Распоряжение Правительства РФ от 13.08.2013 № 1416-р

(ред. от 15.05.2014)

<Об утверждении схемы территориального планирования Российской Федерации в области федерального транспорта (в части трубопроводного транспорта)>

ПРАВИТЕЛЬСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

РАСПОРЯЖЕНИЕ

Утвердить прилагаемую схему территориального планирования Российской Федерации в области федерального транспорта (в части трубопроводного транспорта).

Российской Федерации Д.МЕДВЕДЕВ

СХЕМА ТЕРРИТОРИАЛЬНОГО ПЛАНИРОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ В ОБЛАСТИ ФЕДЕРАЛЬНОГО ТРАНСПОРТА (В ЧАСТИ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА)

I. Положение о территориальном планировании

Настоящий 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 года.

1. Магистральные трубопроводы для транспортировки жидких и газообразных углеводородов

Основой для размещения новых объектов магистральных нефтепроводов является развитие нефтедобычи в стране в 2012 — 2020 годах, освоение новых центров нефтедобычи и увеличение нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях в традиционных районах.

Целью размещения новых объектов является развитие системы магистрального трубопроводного транспорта Российской Федерации 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» (2-й этап и 3-й этап) (НП I)

Проектная пропускная способность нефтепровода «Заполярье — Пурпе» — около 45 млн. тонн в год. Общая протяженность нефтепровода — около 358 км, диаметр — 820 мм и 1020 мм, рабочее давление — 7МПа. В рамках этого проекта предполагается поэтапный ввод нефтепровода в эксплуатацию:

2-й этап — декабрь 2015 г.;

3-й этап — декабрь 2016 г.

На трассе нефтепровода предусмотрено строительство головной нефтеперекачивающей станции № 1 и нефтеперекачивающей станции № 2.

Нефтепровод «Куюмба — Тайшет» (НП II)

Строительство нефтепровода «Куюмба — Тайшет» планируется для транспортировки нефти от новых месторождений Красноярского края (Юрубчено-Тохомского и Куюмбинского месторождений) до трубопроводной системы «Восточная Сибирь — Тихий океан». Протяженность нефтепровода — 710 км, диаметр — 530 мм и 720 мм, рабочее давление — 7 МПа. Пропускная способность — до 15 млн. тонн нефти в год.

На трассе нефтепровода предусмотрено строительство головной нефтеперекачивающей станции № 1, нефтеперекачивающей станции № 2, нефтеперекачивающей станции № 3 и нефтеперекачивающей станции № 4.

Нефтепровод-отвод «Трубопроводная система „Восточная Сибирь — Тихий океан“ — Комсомольский нефтеперерабатывающий завод» (НП III)

Протяженность нефтепровода — 360 км, диаметр — 530 мм, рабочее давление — 6 МПа. Пропускная способность — 8 млн. тонн нефти в год.

На трассе нефтепровода-отвода предусмотрено строительство головной нефтеперекачивающей станции, нефтеперекачивающей станции № 1, нефтеперекачивающей станции № 2 и приемо-сдаточного пункта нефти.

Нефтепровод-отвод от 147 км магистрального нефтепровода «Тихорецк — Новороссийск-2» до Афипского нефтеперерабатывающего завода (НП IV)

Проект предусматривает строительство нефтепровода-отвода от 147 км магистрального нефтепровода «Тихорецк — Новороссийск-2» для увеличения объема поставки нефти на Афипский нефтеперерабатывающий завод до 6 млн. тонн в год. Протяженность нефтепровода — 70 км, диаметр — 530 мм, рабочее давление — 6 МПа.

На трассе нефтепровода-отвода предусмотрено строительство нефтеперекачивающей станции «Нововеличковская-3».

Участок — обход г. Пензы (НП V)

Строительство обходного нефтепровода, проходящего вне территории г. Пензы. Протяженность нефтепровода-обхода — 89 км, диаметр — 1220 мм. Рабочее давление — 6 МПа.

На трассе нефтепровода-обхода предусмотрено строительство нефтеперекачивающей станции «Пенза-2».

Нефтепровод-отвод «Трубопроводная система „Восточная Сибирь — Тихий океан“ — Хабаровский нефтеперерабатывающий завод» (НП VI)

Проект предусматривает строительство нефтепровода-отвода в однониточном исполнении от нефтеперекачивающей станции № 34 трубопроводной системы «Восточная Сибирь — Тихий океан» для увеличения объема поставки нефти до 6 млн. тонн для открытого акционерного общества «Хабаровский нефтеперерабатывающий завод». Протяженность нефтепровода — 27 км, диаметр — 530 мм. Пропускная способность — 6 млн. тонн нефти в год. Завершение строительства нефтепровода-отвода и введение его в эксплуатацию планируется на 2015 год.

Расширение нефтепровода закрытого акционерного общества «Каспийский трубопроводный консорциум-Р» (НП VII)

Проект предусматривает увеличение пропускной способности магистрального нефтепровода закрытого акционерного общества «Каспийский трубопроводный консорциум-Р» с 28 млн. тонн нефти в год до 67 млн. тонн в 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.

Развитие системы магистральных нефтепродуктопроводов

Перечень планируемых к строительству объектов магистральных нефтепродуктопроводов предусмотрен приложением № 2.

Проект «Юг» (НПП I)

На трассе нефтепродуктопровода предусмотрено строительство линейных производственно-диспетчерских станций «Березанская», «Предгорная», «Котельниковская», «Сальск», «Камыши», «Дубовка» и «Хвалынск», головных перекачивающих станций «Волгоград» и «Сызрань», а также перекачивающей станции «Саратов».

Проект «Север» (НПП II)

Проект «Север» предусматривает строительство магистрального нефтепродуктопровода «Кириши — Приморск». Нефтепродуктопровод представляет собой 2-й пусковой комплекс 1-й очереди магистрального нефтепродуктопровода «Второво — Ярославль — Кириши — Приморск». Протяженность нефтепродуктопровода — 600 км, диаметр — 530 мм, рабочее давление — 6 МПа. Проектная пропускная способность — 16,1 — 16,6 млн. тонн нефтепродуктов в год.

На трассе нефтепродуктопровода предусмотрено строительство промежуточных перекачивающих станций ППС-1, ППС-2, ППС-3, ППС-4, ППС-5, «Второво», «Некоуз», «Быково», «Песь» и «Невская», а также головных перекачивающих станций «Ярославль» и «Кириши».

Отвод от линейной производственно-диспетчерской станции «Юргамыш» до магистрального нефтепродуктопровода «Уфа — Петропавловск» (НПП III)

Проект предусматривает строительство магистрального нефтепродуктопровода-отвода от линейной производственно-диспетчерской станции «Юргамыш» до магистрального нефтепродуктопровода «Уфа — Петропавловск». Протяженность нефтепродуктопровода — 4 км, диаметр — 530 мм, рабочее давление — 6 МПа. Проектная пропускная способность — до 4 млн. тонн нефтепродуктов в год.

Нефтепродуктопровод «Кстово — Нагорная» (НПП IV)

Строительство нефтепродуктопровода «Кстово — Нагорная» предусматривает поставку нефтепродуктов с нефтеперерабатывающего завода общества с ограниченной ответственностью «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез» потребителям московского региона в объеме 3,8 млн. тонн в год. Протяженность нефтепродуктопровода — 450 км, диаметр — 426 мм и 273 мм, рабочее давление — 6 МПа. Планируется строительство резервуарной емкости на 120 тыс. куб. метров.

На трассе нефтепродуктопровода предусмотрено строительство головной перекачивающей станции «Кстово», промежуточной перекачивающей станции «Второво» и перекачивающей станции «Нагорная».

Нефтепродуктопровод-перемычка «Морской порт Приморск — морской порт Высоцк» (НПП V)

Проект нефтепродуктопровод-перемычка «Морской порт Приморск — морской порт Высоцк» предусматривает поставку нефтепродуктов с нефтеперерабатывающих заводов общества с ограниченной ответственностью «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез» и общества с ограниченной ответственностью «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез» на терминал «РПК — Высоцк „ЛУКОЙЛ-2“.»

Протяженность нефтепродуктопровода-перемычки — 46 км, диаметр — 377 мм, рабочее давление — 6 МПа. Проектная пропускная способность — 5 млн. тонн нефтепродуктов в год.

На трассе нефтепродуктопровода-перемычки предусмотрено строительство головной перекачивающей станции «Приморск».

Развитие системы транспортировки газового конденсата

В перспективе система транспорта и переработки жидких углеводородов (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 процентов от общего объема поставляемого сырья), предусматривается строительство установок стабилизации жидких углеводородов и конденсатопровода ГКП I «Уренгой — Пурпе» с дальнейшей поставкой жидкого углеводородного сырья в систему магистральных нефтепроводов открытого акционерного общества «Акционерная компания по транспорту нефти „Транснефть“.»

Ввод в эксплуатацию планируемого конденсатопровода ГКП I «Уренгой — Пурпе» в регионе Надым-Пур-Таз намечен на конец 2013 года.

Перечень планируемых к строительству объектов магистральных конденсатопроводов предусмотрен приложением № 3.

Развитие системы магистральных газопроводов

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.

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 № 4.

Газопровод «Бованенково — Ухта. III нитка» (ГП I)

Газопровод «Бованенково — Ухта. III нитка» является составной частью газопровода «Ямал — Европа». Газопровод «Бованенково — Ухта» станет частью Единой системы газоснабжения. Строительство III нитки планируется осуществить в одном коридоре с газопроводами, сооружаемыми по проекту «Система магистральных газопроводов Бованенково — Ухта» (I и II нитки).

Строительство газопровода планируется начать в период 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 — 50 лет.

Основными источниками газа являются Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение и Харасавэйское газоконденсатное месторождение, расположенные на полуострове Ямал, а также месторождения севера Западной Сибири.

Система магистральных газопроводов «Бованенково — Ухта» будет сооружена 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. III нитка» составляет 60 млрд. куб. метров.

Общая протяженность III нитки газопровода «Бованенково — Ухта» должна составить 1110 км, из которых 302 км будет проходить по территории Ямало-Ненецкого автономного округа, 808 км — по территории Республики Коми. Планируемый диаметр труб газопровода — 1420 мм, 1220 мм. Проектное давление в газопроводе — 11,8 МПа.

На трассе газопровода предусмотрено строительство компрессорных цехов на компрессорных станциях — КЦ-3 компрессорной станции «Байдарацкая», КЦ-3 компрессорной станции «Ярынская», КЦ-3 компрессорной станции «Гагарацкая», КЦ-3 компрессорной станции «Воркутинская», КЦ-3 компрессорной станции «Усинская», КЦ-3 компрессорной станции «Интинская», КЦ-3 компрессорной станции «Сынинская», КЦ-3 компрессорной станции «Чикшинская» и КЦ-3 компрессорной станции «Малоперанская».

Газопровод «Бованенково — Ухта. IV нитка» (ГП II)

Газопровод «Бованенково — Ухта. IV нитка» является составной частью газопровода «Ямал — Европа». Газопровод «Бованенково — Ухта» станет частью Единой системы газоснабжения. Строительство новой IV нитки планируется осуществить в одном коридоре с газопроводами, сооружаемыми по проекту «Система магистральных газопроводов Бованенково — Ухта» (I и II нитки).

Строительство газопровода планируется начать в период с января 2021 г. по январь 2023 г. Завершить строительство газопровода и ввести его в эксплуатацию планируется в период с декабря 2025 г. по декабрь 2027 г. Проектный срок службы газопровода — 50 лет.

Основными источниками газа являются Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение и Харасавэйское газоконденсатное месторождение, расположенные на полуострове Ямал, а также месторождения севера Западной Сибири.

Система магистральных газопроводов «Бованенково — Ухта» будет сооружена 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. IV нитка» составляет 60 млрд. куб. метров.

Общая протяженность IV нитки газопровода «Бованенково — Ухта» должна составить 1110 км, из которых 302 км будет проходить по территории Ямало-Ненецкого автономного округа, 808 км — по территории Республики Коми. Планируемый диаметр труб газопровода — 1420 мм, 1220 мм. Проектное давление в газопроводе — 11,8 МПа.

На трассе газопровода предусмотрено строительство компрессорных цехов на компрессорных станциях — КЦ-4 компрессорной станции «Байдарацкая», КЦ-4 компрессорной станции «Ярынская», КЦ-4 компрессорной станции «Гагарацкая», КЦ-4 компрессорной станции «Воркутинская», КЦ-4 компрессорной станции «Усинская», КЦ-4 компрессорной станции «Интинская», КЦ-4 компрессорной станции «Сынинская», КЦ-4 компрессорной станции «Чикшинская» и КЦ-4 компрессорной станции «Малоперанская».

Газопровод «Бованенково — Ухта. V нитка» (ГП III)

Газопровод «Бованенково — Ухта. V нитка» является составной частью газопровода «Ямал — Европа». Газопровод «Бованенково — Ухта» 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 в период с января 2025 г. по январь 2027 г. Завершить строительство газопровода и ввести его в эксплуатацию планируется в период с декабря 2029 г. по декабрь 2031 г. Проектный срок службы газопровода — 50 лет.

Основными источниками газа являются Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение и Харасавэйское газоконденсатное месторождение, расположенные на полуострове Ямал, а также месторождения севера Западной Сибири.

Система магистральных газопроводов «Бованенково — Ухта» будет сооружена 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. куб. метров.

Общая протяженность V нитки газопровода «Бованенково — Ухта» должна составить 1110 км, из которых 302 км будет проходить по территории Ямало-Ненецкого автономного округа, 808 км — по территории Республики Коми. Планируемый диаметр труб газопровода — 1420 мм, 1220 мм. Проектное давление в газопроводе — 11,8 МПа.

На трассе газопровода предусмотрено строительство компрессорных цехов на компрессорных станциях — КЦ-5 компрессорной станции «Байдарацкая», КЦ-5 компрессорной станции «Ярынская», КЦ-5 компрессорной станции «Гагарацкая», КЦ-5 компрессорной станции «Воркутинская», КЦ-5 компрессорной станции «Усинская», КЦ-5 компрессорной станции «Интинская», КЦ-5 компрессорной станции «Сынинская», КЦ-5 компрессорной станции «Чикшинская» и КЦ-5 компрессорной станции «Малоперанская».

Газопровод будет проложен как в надземном, так и в подземном исполнении. При пересечении рек газопровод будет укладываться под их русло.

Газопровод «Бованенково — Ухта. VI нитка» (ГП IV)

Газопровод «Бованенково — Ухта. VI нитка» является составной частью газопровода «Ямал — Европа». Газопровод «Бованенково — Ухта» 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 в период с января 2029 г. по январь 2031 г. Завершить строительство газопровода и ввести его в эксплуатацию планируется после 2030 г. Проектный срок службы газопровода — 50 лет.

Основными источниками газа являются Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение и Харасавэйское газоконденсатное месторождение, расположенные на полуострове Ямал, а также месторождения севера Западной Сибири.

Система магистральных газопроводов «Бованенково — Ухта» будет сооружена 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. куб. метров.

Общая протяженность VI нитки газопровода «Бованенково — Ухта» должна составить 1110 км, из которых 302 км будет проходить по территории Ямало-Ненецкого автономного округа, 808 км — по территории Республики Коми. Планируемый диаметр труб газопровода — 1420 мм, 1220 мм. Проектное давление в газопроводе — 11,8 МПа.

На трассе газопровода предусмотрено строительство компрессорных цехов на компрессорных станциях — КЦ-6 компрессорной станции «Байдарацкая», КЦ-6 компрессорной станции «Ярынская», КЦ-6 компрессорной станции «Гагарацкая», КЦ-6 компрессорной станции «Воркутинская», КЦ-6 компрессорной станции «Усинская», КЦ-6 компрессорной станции «Интинская», КЦ-6 компрессорной станции «Сынинская», КЦ-6 компрессорной станции «Чикшинская» и КЦ-6 компрессорной станции «Малоперанская».

Газопровод будет проложен как в надземном, так и в подземном исполнении. При пересечении рек газопровод будет укладываться под их русло.

Газопровод подключения газового месторождения Каменномысское море (шельф) (ГП V)

Газопровод предназначен для подключения газового месторождения Каменномысское море (шельф) к Единой системе газоснабжения.

Строительство газопровода планируется начать в период с января 2021 г. по январь 2023 г. Завершить строительство газопровода и ввести его в эксплуатацию планируется в период с декабря 2022 г. по декабрь 2024 г. Проектный срок службы газопровода — 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. куб. метров.

Газопровод планируется проложить в двухниточном исполнении. Общая протяженность газопровода в однониточном исчислении должна составить 90 км. Планируемый диаметр труб обеих ниток газопровода — 1067 мм. Проектное давление в газопроводе — 7,4 МПа.

Газопровод будет проложен в морском (подводном) исполнении.

Газопровод 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 в период с января 2019 г. по январь 2021 г. Завершить строительство газопровода и ввести его в эксплуатацию планируется в период с декабря 2020 г. по декабрь 2022 г. Проектный срок службы газопровода — 50 лет.

Основным источником газа является Северо-Каменномысское газовое месторождение (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 Северо-Каменномысского газового месторождения (шельф) составляет 15 млрд. куб. метров.

Газопровод планируется проложить в двухниточном исполнении. Общая протяженность газопровода в однониточном исчислении должна составить 106 км. Планируемый диаметр труб обеих ниток газопровода — 1067 мм. Проектное давление в газопроводе — 7,4 МПа.

Газопровод будет проложен в морском (подводном) исполнении.

Газопровод подключения месторождений Парусовой группы и Тазовской губы Карского моря (ГП VII)

Газопровод предназначен для подключения месторождений Парусовой группы и Тазовской губы Карского моря к Единой системе газоснабжения.

Строительство газопровода планируется начать в период с января 2023 г. по январь 2025 г. Завершить строительство газопровода и ввести его в эксплуатацию планируется в период с декабря 2024 г. по декабрь 2026 г. Проектный срок службы газопровода — 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. куб. метров.

Газопровод планируется проложить в две очереди в двухниточном исполнении. Общая протяженность газопровода в однониточном исчислении должна составить 160 км. Планируемый диаметр труб обеих ниток газопровода — 1016 мм. Проектное давление в газопроводе — 7,4 МПа.

Газопровод будет проложен 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 в период с января 2020 г. по январь 2022 г. Завершить строительство газопровода и ввести его в эксплуатацию планируется в период с декабря 2021 г. по декабрь 2023 г. Проектный срок службы газопровода — 50 лет.

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» будет произведено 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 газопровода «Северный поток».

Строительство газопровода планируется начать в период с января 2015 г. по январь 2017 г. Завершить строительство газопровода и ввести его в эксплуатацию планируется в период с декабря 2018 г. по январь 2020 г.

Проектный среднегодовой объем транспортировки по III и IV ниткам морского газопровода «Северный поток» составляет 55 млрд. куб. метров.

Планируемый диаметр труб III нитки газопровода — 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)

Расширение системы магистральных газопроводов «Ухта — Торжок. III нитка (Ямал)» (часть строящейся системы магистральных газопроводов «Ямал — Европа») предусматривает строительство III нитки газопровода.

Строительство газопровода планируется начать в период с января 2018 г. по январь 2020 г. Завершить строительство газопровода и ввести его в эксплуатацию планируется в период с декабря 2020 г. по январь 2022 г.

Проектный среднегодовой объем транспортировки по III нитке газопровода «Ухта — Торжок» составляет 45 млрд. куб. метров.

Общая протяженность III нитки газопровода должна составить 973 км. Планируемый диаметр труб III нитки газопровода «Ухта — Торжок» — 1420 мм, проектное давление — 9,8 МПа.

На трассе планируемой III нитки газопровода «Ухта — Торжок» должны быть построены 7 компрессорных станций: «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 в период с января 2025 г. по январь 2027 г. Завершить строительство газопровода и ввести его в эксплуатацию планируется в период с декабря 2027 г. по январь 2029 г.

Газопровод 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» должен составить 37 млрд. куб. метров.

Газопровод «Алтай» (ГП XII)

Газопровод «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. куб. метров в год. При развитии газового транспорта в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке газопровод «Алтай» может стать частью Единой системы газоснабжения.

Проект 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 компрессорной станции «Пурпейская» до компрессорной станции «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 «компрессорная станция „Пурпейская“ — компрессорная станция „Аганская“ предполагается расширение действующих газотранспортных мощностей с применением труб диаметром 1420 мм на рабочее давление 7,4 МПа.»

Рабочее давление, диаметр труб газопровода и расстановка компрессорных станций на участке «компрессорная станция „Аганская“ — граница Китая» будут определены с учетом технико-экономической оптимизации параметров газопровода. На участке газопровода «Алтай» «компрессорная станция „Аганская“ — граница Китая» к постройке планируются компрессорные станции «Заринская», «Песчаная» и «Чуйская», к расширению планируются компрессорные станции «Губкинская», «Ортьягунская», «Аганская», «Александровская», «Парабель», «Володино» и «Новосибирская».

При строительстве газопровода «Алтай» особое внимание будет уделено экологическим аспектам. На этапе планирования трассы газопровода «Алтай» были рассмотрены все возможные маршруты его прокладки. Выбор трассы был осуществлен с учетом не только экономики проекта, но и возможных последствий для окружающей среды.

В рамках подготовки обоснования инвестиций были разработаны разделы по оценке воздействия на окружающую среду и охране памятников археологии и 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.

Реализация проекта «Алтай» позволит повысить надежность газоснабжения региона, создать новые рабочие места, существенно пополнить региональный и местные бюджеты за счет соответствующих налоговых отчислений. В рамках проекта предусмотрено газоснабжение сел региона, реконструкция дорог и мостов, взлетно-посадочной полосы аэропорта Горно-Алтайск. Открытое акционерное общество «Газпром» будет готовить в вузах местные кадры для дальнейшей работы по обслуживанию газопровода. Кроме того, компания намерена осуществить финансирование и других социальных проектов.

Нормативной базой сотрудничества регионов с открытым акционерным обществом «Газпром» служат подписанные ранее соглашения о сотрудничестве и договоры о газификации, а также специальные договоры, которые планируется заключить на период строительства магистрального газопровода «Алтай».

В рамках этих документов и законодательства Российской Федерации будут осуществляться согласованные с администрациями регионов компенсационные, природоохранные и благотворительные мероприятия.

Газопровод «Якутия — Хабаровск — Владивосток» («Сила Сибири») (ГП XIII)

Газопровод «Якутия — Хабаровск — Владивосток» («Сила Сибири») является магистральным газопроводом, который не будет входить в Единую систему газоснабжения. Строительство газопровода планируется начать в октябре 2013 г. Планируемая дата завершения строительства газопровода и ввода его в эксплуатацию — декабрь 2017 г. Проектный срок службы газопровода — 50 лет.

Основным источником газа является Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в Ленском районе Республики Саха (Якутия). Возможно подключение Ковыктинского газоконденсатного месторождения, расположенного в Иркутской области.

Газопровод будет сооружен для транспортировки газа с Чаяндинского месторождения потребителям Республики Саха (Якутия), Амурской области, Иркутской области и Еврейской автономной области, на планируемый к строительству в г. Владивостоке завод по сжижению природного газа, на экспорт в Китай и другие страны Азиатско-Тихоокеанского региона.

Проектный среднегодовой объем транспортировки по газопроводу «Якутия — Хабаровск — Владивосток» («Сила Сибири») составляет 32 млрд. куб. метров. При принятии положительного решения о прокладке газопровода в двухниточном исполнении проектный среднегодовой объем транспортировки газа по газопроводу может составить 61 млрд. куб. метров.

Газопровод планируется проложить в однониточном исполнении. Общая протяженность газопровода должна составить 3177 км. При условии подключения Ковыктинского газоконденсатного месторождения протяженность газопровода должна составить 3968 км. Планируемый диаметр труб на участке «Чаянда — Ленек — Белогорск» — 1420 мм, на участке «Белогорск — Благовещенск» — 1220 мм, на участке «Белогорск — Хабаровск» — 1220 мм, 1020 мм. Проектное давление в газопроводе — 9,8 МПа.

При строительстве газопровода «Якутия — Хабаровск — Владивосток» («Сила Сибири») в однониточном исполнении без учета подключения Ковыктинского газоконденсатного месторождения на его трассе предусматривается строительство 9 компрессорных станций общей мощностью 788 МВт. При строительстве газопровода «Якутия — Хабаровск — Владивосток» («Сила Сибири») в однониточном исполнении с учетом подключения Ковыктинского газоконденсатного месторождения на его трассе предусматривается строительство 11 компрессорных станций общей мощностью 1191 МВт.

Участок газопровода «Мурманск — Волхов» в Мурманской области (ГП XIV)

Участок газопровода «Мурманск — Волхов» должен стать частью Единой системы газоснабжения.

Начало строительства газопровода тесно связано с принятием окончательного инвестиционного решения по освоению Штокмановского газоконденсатного месторождения.

Участок газопровода должен сооружаться для транспортировки газа Штокмановского газоконденсатного месторождения для потребителей г. Мурманска и Мурманской области. Проектный среднегодовой объем транспортировки по газопроводу «Мурманск — Волхов» — 51,84 млрд. куб. метров.

Участок газопровода планируется проложить по территории Мурманской области.

Участок газопровода планируется проложить в однониточном 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» планируется сооружение газопроводов-отводов к гг. Мурманску, Мончегорску, Кировску, Апатитам и Кандалакше.

2. Сети газораспределения, предназначенные для транспортировки природного газа под давлением свыше 1,2 МПа

При оценке необходимых объемов строительства газораспределительных систем учитываются особенности современного состояния газоснабжения и газификации регионов, а также требования обеспечения эффективности строительства сетей газораспределения при соответствующем росте объема потребления газа.

Перечень планируемых к строительству объектов сетей газораспределения предусмотрен приложением № 5.

Газопровод-отвод к г. Соль-Илецку (ГПР I)

Газопровод-отвод к г. Соль-Илецку планируется к строительству в Оренбургской области. Газопровод будет входить в Единую систему газоснабжения.

Начало строительства газопровода-отвода к г. Соль-Илецку было запланировано в июле 2013 г., ввод в эксплуатацию — в июле 2014 г.

Газопровод будет снабжать природным газом потребителей районного центра Соль-Илецк Оренбургской области.

Газопровод пройдет по территории Соль-Илецкого и Оренбургского районов Оренбургской области Приволжского федерального округа.

Газопровод-отвод к энергоблоку № 4 Пермской ГРЭС ПГУ-800 (ГПР II)

Открытое акционерное общество «ИНТЕР РАО ЕЭС» планирует построить газопровод-отвод в Пермском крае к энергоблоку № 4 Пермской ГРЭС ПГУ-800.

Начало строительства газопровода-отвода запланировано на 2013 год, ввод в эксплуатацию — декабрь 2015 г.

Врезка газопровода-отвода планируется в точке подключения на выходе из газораспределительной станции ГРС-1 «Добрянка».

От точки врезки двухниточный газопровод высокого давления пройдет по территории г. Добрянка, Пермский край. Направление проектируемого газопровода от точки врезки до Пермской ГРЭС — юго-запад. Планируемая протяженность газопровода — 1,5 км. Проектный диапазон давлений газопровода — 4,43 — 4,9 МПа. Планируемый диаметр труб газопровода — 300 мм.

Газопровод-отвод к энергоблоку № 12 Верхнетагильской ГРЭС ПГУ-420 (ГПР III)

Открытое акционерное общество «ИНТЕР РАО ЕЭС» планирует построить газопровод-отвод в Свердловской области к энергоблоку № 12 Верхнетагильской ГРЭС ПГУ-420.

Начало строительства газопровода-отвода запланировано на 2013 год, ввод в эксплуатацию — декабрь 2014 г.

Врезка газопровода-отвода планируется от магистрального газопровода «Бухара — Урал» на участке 300 метров до газораспределительной станции «Верхний Тагил».

От точки врезки двухниточный газопровод высокого давления пройдет по землям г. Верхний Тагил, Свердловская область. Направление проектируемого газопровода от точки врезки до Верхнетагильской ГРЭС — юго-запад. Планируемая протяженность газопровода — 1,5 — 2 км. Проектный диапазон давлений газопровода — 2,5 — 5,5 МПа. Планируемый диаметр труб газопровода — 300 мм.

Газопровод-отвод к газораспределительной станции «Усть-Луга» от магистрального газопровода «Кохтла-Ярве — Ленинград» (ГПР IV)

Газопровод-отвод к газораспределительной станции «Усть-Луга» от магистрального газопровода «Кохтла-Ярве — Ленинград» станет частью Единой системы газоснабжения. Строительство газопровода в две очереди планируется начать в 2016 году.

Газопровод-отвод к газораспределительной станции «Усть-Луга» будет сооружаться для транспортировки газа в г. Усть-Луга и морской торговый порт Усть-Луга. Проектный среднегодовой объем транспортировки по газопроводу-отводу к газораспределительной станции «Усть-Луга» должен составить, после сдачи в эксплуатацию первой очереди, 5,373 млрд. куб. метров. Полная проектная загрузка газопровода-отвода должна составить 7,241 млрд. куб. метров газа в год.

Общая протяженность газопровода-отвода к газораспределительной станции «Усть-Луга» должна составить 35 км. Газопровод будет строиться в двухниточном исполнении. Диаметр труб каждой нитки составит 700 мм. Проектное давление в газопроводе-отводе — 5,4 МПа.

Строительство газораспределительной станции «Лаголово» и перемычки между магистральным газопроводом «Белоусово — Ленинград» и магистральным газопроводом «Кохтла-Ярве — Ленинград» (ГПР V)

(в ред. распоряжения Правительства РФ от 15.05.2014 № 821-р)

Газораспределительная станция «Лаголово» и перемычка между магистральным газопроводом «Белоусово — Ленинград» и магистральным газопроводом «Кохтла-Ярве — Ленинград» станут частью Единой системы газоснабжения. Строительство газораспределительной станции и перемычки планируется завершить в 2015 году.

Перемычка от магистрального газопровода «Белоусово — Ленинград» (с врезкой в магистральный газопровод «Серпухов — Ленинград» и магистральный газопровод «Белоусово — Ленинград») и до магистрального газопровода «Кохтла-Ярве — Ленинград» (с врезкой в магистральные газопроводы «Кохтла-Ярве — Ленинград», I и II нитки) будет сооружаться для увеличения объема транспортировки газа потребителям Ленинградской области, г. Санкт-Петербурга и 2-й очереди строящейся Юго-Западной тепловой электростанции.

Общая протяженность перемычки между магистральным газопроводом «Белоусово — Ленинград» и магистральным газопроводом «Кохтла-Ярве — Ленинград» должна составить ориентировочно 74,1 км. Газопровод будет строиться в однониточном исполнении. Диаметр труб на протяжении 71 км составит 1020 мм, на протяжении 3,1 км — 530 мм (после узла редуцирования газа). Проектное давление в газопроводе диаметром 1020 мм — 5,4 МПа, диаметром 530 мм — 3,4 МПа.

На трассе планируемой перемычки между магистральным газопроводом «Белоусово — Ленинград» и магистральным газопроводом «Кохтла-Ярве — Ленинград» предусмотрено строительство газораспределительной станции «Лаголово».

Газопровод-отвод к г. Харовску, Харовский район Вологодской области (ГПР VI)

Газопровод-отвод к г. Харовску будет сооружаться для транспортировки газа промышленным и коммунально-бытовым потребителям Харовского, Сямженского и Вожегодского районов Вологодской области. Проектный среднегодовой объем транспортировки по газопроводу-отводу к г. Харовску должен составить 189,3 млн. куб. метров.

Общая протяженность газопровода-отвода к г. Харовску должна составить 64,6 км. Газопровод будет строиться в однониточном исполнении. Диаметр труб составит 300 мм. Проектное давление в газопроводе-отводе — 5,4 МПа.

Начало трассы газопровода-отвода к г. Харовску предусматривается на 58-м километре газопровода-отвода к газораспределительной станции «Сокол». Конец трассы — проектируемая газораспределительная станция г. Харовска, расположенная на восточной окраине г. Харовска.

В связи со сложными условиями прохождения трассы газопровода-отвода к г. Харовску (болота, озера, водотоки) трубопровод будет сооружаться преимущественно вдоль существующих автомобильных дорог с пересечениями искусственных и естественных препятствий бестраншейными методами.

Газопровод-отвод к г. Устюжне с отводом к дер. Дубровке, Бабаевский район, и дер. Даниловское, Устюженский район Вологодской области (ГПР VII)

Газопровод-отвод к г. Устюжне с отводом к дер. Дубровке, Бабаевский район, и дер. Даниловское, Устюженский район Вологодской области, станет частью Единой системы газоснабжения. Строительство газопровода планируется начать в 2014 году.

Газопровод-отвод к г. Устюжне с отводом к дер. Дубровке, Бабаевский район, и дер. Даниловское, Устюженский район Вологодской области, будет сооружаться для транспортировки газа промышленным и коммунально-бытовым потребителям г. Устюжны и Устюженского района, юго-восточной части Бабаевского района Вологодской области, Пестовского района Новгородской области, Сандовского и Весьегонского районов Тверской области. Проектный среднегодовой объем транспортировки по газопроводу-отводу должен составить 290,72 млн. куб. метров.

Общая протяженность газопровода-отвода к г. Устюжне с отводом к дер. Дубровке, Бабаевский район, и дер. Даниловское, Устюженский район Вологодской области, должна составить 79,95 км. Протяженность газопровода-отвода к газораспределительной станции «Устюжна» должна составить 66,25 км. Протяженность газопровода-отвода к газораспределительной станции «Дубровка» должна составить 16,67 км. Газопровод будет строиться в однониточном исполнении. Диаметр труб составит 350 мм. Проектное давление в газопроводе-отводе — 5,4 МПа.

Начало трассы газопровода-отвода к г. Устюжне с отводом к дер. Дубровке, Бабаевский район, и дер. Даниловское, Устюженский район Вологодской области, предусматривается на 265-м километре магистрального газопровода «Грязовец — Ленинград» (I нитка и II нитка) в Бабаевском районе Вологодской области. Конец трассы будет расположен на юго-восточной окраине дер. Даниловское, Устюженский район Вологодской области.

В связи со сложными условиями (болота, озера, водотоки) прохождения трассы газопровода-отвода к г. Устюжне с отводом к дер. Дубровке, Бабаевский район, и дер. Даниловское, Устюженский район Вологодской области, трубопровод будет сооружаться преимущественно вдоль существующих автомобильных дорог с пересечениями искусственных и естественных препятствий бестраншейными методами.

II. Характеристики зон с особыми условиями использования территорий

Размещение объектов трубопроводного транспорта требует установления зон с особыми условиями использования территорий, к которым относятся охранные зоны и санитарно-защитные зоны.

Характеристики охранных зон магистральных трубопроводов

Охранные зоны магистральных нефтепроводов, магистральных нефтепродуктопроводов, магистральных конденсатопроводов и магистральных газопроводов проектируются в соответствии с правилами охраны магистральных трубопроводов.

Охранные зоны магистральных трубопроводов устанавливаются:

вдоль трасс трубопроводов, транспортирующих нефть, природный газ, нефтепродукты, нефтяной и искусственный углеводородные газы, — в виде участка земли, ограниченного условными линиями, проходящими в 25 метрах от оси трубопровода с каждой стороны;

вдоль трасс трубопроводов, транспортирующих сжиженные углеводородные газы, нестабильные бензин и конденсат, — в виде участка земли, ограниченного условными линиями, проходящими в 100 метрах от оси трубопровода с каждой стороны;

вдоль трасс многониточных трубопроводов — в виде участка земли, ограниченного условными линиями, проходящими на указанных выше расстояниях от осей крайних трубопроводов;

вдоль подводных переходов — в виде участка водного пространства от водной поверхности до дна, заключенного между параллельными плоскостями, отстоящими от осей крайних ниток переходов на 100 метров с каждой стороны;

вокруг емкостей для хранения и разгазирования конденсата, земляных амбаров для аварийного выпуска продукции — в виде участка земли, ограниченного замкнутой линией, отстоящей от границ территорий указанных объектов на 50 метров во все стороны;

вокруг технологических установок подготовки продукции к транспорту, головных и промежуточных перекачивающих и наливных насосных станций, резервуарных парков, компрессорных и газораспределительных станций, узлов измерения продукции, наливных и сливных эстакад, станций подземного хранения газа, пунктов подогрева нефти, нефтепродуктов — в виде участка земли, ограниченного замкнутой линией, отстоящей от границ территорий указанных объектов на 100 метров во все стороны.

Характеристики охранных зон сетей газораспределения, предназначенных для транспортировки природного газа под давлением свыше 1,2 мегапаскаля

Охранные зоны сетей газораспределения, предназначенных для транспортировки природного газа под давлением свыше 1,2 мегапаскаля, должны проектироваться в соответствии с Правилами охраны газораспределительных сетей, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 20 ноября 2000 г. № 878.

Для сетей газораспределения, предназначенных для транспортировки природного газа под давлением свыше 1,2 мегапаскаля, устанавливаются следующие охранные зоны:

вдоль трасс наружных газопроводов — в виде территории, ограниченной условными линиями, проходящими на расстоянии 2 метров с каждой стороны газопровода;

вдоль трасс подземных газопроводов из полиэтиленовых труб при использовании медного провода для обозначения трассы газопровода — в виде территории, ограниченной условными линиями, проходящими на расстоянии 3 метров от газопровода со стороны провода и 2 метров — с противоположной стороны;

вдоль трасс наружных газопроводов на вечномерзлых грунтах независимо от материала труб — в виде территории, ограниченной условными линиями, проходящими на расстоянии 10 метров с каждой стороны газопровода;

вокруг отдельно стоящих газорегуляторных пунктов — в виде территории, ограниченной замкнутой линией, проведенной на расстоянии 10 метров от границ этих объектов. Для газорегуляторных пунктов, пристроенных к зданиям, охранная зона не регламентируется;

вдоль подводных переходов газопроводов через судоходные и сплавные реки, озера, водохранилища, каналы — в виде участка водного пространства от водной поверхности до дна, заключенного между параллельными плоскостями, отстоящими на 100 метров с каждой стороны газопровода;

вдоль трасс межпоселковых газопроводов, проходящих по лесам и древесно-кустарниковой растительности, — в виде просек шириной 6 метров, по 3 метра с каждой стороны газопровода. Для надземных участков газопроводов расстояние от деревьев до трубопровода должно быть не менее высоты деревьев в течение всего срока эксплуатации газопровода.

Характеристики санитарных разрывов (санитарных полос отчуждения) магистральных трубопроводов

Для магистральных трубопроводов создаются санитарные разрывы (санитарные полосы отчуждения), которые определяются минимальными расстояниями от магистральных трубопроводов до смежных зданий, строений и сооружений.

Рекомендуемые минимальные расстояния от магистральных нефтепроводов до городов, поселков и отдельных малоэтажных жилищ устанавливаются:

при диаметре до 300 мм — от 50 до 75 метров;

при диаметре 300 мм — 600 мм — от 50 до 100 метров;

при диаметре 1000 мм — 1400 мм — от 100 до 200 метров.

Рекомендуемые минимальные расстояния от магистральных нефтепроводов до гидротехнических сооружений устанавливаются в размере 300 метров, а до водозаборов — 3000 метров.

Рекомендуемые минимальные расстояния от магистральных нефтепроводов, предназначенных для транспортировки нефти с высокими коррозирующими свойствами, от продуктопроводов, транспортирующих высокотоксичные, раздражающие газы и жидкости, определяются на основе расчетов в каждом конкретном случае при обязательном увеличении размеров не менее чем в 3 раза.

Рекомендуемые минимальные расстояния от наземных магистральных газопроводов, не содержащих сероводород, до городов и других населенных пунктов, коллективных садов и дачных поселков, тепличных комбинатов, отдельных общественных зданий с массовым скоплением людей, отдельных малоэтажных зданий, сельскохозяйственных полей и пастбищ, а также полевых станов устанавливаются:

для трубопроводов I класса:

при диаметре до 300 мм — от 75 до 100 метров;

при диаметре 300 мм — 600 мм — от 125 до 150 метров;

при диаметре 1000 мм — 1200 мм — от 250 до 300 метров;

при диаметре более 1200 мм — от 300 до 350 метров;

для трубопроводов II класса:

при диаметре до 300 мм — 75 метров;

при диаметре свыше 300 мм — от 100 до 125 метров.

Рекомендуемые минимальные расстояния от наземных магистральных газопроводов, не содержащих сероводород, до магистральных оросительных каналов, рек, водоемов и водозаборных сооружений устанавливаются 25 метров.

Рекомендуемые минимальные расстояния от магистральных трубопроводов, предназначенных для транспортировки сжиженных углеводородных газов, до городов, населенных пунктов, дачных поселков и сельскохозяйственных угодий (санитарные полосы отчуждения) устанавливаются:

при диаметре 300 — 500 мм — от 350 до 500 метров;

при диаметре 500 — 1000 мм — от 800 до 1000 метров.

Рекомендуемые минимальные расстояния при наземной прокладке магистральных трубопроводов, предназначенных для транспортировки сжиженных углеводородных газов, увеличиваются в 2 раза для I класса и в 1,5 раза для II класса.

В районах Крайнего Севера при диаметре надземных газопроводов магистральных трубопроводов, предназначенных для транспортировки сжиженных углеводородных газов, свыше 1000 мм рекомендуемое минимальное расстояние устанавливается не менее 700 метров.

Рекомендуемые минимальные расстояния магистральных газопроводов, транспортирующих природный газ с высокими коррозирующими свойствами, определяются на основе расчетов в каждом конкретном случае, а также по опыту эксплуатации, но не менее 2 км.

III. Карта планируемого размещения объектов федерального значения в области трубопроводного транспорта

---

Приложение № 1 к схеме территориального планирования Российской Федерации в области федерального транспорта (в части трубопроводного транспорта)

Объект		Местоположение объекта	Год завершения строительства
Нефтепровод «Заполярье — Пурпе» (2-й этап и 3-й этап) (НП I)
Ямало-Ненецкий автономный округ
1.	Линейная часть	Тазовский район,	2015 год
		Пуровский район
2.	Линейная часть	Тазовский район	2016 год
Нефтепровод «Куюмба — Тайшет» (НП II)
Иркутская область
3.	Линейная часть	Тайшетский район	2016 год
		Красноярский край
4.	Линейная часть	Эвенкийский район,	2016 год
		Богучанский район,
		Нижнеингашский район
Нефтепровод-отвод «Трубопроводная система „Восточная Сибирь — Тихий океан“ — Комсомольский нефтеперерабатывающий завод» (НП III)
Хабаровский край
5.	Линейная часть	Амурский район,	2016 год
		Комсомольский район,
		Солнечный район
Нефтепровод-отвод от 147 км магистрального нефтепровода «Тихорецк — Новороссийск-2» до Афипского нефтеперерабатывающего завода (НП IV)
Краснодарский край
6.	Линейная часть	Северский район,	2015 год
		Абинский район,
		Динской район,
		Красноармейский район
Участок — обход г. Пензы (НП V)
Пензенская область
7.	Линейная часть «Куйбышев — Унеча-2»	Городищенский район,	2018 год
		Бессоновский район,
		Макшанский район
Нефтепровод-отвод «Трубопроводная система „Восточная Сибирь — Тихий океан“ — Хабаровский нефтеперерабатывающий завод» (НП VI)
Хабаровский край
8.	Линейная часть	Хабаровский район	2015 год
Расширение нефтепровода закрытого акционерного общества «Каспийский трубопроводный консорциум-Р» (НП VII)
Астраханская область
9.	Нефтеперекачивающая станция А-НПС-4А	Красноярский район,	2013 год
		пересечение границ муниципальных образований
		«Ахтубинский сельсовет»,
		«Байбекский сельсовет»,
		«Степновский сельсовет»
10.	Нефтеперекачивающая станция А-НПС-5А	Наримановский район	2015 год
Республика Калмыкия
11.	Нефтеперекачивающая станция № 2	Черноземельский район	2015 год
12.	Нефтеперекачивающая станция № 3	Ики-Бурульский район,	2013 год
		Кевюдовское сельское муниципальное образование
Ставропольский край
13.	Нефтеперекачивающая станция № 4	Ипатовский район,	2013 год
		Советскорунный сельсовет
14.	Нефтеперекачивающая станция № 5	Изобильненский район,	2015 год
		село Птичье
Краснодарский край
15.	Нефтеперекачивающая станция № 7	Динский район	2013 год
16.	Нефтеперекачивающая станция № 8	Крымский район	2015 год

ПЕРЕЧЕНЬ ПЛАНИРУЕМЫХ К СТРОИТЕЛЬСТВУ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

Объект		Местоположение объекта	Год завершения строительства
Проект «Юг» (НПП I)
Краснодарский край
1.	Линейная часть	Белоглинский район,	2018 год
		Новокопровский район,
		Тихорецкий район,
		Выселковский район,
		Кореновский район,
		Динской район,
		Красноармейский район,
		Абинский район,
		Крымский район
Ростовская область
2.	Линейная часть	Песчанокопский район,	2018 год
		Дубовский район,
		Зимовниковский район,
		Орловский район,
		Пролетарский район,
		Сальский район
Волгоградская область
3.	Линейная часть	Жирновский район,	2018 год
		Светлоярский район,
		Котовский район,
		Ольховский район,
		Дубовский район,
		Городищенский район,
		Октябрьский район,
		Котельниковский район,
		Иловлинский район
Самарская область
4.	Линейная часть	Безенчукский район,	2018 год
		Хворостянский район
Саратовская область
5.	Линейная часть	Ивантеевский район,	2018 год
		Духовицкий район,
		Пугачевский район,
		Балаковский район,
		Марксовский район,
		Энгельсский район,
		Красноармейский район
Проект «Север» (НПП II)
Ленинградская область
6.	Линейная часть	Киришский район,	2018 год
		Тосненский район,
		Колпинский район,
		Кировский район,
		Всеволожский район,
		Выборгский район
Новгородская область
7.	Линейная часть	Пестовский район,	2018 год
		Хвойнинский район,
		Любытинский район
Владимирская область
8.	Линейная часть	Гороховецкий район,	2018 год
		Вязниковский район,
		Ковровский район,
		Камешковский район
Ивановская область
9.	Линейная часть	Савинский район,	2018 год
		Лежневский район,
		Ивановский район,
		Комсомольский район,
		Тейковский район
Тверская область
10.	Линейная часть	Краснохолмский район,	2018 год
		Молоковский район,
		Сандовский район
Ярославская область
11.	Линейная часть	Гаврилов-Ямский район,	2018 год
		Некрасовский район,
		Ярославский район,
		Большесельский район,
		Угличский район,
		Мышкинский район,
		Некоузский район
Нижегородская область
12.	Линейная часть	Кстовский район,	2018 год
		Богородский район,
		Павловский район
Отвод от линейной производственно-диспетчерской станции «Юргамыш»до магистрального нефтепродуктопровода «Уфа — Петропавловск» (НПП III)
Курганская область
13.	Линейная часть	Юргамышский район	2015 год
Нефтепродуктопровод «Кстово — Нагорная» (НПП IV)
Нижегородская область
14.	Линейная часть	Кстовский район,	2017 год
		Дальнеконстантиновский район,
		Богородский район,
		Павловский район
Владимирская область
15.	Линейная часть	Гороховецкий район,	2017 год
		Вязниковский район,
		Ковровский район,
		Камешковский район,
		Судогорский район,
		Собинский район,
		Петушинский район,
		Киржачский район
Московская область
16.	Линейная часть	Ногинский район,	2017 год
		Щелковский район
Нефтепродуктопровод-перемычка «Морской порт Приморск — морской порт Высоцк» (НПП V)
Ленинградская область
17.	Линейная часть	Выборгский район	2017 год

Приложение № 3 к схеме территориального планирования Российской Федерации в области федерального транспорта (в части трубопроводного транспорта)

Объект		Местоположение объекта	Год ввода в эксплуатацию	Пропускная способность (млн. тонн в год)	Протяженность (километров)
Ямало-Ненецкий автономный округ
1.	Уренгой — Пурпе (ГКП I)	Пуровский район	2013 год	4	250

Местоположение объекта		Год завершения строительства
Газопровод «Бованенково — Ухта. III нитка» (ГП I)
Республика Коми
1.	Сосногорский район и городские округа Ухта, Инта и Воркута	2021 — 2023 годы
Ямало-Ненецкий автономный округ
2.	Приуральский и Ямальский районы	2021 — 2023 годы
Газопровод «Бованенково — Ухта. IV нитка» (ГП II)
Республика Коми
3.	Сосногорский район и городские округа Ухта, Инта и Воркута	2025 — 2027 годы
Ямало-Ненецкий автономный округ
4.	Приуральский и Ямальский районы	2025 — 2027 годы
Газопровод «Бованенково — Ухта. V нитка» (ГП III)
Республика Коми
5.	Сосногорский район и городские округа Ухта, Инта и Воркута	2029 — 2031 годы
Ямало-Ненецкий автономный округ
6.	Приуральский и Ямальский районы	2029 — 2031 годы
Газопровод «Бованенково — Ухта. VI нитка» (ГП IV)
Республика Коми
7.	Сосногорский район и городские округа Ухта, Инта и Воркута	после 2030 года
Ямало-Ненецкий автономный округ
8.	Приуральский и Ямальский районы	после 2030 года
Газопровод подключения газового месторождения Каменномысское море (шельф) (ГП V)
Ямало-Ненецкий автономный округ
9.	Надымский район	2022 — 2024 годы
Газопровод подключения Северо-Каменномысского газового месторождения (шельф) (ГП VI)
Ямало-Ненецкий автономный округ
10.	Надымский район	2020 — 2022 годы
Газопровод подключения месторождений Парусовой группы и Тазовской губы Карского моря (ГП VII)
Ямало-Ненецкий автономный округ
11.	Надымский и Тазовский районы	2024 — 2026 годы
Газотранспортная система от месторождений Обской и Тазовской губ Карского моря (ГП VIII)
Ямало-Ненецкий автономный округ
12.	Надымский район	2021 — 2023 годы
Расширение Единой системы газоснабжения для обеспечения подачи газа в III и IV нитки морского газопровода «Северный поток» (ГП IX)
Вологодская область
13.	Бабаевский, Вологодский, Грязовецкий, Кадуйский, Череповецкий и Шекснинский районы	2018 — 2020 годы
Ленинградская область
14.	Бокситогорский, Волосовский, Волховский, Гатчинский, Кингисеппский, Киришский, Кировский, Лужский, Сланцевский, Тихвинский и Тосненский районы	2018 — 2020 годы
Ярославская область
15.	Пошехонский район	2018 — 2020 годы
Магистральный газопровод «Ухта — Торжок. III нитка (Ямал)» (ГП X)
Республика Коми
16.	Княжпогостский, Сосногорский и Усть-Вымский районы и городской округ Ухта	2020 — 2022 годы
Архангельская область
17.	Вилегодский, Котласский и Ленский районы	2020 — 2022 годы
Вологодская область
18.	Великоустюгский, Грязовецкий, Междуреченский, Нюксенский, Сокольский, Тарногский и Тотемский районы	2020 — 2022 годы
Тверская область
19.	Бежецкий, Кесовогорский, Лихославльский, Рамешковский, Сонковский и Торжокский районы	2020 — 2022 годы
Ярославская область
20.	Даниловский, Мышкинский, Первомайский, Пошехонский, Рыбинский и Тутаевский районы	2020 — 2022 годы
Газопровод «Ухта — Чебоксары. I нитка» (ГП XI)
Республика Коми
21.	Койгородский и Корткеросский районы и городские округа Сосногорск и Ухта	2027 — 2029 годы
Кировская область
22.	Котельничский, Нагорский, Орловский, Санчурский, Слободской, Тужинский, Юрьянский и Яранский районы	2027 — 2029 годы
Республика Марий Эл
23.	Звениговский и Медведевский районы	2027 — 2029 годы
Чувашская Республика
24.	Мариинско-Посадский и Чебоксарский районы	2027 — 2029 годы
Газопровод «Алтай» (ГП XII)
Республика Алтай
25.	Алтайский, Кош-Агачский, Онгудайский, Улаганский и Шебалинский районы	2020 год
Алтайский край
26.	Бийский, Заринский, Зональный, Косихинский, Первомайский, Смоленский, Тальменский и Троицкий районы	2020 год
Новосибирская область
27.	Искитимский, Колыванский, Маслянинский, Мошковский, Тогучинский и Черепановский районы	2020 год
Томская область
28.	Александровский, Каргасокский, Кожевниковский, Колпашевский, Кривошеинский, Молчановский, Парабельский,Чаинский и Шегарский районы	2020 год
Ханты-Мансийский автономный округ — Югра
29.	Нижневартовский и Сургутский районы	2020 год
Ямало-Ненецкий автономный округ
30.	Пуровский район	2020 год
Газопровод «Якутия — Хабаровск — Владивосток» («Сила Сибири») (ГП XIII)
Амурская область
31.	Городской округ Благовещенск и Архаринский, Белогорский, Благовещенский, Бурейский, Завитинский, Ивановский, Мазановский, Магдагачинский, Октябрьский, Ромненский, Свободненский, Серышевский, Сковородинский, Тындинский и Шимановский районы	2017 год
Еврейская автономная область
32.	Биробиджанский, Облученский и Смидовичский районы	2017 год
Республика Саха (Якутия)
33.	Алданский, Ленский, Нерюнгринский и Олекминский улусы	2017 год
Хабаровский край
34.	Амурский, Нанайский и Хабаровский районы	2020 год
Участок газопровода «Мурманск — Волхов» в Мурманской области (ГП XIV)
Мурманская область
35.	Кольский и Ловозерский районы, городские поселения Апатиты, Североморск и Кировск

Местоположение объекта		Год завершения строительства
Газопровод-отвод к г. Соль-Илецку (ГПР I)
Оренбургская область
1.	Соль-Илецкий район	2014 год
Газопровод-отвод к энергоблоку № 4 Пермской ГРЭС ПГУ-800 (ГПР II)
Пермский край
2.	Добрянский район	2015 год
Газопровод-отвод к энергоблоку № 12 Верхнетагильской ГРЭС ПГУ-420 (ГПР III)
Свердловская область
3.	Городской округ Верхний Тагил	2014 год
Газопровод-отвод к газораспределительной станции «Усть-Луга» от магистрального газопровода «Кохтла-Ярве — Ленинград» (ГПР IV)
Ленинградская область
4.	Кингисеппский район	2017 год
Строительство газораспределительной станции «Лаголово» и перемычки между магистральным газопроводом «Белоусово — Ленинград» и магистральным газопроводом «Кохтла-Ярве — Ленинград» (ГПР V)
Ленинградская область
5.	Гатчинский район, Ломоносовский район, Тосненский район	2015 год
(п. 5 в ред. распоряжения Правительства РФ от 15.05.2014 № 821-р) Газопровод-отвод к г. Харовску, Харовский район Вологодской области (ГПР VI)
Вологодская область
6.
Харовский район, Сокольский район	2014 год	Газопровод-отвод к г. Устюжне с отводом к дер. Дубровке, Бабаевский район, и дер. Даниловское, Устюженский район Вологодской области (ГПР VII)
Вологодская область
7.
Устюженский район, Бабаевский район	2014 год

---