МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО

ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

(Росстандарт)

Москва

О внесении изменений в сведения об утвержденных типах средств измерений

Во исполнение Административного регламента по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений, утвержденного приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 12 ноября 2018 г. № 2346, п р и к а з ы в а ю:

• 1. Внести изменения в сведения об утвержденных типах средств измерений в части конструктивных изменений, влияющих на их метрологические характеристики, согласно приложению к настоящему приказу.

• 2. Утвердить измененные описания типа средств измерений, прилагаемые к настоящему приказу.

• 3. ФБУ «НИЦ ПМ - Ростест» внести сведения об утвержденных типах средств измерений согласно приложению к настоящему приказу в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений в соответствии с Порядком создания и ведения Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений, передачи сведений в него и внесения изменений в данные сведения, предоставления содержащихся в нем документов и сведений, утвержденным приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 28 августа 2020 г. № 2906.

• 4. Контроль за исполнением настоящего приказа оставляю за собой.

  

  Подлинник электронного документа, подписанного ЭП, хранится в системе электронного документооборота Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

  Заместитель Руководителя

  

  Сертификат: 316B076EA979CDFD7618B7011C5621C3 Кому выдан: Лазаренко Евгений Русланович Действителен: с 13.01.2026 до 08.04.2027

  Е.Р. Лазаренко

ПРИЛОЖЕНИЕ

к приказу Федерального агентства по техническому регулированию

и метрологии

от «___»    ^марта    2026 г. № _____

Сведения об утвержденных типах средств измерений, подлежащие изменению

в части конструктивных изменений, влияющих на метрологические характеристики средств измерений

Лист № 1 Регистрационный № 70558-18                                         Всего листов 6

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Назначение средства измерений

Установка поверочная на базе счетчика-расходомера массового CMF 300 эталонного 2-го разряда (далее - ПУ) предназначена для воспроизведения, хранения и передачи единицы массы и массового расхода измеряемой среды (жидкости) в потоке.

ПУ применяется в качестве рабочего эталона 2-го разряда в соответствии с Государственной поверочной схемой для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости, утвержденной приказом Росстандарта от 26.09.2022  № 2356

«Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости» для поверки и контроля метрологических характеристик в условиях эксплуатации преобразователей расхода различных принципов действия в составе системы измерений количества и показателей качества нефти и резервной схемы учета ПСП «Малая Пурга» ООО «УДС нефть».

Описание средства измерений

Принцип действия ПУ основан на использовании прямого метода динамических измерений массы измеряемой среды (жидкости) с применением счетчика-расходомера массового Micro Motion (модификации CMF 300) с преобразователем серии 2700 (далее - СРМ). Выходные электрические сигналы с СРМ поступают на соответствующие входы контроллера измерительного, который обрабатывает их по реализованному в нем алгоритму.

ПУ представляет собой единичный экземпляр средства измерений, спроектированного для конкретного объекта и изготовленного из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка ПУ осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на ПУ и эксплуатационными документами на ее измерительные компоненты (средства измерений).

Все измерительные компоненты (средства измерений) и оборудование ПУ размещены в отапливаемом помещении.

В состав ПУ входят измерительные компоненты, представленные средствами измерений, приведенными в таблице 1.

аблица 1 - Измерительные компоненты

Для реализации функций ПУ применяются контроллер измерительный FloBoss S600+ (далее - ИВК), регистрационный № 57563-14 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, и автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора, входящие состав системы измерений количества и показателей качества нефти ПСП «Малая Пурга» ООО «УДС нефть».

Общий вид ПУ представлен на рисунке 1.

Рисунок 1 - Общий вид ПУ

Для защиты от несанкционированных настройки и вмешательства, которые могут повлиять на результат измерений, конструкцией СРМ в составе ПУ предусмотрены места установки пломб, несущих знаки поверки, которые наносятся методом давления на две свинцовые (пластмассовые) пломбы, установленные на контровочных проволоках, пропущенных через отверстия в шпильках, расположенных на противоположных фланцах первичного измерительного преобразователя массового расхода CMF 300, и одну свинцовую (пластмассовую) пломбу, установленную на контровочной проволоке, охватывающей корпус преобразователя серии 2700.

Места установки пломб для защиты от несанкционированных настройки и вмешательства представлены на рисунках 2 и 3.

Место установки пломбы

Место установки

пломбы

Рисунок 2 - Места установки пломб для защиты от несанкционированных настройки и

вмешательства первичного измерительного преобразователя массового расхода CMF 300

Рисунок 3 - Место установки пломбы для защиты от несанкционированных настройки и вмешательства преобразователя серии 2700

Единичный экземпляр ПУ имеет заводской № 14499697/3852985.

Заводской номер ПУ нанесен методом металлографики на маркировочную табличку, установленную на раме ПУ.

Места нанесения заводского номера и знака утверждения типа представлены на рисунке 4.

знака

нанесения

нанесения

Рисунок 4 - Места нанесения заводского номера и знака утверждения типа

Программное обеспечение (ПО) ПУ является встроенным. В ПО реализован алгоритм вычисления параметров потока измеряемой среды, который отвечает за хранение конфигурационных параметров СРМ. Идентификационные данные ПО указаны в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО

Уровень защиты ПО ПУ «средний» в соответствии с рекомендациями по метрологии Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».

Метрологические и технические характеристики Метрологические и основные технические характеристики ПУ приведены в таблицах 3 и 4.

аблица 3 - Метрологические характеристики

аблица 4 - Основные технические характеристики

наносится на маркировочную табличку методом наклейки и на центральную часть титульного листа паспорта и руководства по эксплуатации ПУ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность ПУ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность ПУ

приведены в п. 2.2 «Описание и состав ПУ» паспорта и руководства по эксплуатации ПУ.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Росстандарта № 2356 от 26.09.2022 г. «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости» (п. 5.2.5.1 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости)

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Итом-Прогресс»

(ООО «Итом-Прогресс»)

ИНН 1841014518

Адрес: 426076, Удмуртская Республика, г. Ижевск, ул. Коммунаров, д. 175

Телефон (факс): +7 (3412) 635-633, факс: +7 (3412) 635-622

E-mail: itom@udm.ru

Испытательный центр

Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии - филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии им. Д.И. Менделеева»

(ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева)

Адрес местонахождения: 420088, Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-я Азинская, д. 7 «а»

Юридический адрес: 190005, Российская Федерация,   г. Санкт-Петербург,

Московский пр-кт, д. 19

ИНН 7809022120

Телефон: +7 (843) 272-70-62, факс: +7 (843) 272-00-32

Web-сайт: www.vniir.org, e-mail: office@vniir.org

Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.310592

Лист № 1 Регистрационный № 71636-18                                         Всего листов 7

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Назначение средства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти Береговых сооружений для приема нефти, поступающей с морских месторождений Северного Каспия (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массового расхода, массы, давления, температуры, плотности и содержания воды в нефти, выработки сигналов управления и регулирования, выполнения функций сигнализации, а также накопления, регистрации и хранения информации об измеряемых технологических параметрах нефти, поступающей с морских месторождений Северного Каспия.

Описание средства измерений

Принцип действия системы основан на прямом методе динамических измерений массы брутто нефти с использованием измерительных каналов (далее - ИК) массового расхода, выполненных на базе счётчиков-расходомеров массовых.

Массу нетто нефти вычисляет программное обеспечение системы, как разность массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей и массовой доли воды в нефти.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и конструктивно состоящей из следующих блоков:

• - блок измерительных линий, включающий входной и выходной коллекторы, измерительные линии (далее - ИЛ) и узел регулирования давления (далее - БИЛ);

• - блок технологический (далее - БТ), включающий блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК), поверочную установку (далее - ПУ) и эталонную установку для поверки ПУ;

• - блок аппаратной (далее - БА), включающий систему сбора, обработки информации и управления.

Измерения параметров нефти осуществляются с использованием ИК системы, состав которых представлен в таблице 1.

Таблица 1 - Состав ИК системы

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

• - измерение массы нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления и плотности нефти;

• - измерение температуры и давления нефти;

• - измерение плотности нефти в рабочем диапазоне температуры и давления;

• - измерение объемной доли воды в нефти;

• - вычисление массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов определения массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды в БИК с применением влагомера поточного;

• - вычисление плотности нефти при стандартных условиях;

- вычисление объема нефти при рабочих и стандартных условиях;

- отбор проб нефти по ГОСТ 2517-12 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

- индикация, регистрация, хранение и передача в системы верхнего уровня текущих, средних и интегральных значений измеряемых и вычисляемых параметров;

- контроль, индикация и сигнализация предельных значений измеряемых параметров;

- контроль (определение) метрологических характеристик ИК;

- формирование, архивирование и печать отчетов о результатах измерений и по учету нефти, контроля метрологических характеристик;

- защиту системной информации от несанкционированного доступа к программным средствам и изменения настроек.

В системе предусмотрена многоступенчатая защита от несанкционированного доступа к текущим данным и параметрам настройки (механические пломбы, индивидуальные пароли и программные средства для защиты файлов и баз данных, ведение журналов событий системы).

Пломбировка системы осуществляется путем пломбировки средств измерений (далее - СИ), входящих в состав системы. Схемы пломбировки СИ, входящие в состав системы соответствуют описаниям типа на СИ или рекомендациям МИ 3002-2006 «ГСИ. Рекомендация. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок».

К данному типу средства измерений относится система с заводским № 137.

Заводской номер, состоящий из арабских цифр, и знак утверждения типа нанесен на маркировочную табличку, расположенную на корпусе шкафа СОИ типографским способом. Места нанесения знака утверждения типа и заводского номера приведены на рисунке 2.

Пломбирование счетчиков-расходомеров массовых осуществляется в соответствии с рисунком 1.

Рисунок 1 - Схема пломбировки счетчиков-расходомеров массовых

Место нанесения знака утверждения типа

Система измерений количества и показателей качества нефти Береговых сооружений для приема нефти, поступающей с морских месторождений Северного Каспия

Заводской номер: 137

Изготовитель: ООО «ПМС Индастриз»

Рисунок 2 - Место нанесения заводского номера и знака утверждения типа

Программное обеспечение (ПО) системы разделено на встроенное и внешнее.

Встроенное ПО, реализованное в контроллерах измерительных FloBoss S600+, хранит все процедуры, функции и подпрограммы, для автоматизированного выполнения функций сбора, обработки, отображения, регистрации и хранения информации по результатам измерений количества и параметров нефти.

Внешнее ПО «АРМ оператора СИКН», реализованное на базе прикладной программы InTouch Wonderware и установленное на диспетчерских серверах и автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора, служит для отображения данных, полученных с контроллеров FloBoss S600+, их систематизации, архивирования и передачи результатов измерений в локальную вычислительную сеть.

ПО системы защищено от несанкционированного доступа многоуровневой системой защиты, которая реализована на основе разграничения прав пользователей и паролей. Каждому пользователю присваивается уровень защищенного доступа и пароль. Для редактирования системных конфигураций системы требуется специальное ПО.

Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения» соответствует высокому уровню защиты.

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО «АРМ оператора СИКН» приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО системы

Метрологические и технические характеристики

Таблица 4 - Метрологические характеристики системы

Таблица 5 - Технические характеристики

Таблица 6 - Показатели надежности

наносится на маркировочную табличку и на титульный лист инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Таблица 7 - Комплектность средства измерений

приведены в документе «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти Береговых сооружений для приема нефти, поступающей с морских месторождений Северного Каспия, аттестованная ООО «ПРОММАШ ТЕСТ Метрология» (номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314404), свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 026/RA.RU.314404/2025.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Росстандарта от 26 сентября 2022 г. № 2356 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости»

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «ИМС Индастриз»

(ООО «ИМС Индастриз»)

ИНН 7736545870

Адрес: 117312, г. Москва, ул. Вавилова, д. 47А

Юридический адрес: 142703, Московская обл., Ленинский р-н, г. Видное, ул. Донбасская, д. 2, стр. 10, ком. 611

Телефон (факс): +7 (495) 221-10-50, 221-10-51

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно- исследовательский институт расходометрии»

(ФГУП «ВНИИР»)

Адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-я Азинская, д. 7 «а»

Телефон (факс): +7 (843) 272-70-62, 272-00-32

Е-mail: office@vniir.org

Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.

В части вносимых изменений

Общество с ограниченной ответственностью «ПРОММАШ ТЕСТ Метрология»

(ООО «ПРОММАШ ТЕСТ Метрология»)

Юридический адрес: 119415, г. Москва, пр-кт Вернадского, д. 41, стр. 1, помещ. 263 Адрес места осуществления деятельности: 142300, Московская обл., Чеховский р-н, г. Чехов, Симферопольское ш., д. 2

Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.314164

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию

и метрологии

от « ²⁴ »    ^марта   2026 г. №    _^⁷⁴

Лист № 1 Регистрационный № 53702-13                                         Всего листов 5

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества газа по объекту «Обустройство участка 1А Ачимовских отложений Уренгойского месторождения на период полного развития с выделением пускового комплекса (20 скважин)» (СИКГ №2)

Система измерений количества и показателей качества газа по объекту «Обустройство участка 1А Ачимовских отложений Уренгойского месторождения на период полного развития с выделением пускового комплекса (20 скважин)» (СИКГ №2) (далее - СИКГ) предназначена для измерений в автоматизированном режиме объемного расхода и объема осушенного газа (сухого отбензиненного газа), подготовленного до показателей СТО Газпром 089-2010 (далее -газ), приведенных к стандартным условиям (температура плюс 20 °C, абсолютное давление 0,101325 МПа), измерений показателей качества газа, отображения, регистрации результатов измерений газа на выходе УКПГ-31 ООО «Ачимгаз» участка 1А Ачимовских отложений Уренгойского месторождения.

Описание средства измерений

Принцип действия СИКГ основан на непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по линиям связи от средств измерений объемного расхода, давления и температуры газа.

СИКГ реализует косвенный метод динамических измерений объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям.

СИКГ представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного изготовления. Монтаж и наладка СИКГ осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКГ и эксплуатационными документами ее компонентов.

К настоящему типу средства измерений относится СИКГ с заводским номером 1446-12.

В состав СИКГ входят следующие основные элементы:

• - блок измерительных линий (далее - БИЛ): одна рабочая DN 100 и одна резервная DN 100 измерительные линии;

• - СОИ.

В состав СИКГ входят следующие средства измерений:

• - счетчики газа ультразвуковые КТМ700 РУС (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный номер) 75566-19);

• - термопреобразователи сопротивления Метран-2000 (регистрационный номер 38550-13);

• - преобразователи измерительные Метран-2700 (регистрационный номер 87657-22);

• - датчики давления Метран-150 (регистрационный номер 32854-13) модели 150TA;

• - датчики давления Метран-150 (регистрационный номер 32854-13) модели 150CD;

• - комплексы измерительно-вычислительные расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» (регистрационный номер 52866-13) (далее - ИВК);

Автоматизированное рабочее место оператора (далее - АРМ оператора) входит в состав СОИ.

СИКГ выполняет следующие основные функции:

• - измерение в автоматическом режиме, индикацию, регистрацию и сигнализацию предельных значений объемного расхода газа при рабочей температуре и давлении через каждую измерительную линию и СИКГ в целом;

• - вычисление в автоматическом режиме, индикацию и регистрацию расхода газа, приведенного к стандартным условиям, через каждую измерительную линию и СИКГ в целом;

- измерение в автоматическом режиме, индикацию, абсолютного давления газа на каждой измерительной линии;

предельных значений температуры газа на каждой измерительной линии;

• - определение (накопление) суммарного количества перекачанного газа в единицах объема при стандартных условиях за заданные периоды (час, смену, сутки, месяц, год);

• - ввод компонентного состава газа в СОИ по данным анализов химической лаборатории;

• - визуальный контроль температуры и давления газа на измерительных линиях;

• - диагностику работоспособности измерительных каналов СИКГ;

• - управление работой СИКГ;

• - контроль протечек и пломбирование запорной арматуры, открытие которой приводит к изменению результатов измерений;

• - формирование, выдачу и архивирование отчетов о результатах измерений и учета газа;

• - формирование и выдачу отчетов системы;

• - формирование исторической базы данных;

• - контроль метрологических характеристик основного канала ультразвукового преобразователя расхода по дублирующему с формированием протокола;

• - защиту системной информации от несанкционированного доступа программными средствами (введением паролей доступа);

• - хранение и отображение на АРМ оператора измеренных и расчетных значений контролируемых параметров;

• - сохранение накопленных данных и значений коэффициентов, параметров, вводимых вручную, при отсутствии питания более 2 часов при авариях в системе;

• - ведение и архивирование журнала событий системы (переключения, аварийные сигналы, сообщения об ошибках и отказах системы и ее элементов), журнала оператора, актов приема-сдачи газа;

- обеспечение регистрации и хранения всех текущих значений аналоговых и дискретных переменных ввода/вывода в течение 12 месяцев.

Заводской номер СИКГ 1446-12 наносится методом лазерной гравировки на маркировочную табличку, размещенную перед входом в блок-бокс СИКГ, а также типографским способом на титульный лист инструкции по эксплуатации.

Пломбирование СИКГ не предусмотрено. Пломбирование средств измерений, входящих в состав СИКГ, выполняется в соответствии с утвержденным типом этих средств измерений.

Возможность нанесения знака поверки непосредственно на СИКГ отсутствует.

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКГ включает встроенное ПО ИВК, а также ПО АРМ оператора, и обеспечивает реализацию функций СИКГ. Защита ПО СИКГ от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем аутентификации (введением пароля) и идентификации, а также ограничением свободного доступа к цифровым интерфейсам связи и ведением журнала событий.

ПО СИКГ защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров системой уровней доступа.

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

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКГ

Продолжение таблицы 1

Продолжение таблицы 1

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Таблица 4 - Показатели надежности

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКГ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность

Инструкция «Объемный расход и объем осушенного газа. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества газа СИКГ № 2 на выходе УКПГ-31 ООО «АЧИМГАЗ», регистрационный номер ФР.1.29.2025.52095.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (пункт 6.7.1)

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 11 мая 2022 г. № 1133 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений объемного и массового расходов газа»

Закрытое акционерное общество Научно-инженерный центр «Инкомсистем» (ЗАО НИЦ «Инкомсистем»)

ИНН 1660002574

Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Пионерская, д. 17

Тел.: (843) 212-50-10; факс (843) 212-50-20

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии»

Адрес: 420088, г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7А

ИНН 1660007420

Телефон: 8(843) 272-70-62

Факс: 8(843) 272-00-32

E-mail: vniir@bk.ru

Регистрационный номер № 30006-09

В части вносимых изменений

Общество с ограниченной ответственностью Центр Метрологии «СТП»

(ООО ЦМ «СТП»)

Адрес: 420107, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Петербургская, д. 50, к. 5, офис 7

Телефон: (843) 214-20-98, факс: (843) 227-40-10

Web-сайт: http://www.ooostp.ru

E-mail: office@ooostp.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311229