ПРИЛОЖЕНИЕ

к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «___» ___________ 2024 г. № ____

Сведения об утвержденных типах средств измерений, подлежащие изменению

в части конструктивных изменений, влияющих на метрологические характеристики средства измерений

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «27» ноября 2024 г. № 2779

Регистрационный № 52866-13

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Комплексы измерительно-вычислительные расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+»

Комплексы измерительно-вычислительные расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» (далее - ИВК) предназначены для измерений и преобразований сигналов измерительных преобразователей в значения измеряемых параметров и вычисления расхода, массы, объема нефти, нефтепродуктов, жидких углеводородных сред, однофазных и однородных по физическим свойствам жидкостей, объемного расхода и объема газа, приведенных к заданным стандартным условиям.

Принцип действия ИВК основан на измерении входных сигналов, их преобразовании в значения физических величин и вычислении расхода и количества жидкостей и газов по заложенным алгоритмам.

ИВК состоит из встроенных в один корпус центрального процессора и, опционально, плат ввода-вывода аналоговых и дискретных сигналов, дисплея и клавиатуры.

ИВК выпускается в модификации ИнКС.425210.003, позволяющей вести учет расхода и количества жидкостей и газов не более, чем по 12 измерительным линиям.

ИВК модификации ИнКС.425210.003 изготавливаются в следующих исполнениях:

• - К1 - стандартное исполнение для монтажа в шкаф;

• - К2 - исполнение с увеличенным клеммным отделом для монтажа в шкаф;

• - К3 - исполнение для монтажа в щит;

• - К4 - компактное исполнение для монтажа на панель;

• - К5 - стандартное исполнение К1 с дисплеем во взрывозащищенном корпусе Exd;

• - К6 - компактное исполнение К4 с дисплеем во взрывозащищенном корпусе Exd;

• - К7 - переносное исполнение в кейсе;

• - К8 - переносное исполнение в кейсе с дисплеем;

• - К9 - исполнение для монтажа на din-рейку.

В ИВК модификации ИнКС.425210.003 предусмотрена возможность реализации алгоритмов управления технологическим процессом.

ИВК может иметь цифровые порты связи RS232/RS485, USB, интерфейс связи Ethernet (10/100BaseT), счетчики импульсных входов, модули ввода/вывода аналоговых и частотных сигналов с поддержкой механизма горячей замены. При работе в режиме горячего резерва каналы токового ввода ИВК подключаются через одноканальные модули АБАК-AII-R.

ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:

• - измерение и преобразование аналоговых сигналов силы постоянного тока, напряжения, термометров сопротивления типа Pt100 по ГОСТ 6651-2009, термоэлектрических преобразователей по ГОСТ 6616-94, импульсных, частотных сигналов, а также дискретных и цифровых (HART) сигналов;

• - воспроизведение аналоговых сигналов силы постоянного тока, напряжения;

• - воспроизведение частотного и импульсного сигналов (при наличии в заказе);

• - воспроизведение сигналов «Старт» и «Стоп» детекторов трубопоршневой установки (при наличии в заказе);

• - измерение интервала времени между входными сигналами «Старт» и «Стоп» детекторов трубопоршневой установки (при наличии в заказе);

• - вычисление расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления с использованием стандартных сужающих устройств в соответствии с ГОСТ 8.586.2-2005, ГОСТ 8.586.3-2005, ГОСТ 8.586.4-2005, ГОСТ 8.586.5-2005;

• - вычисление расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления с использованием специальных сужающих устройств (стандартная диафрагма для трубопроводов диаметром менее 50 мм, диафрагма с коническим входом) в соответствии с РД 50-411-83;

• - вычисление объемного расхода (объема) газа, приведенного к стандартным условиям, методом переменного перепада давления с использованием осредняющих напорных трубок в соответствии с МИ 2667-2011;

• - приведение объемного расхода (объема) природного газа и попутного нефтяного соответствии

  газа (далее - ПНГ) при рабочих условиях к стандартным условиям с ГОСТ Р 8.740-2023, ГОСТ Р 8.733-2011;

  • - вычисление объемного расхода (объема) газа, приведенного условиям, в соответствии с ГОСТ 8.611-2013;

  • - вычисление объемного расхода (объема) газа, приведенного

  стандартным

стандартным условиям, в соответствии с ГОСТ Р 8.741-2019 при применении средств измерений объемного расхода (объема) и использовании метода переменного перепада давления;

• - вычисление массового расхода (массы) нефти в составе нефтегазоводяной смеси в соответствии с ГОСТ Р 8.910-2016;

• - вычисление массового расхода (массы) газового конденсата, сжиженного углеводородного газа и широкой фракции легких углеводородов прямым и косвенным (при измерении плотности с помощью лабораторного преобразователя плотности) методами динамических измерений в соответствии с ГОСТ Р 8.785-2012;

• - вычисление массового расхода (массы) нефти и нефтепродуктов прямым и косвенным методами динамических измерений в соответствии с ГОСТ 8.587-2019;

• - пересчет объемного расхода (объема) нефти и нефтепродуктов к стандартным условиям в соответствии с ГОСТ 8.587-2019;

• - пересчет плотности нефти и нефтепродуктов в соответствии с ГОСТ 8.587-2019;

• - вычисление массового расхода (массы) однофазных и однородных по физическим свойствам жидкостей и газов по результатам измерений кориолисовыми (массовыми) измерительными преобразователями расхода;

• - вычисление объемного расхода (объема) нефти и нефтепродуктов, жидких углеводородных сред, однофазных и однородных по физическим свойствам жидкостей на основании массового расхода (массы) и плотности;

• - вычисление корректирующего коэффициента, зависящего от режима течения, давления и температуры среды для счетчиков газа ультразвуковых FLOWSIC 600, счетчиков газа КТМ600 РУС, преобразователей расхода газа ультразвуковых SeniorSonic и JuniorSonic с электронными модулями серии Mark, преобразователей расхода газа ультразвуковых Daniel, моделей 3410, 3411, 3412, 3420 и 3400, 3414, 3422;

• - вычисление физических свойств природного газа в соответствии с ГОСТ 30319.2-2015, ГОСТ 30319.3-2015, ГОСТ Р 8.662-2009, ГОСТ Р 8.770-2011, ГОСТ Р 70927-2023;

• - вычисление термодинамических свойств природного газа на основе уравнения состояния GERG-2008 в соответствии c МИ 3557-2016;

• - вычисление термодинамических свойств природного газа в соответствии с приложением А методики измерений, регистрационный номер ФР.1.29.2022.43829 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений;

• - вычисление теплоты сгорания, относительной плотности, числа Воббе и энергосодержания природного газа в соответствии с ГОСТ 31369-2021;

• - вычисление плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости ПНГ в соответствии с ГСССД МР 113-03;

  • - расчет плотности, фактора сжимаемости, показателя динамической вязкости технически важных газов и

  с ГСССД МР 135-07;

  • - вычисление плотности, фактора сжимаемости,

адиабаты и смесей в

показателя коэффициента динамической вязкости умеренно-сжатых газовых смесей с методикой ГСССД МР 118-05;

• - вычисление плотности, энтальпии, показателя адиабаты и

динамической вязкости воды и водяного пара в соответствии с ГСССД МР 147-2008;

• - вычисление плотности, фактора сжимаемости, скорости звука, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажного воздуха в соответствии с ГСССД МР 220-2014 и ГСССД МР 176-2010;

• - расчет фактора сжимаемости многокомпонентных газовых смесей в соответствии с МИ 3548-2016;

• - вычисление плотности, фактора сжимаемости, скорости звука, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажных газовых смесей в соответствии с ГСССД МР 273-2018;

• - вычисление плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и скорости звука сжиженного природного газа в соответствии с ГОСТ Р 56851-2016;

• - вычисление плотности, коэффициентов объемного расширения и сжатия нефти, нефтепродуктов и смазочных масел по Р 50.2.076-2010;

• - вычисление плотности нефти, нефтепродуктов и масел по ГОСТ Р 8.1008-2022;

• - вычисление расхода и количества нефти и углеводородных сред в соответствии с МИ 2693-2001, МИ 3532-2015, СТО Газпром 5.9-2007;

• - вычисление плотности жидких углеводородных сред при рабочих условиях в соответствии с приложением Б СТО Газпром 5.9-2007;

• - определение температуры точки росы по воде природного газа в соответствии с ГОСТ Р 53763-2009;

• - расчет температуры точки росы по воде и массовой концентрации водяных паров газа природного по ГОСТ 34807-2021;

• - вычисление нормализованного компонентного состава газа по ГОСТ 31371.7-2020;

• - вычисление температуры точки росы по воде, абсолютной влажности газов, молярной и объемной долей воды в соответствии с МИ 3558-2016;

• - проведение поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей расхода по МИ 3151-2008, МИ 3272-2010, МИ 3313-2011, МИ 3380-2012, МИ 1974-2004 в автоматическом режиме;

• - проведение поверки и контроля метрологических характеристик по МИ 2622-2000, МИ 2974-2006 в автоматическом режиме;

• - расчет тепловой энергии и количества теплоносителя в соответствии с МИ 2412-97 и МИ 2451-98;

• - вычисление объемной доли воды в сырой нефти методом расчета по результатам измерений плотностей сырой нефти, обезвоженной нефти и воды в соответствии с рекомендацией «ГСИ. Сырая нефть. Методика измерений объемной доли воды» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2008/4406-11);

• - вычисление вязкости нефти, приведенной к условиям измерений объема (или к стандартным условиям) по методике измерений «Нефть. Методика измерений вязкости на СИКН ПСП товарной нефти ЗАО «Мессояханефтегаз» (регистрационный номер ФР.1.31.2016.23430 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений);

• - хранение архивов измеренных и расчетных параметров, ведение журналов событий и нештатных ситуаций;

• - сигнализация при отказе измерительных преобразователей, при выходе измеряемых параметров за установленные пределы и в случае сбоев в работе ИВК;

• - управление трубопоршневыми поверочными установками, компакт-пруверами;

• - печать данных на подключенный принтер;

• - выполнение функций аналитического контроллера для хроматографа;

• - передача информации в системы более высокого уровня.

Пломбирование ИВК от несанкционированного доступа осуществляется с помощью клеймами

• - для исполнений К1, К2, К3, К4 - на боковой стороне ИВК;

• - для исполнений К5 и К6 - на боковой стороне ИВК и на верхней части взрывозащищенного корпуса Exd;

• - для исполнений К7 и К8 - на лицевой панели внутри кейса ИВК;

• - для исполнения К9 - на верхней части корпуса центрального процессора ИВК.

Знак утверждения типа ИВК наносится на паспорт и маркировочную табличку ИВК типографским способом.

Общий вид и схема пломбировки ИВК, модуля АБАК-AII-R представлены на рисунках 1 - 11.

Общий вид маркировочной таблички представлен на рисунке 12.

Место пломбировки

Место пломбировки

Рисунок 1 - ИВК исполнения К1

Место пломбировки

Место пломбировки

Рисунок 2 - ИВК исполнения К2

Место пломбировки

Рисунок 3 - ИВК исполнения К3

Место пломбировки

Рисунок 4 - ИВК исполнения К4

Место пломбировки

Рисунок 6 - ИВК исполнения К6

Рисунок 5 - ИВК исполнения К5

Место пломбировки

Место пломбировки

Место пломбировки

Рисунок 8 - ИВК исполнения К8

Рисунок 7 - ИВК исполнения К7

Место пломбировки

Место пломбировки

Рисунок 9 - ИВК исполнения К9

Место пломбировки

Рисунок 10 - Модуль АБАК-AII-R

Рисунок 11 - Дисплеи, подключаемые к ИВК

Рисунок 12 - Схема маркировочной таблички ИВК

Программное обеспечение (далее - ПО) ИВК обеспечивает реализацию функций ИВК.

ПО ИВК защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров путем системы идентификации пользователя с помощью логина и пароля и пломбировки корпуса ИВК.

Соответствие ИВК утвержденному типу осуществляется путем контроля идентификационного наименования, номера версии (идентификационного номера) и цифрового идентификатора ПО, отображаемых на дисплее ИВК.

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

Таблица 1 -

данные ПО

Продолжение таблицы 1

таблицы 1

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Таблица 3 - Основные технические

Таблица 4 -

и масса

• ¹⁾ Указаны предельные значения геометрических размеров и массы.

• ²⁾ Указаны предельные значения геометрических размеров и массы отдельных модулей.

Таблица 5 - Показатели надежности

наносится на паспорт и маркировочную табличку ИВК типографским способом.

Таблица 6 - Комплектность ИВК

приведены в разделе 1.2 «Основные функции» руководства по эксплуатации.

ИнКС.425210.003 ТУ Комплексы измерительно-вычислительные расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+». Технические условия;

Приказ Росстандарта от 28 июля 2023 г. № 1520 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений постоянного электрического напряжения и электродвижущей силы»;

Приказ Росстандарта от 1 октября 2018 г. № 2091 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений силы постоянного электрического тока в диапазоне от 1^10’¹⁶ до 100 А»;

Приказ Росстандарта от 30 декабря 2019 г. № 3456 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений электрического сопротивления постоянного и переменного тока»;

Приказ Росстандарта от 26 сентября 2022 г. № 2360 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений времени и частоты».

Акционерное общество Научно-инженерный центр «ИНКОМСИСТЕМ» (АО НИЦ «ИНКОМСИСТЕМ»)

ИНН 1660002574

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

Телефон: (843) 212-50-10, факс: (843) 212-50-20

E-mail: sales.abak@incomsystem.ru

Web-сайт: http://incomsystem.ru

Государственный центр испытаний средств измерений Общество с ограниченной ответственностью «СТП» (ГЦИ СИ ООО «СТП»)

Республика Татарстан, 420034, г. Казань, ул. Декабристов, д. 81

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

E-mail: office@ooostp.ru

Web-сайт: http://www.ooostp.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 30138-09.

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, оф. 7 Телефон: (843) 214-20-98, факс: (843) 227-40-10

E-mail: office@ooostp.ru

Web-сайт: http://www.ooostp.ru

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «27» ноября 2024 г. № 2779

Регистрационный № 80560-20

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГТ Энерго» Барнаульская ГТ-ТЭЦ вторая очередь

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГТ Энерго» Барнаульская ГТ-ТЭЦ вторая 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.

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую 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 центральный сервер баз данных под управлением гипервизора VMware на базе закрытой облачной системы (сервер) с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированное рабочее место (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 на сервер. На сервере осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленного формата соответствии с приложением 11.1.1 «Регламент предоставления результатов измерений и состояний 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 У СВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).

Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется каждый час. Корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождения показаний часов сервера с УСВ.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера на величину более ±2 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.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Маркировка заводского номера АИИС КУЭ АО «ГТ Энерго» Барнаульская ГТ-ТЭЦ вторая очередь наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне сервера, типографским способом. Дополнительно заводской номер 008 указывается в паспорте-формуляре.

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР». Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» 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 ПО «АльфаЦЕНТР»

Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Примечания:

• 1   В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

• 2   Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.

• 3    Погрешность в рабочих условиях указана для силы тока 5 % от 1ном, cos9 = 0,8инд.

• 4   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. Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические

ИК

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может 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; 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.

• -   защита на программном уровне информации при хранении, 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).

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «ГТ Энерго» Барнаульская ГТ-ТЭЦ вторая очередь», номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.34.2021.39859.

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

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

Акционерное общество «ГТ Энерго» (АО «ГТ Энерго»)

ИНН 7703806647

Адрес места осуществления деятельности: 123610, г. Москва, Краснопресненская наб., д. 12

Юридический адрес: 117292, г. Москва, Нахимовский пр-кт, д. 52/27, оф. Б Телефон: (495) 258-20-16

Факс: (495) 258-20-82

E-mail: info@gtenergo.ru

Web-сайт: www.gtenergo.ru

Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс» (ООО «ЭнергоПромРесурс»)

Адрес: 143443 Московская обл., г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская, д. 57, оф. 19

Телефон: (495) 380-37-61

E-mail: energopromresurs2016@gmail.com

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312047.