Выполненные проекты

За многолетнюю историю успешной работы НИЦ Инкомсистем завершил бесчисленное множество проектов.

К ним относятся автоматизированные системы учета газа, нефти, нефтепродуктов, свободного нефтяного газа; системы телемеханики; системы пожаротушения и пожарообнаружения; АСУ ТП больших предприятий нефтегазовой отрасли; АСУ ТП морских объектов и береговых сооружений и многие другие.

Особое внимание уделяется новым разработкам в партнерстве с ключевыми заказчиками - ОАО "Транснефть", ОАО "Газпром", ОАО "Сибур-Холдинг" и др.

Ниже представлен перечень выполненных проектов, разделенных по следующим категориям:

  1. Информационно-управляющие системы. Объекты добычи и транспорта нефти, газа и газового конденсата

  2. Информационно-управляющие системы.  Объекты нефтегазоперерабатывающего комплекса и химической промышленности

  3. Системы измерений количества и показателей качества. Нефть и нефтепродукты

  4. Системы измерений количества и показателей качества. Газ горючий природный

  5. Системы измерений количества и показателей качества. Газовый конденсат стабильный и нестабильный

  6. Системы измерений количества и показателей качества. Свободный (попутный) нефтяной газ

  7. Системы измерений количества и показателей качества. Широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ)

  8. Системы измерений количества и показателей качества. Стабильный газовый бензин, сжиженный газообразный бензин

  9. Прочие системы, не вошедшие в другие категории (учет нестандартных сред, специальные исполнения, системы с особыми условиями)

 


Информационно-управляющие системы

Объекты добычи и транспорта нефти, газа и газового конденсата

Наименование

Заказчик

Год

1

Информационно-управляющая система Мыльджинского газоконденсатного месторождения АСУТП УКПГ, АСУТП  УДСК, АСУ ШФЛУ, АСУ котельной, АСУ водозаборных сооружений, система телемеханики, производственно-диспетчерская служба  (I, II, III очереди). Система управления: Fisher-Rosemount EMERSON RS3, EMERSON DeltaV. Количество сигналов - 4350

АО «ГАЗПРОМ»

АО «Томскгазпром»

1999

2

АСУ объектами энергоснабжения пос. Харасавей

Система управления:  Fisher-Rosemount ROC364, Intellution FIX32.

АО «ГАЗПРОМ»

АО «Надымгазпром»

1999

3

Информационно-управляющая система Губкинского газового месторождения  АСУТП  УКПГ,  САПКЗ, система телемеханики кустов газовых скважин и газопровода, производственно-диспетчерская служба. Система управления: АСУТП - EMERSON RS3,  САПКЗ – Quadlog, СТМ – ROC364, iFIX. Количество сигналов - 2670

ЗАО «ПУРГАЗ»

2000

4

АСУТП Северо-Альметьевской  установки комплексной подготовки нефти

Система управления: EMERSON RS3. Количество сигналов - 350

АО «ТАТНЕФТЬ»

2000

5

Информационно-управляющая система Восточно-Таркосалинского газоконденсатного месторождения АСУТП и САП УНТС, АСУТП и САП УДК, система телемеханики конденсатопровода, АСУ Э, Вторая очередь АСУТП и САПКЗ УНТС. Система управления: АСУТП - EMERSON DeltaV,  САП – ЭМИКОН, iFIX, СТМ – SCADAPack, iFIX. Количество сигналов - 4450

ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»

2001

6

Информационно-управляющая система Северо-Уренгойского газоконденсатного месторождения (Западный купол) АСУТП УКПГ, САПКЗ, система телемеханики, производственно-диспетчерская служба

Система управления: АСУТП - EMERSON DeltaV,  САП – ЭМИКОН, iFIX, СТМ – ROC364, iFIX. Количество сигналов - 1808

АО «НОРТГАЗ»

2001

7

Информационно-управляющая система Восточно-Таркосалинского газового месторождения АСУТП УКПГ, САПКЗ, система телемеханики кустов газовых скважин, Вторая очередь СТМ, производственно-диспетчерская служба

Система управления: АСУТП - EMERSON DeltaV,  САП – ЭМИКОН, iFIX, СТМ – SCADAPack, iFIX. Количество сигналов - 3000

ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»

2001

8

АСУТП УППГ Вьюжного газового месторождения

Система управления: контроллеры Modicon, SCADA - iFIX. Количество сигналов - 300

ООО «ЯнгПур»

2001

9

Система автоматического газового пожаротушения НПС «Невская», «Кириши», «Приморск». Система управления – ЭМИКОН.

АО «ТРАНСНЕФТЬ»

2001

10

Система автоматики нефтеперекачивающей станции «Суторминская»

 

АО «ТРАНСНЕФТЬ»

АО «Сибнефтепровод»

2001

11

Информационно-управляющая система Северо-Васюганского газоконденсатного месторождения АСУТП  УКПГ, САП, АСУТП котельной

Система управления: EMERSON DeltaV. Количество сигналов - 2850

АО «ГАЗПРОМ»

АО «Томскгазпром»

2002

12

АСУТП Ольховской дожимной насосной станции. Система управления: ПЛК SMART PEP Modular Computers, SCADA – InTouch Wonderware. Количество сигналов – 200.

АО «ТНК»

АО «Оренбургнефть»

2002

13

Информационно-управляющая система Западно-Таркосалинского газоконденсатного месторождения АСУТП УКПГК и САПКЗ (I и II очередь)

Система управления: ЭМИКОН ЭК-2000, SCADA-iFIX. Количество сигналов - 842

ООО «Энерготехгрупп»

2003

14

АСУТП и САПКЗ УКПГ Западно-Озерного газового месторождения

Система управления: АСУТП - EMERSON DeltaV,  САПКЗ – ЭМИКОН, iFIX. Количество сигналов - 500

АО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»

2003

15

АСУТП ЦПС Южно-Мыльджинской группы месторождений

Система управления: ПТК SIMATIC PCS7 Siemens, EMERSON DeltaV. Количество сигналов - 1325

АО «Томская нефть»

2003

16

САПКЗ Западно-Таркосалинского газоконденсатного месторождения

Система управления: ЭМИКОН, Intellution iFIX.

ООО «Энерготехгрупп»

2003

17

САП резервуарного парка РВС-5000

АО «ТАТНЕФТЬ»

2003

18

Информационно-управляющая система Ханчейского нефтегазоконденсатного месторождения АСУТП УКПГ и САП, АСУТП УНТС,  система телемеханики кустов газовых скважин, газопровода, производственно-диспетчерская служба

Система управления: АСУТП - EMERSON DeltaV,  САП – ЭМИКОН, iFIX, СТМ – SCADAPack, iFIX. Количество сигналов - 1950

ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»

2004

19

Информационно-управляющая система Юрхаровского газоконденсатного месторождения АСУТП УКПГ, САПКЗ, система телемеханики кустов скважин, газопровода и конденсатопровода, подсистема управления водозаборными сооружениями, АСУ Э, производственно-диспетчерская служба

Система управления: АСУТП, САПКЗ - EMERSON DeltaV,  СТМ – ROC364, iFIX. Количество сигналов - 3000

ООО «НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз»

2004

20

САПКЗ УКПГ Вынгаяхинского газового месторождения

Система управления: Siemens QuadLog. Количество сигналов - 1100

ОАО «ГАЗПРОМ»

ООО «Ноябрьскгаздобыча»

2004

21

САПКЗ  УППГ Еты-Пуровского газового месторождения

Система управления: Siemens QuadLog. Количество сигналов - 250

ОАО «ГАЗПРОМ»

ООО «Ноябрьскгаздобыча»

2004

22

АСУТП и САП Восточно-Таркосалинского нефтяного месторождения

Система управления: контроллеры SCADAPack, SCADA - iFIX.

Количество сигналов - 450

ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»

2004

23

АСУТП  ГРС поселка Тарко-Сале

Система управления: контроллеры SCADAPack, SCADA – Trace Mode.

Количество сигналов - 100

2004

24

АСУТП ГРС на скважине 71

Система управления: контроллеры SCADAPack, SCADA – Trace Mode.

Количество сигналов - 100

2004

25

АСУТП  УКПГ-2 Оренбургского ГПУ

АО «ГАЗПРОМ»

ООО «Оренбурггазпром»

2004

26

Система телемеханики газосборных сетей

ООО «НОВАТЭК

Юрхаровнефтегаз»

2004

27

САПКЗ УКПГ Находкинского газового месторождения

Система управления: Siemens PCS7 (контроллеры SIMATIC серии S7-400).

Количество сигналов - 1000

ООО «Ямалнефтегаз»

2004

28

Система автоматики резервуарного парка «Западный Сургут»

АО «ТРАНСНЕФТЬ»

АО «Сибнефтепровод»

2005

29

САППСиКЗ ГТЭС Ватьеганского месторождения

Система управления: Siemens PCS7 (контроллеры SIMATIC серии S7-400)

Количество сигналов - 250

ООО «ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь»

2006

30

АСУТП пункта сдачи-приёмки нефти «Завьялово»

Система управления: Siemens PCS7 (контроллеры SIMATIC серии S7-400)

Количество сигналов - 1000

ООО «Норд Империал»

2006

31

АСУТП пункта сдачи-приёмки нефти «Лугинецкое»

Система управления: Siemens PCS7 (контроллеры SIMATIC серии S7-400)

Количество сигналов - 1000

ООО «Норд Империал»

2006

32

АСУТП НТС-2 Ханчейского газоконденсатного месторождения 

Система управления: EMERSON DeltaV. Количество сигналов - 500

ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»

2007

33

Информационно-управляющая система Уренгойского месторождения, Участок № 1А Ачимовских залежей АСУТП и ПАЗ, САПКЗ, СТМ, АСУ Э. Система управления: АСУТП, ПАЗ - EMERSON DeltaV,  САПКЗ – Quadlog. СТМ – ROC800. Количество сигналов - 6000

ООО «Ачимгаз»

2008

34

Система телемеханики сбора и транспорта газа Юрхаровского месторождения

Система управления: EMERSON DeltaV. Количество сигналов - 200

ООО «НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз»

2008

35

Система телемеханики газосборных сетей

Система управления: ROC364, SCADAPack. Количество сигналов - 300

2008

36

Расширение системы телемеханики кустов газовых скважин газопровода

Система управления: SCADAPack, iFIX. Количество сигналов - 500

ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»

2008

37

Информационно-управляющая система Северного участка сеноманской газовой залежи Губкинского газового месторождения АСУТП, САПКЗ, СТМ. Система управления: АСУТП, ПАЗ - EMERSON DeltaV,  САПКЗ – Quadlog. СТМ – ROC364. Количество сигналов - 800

ЗАО «ПУРГАЗ»

2008

38

Расширение Информационно-управляющей системы Ханчейского месторождения. Система управления: АСУТП - EMERSON DeltaV,  САП – ЭМИКОН, GE iFIX, СТМ – SCADAPack, iFIX. Количество сигналов – 700

ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»

2008

39

САППС и КЗ ГТЭС и ДКС Тевлинско-Русскинского месторождения: ТПП «Когалымнефтегаз». ПТК на базе системы PCS7 Siemens  в составе пяти стоек управления, двух автоматизированных рабочих мест оператора. Количество сигналов - 992

ООО «ЛУКОЙЛ –

Западная Сибирь»

2009

40

САППС и КЗ КПКУГ Северо-Губкинского месторождения: ТПП «Ямалнефтегаз». ПТК на базе системы PCS7 Siemens  в составе трёх стоек управления и автоматизированного рабочего места оператора. Количество сигналов - 936

ООО «ЛУКОЙЛ –

Западная Сибирь»

2009

41

САП ЦППН на Когалымском месторождении

Система управления: Siemens PCS7 (контроллеры SIMATIC серии S7-400). Количество сигналов – 1000

ЗАО «ЛУКОЙЛ - АИК»

2009

42

АСУТП по проекту «Реконструкция пристани № 5 Западного района ОАО «Новороссийский морской торговый порт». Система выполнена на базе программно-технического комплекса SIMATIC S7300  Siemens. Количество сигналов – 216

ОАО «Новороссийский морской торговый порт»

2009

43

АСУ и ПАЗ по проекту «Реконструкция комплекса перевалки нефтепродуктов». Система выполнена на базе PCS7 Siemens. Количество сигналов – 576

ОАО «ИПП»

2009

44

АСУТП и САП УКПГ Стерхового месторождения

ПТК АСУТП на базе EMERSON DeltaV в составе: 4 стойки управления, 3 АРМа -  1800 сигналов с учетом резерва 20%. ПТК САП на базе контроллеров КСАП-01 ЭМИКОН в составе: 4 стойки управления, 1 АРМ - 832 сигнала с учетом резерва 20%. Количество сигналов - 2632

ООО «ПурНоваГаз»

2009

45

АСУТП кустов газовых скважин «Обустройство Восточно-Уренгойского Лицензионного участка». Система управления: Allen-Bradley ControlLogix. Количество сигналов – 850

ОАО «ТНК-BP»

ЗАО «Роспан Интернэшнл»

2009

46

АСУТП кустов газовых скважин «Обустройство Ново-Уренгойского Лицензионного участка». Система управления: Allen-Bradley ControlLogix. Количество сигналов – 1000

ОАО «ТНК-BP»

ЗАО «Роспан Интернэшнл»

2009

47

АСУТП и САП УКПГ ДКС газоконденсатного промысла Восточно-Таркосалинского месторождения. Система управления: EMERSON DeltaV. Количество сигналов – 900

ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»

2010

48

Система телемеханики Стерхового месторождения. Система управления: Control Microsystems, контроллеры SCADAPack, Clear SCADA. Количество сигналов – 1200

ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»

2010

49

АСУТП объекта «Обустройство сеноманской газовой залежи. Новогоднее месторождение. Узел подключения газопровода». Система управления: SCADAPack, InTouch. Количество сигналов – 200             

ОАО «Газпромнефть- Ноябрьскнефтегаз »

2010

50

САППС и КЗ на КС в районе ГЭТС на Ватьеганском месторождении. Система выполнена на базе PCS7 Siemens, SIMATIC серии S7-400. Количество сигналов – 150

ООО «ЛУКОЙЛ-Информ»

2010

51

АСУ котельной п.Пионерный

Система управления: SCADAPack. Количество сигналов – 150     

ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»

2010

52

Узел редуцирования топливного газа Южного Узла отбора и учёта газа

Система управления на базе контроллеров STARDOM и ПО верхнего уровня FAST/TOOLS Yokogawa в составе: 1 стойки управления, 1 АРМа. Количество сигналов – 800

Система контроля и управления электрическими сетями на базе контроллеров STARDOM и ПО верхнего уровня FAST/TOOLS Yokogawa в составе: 1 стойки управления (3 секции), 1 АРМа.  Количество сигналов – 1100

Система аварийного отключения, обнаружения пожара и загазованности на базе контроллеров ProSafe RS и ПО верхнего уровня FAST/TOOLS  Yokogawa в составе: 1 стойки управления, 1 АРМа. Количество сигналов  - 300

Sakhalin Energy Ltd

2011

53

Система телемеханики кустов скважин Нефтяного промысла Восточно-Таркосалинского месторождения. Система управления: SCADAPack. Количество сигналов – 400

ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»

2011

54

Узел редуцирования топливного газа Северного Узла отбора и учёта газа

Система управления на базе контроллеров STARDOM Yokogawa. Количество сигналов – 250

Система контроля и управления электрическими сетями на базе контроллеров STARDOM Yokogawa. Количество сигналов – 2100

Система аварийного отключения, обнаружения пожара и загазованности на базе контроллеров ProSafe Yokogawa. Количество сигналов - 300

Sakhalin Energy Ltd

2011

55

Модернизация АСУТП УКПГ Южного участка Губкинского ГМ

Система управления EMERSON DeltaV. Количество сигналов - 1700

ЗАО «Пургаз»

2011

56

Реконструкция АСУТП (АСУ «Бункер»). АСУТП отгрузки нефтепродуктов на суда-бункеровщики в г.Новороссийске. Система управления Siemens PCS7. Количество сигналов - 500

ОАО «ИПП»

2011

57

АСУТП трубопровода «Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение –«Восточная Сибирь – Тихий океан». Система управления: АСУТП – Yokogawa Centum, ПАЗ, САПКЗ – Yokogawa ProSafe,  СТМ – Yokogawa STARDOM. Количество сигналов - 11000

ОАО «ТНК-BP»

ОАО «Верхнечонскнефтегаз»

2012

58

АСУТП централизованного узла учёта нефтепродуктов на ЛДПС «Черкассы»

Система управления EMERSON DeltaV. Количество сигналов - 700

ОАО «УФАНЕФТЕХИМ»

2012

59

АСУТП и САП ЦПС и ДКС (верхний уровень) Центрального участка Нефтяного промысла Восточно-Таркосалинского месторождения. Система управления: EMERSON DeltaV, ЭМИКОН, GE iFIX. Количество сигналов – АСУТП 2000, САП - 900

ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»

2012

60

Система телемеханики второй (резервной) нитки конденсатопровода участка 1А Ачимовских отложений Уренгойского месторождения. Система управления: EMERSON ROC800, DeltaV. Количество сигналов - 1000

ЗАО «АЧИМГАЗ»

2012

61

ИУС по проекту «Обустройство валанжинских залежей (БТ10, БТ11) Берегового газоконденсатного месторождения лицензионного участка ЗАО «Геотрансгаз» в составе:

1. АСУТП на базе ПТК «DeltaV» -  2200 сигналов

2. СТМ на базе  «ScadaPack» - 600 сигналов

3. САПКиЗ на базе «SIMATIC PCS 7» - 100 сигналов

4. АСУЭ на базе «SIMATIC PCS7 AS414-3»  - 1050 сигналов

5. АСУРГ  на базе  «СТН-3000» - 250 сигналов

ЗАО «Геотрансгаз»         

2012

62

ИУС по проекту «Обустройство сеноманской залежи Берегового месторождения лицензионного участка ЗАО «Геотрансгаз» в составе:

1.       1. АСУТП на базе ПТК «DeltaV» -  700 сигналов

2.       2. АСПС,КЗиПТ  на базе ПТК «DeltaV» -  250 сигналов

3.       3. СТМ на базе контроллеров «ControlWave» - 550 сигналов

ЗАО «Геотрансгаз»                         

2012

63

АСУ СИКН 568

ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»

2014

64

Информационно-управляющая система (ИУС) пускового комплекса объекта «Обустройство участка 1А ачимовских отложений Уренгойского месторождения на полное развитие с выделением  пускового комплекса (20 скважин)»

ПТК АСУТП на базе системы DeltaV фирмы Emerson Process Management  в составе: 19 стоек управления, 8 АРМов. Информационная мощность АСУТП: 4500 сигналов.

ПТК САПКЗ на базе системы DeltaV фирмы Emerson Process Management в составе: 5 стоек управления, 1 АРМ. Информационная мощность САПКЗ: 1100 сигналов.

ПТК СТМ на базе системы DeltaV фирмы Emerson Process Management в составе: 7 стоек управления, 1 АРМ. Информационная мощность СТМ: 2350 сигналов.

ЗАО «АЧИМГАЗ»

2014

65

Автономный контролируемый пункт системы телемеханики

ОАО «СИБНЕФТЕГАЗ»

2014

66

ИУС технологическими  процессами  комплекса  объектов  жизнеобеспечения  Южно-Тамбейского газоконденсатного месторождения (ИУС КОЖО) на базе контроллеров STARDOM в составе:

1.     АСУТП – 1250 сигналов

2.     АСУЭ – 400 сигналов

3.     СПО и КЗ  и  АПТ – 650 сигналов

ОАО «ЯМАЛ СПГ»

2014

67

АСУ системы линейной телемеханики

ЗАО «Геотрансгаз»

2014

68

АСУ ТП и СПО и КЗ на объектах ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»

ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»

2014

69

АСУ автономных комбинированных источников, арматурных блоков скважин, диспетчерского пункта управления

ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»

2014

70

АСУ УППГ и системы линейной телемеханики

ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»

2014

71

АСУТП и САП

ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»

2014

72

Комплекс работ по техническому перевооружению объектов южного участка Губкинского газового месторождения

ЗАО «ПУРГАЗ»

2014

73

ИУС объекта «Обустройство Термокарстового ГКМ на период промышленной эксплуатации. Площадочные объекты»

ЗАО «Тернефтегаз»

2014

74

Система точного времени и резервного копирования/хранения на объекте «ИУС КОЖО Южно-Тамбейского газоконденсатного месторождения»

ОАО «ЯМАЛ СПГ»

2014

75 АСУ ТП, САП, СТМ Ханчейского месторождения ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» 2014

Объекты нефтегазоперерабатывающего комплекса

и химической промышленности

Наименование

Заказчик

Год

1

АСУТП  и ПАЗ установки концентрирования пропилена

Система управления: ПТК Мультихром, микропроцессорные субкомплексы контроля и управления, контроллер связи КСв-4. Количество сигналов -1494

АО «Уфаоргсинтез»

1997

2

АСУ компрессорной станцией

АО «Тобольский НХК»

1997

3

АСУТП цеха смешивания  базы химреагентов

Система управления Allen-Bradley PLC-5, Wonderware InTouch. Количество сигналов - 300

ТПП «Когалымнефтегаз»

1998

4

АСУТП установки получения серы

Система управления EMERSON DeltaV. Количество сигналов - 350

АО «Киришинефтеоргсинтез»

2001

5

АСУТП установки сероочистки Миннибаевский ГПЗ

АО «ТАТНЕФТЬ»

2001

6

АСУТП установки легкого гидрокрекинга

Система управления EMERSON DeltaV. Количество сигналов - 200

АО «Сызранский НПЗ»

2001

7

АСУТП  и ПАЗ  блока печей ЭЛОУ АВТ-6

Система управления EMERSON DeltaV. Количество сигналов - 136

АО «Саратовский НПЗ»

2001

8

АСУТП установки получения дизельного топлива на Карабашской УКПН

НГДУ «Иркеннефть». Система управления GE Fanuc 90-30, GE Fanuc Automation, операторский интерфейс – SCADA-система iFIX. Количество сигналов - 300

АО «ТАТНЕФТЬ»

2002

9

АСУТП производства ЭТИЛЕН 200. Производительность 200 тыс. тонн/год

Система управления EMERSON DeltaV. Количество сигналов - 1420

ОАО «Казаньоргсинтез»

2003

10

АСУТП установки полимеризации этилена

Система управления GE Fanuc. Количество сигналов - 1020

ОАО «Уфаоргсинтез»

2004

11

АСУТП установки по производству полиэтилена высокого давления

Система управления GE Fanuc. Количество сигналов - 1500

ОАО «Уфаоргсинтез»

2004

12

САУ компрессорной установкой

Система управления Allen-Bradley. Количество сигналов - 300

АО «Пермьоргсинтез»

2004

13

АСУТП химических  производств

АО «Машиностроительный завод»

2004

14

АСУТП завода по производству и получению полиэтилена низкого давления

Система управления Centum Yokogawa. Количество сигналов - 3500

ОАО «Казаньоргсинтез»

2004

15

АСУТП и ПАЗ котельной

Система управления Centum Yokogawa. Количество сигналов - 2500

ОАО «Уфимский НПЗ»

2004

16

АСУТП установки ЭЛОУ-АВТ-6 Уфимского НПЗ

Система управления EMERSON DeltaV. Количество сигналов - 800

ОАО «Уфимский НПЗ»

2004

17

ИУС Пуровского завода по переработке конденсата

Система управления: АСУТП - EMERSON DeltaV, САП - Quadlog. Количество сигналов - 8500

ООО «НОВАТЭК-

Пуровский ЗПК»

2005

18

АСУТП установки Л-24-7 Уфимского НПЗ

Система управления EMERSON DeltaV. Количество сигналов - 750

ОАО «Уфимский НПЗ»

2005

19

АСУТП установки получения водорода

Система управления EMERSON DeltaV. Количество сигналов - 1100

ОАО «Уфимский НПЗ»

2005

20

АСУТП и ПАЗ установки каталитического крекинга на НХК «Нижнекамскнефтехим». Система управления: АСУТП - Centum Yokogawa, ПАЗ - HIMA. Количество сигналов - 4000

АО «ТАИФ»

2005

21

АСУТП цеха «Аммиак-2»

Система управления Centum Yokogawa. Количество сигналов - 4000

ОАО «СИБУР»

 Кемеровское ОАО «Азот»

2006

22

АСУТП цеха «Ректификация-3»

Система управления Centum Yokogawa. Количество сигналов - 2000

ОАО «СИБУР»

Кемеровское ОАО «Азот»

2006

23

ИУС установки получения метанола в составе Юрхаровского месторождения. Система управления EMERSON DeltaV. Количество сигналов - 700

ООО «НОВАТЭК»

2007

24

АСУТП цеха «Карбамид»

Система управления Centum Yokogawa. Количество сигналов - 3500

ОАО «СИБУР»

Кемеровское ОАО «Азот»

2007

25

АСУТП узла сепарации газа на Южно-Балыкском ГПК

Система управления Centum Yokogawa. Количество сигналов - 1700

ОАО «СибурТюменьГаз»

2007

26

АСУ технологическими объектами и система противоаварийной защиты производства полиэтилена. Система управления GE Fanuc (контроллеры GE Fanuc, SCADA-iFIX). Количество сигналов - 800

ОАО «Уфаоргсинтез»

2008

27

ИУС Пуровского завода по переработке конденсата (II очередь)

Система управления: АСУТП -  EMERSON DeltaV, САП – Siemens PCS7 (контроллеры SIMATIC S7-400). Количество сигналов - 11500

ООО «НОВАТЭК

Пуровский ЗПК»

2008

28

АСУТП комбинированной установки каталитического крекинга

Г-43-107 М/1. Система управления: АСУТП - EMERSON DeltaV.

Уфимский НПЗ

2008

29

САП ОЗХ установки КЦА на ОАО «Сызранский НПЗ»

ПТК на базе системы PCS7 Siemens. Количество сигналов - 120

ОАО НК «Роснефть»

ОАО «Сызранский НПЗ»

2009

30

 АСУТП 1-3 этапов расширения Южно-Балыкского ГПК

Система управления Centum, ProSafe Yokogawa. Количество сигналов - 4300

ОАО «СибурТюменьГаз»

2009

31

АСУТП, ПАЗ и САП склада СУГ-2

Система управления: АСУТП и ПАЗ -  EMERSON DeltaV, САП – Siemens PCS7 (контроллеры SIMATIC S7-400). Количество сигналов - 2200

ООО «НОВАТЭК-Пуровский ЗПК»

2010

32

АСУТП четвертого и пятого этапов расширения Южно-Балыкского ГПК

ПТК АСУТП на базе систем Centum CS3000 (РСУ) и ProSafe RS (ПАЗ) Yokogawa в составе: 2 стойки управления, 2 АРМа. Количество сигналов – 700

ОАО «СибурТюменьГаз»

2010

33

АСУ блока разделения риформата на АО «НПЗ Брод»

Система управления ProSafe Yokogawa, Trace Mode. Количество сигналов - 800

ОАО «Зарубежнефть»

2011

34

АСУТП, ПАЗ и САП СУГ-4 Пуровского ЗПК

Система управления: АСУТП и ПАЗ - EMERSON DeltaV, САП – Siemens PCS7 (контроллеры SIMATIC S7-400). Количество сигналов - 2300

ООО «НОВАТЭК-

Пуровский ЗПК»

2011

35

АСУТП производства аммиака АМ-76М завода минеральных удобрений

Система управления Centum, ProSafe Yokogawa.

Количество сигналов - 3000

ОАО «Минудобрения» (г.Россошь)

2011

36

АСУ установки БК-5, БК-6

ОАО «Сибур»

ООО «Тольяттикаучук»

2012

37

АСУТП установки кристаллизации. Система управления – Control Microsystems SCADAPack, Clear SCADA. Количество сигналов – 300.

ООО «НПП ТАСМА», Казанский федеральный

университет

2012

38

Модернизация программного обеспечения АСУТП на объектах I и II очередей строительства Пуровского завода по переработке конденсата. Система управления – EMERSON DeltaV. Количество сигналов – 17000

ООО «НОВАТЭК-Пуровский ЗПК»

2012

39

Разработка и реализация проекта по интеграции АСУТП и других источников данных с MES на основе типовых технических решений для предприятий ООО «Тобольск-Нефтехим»  и  ООО «Тобольск-Полимер»

ООО «Тобольск-Нефтехим»  

2013

40

АСУТП установки кристаллизации УКК3630.  Вторая очередь. Система управления – Control Microsystems SCADAPack, Clear SCADA. Количество сигналов – 300.

ООО «НПП ТАСМА», Казанский федеральный

университет

2013

41

Расширение существующих АСУ ТП БК-6 и АСУ ТП БК-8 на ООО «Тольяттикаучук» для проекта «Техническое перевооружение производства бутилкаучука с увеличением объема до 53000 тонн/год»

Информационная ёмкость АСУ ТП БК-6 увеличена на 106 сигналов.

Добавлен 1 шкаф контроля на базе Centum CS3000.

Информационная ёмкость АСУ ТП БК-8 увеличена на 34 сигнала.

ЗАО «Тольяттисинтез»

2013

42

АСУТП производства аммиака агрегата АМ-76М (блоки 2 и 10)

ПТК РСУ на базе системы CENTUM VP фирмы Yokogawa в составе: 4 стойки управления, 5 АРМ. Информационная мощность РСУ: 630 сигналов с учетом резерва 20%. ПТК ПАЗ на базе системы ProSafe-RS фирмы Yokogawa в составе: 1 стойка управления. Информационная мощность ПАЗ: 80 сигналов с учетом резерва 20%.

ОАО «Минудобрения»

2013

43

АСУТП по переработке стабильного газового конденсата мощностью 6 млн.тонн в год в морском торговом порту Усть-Луга. I очередь.

ПТК АСУТП на базе систем Centum VP (РСУ, АСУЭ) и ProSafe RS (ПАЗ, САП) фирмы Yokogawa Electric в составе: 3 операторные; 1 диспетчерский пункт; 12 аппаратных; 84 стойки управления, более 30 АРМов. Информационная ёмкость АСУТП – 10000 сигналов.

Дополнительно в состав АСУТП вошли следующие подсистемы:

-          Оповещения;

-          Система измерения уровней в резервуарах;

-          Система вибродиагностики;

-          Видеостена;

       -     Тренажер для обучения операторов

ООО «НОВАТЭК – Усть-Луга»

2013

44

АСУТП и САП на объектах III очереди строительства Пуровского завода по переработке конденсата.

ПТК АСУТП на базе системы DeltaV фирмы Emerson Process Management в составе: 18 стоек управления, 11 АРМов. Информационная мощность АСУТП: 7900 сигналов.

ПТК САП на базе системы PCS7 фирмы Siemens в составе: 6 стоек управления, 1 АРМ. Информационная мощность САП: 3000 сигналов

ООО «НОВАТЭК-Пуровский ЗПК»

2014

45

АСУТП головной насосной станции Пуровского завода по переработке конденсата.

ПТК АСУТП на базе системы DeltaV фирмы Emerson Process Management  в составе: 3 стойки управления, 3 АРМа. Информационная мощность АСУТП: 1900 сигналов.

ПТК САП на базе системы PCS7 фирмы Siemens в составе: 1 стойка управления, 1 АРМ. Информационная мощность САП: 450 сигналов

ООО «НОВАТЭК-Пуровский ЗПК»

2014

46

АСУТП вновь создаваемыми основными технологическими и вспомогательными объектами второй линии для переработки нефтяного газа, а также существующими объектами цеха №4 (компримирования и газофракционирования).

ПТК АСУТП на базе систем Centum VP (РСУ) и ProSafe RS (ПАЗ) фирмы Yokogawa Electric в составе: 1 операторная; 6 аппаратных; 65 стоек (шкафов) управления, 21 АРМ. В состав АСУТП входит система диагностики динамического оборудования.

Информационная ёмкость – 5000 сигналов

ООО «ЛУКОЙЛ

Пермнефтегазпереработка»

2014

47

Поставка АРМ и поддержка АСУТП Комплекса по перевалке и фракционирования стабильного газового конденсата мощностью 6 млн.тонн в год в морском торговом порту Усть-Луга

ООО «НОВАТЭК – Усть-Луга»

2014

48

АСУТП по объекту «Строительство парка СУГ с насосной»

ОАО «Уфаоргсинтез»

2014

49

САУ по объекту «Комплекс хранения и регазификации СПГ в Ильинском районе Пермского края. Интегрированная автоматизированная система управления технологическими процессами»

ОАО «Газпром Газэнергосеть»

2014

50 Модернизация схемы подачи сырья на установку фракционирования стабильного конденсата с целью повышения ее надежности ООО «НОВАТЭК – Усть-Луга» 2014
51 АСУТП котла БГМ-35, цеха «Аммиак-1»

ОАО «СИБУР» Кемеровское ОАО «Азот»

2014
52 АСУТП комплекса гидроочистки средних дистиллятов ОАО «ТАИФ НК»дистиллятов 2014
53 Реконструкция АСУТП установки низкотемпературной конденсации и ректификации

ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтгазпереработка»

2014

Системы измерений количества и показателей качества 

Нефть и нефтепродукты

Наименование

Заказчик

Год

1

Система измерений количества и показателей качества товарной нефти на дожимно насосной станции «Вишневая поляна»

АО «Татнефтеотдача»

2000

2

Узел коммерческого учёта нефти

АК «Транснефть»

2000

3

Узел коммерческого учёта товарной нефти

ОАО «РИТЭК»

НГДУ «ТатРИТЭКнефть»

2001

4

Система измерений количества и показателей качества товарной нефти

Состав: блок фильтров, три измерительных линии, на которых установлены массовые расходомеры Micro Motion, блок измерений качества (плотномер Solartron 7835, поточный влагомер УДВН-1п, автоматические пробоотборники Стандарт-А), трубопоршневая установка. Контроллер расхода – Omni 6000. В комплект поставки входят: блок-бокс для фильтров и измерительных линий, блока контроля качества; блок-бокс для трубопоршневой установки, блок-бокс операторной.

ЗАО «Печоранефтегаз»

2001

5

Система измерений количества и показателей качества товарной нефти

ПСП Леккерка

ЗАО «БАЙТЕК-СИЛУР»

2001

6

Система измерений количества и показателей качества товарной нефти

УПН Пономаревка НГДУ «Бугурусланнефть»

Состав: блок фильтров, три измерительных линии, на которых установлены турбинные расходомеры Smith Meter, блок измерений параметров качества (плотномер Solartron, влагомер ПИП-ВСН для измерения обводненности нефти). Контроллер расхода – SyberTrol FMC Technologies, SCADA- Trace Mode.

ОАО «ТНК»

ОАО «Оренбургнефть»

2002

7

Система измерений количества и показателей качества товарной нефти

ПСПН Кыртаэль

ЗАО «БАЙТЕК-СИЛУР»

2002

8

Система измерений количества и показателей качества товарной нефти

на территории УПН Кыртаэль

ОАО «Тэбукнефть»

2002

9

Система измерений количества и показателей качества нефти ГЗНУ-3 «Азат»

ЗАО «ТАТЕХ»

2002

10

Система измерений количества и показателей качества нефти

на Пономаревской установке подготовки нефти

НГДУ «Бугурусланнефть»

2003

11

Система измерений количества и показателей качества нефти

на Лугинецком нефтяном месторождении

Состав: блок фильтров, три измерительных линии, на которых установлены массовые расходомеры CMF300 Micro Motion, блок измерений параметров качества (плотномер Solartron, влагомер Phase Dynamics); компакт-прувер Brooks. Контроллер расхода – Omni 6000, контроллер прувера – Omni 3000.

ЗАО «Томская нефть»

2003

12

Система измерений количества и показателей качества нефти №442

приемо-сдаточного участка ПРНУ при ОАО «ЛУКОЙЛ-ПНОС»

Состав: четыре измерительных линии, на которых установлен мультивязкостный турбинный счетчик TZN Faure Herman. Для контроля метрологических характеристик  расходомеров используется поверочная установка ИРЗ 1100. Контроллер расхода: Omni 6000, контроллер управления – Modicon TSX Quantum.

АО «ТРАНСНЕФТЬ»

ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы»

2004

13

Блок измерений качества товарной нефти на пункте приёмки и сдачи нефти ЗАО «НефтУс»

ЗАО «НК Нобель Ойл»

2005

14

Реконструкция узла коммерческого учёта нефти №399

ЗАО «НК Нобель Ойл»

2005

15

Узел коммерческого учёта нефти на ПСП «Завьялово»

ООО «Норд Империал»

2007

16

Узел коммерческого учёта нефти на ПСП «Лугинецкое»

ООО «Норд Империал»

2007

17

Система измерений количества и показателей качества сырой нефти на выходе нефтепарка «Зимняя Ставка». В составе системы две измерительных линии  DN100, DN150, на которых установлены расходомеры Promass F83 Endress+Hauser, блок измерений качества, система  отображения информации. Программное обеспечение – TRACE MODE.  

ООО «РН-Ставрополь-

нефтегаз»

2008

18

Система измерений количества и показателей качества нефти на выходе

нефтепарка «Головной». В составе системы две измерительных линии  DN100, DN150, на которых установлены расходомеры Promass F83 Endress+Hauser, блок измерений качества, система  отображения информации. Программное обеспечение – TRACE MODE.  

ООО «РН –Ставрополь-нефтегаз»

2008

19

Система коммерческого учёта нефти в резервуарном парке

ОАО «ТНК-BP»

ОАО «Верхнечонскнефтегаз»

2008

20

Система измерений количества и показателей качества нефти № 392

ПСП «Зеленоборск»

ЗАО «Печоранефтегаз»

2008

21

Система оперативного учёта нефти

ОАО «ТНК-BP»

ОАО «Самотлорнефтегаз»

2008

22

Система оперативного учёта нефти на КСП6 ЦПНС-1

ОАО «ТНК-BP»

ОАО «Самотлорнефтегаз»

2009

23

Автоматизированные узлы коммерческого учёта мазута и дизельного топлива

 

ОАО «ИПП»

2008

24

Система коммерческого учёта нефтепродуктов в резервуарном парке

 

ОАО «ИПП»

2008

25

Система измерений количества и показателей качества дизельного топлива

на отводе от  МНПП «Альметьевск – Н.Новгород» к топливно-заправочному комплексу

ОАО «ТАТНЕФТЬ»

ЗАО «ТАТНЕФТЬ-АВИАСЕРВИС»

2008

26

Узел оперативного учёта нефтепродуктов на ПСП «Кстово»

ОАО «Средне-Волжский Транснефтепродукт»

2008

27

Система учёта потоков ДВМ (23 точки учёта). ДВМ – добавка высокооктановая метанольная. Назначение системы: расчёт материального баланса за смену, сутки, месяц; контроль материального баланса при производстве, хранении, отгрузке ДВМ; коммерческий учёт количества ДВМ.

Состав:

1. Система измерений количества газообразных и жидких сред объединяет двенадцать технологических линий оперативного учёта абгаза, отдувок,  ББФ-1, ББФ-2, кубовых углеводородов, метанола, абсорбента, ДВМ. На каждой линии (DN25, 50, 80, 100, 150) установлены массовые расходомеры фирм Yokogawa и Endress+Hauser. В ёмкостях резервуарного парка установлены радарные уровнемеры фирмы Endress+Hauser, датчики избыточного и дифференциального давления Yokogawa.

2. Система измерений количества жидких сред и коммерческого учёта налива в железнодорожные цистерны, где применены массовые расходомеры фирмы и датчик избыточного давления Yokogawa.

3. Система обработки информации: две операторских станции, контроллер STARDOM Yokogawa - расход продукции в цехе, количество ДВМ в резервуарном парке. Измерение расхода налива ДВМ в железнодорожные цистерны  реализуется с помощью контроллера FloBoss S600 EMERSON Process Management. Связь уровней системы реализуется по последовательному каналу связи (интерфейс RS485), связь контроллеров с верхним уровнем реализуется по каналу Ethernet.

ОАО «СИБУР»

ООО «Тольяттикаучук»

2009

28

Узлы коммерческого учёта нефти, мазута, дизельного топлива на причалах 5,6 Таманского нефтяного терминала

ЗАО «ТАМАНЬНЕФТЕГАЗ»

2009

29

Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов на выходе подпорной насосной станции на территории Нижнекамского НПЗ «ТАНЕКО».

Под навесом расположены входной и выходной коллекторы DN300,  2 линии DN250 с фильтрами производства НИЦ Инкомсистем, две линии в БИЛ DN250 с массомерами Promass 83F с возможностью проведения контроля метрологических характеристик. Применены шаровые краны DN250 с контролем протечек и электроприводом Auma. Все трубопроводы утеплены и обогреваются электрокабелем во избежание застывания вязких нефтепродуктов. БИК, реализованный по насосной схеме, размещён в блок-боксе 2,5х4м. В БИК установлены: фильтры тонкой очистки, насосы, плотномер, место под влагомер, автоматический пробоотборник Jiskoot. Контроллеры расхода - Floboss S600 (один в горячем резерве), контроллер управления системами жизнеобеспечения и исполнительными механизмами FCN Stardom, на АРМ установлен пакет ПО SCADA-системы iFIX.

ОАО «ТАТНЕФТЬ»

2009

30

Система измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Кенкияк-Апи», Казахстан

Состав системы: блок фильтров, производства НИЦ Инкомсистем, рабочая и резервная измерительные линии DN150, на которых установлены массовые расходомеры; блок измерений показателей качества, размещенный в утеплённом обогреваемом шкафу; трубопоршневая поверочная установка ОЗНА-ПРУВЕР; система обработки информации на базе контроллера OMNI 6000.

ALTIUS PETROLEUM INTERNATIONAL.B.V.

2010

31

Система измерения количества и показателей качества нефти (СИКН) №1515 на ПСП «Марковское» «Система транспорта нефти (нефтепровод) от УПН «Ярактинское НГКМ» до НПС №7 трубопроводной системы «ВСТО»

ООО «Иркутская нефтяная компания»

2010

32

Система измерений количества нефти НГДУ «Речицанефть»

Состав: две рабочих и одна резервно-контрольная измерительные линии DN200 с электрообогревом и теплоизоляцией, на которых установлены массовые расходомеры CMF400; блок измерений показателей качества, размещённый в утепленном обогреваемом шкафу; передвижная трубопоршневая поверочная установка; система обработки информации на базе контроллера Floboss S600, контроллера управления Siemens300, контроллер для поверочной установки – Omni 3000.

РУП ПО «Белоруснефть»

2010

33

Система измерений количества и параметров нефти сырой НГДУ «Ритэкнефть». Состав: входной коллектор  DN150, две линии блока фильтров DN100 с фильтрами производства НИЦ Инкомсистем. Трубопроводы блока фильтров утеплены и обогреваются электрокабелем во избежание застывания нефти в холодное время года. В блок-боксе 3х6 м (материал стен и кровли внутри и снаружи – листовой дюралюминий) две измерительных линии DN80 с массомерами Promass 83F с возможностью проведения КМХ. Также применены мембранные разделители сред на приборах измерения давления во избежание застывания нефти. В БИК, реализованном по безнасосной схеме, установлен автоматический пробоотборник Стандарт-А и влагомер поточный нефти ВСН, показания плотности нефти получаются в СОИ по высокоточному каналу плотности массомеров. В качестве вычислителя расхода применен Omni 6000, контроллер управления системами жизнеобеспечения и исполнительными механизмами SCADAPack 350, на АРМ установлен пакет ПО СКАДА-системы КРУГ.

ОАО «РИТЭК»

2010

34

Система измерений количества и параметров нефти сырой Черноозерного месторождения  НГДУ «Нурлатнефть»

В одном большом блок-боксе 5х12м расположены две линии блока фильтров DN100 с фильтрами производства НИЦ Инкомсистем,  две измерительных линии DN80 с массомерами Promass 83F с переходом на 100 для полнодиапазонных влагомеров для высоковязкой нефти ВСН-АТ, установленных на каждой линии, с возможностью проведения КМХ. Все трубопроводы утеплены и обогреваются электрокабелем во избежание застывания высоковязкой нефти. Также применены мембранные разделители сред на приборах измерения давления во избежание застывания нефти. На входном коллекторе установлен автоматический пробоотборник Jiskoot специального исполнения для высоковязкой нефти. Контроллер расхода - Omni 6000, контроллеры управления системами жизнеобеспечения и исполнительными механизмами SCADAPack 350, на АРМ установлен пакет ПО СКАДА-системы InTouch 10.1.

ОАО «ТАТНЕФТЬ»

2010

35

Система измерения количества и показателей качества нефти Майского месторождения

ООО «Норд Империал»

2010

36

Система учёта сырья и готовой продукции на ООО «Тольяттикаучук» (26 точек учёта)

ОАО «Сибур Холдинг»

2010-2011

37

Система измерения количества и показателей качества нефти (СИКН) №1515 на ПСП «Марковское» «Система транспорта нефти (нефтепровод) от УПН «Ярактинское НГКМ» до НПС №7 трубопроводной системы «ВСТО». Вторая очередь.

ООО «Иркутская нефтяная компания»

2012

38

Система измерений количества и показателей качества нефти на площадке ПСП ЗАО «УРАЛНЕФТЕСЕРВИС» на УПН «КЫЛАСОВО»

Состав: входной и выходной коллекторы, блок фильтров, две измерительных линии DN150. Блок-бокс СОИ, щит контроля и управления, щит питания.

ЗАО «УРАЛНЕФТЕСЕРВИС»

2012

39

Реконструкция системы измерений количества нефти №568

ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»

2012

40

Система измерения количества и показателей качества нефти «Система транспорта нефти от Марковского НГКМ до точки подключения к напорному нефтепроводу «Ярактинское НГКМ – ПСП «Марковское» в районе ПНС №3»

ООО «Иркутская нефтяная компания»

2013

41

Мобильная система измерения количества и показателей качества нефтепродуктов

Материал на сайте ОАО "Транснефть" (ссылка открывается в новом окне)

ООО "НИИ Транснефть" 2013
42

Оперативный блок контроля качества нефти  и нефтепродуктов 

Материал на сайте ОАО "Транснефть" (ссылка открывается в новом окне)

ООО "НИИ Транснефть" 2013

43

Система измерения количества нефти ПСП товарной нефти в районе НПС-34 трубопроводной системы «ВСТО» и подачи её на Хабаровский НПЗ

ОАО «Нефтяная компания Альянс»

2013

44

Система измерения количества и показателей качества нефтепродукта (дизельного топлива). Узел подключения нефтебазы «Гороховецкая» к МНПП «Горький - Новки»

ООО «ЭКОТЭК-Ойл»

2014

45

Система измерения количества и показателей качества нефти на ПСП «Марковское»

ООО «Иркутская нефтяная компания»

2014

46

Блок-бокс с поверочной установкой в комплекте с компакт-прувером, компаратором, стендом поверки

ООО «Иркутская нефтяная компания»

2014

47

Система измерений количества и показателей качества нефти ЗАО «Мессояханефтегаз»

ООО «Газпромнефть Развитие»

2014

Системы измерений количества и показателей качества 

Газ

Наименование

Заказчик

Год

1

Узел коммерческого учёта сухого газа

Состав: входной и выходной коллекторы, две измерительные линии DN300. Измерение расхода газа реализовано на методе перепада давления на сужающем устройстве (диафрагма). Контроллер расхода – ROC407 Emerson Process Management.

АО «Томскгазпром»

1998

2

Узел коммерческого учёта товарного газа на Нефтегорской УСН

АО «Оренбургнефть»

2000

3

Узел коммерческого учёта товарного газа на территории Нефтегорского ГПЗ

АО «Оренбургнефть»

2000

4

Узел коммерческого учёта товарного газа на территории Отрадненского ГПЗ

АО «Оренбургнефть»

2001

5

Узел коммерческого учёта газа на УКПГ №1 Юрхаровского ГКМ

Состав: три измерительных линии DN400, на которых установлены быстросъёмные сужающие устройства, многопараметрический сенсор MVS, температурный сенсор 0065 Emerson Process Management. Блок измерений качества: поточный газовый хроматограф GCX Emerson Process Management, Анализатор точки росы КОНГ-Прима-2. Контроллер расхода – Daniel FloBoss ROC407 Emerson Process Management. Данные передаются в контроллер DeltaV.

ООО «НОВАТЭК»

ООО «Юрхаровнефтегаз»

2001

6

Узлы коммерческого учёта сухого газа

АО «ПУРГАЗ»

2001

7

Узлы коммерческого учёта сухого газа Восточно-Таркосалинского ГКМ

ООО «НОВАТЭК»

АО «Таркосаленефтегаз»

2002

8

Узел коммерческого учёта сухого газа Северо-Уренгойского газоконденсатного месторождения (Западный купол). Состав: многопараметрические сенсоры Fisher-Rosemount и контроллер расхода газа ROC407 FloBoss.

АО «НОРТГАЗ»

2002

9

Узел коммерческого учёта газа  на Пуровском заводе по переработке конденсата. Состав: входной и выходной коллекторы, две измерительные линии DN80. Измерение расхода газа реализовано на методе перепада давления на сужающем устройстве (диафрагма). Контроллер расхода – ROC407 Emerson Process Management. Данные передаются в контроллер DeltaV, входящий в информационно-управляющую систему завода.

ООО «НОВАТЭК-Пуровский ЗПК»

2003

10

Блок измерений качества газа

ООО «НОВАТЭК

Юрхаровнефтегаз»

2004

11

Узел коммерческого учёта сухого газа на Южно-Балыкской ДКС

Состав: входной и выходной коллекторы, две измерительных линии DN300, на которых установлены быстросменные сужающие устройства,  в комплекте с участками трубопровода до и после диафрагмы. Блок измерений качества: пробоотборник газовых проб, поточный влагомер КОНГ-Прима-4, поточный газовый хроматограф Encall Instromet International N.V. Контроллер расхода – Daniel FloBoss ROC407 Emerson Process Management. Программное обеспечение АРМ оператора – iFIX Intellution. Измерительная часть трубопроводов и блок измерений качества расположены в отапливаемом блок-боксе с системой жизнеобеспечения, пожарной сигнализации и контроля загазованности. 

ОАО «СибурТюменьГаз»

2005

12

Узел коммерческого учёта газа участка 1А на Ачимовских отложениях

Уренгойского месторождения Узел замера №1

Состав: входной и выходной коллекторы DN200, две измерительных линии DN200,  на которых установлены ультразвуковые расходомеры Senior Sonic с комплектом струевыпрямительных секций и струевыпрямительными пластинами. Блок измерений показателей качества: панель газового хроматографа MicroSAM Siemens с системой подготовки пробы, плотномер газовый Solartron 3098 с системой подготовки пробы, анализатор точек росы КОНГ-Прима-10 с системой подготовки пробы, ручной пробозаборник, отдельная линия дренажа. Вторичные блоки электроники расположены в щите контроля.

Узел замера №2

Состав: входной и выходной коллекторы, две измерительных линии DN50,  на которых установлены устройства сужающие быстросъёмные, многопараметрический сенсор MVS 205Р, термопреобразователь сопротивления 0065 Emerson Process Management.  Контроллеры расхода Daniel FloBoss ROC407 Emerson Process Management,  щит контроля, щит питания.

ООО «Ачимгаз»

2006

13

Узел коммерческого учёта газа на узле подключения газопровода от ДКС

Локосовского ГПЗ в магистральный газопровод «Уренгой-Сургут-Челябинск»

Состав: две измерительных линии DN200,  на которых установлены ультразвуковые расходомеры Senior Sonic. Блок измерений показателей качества: поточный газовый хроматограф MicroSAM Siemens с системой подготовки пробы, анализатор влажности Ametek 5000 с системой подготовки пробы, анализатор температуры точки росы углеводородов Ametek 241CE.  Контроллеры расхода Daniel FloBoss S600  Emerson Process Management, контроллер управления SCADAPack Сontrol Microsystem, операторские станции (основная и резервная) на базе промышленных компьютеров со SCADA- системой InTouch Wonderware, щит контроля №1, щит контроля №2, щит питания.

ОАО «Лукойл-Западная Сибирь»

2006

14

Узел коммерческого учёта сухого газа на Юрхаровском ГКМ

Состав: входной и выходной коллекторы DN1000, четыре измерительных линии DN500, на которых установлены ультразвуковые преобразователи расхода Senior Sonic. Блок измерений качества: промышленный газовый хроматограф MicroSAM  с системой подготовки пробы, анализатор точки росы по воде и углеводородам КОНГ-Прима-10, ручной пробоотборник. Контроллер расхода – Daniel FloBoss S600 Emerson Process Management. Данные передаются в контроллер DeltaV.

 

2006

15

Узел коммерческого учёта газа Вынгапуровской КС

ОАО «СибурТюменьГаз»

2006

16

Узел коммерческого учёта газа Вынгаяхинской КС

ОАО «СибурТюменьГаз»

2006

17

Узел коммерческого учёта газа Холмогорской КС

Состав: две измерительных линии DN400, на которых установлены быстросъёмные сужающие устройства, термопреобразователь сопротивления, термометр, манометр.  Для отбора пробы газа на каждой линии предусмотрен ручной муфтовый кран. Контроллер расхода – Daniel FloBoss ROC407 Emerson Process Management. Операторская станция iFIX Intellution. Предусмотрены трубопроводы для дренирования газового конденсата.

ОАО «СибурТюменьГаз»

2006

18

Узел коммерческого учёта сухого отбензиненного газа Холмогорской КС

Состав: одна измерительная линия DN300, на которой установлено быстросъёмное сужающее устройство, термопреобразователь сопротивления, термометр, манометр.  Контроллер расхода – Daniel FloBoss ROC407 Emerson Process Management.

ОАО «СибурТюменьГаз»

2006

19

Узел учёта на факел ПНГСП «Зимняя Ставка»

ООО «РН-Ставропольнефтегаз»

2008

20

Узел учёта газа на ОПВ ПНГСП «Зимняя Ставка»

ООО «РН-Ставропольнефтегаз»

2008

21

Узел учёта газа на котельную ПНГСП «Зимняя Ставка»

ООО «РН-Ставропольнефтегаз»

2008

22

Узел учёта газа на выходе узла сепарации ПНГСП «Озек-Суат»

ООО «РН-Ставропольнефтегаз»

2008

23

Узел учёта газа на ОПН ПНГСП «Озек-Суат»

ООО «РН-Ставропольнефтегаз»

2008

24

Узел учёта газа на выходе узла сепарации ПНГСП «Зимняя ставка»

ООО «РН-Ставропольнефтегаз»

2008

25

Блок контроля качества сухого отбензиненного газа на Нижневартовском ГПК

ООО «ЮграГазПереработка»

2008

26

Газоизмерительная станция ОАО «Братскэкогаз»

Состав: входной коллектор, рабочая измерительная линия DN80,  рабочая измерительная линия и резервная измерительная линия DN150, на которых установлены ультразвуковые расходомеры Flowsic 600 SICK Maihak GmbH. Блок измерений показателей качества: пробоотборник газовых проб, анализатор точки росы КОНГ-Прима-4, поточный газовый хроматограф MicroSAM Siemens. Контроллеры расхода Daniel FloBoss S600  Emerson Process Management, контроллер управления SCADAPack Сontrol Microsystem. Двойной блок-бокс с системой жизнеобеспечения, системой пожарной сигнализации и контроля загазованности.

ООО «НГК ИТЕРА»

2008

27

Узел коммерческого учёта газа Стерхового м/р Олимпийского лицензионного участка

Состав: две измерительных линии DN80,  на которых установлены расходомеры Endress+Hauser. Блок измерений показателей качества: автоматический и ручной пробоотборники, поточный влагомер Phase Dynamics,  плотномер 7835 Solartron. Контроллер расхода Omni 6000. Щит контроля и управления, щит питания.  Блок-бокс с системой жизнеобеспечения, системой пожарной сигнализации и контроля загазованности.

ООО «ПурНоваГаз»

2008

28

Узел оперативного учёта сжиженного газа на Пуровском заводе по переработке конденсата

Состав: блок измерительных линий DN200, в том числе система измерений количества пропана и узел подключения поверочной установки, система измерений количества бутана и узел подключения поверочной установки, система измерений пропан-бутановой фракции и узел подключения поверочной установки, ручной пробоприёмник с игольчатым вентилем в комплекте.   

ОАО «НОВАТЭК-Пуровский ЗПК»

2008

29

Узел коммерческого учёта сухого отбензиненного газа на Белозерном ГПК. Состав системы – три измерительных линии DN400, на которых установлены быстросменные сужающие устройства. Программное обеспечение – iFIX 

ООО «Юграгазпереработка»

2008

30

Узел коммерческого учёта сухого отбензиненного газа на Губкинском ГПК

Состав: входной и выходной коллекторы DN500 с переходом на DN400, две измерительных линий DN300, на которых установлены ультразвуковые расходомеры Senior Sonic. Блок измерений показателей качества: хроматограф MicroSAM Siemens с системой подготовки пробы, анализатор температуры точки росы углеводородов Ametek, анализатор влажности Ametek. Контроллеры расхода FloBoss S600 EMERSON Process Management. Информационная мощность – 69 сигналов. Щит контроля и управления, щит питания, операторская станция.  Блок-бокс с системой жизнеобеспечения, системой пожарной сигнализации и контроля загазованности.

ОАО «СибурТюменьГаз»

2008

31

Узел коммерческого учёта отсепарированного газа на УПНГ- 2

Состав: входной и выходной коллекторы DN200, рабочая и резервная измерительные линии DN200,  на которых установлены ультразвуковые расходомеры Flowsic 600 SICK Maihak GmbH. Контроллер расхода Daniel FloBoss S600  Emerson Process Management.

ЗАО «Газпром нефть -Оренбург»

2008

32

Узел коммерческого учёта Камыш-Бурунской КС «Кавказтрансгаз»

Состав системы – две измерительных линии DN80, на которых установлены быстросъёмные сужающие устройства, ультразвуковые расходомеры ГиперФлоу.  Щит контроля и управления, щит питания, операторская станция со SCADA-системой – TRACE MODE, газоаналитическая система CTM, расходомер ГиперФлоу, контроллер SCADAPack для системы жизнеобеспечения.  Блок-бокс с системой жизнеобеспечения, системой пожарной сигнализации и контроля загазованности.

ООО «РН-Ставрополь-нефтегаз»

2008

33

Узел коммерческого учета сухого отбензиненного газа с Белозерного ГПК в магистральный газопровод «Парабель - Кузбасс»

Состав: входной и выходной коллекторы DN1020/DN400, три измерительных линии DN400, на которых установлены трубчатые струевыпрямители  в виде связок из 19 трубок, быстросъёмное сужающее устройство, многопараметрические сенсоры MVS 205Р. Блок измерений параметров качества: промышленный газовый хроматограф MicroSAM с системой подготовки пробы. Контроллер расхода - Omni 6000. Двойной блок-бокс с системой жизнеобеспечения, системой пожарной сигнализации и контроля загазованности.

ОАО «Сибур Холдинг»

2008

34

Система измерений количества и показателей качества газа на входе электростанции «Южно-Приобская»

Система предназначена для учёта природного газа, поступающего как сырье для электростанции, и для коммерческих расчётов между покупателем и продавцом. Состав системы: две измерительных линии DN150, на которых установлены четырёхлучевые ультразвуковые преобразователи расхода FLOWSICK600 SICK Maihak; блок измерений качества - газовый хроматограф MicroSAM Siemens с системой подготовки пробы, монитор точки росы и анализатор влажности Ametek, газовый плотномер Solartron, система ручного отбора пробы; рабочий и резервный вычислители расхода FloBoss S600 EMERSON Process Management, вычислитель качества газа АКОНТ производства НИЦ «Инкомсистем»,  контроллер управления SCADAPack 32, инженерная станция HP и SCADA-система iFIX

ООО «Газпромнефть-Хантос»

2009

35

Система измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа на МУП УГХ. Состав системы: три измерительных линии DN400, на которых установлены быстросменные сужающие устройства. Программное обеспечение – iFIX.  

ОАО «СибурТюменьГаз»

2009

36

Система измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа на «Юганскнефтегаз-Теплонефть»

ОАО «СибурТюменьГаз»

2009

37

Коммерческий узел учёта газа Сысконсыньинского газового месторождения в пределах Сысконсыньинского лицензионного участка ЗАО «Евротэк»

ЗАО «Евротэк»

2009

38

Пункт измерения расхода газа – реконструкция ГИС на южном участке Губкинского месторождения. Состав: две рабочие и одна резервная измерительные линии DN500, на которых установлены ультразвуковые счетчики газа с прямыми участками, блок измерений показателей качества. Контроллер расхода FloBoss ROC407.

ЗАО «Пургаз»

 

2010

39

Коммерческий узел учёта газа Новогоднего месторождения

ОАО «Газпромнефть- Ноябрьскнефтегаз »

2010

40

Газоизмерительная станция Муравленковского НКГМ

Состав: рабочая и резервная измерительные линии DN600, на которых установлены расходомеры SICK Maihak; блок измерения показателей качества газа и отбора проб для анализа в лаборатории. Для анализа компонентного состава газа применен поточный хроматограф MicroSAM Siemens. Для анализа влажности газа применены анализаторы точки росы Ametek5000 (рабочий и дублирующий). Для контроля плотности используется поточный преобразователь плотности Solartron. Система обработки информации построена на рабочем и резервном вычислителях расхода газа АКОНТ, производства НИЦ Инкомсистем, контроллере управления SCADAPack, АРМ оператора на базе SCADA-системы InTouch, данные передаются в информационную систему Газпром.

ОАО «Газпромнефть- Ноябрьскнефтегаз»

2010

41

Узлы учёта газа объектов ООО «РН-Ставропольнефтегаз»

Состав: четыре однониточных узла с байпасом DN100…250, на которых установлены вихревые расходомеры. Система обработки информации на базе вычислителей Ирга.

ООО «РН-Ставропольнефтегаз»

2010

42

Система измерений количества и показателей качества газа Берегового ГКМ

ЗАО «ГЕОТРАНСГАЗ»

2011

43

СИК СОГ на Муравленковском ГПЗ

Состав: рабочая и резервная измерительные линии DN300, на которых установлены расходомеры фирмы Sick Maihak; блок измерения показателей качества (поточный хроматограф MicroSAM Siemens, анализаторы точки росы Ametek5000 (рабочий и дублирующий), поточный преобразователь плотности Solartron. Система обработки информации построена на рабочем и резервном вычислителях расхода газа АКОНТ, производства НИЦ Инкомсистем, контроллере управления SCADAPack, данные передаются на АРМ оператора и в информационную систему Газпром.

ОАО «СибурТюменьГаз»

2011

44

СИК СОГ на Вынгапуровской КС

ОАО «СибурТюменьГаз»

2011

45

Система измерений количества и показателей качества природного газа на УКПГ Усть-Сильгинского ГКМ

ООО «СН-ГАЗДОБЫЧА»

2012

46

Система измерений количества и показателей качества газа на факеле низкого давления Харьягинского месторождения

АО ТОТАЛЬ РАЗВЕДКА И РАЗРАБОТКА РОССИЯ

2012

47

Система измерений количества и показателей качества газа на собственные нужды.  Состав: блок измерительных трубопроводов – рабочий и резервный DN150 – на которых установлены ультразвуковые преобразователи расхода со струевыпрямительными пластинами Senior Sonic и система ручного отбора проб. Контроллер расхода (рабочий и резервный) – ИВК АБАК

ЗАО «АЧИМГАЗ»

2012

48

Система измерений количества и показателей качества газа (коммерческий узел измерения газа) по объекту «Обустройство участка 1А Ачимовских отложений Уренгойского месторождения на период полного развития с выделением пускового комплекса (20 скважин)».

Состав: блок измерительных трубопроводов DN 600, на которых установлены ультразвуковые преобразователи расхода со струевыпрямительными пластинами Senior Sonic; блок измерений показателей качества и система ручного отбора проб производства НИЦ Инкомсистем. Для анализа компонентного состава газа применен поточный хроматограф MicroSAM Siemens. Контроллер расхода (рабочий и резервный) – FloBoss S600.

ЗАО «АЧИМГАЗ»

2012

49

Система измерений количества и показателей качества газа

ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»

2012

50

Система измерений количества и показателей качества природного газа на Московском НПЗ

Состав: две измерительных линии DN 400, оснащенных УЗПР Senior Sonic, преобразователем температуры и преобразователем давления и устройством подготовки потока. Для анализа компонентного состава газа применен поточный хроматограф MicroSAM Siemens и система ручного отбора пробы. Контроллер расхода – ИВК АБАК, контроллеры управления системами жизнеобеспечения и исполнительными механизмами SCADAPack 350, на АРМ установлена СКАДА-система InTouch.

ОАО «Газпромнефть – Московский НПЗ»

2012-2013

51

Газоизмерительная станция Губкинского газового промысла

ООО «Газпром добыча Ноябрьск»

2013

52

Узел коммерческого учёта газа Пуровского ЗПК

ООО «НОВАТЭК – Пуровский ЗПК»

2013

53

Система измерений количества газа с Уренгойского и Добровольского Месторождений

ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»

2013

54

Система определения компонентного состава газа газоредуцирующей станции  Казанской ТЭЦ-2 на базе поточного хроматографа MicroSAM фирмы Siemens

ОАО «Генерирующая компания»

2013

55

Система измерений количества и показателей качества газа Райзерного блока месторождения им.В.Филановского

ООО «ЛУКОЙЛ ИНФОРМ»

2013

56

Система измерений количества и показателей качества природного газа из магистрали топливного газа

ООО «ЛЕННИИХИММАШ»

2013

57

Система измерений количества и показателей качества газа на Термокарстовом газоконденсатном месторождении

ЗАО «Тернефтегаз»

2013

58

СИК сбросного газа с МАУ №4 до ПОЗИС №2, с МАУ №1,1 до ПОЗИС №2,

с МАУ 3,4 до ПОЗИС №2

ООО «Нижневартовский ГПК»

2013

59

Узел коммерческого учёта сухого отбензиненного газа с Нижневартовского ГПК. Техническое перевооружение.

ООО «Нижневартовский ГПК»

2014

60

Система измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа на газопроводе «Красноленинский ГПЗ – точка врезки в магистральный газопровод «Уренгой - Центр 1,2»

ООО «Няганьгазпереработка»

2014

61

Система измерений количества и показателей качества свободного нефтяного газа на газопроводе «Компрессорная станция» ДНС-2 Еты-Пуровского м/р – точка врезки в газопровод Ду1200 мм «Еты-Пуровского ГП – УКПГ Вынгаяхинского ГП»

ОАО «Газпром нефть -Ноябрьскнефтегаз»

2014

62

Система измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа. Газопровод от Южно-Приобского ГПЗ до врезки в газопровод «Газоснабжение г.Ханты-Мансийска и посёлков Ханты-Мансийского района»

ООО «Южно-Приобский ГПЗ»

2014

63

Система измерений количества и показателей качества газа

ЗАО «Геотрансгаз»

2014

64

Техническое перевооружение узла коммерческого учёта СОГ ООО «Нижневартовский ГПК» (блок измерения качества сухого отбензиненного газа с Нижневартовского газоперерабатывающего завода)

ООО «Нижневартовский ГПК»

2014

Системы измерений количества и показателей качества 

Газовый конденсат

Наименование

Заказчик

Год

1

Система измерений количества и показателей качества газового конденсата Западно-Таркосалинского газоконденсатного месторождения

Состав: входной и выходной коллекторы DN80, две измерительные линии DN 50, на которых установлены расходомеры CMF 200 Emerson; блок измерений параметров качества (плотномер 7835 Solartron, влагомер Phase Dynamics, автоматический пробоотборник Мавик-ГЖ-50, ультразвуковой расходомер UFM 500 KROHNE). Для контроля метрологических характеристик расходомеров используется трубопоршневая поверочная установка ТПУ-С-100. Контроллер расхода – Omni 6000.

ООО «Ноябрьскгаздобыча»

2002

2

Система измерений количества и показателей качества нестабильного газового конденсата Северо-Уренгойского ГКМ (Западный купол). Состав: входной и выходной коллекторы DN 80, три рабочие и одно резервно-контрольная измерительные линии DN 50, на которых установлены расходомеры CMF 200 с преобразователем модели 2700; блок измерений параметров качества с промышленным хроматографом GCX Emerson, контроллеры расхода Omni 6000, система управления - DeltaV

АО «НОРТГАЗ»

2002

3

Система измерений количества и показателей качества деэтанизированного газового конденсата Восточно-Таркосалинского газоконденсатного месторождения. Состав: блок фильтров, входной и выходной коллекторы DN150, две измерительные линии DN80, на которых установлены массовые расходомеры CMF300, шаровые краны с контролем протечек; блок измерений качества; контроллер расхода Omni 6000, системы управления – DeltaV. Для контроля метрологических характеристик массовых расходомеров используется трубопоршневая поверочная установка ТПУ С-280.

ООО «НОВАТЭК»

АО «НК Таркосаленефтегаз»

2002

4

Автоматизированная система учета жидких и газообразных сред на установке каталитического крекинга

ОАО «Таиф-НК»

2003

5

Система измерений количества и показателей качества газового конденсата Юрхаровского газоконденсатного месторождения. Состав: входной и выходной коллекторы, три измерительные линии DN 100, на которых установлены расходомеры MicroMotion CMF 300 Emerson; блок измерений параметров качества (плотномер 7835 Solartron, влагомер Phase Dynamics, автоматический пробоотборник  МАВИК-ГЖ, автоматическая система отбора проб Cliff Mock, ультразвуковой расходомер UFM 500 KROHNE), поверочная установка – компакт-прувер Brooks. Контроллеры расхода - Omni 6000, поверочной установки – Omni3000.

ООО «НОВАТЭК»

ООО «Юрхаровнефтегаз»

2003

6

Система измерений количества и показателей качества нестабильного газового конденсата на УКПГ-11В Ен-Яхинского газоконденсатного месторождения. Состав: входной и выходной коллекторы DN250, пять измерительные линии DN 100, на которых установлены расходомеры MicroMotion CMF 300 Emerson; блок измерений параметров качества (плотномер 7835 Solartron, влагомер Phase Dynamics, пробоотборники Jiskoot, ультразвуковой расходомер UFM 500 KROHNE). Для контроля метрологических характеристик расходомеров используется стационарная поверочная установка – компакт-прувер Brooks mini. Контроллеры расхода – FloBoss S600, поверочной установки – Omni3000, контроллер управления – GE Fanuc.

ООО «Уренгойгазпром»

2003

7

Автоматизированный узел коммерческого учета нефтегазоконденсатной смеси. Состав: два входной и два выходной коллектора DN150, четыре измерительные линии DN 100, на которых установлены устройства сужающие LRC-10-300; блок измерений параметров качества (пробоотборники Мавик-ГЖ, Стандарт Р, поточный влагомер Phase Dynamics,  плотномер 7835 Solartron, пикнометрическая установка, ультразвуковой расходомер UFM 500 KROHNE).

ООО «Сургутгазпром»

2005

8

Система измерений количества и показателей качества газового конденсата №1 на Пуровском заводе по переработке конденсата. Состав: входной и выходной коллекторы DN200, рабочая и резервно-контрольная  измерительные линии DN200, на которых установлены массовые преобразователи расхода CMF 400 серии Elite Emerson; блок измерений параметров качества (пробозаборное устройство щелевого типа, аналитическая система GCX Emerson, пробоотборники Jiskoot, поточный влагомер Phase Dynamics,  плотномер 7835 Solartron, ультразвуковой расходомер UFM 500 KROHNE). Контроллеры расхода – Omni 6000.

ООО «НОВАТЭК-Пуровский ЗПК»

2005

9

Система измерений количества и показателей качества газового конденсата №2  на Пуровском заводе по переработке конденсата. Состав: входной и выходной коллекторы DN200, рабочая и резервно-контрольная  измерительные линии DN200, на которых установлены массовые преобразователи расхода CMF 400 серии Elite Emerson; блок измерений параметров качества (пробозаборное устройство щелевого типа, пробоотборники Jiskoot, поточный влагомер Phase Dynamics,  плотномер 7835 Solartron,  ультразвуковой расходомер UFM 500 KROHNE). Контроллеры расхода – Omni 6000. Две операторские станции на базе ПТК DeltaV, щит контроля и управления, щит питания, блок-бокс с системой жизнеобеспечения, системой пожарной сигнализации и контроля загазованности.

ООО «НОВАТЭК-Пуровский ЗПК»

2005

10

Система измерений количества и показателей качества газового конденсата склада СУГ-2 «Пуровского ЗПК»

ООО «НОВАТЭК-Пуровский ЗПК»

2005

11

Система измерений количества и показателей качества газового конденсата на УКПГ-1В Ямбургского газоконденсатного месторождения.

Состав: пять измерительных линий DN80, на которых установлены массовые преобразователи расхода Micro Motion CMF200 Emerson; блок измерений параметров качества (низкодиапазонный влагомер Phase Dynamics, аналитическая система MAXUM II Siemens, автоматические пробоотборники Мавик-ГЖ-50, ручной пробоотборник Стандарт-Р, ультразвуковой расходомер UFM 500 KROHNE компактный). Компакт-прувер Brooks. Контроллеры расхода – FloBoss S600 и Omni3000, ПЛК SIMATIC S7-300.

ООО «Ямбурггаздобыча»

2005

12

Модернизация узла коммерческого учета газового конденсата Западно-Таркосалинского газового промысла. Установлен резервный контроллер Omni с интеграцией в существующую систему.   

ООО «Ноябрьскгаздобыча»

2006

13

Автоматизированный узел коммерческого учета газового конденсата на участке 1А Ачимовских отложений Уренгойского месторождения.

Состав: входной и выходной коллекторы DN80, рабочая и резервная измерительные линии DN80, на которых установлены массовые преобразователи расхода Micro Motion CMF 200 Emerson; блок измерений параметров качества (пробозаборное устройство щелевого типа, аналитическая система MAXUM II Siemens, автоматические пробоотборники Мавик-ГЖ-50, ручной пробоотборник Стандарт-Р, поточный влагомер Phase Dynamics,  плотномер 7835 Solartron,  ультразвуковой расходомер UFM 500 KROHNE компактный). Контроллеры расхода – FloBoss S600. Обработку информации с датчиков, хроматографической системы выполняет контроллер DeltaV, информационная мощность системы – 142 сигнала. 

ООО «Ачимгаз»

2006

14

Система измерения количества и показателей качества газового конденсата на входе УПКТ ООО «УРЕНГОЙГАЗПРОМ»

ООО «Уренгойгазпром»

2006

15

Система измерений количества и показателей качества газового конденсата Южно-Балыкского ГПК

Состав: входной и выходной коллекторы, рабочая и резервная измерительные линии DN150, на которых установлены массовые преобразователи расхода Micro Motion CMF 300 Emerson; блок измерений параметров качества (автоматический пробоотборник Jiskoot, ручной пробоотборник Стандарт-Р, поточный влагомер Phase Dynamics,  плотномер 7835 Solartron,  ультразвуковой расходомер UFM 3030 KROHNE). Блок-бокс с системой  жизнеобеспечения, системой пожарной сигнализации и контроля загазованности. Контроллеры расхода – Omni6000. Обработку информации с датчиков выполняет контроллер STARDOM FCN, информационная мощность системы – 106 сигналов.   

ОАО «СибурТюменьГаз»

2008

16

Узел оперативного/коммерческого учёта газового конденсата Стерхового Олимпийского участка

Состав: входной DN80 и выходной DN80/150 коллекторы, рабочая и резервная измерительные линии DN80, на которых установлены массовые преобразователи расхода Promass 83F DN50 Endress+Hauser; блок измерений параметров качества (пробозаборное устройство щелевого типа, автоматический пробоотборник Мавик-ГЖ-50, ручной пробоотборник Стандарт-Р, поточный влагомер Phase Dynamics,  плотномер 7835 Solartron,  ультразвуковой расходомер UFM 3030 KROHNE). Блок-бокс с системой  жизнеобеспечения, системой пожарной сигнализации и контроля загазованности. Контроллеры расхода – Omni6000.

ООО «ПурНоваГаз»

2008

17

Система измерений количества и показателей качества газового конденсата склада СУГ-2. Состав системы: три измерительных линии Ду250, на которых установлены кориолисовые расходомеры Promass F83 Endress+Hauser. Контроллер расхода - Omni 6000, контроллер управления – DeltaV Emerson Process Management.

ООО «НОВАТЭК-Пуровский ЗПК»

2009

18

СИКПБ склада СУГ-4 Пуровского ЗПК

ООО «НОВАТЭК-Пуровский ЗПК»

2011

19

Система измерений количества и показателей качества газового конденсата (коммерческий узел измерения газового конденсата) по объекту «Обустройство участка 1А Ачимовских отложений Уренгойского месторождения на период полного развития с выделением пускового комплекса (20 скважин)».

Состав: блок фильтров DN250, производства НИЦ Инкомсистем; блок измерительных трубопроводов DN 150, состоящий из трех рабочих и одной резервно-контрольной линий, на которых установлены массовые расходомеры CMF300 EMERSON Process Management. Произведена реконструкция существующего блока измерений показателей качества, с применением уже существующего и действующего оборудования. Контроллер расхода (рабочий и резервный) – FloBoss S600.

ЗАО «АЧИМГАЗ»

2012

20

Система измерений количества и показателей качества газового конденсата на Термокарстовом газоконденсатном месторождении

ЗАО «Тернефтегаз»

2013

21

Система измерений количества и показателей качества газового конденсата на складе СУГ-2 Пуровского ЗПК

ООО «НОВАТЭК-Пуровский ЗПК»

2013

 

22

СИК углеводородного конденсата высокого давления от КССГ №2 на МАУ 2

ООО «Нижневартовский ГПК»

2013

23

Система измерений количества и показателей качества газового конденсата

ЗАО «Геотрансгаз»

2014

24 Узел оперативного учёта конденсата Вынгапуровского ГПЗ филиала ОАО «СибурТюменьГаз» ООО «ЛЕННИИХИММАШ» 2015
25 Система измерений количества и показателей качества газового конденсата ЗАО «АЧИМГАЗ» 2015

Системы измерений количества и показателей качества 

Свободный (попутный) нефтяной газ

Наименование

Заказчик

Год

1

Узел коммерческого учёта попутного нефтяного газа на выходе Губкинского ГПК (I очередь)

Состав: входной и выходной коллекторы DN1200 (существующие), три рабочих измерительных линий DN700, на которых установлены устройства сужающие быстросъёмные, к которым подключены многопараметрические сенсоры. Площадка оснащена системой автоматического контроля загазованности фирмы Drager. Контроллеры расхода (рабочий и резервный) – ROC 407, ROC 809. Информационная мощность СОИ – 47 сигналов.

ОАО «СибурТюменьГаз»

2008

2

Узел коммерческого учёта попутного нефтяного газа на выходе Губкинского ГПК (II очередь)

Состав: входной коллектор DN500 с переходом на DN300, рабочая и резервная измерительные линии, на которых установлены ультразвуковые преобразователи расхода Flowsic 600 Sick Maihak GmbH. Блок измерений показателей качества: анализатор влажности Ametek 500 с системой подготовки пробы, анализатор температуры точки росы углеводородов Ametek 241 СЕ. Контроллеры расхода (рабочий и резервный) – FloBoss ROC407. Информационная мощность СОИ – 72 сигнала. Блок-бокс с системой  жизнеобеспечения, системой пожарной сигнализации и контроля загазованности.

ОАО «СибурТюменьГаз»

2008

3

Узел коммерческого учёта попутного нефтяного газа на Вынгаяхинской КС. Состав: две измерительных линии DN500, на которых установлены устройства сужающие быстросъёмные. Контроллеры расхода (рабочий и резервный) – FloBoss ROC407. Информация о технологических параметрах коммерческого учета передаётся от измерительных контроллеров по протоколу Modbus RTU RS485 на операторскую станцию iFIX Intellution.

ОАО «СибурТюменьГаз»

2008

4

Система измерений количества попутного нефтяного газа Южно-Балыкского ГПК

ОАО «СибурТюменьГаз»

2008

5

Автоматизированная система учёта попутного нефтяного газа на объектах ОАО «Газпром нефть»

ОАО «Газпром нефть»

2009

6

Система измерений количества сырого низконапорного газа 

Южно-Балыкского ГПК

ОАО «СибурТюменьГаз»

2009

7

Автоматизированная система учёта попутного нефтяного газа – 43 узла учёта на 12-ти объектах Суторминского и Сугмутского месторождений. В состав каждого узла учёта входят:  расходомер, устанавливаемый в обогреваемом шкафу (вихревой расходомер Prowirl, ультразвуковой расходомер Dymetic); датчик температуры Endress+Hauser; датчик давления Endress+Hauser. На каждом из 12-ти объектов информация с датчиков узлов учёта поступает в операторную и обрабатывается вычислителем расхода ПНГ АБАК, производства НИЦ Инкомсистем, далее данные о расходе и количестве попутного газа передаются на АРМ оператора и в вышестоящую систему сбора данных

ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

2010

8

Автоматизированная система учёта попутного нефтяного газа – 60 узлов учёта на 11-ти объектах Вынгапуровского, Ярайнерского, Новогоднего, Холмистого, Равнинного и Чатылькинского месторождений

В состав каждого узла учёта входят: - расходомер, устанавливаемый в обогреваемом шкафу (вихревой расходомер Prowirl, ультразвуковые расходомеры Flowsic100, Dymetic; термально-массовый расходомер T-mass); датчик температуры Endress+Hauser; датчик давления Endress+Hauser. На каждом из 11-ти объектов информация с датчиков узлов учёта поступает в операторную и обрабатывается вычислителем расхода ПНГ АБАК, производства НИЦ Инкомсистем, далее данные о расходе и количестве попутного газа передаются на АРМ оператора и в вышестоящую систему сбора данных

ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

2010

9

Комплексная система учёта попутного нефтяного газа – 39 узлов учета

ОАО «ТНК-Нягань»

2010

10

Автоматизированная система учёта попутного нефтяного газа – 48 узлов учёта. Спроектированы, изготовлены СОИ, смонтированы и пущены в эксплуатацию отдельные локальные АСУ ПНГ по объектам ООО «Газпромнефть-Хантос» на базе имеющихся узлов учёта ПНГ и вновь построенных или модернизированных: ДНС с УПСВ «Зимнее»; УПН ЮЛТ «Приобское»; ДНС-2 с УПСВ ЮЛТ «Приобское»; ДНС-3 с УПСВ ЮЛТ «Приобское»; ДНС-5 с УПСВ ЮЛТ «Приобское»; УС ЮЛТ «Приобское»; УПСВ «Пальяновское»;  ДНУ «Пальяновское». Основой системы являются современные вычислители расхода ПНГ АБАК, производства НИЦ Инкомсистем, алгоритм расчёта количества ПНГ которых аттестован в соответствии с ГОСТ 8.615. В среднем на каждом из восьми объектов реализовано по 8 действующих узлов учёта ПНГ на различных расходомерах (вихревого типа, на принципе измерения переменного перепада давления или ультразвуковых) и по три резервных канала для перспективного развития.

ООО «Газпромнефть-Хантос»

2010

11

Автоматизированная система учёта попутного нефтяного газа Урманского месторождения – 14 узлов учета

Основой системы являются современные вычислители расхода ПНГ АБАК, производства НИЦ Инкомсистем, алгоритм расчёта количества ПНГ которых аттестован в соответствии с ГОСТ 8.615. В среднем на каждом из восьми объектов реализовано по 8 действующих узлов учёта ПНГ на различных расходомерах (вихревого типа, на принципе измерения переменного перепада давления или ультразвуковых) и по три резервных канала для перспективного развития.

ООО «Газпромнефть-Восток»

2011

12

Автоматизированная система учёта попутного нефтяного газа Крапивинского месторождения – 15 узлов учёта

ООО «Газпромнефть-Восток»

2011

13

Автоматизированная система учёта попутного нефтяного газа Шингинского месторождения – 9 узлов учёта

ООО «Газпромнефть-Восток»

2011

14

Автоматизированная система учёта попутного нефтяного газа на Южно-Приобской КС

ООО «Газпромнефть-Хантос»

2012

15

Система измерений количества и показателей качества попутного нефтяного газа на входе компрессорной станции

ООО «Газпромнефть-Хантос»

2012

16

Система измерений количества и показателей качества свободного нефтяного газа на выходе КС в магистральный газопровод

Состав: Входной коллектор DN 200 с переходом на DN 150 и отводом на СИКГ ЮП-ЭС, на котором установлены пробозаборные устройства для отбора пробы в хроматографическую систему, в анализаторы точки росы по углеводородам, в анализаторы влажности газа, в преобразователь плотности газа,  в систему ручного пробоотбора.  Блок измерительных линий, включающий в себя: рабочую измерительную линию DN150; резервно-контрольную измерительную линию DN 150 (ИЛ №2); трубопровод для последовательного подключения ИЛ для сличения показаний счетчиков газа ультразвуковых. На каждой измерительной линии БИЛ установлены счетчики газа ультразвуковые FLOWSIC600 DN 150 SICK Maihak. Выходной коллектор DN 150 с переходом на  DN 200, на котором установлены: манометр с трубчатой пружиной 333.30; преобразователь абсолютного давления PMP71 Endress+Hauser. Блок измерений показателей качества, включающий в себя анализаторы влажности газа Ametek 3050-OLV (рабочий, резервный); анализаторы точки росы по углеводородам Hygrovision-BL (рабочий, резервный); хроматограф газовый промышленный MicroSAM; преобразователь плотности газа Solartron 3098; систему ручного отбора пробы.

ООО «Газпромнефть-Хантос»

2012

17

Система измерений количества и показателей качества попутного нефтяного газа на печи – 5 узлов учёта

ОАО «ТНК-BP»

ОАО «Верхнечонскнефтегаз»

2012

18

Система измерений количества и показателей качества попутного нефтяного газа, передаваемого в магистральный газопровод «Вуктыл - Печора» Ду800/700 ООО «Газпром трансгаз Ухта» из газопровода «Уса - Печора» Ду700 ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»

ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»

2014

19 Система измерений количества свободного нефтяного газа на выходе Вынгапуровского ГПЗ филиала ОАО «СибурТюменьГаз» ООО «Ленниихиммаш» 2015
20

Обустройство Ярудейского месторождения на период пробной эксплуатации.

Система измерений количества и показателей качества свободного нефтяного газа с Ярудейского месторождения к магистральным газопроводам «Медвежье – Надым II» и «Уренгой – Надым I»
ООО «Яргео» 2015
21 Система измерений количества свободного нефтяного газа на входе Варьёганской КС ОАО «СибурТюменьГаз» от ОАО НК «Русснефть» ООО «Ленниихиммаш» 2015

Системы измерений количества и показателей качества 

Широкая фракция легких углеводородов

Наименование

Заказчик

Год

1

Система измерений количества и показателей качества ШФЛУ на ООО «Тобольскнефтехим». Система обеспечивает учёт поступающей на комбинат широкой фракции легких углеводородов для коммерческих расчётов. Состав системы: рабочий и резервный фильтры БОЗНА DN250, смонтированные на открытой раме, две рабочих и одна резервная измерительная линия DN250, на которых установлены массовые расходомеры Promass 83F Endress+Hauser; блок измерений качества, рабочий и резервный контроллеры FloBoss S600 EMERSON Process Management, контроллер STARDOM FCN Yokogawa, инженерная станция HP и SCADA-система Yokogawa

ОАО «Сибур Холдинг»

2008

2

Узел коммерческого учёта ШФЛУ Белозерного ГПК

ОАО «СибурТюменьГаз»

2008

3

Узел коммерческого учёта ШФЛУ Нижневартовского ГПК

ОАО «СибурТюменьГаз»

2008

4

Система измерений количества ШФЛУ Южно-Балыкского ГПК

НИЦ «Инкомсистем» разработал, изготовил и ввёл в промышленную эксплуатацию системы измерения количества и показателей качества широкой фракции легких углеводородов и попутного нефтяного газа для Южно-Балыкского газоперерабатывающего комплекса (ООО «СИБУР»). Эксплуатация этих систем увеличит объём переработки газа (в числе потребителей - Сургутская ГРЭС, г. Пыть-Ях, г. Нефтеюганск) и ШФЛУ (для Тобольского нефтехимического комбината) и решит основную производственную задачу комплекса -  утилизация попутного нефтяного газа.

ОАО «СибурТюменьГаз»

2009

5

Автоматизированная система оперативного учёта ШФЛУ

ОАО «СибурТюменьГаз»

2009

6

Узел оперативного учёта ШФЛУ Нижневартовского ГПЗ с технологической установки ТУ-4 в товарный парк №2

ОАО «СибурТюменьГаз»

2009

7

Узел оперативного учёта ШФЛУ Нижневартовского ГПЗ с технологической установки МАУ-1, МАУ-2 в товарный парк №2

ОАО «СибурТюменьГаз»

2009

8

Система измерения количества и показателей качества ШФЛУ на территории Вынгапуровской КС

ОАО «СибурТюменьГаз»

2009

9

Узел оперативного учёта ШФЛУ ж/д наливной эстакады с товарным парком в районе г.Ноябрьск

ОАО «СибурТюменьГаз»

2011

10

Блок измерений количества и показателей качества ШФЛУ на  ЮБ ЛПУ

ОАО «СибурТюменьГаз»

2011

11

Узел оперативного учёта ШФЛУ

ОАО «СибурТюменьГаз»

2012

12

Блок измерений количества и показателей качества ШФЛУ для ООО «Тобольск- Нефтехим»

ОАО «СибурТюменьГаз»

2012

13

Система измерений количества и показателей качества ШФЛУ на выходе головной насосной станции перекачки СУГ Пуровского завода по переработке конденсата

ООО «НОВАТЭК-Пуровский ЗПК»

2013

14

Система измерений количества и показателей качества ШФЛУ от ЗПК «РОСПАН» к головной насосной станции перекачки СУГ Пуровского завода по переработке конденсата

ООО «НОВАТЭК-Пуровский ЗПК»

2013

15

Узел оперативного учёта ШФЛУ на территории Южно-Балыкской головной насосной станции

ОАО «СибурТюменьГаз»

2013

16

Система измерений количества и показателей качества ШФЛУ в комплексе с поверочной установкой на территории «Тобольск-Нефтехим»

ОАО «СибурТюменьГаз»

2013

17

Узел оперативного учёта ШФЛУ «Пуровский ЗПК- Ноябрьская головная насосная станция»

ОАО «СибурТюменьГаз»

2013

18

Техническое перевооружение СИК ШФЛУ

ОАО «СибурТюменьГаз»

2014

Системы измерений количества и показателей качества 

Стабильный газовый бензин, сжиженный газообразный бензин

Наименование

Заказчик

Год

1

Автоматизированная система учёта сжиженного газообразного бензина Вынгапуровской КС

ОАО «СибурТюменьГаз»

2008

2

Автоматизированная система учёта сжиженного газообразного бензина Холмогорской КС

ОАО «СибурТюменьГаз»

2008

3

Автоматизированная система учёта стабильного газового бензина для ООО «НижневартовскСибурСервис»

ОАО «СибурТюменьГаз»

2008

4

Узел оперативного учёта стабильного газового бензина Нижневартовского ГПК. Конструктивно узел представляет собой измерительную линию DN80 на базе массового расходомера Promass F83 Endress+Hauser, оснащенную дистанционным датчиком давления, манометром и термометром. Обеспечение температурного режима производится размещением расходомера в утепленный термошкаф, оснащённый системой контроля температуры.

ООО «ЮграГазПереработка»

2008

5

Узел оперативного учёта стабильного газового бензина, подаваемого в ШФЛУ, на Нижневартовском ГПК

Конструктивно узел представляет собой измерительную линию DN100 на базе массового расходомера Promass F83 Endress+Hauser, оснащенную дистанционным датчиком давления, манометром и термометром. Обеспечение температурного режима производится размещением расходомера в утепленный термошкаф, оснащённый системой контроля температуры.

ООО «ЮграГазПереработка»

2008

6

Узел оперативного учёта стабильного газового бензина на КС-3 Варьеганского ГПП. Конструктивно узел представляет собой измерительную линию DN80 на базе массового расходомера Promass F83 Endress+Hauser, оснащенную дистанционным датчиком давления, манометром и термометром. Обеспечение температурного режима производится размещением расходомера в утепленный термошкаф, оснащённый системой контроля температуры.

ОАО «СибурТюменьГаз»

2009

7

Автоматизированная система учёта стабильного газового бензина

на базе ГСМ Нижневартовского филиала

Система представляет собой комплекс измерительных модулей, предназначенных для оперативного учета принимаемого и отгружаемого СГБ. Состав: десять измерительных линий DN100, DN80, на базе многопараметрических расходомеров Promass F83 Endress+Hauser, оснащенных датчиками давления и температуры. Обеспечение температурного режима производится размещением расходомеров и преобразователей давления Serabar в утепленные термошкафы, оснащённые системой жизнеобеспечения. Контроллер расхода – Omni 6000, операторская станция – iFIX Intellution.

ОАО «СибурТюменьГаз»

2009

8

Узел оперативного учёта стабильного газового бензина на ООО «Няганьгазпереработка». Состав: две измерительных линии DN150, на которых в утеплённых обогреваемых шкафах размещены массовые расходомеры Promass F83 Endress+Hauser. Для отбора пробы на каждой линии предусмотрен ручной муфтовый кран. Контроллер расхода - Daniel FloBoss S600 Emerson Process Management. Щит контроля размещен в операторной центрального помещения управления. Операторская станция реализована на базе персонального компьютера Dell Optiplex и установлена в операторной ЦПУ-1.

ОАО «СибурТюменьГаз»

2009

9

Система измерений количества бензина газового стабильного для Комплекса по перегрузке сжиженных углеводородных газов Морского торгового порта Усть-Луга

Состав: блок фильтров, производства НИЦ Инкомсистем, размещенный на раме; входной и выходной коллекторы DN500, рабочая и резервная измерительные линии DN300, на которых размещены массовые расходомеры Promass F83 Endress+Hauser. Узел подключения к передвижной поверочной установке гибкими трубопроводами. Отбор проб для лабораторного анализа осуществляется автоматическим и ручным пробоотборниками, размещаемыми на выходном коллекторе. Контроллеры расхода STARDOM Flow.

ООО «Сибур Портэнерго»

2012

 

Прочие проекты, не вошедшие в другие категории

 

Наименование

Заказчик

Год

1

Система измерений количества и показателей качества пропана, бутана, пропан-бутановой фракции Пуровского завода по переработке конденсата

ООО «НОВАТЭК-Пуровский ЗПК»

2006

2

Система учёта сырья и готовой продукции на  ООО «Тобольскнефтехим»

В составе системы шесть измерительных линий учёта газообразной этан-пропановой фракции ЦГФУ ООО «Тобольск-Нефтехим» (Ду50, 80, 100, 100, 100, 150), на которых установлены вихревые расходомеры Digital YEWFLOW Yokogawa. Полевые средства измерений размещены в обогреваемых шкафах. Вычислитель расхода - контроллер STARDOM FCN Yokogawa со специальным программным обеспечением STARDOM Flow Yokogawa. Для оперативного управления и выдачи отчетов применена инженерная станция HP и SCADA-система Yokogawa

ОАО «Сибур Холдинг»

2008

3

Система измерений массы пропана, бутана, пропан-бутановой фракции склада СУГ-3 Пуровского завода по переработке конденсата

Состав системы: три измерительных линии DN150, на которых установлены кориолисовые расходомеры Promass F83 Endress+Hauser. Контроллер расхода - Omni 6000, контроллер управления – DeltaV фирмы Emerson Process Management

ОАО «НОВАТЭК-Пуровский ЗПК»

2009

4

Модульные системы измерений количества жидких и газообразных сред

ОАО «Сибур»

ООО «Тобольск Полимер»

2011

5

Система измерений количества метанола с Уренгойского и Добровольского месторождений

ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»

2013

6

Система измерений количества и качества этановой фракции из НТКР ООО «Пермнефтегазпереработка» 

ООО «ЛЕННИИХИММАШ»

2013

7

Система измерений количества азота

ООО «Эр Ликид Алабуга»

2014

8

Система измерений азотоводородной смеси

ООО «Эр Ликид Алабуга»

2014

9

Интеграция ИВК АБАК+ в систему учёта СПГ на газовозах

ОАО «ГАЗПРОМ Газэнергосеть»

2014

 

Закрытое акционерное общество
Научно-инженерный центр “Инкомсистем”
ул. Пионерская, 17, 420029 Казань, Татарстан
ул. Восстания 100, корп. №13, 420095 Казань, Татарстан
Россия
Тел.:   +7(843) 212-50-10
Факс: +7(843) 212-50-20

incomsystem.ru главный информационный портал
tastysystems.com сайт Отдела аналитических систем (АС)
abakplus.com сайт Отдела разработки и сопровождения ИВК/ПЛК АБАК+ (РСПТК)

Система менеджмента сертифицирована

на соответствие МС ИСО 9001:2008, МС ИСО 14001:2004 и
OHSAS 18001:2007 в системе сертификации Русского Регистра и
международной сети сертификации IQNet

Продукция сертифицирована на соответствие
техническим регламентам Таможенного Союза
Eurasian Conformity

Таможенный союз
Close Panel