Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ООО "Востокнефтепровод" по НПС-11, НПС-15, НПС-19
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-11, НПС-15, НПС-19 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Звоните прямо сейчас: 8 (800) 511-77-51
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-11, НПС-15, НПС-19 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации времени (далее - УСВ).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), серверы синхронизации времени и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера», технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные фазные 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации-участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.
Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка с использованием ЭЦП субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера ИВК настоящей системы с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 54083-13).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и сервера ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается двумя (основным и резервным) серверами синхронизации времени ССВ-1Г, входящими в состав ИВК АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть». ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC спутниковой навигационной системы. Информация о точном времени распространяется устройством в сети ТСР/IP согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС/GPS, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере ИВК.
Синхронизация часов УСПД осуществляется по сигналам единого координированного времени, принимаемым через устройство синхронизации времени УСВ-2. Сличение часов УСПД с УСВ-2 осуществляется не реже 1 раза в сутки, коррекция часов УСПД проводится независимо от величины расхождения. В случае неисправности, ремонта или поверки УСВ-2 имеется возможность синхронизации часов УСПД от уровня ИВК АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть». Сличение часов счетчиков с часами УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении с часами УСПД на величину более ±1 с но не чаще одного раза в сутки.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПО содержится в модуле, указанном в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».
Метрологически значимой частью специализированного программного обеспечения АИИС КУЭ является библиотека pso_metr.dll. Данная библиотека выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) | Значение |
Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3-4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-5.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
Номер ИК | Наименование точки измерений | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | ||||
ТТ | ТН | Счётчик | УССВ/УСПД | УССВ/ Сервер | |||
1 | НПС-11, ПС 220/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 5 Ввод № 1 | ТШЛ-СЭЩ 2500/5 Кл.т. 0,5S Рег. № 51624-12 | НАЛИ-СЭЩ 10000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 51621-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 СИКОН С70 Рег. № 28882-05 | ССВ-1Г Рег. № 39485-08 HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8 | активная реактивная |
2 | НПС-11, ПС 220/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 31 Ввод № 2 | ТШЛ-СЭЩ 2500/5 Кл.т. 0,5S Рег. № 51624-12 | НАЛИ-СЭЩ 10000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 51621-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | активная реактивная | ||
3 | НПС-15, ПС 220/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 5 Ввод № 1 | ТШЛ-СЭЩ 2500/5 Кл.т. 0,5S Рег. № 51624-12 | НАЛИ-СЭЩ 10000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 51621-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 СИКОН С70 Рег. № 28882-05 | активная реактивная | |
4 | НПС-15, ПС 220/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 31 Ввод № 2 | ТШЛ-СЭЩ 2500/5 Кл.т. 0,5S Рег. № 51624-12 | НАЛИ-СЭЩ 10000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 51621-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | активная реактивная | ||
5 | НПС-19, ПП 220/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 3 Ввод № 1 | ТШЛ-СЭЩ 3000/5 Кл.т. 0,5S Рег. № 51624-12 | НАЛИ-СЭЩ 10000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 51621-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | УСВ-2 Рег. № 41681-09 СИКОН С70 Рег. № 28882-05 | активная реактивная | |
6 | НПС-19, ПС 220/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 27 Ввод № 2 | ТШЛ-СЭЩ 3000/5 Кл.т. 0,5S Рег. № 51624-12 | НАЛИ-СЭЩ 10000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 51621-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | активная реактивная | ||
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК | |||||
Основная погрешность, (± з), % | Погрешность в рабочих условиях, ( ± 5 ), % | ||||||
cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | ||
1; 2; 3; 4 | 1н1<11<1,21н1 | 1,1 | 1,3 | 2,2 | 1,3 | 1,5 | 2,4 |
0,21н1<11<1н1 | 1,1 | 1,3 | 2,2 | 1,3 | 1,5 | 2,4 | |
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; | 0,051н1<11<0,21н1 | 1,5 | 1,7 | 3,0 | 1,6 | 1,8 | 3,1 |
Сч 0,2S) | 0,021н1<11<0,051н1 | 2,5 | 2,9 | 5,5 | 2,6 | 3,0 | 5,5 |
5; 6 | 1н1<11<1,21н1 | 1,3 | 1,4 | 2,3 | 2,0 | 2,1 | 2,8 |
0,21н1<11<1н1 | 1,3 | 1,4 | 2,3 | 2,0 | 2,1 | 2,8 | |
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; | 0,05lH1 | 1,5 | 1,8 | 3,0 | 2,1 | 2,3 | 3,4 |
Сч 0,5 S) | 0,021н1<11<0,051н1 | 2,6 | 3,1 | 5,6 | 3,0 | 3,4 | 5,8 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК | |||||
Основная погрешность, (± 5), % | Погрешность в рабочих условиях, ( ± 5 ), % | ||||||
cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | ||
1; 2; 3; 4 | 1н1<11<1,21н1 | 2,7 | 1,9 | 1,3 | 3,1 | 2,4 | 2,0 |
0,21н1<11<1н1 | 2,7 | 1,9 | 1,3 | 3,1 | 2,4 | 2,0 | |
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; | 0,051н1<11<0,21н1 | 3,5 | 2,6 | 1,6 | 3,8 | 2,9 | 2,2 |
Сч 0,5) | 0,021н1<11<0,051н1 | 6,5 | 4,5 | 2,7 | 6,6 | 4,7 | 3,1 |
5; 6 | 1н1<11<1,21н1 | 2,8 | 2,1 | 1,6 | 4,3 | 3,9 | 3,6 |
0,21н1<11<1н1 | 2,8 | 2,1 | 1,6 | 4,3 | 3,9 | 3,6 | |
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; | 0,051н1<11<0,21н1 | 3,6 | 2,6 | 1,8 | 4,9 | 4,2 | 3,7 |
Сч 1,0) | 0,021н1<11<0,051н1 | 6,6 | 4,7 | 3,0 | 7,3 | 5,6 | 4,3 |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней
мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы
интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на
аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что ООО «Транснефть - Восток» не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД и устройств синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов, а также замена серверов без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном в ООО «Транснефть -Восток» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
4 Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.
О сновные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики | Значение |
1 | 2 |
Количество ИК | 6 |
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном коэффициент мощности cosф частота, Гц температура окружающей среды, °С | от 99 до 101 от 100 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном коэффициент мощности cosф частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от 90 до 110 от 2 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от +5 до +35 от +15 до +25 от +10 до +30 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08): среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12): среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для УСПД: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для УСВ-2: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для ССВ-1Г: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для сервера HP ProLiant BL 460c Gen8: среднее время наработки на отказ Т, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности tв, ч для сервера HP ProLiant BL 460c G6: среднее время наработки на отказ Т, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности tв, ч | 140000 2 165000 2 70000 2 35000 2 15000 2 264599 0,5 261163 0,5 |
Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее | 113 40 |
Продолжение таблицы 5
1 | 2 |
для УСПД: суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, сут, не менее | 45 |
сохранение информации при отключении питания, лет, не менее | 10 |
для серверов: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания УСПД, сервера с помощью источника
бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и УСПД;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика электроэнергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче,
параметрировании:
счетчика электроэнергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о результатах измерений (функция автоматизирована);
о состоянии средств измерений.
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
Трансформаторы тока | ТШЛ-СЭЩ | 18 |
Трансформаторы напряжения трехфазной антирезонанс-ной группы | НАЛИ-СЭЩ | 6 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 6 |
Контроллеры сетевые индустриальные | СИКОН С70 | 3 |
Устройства синхронизации времени | УСВ-2 | 3 |
Серверы синхронизации времени | ССВ-1Г | 2 |
Сервер с программным обеспечением | ПК «Энергосфера» | 1 |
Методика поверки | МП 58164-14 | 1 |
Формуляр | - | 1 |
Руководство по эксплуатации | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 58164-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-11, НПС-15, НПС-19. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июле 2014 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ.
Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1,
являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1,
являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
- СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН
С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1», утвержденному ВНИИМС в 2005 году;
- УСВ-2 - по документу «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика
поверки ВЛСТ. 237.00.001 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
- ССВ-1Г - по документу «Источники частоты и времени / серверы синхронизации
времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-80 МП, утвержденному «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со
счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры
от минус 20 до +60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 % (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-01).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-11, НПС-15, НПС-19 (АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-11, НПС-15, НПС-19)», аттестованном ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Счёт может быть выставлен как на юридическое лицо так и на физическое.
1. Проверьте комплектность СИ
Мы принимаем на поверку средства измерений в полной комплектации. Удостоверьтесь, что все провода и переходники на месте, иначе мы все равно попросим их привезти, что в итоге увеличит срок проведения поверки.
2. Оцените внешний вид устройства
Прежде чем сдавать СИ на поверку, обязательно очистите его от поверхностных загрязнений. Дополнительно убедитесь, что на приборе нет механических, электрических или тепловых повреждений.
3.Выберите удобный способ доставки СИ
Вы можете лично привезти прибор в нашу лабораторию, и спустя 7-10 дней забрать его обратно. Также возможна доставка транспортной компанией КСЕ. Эта услуга оплачивается дополнительно по тарифам транспортной компании.