Правительство РФ утвердило Распоряжение от 6 мая 2015 г. № 816-р
1. Утвердить прилагаемую схему территориального планирования РФ в области федерального транспорта (в части трубопроводного транспорта).
2. Признать утратившими силу:
распоряжение Правительства РФ от 13 августа
2013 г. № 1416-р (Собрание законодательства РФ, 2013, № 34, ст. 4453); распоряжение Правительства РФ от 15 мая 2014 г. № 821-р (Собрание законодательства РФ, 2014, №21, ст. 2725). 2641207 УТВЕРЖДЕНА распоряжением Правительства РФ от 6 мая 2015 г. № 816-р
Схема территориального планирования РФ в области федерального транспорта (в части трубопроводного транспорта)
I. Положение о территориальном планировании
Документ содержит сведения о видах, назначении, наименованиях, об основных характеристиках, о местоположении и характеристиках зон с особыми условиями использования территорий планируемых для размещения объектов федерального значения в области трубопроводного транспорта на период до 2030 г.
1. Магистральные трубопроводы для транспортировки жидких и газообразных углеводородов
Основой для размещения новых объектов магистральных нефтепроводов (МНП) является развитие нефтедобычи в стране в 2012 - 2020 гг, освоение новых центров нефтедобычи и увеличение нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях в традиционных районах.
Целью размещения новых объектов является развитие системы магистрального трубопроводного транспорта РФ для полного обеспечения потребностей в транспортировке нефти и нефтепродуктов на внутреннем рынке и экспортных поставок на основе применения современных передовых отраслевых технологий, обеспечивающих высокий уровень надежности, промышленной и экологической безопасности, а также оптимальный уровень затрат для нефтяных компаний и потребителей услуг.
.
Развитие системы магистральных нефтепроводов
Перечень планируемых к строительству объектов магистральных нефтепроводов предусмотрен приложением № 1.
.
Нефтепровод Заполярье - Пурпе (1я очередь, 2я очередь, 3я очередь) (НПI)
Проектная пропускная способность МНП (МНП) Заполярье - Пурпе составляет около 45 млн т/год нефти.
Общая протяженность МНП составляет около 358 км, диаметр - 820 мм и 1020 мм, рабочее давление - 7 МПа.
В рамках проекта предполагается ввод МНП в эксплуатацию в 2016 г.
На трассе нефтепровода предусмотрено строительство головной НПС (НПС) № 1, НПС № 2, расширение НПС Пурпе и строительство путевых пунктов подогрева нефти (ПППН) на 87 км, 217 км, 285 км, 358 км и 419 км.
.
Нефтепровод Куюмба - Тайшет (НП II)
Строительство МНП Куюмба - Тайшет планируется для транспортировки нефти от новых месторождений Красноярского края (Юрубчено-Тохомского и Куюмбинского месторождений) до трубопроводной системы Восточная Сибирь - Тихий океан.
Протяженность МНП составляет 694 км, диаметр - 530 мм и 720 мм, рабочее давление - 7,5 МПа, пропускная способность - до 15 млн т/год нефти.
На трассе МНП предусмотрено строительство головной НПС № 1, НПС № 2, НПС № 3 и НПС № 4.
.
Нефтепровод-отвод Трубопроводная система Восточная Сибирь -Тихий океан - Комсомольский НПЗ с объектами его эксплуатации (НП III)
Нефтепровод-отвод будет проложен в 1-ниточном исполнении. Протяженность нефтепровода составляет 292 км, диаметр - 530 мм, рабочее давление - 6,4 МПа, пропускная способность - 8 млн т/год нефти.
На трассе нефтепровода-отвода предусмотрено строительство НПС № 1, НПС № 2, НПС № 3 и приемо-сдаточного пункта нефти.
.
Магистральные нефтепроводы для транспортировки нефти на нефтеперерабатывающие заводы Краснодарского края (НПIV)
Проект реконструкции МНП для транспортировки нефти на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) Краснодарского края предусматривает строительство МНП Нововеличковская - Краснодар для поставки нефти. Протяженность МНП составляет 129 км, диаметр - 200 - 700 мм, рабочее давление - 6,3 МПа.
Также проект предусматривает расширение пропускной способности МНП Крымск - Краснодар для поставки нефти на Ильский НПЗ.
Протяженность строящегося лупинга составляет 10 км. Протяженность нефтепровода-отвода составляет 4,3 км, диаметр - 300 мм, рабочее давление - 6,3 МПа.
Проектом предусмотрено строительство отвода от МНП Хадыженск - Краснодар для поставки нефти на НПЗ АНТЕЙ.
Протяженность нефтепровода составляет 0,25 км, диаметр - 300 мм, рабочее давление - 6,3 МПа.
В рамках реализации проекта предусмотрено строительство НПС Нововеличковская-3.
.
Участок-обход г Пензы (НП V)
Проектом предусмотрено строительство обходного нефтепровода, проходящего вне территории г Пензы. Протяженность нефтепровода - обхода составляет 89 км, диаметр - 1220 мм, рабочее давление - 6 МПа.
На трассе нефтепровода-обхода предусмотрено строительство НПС Пенза-1 и НПС Пенза-2.
.
Нефтепровод-отвод Трубопроводная система Восточная Сибирь - Тихий океан - Хабаровский НПЗ (НП VI)
Проект предусматривает строительство нефтепровода-отвода в 1- ниточном исполнении от НПС № 34 МНП ВСТО для увеличения объема поставки нефти до 6 млн тонн для Хабаровского НПЗ. Протяженность нефтепровода составляет 27 км, диаметр - 530 мм, пропускная способность - 6 млн т/год нефти.
Завершение строительства нефтепровода-отвода и введение его в эксплуатацию планируется на 2015 г.
Расширение нефтепровода закрытого акционерного общества Каспийский трубопроводный консорциум-Р (НП VII)
Проект предусматривает увеличение пропускной способности МНП Каспийского трубопроводного консорциума-Р с 28 млн т/год нефти до 67 млн т/год.
На трассе действующего нефтепровода предусмотрено строительство нефтеперекачивающих станций А-НПС-4А, А-НПС-5А, НПС-2, НПС-3, НПС-4, НПС-5, НПС-7 и НПС-8.
.
Нефтеперекачивающая станция Трудовая на магистральном
нефтепроводе Малгобек - Тихорецк (НП VIII)
В рамках реализации проекта предусмотрено строительство НПС Трудовая на 44 км трассы МНП Малгобек - Тихорецк для увеличения пропускной способности с 7,1 млн т/год нефти до 8,5 млн т/год нефти.
Также проект предусматривает строительство линии электропередачи 110 кВ для внешнего энергоснабжения проектируемой НПС Трудовая и строительства подстанции 110/6 кВ.
.
Обход Федоровского месторождения нефти со 174,8 км МНП Холмогоры - Западный Сургут (НП IX)
Проект предусматривает строительство обводного нефтепровода, проходящего в обход Федоровского месторождения нефти.
Протяженность нефтепровода составляет около 74 км, диаметр - 820 мм, рабочее давление - 5 МПа, пропускная способность - 18,2 млн т/год нефти.
.
Расширение МНП Трубопроводная система Восточная Сибирь - Тихий океан
на участке Нефтеперекачивающая станция Сковородино - специализированный морской нефтеналивной порт (СМНП) Козьмино
(ВСТО-П) (НП X)
Проект предусматривает увеличение пропускной способности МНП Трубопроводная система Восточная Сибирь - Тихий океан на участке НПС Сковородино - спецморнефтепорт Козьмино (ВСТО-П) до 50 млн т/год.
В рамках проекта предусматривается строительство НПС № 23, НПС № 26, НПС № 29 и НПС № 32.
.
Расширение МНП Трубопроводная система Восточная Сибирь - Тихий океан на участке
Головная НПС Тайшет - НПС Сковородино (НП XI)
Проект предусматривает увеличение пропускной способности МНП ВСТО на участке Головная НПС Тайшет - НПС Сковородино с 50 млн т/год нефти до 80 млн т/год.
В рамках реализации проекта предусмотрено строительство НПС № 2, НПС № 3, НПС № 5, НПС № 6, НПС № 7 и НПС № 9.
.
Расширение МНП Пурпе - Самотлор (НП XII)
Проект предусматривает строительство 2 нефтеперекачивающих станций на магистральном нефтепроводе Пурпе - Самотлор для увеличения объемов транспортировки нефти в направлении г. Тайшета: промежуточная нефтеперекачивающая станция НПС-2 на 99 км; промежуточная нефтеперекачивающая станция НПС-4 на 313,2 км.
Расширение пропускной способности нефтепровода
Ярославль - Москва (НП XIII)
Проект предусматривает строительство НПС Лобково на МНП Ярославль - Москва для увеличения объемов транспортировки нефти на Московский НПЗ до 12 млн тонн.
Реконструкция системы магистральных нефтепроводов
Перечень строящихся и реконструируемых объектов магистральных нефтепроводов предусмотрен приложением № 2.
.
Развитие системы МНПП (МНПП)
Перечень планируемых к строительству объектов МНПП предусмотрен приложением № 3.
Проект Юг (НППI)
Проект Юг предусматривает строительство МНПП Сызрань - Саратов - Волгоград - Тихорецк - Новороссийск. Протяженность нефтепродуктопровода составляет 1465 км, диаметр - 530 мм, рабочее давление - 6,3 МПа, проектная пропускная способность - 12млн т/год нефтепродуктов.
Проект Юг планируется реализовать в 3 этапа.
1й этап проекта предусматривает реконструкцию магистральных трубопроводов Тихорецк - Новороссийск для обеспечения поставок дизельного топлива на участке Тихорецк - Новороссийск на внутренний рынок Краснодарского края в объеме до 1 млн т/год и в порт Новороссийск в объеме до 5 млн т/год.
Мощность магистральных трубопроводов Тихорецк Новороссийск по перекачке дизельного топлива составляет до 6 млн т/год.
Проектом предусматривается соединение существующих лупингов магистрального трубопровода Тихорецк - Новороссийск-2 со строительством 91 км линейной части, реконструкция 4 НПС и железнодорожной эстакады в районе перевалочной нефтебазы Тихорецкая для слива дизельного топлива.
2й этап проекта предусматривает строительство МНПП Волгоград - Тихорецк для обеспечения поставок дизельного топлива трубопроводным транспортом на участке Волгоград - Тихорецк до 6 млн т/год.
Проектом предусматривается строительство линейной части протяженностью около 495 км и промежуточных перекачивающих станций Екатериновка, Песчанокопская, Зимовники, Караичево, головной перекачивающей станции Тингута, приемо-сдаточного пункта на перевалочной нефтебазе Тихорецкая, а также сливной железнодорожной эстакады в районе головной перекачивающей станции Тингута.
Кроме того, 2й этап проекта предусматривает расширение пропускной способности магистральных трубопроводов на участке Волгоград - Новороссийск до 9 млн т/год для обеспечения поставок дизельного топлива трубопроводным транспортом. Проектом предусматривается строительство 3 и реконструкция 6 перекачивающих станций с резервуарным парком 40 тыс м3.
3й этап проекта предусматривает строительство МНПП Сызрань - Волгоград для обеспечения поставок дизельного топлива трубопроводным транспортом на участке Сызрань - Волгоград до 9 млн т/год.
В рамках 3 этапа проекта предусматривается строительство линейной части протяженностью около 682 км, диаметром 530 мм, с рабочим давлением 6 МПа и промежуточных перекачивающих станций.
.
Проект Север (НЛП II)
Проект Север предусматривает развитие магистральных трубопроводов для увеличения поставок нефтепродуктов в порт Приморск до 15 млн т/год с последующим увеличением до 25 млн т/год.
В рамках реализации проекта планируется:
перевод МНПП Уфа - Омск на участке Хохлы - Суслово протяженностью 259 км под транспортировку дизельного топлива;
перевод МНП Горький - Ярославль протяженностью 353 км и диаметром 820 мм под транспортировку дизельного топлива;
перевод участка Староликеево - Второво МНПП Горький - Новки протяженностью 216 км и диаметром 530 мм под транспортировку нефти;
перевод участка Второво - Ярославль МНПП Второво - Приморск протяженностью 227 км и диаметром 530 мм под транспортировку нефти;
перевод МНП Ярославль - Кириши-2 и Кириши - Приморск под транспортировку нефтепродукта;
строительство перемычки протяженностью 10 км и диаметром 159 мм от МНП Горький - Ярославль до нефтебазы Вязники;
строительство подводящего трубопровода с камерами пуска и приема средств очистки и диагностики протяженностью 2,99 км и диаметром 325 мм для подключения подпорной насосной станции на головной перекачивающей станции Кириши к МНП Ярославль - Кириши-2, осуществляемому транспортировку нефтепродуктов;
строительство лупинга МНПП Уфа - Западное направление на участке Черкассы - Субханкулово протяженностью 15 км;
строительство трубопровода диаметром 530 мм и протяженностью
55,2 км от промежуточной перекачивающей станции Второво до НПС Филино для транспортировки дизельного топлива;
замена 67 км трубопровода диаметром 370 мм на трубопровод диаметром 500 мм на участке Набережные Челны - Альметьевск МНПП Нижнекамск - Набережные Челны;
реконструкция системы телемеханизации участка Стальной Конь - Рязань МНПП Рязань - Тула - Орел;
строительство трубопровода от МНПП Кстово - Ярославль - Кириши - Приморск до линейной производственно-диспетчерской станции (ЛПДС) Ярославль протяженностью 1,8 км и диаметром 530 мм;
строительство перемычки на 1008 км МНПП Кстово - Ярославль - Кириши - Приморск протяженностью 100 метров и диаметром 530 мм с установкой узла запорной арматуры;
строительство перемычки на 1056 км МНПП Кстово - Ярославль - Кириши - Приморск протяженностью 200 метров и диаметром 530 мм с установкой узла запорной арматуры;
строительство перемычки протяженностью 200 метров и диаметром 530 мм от МНП Кириши - Приморск на 804 км до МНПП Кстово - Ярославль - Кириши - Приморск на 1055,5 км;
строительство 2 нефтепроводов-отводов протяженностью 0,5 км и диаметром 720 мм от головной перекачивающей станции Ярославль до МНП Ярославль - Кириши-1;
строительство перемычки протяженностью 2 км и диаметром 820 мм от МНП Горький - Ярославль до НПС Староликеево-3;
строительство перемычки протяженностью 2 км и диаметром 530 мм от МНПП Горький - Новки до головной перекачивающей станции Староликеево-4.
Проект предусматривает строительство промежуточных перекачивающих станций Быково-3, Тиньговатово-1, Ярославль-2, Михайловка-1, Ковали-1, Воротынец-1 и головной перекачивающей станции Староликеево-4, реконструкцию головных перекачивающих станций Альметьевск, Ярославль, Кириши, Нижнекамск-2, линейно-производственных диспетчерских станций Черкассы, Языково, Субханкулово, Рязань, Ярославль, промежуточных перекачивающих станций Второво, Плавск, Венев, Некоуз, Песь, Быково, Невская, НПС Залесье, Степаньково, Кириши, Невская, специализированного морского нефтепорта Приморск и объектов МНП, МНПП и сетей связи Балтнефтепровода и Балттранснефтепродукта для обеспечения транспортировки нефти и нефтепродуктов.
.
Нефтепродуктопровод-перемычка Морской порт Приморск - морской порт Высоцк (НППIII)
Проект нефтепродуктопровод-перемычка Морской порт Приморск - морской порт Высоцк предусматривает поставку нефтепродуктов с НПЗ ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез и ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез на терминал РПК - Высоцк ЛУКОЙЛ-2.
Протяженность нефтепродуктопровода-перемычки составляет 46 км, диаметр - 377 мм, рабочее давление - 6 МПа и проектная пропускная способность - 5 млн т/год нефтепродуктов.
На трассе нефтепродуктопровода-перемычки предусмотрено строительство головной перекачивающей станции Приморск.
.
МНПП для транспортировки нефтепродуктов от НПЗ Краснодарского края (НППIV)
Проект предусматривает строительство МНПП для транспортировки дизельного топлива на участке НПЗ АНТЕЙ - линейная производственно-диспетчерская станция Крымская до резервуарного парка ЛПДС Крымская.
Протяженность МНПП составляет 104 км, диаметр - 250 - 350 мм, рабочее давление 6,3 МПа и пропускная способность - 4,1 млн т/год нефтепродуктов.
Проект предусматривает строительство головной перекачивающей станции Новоалексеевская с резервуарным парком для транспортировки дизельного топлива в направлении планируемого к строительству резервуарного парка ЛПДС Крымская, предназначенного для транспортировки дизельного топлива в направлении перевалочного комплекса Шесхарис.
.
МНПП Волгоградский НПЗ - головная нефтеперекачивающая станция Тингута (НПП V)
В рамках проекта планируется строительство МНПП для транспортировки дизельного топлива.
Протяженность нефтепродуктопровода составляет 62 км, диаметр - 350 мм, проектная пропускная способность - 3 млн т/год, проектное давление - 6,3 МПа.
Проектом предусматривается также строительство сетей технологической волоконно-оптической линии связи и системы подвижной радиосвязи вдоль строящегося МНПП.
На трассе трубопровода предусмотрено строительство головной перекачивающей станции Волгоград.
.
Нефтепродуктопроводы от Афипского НПЗ до морского терминала в Цемесской бухте (НЛП VI)
Проект нефтепродуктопроводы от Афипского НПЗ до морского терминала в Цемесской бухте предусматривает поставку дизельного топлива в объеме до 7 млн тонн и бензина автомобильного в объеме до 3,5 млн т/год с Афипского НПЗ до морского терминала в Цемесской бухте Черного моря.
Проект предусматривает строительство 2 магистральных трубопроводов диаметрами 500 мм и 400 мм и отвода на площадку Грушовая диаметром 400 мм.
Протяженность трубопроводов составит 97 км, рабочее давление - 6 МПа, протяженность отвода - 7,5 км.
На трассе нефтепродуктопроводов от Афипского НПЗ до морского терминала в Цемесской бухте предусмотрено строительство головной насосной перекачивающей станции с резервуарным парком объемом до 110 тыс м3, резервуарного парка перевалочного комплекса объемом до 170 тыс м3, технологического тоннеля диаметром 3,3 метра и протяженностью 5,1 км и морского терминала для перевалки нефтепродуктов в объеме до 10,5 млн т/год.
.
Система магистральных трубопроводов для увеличения объемов транспортировки нефтепродуктов в московский регион (НПП VII)
Проект предусматривает строительство нефтепродуктопровода Шилово - Рязань протяженностью 70 км, сливной железнодорожной эстакады с головной перекачивающей станции Шилово-3 для транспортировки нефтепродуктов в объеме до 2,5 млн тонн с возможным увеличением до 4 млн т/год.
Для реализации проекта предусматривается перевод нефтепроводов Горький - Рязань-2 и Рязань - Москва для транспортировки нефтепродуктов, строительство 2 трубопроводов-перемычек протяженностью до 4 км от трубопровода Рязань - Москва до ЛПДС Володарская и трубопроводов-перемычек между линейной производственно-диспетчерской станцией Рязань и нефтеперекачивающей станцией Рязань протяженностью до 2 км.
.
Реконструкция системы МНПП
Перечень строящихся и реконструируемых объектов МНПП предусмотрен приложением № 4.
.
Развитие системы транспортировки жидких углеводородов
В перспективе система транспорта и переработки жидких углеводородов (в том числе газового конденсата) в Надым-Пур-Тазовском регионе не сможет полностью принять и переработать прогнозируемые к добыче объемы жидкого углеводородного сырья.
Для транспорта нефти и избыточных объемов стабильного конденсата ачимовских залежей северных месторождений Западной Сибири, которые не сможет принять на переработку Сургутский завод по стабилизации конденсата (в связи с проектными ограничениями объем тяжелых жидких углеводородов может составлять не более 30 % общего объема поставляемого сырья), предусматривается строительство установок стабилизации жидких углеводородов и нефтеконденсатопровода Уренгой - Пурпе с дальнейшей поставкой жидкого углеводородного сырья в систему МНП Транснефти.
Ввод в эксплуатацию планируемого нефтеконденсатопровода Уренгой - Пурпе в Надым-Пур-Тазовском регионе намечен на конец 2016 г.
Планируется к строительству НПС Уренгойская, нефтеконденсатопровод Уренгой - Пурпе, установка стабилизации конденсата ачимовских залежей Надым-Пур-Тазовского региона.
Перечень планируемых к строительству объектов магистральных конденсатопроводов предусмотрен приложением № 5.
.
Развитие системы магистральных газопроводов (МГП)
Очередность ввода новых мощностей в трубопроводном транспорте газа на долгосрочную перспективу определяется с учетом ожидаемых сроков их эффективной загрузки и обеспечения оптимальной производительности газотранспортной системы (ГТС).
Сроки ввода перспективных объектов будут определяться исходя из конъюнктуры внешнего и внутреннего рынков, государственной политики в отрасли (включая налогообложение), динамики цен на металл и других факторов.
Перечень планируемых к строительству объектов магистральных газопроводов предусмотрен приложением № 6.
.
Газопровод Бованенково - Ухта. 3 нитка (ГПI)
МГП Бованенково - Ухта. 3 нитка является составной частью МГП Ямал - Европа. МГП Бованенково - Ухта. 3 нитка станет частью Единой системы газоснабжения.
Строительство 3й нитки планируется осуществить в одном коридоре с газопроводами, сооружаемыми по проекту Система МГП Бованенково - Ухта (1 и 2 нитки).
Строительство МГП планируется начать с января 2017 г по январь 2019 г.
Завершить строительство газопровода и ввести его в эксплуатацию планируется с декабря 2021 г по декабрь 2023 г.
Проектный срок службы газопровода составляет 50 лет.
Основными источниками газа являются Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) и Харасавэйское газоконденсатное месторождение (ГКМ), расположенные на полуострове Ямал, а также месторождения севера Западной Сибири.
МГП Бованенково - Ухта. 3 нитка предусматривается для транспортировки газа с месторождений в северные и центральные районы России (Республика Коми, Архангельская, Вологодская, Ленинградская, Костромская, Новгородская, Тверская, Псковская и Смоленская области) и далее европейским потребителям. Проектный среднегодовой объем транспортировки по газопроводу Бованенково - Ухта. 3 нитка составляет 60 млрд м3.
Общая протяженность газопровода МГП Бованенково - Ухта. 3 нитка составит 1110 км, из которых 302 км будут проходить по территории Ямало-Ненецкого автономного округа, 808 км - по территории Республики Коми.
Планируемый диаметр труб газопровода составляет 1420 мм, 1220 мм, проектное давление в газопроводе - 11,8 МПа.
На трассе МГП Бованенково - Ухта. 3 нитка предусмотрено строительство компрессорных цехов на компрессорных станциях (КС)- КЦ-3 КС Байдарацкая, КЦ-3 КС Ярынская, КЦ-3 КС Гагарацкая, КЦ-3 КС Воркутинская, КЦ-3 КС Усинская, КЦ-3 КС Интинская, КЦ-3 КС Сынинская, КЦ-3 КС Чикшинская и КЦ-3 КС Малоперанская.
Газопровод Бованенково - Ухта. 3 нитка планируется проложить как в надземном, так и в подземном исполнении. При пересечении рек газопровод будет укладываться под их русло.
Г азопровод Бованенково - Ухта. 4 нитка (ГПII)
МГП Бованенково - Ухта. 4 нитка является составной частью МГП Ямал - Европа. МГП Бованенково - Ухта. 4 нитка станет частью Единой системы газоснабжения. Строительство новой 4й нитки планируется осуществить в одном коридоре с газопроводами, сооружаемыми по проекту Система МГП Бованенково - Ухта (I и II нитки).
Строительство МГП Бованенково - Ухта. 4 нитка планируется с января 2021 г по январь 2023 г.
Завершить строительство газопровода и ввести его в эксплуатацию планируется с декабря 2025 г по декабрь 2027 г.
Проектный срок службы газопровода составляет 50 лет.
Основными источниками газа являются Бованенковское НГКМ и Харасавэйское ГКМ, расположенные на полуострове Ямал, а также месторождения севера Западной Сибири.
МГП Бованенково - Ухта. 4 нитка будет сооружен для транспортировки газа с месторождений в северные и центральные районы России (Республика Коми, Архангельская, Вологодская, Ленинградская, Костромская, Новгородская, Тверская, Псковская и Смоленская области) и далее европейским потребителям. Проектный среднегодовой объем транспортировки по МГП Бованенково - Ухта. 4 нитка составляет 60 млрд м3.
Общая протяженность МГП Бованенково - Ухта. 4 нитка составит 1110 км, из которых 302 км будут проходить по территории ЯНАО, 808 км - по территории Республики Коми. Планируемый диаметр труб газопровода составляет 1420 мм, 1220 мм, проектное давление в газопроводе - 11,8 МПа.
На трассе МГП Бованенково - Ухта. 4 нитка предусмотрено строительство компрессорных цехов на компрессорных станциях - КЦ-4 КС Байдарацкая, КЦ-4 КС Ярынская, КЦ-4 КС Гагарацкая, КЦ-4 КС Воркутинская, КЦ-4 КС Усинская, КЦ-4 КС Интинская, КЦ-4 КС Сынинская, КЦ-4 КС Чикшинская и КЦ-4 КС Малоперанская.
МГП Бованенково - Ухта. 4 нитка планируется проложить как в надземном, так и в подземном исполнении.
При пересечении рек газопровод будет укладываться под их русло.
Газопровод Бованенково - Ухта. V нитка (ГПIII)
Газопровод Бованенково - Ухта. V нитка является составной частью газопровода Ямал - Европа. Газопровод Бованенково - Ухта. V нитка станет частью Единой системы газоснабжения. Строительство новой V нитки планируется осуществить в одном коридоре с газопроводами, сооружаемыми по проекту Система магистральных газопроводов Бованенково - Ухта (I и II нитки).
Строительство газопровода планируется начать с января 2025 г. по январь 2027 г. Завершить строительство газопровода и ввести его в эксплуатацию планируется с декабря 2029 г. по декабрь 2031 г. Проектный срок службы газопровода составляет 50 лет.
Основными источниками газа являются Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение и Харасавэйское газоконденсатное месторождение, расположенные на полуострове Ямал, а также месторождения севера Западной Сибири.
Газопровод Бованенково - Ухта. V нитка будет сооружен для транспортировки газа с месторождений в северные и центральные районы России (Республика Коми, Архангельская, Вологодская, Ленинградская, Костромская, Новгородская, Тверская, Псковская и Смоленская области) и далее европейским потребителям. Проектный среднегодовой объем транспортировки по газопроводу Бованенково - Ухта. V нитка составляет 60 млрд м3.
Общая протяженность газопровода Бованенково - Ухта. V нитка составит 1110 км, из которых 302 км будут проходить по территории Ямало-Ненецкого автономного округа, 808 км - по территории Республики
Коми. Планируемый диаметр труб газопровода составляет 1420 мм, 1220 мм, проектное давление в газопроводе - 11,8 МПа.
На трассе газопровода Бованенково - Ухта. V нитка предусмотрено строительство компрессорных цехов на компрессорных станциях - КЦ-5 КС Байдарацкая, КЦ-5 КС Ярынская, КЦ-5 КС Тагарацкая, КЦ-5
КС Воркутинская, КЦ-5 КС Усинская, КЦ-5 КС Интинская, КЦ-5
КС Сынинская, КЦ-5 КС Чикшинская и КЦ-5 КС Малоперанская.
Газопровод Бованенково - Ухта. V нитка планируется проложить как в надземном, так и в подземном исполнении. При пересечении рек газопровод будет укладываться под их русло.
Г азопровод Бованенково - Ухта. VI нитка (ГПIV)
Газопровод Бованенково - Ухта. VI нитка является составной частью газопровода Ямал - Европа. Газопровод Бованенково - Ухта. VI нитка станет частью Единой системы газоснабжения.
Строительство VI нитки планируется осуществить в одном коридоре с газопроводами, сооружаемыми по проекту Система магистральных газопроводов Бованенково - Ухта (I и II нитки).
Строительство газопровода планируется начать с января 2029 г. по январь 2031 г. Завершить строительство газопровода и ввести его в эксплуатацию планируется после 2030 г. Проектный срок службы газопровода составляет 50 лет.
Основными источниками газа являются Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение и Харасавэйское газоконденсатное месторождение, расположенные на полуострове Ямал, а также месторождения севера Западной Сибири.
Газопровод Бованенково - Ухта. VI нитка будет сооружен для транспортировки газа с месторождений в северные и центральные районы России (Республика Коми, Архангельская, Вологодская, Ленинградская, Костромская, Новгородская, Тверская, Псковская и Смоленская области) и далее европейским потребителям. Проектный среднегодовой объем транспортировки по газопроводу Бованенково - Ухта. VI нитка составляет 60 млрд м3.
Общая протяженность газопровода Бованенково - Ухта. VI нитка составит 1110 км, из которых 302 км будут проходить по территории
Ямало-Ненецкого автономного округа, 808 км - по территории Республики Коми. Планируемый диаметр труб газопровода составляет 1420 мм, 1220 мм, проектное давление в газопроводе - 11,8 МПа.
На трассе газопровода Бованенково - Ухта. VI нитка предусмотрено строительство компрессорных цехов на компрессорных станциях - КЦ-6 КС Байдарацкая, КЦ-6 КС Ярынская, КЦ-6 КС Гагарацкая, КЦ-6 КС Воркутинская, КЦ-6 КС Усинская, КЦ-6 КС Интинская, КЦ-6 КС Сынинская, КЦ-6 КС Чикшинская и КЦ-6 КС Малоперанская.
Газопровод Бованенково - Ухта. VI нитка планируется проложить как в надземном, так и в подземном исполнении. При пересечении рек газопровод будет укладываться под их русло.
Г азопровод подключения газового месторождения
Каменномысское море (шельф) (ГП V)
Г азопровод предназначен для подключения газового месторождения Каменномысское море (шельф) к Единой системе газоснабжения.
Строительство газопровода планируется начать с января 2021 г. по январь 2023 г. Завершить строительство газопровода и ввести его в эксплуатацию планируется с декабря 2022 г. по декабрь 2024 г. Проектный срок службы газопровода составляет 50 лет.
Основным источником газа является газовое месторождение Каменномысское море (шельф), расположенное в Ямало-Ненецком автономном округе. Газопровод будет сооружен для транспортировки газа с месторождения потребителям Уральского и Центрального федеральных округов и далее европейским потребителям. Проектный среднегодовой объем транспортировки по газопроводу подключения газового месторождения Каменномысское море (шельф) составляет 15 млрд м3.
Газопровод планируется проложить в двухниточном исполнении. Общая протяженность газопровода в 1- ниточном исчислении составит 90 км. Планируемый диаметр труб обеих ниток газопровода составляет 1067 мм, проектное давление в газопроводе - 7,4 МПа.
Газопровод планируется проложить в морском (подводном) исполнении.
Г азопровод подключения Северо-Каменномысского
газового месторождения (шельф) (ГП VI)
Газопровод предназначен для подключения Северо- Каменномысского газового месторождения (шельф) к Единой системе газоснабжения.
Строительство газопровода планируется начать с января 2019 г. по январь 2021 г. Завершить строительство газопровода и ввести его в эксплуатацию планируется с декабря 2020 г. по декабрь 2022 г. Проектный срок службы газопровода составляет 50 лет.
Основным источником газа является Северо-Каменномысское газовое месторождение (шельф), расположенное в Ямало-Ненецком автономном округе. Г азопровод будет сооружен для транспортировки газа с месторождения потребителям Уральского и Центрального федеральных округов и далее европейским потребителям. Проектный среднегодовой объем транспортировки по газопроводу подключения Северо- Каменномысского газового месторождения (шельф) составляет 15 млрд м3.
Газопровод планируется проложить в двухниточном исполнении. Общая протяженность газопровода в 1- ниточном исчислении составит 106 км. Планируемый диаметр труб обеих ниток газопровода составляет 1067 мм, проектное давление в газопроводе - 7,4 МПа.
Г азопровод планируется проложить в морском (подводном) исполнении.
Г азопровод подключения месторождений Парусовой группы
и Тазовской губы Карского моря (ГП VII)
Г азопровод предназначен для подключения месторождений Парусовой группы и Тазовской губы Карского моря к Единой системе газоснабжения.
Строительство газопровода планируется начать с января 2023 г. по январь 2025 г. Завершить строительство газопровода и ввести его в эксплуатацию планируется с декабря 2024 г. по декабрь 2026 г. Проектный срок службы газопровода составляет 50 лет.
Основными источниками газа являются месторождения Парусовой группы и Тазовской губы Карского моря, расположенные в Ямало- Ненецком автономном округе. Газопровод будет сооружен для транспортировки газа с месторождений потребителям Уральского и
Центрального федеральных округов и далее европейским потребителям. Проектный среднегодовой объем транспортировки по газопроводу подключения месторождений Парусовой группы и Тазовской губы Карского моря составляет 34 млрд м3.
Газопровод планируется проложить в 2 очереди в двухниточном исполнении. Общая протяженность газопровода в 1- ниточном исчислении составит 160 км. Планируемый диаметр труб обеих ниток газопровода составляет 1016 мм, проектное давление в газопроводе -
7,4 МПа.
Г азопровод планируется проложить в морском (подводном) исполнении.
Газотранспортная система от месторождений Обской и Тазовской губ
Карского моря (ГП VIII)
Газотранспортная система от месторождений Обской и Тазовской губ Карского моря станет частью Единой системы газоснабжения.
Строительство газопровода планируется начать с января 2020 г. по январь 2022 г. Завершить строительство газопровода и ввести его в эксплуатацию планируется с декабря 2021 г. по декабрь 2023 г. Проектный срок службы газопровода составляет 50 лет.
Основными источниками газа являются месторождения Обской и Тазовской губ Карского моря, расположенные в Ямало-Ненецком автономном округе. Газопровод будет сооружен для транспортировки газа с месторождений потребителям Уральского и Центрального федеральных округов и далее европейским потребителям. Проектный среднегодовой объем транспортировки по газотранспортной системе от месторождений Обской и Тазовской губ Карского моря составляет 66 млрд м3.
Газопровод планируется проложить в двухниточном исполнении. Общая протяженность газопровода в 1- ниточном исчислении составит 170 км. Планируемый диаметр труб обеих ниток газопровода составляет 1067 мм, проектное давление в газопроводе - 7,4 МПа.
Газопровод будет проложен в морском (подводном) исполнении.
Расширение Единой системы газоснабжения для обеспечения подачи газа
в III и IV нитки морского газопровода Северный поток (ГП IX)
Расширение Единой системы газоснабжения для обеспечения подачи газа в III и IV нитки морского газопровода Северный поток предусматривается произвести для увеличения экспорта российского газа в страны Европы. Строительство сухопутной части новых III и IV ниток планируется осуществить в одном коридоре с I и II нитками морского газопровода Северный поток.
Строительство газопровода планируется начать с января 2015 г. по январь 2017 г. Завершить строительство газопровода и ввести его в эксплуатацию планируется с декабря 2018 г. по январь 2020 г.
Проектный среднегодовой объем транспортировки по III и IV ниткам морского газопровода Северный поток составляет 55 млрд м3.
Планируемый диаметр труб III нитки газопровода составляет 1420 мм, IV нитки - 1220 мм, проектное давление в обеих нитках газопровода - 9,8 МПа.
На трассе планируемых III и IV ниток газопровода предусмотрено расширение компрессорных станций Грязовецкая, Шекснинская, Бабаевская, Пикалевская, Волховская, Дивенская и Копорская.
Магистральный газопровод Ухта - Торжок. III нитка (Ямал) (ГП X)
Магистральный газопровод Ухта - Торжок. III нитка (Ямал) является составной частью газопровода Ямал - Европа.
Строительство газопровода Ухта - Торжок. III нитка (Ямал) планируется начать с января 2018 г. по январь 2020 г. Завершить строительство газопровода и ввести его в эксплуатацию планируется с декабря 2020 г. по январь 2022 г.
Проектный среднегодовой объем транспортировки по газопроводу Ухта - Торжок. III нитка (Ямал) составляет 45 млрд м3.
Общая протяженность газопровода Ухта - Торжок. III нитка (Ямал) составит 973 км. Планируемый диаметр труб III нитки газопровода Ухта - Торжок составляет 1420 мм, проектное давление- 9,8 МПа.
На трассе газопровода Ухта - Торжок. III нитка (Ямал) планируется построить компрессорные станции Сосногорская, Новосиндорская, Новомикуньская, Новоурдомская, Новоприводинская,
Новонюксеницкая и Новоюбилейная.
Газопровод Ухта - Чебоксары. I нитка (ГП XI)
Газопровод Ухта - Чебоксары. I нитка станет частью Единой системы газоснабжения.
Строительство газопровода планируется начать с января 2025 г. по январь 2027 г. Завершить строительство газопровода и ввести его в эксплуатацию планируется с декабря 2027 г. по январь 2029 г.
Г азопровод будет сооружен для транспортировки газа с месторождений потребителям Приволжского и Северо-Западного федеральных округов, а также для экспортных поставок. Проектный среднегодовой объем транспортировки по газопроводу Ухта - Чебоксары. I нитка составит 37 млрд м3.
Общая протяженность газопровода составит 920 км, планируемый диаметр труб - 1420 мм, проектное давление в газопроводе - 9,81 МПа.
Газопровод Алтай (ГП XII)
Г азопровод Алтай общей протяженностью 2622 км (по Ямало- Ненецкому автономному округу - 206 км, Ханты-Мансийскому
автономному округу - Югре - 388 км, Томской области - 821 км, Новосибирской области - 241 км, Алтайскому краю - 377 км, Республике Алтай - 589 км) предназначен для поставок природного газа с
месторождений Западной и Восточной Сибири в Китай в объеме до 30 млрд м3 в год. Г азопровод Алтай станет частью Единой системы газоснабжения.
Проект строительства газопровода Алтай характеризуется сложными природно-климатическими, инженерно-геологическими условиями строительства газопровода, его большой протяженностью, прохождением газопровода через особо охраняемые природные территории, а также высокими экологическими рисками.
Возможным маршрутом газопровода является трасса газопровода Уренгой - Сургут - Челябинск от КС Пурпейская до КС Аганская, далее вдоль газопровода Нижневартовск - Парабель - Кузбасс в район г. Новосибирска, затем по территории Новосибирской области и Алтайского края до границы с Китайской Народной Республикой.
На участке от КС Пурпейская до КС Аганская предполагается расширение действующих газотранспортных мощностей с применением труб диаметром 1420 мм и рабочим давлением 7,4 МПа.
Рабочее давление, диаметр труб газопровода и расстановка компрессорных станций на участке от КС Аганская до границы Китая планируется определить с учетом техникоэкономической оптимизации параметров газопровода. На участке газопровода Алтай планируется построить компрессорные станции Заринская, Песчаная и Чуйская, расширить компрессорные станции Губкинская, Ортьягунская, Аганская, Александровская, Парабель, Володино и Новосибирская.
При строительстве газопровода Алтай особое внимание предусматривается уделить экологическим аспектам. На этапе планирования трассы газопровода Алтай рассмотрены все возможные маршруты его прокладки. Выбор трассы осуществлен с учетом не только экономики проекта, но и возможных последствий для окружающей среды.
В рамках подготовки обоснования инвестиций разработаны разделы по оценке воздействия на окружающую среду и охране памятников археологии, историко-культурного наследия в зоне строительства газопровода с учетом статуса природного объекта Золотые горы Алтая и правовых возможностей осуществления хозяйственной деятельности на особо охраняемых территориях.
Газопровод Сила Сибири (ГП XIII)
Г азопровод Сила Сибири является магистральным газопроводом и запланирован как часть Единой системы газоснабжения. Полномасштабное строительство газопровода планируется начать в мае 2015 г. Планируемой датой завершения строительства газопровода и ввода его в эксплуатацию в объеме, необходимом для начала поставок газа в Китай, является декабрь 2018 г. Проектный срок службы газопровода составляет 50 лет.
Основным источником газа является Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в Ленском районе Республики Саха (Якутия), с последующим подключением Ковыктинского газоконденсатного месторождения, расположенного в Иркутской области.
Максимальный среднегодовой объем транспортировки по
газопроводу Сила Сибири составляет 27 млрд м3.
Общая протяженность газопровода составит около 3200 км. Проектное давление в газопроводе на участках от Чаяндинского месторождения до КС КС-7а Зейская в районе г. Свободный и от КС КС-7а Зейская до г. Хабаровска составит 9,8 МПа, на участке от КС КС-7а Зейская до границы с Китайской Народной Республикой -
11,8 МПа.
После завершения строительства участка газопровода от Ковыктинского месторождения до Чаяндинского месторождения и лупингов на первой нитке магистрального газопровода Сила Сибири, а также после подключения Иркутского центра газодобычи планируется осуществить выход на контрактную производительность газопровода в 38 млрд м3 на экспорт в Китайскую Народную Республику.
При строительстве первой нитки газопровода Сила Сибири на его трассе предусматривается строительство 10 компрессорных станций общей мощностью 780 МВт при объеме экспорта газа 27 млрд м3 газа в год, в 2022 г - КС КС-1 Салдыкельская (проектная мощность 96 МВт), КС КС-2 Олекминская (проектная мощность 64 МВт), КС КС-3 Амгинская (проектная мощность 75 МВт), КС КС-4 Нимнырская (проектная мощность 64 МВт), КС КС-5 Нагорная (проектная мощность 75 МВт), КС КС-6 Сковородинская (проектная мощность 64 МВт), КС КС-7 Сивакинская (проектная мощность 75 МВт), КС КС-7а Зейская (проектная мощность 192 МВт), КС КС-8 Теплоозерская (проектная мощность 41 МВт) и КС КС-9 Биробиджанская (проектная мощность 41 МВт).
Участок газопровода Мурманск - Волхов в Мурманской области
(ГП XIV)
Участок газопровода Мурманск - Волхов в Мурманской области станет частью Единой системы газоснабжения.
Начало строительства газопровода связано с принятием окончательного инвестиционного решения по освоению Штокмановского газоконденсатного месторождения.
Участок газопровода необходим для транспортировки газа Штокмановского газоконденсатного месторождения для потребителей г. Мурманска и Мурманской области. Проектный среднегодовой объем транспортировки по участку газопровода Мурманск - Волхов составит 51,84 млрд м3.
Участок газопровода планируется проложить по территории Мурманской области в 1- ниточном исполнении. Протяженность участка газопровода на территории Мурманской области должна составить
455,6 км, планируемый диаметр труб - 1420 мм, проектное давление в газопроводе - 9,8 МПа.
На трассе планируемого участка газопровода Мурманск - Волхов в Мурманской области предусмотрено строительство компрессорных станций Териберская, Мурманская, Мончегорская и Кандалакшская.
В ходе строительства участка газопровода Мурманск - Волхов в Мурманской области планируется сооружение газопроводов-отводов к гг. Мурманску, Мончегорску, Кировску, Апатитам и Кандалакше.
Лупинг магистрального газопровода Белоусово - Ленинград
км 735 - км 765 (ГП XV)
Лупинг магистрального газопровода Белоусово - Ленинград станет частью Единой системы газоснабжения.
Строительство газопровода планируется начать в 2016 г.
Лупинг магистрального газопровода Белоусово - Ленинград (с подключением к магистральным газопроводам Грязовец - Ленинград 1 и Грязовец - Ленинград 2 и врезкой в магистральные газопроводы Белоусово - Ленинград и Серпухов - Ленинград) планируется в целях повышения надежности газоснабжения г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области и обеспечения экспортных поставок газа.
Лупинг магистрального газопровода Белоусово - Ленинград планируется в 1- ниточном исполнении. Общая протяженность трассы лупинга составит 41 км. Планируемый диаметр труб газопровода - 1000 мм. Проектное давление в трубопроводе - 5,4 МПа.
Реконструкция магистрального газопровода Кохтла-Ярве - Ленинград,
I и II нитки (ГП XVI)
Реконструированные магистральные газопроводы Кохтла-Ярве - Ленинград, I и II нитки станут частью Единой системы газоснабжения. Реконструкцию магистральных газопроводов планируется начать в 2016 г. Планируемая дата завершения работ по реконструкции магистральных газопроводов Кохтла-Ярве - Ленинград, I и II нитки и ввода их в эксплуатацию - 2017 год.
Реконструкцию магистральных газопроводов Кохтла-Ярве Ленинград, I и II нитки планируется выполнить в целях приведения физического состояния газопроводов в соответствие требованиям
нормативных документов для обеспечения их безопасной эксплуатации, надежности газоснабжения и устранения имеющихся нарушений охранных зон и зон минимально допустимых расстояний.
Реконструируемый магистральный газопровод Кохтла-Ярве - Ленинград, I и II нитки расположены на территориях Кингисеппского, Волосовского, Гатчинского, Ломоносовского районов Ленинградской области.
Условный диаметр I и II ниток газопровода составит 700 мм. Общая протяженность участка реконструкции - 121,8км (каждой нитки
газопровода), проектное давление в газопроводе - 5,4 МПа.
В рамках выполнения работ по реконструкции магистральных газопроводов планируется выполнить демонтаж I и II существующих ниток магистрального газопровода диаметром 500 мм.
Реконструкция магистрального газопровода Серпухов - Ленинград и
магистрального газопровода Белоусово - Ленинград (ГП XVII)
Реконструированные магистральные газопроводы Серпухов - Ленинград и Белоусово - Ленинград станут частью Единой системы газоснабжения. Реконструкцию магистральных газопроводов планируется начать в 2016 г. Планируемая дата завершения работ по реконструкции магистральных газопроводов Серпухов - Ленинград и Белоусово - Ленинград и ввода их в эксплуатацию - 2020 год.
Реконструкцию магистральных газопроводов Серпухов Ленинград и Белоусово - Ленинград планируется выполнить в целях приведения системы магистральных газопроводов в соответствие требованиям действующих нормативных документов для обеспечения безопасности и бесперебойности транспорта газа и повышения надежности газоснабжения.
Производство работ по реконструкции магистральных газопроводов Серпухов - Ленинград и Белоусово - Ленинград планируется выполнить на территориях Московской, Тверской, Новгородской и Ленинградской областей и г. Санкт-Петербурга.
В рамках выполнения работ по реконструкции магистральных газопроводов планируется осуществить:
реконструкцию магистрального газопровода Серпухов - Ленинград с заменой трубопровода диаметром 700 мм на трубопровод диаметром 1000 мм на участке КС Валдай - ГРС Санкт-Петербург;
перенос участков магистральных газопроводов, расположенных с нарушением зон минимально допустимых расстояний от зданий и сооружений, за пределы зон минимально допустимых расстояний;
строительство газопроводов-отводов к газораспределитель