергии:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее45

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии

по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не

менее 45

при отключенном питании, лет, не менее 5

ИВК:

- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет,

не менее3,5

Надежность системных решений:



резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и

устройства АВР;



резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может

передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;



в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:



параметрирования;



пропадания напряжения;



коррекция шкалы времени.

Защищенность применяемых компонентов:



наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:



счетчиков электроэнергии;



промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;



испытательной коробки;



УСПД.



наличие защиты на программном уровне:



пароль на счетчиках электроэнергии;



пароль на УСПД;



паролина сервере,предусматривающие разграничение правдоступак

измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции шкалы времени в:



счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);



УСПД (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование

Трансформатор тока

Тип

ТВ 220/25

ТДУ-220

ТВ-ЭК

ТВ-110/50

ТВ-ЭК

ГосреестрКол.

3 4

3191-72 3

68575-17 3

74600-19 9

3190-72 3

39966-1021

Лист № 9

Всего листов 10

ТПЛ-10

НАМИ

ТВ-ЭК

ТЛК-СТ

ТЛМ-10

56255-14 3

58720-14 3

2473-05 2

1276-5910

ТВЛМ-10

1856-632

60353-159

81620-21 3

11094-87 1

831-53 1

НКФ-220-58

НАМИ-10

НТМИ-10

Альфа А1800

31857-0622

Продолжение таблицы 5

Трансформатор тока

Трансформатор тока проходные

с литой изоляцией

Трансформатор тока измерительный

Трансформатор напряжения

антирезонансный однофазный

Трансформатор напряжения

Счетчик электрической энергии

трехфазный многофункциональный

УСПД

УССВ

Формуляр

RTU-325L

РСТВ-01

РЭМ-ПТР-2019.С022-ФО

37288-08 1

40586-12 1

–1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии и мощности с

использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого

учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Абакан-районная», аттестованной

ООО «ЭнерТест», регистрационный номер RA.RU.311723 в Реестре аккредитованных лиц в

области обеспечения единства измерений Росаккредитации.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС

ПС 220 кВ Абакан-районная

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие

технические условия

ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна

автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Основные положения

Изготовитель

Публичноеакционерноеобщество«ФедеральнаясетеваякомпанияЕдиной

энергетической системы» (ПАО «ФСК ЕЭС»)

ИНН 4716016979

Адрес: 117630, г. Москва, ул. Академика Челомея, 5А

Телефон: +7 (495) 710-93-33

Факс: +7 (495) 710-96-55

Web-cайт: www.fsk-ees.ru

E-mail: info@fsk-ees.ru