Приложение. Программа комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры городского округа город Губкинский Ямало-Ненецкого автономного округа на период с 2023 до 2041 года

Приложение
к решению Думы
города Губкинского
от 6 декабря 2023 г. N 195

Программа
комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры городского округа город Губкинский Ямало-Ненецкого автономного округа на период с 2023 до 2041 года

Том 1. Программный документ

Раздел 1. Паспорт программы

Наименование Программы	Программа комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры городского округа город Губкинский на период с 2023 до 2041 года (далее - Программа)
Основания для разработки Программы	1. Градостроительный кодекс Российской Федерации. 2. Федеральный закон от 27.07.2010 N 190-ФЗ "О теплоснабжении". 3. Федеральный закон от 07.12.2011 N 416-ФЗ "О водоснабжении и водоотведении". 4. Федеральный закон от 26.03.2003 N 35 "Об электроэнергетике". 5. Федеральный закон от 31.03.1999 N 69-ФЗ "О газоснабжении в Российской Федерации". 6. Федеральный закон от 30.03.1999 N 52-ФЗ "О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения". 7. Федеральный закон от 10.01.2002 N 7-ФЗ "Об охране окружающей среды". 8. Федеральный закон от 23.11.2009 N 261-ФЗ "Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации". 9. Федеральный закон N 131-ФЗ от 06.10.2003 "Об общих принципах организации местного самоуправления в Российской Федерации". 10. Указ Президента РФ от 09.05.2017 N 203 "О Стратегии развития информационного общества в Российской Федерации на 2017 - 2030 годы". 11. Ведомственный проект Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации "Умный город" в составе национальной программы "Цифровая экономика". 12. Постановление Правительства Российской Федерации от 13.05.2013 N 406 "О государственном регулировании тарифов в сфере водоснабжения и водоотведения". 13. Постановление Правительства Российской Федерации от 29.07.2013 N 644 "Об утверждении правил холодного водоснабжения и водоотведения и о внесении изменений в некоторые акты правительства Российской Федерации". 14. Постановление Правительства Российской Федерации N 870 от 29.10.2010 "Об утверждении технического регламента о безопасности сетей газораспределения и газопотребления". 15. Приказ Министерства регионального развития Российской Федерации от 06.05.2011 N 204 "О разработке программ комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры муниципальных образований". 16. Постановление Правительства Российской Федерации от 14.06.2013 N 502 "Об утверждении требований к программам комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры поселений, городских округов". 17. Приказ Федерального агентства по строительству и жилищно-коммунальному хозяйству от 01.10.2013 N 359/ГС "Об утверждении методических рекомендаций по разработке программ комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры поселений, городских округов". 18. Постановление Правительства Российской Федерации от 22.02.2012 N 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения". 19. Постановление Правительства Российской Федерации от 05.09.2013 N 782 "О схемах водоснабжения и водоотведения". 20. Постановление Правительства Российской Федерации от 15.05.2010 N 340 "О порядке установления требований к программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности". 21. Постановление Правительства Российской Федерации от 13.03.2020 N 279 "Об информационном обеспечении градостроительной деятельности". 22. Иные документы, относящиеся к выполняемым работам.
Заказчик Программы	Администрация города Губкинского Юридический адрес: 629830, Ямало-Ненецкий автономный округ, город Губкинский, микрорайон 5, дом 38
Разработчик Программы	Общество с ограниченной ответственностью "Корпус" (ООО "Корпус"). Адрес: г. Новосибирск, Горский микрорайон, дом 1, офис 8, тел.: +7 (383) 351-66-00
Ответственный исполнитель Программы	Администрация города Губкинский
Соисполнители Программы	Администрация города Губкинский (по принадлежности); Предприятия и организации коммунального комплекса города Губкинский
Цели Программы	Обеспечение сбалансированного, перспективного развития систем коммунальной инфраструктуры в соответствии с потребностями в строительстве объектов капитального строительства и соответствующей установленным требованиям надежности, энергетической эффективности указанных систем, снижение негативного воздействия на окружающую среду и здоровье человека, повышение инвестиционной привлекательности коммунальной инфраструктуры, повышение качества поставляемых для потребителей товаров, оказываемых услуг в сферах электро -, газо-, тепло-, водоснабжения и водоотведения, а также услуг по утилизации и захоронению твердых коммунальных отходов городского округа город Губкинский.
Задачи Программы	- диагностика инженерных систем коммунальной инфраструктуры и определение перспектив их развития; - определение перспектив развития городского округа; - формирование годовых топливно-энергетических балансов городского округа; - определение базовых и перспективных показателей развития систем коммунальной инфраструктуры; - определение перспективных показателей спроса на коммунальные ресурсы; - привлечение и подбор инвестиций в проекты по развитию систем коммунальной инфраструктуры - прогноз расходов потребителей на коммунальные ресурсы; - обеспечение потребителей надёжными и качественными коммунальными услугами; - обеспечение технической и тарифной доступности коммунальных ресурсов для потребителей; - повышение эффективности функционирования систем коммунальной инфраструктуры; - внедрение энергоэффективных технологий и возобновляемых источников энергии в процессы производства, транспортировки и распределения коммунальных ресурсов; - обеспечение сбалансированности интересов поставщиков коммунальных услуг и потребителей.
Целевые показатели Программы	Электроснабжение - суммарная величина новых нагрузок за период реализации - 30,51 МВт; - потребление электрической энергии - 428,6 млн кВт*ч - уровень потерь электрической энергии - 8,6%. Теплоснабжение - величина новых нагрузок - 7,21 Гкал/ч; - доля ресурса, поставляемого с применением приборов учёта - 100%; - доля объёма тепловой энергии, расчёты за которую осуществляются с использованием приборов учёта - 100%; - количество инцидентов на тепловых сетях 0,75 ед/км.; - технологические потери тепловой энергии - 8,64%. Водоснабжение - величина новых нагрузок - 5,35 м3/сутки; - количество перерывов в подаче воды, зафиксированных в местах исполнения обязательств организаций, осуществляющих холодное водоснабжение, по подаче холодной воды, возникших в результате аварий, повреждений и иных технологических нарушений на объектах централизованной системы холодного водоснабжения, принадлежащих организациям, осуществляющим холодное водоснабжение - 0,37 ед./км; - удельный расход электрической энергии, потребляемой в технологическом процессе подготовки питьевой воды - 1,8 кВтч/м3; - удельный расход электрической энергии, потребляемой в технологическом процессе транспортировки питьевой воды - 1,8 кВтч/м3; - доля потерь воды в централизованных системах водоснабжения при транспортировке в общем объёме воды, поданной в водопроводную сеть - 13,77%. Водоотведение - величина новых нагрузок - 0,98 тыс. м3/сутки; - удельное количество аварий и засоров - 8,89 ед./км; - доля сточных вод, не подвергшихся очистке, в общем объёме сточных вод, сбрасываемых в централизованные общесплавные или бытовые системы водоотведения - 0%; - доля проб сточных вод, не соответствующих установленным нормативам допустимых сбросов, лимитам на сбросы, рассчитанная для централизованной общесплавной (бытовой) системы водоотведения - 24,6%; - удельный расходы электрической энергии, потребляемой в технологическом процессе очистки сточных вод - 0,856 кВтч/м.3; - удельный расходы электрической энергии, потребляемой в технологическом процессе транспортировки сточных вод - 0,244 кВтч/м.3. Газоснабжение - величина общего прироста потребления газа - 24,19 млн. м3; - доля объёма природного газа, расчёты за который осуществляются с использованием приборов учёта, в общем объёме природного газа, потребляемого на территории МО - 100%; - удельный вес газа в топливном балансе - 100%. Обращение с твёрдыми коммунальными отходами - прирост общего объёма отходов - 7241,98 тонн; - уровень централизованного транспортирования ТКО с территории МО многоэтажный жилой фонд - 100%; малоэтажный жилой фонд - 100%; - охват образования ТКО системой раздельного сбора - 50%.
Сроки и этапы реализации Программы	Сроки реализации Программы: 2023 - 2041 годы. Выполнение Программы осуществляется в один этап.
Объёмы и источники финансирования Программы	Общий объём финансирования Программы за 2023 - 2041 гг. составляет 10798,337 млн. руб. без НДС, в том числе по источникам финансирования: - Амортизационные отчисления - 1927,838 млн. руб. - Прибыль - 1964,712 млн. руб. - Плата за подключение - 372,112 млн. руб. - Федеральный бюджет - 0,000 млн. руб. - Бюджет ЯНАО - 609,117 млн. руб. - Местный бюджет - 1285,302 млн. руб. - Иные внебюджетные источники финансирования - 4639,245 млн. руб.
Ожидаемый результат реализации Программы	Развитие систем коммунальной инфраструктуры городского округа города Губкинский, обеспечивающее предоставление качественных коммунальных услуг в соответствии с экологическими требованиями при доступных для населения тарифах

Раздел 2. Характеристика существующего состояния систем коммунальной инфраструктуры

2.1. Краткий анализ существующего состояния системы теплоснабжения

В городском округе город Губкинский Ямало-Ненецкого автономного округа организовано централизованное теплоснабжение. Обеспечение услугами теплоснабжения и горячего водоснабжения жилищного фонда, бюджетных организаций, производственных и непроизводственных организаций городского округа город Губкинский осуществляет АО "Ямалкоммунэнерго:

- филиал АО "Ямалкоммунэнерго" на территории города;

- филиал АО "Ямалкоммунэнерго" в Пуровском районе "Тепло" на территории Пурпе и Пурпе-1.

В эксплуатации филиала АО "Ямалкоммунэнерго" в г. Губкинский находится 3 отопительных котельных и две производственно-отопительных котельных на территории Пурпе и Пурпе-1 - 7 котельных (в том числе 5 котельных в Пурпе, и 2 котельных в Пурпе-1).

На источниках теплоснабжения за ОЗП 2019 - 2023 гг. не было случаев аварийной остановки основного оборудования, которые приводили к ограничению и снижению качества необходимого количества отпускаемой тепловой энергии.

Предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации источника теплоснабжения и результаты их исполнения отсутствуют.

Источники тепловой энергии, работающие в вынужденном режиме, отсутствуют.

г. Губкинский

- Общеузловая котельная (промзона, панель N 5) предназначена для выработки тепловой энергии в виде насыщенного пара, используемого на нужды теплоснабжения систем отопления, вентиляции и в отопительный период, на нужды горячего водоснабжения ГО город Губкинский. Проектная установленная мощность котельной - 112 Гкал/ч. Температурный график отпуска тепловой энергии от котельной 105/70 °С;

- Городская котельная (промзона, панель N 3) вырабатывает тепловую энергию на нужды теплоснабжения систем отопления, вентиляции и, в летний период, на нужды горячего водоснабжения. Проектная установленная мощность котельной - 36 Гкал/ч. Температурный график отпуска тепловой энергии от котельной 95/70 °С;

- Котельная ДЕ-6,5 (промзона, панель N 0) предназначена для выработки тепловой энергии, в виде сетевой воды, для нужд теплоснабжения систем отопления и вентиляции. Температурный график отпуска тепловой энергии 95/70 С; проектная установленная мощность котельной - 32 Гкал/ч.;

- Тепловая энергия на нужды теплоснабжения Водоочистных (ВОС) и Канализационных очистных сооружений (КОС) вырабатывается на котельных ВОС и КОС Филиала АО "Ямалкоммунэнерго" в г. Губкинский.

территория Пурпе

- Котельная N 1 (ул. Молодежная, 10/б, здание котельной N 1) предназначена для выработки тепловой энергии на нужды теплоснабжения, проектная установленная мощность 14,4 Гкал/ч, температурный график 95/70°С;

- Котельная N 2 (ул. Векшина, д. 28, здание котельной N 2) вырабатывает тепловую энергию на нужды теплоснабжения систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения, проектная установленная мощность 23,35 Гкал/ч, температурный график - 95/70°С;

- Котельная N 4 (ул. Аэродромная, д. 27 Д, здание котельной N 4) предназначена для выработки тепловой энергии на нужды теплоснабжения, проектная установленная мощность 6,8 Гкал/ч, температурный график 95/70°С;

- Котельная N 5 (мкр. Солнечный, 21 "Б", корп 1, здание) вырабатывает тепловую энергию на нужды теплоснабжения систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения, проектная установленная мощность - 10,32 Гкал/час, температурный график отпуска тепловой энергии от котельной 95/70°С.

Котельная N 9 (Прирельсовая база, индийская котельная) вырабатывает тепловую энергию на нужды теплоснабжения систем отопления Прирельсовая база, проектная установленная мощность - 5,2 Гкал/ч, температурный график отпуска тепловой энергии от котельной 95/70°С.

территория Пурпе-1

- Котельная N 6 (ул. Молодежная, 10/б) вырабатывает тепловую энергию на нужды теплоснабжения систем отопления мкр. Молодежный территории Пурпе-1, проектная установленная мощность - 7,2 Гкал/час, температурный график отпуска тепловой энергии от котельной 95/70°С.

- Котельная N 8 (Котельная жилпоселка КС-02) вырабатывает тепловую энергию на нужды ГВС мкр. Славный территории Пурпе-1, проектная установленная мощность - 4,29 Гкал/ч.

- На территории Пурпе дополнительно тепловой энергией обеспечивает население Котельная Пурпейского ЛПУМГ "Газпром трансгаз Сургут". Котельная Пурпейского ЛПУМГ "Газпром трансгаз Сургут" является промышленной котельной и помимо отопления своих промышленных площадок обеспечивает тепловой энергией на отопление и вентиляцию населения Пурпе-1. Проектная установленная мощность котельной 21,93 Гкал/ч. Подключенная нагрузка на население - 10,6 Гкал/ч. В будущем планируется отказаться от покупки тепловой энергии от данной котельной за счет строительства новой котельной.

Структура балансов тепловой мощности по состоянию на 01.01.2023 года представлена в таблице N 1. Ограничения тепловой мощности основного оборудования источников тепловой энергии установлены по результатам проведения режимо-наладочных испытаний котлов.

Эксплуатационные характеристики оборудования котельных представлены в таблице N 1.

Таблица 1 - Структура балансов тепловой мощности

N п/п	Наименование котельной	Установленная мощность, Гкал/ч	Фактическая мощность, Гкал/ч	Затраты тепловой мощности на собственные нужды, Гкал/ч	Тепловая мощность нетто, Гкал/ч	Потери тепловой энергии при передаче по тепловым сетям, Гкал/ч	Присоединенная нагрузка, Гкал/ч	на отопление	на вентиляцию	на ГВС	на технологию	Расчетная тепловая нагрузка на коллекторах, Гкал/ч	Резерв (дефицит) тепловой мощности, Гкал/ч	Резерв (дефицит) тепловой мощности, %
1	Общеузловая котельная	112	100,8	1,39	99,41	11,385	77,36	73,52		3,84		88,745	10,7	10%
2	Городская котельная	36	34,3	0,27	34,03	3,658	24,48	24,48		0	0	28,138	5,9	16%
3	Котельная ДЕ-6,5	22,6	20,91	0,17	20,74	1,361	11,13	11,13		0	0	12,491	8,2	36%
4	Котельная КОС	3,2	3,2	0,04	3,16	0,070	1,03	1,03		0	0	1,100	2,1	64%
5	Котельная ВОС	3,2	3,2	0,04	3,16	0,037	1,12	1,12		0	0	1,157	2,0	63%
6	Котельная N 1	14,4	10,56	0,08	10,48	0,867	3,189	3,189				4,056	6,424	45%
7	Котельная N 2	23,35	18,8	0,09	18,71	1,266	12,324	11,308	0,248	0,768		13,590	5,12	22%
8	Котельная N 4	6,8	4,54	0,04	4,5	0,578	1,494	1,494				2,072	2,4	36%
9	Котельная N 5	10,32	10,32	0,1	10,22	0,795	4,484	3,976	0,258	0,25		5,279	4,94	48%
10	Котельная N 6	7,2	7,2	0,01	7,19	0,158	1,407	1,407				1,565	5,63	78%
11	Котельная N 8	4,29	4,29	0,032	4,26	0,243	1,128			1,128		1,371	2,89	67%
12	Котельная N 9	5,2	3,22	0,04	3,18	0,23	1,199	1,199				1,429	1,75	56%
13	Котельная Пурпейского ЛПУМГ "Газпром трансгаз Сургут"	21,93	21,93	0,16	21,77	1,512	10,6					12,112	9,65	44%

Таблица 2 - Сведения об установленном оборудования и технические параметры по состоянию на 01.01.2023 года

N п/п	Марка котла		Тип котла	Год ввода в эксплуатацию	Режим работы	Устная мощность, Гкал/ч		Фактическая мощность, Гкал/ч		КПД котла, %				Дата проведения последней наладки		Вид топлива
										паспортный		по результатам наладки				Основной		Резервный
1	Общеузловая котельная					112		100,8
	ДЕ-25-14ГМ		паровой	1988	сезонный	14		13,8		92,8		91,93		дек.2018		попутный нефтяной газ		нефть
	ДЕ-25-14ГМ		паровой	1988	сезонный	14		14,1		92,8		91,98		дек.2018		попутный нефтяной газ		нефть
	ДЕ-25-14ГМ		паровой	1988	сезонный	14		14,1		92,8		91,51		дек.2018		попутный нефтяной газ		нефть
	ДЕ-25-14ГМ		паровой	1988	сезонный	14		14,1		92,8		91,7		дек.2018		попутный нефтяной газ		нефть
	ДЕ-25-14ГМ		водогрейный	1995	сезонный	14		11,4		94,5		94,2		дек.2018		попутный нефтяной газ		нефть
	ДЕ-25-14ГМ		водогрейный	1995	сезонный	14		11,2		94,5		95,16		дек.2018		попутный нефтяной		нефть
	ДЕ-25-14ГМ		водогрейный	1990	сезонный	14		9,4		94,5		94,66		дек.2018		попутный нефтяной газ		нефть
	ДЕ-25-14ГМ		водогрейный	1990	сезонный	14		12,7		94,5		94,31		дек.2018		попутный нефтяной газ		нефть
2	Городская котельная					36		34,3
	ВКГМ-4		водогрейный	1986	сезонный	4		3,88		88		92,7		01.01.2019		попутный нефтяной газ		нефть
	ВКГМ-4		водогрейный	1986	сезонный	4		3,7		88		92,1		01.01.2019		попутный нефтяной газ		нефть
	ВКГМ-4		водогрейный	1986	сезонный	4		3,95		88		92,8		01.01.2019		попутный нефтяной газ		нефть
	ВКГМ-4		водогрейный	1986	сезонный	4		3,84		88		92,4		01.01.2019		попутный нефтяной газ		нефть
	ВКГМ-4		водогрейный	1986	сезонный	4		3,6		88		92,5		01.01.2019		попутный нефтяной газ		нефть
	ВКГМ-4		водогрейный	1990	сезонный	4		3,87		88		91,4		01.01.2019		попутный нефтяной газ		нефть
	ВКГМ-4		водогрейный	1990	сезонный	4		3,86		88		91,6		01.01.2019		попутный нефтяной газ		нефть
	ВКГМ-4		водогрейный	1990	сезонный	4		3,9		88		91,4		01.01.2019		попутный нефтяной газ		нефть
	ВКГМ-4		водогрейный	1990	сезонный	4		3,7		88		92,4		01.01.2019		попутный нефтяной газ		нефть
3	Котельная ДЕ-6,5					22,6		20,91
	ДЕ-6,5-14ГМ		водогрейный	2001	сезонный	4,3		4,94		91		94,96		01.02.2019		попутный нефтяной газ		нефть
	ДЕ-6,5-14ГМ		водогрейный	2001	сезонный	4,3		3,97		91		94,99		01.02.2019		попутный нефтяной газ		нефть
	КВЖ-8,12-115		водогрейный	2008	сезонный	7		5,06		94		91,74		01.02.2019		попутный нефтяной газ		нефть
	КВЖ-8,12-115		водогрейный	2008	сезонный	7		6,94		94		92,45		01.02.2019		попутный нефтяной газ		нефть
4	Котельная КОС					3,2		3,2
	ВК-21		водогрейный	1989	сезонный	1,6				90		85,71		01.02.2019		нефть		нефть
	ВК-21		водогрейный	1989	сезонный	1,6				90		87,9		01.02.2019		нефть		нефть
5	Котельная ВОС					3,2		3,2
	ВК-21		водогрейный	1989	сезонный	1,6				90		84,39		01.02.2019		нефть		нефть
	ВК-21		водогрейный	1989	сезонный	1,6				90		84		01.02.2019		нефть		нефть
6	Котельная N 1					14,4		10,56
	КВГМ-4-150 рег. N 1		водогрейный	1996	сезонный	4				90		94,2		04.04.2022		природ газ		диз. т.
	ВВД-1,8 рег. N 2		водогрейный	1994	пиковый	1,8				80		86,44		04.04.2022		природ газ
	ВВД-1,8 рег. N 3		водогрейный	1994	сезонный	1,8				80		86,13		04.04.2022		природ газ
	ВВД-1,8 рег. N 4		водогрейный	1994	сезонный	1,8				80		85,73		04.04.2022		природ газ
	ВВД-1,8 рег. N 5		водогрейный	1994	сезонный	1,8				80		84,87		04.04.2022		природ газ
	ВК-21 рег. N 6		водогрейный	1996	сезонный	1,6				86		88,36		04.04.2022		природ газ		диз. т.
	ВК-21 рег. N 7		водогрейный	1996	сезонный	1,6				86		89,86		04.04.2022		природ газ		диз. т.
7	Котельная N 2					23,35		18,8
	Ква-1,8 (ARCUS IGNIS G-1800)		водогрейный	2020	сезонный	1,55				92		90,04		09.12.2020		природ газ		диз. т.
	ВК-21 N 2 рег. N 9 (гвс)		водогрейный	1996	круглогодичный	1,6				86		89,19		11.04.2022		природ газ
	ВК-21 N 3 рег. N 10 (гвс)		водогрейный	1996	круглогодичный	1				80		87,37		11.04.2022		природ газ		диз. т.
	ВК-21 N 4 рег. N 11		водогрейный	1996	сезонный	1,6				86		90,62		11.04.2022		природ газ
	ВК-21 N 5 рег. N 12		водогрейный	1996	сезонный	1,6				86		89,13		11.04.2022		природ газ
	ВК-21 N 6 рег. N 13		водогрейный	1996	сезонный	1,6				86		89,14		11.04.2022		природ газ
	ВК-21 N 7 рег. N 14		водогрейный	1996	сезонный	1,6				86		90,38		11.04.2022		природ газ
	ВК-21 N 8 рег. N 15		водогрейный	1996	сезонный	1,6				86		90,44		11.04.2022		природ газ
	ВК-21 N 9 рег. N 16		водогрейный	1996	сезонный	1,6				86		90,69		13.04.2022		природ газ
	ВК-21 N 10 рег. N 17		водогрейный	1996	сезонный	1,6				86		90,8		13.04.2022		природ газ
	ВК-21 N 11 рег. N 18		водогрейный	1996	сезонный	1,6				86		88,75		13.04.2022		природ газ		диз. т.
	ВК-21 N 12 рег. N 19		водогрейный	1996	сезонный	1,6				86		86,56		13.04.2022		природ газ		диз. т.
	ВК-21 N 13 рег. N 20		водогрейный	1996	сезонный	1,6				86		88,26		13.04.2022		природ газ		диз. т.
	ВК-21 N 14 рег. N 21		водогрейный	1996	сезонный	1,6				86		88,69		13.04.2022		природ газ		диз. т.
	ВК-21 N 15 рег. N 22		водогрейный	1996	сезонный	1,6				86		87,27		13.04.2022		природ газ		диз. т.
8	Котельная N 4					6,8		4,54
	ВК-21 (КСВ-1,66) рег. N 27		водогрейный	1990	сезонный	1,6				80		88,73		20.04.2022		природ газ		диз. т.
	ВВД-1,8 рег. N 28		водогрейный	1999	сезонный	1,8				80		78,88		20.04.2022		природ газ
	ВВД-1,8 рег. N 29		водогрейный	1999	сезонный	1,8				86		86,28		20.04.2022		природ газ
	ВК-21 (КСВ-1,66) рег. N 30		водогрейный	1999	сезонный	1,6				86		87,93		20.04.2022		природ газ		диз. т.
9	Котельная N 5					10,32		10,32
	КВСА-2 рег. N 31		водогрейный	2006	сезонный	1,72				92		92,05		25.04.2022		природ газ		диз. т.
	КВСА-5 рег. N 32 (гвс)		водогрейный	2006	сезонный	4,3				92		92,35		25.04.2022		природ газ		диз. т.
	КВСА-5 рег. N 33		водогрейный	2006	сезонный	4,3				92		92,29		25.04.2022		природ газ		диз. т.
10	Котельная N 6					7,2		7,2
	КВЖ-1,8 (ВВД-1,8) N 34		водогрейный	2002	сезонный	1,8				80		86,24		19.04.2022		природ газ
	КВЖ-1,8 (ВВД-1,8) N 35		водогрейный	2002	сезонный	1,8				80		83,785		19.04.2022		природ газ
	КВЖ-1,8 (ВВД-1,8) N 36		водогрейный	2002	сезонный	1,8				80		82,515		19.04.2022		природ газ
	КВЖ-1,8 (ВВД-1,8) N 37		водогрейный	2002	сезонный	1,8				80		87,48		19.04.2022		природ газ
11	Котельная N 8					4,29		4,29
	Термотехник ТТ 100 1500 кВт		водогрейный	2018	круглогодичный	1,29				90,6		90,95		26.04.2022		природ газ
	CIMAC (Импак - 3) N 39 (гвс)		водогрейный	1992	круглогодичный	3						90,8		26.04.2022		природ газ
12	Котельная N 9					5,2		3,22
	HN-56 N 40		водогрейный	1984	сезонный	2,83						87,94		27.04.2022		природ газ		диз. т.
	HN-56 N 41		водогрейный	1984	сезонный	2,37						89,55		27.04.2022		природ газ		диз. т.
13	Котельная Пурпейского ЛПУМГ "Газпром трансгаз Сургут"
	Термотехник ТТ-100	водогрейный		2008	сезонный		4,3		4,3		93		92,93		2021		природ газ
	Термотехник ТТ-100	водогрейный		2008	сезонный		2,58		2,58		91		90,51		2021		природ газ
	Термотехник ТТ-100	водогрейный		2008	сезонный		2,58		2,58		91		90,23		2021		природ газ
	Термотехник ТТ-100	водогрейный		2008	сезонный		2,58		2,58		91		89,69		2021		природ газ
	Термотехник ТТ-100	водогрейный		2008	сезонный		2,58		2,58		91		89,72		2021		природ газ
	КВ-Г-2,5	водогрейный		2009	сезонный		2,15		2,15		92		91,18		2021		природ газ
	КВ-Г-2,5	водогрейный		2009	сезонный		2,15		2,15		92		91,32		2021		природ газ
	VAPOR TTKV-3	водогрейный		1997	сезонный		3,01		3,01		92		91,43		2021		природ газ

На конец 2022 г. протяженность тепловых сетей от котельных, расположенных на территории города в 2-х трубном исчислении составляет 110 478,9 м (в том числе сети ГВС - 46 702,91 м).

Тепловые сети города имеют кольцевой характер от Общеузловой, Городской и котельной ДЕ-6,5, что повышает надежность теплоснабжения. Тепловые сети котельной ДЕ-6,5 имеют перемычку с тепловыми сетям Общеузловой котельной (211 м) и с тепловыми сетями Городской котельной (200 м). Также есть перемычка, связывающая тепловые сети Общеузловой котельной и Городской котельной. В нормальном режиме все котельные работают изолированно, в нештатных ситуациях возможно взаимное резервирование через имеющиеся связи.

Тепловые сети от Общеузловой котельной и Городской котельной выполнены в четырехтрубном исполнении: подающий и обратный трубопроводы отопления, а также подающий и обратные трубопроводы ГВС. От котельной ДЕ-6,5 сети проложены в двухтрубном исполнении.

В имущественном комплексе находятся трубопроводы мм, надземная прокладка - 58,237 км, подземная - 52,241 км (в двухтрубном исчислении), со сроком эксплуатации до 10 лет - 12, 806 км, с 10 до 15 лет - 9,309 км, с 15 до 20 лет - 5,558 км, более 20 лет - 82,163 км.

Система теплоснабжения г. Губкинский закрытая, выполнена подземной и надземной прокладкой.

На территории Пурпе общая протяженность тепловых сетей составляет 53,370 км, из них 15,233 км сети горячего водоснабжения. Система теплоснабжения с качественным регулированием, промежуточные насосные станции и центральные тепловые пункты отсутствуют.

Схема тепловых сетей от котельных NN 2, 5 и 8 - четырехтрубная, тупиковая, с отдельными сетями горячего водоснабжения, от котельных NN 1, 4, 6, 9 - двухтрубная. В имущественном комплексе имеются трубопроводы мм, надземная прокладка - 26, 315 км, подземная - 27,055 км. (в двухтрубном исчислении), со сроком эксплуатации до 10 лет - 3,33 км, с 10 до 15 лет - 2,081 км, с 15 до 20 лет - 4,882 км, более 20 лет - 45,218 км.

Таблица 3 - Характеристика тепловых сетей города, сгруппированная по диаметрам по состоянию на 01.01.2023 года

		общая протяженность (м)	до 50	свыше 50 до 100	свыше 100 до 150	свыше 150 до 200	свыше 200 до 250	свыше 250 до 300	свыше 300 до 400	свыше 400 до 500	свыше 500 до 600	свыше 700 до 800
1	магистральные сети	31 626,35	5 942	1 100,05	2 622,2	2 774,85	4 072,25	6 526,85	1 446,95	743,3	0	1 397,9
1.1.	надземная прокладка
1.1.1	на отдельно стоящих опорах - всего, в т.ч. по срокам эксплуатации	17221,65	5132	884,4	757,95	1214,9	1590,1	3562,8	671,4	2860,6		547,5
	до 10-ти лет	168,5										168,5
	до 15-ти лет	0
	до 20-ти лет	620,0					310	310
	свыше 20 лет	16433,15	5132	884,4	757,95	1214,9	1280,1	3252,8	671,4	2860,6		379
1.1.2	из общей протяженности ветхие (подлежат замене)	379,0										379
1.2.	подземная прокладка
1.2.1	бесканальная - всего, в т.ч. по срокам эксплуатации	14404,7	810	215,65	1864,25	1559,95	2482,15	2964,05	775,55	2882,7		850,4
	до 10-ти лет	3348		215,65	434,65	506,35	754,15	991,4		445,8
	до 15-ти лет	0
	до 20-ти лет	950					419,35	55,65				475
	свыше 20 лет	10106,7	810		1429,6	1053,6	1308,65	1917	775,55	2436,9		375,4
1.2.2	из общей протяженности ветхие (подлежат замене)	7813,85			752,7	745,7	871,45	2084,7	965,1	2394,2
2	распределительные сети	78852,55	24356,57	31860,63	14248	5438,75	1645	1202,9	100,7	0	0	0
2.1.	надземная прокладка
2.1.1	на отдельно стоящих опорах - всего, в т.ч. по срокам эксплуатации	41015,78	15749,43	16565,85	5518,85	1749,35	506,3	926
	до 10-ти лет	800,8	350,95	348,85	25,25	25,25		50,5
	до 15-ти лет	2408,6	662,35	1058,3	589,25	98,7
	до 20-ти лет	1146,4	289,25	388,85	136,1	332,2
	свыше 20 лет	36659,98	14446,88	14769,85	4768,25	1293,2	506,3	875,5
2.1.2	из общей протяженности ветхие (подлежат замене)	6415,6	847,25	3636,5	858,6	1073,25
2.2.	подземная прокладка
2.2.1	бесканальная - всего, в т.ч. по срокам эксплуатации	37836,77	8607,14	15294,78	8729,15	3689,4	1138,7	276,9	100,7	0	0	0
	до 10-ти лет	8488,8	1704,4	3293,45	2300,4	737,05	453,5
	до 15-ти лет	7542,97	678,64	2708,58	2094,4	1359,05	358,7	242,9	100,7
	до 20-ти лет	2841,4	728,75	1478,15	489,5	145
	свыше 20 лет	18963,6	5495,35	7814,6	3844,85	1448,3	326,5	34
2.2.2	из общей протяженности ветхие (подлежат замене)	8776,56	1591,44	4352,97	1924,35	692,8	215
3	ИТОГО город, в том числе:	110478,9	30298,57	32960,68	16870,2	8213,6	5717,25	4488,8	1547,65	5743,3	0	1397,9
3.1.	надземная прокладка	58237,43	20881,43	17450,25	6276,8	2964,25	2096,4	4488,8	671,4	2860,6	0	547,5
3.2.	подземная прокладка	52241,47	9417,14	15510,43	10593,4	5249,35	3620,85		876,25	2882,7	0	850,4
	в том числе:
	до 10-ти лет	12 806,1	2 055,35	3 857,95	2 760,3	1 268,65	1 207,65	1 041,9	0	445,8	0	168,5
	до 15-ти лет	9 951,57	1 340,99	3 766,88	2 683,65	1 457,75	358,7	242,9	100,7	0	0	0
	до 20-ти лет	5 557,8	1 018	1 867	625,6	477,2	729,35	365,65	0	0	0	475
	свыше 20 лет	82 163,43	2 5884,23	23 468,85	10 800,65	5010	3 421,55	6 079,3	1 446,95	5 297,5	0	754,4
	из общей протяженности ветхие (подлежат замене)	23 383,96	2 438,7	7 988,5	3 535,7	2 511,8	1086,45	2084,7	965,1	2394,2	0	379,0

Таблица 4 - Характеристика тепловых сетей Пурпе и Пурпе-1, сгруппированная по диаметрам

		общая протяженность (км)	до 50	свыше 50 до 100	свыше 100 до 150	свыше 150 до 200	свыше 200 до 250	свыше 250 до 300	свыше 300 до 400	свыше 400 до 500
1	магистральные сети	8,635	0	0	0	4,902	1,176	2,557	0	0
1.1.	надземная прокладка
1.1.1	на отдельно стоящих опорах - всего, в том числе по срокам эксплуатации	3,386	0	0	0	1,094	0,966	1,326	0	0
	до 10-ти лет	0,203						0,203
	до 15-ти лет	0
	до 20-ти лет	0,9				0,901
	свыше 20 лет	2,282				0,193	0,966	1,123
1.1.2	из общей протяженности ветхие (подлежат замене)	0,29				0,29
1.2.	подземная прокладка
1.2.1	бесканальная - всего, в том числе по срокам эксплуатации	3,466	0	0	0	2,025	0,21	1,231	0	0
	до 10-ти лет	0
	до 15-ти лет	0
	до 20-ти лет	1,231						1,231
	свыше 20 лет	2,235				2,025	0,21
1.2.2	из общей протяженности ветхие (подлежат замене)	0
1.2.3	в непроходных каналах - всего, в том числе по срокам эксплуатации	1,783	0	0	0	1,783	0	0	0	0
	до 10-ти лет	0
	до 15-ти лет	0
	до 20-ти лет	1,51				1,51
	свыше 20 лет	0,273				0,273
1.2.4	из общей протяженности ветхие (подлежат замене)	0,591				0,591
2	распределительные сети	44,735	14,229	22,572	7,934	0	0	0	0	0
2.1.	надземная прокладка
2.1.1	на отдельно стоящих опорах - всего, в том числе по срокам эксплуатации	22,929	6,079	11,15	5,7	0	0	0	0	0
	до 10-ти лет	0,275		0,275
	до 15-ти лет	0
	до 20-ти лет	1,18	1,18
	свыше 20 лет	21,474	4,899	10,875	5,7
2.1.2	из общей протяженности ветхие (подлежат замене)	3,537	0,554	2,774	0,209
2.2.	подземная прокладка
2.2.1	бесканальная - всего, в том числе по срокам эксплуатации	18,438	6,943	9,532	1,963	0	0	0	0	0
	до 10-ти лет	2,186	1,304	0,882
	до 15-ти лет	0
	до 20-ти лет	0
	свыше 20 лет	16,252	5,639	8,65	1,963
2.2.2	из общей протяженности ветхие (подлежат замене)	3,905	1,124	2,205	0,576
2.2.3	в непроходных каналах - всего, в том числе по срокам эксплуатации	3,368	1,207	1,89	0,271	0	0	0	0	0
	до 10-ти лет	0,666	0,183	0,483
	до 15-ти лет	0
	до 20-ти лет	0
	свыше 20 лет	2,702	1,024	1,407	0,271
2.2.4	из общей протяженности ветхие (подлежат замене)	0
3	ИТОГО Пурпе, Пурпе-1	53,37	14,229	22,572	7,934	4,902	1,176	2,557	0	0
3.1.	надземная прокладка	26,315	6,079	11,15	5,7	1,094	0,966	1,326	0	0
3.2.	подземная прокладка	27,055	8,15	11,422	2,234	3,808	0,21	1,231	0	0
	в том числе:
	до 10-ти лет	3,330	1,487	1,64	0	0	0	0,203	0	0
	до 15-ти лет	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	до 20-ти лет	4,822	1,180	0	0	2,411	0	1,231	0	0
	свыше 20 лет	45,218	11,562	22,932	7,934	2,491	1,176	1,123	0	0
3.2.2	из общей протяженности ветхие (подлежат замене)	6,645		4,979	0,785	0,881	0	0	0	0

Все источники тепловой энергии, расположенные на территории ГО город Губкинский имеют достаточный резерв для обеспечения необходимой величиной тепловой энергии подключенных абонентов. В Пурпе есть источники с избыточной установленной мощностью, резерв которых составляет около и более 50%.

Расширение технологических зон действия источников с резервами тепловой мощности нетто в зоны действия с дефицитом тепловой мощности не требуется. Полученные резервы свидетельствует о наличии возможности расширения технологических зон действия котельных и возможности присоединения новых потребителей.

К снижению качества теплоснабжения можно отнести бесконтрольные самовольные изменения внутренних систем теплопотребления потребителей. Это приводит уменьшению расхода теплоносителя (ниже расчетного) и, как следствие, недополученное количество тепловой энергии.

К существующим проблемам организации качественного теплоснабжения Городского округа город Губкинский относятся:

- низкая эффективность существующей системы подачи горячей воды потребителям (приготовление осуществляется на Общеузловой котельной, далее горячая вода по отдельным сетям транспортируется к потребителям. Данная схема имеет существенный недостаток - дополнительные тепловые потери в сетях ВГВС.

- на территории Пурпе есть источники с избыточной установленной мощностью, резерв которых составляет около и более 50%. отсутствие системы комплексного мониторинга и диагностики состояния трубопроводов системы теплоснабжения;

- отсутствие автоматической централизованной системы диспетчеризации;

- теплотрассы с существующим типом изоляции не обеспечивают надежное и экономичное теплоснабжение потребителей, вследствие большой частоты повреждений труб из-за наружной коррозии и значительных потерь тепла через изоляцию из-за ее увлажнения и разрушения;

- физический средневзвешенный износ тепловых сетей составляет по городу - 69,6%, по Пурпе и Пурпе-1 - 43,23%

Снижение надежности теплоснабжения обусловлена техническим состоянием трубопроводов и износом оборудования котельных, сильное увлажнение изоляции тепловых сетей, что влияет на увеличение частоты повреждений трубопроводов из-за наружной коррозии и потерь тепла через изоляцию.

К существующим проблемам развития систем теплоснабжения ГО город Губкинский относятся:

- суровые климатические условия, предъявляющие повышенные требования к надежности системы теплоснабжения;

- высокая себестоимость производства и передачи тепловой энергии;

- уровень установленных тарифов для потребителей не покрывает общей величины фактических затрат;

- высокий износ оборудования.

К существующим проблемам надежного и эффективного снабжения топливом действующих систем теплоснабжения ГО город Губкинский относятся недостаточный уровень обеспеченности Городской котельной, котельных КОС и ВОС емкостями для хранения жидкого топлива (объем имеющихся резервуаров для хранения жидкого топлива меньше, чем необходимый объем неснижаемого нормативного запаса топлива).

Пути решения.

1. По объектам теплоснабжения:

г. Губкинский

- реконструкция Общеузловой котельной, в том числе ПИР;

- реконструкция Общеузловой котельной с увеличением установленной мощности установкой двух пиковых водогрейных котлов КВГМ-20;

- ликвидационный тампонаж четырех водозаборных скважин на территории Общеузловой котельной;

- реконструкция УТ-4 с устройством павильона для задвижек и средств измерений;

- строительство ЦТП ГВС суммарной мощностью 6,67 Гкал/ч;

- реконструкция Городской котельной, установленной мощностью 36 Гкал/ч, с возможностью расширения до 51 Гкал/ч в г. Губкинский, ЯНАО, в том числе корректировка проекта;

- Строительство ЦТП ГВС суммарной мощностью 6,35 Гкал/ч;

- реконструкция котельной ДЕ-6,5, в том числе разработка ПИР (с увеличением установленной мощности 32 Гкал/ч);

- техническое перевооружение котельной ДЕ-6,5 с целью выработки и отпуска тепловой энергии на нужды ГВС для обеспечения потребителей мкр. 15, 17, 18;

- реконструкция котельных ВОС и КОС с переводом на газообразное топливо, в том числе ПИР;

- реконструкция ЦТП-1, ЦТП-6, ЦТП-7, ЦТП-11, ЦТП-14, ЦТП-9/1, ЦТП-9/2.

тер. Пурпе

- реконструкция котельной N 1 с последующим объединением нагрузок котельной N 9 и выводом последней из эксплуатации;

- модернизация котельной без увеличения мощности путем замены старого оборудования на новое;

- строительство повысительной насосной станции на месте котельной N 4, консервация котельной N 4;

- реконструкция котельной N 4 с последующим объединением нагрузок котельной N 5 и выводом первой из эксплуатации;

- консервация котельной N 9.

тер. Пурпе-1

- вывод из эксплуатации котельных N 6 и N 8;

- строительство новой котельной мощностью 17,5 МВт.

2. По тепловым сетям:

- строительство сетей с целью подключения новых потребителей;

- увеличение пропускной способности существующих тепловых сетей в целях подключения потребителей (увеличение диаметров);

- демонтаж существующих объектов системы централизованного теплоснабжения;

- реконструкция или модернизация существующих объектов системы централизованного теплоснабжения в целях снижения уровня износа.

2.2. Краткий анализ существующего состояния системы водоснабжения

Централизованная система водоснабжения в пределах городского округа г. Губкинский делится на следующие эксплуатационные зоны:

- территория города - филиал АО "Ямалкоммунэнерго" в г. Губкинский;

- территория Пурпе и Пурпе-1 - филиал АО "Ямалкоммунэнерго" в Пуровском районе "Тепло".

Водоснабжение ГО г. Губкинский осуществляется из 5 подземных водозаборов, в том числе город - 1 водозабор, территория Пурпе и Пурпе-1 - по 2 водозабора соответственно. Водозабор в мкр. Молодежный на Пурпе-1 работает для поднятия технической воды и не используется населением.

Структурные схемы холодного водоснабжения ГО г. Губкинский представлены на рисунке N 1.

Рисунок 1 - Структурная схема водоснабжения городского округа город Губкинский

В состав системы холодного водоснабжения ГО г. Губкинский входят 5 насосных станций, из них 2 на водоочистных сооружениях Пурпе, 2 в составе каждой из очередей водоочистных сооружений г. Губкинский и 1 повысительная станция на территории микрорайона N 9.

Общая протяженность сетей холодного водоснабжения составляет 126675,61 м (г. Губкинский - 83919,61 м, территория Пурпе - 42756,0 м). Годы ввода в эксплуатацию трубопроводов 1988 - 2012 гг.

Водопровод на территории г. Губкинский закольцованный, выполнен из стальных труб диаметрами до 700 мм. На территории Пурпе и Пурпе-1 водовод тупиковый, выполнен из стальных труб диаметрами до 200 мм.

Водоснабжение территории г. Губкинского осуществляется от водозабора, расположенного на территории Панель 23 промышленной зоны города. В состав водозаборного узла входят 12 артезианских скважин, из них 2 скважины используются в качестве наблюдательных.

Вода, поднятая из артезианских скважин, поступает на водоочистные сооружения, где происходит очистка воды до нормативных значений. Водоочистные сооружения состоят из 2 очередей. Производительность 1 очереди составляет 5000 м3/сут, 2 очереди - 10500 м3/сут. Очищенная вода поступает в резервуары чистой воды (V=5000 м3, V=3000 м3, V=1000 м3), откуда насосами II-го подъема подается в сеть города.

Питьевая вода поступает в городскую сеть по двум независимым водоводам, которые взаимно резервируют друг друга. Каждый водовод имеет запас пропускной способности на случай вывода другого из эксплуатации для проведения ремонтных работ. Так же, для потребителей в многоэтажных домах микрорайона N 9, необходимый напор создается повысительной насосной станцией третьего подъема, расположенной на территории микрорайона N 9.

Централизованное горячее водоснабжение в г. Губкинском представлено закрытой системой в двухтрубном исполнении.

Подготовка горячей воды для нужд ГВС в централизованной системе осуществляется либо непосредственно в Общеузловой котельной через теплообменное оборудование, либо в Городской котельной.

Приготовление горячей воды на ГВС в отопительном периоде осуществляется только от Общеузловой котельной, а в межотопительный период все сети ГВС работают от Городской котельной. Общеузловая котельная в межотопительный период не работает.

Центральные тепловые пункты используются для поддержания гидравлического режима в сетях ГВС.

Подъём воды на территории Пурпе и Пурпе-1 осуществляется из 4-х подземных водозаборов по 12 скважинам (6+6). Дебит скважин составляет 4,65 тыс. м3/сут. Подготовка воды осуществляется на 4-х станциях очистки питьевой воды (ВОС-2400, ВОС-400, ВОС-1400, ХВО-1,2), ВОС-1000. Транспортировка подготовленной воды до потребителей осуществляется по трем водопроводам общей протяженностью 42,756 км.

Центральное горячее водоснабжение территории Пурпе и Пурпе-1 представлено закрытой системой в двухтрубном исполнении. Подготовка горячей воды осуществляется на котельных N 2, 4, 8.

Границы эксплуатационных зон водоснабжения АО "Ямалкоммунэнерго" представлены на рисунках 2, 3.

Рисунок 2 - Границы эксплуатационной зоны водоснабжения АО "Ямалкоммунэнерго"

Рисунок 3 - Границы эксплуатационной зоны водоснабжения филиал АО "Ямалкоммунэнерго" в Пуровском районе "Тепло"

В состав централизованной системы холодного водоснабжения ГО г. Губкинский входят следующие объекты:

1) 5 подземных водозаборов (в том числе Губкинский - 1 ед., Пурпе-2 ед., Пурпе-1 - 2 ед.), в состав которого входит 24 артезианских скважин (в том числе Губкинский - 12 ед., Пурпе-6 ед., Пурпе-1 - 6 ед.), 2 из которых наблюдательные (Губкинский - 2 ед.);

2) Комплекс водоочистных сооружений, состоящий на территории Губкинского - из 2-х очередей, в т.ч. резервуары чистой воды общим объёмом 9000 м3; на территории Пурпе и Пурпе-1 - из 3-х станций очистки воды.

3) Насосные станция II-го подъёма Губкинский - ВОС 1-ой и ВОС 2-ой очередей;

4) Насосная станция II-го подъёма Пурпе - 1 ед.;

5) Повысительная насосная станция - 1 шт.;

6) Водоводы и распределительные сети протяженностью 126675,61 м, в том числе Губкинский - 83919,61 м, территория Пурпе - 42756,0 м

Таблица 5 - Краткие характеристики объектов централизованной системы водоснабжения ГО г. Губкинский

N	Наименование объекта, оборудования	Ед. изм.	Кол-во	Производительность (м3/сут), объем (м3)	Год ввода в эксплуатацию	Износ, %
Губкинский
1	Водозабор подземный: артезианские скважины, в т.ч.:	шт.	12	15 500	1988 - 2019 гг.	78,1%
	Наблюдательные (N 13н, 25н)	шт.	2
2	Водоочистные сооружения, в т.ч.:	шт.	1	15 500		87,3%
	1 очередь			5 000	1990
	2 очередь			10 500	2007
3	Резервуары чистой воды, в т.ч.:	шт.	3	9 000		Входит в п. 2
	РЧВ			1 000	2022
	РЧВ			3 000	1990
	РЧВ			5 000	1996
4	Водопроводная насосная станция II-го подъёма ВОС (новая)	шт.	1	57 600	2020	16,9
5	Водопроводная насосная станция II-го подъема ВОС 1-й очереди (резерв)	шт.	1	28 800	1990	Входит в п. 2
6	Водопроводная насосная станция II-го подъема ВОС 2-й очереди (резерв)	шт.	1	15 120	2007	Входит в п. 2
7	Повысительная насосная станция мкр. 9	шт.	1	7 200	1992	100%
8	Сети холодного водоснабжения	км	83,92	-	1988 - 2012 гг.	56,0%
Пурпе и Пурпе-1
1	Водозабор подземный N 4 (МПС): скважины	шт.	4	2,76	1985 - 1988	55%
2	Водозабор подземный N 8 (ГПЗ): скважины	шт.	2	0,984	1984	50%
3	Водозабор подземный N 6 (Пурпе-1): скважины	шт.	4	1,752	1988	55%
4	Водозабор скважинный подземный (Пурпе-1)	шт.	2	1,2	1989	55%
5	ВОС-400	шт.	1	400	1989
6	ВОС (ХВО N 1,2)	шт.		1 440
7	ВОС-2400 (станция обезжелезивания)	шт.	1	2400	2001	40%
8	Резервуары чистой воды	шт.	15	2,335		Входит в п. 5 - 7
9	Насосная станция II-го подъёма	шт.	1	1560	1989	47%
10	Сети холодного водоснабжения	км	42,76	-	1988 - 2012 гг.	50,0%

Организация хозяйственно-питьевого водоснабжения г. Губкинский и тер. Пурпе осуществляется из подземного источника водоснабжения. Водные ресурсы представлены значительным запасом подземных вод Атлымского водоносного горизонта.

Городской водозабор г. Губкинский находится в пределах надпойменной трассы левобережья р. Пяко-Пур в 3,5 км к юго-западу от города. Год ввода водозабора в эксплуатацию 1988 - 1997 гг.

Территория водозабора огорожена по периметру, обозначена предупредительными табличками, ведётся круглосуточное видеонаблюдение. Зоны санитарной охраны соблюдены.

Водозаборные сооружения расположены в непосредственной близости от станции водоподготовки и состоят из 2-х очередей.

Водозабор линейный, двухрядный, каждая скважина имеет паспорт, в котором отражена методика, виды и объемы проведенных работ, конструктивные особенности скважин. Санитарно-техническое состояние скважин удовлетворительное.

Глубины скважин изменяются от 118 до 205 м, длина рабочей части фильтров составляет 21 - 40 м при глубине установки 82-156 м. Фильтры проволочные на стержневом каркасе с гравийной обсыпкой и сетчатые на каркасе перфорированных труб установлены впотай. Диаметры фильтра и фильтровой колонны 168 и 219 мм; обсадной колонны 324 и 325 мм; кондуктора 426 и 530 мм.

Водоотбор производится погружными насосами: в скважине N 31 насос TWI 8/80-06-C-SD, в остальных типа: ЭЦВ 10-65-110, ЭЦВ 8-40-60 и ЭЦВ 6-16-110 установленными в преобладающем большинстве случаев, на глубине 60-80 м. Наземные части всех скважин водозабора находятся в утепленных блок-боксах, обеспеченных электроосвещением. Блок-боксы запираются навесными замками для предотвращения доступа в них посторонних лиц. Устья эксплуатационных скважин оборудованы запорной арматурой и датчиками расхода.

Разрешенный суточный объём забора воды согласно лицензии, на пользование недрами СЛХ 02389 ВЭ п. 2.2 составляет 15,0 тыс. м3/сут. Дебиты скважин колеблются от 1166 м3/сут. до 1250 м3/сут. при понижениях 6,1-48,1 м (лицензия СЛХ 02389 ВЭ п. 2.5).

В Пурпе забор воды ведется из скважин глубиной 90-152 метра, и из скважин глубиной 150-280 м в Пурпе-1, погружными насосами марки ЭЦВ 6 и ЭЦВ 8.

Из артезианских скважин вода поступает с помощью погружных насосов по трубам на станцию водоочистки (водоподготовки), откуда, после очистки, транспортируется до конечного потребителя или в некоторых случаях, сразу без очистки - до потребителей.

Допустимый среднегодовой водоотбор в лицензии СЛХ N 02471 ВЭ от 02.06.2016 г. до 01.12.2032 г. составляет 2,72 тыс. м3/сут.

Таблица 6 - Техническая характеристика артезианских скважин г. Губкинский по состоянию на 2022 г.

N скважины по паспорту	Техническое состояние скважины		Дата начала эксплуатации (окончание бурения)	Глубина скважины	Дата последнего капитального ремонта	Вид ремонта	Интервал установки фильтра, м	Водоподъемное оборудование	Производительность насоса, м3/ч	Глубина установки насоса	Дебит скважины (средний), м3/ч	Оборудования КИП			Герметизация приустьевого пространства	Санитарно-эпидемиологические заключения	Оценка состояния		Физический износ, %
												Водоизмерительная аппаратура (тип, марка, зав. N)	Дата установки (поверки) счетчика	Манометр (наличие)
1	работает	артезианская скважина	31.08.1988	205	-	-	165-200	-	-	-	44	Взлет УРСВ-510Ц	2016	есть	есть	18.06.2018 3916	удовлетворительное, срок эксплуатации выше нормативного	Г	80
		насосное оборудование			20.04.2018	замена водоподъемного оборудования		ЭЦВ 10-65-110	65	60							удовлетворительное	Б	40
2	работает	артезианская скважина	25.10.2003	201	25.10.2003	капитальный ремонт	163-197	-	-	-	41	Взлет УРСВ-510Ц	2016	есть	есть	18.06.2018 3917	удовлетворительное, срок эксплуатации выше нормативного	Г	80
		насосное оборудование			01.02.2018	замена водоподъемного оборудования		ЭЦВ 10-65-110	65	60							удовлетворительное	Б	40
3	работает	артезианская скважина	17.08.1988	160	-	-	123-152	-	-	-	34	Взлет УРСВ-510Ц	2016	есть	есть	18.06.2018 3918	удовлетворительное, срок эксплуатации выше нормативного	Г	80
		насосное оборудование			15.04.2017	замена водоподъемного оборудования		ЭЦВ 10-65-110	65	70							удовлетворительное	Б	40
4	работает	артезианская скважина	20.07.1988	162	-	-	125-152	-	-	-	48	Взлет УРСВ-510Ц	2016	есть	есть	18.06.2018 3919	удовлетворительное, срок эксплуатации выше нормативного	Г	80
		насосное оборудование			16.04.2018	замена водоподъемного оборудования		ЭЦВ 10-65-110	65	70							удовлетворительное	Б	40
5	работает	артезианская скважина	30.11.1988	152	-	-	120-150	-	-	-	33	Взлет УРСВ-510Ц	2016	есть	есть	18.06.2018 3920	удовлетворительное, срок эксплуатации выше нормативного	Г	80
		насосное оборудование			29.09.2016	замена водоподъемного оборудования		ЭЦВ 10-65-110	65	70							удовлетворительное	Б	40
6	работает	артезианская скважина	15.08.1988	160	-	-	125-154	-	-	-	45	Взлет УРСВ-510Ц	2016	есть	есть	18.06.2018 3921	удовлетворительное, срок эксплуатации выше нормативного	Г	80
		насосное оборудование			25.01.2017	замена водоподъемного оборудования		ЭЦВ 10-65-110	65	70							удовлетворительное	Б	40
7	работает	артезианская скважина	30.06.1988	152	-	-	120-150	-	-	-	44	Взлет УРСВ-510Ц	2016	есть	есть	18.06.2018 3922	удовлетворительное, срок эксплуатации выше нормативного	Г	80
		насосное оборудование			23.08.2017	замена водоподъемного оборудования		ЭЦВ 10-65-110	65	70							удовлетворительное	Б	40
8	работает	артезианская скважина	12.09.2003	203	25.10.2003	капитальный ремонт	167-198	-	-	-	34	Взлет УРСВ-510Ц	2016	есть	есть	18.06.2018 3923	удовлетворительное, срок эксплуатации выше нормативного	Г	80
		насосное оборудование			10.02.2011	замена водоподъемного оборудования		ЭЦВ 10-65-110	65	60							удовлетворительное	В	60
11	работает	артезианская скважина	29.04.1997	152	-	-	98-148	-	-	-	38	Взлет УРСВ-510Ц	2016	есть	есть	18.06.2018 3924	удовлетворительное, срок эксплуатации выше нормативного	Г	80
		насосное оборудование			02.04.2018	замена водоподъемного оборудования		ЭЦВ 8-40-60	40	60							удовлетворительное	Б	40
31	работает	артезианская скважина	05.08.2019	125	-	-	77-124	-	-	-	60	н/д	2019	есть	есть	н/д	Хорошее	А	15
		насосное оборудование			-	-		TWI 8/80-06-C-SD	8							н/д	Хорошее	А	15
13н	наблюд.		30.09.1989	120	наблюд.	-	110-114	-	-	-	-	-	-	-	-	08.02.1994	-	-	-
25н	наблюд.		19.09.1994	120	наблюд.	-	90-114	-	-	-	-	-	-	-	есть	-	-	-	-
Итого:																			96%

Таблица 7 - Техническая характеристика артезианских скважин тер. Пурпе и Пурпе-1 по состоянию на 2022 г.

N скважины по паспорту	Техническое состояние		Дата начала эксплуатации (окончание бурения)	Глубина скважины	Дата последнего капитального ремонта	Вид ремонта	Водоподъемное оборудование	Производительность насоса, м3/ч	Глубина установки насоса	Дебит скважины (средний), м3/ч	Оборудования КИП			Герметизация приустьевого пространства	Санитарно-эпидемиологические заключения	Оценка состояния		Физический износ, %
	скважины										Водоизмерительная аппаратура (тип, марка, зав. N)	Дата установки (поверки) счетчика	Манометр (наличие)
Водозабор N 4 (МПС) Пурпе
1	работает	артезианская скважина	1985	147	-	-	-	-	-	23	н/д	н/д	есть	есть	н/д	Удовлетворительное	В	55
		насосное оборудование			2021	замена водоподъемного оборудования	ЭЦВ 8-40-120	40							н/д	Удовлетворительное	В	57
2	работает	артезианская скважина	1985	130	-	-	-	-	-	15	н/д	н/д	есть	есть	н/д	Удовлетворительное	В	58
		насосное оборудование			2021	замена водоподъемного оборудования	ЭЦВ 8-25-100	25							н/д	Удовлетворительное	В	56
3	работает	артезианская скважина	1985	130	-	-	-	-	-	26,75	н/д	н/д	есть	есть	н/д	Удовлетворительное	В	60
		насосное оборудование			2021	замена водоподъемного оборудования	ЭЦВ 8-25-125	25							н/д	Удовлетворительное	В	57
5	работает	артезианская скважина	1988	90	-	-	-	-	-	24,81	н/д	н/д	есть	есть	н/д	Удовлетворительное	В	54
		насосное оборудование			2021	замена водоподъемного оборудования	ЭЦВ 8-25-125	25							н/д	Удовлетворительное	В	52
							Итого:											56%
Водозабор N 8 (ГПЗ) Пурпе
1	работает	артезианская скважина	1984	152	-	-	-	-	-	3,1	н/д	н/д	есть	есть	н/д	Удовлетворительное	В	60
		насосное оборудование			2021	замена водоподъемного оборудования	ЭЦВ 8-25-100	25	45						н/д	Удовлетворительное	В	50
2	работает	артезианская скважина	1984	152	-	-	-	-	-	3	н/д	н/д	есть	есть	н/д	Удовлетворительное	В	60
		насосное оборудование			2021	замена водоподъемного оборудования	ЭЦВ 6-16-110	16	45						н/д	Удовлетворительное	В	60
							Итого:											57%
Водозабор N 6 (Пурпе-1)
1	работает	артезианская скважина	1988	150	-	-	-	-	-	23	н/д	н/д	есть	есть	н/д	Удовлетворительное	В	60
		насосное оборудование			2021	замена водоподъемного оборудования	ЭЦВ 8-25-125	25							н/д	Удовлетворительное	В	60
2	работает	артезианская скважина	1988	280	-	-	-	-	-	15	н/д	н/д	есть	есть	н/д	Удовлетворительное	В	60
		насосное оборудование			2021	замена водоподъемного оборудования	ЭЦВ 6-16-110	16							н/д	Удовлетворительное	В	54
3	работает	артезианская скважина	1988	280	-	-	-	-	-	26,75	н/д	н/д	есть	есть	н/д	Удовлетворительное	В	60
		насосное оборудование			2021	замена водоподъемного оборудования	ЭЦВ 6-16-110	16							н/д	Удовлетворительное	В	59
6	работает	артезианская скважина	1988	125	-	-	-	-	-	24,81	н/д	н/д	есть	есть	н/д	Удовлетворительное	В	60
		насосное оборудование			2021	замена водоподъемного оборудования	ЭЦВ 6-16-110	16							н/д	Удовлетворительное	В	58
							Итого:											59%
Водозабор скважинной подземный
6	работает	артезианская скважина	1989	150	2021	-	-	-	-	3,1	н/д	н/д	есть	есть	н/д	Удовлетворительное	В	60
		насосное оборудование			-	замена водоподъемного оборудования	ЭЦВ 8-25-125	25							н/д	Удовлетворительное	В	52
7	работает	артезианская скважина	1989	114	2021	-	-	-	-	3	н/д	н/д	есть	есть	н/д	Удовлетворительное	В	60
		насосное оборудование			-	замена водоподъемного оборудования	ЭЦВ 8-25-100	25							н/д	Удовлетворительное	В	54
							Итого:										56%

Оценка соблюдения требований к зонам санитарной охраны

В соответствии с СанПиНом 2.1.4.1110-02 "Зоны санитарной охраны источников водоснабжения и водопроводов питьевого назначения" источники водоснабжения (включая скважины, водопроводные очистные сооружения, резервуары чистой воды) должны иметь зоны санитарной охраны в составе трех поясов.

Первый пояс (строгого режима) включает территорию расположения водозаборов. Его назначение - защита места водозабора и водозаборных сооружений от случайного или умышленного загрязнения и повреждения. Второй и третий пояса (пояса ограничений) включают территорию, предназначенную для предупреждения загрязнения воды источников водоснабжения.

На территории первого пояса не допускаются все виды строительства, не имеющие непосредственного отношения к эксплуатации водопроводных сооружений, размещение жилых и хозяйственно-бытовых зданий. Существующие здания должны быть оборудованы канализацией.

Зона санитарной охраны водопроводных сооружений, расположенных вне территории водозабора, представлена первым поясом (строгого режима), водоводов - санитарно-защитной полосой.

В каждом из трех поясов, а также в пределах санитарно-защитной полосы, соответственно их назначению, устанавливается специальный режим и определяется комплекс мероприятий, направленных на предупреждение ухудшения качества воды, которые определены СанПиН 2.1.3684-21.

Водозаборы подземных вод, должны располагаться вне территории промышленных предприятий и жилой застройки. На участке водозаборов из подземных вод границы первого пояса зоны санитарной охраны располагаются:

- для защищенных от загрязнения с поверхности земли подземных вод (напорных) - не менее 30,0 м от края водозабора;

- для недостаточно защищенных от загрязнения подземных (грунтовых) - на расстоянии 50,0 м.

Для водозаборов, расположенных на территории объекта при исключении возможности загрязнения почвы и подземных вод, зона 1-го пояса сокращается по согласованию с местными органами санитарно-эпидемиологической службы.

Граница первого пояса ЗСО водопроводных сооружений (резервуары чистой воды) от стен запасных и регулирующих емкостей - не менее 30,0 м, от насосных станций - не менее 15,0 м.

Ширину санитарно-защитной полосы водовода следует принимать при отсутствии грунтовых вод - не менее 10,0 м по обе стороны водопровода при диаметре водоводов до 1000 мм и не менее 20,0 м при диаметре водоводов более 1000 мм, и не менее 50,0 м при наличии грунтовых вод. В ее пределах должны отсутствовать источники загрязнения почвы и грунтовых вод. Не допускается прокладка водоводов по территории свалок, кладбищ, скотомогильников, а также прокладка магистральных водоводов по территории промышленных и сельскохозяйственных предприятий.

Места размещения существующих резервуаров и насосных станций рекомендуется оставить без изменений.

Границы и режим зон санитарной охраны источника питьевого и хозяйственно-бытового водоснабжения - участка подземного водозабора г. Губкинский установлены приказом Департамента природно-ресурсного регулирования, лесных отношений и нефтегазового комплекса Ямало-Ненецкого Автономного округа от 20.05.2015 N 430.

Границы первого пояса зон санитарной охраны - 30 м от водозаборных скважин.

Границы второго пояса ЗСО (от крайних скважин):

- вверх по потоку - 269 м;

- вниз по потоку - 217 м;

- половина ширины ЗСО - 241 м.

- Границы третьего пояса ЗСО (от условного центра водозабора):

- вверх по потоку - 2970 м;

- вниз по потоку - 734 м;

- половина ширины ЗСО - 1435 м.

Очистные сооружения водопровода г. Губкинский расположены в непосредственной близости от площадки подземного водозабора. Водоочистные сооружения состоят из двух очередей. Производительность первой очереди составляет 5 000 м3/сут, производительность второй очереди - 10 500 м3/сут., вода от каждой из очередей поступает в город по отдельному водопроводу, где в дальнейшем попадает в единую систему. Износ ВОС (общий по 1 и 2 очереди) по данным бухгалтерского учета на 01.01.2023 г - 87,3%.

Первая очередь ВОС г. Губкинский. Первая очередь ВОС была запущена в эксплуатацию во время строительства города в 1986 г (введена в эксплуатацию в 1990 г). Физический износ оборудования ВОС 1-й очереди включая насосную станцию на 2023 г составляет - 59,4%.

Вторая очередь ВОС г. Губкинский. Вторая очередь очистных сооружений была введена в строй по мере развития города в 2006 г (введена в эксплуатацию в 2007 г). Физический износ оборудования ВОС 2-й очереди включая насосную станцию на 2023 г составляет - 48,8%.

Техническое состояние оборудования сооружений водоочистки, в том числе насосных станций 2-го подъема и повысительной насосной станции в мкр. 9 в целом удовлетворительное, соответствует требованиям действующих регламентов и в полном объеме обеспечивает необходимый объем поставки питьевой воды потребителям города.

На тер. Пурпе подготовка воды осуществляется на станциях очистки воды. Станция очистки воды ВОС (МПС) в Пурпе была введена в эксплуатацию в 2001 году и оснащена оборудованием для осветления, обесцвечивания, оздоровления, стабилизации и обеззараживания воды. Мощность (производительность) оборудования - 2400 м3 воды в сутки позволяет очищать только 44% добываемой воды. Общий износ оборудования составляет 35%.

Станция очистки воды в мкр. ГПЗ Пурпе осуществляется через установку обезжелезивания воды. Данная установка введена в эксплуатацию в 1984 г. Проектная мощность установки составляет 400 м3/сут. Общий износ оборудования составляет 40%.

На тер. Пурпе - 1 очистка поднятой воды осуществляется через установку обезжелезивания воды. Поднятая вода подаётся на станцию обезжелезивания (первая ступень очистки), расположенную на территории ОАО "ГазпромТрансгазСургут" (расстояние - 1300 м). Далее, вода с показателями содержания железа до 1,0 (мг/дм3), поступает на вторую ступень очистки - установка обезжелезивания ХВО-1, ХВО -2, которая находится на территории Пурпе-1 (расстояние между первой и второй ступенью очистки составляет 1300 метров).

Более подробная информация представлена в разделе 3.2.2. Тома 2 "Обосновывающие материалы к программному документу".

Оценка фактической производительности (мощности) ВОС (максимальная часовая, максимальная суточная и годовая за 3 последних лет) представлена в таблице 8.

Таблица 8 - Оценка фактической производительности (мощности) ВОС (максимальная часовая, максимальная суточная и годовая за 3 последних лет)

N п/п	Наименование показателя	Ед. изм.	Величина показателя
			2020 г.	2021 г.	2022 г.
1	г. Губкинский
1.1	Фактическая производительность	тыс. м3	2499,28	2460,25	2294,84
1.2	В среднем в сутки	тыс. м3/сут	6,85	6,74	6,28
1.3	В сутки максимального потребления	тыс. м3/сут	8,22	8,09	7,53
2	тер. Пурпе
1.1	Фактическая производительность	тыс. м3	н/д	791,474	766,266
1.2	В среднем в сутки	тыс. м3/сут	н/д	2,17	2,10
1.3	В сутки максимального потребления	тыс. м3/сут	н/д	2,60	2,52

Лабораторный контроль качества воды осуществляется на всех этапах водоподготовки. Кратность и объем лабораторных исследований осуществляется в соответствии с утвержденной Роспотребнадзором программой производственного контроля.

"Филиал АО "Ямалкоммунэнерго" в городе Губкинский в рамках исполнения производственного контроля качества питьевой и горячей воды, проводит исследования по санитарно-химическому составу в собственной аккредитованной лаборатории, по тем показателям которые есть в области аккредитации и по недостающим показателям заключаются договора с другими аккредитованными лабораториями, по микробиологическим показателям исследования проводит филиал ФБУЗ "Центр гигиены и эпидемиологии по ЯНАО в г. Губкинский".

По итогам каждого месяца в ТО "Роспотребнадзора" в г. Губкинский предоставляется информация о количестве и качестве отобранных проб, а также протоколы лабораторных исследований.

Кроме того, в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 02.06.2006 г N 60 и на основании поручения ТО "Роспотребнадзора" в г. Губкинский, ежемесячно, в рамках социально-гигиенического мониторинга филиал ФБУЗ "Центр гигиены и эпидемиологии" осуществляется отбор проб питьевой воды в различных микрорайонах города.

Программа мониторинговых наблюдений за качеством воды систем централизованного хозяйственно-питьевого водоснабжения на тер. Пурпе предусматривает отбор проб в мониторинговых точках.

Производственный контроль качества питьевой воды осуществляется на основании заключаемых договоров с ФФБУЗ "Центр гигиены и эпидемиологии по ЯНАО в городе Тарко-Сале" на оказание услуг, связанных с проведением лабораторных исследований (испытаний) подземных вод, горячей и холодной воды.

Отбор проб воды для производственного контроля осуществляется:

- в месте водозабора;

- перед поступлением в распределительную сеть;

- в распределительной сети.

Количество и периодичность отбора проб, а также определяемые показатели качества, устанавливаются с учетом требований СанПиН 1.2.3.3685-21, СанПиН 2.1.3684-21.

Согласно протоколам испытаний (исследований), по органолептическим показателям в контрольных точках источника наблюдаются превышение допустимых значений по всем показателям в 2022 году. По количественным показателям: значения общего железа и марганца превышают нормативные показатели. Также выявлены превышения по нефтепродуктам у источника.

Общее количество отобранных проб питьевой воды на выходе с водоочистных сооружений за 2022 год составляет: г. Губкинский - 435 проб, тер. Пурпе - нет данных, все пробы соответствовали нормативным требованиям.

Общее количество проб холодной воды отобранных из распределительной сети водоснабжения за 2022 год, составило: г. Губкинский - 2278 пробы (в т.ч. по ХВС 1198 пробы и по ГВС 1080), тер. Пурпе - нет данных, все пробы соответствовали нормативным требованиям.

Результаты производственного контроля показывают, что питьевая вода в г. Губкинский является безвредной по химическому составу, безопасна в эпидемиологическом отношении и имеет благоприятные органолептические свойства, низкую жесткость и соответствует требованиям СанПиН 2.1.3684-21

Требования обеспечения нормативов качества ГВС:

1. Горячая вода, подаваемая потребителям для хозяйственно-бытовых нужд, должна обеспечивать эпидемиологическую безопасность, безвредность химического состава, а также иметь благоприятные органолептические свойства.

2. Горячая вода, должна соответствовать СанПиН 2.1.3684-21 "Санитарно-эпидемиологические требования к содержанию территорий городских и сельских поселений, к водным объектам, питьевой воде и питьевому водоснабжению, атмосферному воздуху, почвам, жилым помещениям, эксплуатации производственных.

3. Температура горячей воды в местах водоразбора независимо от применяемой системы теплоснабжения должна быть не ниже 60 °C и не выше 75 °C.

4. В СЦГВ должны использоваться продукция и материалы, реагенты и оборудование, разрешенные для применения в таких системах на основе санитарно-эпидемиологической экспертизы, выполненной в аккредитованных на соответствующие виды работ организациях и учреждениях.

5. При эксплуатации СЦГВ должны соблюдаться требования действующих нормативных документов в области безопасности технологических и производственных процессов.

6. Качество горячего водоснабжения должно удовлетворять Постановлению от 06.05.2011 N 354 "О предоставлении коммунальных услуг собственникам и пользователям помещений в многоквартирных домах и жилых домов".

Общее количество проб горячей воды, отобранных из сети водоснабжения за 2022 год, составило - 1080 проб, все пробы соответствовали нормативным требованиям.

Описание организации учета забираемой воды с источника и отпускаемой питьевой воды.

1. Учет забираемой воды с источника ведется на десяти действующих скважинах при помощи системы приборов фирмы "Взлет", состоящей из ультразвуковых измерительных участков (ИУ) и вторичных приборов расходомеров-счетчиков УРСВ-510ц. Дополнительно установлен измерительный участок и вторичный прибор УРСВ-520ц на ВОС на первой очереди для учета суммарного подъёма воды со скважин.

2. Учет отпускаемой питьевой воды ведётся при помощи двух измерительных участков:

2.1. Первый измерительный участок для подсчёта отпускаемой питьевой воды на город установлен на ВОС первой очереди и состоит из первичного электромагнитного преобразователя Профи-221МО и вторичного преобразователя ТСРВ-027.

2.2. Второй измерительный участок для подсчёта отпускаемой воды на Общеузловую котельную ДЕ-25 установлен на ВОС второй очереди и состоит из первичного ультразвукового преобразователя и вторичного преобразователя УРСВ-520Ц.

3. Данные со всех прибора учета передаются по каналу связи RS-485 на ВОС 1 и 2 очереди в целях диспетчеризации.

Оценка эффективности технологической схемы очистных сооружений водоснабжения, включая оценку энергоэффективности.

Эффективность технологической схемы очистных сооружений водоснабжения оценивается как удовлетворительное.

В состав системы холодного водоснабжения г. Губкинский входят четыре насосных станции, одна станция общая на первую и вторую очередь ВОС, две в составе каждой из очередей водоочистных сооружений (находятся в резерве) и одна повысительная станция на территории микрорайона N 9. Сводные характеристики насосных станций приведены в следующей таблице 9.

Таблица 9 - Характеристика насосных станций централизованной системы холодного водоснабжения ГО г. Губкинский

N ВНС	Адрес	N Насоса/ Марка	Произвсть, м/ч	Высота подъема, м	Давление на выходе со станции, м	Наличие ПЧ	Физ. износ об-ния, %
ВНС 2-го подъема ВОС (новая насосная)
1	Панель 23	220Д-90	800	90	9,0	есть	15
		220Д-90	800	90	9,0	есть	15
		220Д-90	800	90	9,0	есть	15
ВНС 2-го подъема первой очереди ВОС
28	Панель 23	N 1: 1Д200-90	600	90	100	есть	66,6%
		N 2: 1Д200-90
		N 3: Д200-95а
		N 4: 1Д200-90
		N 5: Д200-95а
		N 6: Д200-95а
ВНС 2-го подъема второй очереди ВОС
39	Панель 23	Д315-71	315	71	70	нет	60%
		Д315-71
ПНС 9 мкр. г. Губкинский
2а	Мкр. N 9	КМ100-80-160	200	32	50	есть	15%
		КМ100-80-160
		КМ100-80-160
НС 2-го подъема тер. Пурпе
	Мкр. МПС	N 1: К 20/30	20	30		н/д	25
		N 2: К 20/30	20	30		н/д	25
		Пожарный: К 120/60	120	60		н/д	60

Централизованное водоснабжение потребителей г. Губкинский осуществляется одной организацией - АО "Ямалкоммунэнерго" филиал в г. Губкинский. Водоснабжение осуществляется от одного подземного источника по двум независимым водоводам, сеть водоснабжения города единая без деления на технологические и эксплуатационные зоны.

Общий объем поднятой воды водозабором АО "Ямалкоммунэнерго" в г. Губкинский за 2022 год составил 2294,84 тыс. м3. Среднесуточный объем поднимаемой воды при этом составил 6,28 тыс. м3/сут.

Объем реализованной воды в 2022 году составил 1819,37 тыс. м3 или 79,2% от общего объема поднятой воды. Средний суточный объем реализации составил 4,98 тыс. м3/сут, максимальный суточный 5,98 тыс. м3/сут.

Централизованное водоснабжение потребителей тер. Пурпе осуществляется одной организацией - АО "Ямалкоммунэнерго" Пуровский район "Тепло". Система централизованного водоснабжения тер. Пурпе, состоит из трех технологических зон. Границами технологических зон в данном случае являются границы централизованной системы холодного водоснабжения.

Общий объем поднятой воды водозабором АО "Ямалкоммунэнерго" Пуровский район "Тепло" на тер. Пурпе за 2022 год составил 766,266 тыс. м3. Среднесуточный объем поднимаемой воды при этом составил 2,099 тыс. м3/сут.

Объем реализованной воды в 2022 году составил 422,584 тыс. м3 или 55,1% от общего объема поднятой воды. Средний суточный объем реализации составил 1,157 тыс. м3/сут, максимальный суточный 1,389 тыс. м3/сут.

Таблица 10 - Общий баланс подачи и реализации воды АО "Ямалкоммунэнерго" в Губкинском ГО

N	Наименование показателя	Величина показателя по годам, тыс. м3
п/п		2018 г	2019 г	2020 г	2021 г	2022 г
г. Губкинский
1	Общий объем поднятой воды	2518,02	2499,28	2499,28	2460,25	2294,84
2	Технологические нужды	469,79	486,38	486,38	464,732	85,66

3	Отпуск воды в сеть	2518,02	2499,28	2499,28	2460,25	2209,18
5	Потери воды в сети при транспортировке	473,48	456,79	439	418,154	389,81
6	в % от поднятой воды	18,80	18,28	17,57	17,00	16,99
7	в % по поданной в сеть воды	23,12	22,69	21,70	20,95	21,43
4	Подано воды в сеть на нужды реализации	2048,23	2012,9	2023,36	1995,518	1819,37
8	Полезный отпуск:	1574,75	1556,11	1572,092	1544,903	1819,372
9	Внутрицеховый оборот	н/д	н/д	402,601	407,279	283,859
10	ТС	н/д	н/д	361,725	367,062	243,997
11	КОС	н/д	н/д	40,876	40,216	39,862
12	Реализовано воды, в т.ч.:	-	-	1572,092	1544,903	1535,510
13	ХВС	-	-	1092,207	1080,168	1068,143
14	Населению	1093,96	1093,02	792,133	752,057	766,516
15	Бюджетные организации	480,79	463,09	61	76,61	68,808
16	Прочим организациям	-	-	239,074	251,501	232,819
17	ГВС	-	-	479,885	464,735	467,367
18	Населению	1093,96	1093,02	430,285	404,829	413,492
19	Бюджетные организации	480,79	463,09	19,29	27,846	25,077
20	Прочим организациям	-	-	30,31	32,06	28,798
тер. Пурпе
1	Общий объем поднятой воды	н/д	н/д	н/д	791,474	766,266
2	Технологические нужды	н/д	н/д	н/д	140,59	107,13
3	Отпуск воды в сеть	н/д	н/д	н/д	650,885	659,141
4	Потери воды в сети при транспортировке	н/д	н/д	н/д	259,113	236,557
5	в % от поднятой воды	н/д	н/д	н/д	32,74	30,87
6	в % по поданной в сеть воды	н/д	н/д	н/д	39,81	35,89
7	Полезный отпуск:				391,772	422,584
8	Реализовано воды, в т.ч.:	н/д	н/д	н/д	391,772	422,584
9	Населению	н/д	н/д	н/д	189,354	272,038
10	Бюджетные организации	н/д	н/д	н/д	15,434	22,699
11	Прочим организациям	н/д	н/д	н/д	186,984	127,847
Итого по Губкинскому городскому округу
1	Полезный отпуск:	-	-	-	1936,675	2241,956
2	Технологические нужды	-	-	-	605,32	192,79
3	Потери воды в сети при транспортировке	-	-	-	677,267	626,367

Рисунок 4 - Диаграмма процентного соотношения показателей общего баланса водоснабжения АО "Ямалкоммунэнерго" в г. Губкинский за 2022 год

Забор воды для целей хозяйственно-питьевого водоснабжения потребителей Городского округа город Губкинский осуществляется подземным водозабором: г. Губкинский филиалом АО "Ямалкоммунэнерго" в г. Губкинский, тер. Пурпе - филиалом АО "Ямалкоммунэнерго" в Пуровском районе "Тепло". В состав водозаборного узла г. Губкинский входят 12 артезианских скважин, из них 2 скважины используются в качестве наблюдательных; тер. Пурпе входят 12 скважин.

Разрешенный отбор воды водозабором согласно лицензии на пользование недрами составляет г. Губкинский - 15,5 тыс. м3/сут; тер. Пурпе - 4,24 тыс. м3/сут. Согласно балансам водоснабжения, за 2022 год, максимальный суточный объем поднимаемой воды водозабором составил: г. Губкинский - 7,96 тыс. м3/сут; тер. Пурпе - 2,52.

Анализ существующих резервов и дефицитов мощности системы водоснабжения г. Губкинский выполнен в следующей таблице 11.

Таблица 11 - Анализ существующих резервов и дефицитов производственных мощностей системы водоснабжения г. Губкинский

N п/п	Наименование показателя	Величина показателя, тыс. м3/сут
		2018 г	2019 г	2020 г	2021 г	2022 г
г. Губкинский
1.1	Мощность водозабора (разрешенный отбор)	15	15	15,5	15,5	15,5
1.2	Общий объем поднимаемой воды (средний суточный)	6,9	6,85	6,85	6,74	6,29
1.3	Общий объем поднимаемой воды (максимальный суточный)	8,28	8,22	8,22	8,09	7,54
1.4	Резерв(+)/Дефицит(-) мощности	6,72	6,78	6,78	7,41	7,96
1.5	тоже в %	45	45	45	52,2	51,3
тер. Пурпе
2.1	Мощность водозабора (разрешенный отбор)	4,24	4,24	4,24	4,24	4,24
2.2	Общий объем поднимаемой воды (средний суточный)	н/д	н/д	н/д	2,17	2,10
2.3	Общий объем поднимаемой воды (максимальный суточный)	н/д	н/д	н/д	2,60	2,52
2.4	Резерв(+)/Дефицит(-) мощности	н/д	н/д	н/д	1,64	1,72
2.5	тоже в %	н/д	н/д	н/д	61,4	59,4

Согласно проведенному анализу существующих резервов и дефицитов мощности системы водоснабжения, можно сделать вывод о том, что на период 2022 года, мощности достаточно для подачи необходимого количества воды потребителям г. Губкинский и тер. Пурпе.

Перспективные балансы водоснабжения были рассчитаны на основании технико-экономических показателей Генерального плана городского округа г. Губкинский. В перспективе ожидается небольшое увеличение объёма воды, подаваемой на нужды питьевого водоснабжения за счёт увеличения площадей жилищного фонда и численности населения города.

Также, следует отметить, что при ежегодной замене сетей водоснабжения в количестве 2% в год, к 2041 году процент потерь воды при транспортировке может снизиться до уровня 7,0%, что на 8,0% ниже по отношению к 2022 году. Это позволит снизить объем поднимаемой воды из подземного источника, несмотря на увеличение объема реализуемой воды в перспективе.

Использование технической воды абонентами в перспективе не ожидается.

Перспективный общий, территориальный и структурный баланс водоснабжения городского округа г. Губкинский представлен ниже в таблице 12.

Таблица 12 - Перспективный общий, территориальный и структурный баланс водоснабжения городского округа г. Губкинский

N п/п	Наименование показателя	Величина показателя, тыс. м3
		2022	2023 - 2028	2029 - 2032	2033 - 2037	2038 - 2041
Общий баланс подачи и реализации воды
г. Губкинский
1	Общий объем поднятой воды	2294,84	2498,15	3232,76	3362,63	3552,59
2	Технологические нужды	85,66	85,66	85,66	85,66	85,66
3	Пропущено через очистные сооружения	2209,18	2498,15	3232,76	3362,63	3552,59
4	Подано воды в сеть на нужды реализации	1819,37	2359,54	3147,10	3276,97	3466,93
5	Потери воды в сети при транспортировке	389,81	439,37	547,85	504,43	477,79
5.1	в % от поднятой воды	16,99	18,62	16,95	15,00	13,45
5.2	в % по поданной в сеть воды	21,43	19,41	19,30	18,55	17,79
6	Реализовано воды	1819,37	1920,18	2599,26	2772,54	2989,14
тер. Пурпе
1	Общий объем поднятой воды	766,27	1107,42	1130,04	1150,61	1196,99
2	Технологические нужды			0,00	0,00	0,00
3	Пропущено через очистные сооружения	659,14	1107,42	1130,04	1150,61	1196,99
4	Подано воды в сеть на нужды реализации	659,14	1107,42	1130,04	1150,61	1196,99
5.1	Потери воды в сети при транспортировке	236,56	360,09	329,33	296,51	276,16
5.2	в % от поднятой воды	30,87	32,52	29,14	25,77	23,07
6	в % по поданной в сеть воды	35,89	32,52	29,14	25,77	23,07
	Реализовано воды	422,58	747,34	800,72	854,10	920,83
Территориальный баланс подачи воды по технологическим зонам водоснабжения
1	Подача воды в сеть по технологической зоне водоснабжения г. Губкинский	1535,51	1920,17	2599,26	2772,54	2989,14
2	Подача воды в сеть по технологической зоне водоснабжения тер. Пурпе	422,58	747,34	800,72	854,10	920,83
Структурный баланс реализации воды по группам абонентов
г. Губкинский
1	Реализация воды (полезный отпуск), в т.ч.:	1535,51	1920,17	2599,26	2772,54	2989,14
1.1	- население	1180,01	1179,13	1997,48	2130,64	2297,10
1.2	- бюджетные организации	93,89	99,30	158,93	169,52	182,76
1.3	- прочие потребители	261,62	691,74	442,86	472,38	509,28
тер. Пурпе
1	Реализация воды (полезный отпуск), в т.ч.:	422,58	747,34	800,72	854,10	920,83
1.1	- население	272,04	429,80	460,50	491,20	529,57
1.2	- бюджетные организации	22,70	35,86	38,42	40,99	44,19
1.3	- прочие потребители	127,85	201,99	216,41	230,84	248,88

По состоянию на текущий момент система водоснабжения городском округе г. Губкинский находится в удовлетворительном состоянии, однако существует ряд недостатков:

- Основные недостатки, связанные с забором и очисткой воды:

- Недостаточная оснащенность сооружений первой очереди ВОС системами диспетчеризации и телемеханизации;

- Высокое удельное потребление электроэнергии при подъеме воды. Это связано с тем, что водоснабжение осуществляется из артезианских скважин с достаточно большой глубины. Отсутствует регулировка мощности работы электродвигателей насосов при необходимости изменения (уменьшения) объемов подъема воды.

- Основные проблемы системы транспортировки воды:

- Недостаточные темпы замены трубопроводов (отстают от существующей потребности), что приводит к повышенному уровню износа трубопроводов в целом;

- Имеются случаи неправильной установки крышек на колодцах, затрудняющие доступ к пожарным гидрантам;

- Недостаточный уровень развития систем диспетчеризации и телемеханизации;

- Высокая аварийность (количество повреждений) на сетях ХВС, связанная с длительным фактическим сроком службы трубопроводов и высокой коррозии вследствие агрессивного влияния среды;

- В следствии высокого уровня грунтовых вод, характерного для региона, значительная часть водопроводных колодцев и камер заполнены водой. Данная ситуация не только затрудняет эксплуатацию сетей ХВС, но и приводит к дополнительным финансовым затратам на проведение ремонтных работ

- Основные проблемы централизованных систем горячего водоснабжения:

- Низкая эффективность существующей системы подачи горячей воды потребителям (приготовление осуществляется на Общеузловой котельной, далее горячая вода по магистральным сетям транспортируется к потребителям, что приводит к высокому износу сетей горячего водоснабжения и требует частых замен участков трубопроводов);

- Высокая степень износа трубопроводов ГВС и наружной изоляции (высокая увлажненность);

- Высокая аварийность (количество повреждений) на сетях ГВС, связанная с длительным фактическим сроком службы трубопроводов и высокой коррозии вследствие агрессивного влияния среды;

- Необходимость частой перекладки сетей ГВС из-за высокой коррозионной активности;

- Морально и физическое устаревание оборудования ГВС;

- Объем замены ветхих сетей ГВС отстает от потребностей системы горячего водоснабжения;

- Заполнение тепловых камер грунтовыми водами, вследствие высокого уровня грунтовых вод, характерного для региона. Данная ситуация не только затрудняет эксплуатацию сетей, но и приводит к дополнительным финансовым затратам на проведение ремонтных работ.

- В следствие длительной эксплуатации, техническое состояние бака-аккумулятора N 1 на Общеузловой котельной и резервуара V=2000 м3 на Городской котельной - неудовлетворительное. Рекомендовано ограниченное использование резервуара по высоте налива. Требуется выполнить замену емкостей в ближайшие сроки.

Пути решения.

1. По объектам водоснабжения:

г. Губкинский

- реконструкция объекта "Водозабор г. Губкинский тампонаж (ликвидация) двух скважин и разведывание с бурением дополнительных трех скважин, в т.ч. ПИР";

- организация сбора и очистки промывных вод первой очереди ВОС на соответствующей системе второй очереди ВОС;

- реконструкция водозабора (строительство 2-х РВС-1000 м3, строительство насосной станции 2-го подъема, замена павильонов скважин, замена обвязки трубопроводов, ремонт проездов, устройство технологических трубопроводов в павильоне переключения и т.д.), в т.ч. ПИР;

- реконструкция водовода Ду 500 мм от ВОС до ВК-10 в т.ч. ПИР.

- строительство водовода от ВОС до ТК-10 Ду500 мм

- модернизация насосов артезианских скважин водоочистных сооружений г. Губкинский;

- капитальный ремонт водовода от ВК-2, вдоль ул. Набережная до УТ-16-3.

тер. Пурпе

- реконструкция существующей станции обезжелезивания вода на тер. Пурпе, в том числе ПИР;

- строительство нового водозабора за пределами селитебной зоны тер. Пурпе, в том числе ПИР.

тер. Пурпе-1

- доведение до нормативного состояния существующих водоочистных сооружений ВОС-1000 и ввод в эксплуатацию (отказ от услуг ОАО "ГазпромТрансгазСургут").

2. По сетям водоснабжения:

- строительство кольцевого трубопровода водоснабжения "Южный поток".

- строительство сетей с увеличением диаметра;

- замена пожарных гидрантов;

- реконструкция сетей холодного и горячего водоснабжения;

- демонтаж сетей водоснабжения.

2.3. Краткий анализ существующего состояния системы водоотведения

В ГО г. Губкинский имеются три централизованных системы водоотведения (территория Губкинского, территория Пурпе, территория Пурпе-1), охватывающая всю жилую застройку и часть промышленной зоны.

На данный момент подавляющее большинство потребителей ГО г. Губкинский подключено к системе централизованного водоотведения. При этом часть городского округа не канализована. Так на территории Пурпе центральная канализация имеется только в части, застроенной многоэтажными жилыми домами (мкр. МПС). Остальная часть поселка, застроенная индивидуальными жилыми домами, оборудована индивидуальными септиками. Сбор и вывоз сточных вод из индивидуальных септиков осуществляется специализированным автотранспортом (ассенизаторскими машинами) с последующим вывозом на канализационные очистные сооружения тер. Пурпе.

ГАРАНТ:

Нумерация рисунков приводится в соответствии с источником

Рисунок 4 - Структурная схема системы водоотведения ГО Губкинский

Сточные воды от жилой и общественной застройки собираются внутриквартальными самотечными сетями и по уличным коллекторам поступают на городскую канализационную насосную станцию (ГКНС), расположенную в юго-восточной части населенного пункта. ГКНС, оборудованная насосами, предназначена для подачи сточных вод по напорному коллектору на канализационные очистные сооружения (КОС), расположенные на панели 26. Общая протяженность сетей централизованной системы водоотведения составляет 65,19 км.

Очистка сточных вод, поступающих на КОС осуществляется по схеме механической и полной биологической очистки на реакторах-денитрификаторах, аэротенках со взвешенным активным илом, реакторах нитрификаторах. Обеззараживание воды производится на ультрафиолетовых установках.

Отведение очищенной и обеззараженной сточной воды производится по трубопроводу Ду600 мм в р. Пяку-Пур.

На территории Пурпе центральная канализация имеется только в части Пурпе, застроенной многоэтажными жилыми домами (мкр. МПС). Остальная территория, застроенная индивидуальными жилыми домами, оборудована индивидуальными септиками. Сбор и вывоз сточных вод из индивидуальных септиков осуществляется специализированным автотранспортом (ассенизаторскими машинами), с последующим вывозом на канализационные очистные сооружения Пурпе. Очистные сооружения канализации расположены в районе реки Пыря-Яха и рассчитаны на прием стоков в объеме 58,33 м3/час.

В части Пурпе (мкр. ГПЗ) централизованная канализация имеется, но стоки не поступают на очистные сооружения канализации, в связи с отсутствием в данном районе канализационных очистных сооружений. Стоки, поступающие через самотечные сети канализации на канализационную напорную станцию, сбрасываются на рельеф.

Обеспеченность населения централизованным водоотведение составляет 40%.

Система централизованной канализации Пурпе-1 включает: очистные сооружения канализации (КОС), самотечно - напорную сеть канализации, канализационные насосные станции (КНС).

Канализационная сеть территорий Пурпе и Пурпе-1 обеспечивает отведение сточных вод от потребителей услуг централизованного водоотведения по уличным коллекторам в перекачивающие канализационные станции, оттуда - в главную КНС, далее - на очистные сооружения и сброс их после очистки в реку Пыря - Яха, или без очистки на рельеф (мкр. ГПЗ тер. Пурпе, тер. Пурпе-1). Общая протяженность сетей централизованной системы водоотведения составляет 23,745 км.

Структура зон эксплуатационной ответственности предприятий, осуществляющих транспортировку и переработку стоков.

Постановлением правительства РФ от 5 сентября 2013 г. N 782 "О схемах водоснабжения и водоотведения" установлено понятие эксплуатационной зоны.

"Эксплуатационная зона" - зона эксплуатационной ответственности организации (Согласно Постановления от 29.07.2013 г N 644 п. 31 (2) - граница по балансу или по первому колодцу. Для Управляющих компаний по первому колодцу) осуществляющей горячее водоснабжение или холодное водоснабжение и (или) водоотведение, определённая по признаку обязанностей (ответственности) организации по эксплуатации централизованных систем водоснабжения и (или) водоотведения.

На территории городского округа город Губкинский оказание услуг в сфере водоотведения, в том числе эксплуатацию всех объектов системы водоотведения осуществляет АО "Ямалкоммунэнерго":

- филиал АО "Ямалкоммунэнерго" в г. Губкинский обслуживает централизованную систему водоотведения территории города;

- филиал АО "Ямалкоммунэнерго" в Пуровском районе "Тепло" - территории Пурпе и Пурпе-1.

Границы эксплуатационной зоны ответственности АО "Ямалкоммунэнерго" в части водоотведения представлены на следующем рисунке.

Рисунок 5 - Границы эксплуатационной зоны ответственности АО "Ямалкоммунэнерго" г. Губкинский

Рисунок 6 - Границы эксплуатационной зоны ответственности АО "Ямалкоммунэнерго" в Пуровском районе "Тепло"

Описание территорий, неохваченных централизованным водоотведением.

В соответствии с определением, данным постановлением Правительства Российской Федерации от 05.09.2013 г. N 782 "О схемах водоснабжения и водоотведения"

технологическая зона водоотведения - это часть централизованной системы водоотведения (канализации), отведение сточных вод из которой осуществляется в водный объект через одно инженерное сооружение, предназначенное для сброса сточных вод в водный объект (выпуск сточных вод в водный объект), или несколько технологически связанных между собой инженерных сооружений, предназначенных для сброса сточных вод в водный объект (выпусков сточных вод в водный объект).

В соответствии с определениями, данными Федеральным законом от 07.12.2011 г. N 416-ФЗ "О водоснабжении и водоотведении":

Централизованная система водоотведения (канализации) - комплекс технологически связанных между собой инженерных сооружений, предназначенных для водоотведения.

Нецентрализованная система водоотведения - сооружения и устройства, технологически не связанные с централизованной системой водоотведения и предназначенные для общего пользования или пользования ограниченного круга лиц.

В состав централизованной системы водоотведения городского округа город Губкинский входит:

1. Канализационные очистные сооружения - 3 ед., в том числе город - 1 ед. (1 и 2 очередь), Пурпе-1 ед., Пурпе-1 - 1 ед.;

2. Канализационная насосная станция - 9 ед., в том числе город - 1 ед., Пурпе - 4 ед., Пурпе-1 - 4 ед.;

3. Сети хозяйственно-бытовой канализации протяженностью - 88,935 км, в том числе город - 65,19 км, Пурпе -7, 756 км, Пурпе-1 - 15,989 км.

Канализационные очистные сооружения (КОС)

г. Губкинский

Очистные сооружения состоят из двух очередей:

КОС I очереди производительностью 4200 м3/сут.

Технологической схемой КОС 1-ой очереди предусматриваются следующие этапы очистки сточных вод:

- механическая очистка (применяются металлические решетки, песколовки);

- биологическая очистка (аэротенки с вторичным отстойником - 3 шт.);

- доочистка воды (барабанные сетки, песчаные фильтры);

- обеззараживание очищенных сточных вод (электролизная установка, контактные резервуары).

Сточные воды от ГКНС по напорному коллектору поступают в резервуар-усреднитель V=2000 м3 на КОС. Из резервуара стоки подаются насосами Иртыш НФ 2 150/325 на блок механической очистки, состоящий из металлических сеток и песколовок, на которых задерживаются крупные загрязнения и тяжелые минеральные примеси (главным образом, песок). После песколовок стоки поступают в аэрационную зону (аэротенки), где с помощью микроорганизмов активного ила и кислорода воздуха, подаваемого воздуходувками, осуществляется окисление органических загрязнений. Затем смесь воды и активного ила транспортируется во вторичный отстойник, где происходит отделение активного ила от сточной жидкости. Часть избыточного ила из бункера вторичного отстойника при помощи эрлифтов перекачивается в аэрационную зону, другая часть (избыточный ил) периодически удаляется для механического обезвоживания на иловые площадки, а очищенная вода направляются в блок доочистки. Сточные воды поступают на барабанные сетки и далее направляются на песчаные фильтры, где происходит их осветление и удаление мелкодисперсных взвешенных веществ.

Очищенные сточные воды подаются в контактные резервуары для обеззараживания. Обеззараживание производится раствором гипохлорита натрия. Очищенная вода отводится в реку Пяку-Пур.

В настоящее время КОС 1 очереди не эксплуатируется в связи со значительным износом.

КОС II очереди производительностью 10500 м3/сут., предусматривает механическую и полную биологическую очистку (реакторы-денитрификаторы, аэротенки со взвешенным активным илом, реакторы-нитрификаторы). Далее во вторичных отстойниках происходит полное выделение избыточного ила из очищенной сточной воды. Обеззараживание воды производится на ультрафиолетовых установках.

В состав комплекса КОС II очереди входят следующие объекты:

- Процеживатели - 3 шт. по 2,2 кВт (2 раб.,1 рез.). Размерами D.барабана =1,3 м, В=2,5 м. Предназначены для задержки мусора в сточной воде. Периодически производится уборка мусора с процеживателей. На данный момент проводится реконструкция процеживателя и они демонтированы, вместо них установлены решетки канализационные механизированные (2 шт.), конвейер КВЭ винтовой для транспортировки шлама и пресс винтовой отжимной;

- Песколовки тангенциальные - 3 шт. Размерами Д.у =1,8 м, Н=2,79 м, S= 5,4 м2. Служат для извлечения песка из сточных вод. Песок гидроэлеватором удаляется на песковые площадки;

- Первичные отстойники с тонкослойными модулями - 6 шт. Размер каждого отстойника: А=12 м, Н=2 м. Отстойники предназначены для удаления взвешенных частиц из сточных вод. Ежедневно производится удаление осадка из первичных отстойников. Периодически производится продувка пластин тонкослойного модуля. Регулировка илосборников по уровню жидкости производится регулировочными болтами;

- Реакторы - денитрификаторы - 3 шт. Размеры - LBH=14111,812 м. В бескислородной среде происходит частичная денитрификация (восстановление нитритов и нитратов до атомарного азота);

- Аэротенки со взвешенным активным илом - 3 шт. Размер каждой секции аэротенков - длина х ширина х глубина (LBH=23,8124 м). На данных КОС установлены аэротенки-вытеснители для создания нормальных условий для жизнедеятельности микроорганизмов активного ила. Система аэрации принята среднепузырчатая;

- Илоотделители - 6 шт., предназначены для отделения взвешенных веществ и избыточного активного ила сточных вод, прошедших очистку в аэротенке;

- Реакторы - нитрификаторы - 3 шт. Размеры - LBH=13811,512 м. Расположенные в биотенке щиты обеспечивают наличие прикрепленной на них биомассы. Периодически производится удаление осадка со дна реакторов;

- Вторичные отстойники с тонкослойными модулями - 6 шт. Размер каждого отстойника: LBH=123,152,5. Происходит полное выделение взвешенных частиц из очищенной воды. Ежедневно производится удаление осадка из отстойника. Периодически производится продувка пластин тонкослойного модуля отстойника;

- Реагентный узел. Загрузка реагента производится через люк в верхней части растворного бака. Периодически производится контроль и доливка при необходимости масла в редукторы вакуум-фильтров;

- Обеззараживающие установки - 2 шт. УДВ-500-288. Ежедневно в течение смены производится контроль наличия и удаления воздуха из камеры установки.

тер. Пурпе

КОС - 1400 (МПС) Пурпе

Проектная производительность канализационных очистных сооружений КОС - 1400 Пурпе составляет 1400 м3/сутки, 511,000 тыс. м3/год

Фактическая производительность канализационных очистных сооружений КОС-1400 за 2022 год составила 1 280 м3/сут, 287,511 тыс. м3/год.

Хозяйственно-бытовые сточные воды населенного пункта собираются системой водоотведения и с помощью канализационной насосной станции КНС-2 по напорному коллектору, выполненному в две линии диаметром 150 мм каждая, подаются на канализационные очистные сооружения (КОС) населенного пункта.

Объекты, не оснащенные централизованной системой канализации, оснащены септиками, которые по мере наполнения сточными водами, с помощью ассенизационных машин опорожняются и вывозятся. Специально оборудованная сливная станция в населенном пункте отсутствует. Сброс сточных вод из ассенизационных машин осуществляется в колодец на самотечной сети канализации перед КНС-2. Таким образом все сточные воды населенного пункта поступают на КОС.

Согласно данным эксплуатирующей организации, среднесуточный объем сточных вод, сбрасываемый ассенизационными машинами, составляет 300 м3/сут.

Напорные коллекторы подачи сточных вод на очистку оснащены электромагнитными расходомерами марки ЭРСВ "Взлёт".

Согласно показаниям расходомеров, годовой среднесуточный расход поступающих сточных вод составляет 800-950 м3/сут.

В состав КОС - 1400 входят следующие сооружения:

- вспомогательное здание, включающее следующие помещения: помещение приемных камер гашения напора; воздуходувная; операторская; лаборатория;

- складские и вспомогательные помещения;

- галерея обслуживания технологических емкостей;

- блок биологической очистки - 4 шт, блоки идентичны, каждый блок включает сооружения: аэротенк; отстойник; контактная камера;

- иловые площадки - 3 шт;

- трансформаторная подстанция;

- аварийный дизель-генератор.

Очистка осуществляется в аэротенках продленной аэрации с пневматической аэрацией без первичного отстаивания при одновременной глубокой минерализации активного ила. Проектом предусмотрена полная биологическая очистка по БПК.полн. До 15 мг/л и по взвешенным веществам до 20 мг/л.

Дезинфекция очищенной воды производится с применением гипохлорита калия, сушка минерализованного избыточного активного ила производится на иловых площадках путем вымораживания.

Сточные воды от КНС-2 по напорному коллектору, в две линии диаметром 150 мм, поступают в приемные резервуары гашения напора, расположенные в помещении вспомогательного здания КОС.

Механическая очистка сточных вод от отбросов и песка на КОС отсутствует, что создает ряд проблем на последующих этапах биологической очистки.

Далее сточные воды самотеком по двум трубопроводам от каждого бака подаются по галерее обслуживания технологических емкостей, на очистку в заглубленные блоки биологической очистки.

Трубопроводная обвязка позволяет регулировать поток сточных вод с помощью задвижек на самотечных трубопроводах. Прокладка трубопроводов и размещение арматуры предусмотрена под утепленным деревянным полом галереи.

Так же в галерее расположены воздуховоды и прочая запорно-регулирующая арматура.

Блок биологической очистки представляет собой заглубленное железобетонное сооружение размерами в плане 22,5х6 м.

Блоки накрыты ж/б блоками с утеплением поверху. Для обеспечения обслуживания блоков предусмотрены технологические проемы, закрытые съемными утепленными щитами.

Подача сточных вод в начало аэротенка осуществляется в распределительный лоток, куда так же подается возвратный ил из отстойника.

Система аэрации аэротенка представляет собой перфорированную трубчатую систему, которая физически устарела и требует замены.

После очистки сточные воды по напорному коллектору длиной 49,81 м диаметром 219 мм сбрасываются с правого берега р. Пыряяха, в 20 км от устья на участке между пересечением водотока двумя автодорогами, оголовок трубы расположен на высоте около 1,5 м над уровнем воды р. Пыряяха

Максимальное содержание загрязняющих веществ в сточных, в том числе дренажных водах не должно превышать значений показателей, определенных согласно решению о предоставлении водного объекта в пользование N 89-15.04.00.001-р-рсвс-с-2016-04355/00 от 19.12.2016 г.

тер. Пурпе-1

КОС-400 Пурпе-1

КОС-400 на тер. Пурпе-1 (год ввода в эксплуатацию - 1998 г.) представляют собой соединенные параллельно двенадцать компактных установок КУ-12 для биологической очистки сточных вод.

Канализационная очистная станция (КОС) - состоит из двух регулирующих емкостей объемом по 46 м, сообщающихся друг с другом, одной расходной емкости 9,0 м и двух насосов СМ125-100-250б-4 (одного рабочего и одного резервного).

Сточные воды по двум напорным трубопроводам поступают в регулирующие емкости. При повышении уровня сточных вод в них свыше 1,5 м автоматически включается насос, подающий сточные воды в расходную емкость через бак разрыва струи. Расходная емкость предназначена для обеспечения постоянного напора сточных вод в трубопроводах, подающих сточные воды в установки биологической очистки и доочистки сточных вод с минерализацией избыточного активного ила, независимо от их уровня в регулирующих емкостях. Избыточное количество сточных вод по двум существующим переливным трубопроводам сливаются назад в регулирующие емкости.

Компактные установки КУ-12 разделены на секции, каждая из которых выполняет определенную функцию. Секции, предназначенные для биологических процессов, оснащены волокнистой насадкой, выполненной в виде "ершей" и служащей для закрепления микроорганизмов активного ила, а также имеют аэрационные системы в виде перфорированных труб для насыщения кислородом сточных вод.

В биореакторе I-ой ступени размещен тонкослойный илоотделитель, где происходит отделение свободноплавающего активного ила от очищенных сточных вод. Тонкослойный илоотделитель снабжен распределительной системой для равномерного распределения сточных вод по полкам илоотделителя. В распределительную систему сточные воды поступают из воздухоотделителя, сообщающегося с биореактором I-ой ступени. На полках илоотделителя для предотвращения залегания оседающего ила предусмотрена пульсация уровня сточных вод.

Биореактор II-ой ступени помимо волокнистой насадки снабжен двумя аэрационными системами. Одна система, расположенная вне зоны волокнистой насадки, служит для насыщения сточных вод кислородом и работает постоянно. Вторая расположена под насадкой и служит для периодической ее регенерации. Из биореактора II-ой ступени сточные воды поступают в отстойник, в котором задерживается избыточный активный ил. Отстойник обеспечивает снижение концентрации взвешенных веществ в дочищенной воде. Задержанные активный ил эрлифтом перекачивается из отстойника в биореактор I-ой ступени. Избыточный ил с помощью пульсатора направляется в аэробный стабилизатор. Из аэробного стабилизатора активный ил поступает в осветлитель. Если концентрация взвешенных веществ в аэробном стабилизаторе становиться выше 10-12 г/л, аэрацию отключают, содержимое стабилизатора отстаивают в течении двух часов и опорожняют половину объема стабилизатора на иловые площадки.

Установки биологической очистки и доочистки сточных вод по проекту оборудуются корзинами для задержания крупных отбросов.

До очищенная вода сливается в сборные лотки и направляется в смеситель, куда подается раствор хлорной извести для обеззараживания. Затем очищенная вода по трубопроводу поступает в переливные колодцы, где происходит дополнительное отстаивание воды, после чего сливается на рельеф.

Мощности 400 м3 в сутки существующих канализационных очистных сооружений в Пурпе-1 недостаточно для приема всего объема стоков. Сброс части стоков осуществляется на рельеф, что запрещено действующим законодательством.

Оценка соблюдения требований к санитарно-защитным зонам.

В целях обеспечения безопасности населения и в соответствии с Федеральным законом "О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения" от 30.03.1999 N 52-ФЗ вокруг объектов и производств, являющихся источниками воздействия на среду обитания и здоровье человека устанавливается специальная территория с особым режимом использования (далее - санитарно-защитная зона (СЗЗ), размер которой обеспечивает уменьшение воздействия загрязнения на атмосферный воздух (химического, биологического, физического) до значений, установленных гигиеническими нормативами, а для предприятий I и II класса опасности - как до значений, установленных гигиеническими нормативами, так и до величин приемлемого риска для здоровья населения. По своему функциональному назначению санитарно-защитная зона является защитным барьером, обеспечивающим уровень безопасности населения при эксплуатации объекта в штатном режиме.

В санитарно-защитной зоне не допускается размещать: жилую застройку, включая отдельные жилые дома, ландшафтно-рекреационные зоны, зоны отдыха, территории курортов, санаториев и домов отдыха, территорий садоводческих товариществ и коттеджной застройки, коллективных или индивидуальных дачных и садово-огородных участков, а также других территорий с нормируемыми показателями качества среды обитания; спортивные сооружения, детские площадки, образовательные и детские учреждения, лечебно-профилактические и оздоровительные учреждения общего пользования.

Таблица 13 - Санитарно-защитные зоны для канализационных очистных сооружений и насосных станций

Сооружения для очистки сточных вод	Расстояние в м при расчетной производительности очистных сооружений в тыс. м3/сутки
	до 0,2	более 0,2 до 5,0	более 5,0 до 50,0	более 50,0 до 280
Насосные станции и аварийно-регулирующие резервуары, локальные очистные сооружения	15	20	20	30
Сооружения для механической и биологической очистки с иловыми площадками для сброженных осадков, а также иловые площадки	150	200	400	500
Сооружения для механической и биологической очистки с термомеханической обработкой осадка в закрытых помещениях	100	150	300	400
Поля: а) фильтрации б) орошения	200 150	300 200	500 400	1 000 1 000
Биологические пруды	200	200	300	300

Размеры должны приниматься:

1. Для полей фильтрации площадью до 0,5 га для полей орошения коммунального типа площадью до 1,0 га для сооружений механической и биологической очистки сточных вод производительностью до 50 м3/сутки, СЗЗ следует принимать размером 100 м.

2. Для полей подземной фильтрации пропускной способностью до 15 м3/сутки размер СЗЗ следует принимать размером 50 м.

3. Размер СЗЗ от сливных станций следует принимать 300 м.

4. Размер СЗЗ от очистных сооружений поверхностного стока открытого типа до жилой территории следует принимать 100 м, закрытого типа - 50 м.

5. От очистных сооружений и насосных станций производственной канализации, не расположенных на территории промышленных предприятий, как при самостоятельной очистке и перекачке производственных сточных вод, так и при совместной их очистке с бытовыми, размер СЗЗ следует принимать такими же, как для производств, от которых поступают сточные воды, но не менее указанных в табл. 30

6. Размер СЗЗ от снеготаялок и снегосплавных пунктов до жилой территории следует принимать 100 м.

Оценка соблюдения требований к условиям хранения химически опасных реагентов на КОС.

При анализе существующего положения в системах централизованного водоотведения ГО г. Губкинский вредного воздействия на окружающую среду при снабжении и хранении химических реагентов, используемых в технологическом процессе очистки и обеззараживания хозяйственно-бытовых стоков, не обнаружено.

Проектные и фактические технические характеристики ОСК, основного технологического оборудования ОСК с указанием сроков ввода в эксплуатацию и технического состояния.

Проектные и фактические технические характеристики сооружений и основного технологического оборудования КОС с указанием сроков ввода в эксплуатацию и технического состояния представлены в п. 1.2.

Проектная производительность КОС

Проектная производительность канализационных очистных сооружений ГО г. Губкинский представлена в таблице 14.

Таблица 14 - Проектная производительность канализационных очистных сооружений ГО г. Губкинский

N п/п	Наименование	Проектная мощность
		тыс. м3/сут.	тыс. м3/год
1	г. Губкинский
	(КОС) город Губкинский, в том числе	14,7	5365,5
	КОС I очереди	4,2	1533,0
	КОС II очереди	10,5	3832,5
2	тер. Пурпе
	тер. Пурпе	1,8	657
	КОС - 1400 (МПС) Пурпе	1,4	511
	КОС-400 Пурпе-1	0,4	146

Оценка фактической производительности (мощности) ОСК (максимальная часовая, максимальная суточная и годовая за последние три года).

Оценка фактической производительности (мощности) КОС (максимальная часовая, максимальная суточная и годовая за 3 последних года) представлена в таблице 15.

Таблица 15 - Оценка фактической производительности (мощности) КОС (максимальная часовая, максимальная суточная и годовая за 3 последних года)

N п/п	Наименование показателя	Ед. изм.	Величина показателя
			2020 г.	2021 г.	2022 г.
г. Губкинский
1	Фактическая производительность	тыс. м 3	н/д	2139,439	2139,439
2	В среднем в сутки	тыс. м 3/сут	н/д	5,861	5,861
3	В сутки максимального потребления	тыс. м 3/сут	н/д	7,03	7,03
тер. Пурпе
1	Фактическая производительность	тыс. м 3	н/д	365,68	470,78
2	В среднем в сутки	тыс. м 3/сут	н/д	1,00	1,29
3	В сутки максимального потребления	тыс. м 3/сут	н/д	1,20	1,55

Описание организации использования осадков сточных вод на КОС.

Обезвоженный осадок накапливается в бункере, выгружается в автотранспорт и вывозится на иловые карты, а в дальнейшем вывозится на полигон твердых бытовых отходов", "либо используется согласно сертификату соответствия по ТУ 20.15.79-001-9221721-2017 "Удобрение на основе осадков сточных вод.

Контроль поступающих на очистные сооружения сточных вод до июня 2022 года велся ежедекадно, с июля 2022 года ведется раз в месяц, в соответствии с п. 9.2.2 Приказом МПР и экологии РФ от 18.02.2022 г. N 109 "Об утверждении требований к содержанию программы производственного экологического контроля, порядка и сроков представления отчета об организации и о результатах осуществления производственного экологического контроля" результаты по всем контролируемым показателям регистрируются в протоколах испытаний.

Контроль очищенных сточных вод осуществляется на выходе с канализационных очистных сооружений до июня 2022 года велся ежедекадно, с июля 2022 года ведется раз в месяц, в соответствии с п. 9.2.2 Приказом МПР и экологии РФ от 18.02.2022 г. N 109 "Об утверждении требований к содержанию программы производственного экологического контроля, порядка и сроков представления отчета об организации и о результатах осуществления производственного экологического контроля" результаты по всем контролируемым показателям регистрируются в протоколах испытаний.

Контроль качества водных объектов осуществляется в соответствии с "Программой ведения наблюдений за водным объектом и его водоохраной зоной" для каждого водного объекта - приемника сточных вод. Результаты наблюдений за водным объектом представляются в виде протоколов лабораторных испытаний.

Оценка воздействия деятельности КОС на окружающую среду (стоки, осадок)

Очистные сооружения канализации КОС поставлены на учёт Федеральным реестром объектов, оказывающих негативное воздействие на окружающую среду как объекты II категории воздействия. В соответствии с присвоенной категорией негативного воздействия на окружающую среду на каждый из объектов (КОС) в территориальный орган Управления Росприроднадзора предоставлена Декларация о негативном воздействии на окружающую среду, в которой задекларированы нормативы допустимых выбросов в атмосферный воздух, нормативы допустимого сброса загрязняющих веществ и лимит отходов, образующихся на объектах. Ведется производственно-экологический контроль по каждому виду негативного воздействия на окружающую среду. Результаты контроля предоставляются в установленном порядке в Управление Росприроднадзора. Нормативы допустимых выбросов и сброс соблюдаются.

Организация учета стоков, поступающих на ОСК и объема выпуска очищенных стоков.

г. Губкинский:

1. Учет поступающих стоков на канализационно - очистные сооружения ведется при помощи системы приборов фирмы "Взлет", состоящей из ультразвукового измерительного участка (ИУ) и вторичного прибора расходомера-счетчика УРСВ-510ц установленный первой очереди КОС КНС-2000.

2. Данные с прибора учета передаются по каналу связи RS-485 на КОС 2 очереди в целях диспетчеризации.

3. Учет выпуска очищенных стоков ведется расходомером - счетчика ультразвуковым Днепр-7 установленный на трубе КОС 2 очереди. Данные снимаются по месту установки.

Качество сточной воды в г. Губкинский контролируют:

- аккредитованная лаборатория филиала АО "Ямалкоммунэнерго" в г. Губкинский;

- аккредитованная лаборатория Филиал ФБУЗ "Центр гигиены и эпидемиологии в ЯНАО в г. Губкинский.

В следующих таблицах приведены сравнительные анализы соответствия качества очистки сточных вод на очистных сооружениях канализации г. Губкинский нормативам допустимых сбросов (НДС).

Таблица 16 - Соответствие применяемой технологической схемы очистки сточных вод требованиям обеспечения нормативов качества очистки сточных вод

Наименование показателя	Ед. изм.	Фактические среднегодовые концентрации очищенных сточных вод на выходе КОС за 2022 г, мг/дм3	Нормативная концентрация (содержание) в составе нормативов допустимого сброса (НДС)	Соответствие нормативам допустимых сбросов (НДС)
Общее железо	мг/дм 3	0,1	0,3	+
Анионные поверхностно-активные вещества (АПАВ)	мг/дм 3	0,2754	0,1	-
Нефтепродукты	мг/дм 3	0,2095	0,3	+
Азот аммонийный	мг/дм 3	0,5	0,5	+
Азот нитритный	мг/дм 3	0,24284	0,08	-
Азот нитратный	мг/дм 3	59,778	40	-
Хлорид-ион	мг/дм 3	43,9	50	+
Сульфат-ион	мг/дм 3	26,6	50	+
Ортофосфат-ион	мг/дм 3	0,2728	0,2	-
Взвешенные вещества	мг/дм 3	21	10,5	-
Сухой остаток	мг/дм 3	276	300	+
Биохимическое потребление кислорода (БПК.п)	мг/дм 3	3	3	-

Общее количество взятых проб сточных вод на КОС ФФБУЗ "Центр гигиены и эпидемиологии по ЯНАО в г. Губкинский" за 2022 год, на бактериологическое исследование: 8 проб (до и после очистки с КОС), 1 проба после очистки, не соответствовала нормативным требованиям МУ 2.1.5.800-99.

Общее количество взятых проб сточных вод на КОС производственной лабораторией филиала АО "Ямалкоммунэнерго" в г. Губкинский за 2022 год на химический анализ составило: 72 пробы (до и после очистки с КОС).

Сравнительный анализ показал превышение нормативов допустимых сбросов (НДС) на очистных сооружениях канализации г. Губкинский по большинству показателей. По состоянию на 2022 год, технологическая схема очистки сточных вод на КОС г. Губкинский соответствует требованиям нормативов качества очистки сточной воды.

Рисунок 7 - Территория г. Губкинский, не охваченная централизованным водоотведением

Рисунок 8 - Территория тер. Пурпе, не охваченная централизованным водоотведением

Общий объём поступающих сточных вод на канализационные очистные сооружения ГО г. Губкинский в 2022 году составил: г. Губкинский 2 103,67 тыс. м3, в том числе объем реализации стоков 1 829,46 тыс. м3, объем неорганизованного притока 274,21 тыс. м3 или 13,0% от общего объема сточных вод, поступающих на КОС, п. Пурпе - 470,78 тыс. м3, в том числе объем реализации стоков 433,6 тыс. м3, объем неорганизованного притока 37,18 тыс. м3 или 7,8% от общего объема сточных вод.

Среднесуточный объем поступления сточных вод в 2022 году составил: г. Губкинский 5,76 тыс. м3/сут, максимальный суточный объем 6,91 тыс. м3/сут, тер. Пурпе 1,29 тыс. м3/сут, максимальный суточный объем 1,55 тыс. м3/сут

Основная часть хозяйственно-бытовых сточных вод поступает в централизованную систему водоотведения от населения города. На их долю приходится: г. Губкинский 1 171,57 тыс. м3/год или 55,7% от общего годового объёма поступающих стоков на КОС, тер. Пурпе 263,18 или 55,9% от общего годового объёма поступающих стоков на КОС.

Таблица 17 - Баланс поступления сточных вод в централизованную систему хозяйственно-бытовой канализации г. Губкинский за 2018 - 2022 гг.

N п/п	Наименование показателя	Величина показателя, тыс. м3
		2018 г	2019 г	2020 г	2021 г	2022 г
г. Губкинский
1	Пропущено сточных вод через КОС, в т.ч.:	2475,92	2418,07	2419,07	2139,44	2103,67
2	Собственные нужды КОС	14,31	38,05	39,75	39,75	39,76
3	Неорганизованный приток стоков	503,44	480,88	481,88	210,88	274,22
4	Поступление сточных вод в систему водоотведения (полезный отпуск), в т.ч.:	1958,17	1899,14	1466,74	1887,01	1829,45
4.1	- от населения	1155,87	1130,40	1130,40	1150,62	1171,57
4.2	- от бюджетных организаций	85,38	89,81	89,81	103,65	92,48
4.4	- от прочих организаций	248,62	246,53	246,53	632,74	232,74
4.5	- внутрицеховой оборот	468,30	432,40	н/д	н/д	322,67
тер. Пурпе
1	Пропущено сточных вод через КОС, в т.ч.:	н/д	н/д	н/д	467,14	470,78
2	Собственные нужды КОС	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
3	Неорганизованный приток стоков	н/д	н/д	н/д	101,46	37,18
4	Поступление сточных вод в систему водоотведения (полезный отпуск), в т.ч.:	н/д	н/д	н/д	365,68	433,60
4.1	- от населения	н/д	н/д	н/д	256,66	263,18
4.2	- от бюджетных организаций	н/д	н/д	н/д	24,88	22,67
4.4	- от прочих организаций	н/д	н/д	н/д	84,14	184,94

Рисунок 9 - Структура поступления сточных вод в централизованную систему хозяйственно-бытовой канализации г. Губкинский

Рисунок 10 - Структура поступления сточных вод в централизованную систему хозяйственно-бытовой канализации тер. Пурпе

Согласно СП 32.13330.2018 "Канализация. Наружные сети и сооружения. Актуализованная версия СНиП 2.04.03-85" расчетный расход сточных вод принимается расчетному расходу водопотребления за исключением расхода воды на полив территорий и зеленых насаждений.

Расчетные суточные расходы сточных вод следует принимать как произведение среднесуточного расхода на коэффициенты суточной неравномерности, принимаемые согласно СП 31.13330.2021 "Водоснабжение. Наружные сети и сооружения. Актуализированная версия СНиП 2.04.02-84".

Максимальный суточный коэффициент неравномерности принят равным 1,2.

Расчет требуемой мощности очистных сооружений требуется выполнять с учетом дополнительного притока поверхностных и грунтовых вод, неорганизованно поступающего в самотечные сети канализации через неплотности люков колодцев и за счет инфильтрации грунтовых вод.

В настоящее время очистка сточный вод в г. Губкинский осуществляется на КОС 2-й очереди, производительностью 10,5 тыс. м3/сут.

Расчет требуемой мощности очистных сооружений, а также данные по резервам и дефицитам мощности выполнены как на расчетные расходы по нормативным значениям, так и на основе статистических данных предоставленных АО "Ямалкоммунэнерго".

Таблица 18 - Расчет требуемой мощности очистных сооружений канализации ГО г. Губкинский

N п/п	Наименование показателя	Величина показателя, тыс. м3/сут
		2022	2023 - 2027	2028 - 2032	2033 - 2037	2038 - 2041
г. Губкинский
1	Проектная мощность КОС	10,50	10,50	10,50	10,50	10,50
2	Расчетный расход сточных вод в соответствии с нормативами СП 32.13330.2018	6,92	7,31	7,57	7,86	8,19
3	Поступление сточных вод в систему водоотведения на основе статистических данных (полезный отпуск)	5,01	5,23	5,45	5,69	5,97
4	Неучтенный приток стоков+с/н	0,75	0,75	0,75	0,75	0,75
5	Требуемая мощность КОС на основе расчетных расходов, при этом:	6,92	7,31	7,57	7,86	8,19
	Резерв (+)/Дефицит (-)	3,58	3,19	2,93	2,64	2,31
	тоже, в %	34,1	30,4	27,9	25,1	22,0
6	Требуемая мощность КОС на основе статистических данных, при этом:	6,92	7,17	7,44	7,73	8,06
	Резерв (+)/Дефицит (-)	3,58	3,33	3,06	2,77	2,44
	тоже, в %	34,1	31,7	29,2	26,3	23,2
тер. Пурпе
1	Проектная мощность КОС	1,80	1,80	1,80	1,80	1,80
2	Расчетный расход сточных вод в соответствии с нормативами СП 32.13330.2018	1,55	1,71	1,71	1,62	1,57
3	Поступление сточных вод в систему водоотведения на основе статистических данных (полезный отпуск)	1,19	1,32	1,32	1,25	1,21
4	Неучтенный приток стоков+с/н	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
5	Требуемая мощность КОС на основе расчетных расходов, при этом:	1,55	1,71	1,71	1,62	1,57
	Резерв (+)/Дефицит (-)	0,25	0,09	0,09	0,18	0,23
	тоже, в %	14,0	4,9	4,9	10,0	12,5
6	Требуемая мощность КОС на основе статистических данных, при этом:	1,43	1,59	1,59	1,50	1,45
	Резерв (+)/Дефицит (-)	0,37	0,21	0,21	0,30	0,35
	тоже, в %	20,8	11,7	11,7	16,8	19,3

Мощность городских очистных сооружений в настоящее время составляет 10,5 тыс. м3/сут. Исходя из расчётов требуемой мощности очистных сооружений, выполненного в п. 3.3 "Расчёт требуемой мощности очистных сооружений исходя из данных о расчётном расходе сточных вод, дефицита (резерва) мощностей по технологическим зонам сооружений водоотведения с разбивкой по годам", резерв мощности в 2022 году при фактическом поступлении сточных вод составил г. Губкинский - 34,1% и тер. Пурпе - 20,8% от проектной.

Объем поступления сточных вод в систему водоотведения городского округа, с учетом перспективной застройки и увеличения численности населения к 2041 году ожидается в количестве г. Губкинский - 2 491,99 тыс. м3; тер. Пурпе - 946,95 тыс. м3. Средний суточный объем поступления при этом составит г. Губкинский - 6,83 тыс. м3/сут; тер. Пурпе - 2,59 тыс. м3/сут. Максимальный суточный объем: г. Губкинский - 8,19 тыс. м3/сут; тер. Пурпе - 3,11 тыс. м3/сут.

Резерв мощности сооружений г. Губкинский составит 23,2%, тер. Пурпе - 19,3. На очистных сооружениях тер. Пурпе наблюдается дефицит мощности, который составляет - 66,2%

Исходя из этого, можно сделать вывод о том, что на сегодняшний день и как минимум до 2041 года, мощности очистных сооружений: г. Губкинский и тер. Пурпе - будет достаточно для подключения перспективных потребителей к централизованной системе водоотведения и расширения зоны действия сооружений.

В системе централизованного водоотведения ГО г. Губкинский на текущий момент выявлены следующие основные проблемы:

- Наличие многочисленных фактов несанкционированного стока дождевых и талых вод в сети канализации;

- Практически все потребители, расположенные на промышленных панелях не подключены к централизованному водоотведению;

- Наличие в городе большого количества промышленных предприятий, обеспечивает попадание жиров в трубопроводы, что приводит к их засорению, наличие предприятий, осуществляющих залповые сбросы стоков с повышенным содержанием нефтепродуктов, биологически активных примесей, что нарушает нормальную работу очистных сооружений;

- Большое количество засоренных колодцев в городе;

- Отсутствие приточно-вытяжной вентиляции на КОС II очереди;

- Высокая степень износа трубопроводов, колодцев, что приводит к инфильтрации хозяйственно-бытовых стоков в окружающие грунты, либо к увеличению доли неорганизованных стоков, повышенной аварийности самой системы;

- На ГКНС установлены решетки с ручной очисткой, что не обеспечивает максимальную защиту от засоров. Рекомендуется установка современного оборудования с механической очисткой от мусора;

- Требуется замена задвижки с гидроприводом Д.у 800 трубопровода подачи стоков в приемный резервуар ГКНС, трубопровода подачи технической воды на задвижку с гидроприводом;

- Система вентиляции на ГКНС не обеспечивает необходимый обмен воздуха;

- Требуется ремонт (замена) электродвигателя на 2-ом насосе ГКНС;

- На КНС отсутствуют системы плавного пуска и частотно-регулируемые электроприводы, что приводит к частому включению - отключению насосов и нерациональному энергопотреблению, высокому износу питающего электрооборудования, повышенным нагрузкам на электросети при каждом пуске насосного агрегата;

- Центральный Диспетчерский Пункт (ЦДП) и объекты системы водоотведения не обеспечены необходимым современным оборудованием для выполнения процессов диспетчеризации и автоматизации;

- Требуется реконструкция КОС для обеспечения качества очистки сточных вод в соответствии с современными требованиями и очистки сточных вод в полном объеме;

- Требуется чистка магистральных сетей, резервуара-усреднителя, приемного резервуара на ГКНС и приемного резервуара КНС;

- В системе водоотведения тер. Пурпе-1 в виду повышенного уровня сточных вод и представленных лабораторных проб с превышением ПДК, произвести реконструкцию КОС-400 с увеличением мощности до 800 куб. м/сут., которая будет в себя включать приведение объекта в соответствии с нормативными требованиями: замена оборудования для улучшения качества очистки сточных вод, устройство подъездных путей, реконструкция здания, устройство бетонного основания (плиты) иловых карт.

В целом можно сделать вывод о том, что система централизованного водоотведения ГО г. Губкинский находится в удовлетворительном состоянии, но требуется реконструкция очистных сооружений для приведения качества очистки сточных вод к современным требованиям и реконструкция насосных станций для повышения их энергоэффективности, управляемости и надежности, снижения излишних гидравлических нагрузок на напорные трубопроводы. При этом, так как темпы замены отработавших свой ресурс элементов системы (в основном трубопроводов) недостаточны, средний износ элементов системы будет только увеличиваться, а вместе с этим и количество аварий.

Пути решения.

По объектам водоотведения:

г. Губкинский

- реконструкция КОС 2-ой очереди, в т.ч. ПИР;

- разработка ПСД на реконструкцию КОС II очереди;

- проведение экспертизы ПСД на реконструкцию КОС;

- модернизация ГКНС в т.ч. ПИР;

- реконструкция станции закачки КОС I очереди с изменением её хозяйственного назначения, в том числе ПИР;

- ликвидация очистных сооружений канализации КОС 1 очереди.

тер. Пурпе

- модернизация канализационных очистных сооружений производительностью 1 400 м3/сут. территория Пурпе.

тер. Пурпе-1

- строительство новых очистных сооружений производительностью 1 000 м3/сут. в Пурпе-1 (ввиду повышенного уровня сточных вод и представленных лабораторных проб с повышением ПДК).

По сетям водоотведения:

- строительство резервного напорного коллектора от камеры переключения на ГКНС до приемного резервуара на КОС диаметром 530х7 в заводской изоляции ППУ-ПЭ;

- строительство сетей водоотведения в мкр. 1-7, 9-24, территория Пурпе;

- увеличение темпов замены трубопроводов хозяйственно-бытовой канализации до 2% в год от общей длины.

2.4. Краткий анализ существующего состояния системы электроснабжения

Деление территории г. Губкинский на эксплуатационные зоны электроснабжения происходит по границам балансовой принадлежности электрических сетей. Карты-схемы приведены в приложении Е.

Деление территории г. Губкинский на эксплуатационные зоны электроснабжения происходит по границам балансовой принадлежности электрических сетей. Перечень точек поставок электроэнергии (места на границе балансовой принадлежности электрической сети) от ОАО энергетики и электрификации "Тюменьэнерго" филиал "Ноябрьские электрические сети" к МУП "ГГЭС" представлено в блок-схеме рис. 37.

Характеристики распределительных подстанций представлены в сформированных блоках и приведены в приложении 1.

Характеристики распределительных подстанций представлены в сформированных блоках и приведены в приложении 2.

Поступление электроэнергии в сети АО "ГГЭС" осуществляется от энергосистемы филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири. Опорным центром питания является ПС 500/220/110/10 кВ "Тарко-Сале", расположенная на окраине, в промышленной зоне города. ПС "Тарко-Сале" связана по ВЛ-500кВ с ПС "Холмогорская" и по ВЛ-220кВ с ПС "Муравленковская". Передача электрической мощности от ПС "Тарко-Сале" осуществляется до главных понизительных подстанций ПС 110/10/10 кВ "Сигнал" и ПС 110/10/10 кВ "Фортуна", находящиеся на балансе ОАО "Тюменьэнерго", а также до ПС 220/110/10 кВ "ГГПЗ". Электроснабжение потребителей города Губкинский осуществляется от подстанций: ПС 110/10/10 кВ "Сигнал", мощностью 2х25 МВА, ПС 110/10/10 кВ "Фортуна" (2х25 МВА), ПС 220/10/10 кВ "ГГПЗ" (ЗРУ-10 кВ), ПС 35/10 кВ "Базовая" (2х10 МВА), ПС 110/10/10 "Победа". Энергоснабжение тер. Пурпе осуществляется от ПС 110/10 кВ "Пур-пе" подключенная от ПС 500/220/110/10 кВ "Тарко-Сале". Энергоснабжение тер. Пурпе-1 осуществляется от ПС 110/10 кВ "Пурпейская" подключенная от ПС 500/220/110/10 кВ "Тарко-Сале".

Рисунок 11 - Блок-схема энергоснабжения городского округа города Губкинского

Графическое представление деления территории города на эксплуатационные зоны электроснабжения показано на рисунке 38.

Рисунок 12 - Эксплуатационные зоны электроснабжения города Губкинский

РП-4 10/6кВ введен в эксплуатацию в 1990 г. для электроснабжения электродвигателей 6кВ объекта "Канализационно-очистные сооружения", с подключенными к нему трансформаторными подстанциями КОС-1; КОС-2; КОС-3. В настоящее время двигатели 6кВ демонтированы, ТП-КОС-1, КТП-КОС-2 не имеют нагрузок, ТП-КОС-3 имеет минимальную нагрузку, а срок эксплуатации оборудования РП-4 приближается к нормативному (25 лет). В связи с этим дальнейшая эксплуатация РП-4 является крайне неэффективной, поскольку затраты на оплату технологических потерь и потерь на собственные нужды РП ориентировочно составляют 440 тыс. рублей в год, помимо затрат на содержание РП в надлежащем состоянии. Несоответствующее климатическое исполнение здания РП-4 (тропическое) требует дополнительного электрообогрева зданий ЗРУ-6 кВ.

Целесообразно рассмотрение вопроса о замене РП-4 напряжением 6 кВ на напряжение 10 кВ с созданием узла развязки по ВЛ-10 кВ и резервирования объектов КОС, ТБО и ТПО, ПС 110/10/10 кВ "Сигнал" и ПС 35/10 кВ "Базовая", что значительно увеличит степень надежности электроснабжения по данным объектам.

РП-2 введен в эксплуатацию в 1987 г. для электроснабжения электродвигателей 6 кВ объекта "Городская котельная", трансформаторной подстанции ТП-302/3. Срок эксплуатации оборудования РП-2 превышает нормативный (25 лет). РП-2 имеет тропическое исполнение. Необходимо в ближайшее время произвести замену распределительного пункта.

Ряд трансформаторных подстанций, запитаны по одной линии. В связи с этим в сети могут иметь место отключение большого числа потребителей на время ремонтов, а также при отыскании места повреждения при возникновении аварий.

На двухтрансформаторных подстанциях, питающих потребителей первой и второй категории, в соответствии с требованиями по обеспечению надежности, присутствуют системы АВР. Для повышения надежности при аварийных режимах в качестве третьего резервного питания, потребители I категории имеют дизельные электростанции. Котельные и объекты тепло-водоснабжения имеют резервные источники электроснабжения - энерговагоны с дизель - генераторами типа ПЭ-6 мощностью 1,1 МВт. Энерговагоны находятся в эксплуатации с 1985 года и полностью самортизированы. Не смотря на невыработанный ресурс моточасов до проведения капитального ремонта и ввиду длительного периода эксплуатации, необходимо провести обследование оборудования энерговагонов ПЭ-6М с привлечением специализированных организаций для оценки их технического состояния и принятия по ее результатам решения с разработкой мероприятий по их дальнейшей эксплуатации, включая вопрос их поэтапной замены. В случае их замены целесообразно рассмотрение вопроса о замене энерговагонов на ДЭС-0,4 кВ.

Трансформаторные подстанции (168 шт.) представлены как в двухтрансформаторном варианте, так и в однотрансформаторном, запитаны, в основном, по петлевым схемам. Больше половины трансформаторных подстанций имеет срок эксплуатации более 20 лет. Для технического освидетельствования по истечению установленного нормативно-технической документацией срока службы электрооборудования на предприятии создана комиссия с целью оценки состояния, установления сроков дальнейшей работы и условий эксплуатации.

В составе многих трансформаторных подстанций представлено оборудование не соответствующее современным требованиям: устаревшие ячейки КСО-366 с выключателями нагрузки и масляными выключателями, силовые трансформаторы с устаревшими характеристиками, устаревшие типы электромагнитных реле.

Оборудование трансформаторных подстанций хоть и морально устарело, но находится в удовлетворительном состоянии и выполняет свои функции. Многие силовые трансформаторы эксплуатируются более 20 лет, что обуславливает высокие потери холостого хода, связанные с износом оборудования и устаревшими заводскими характеристиками. В некоторых подстанциях замечены протечки трансформаторного масла.

В настоящее время проводятся работы по ремонту строительной части подстанций: устраняются течи в кровле за счет строительства новых скатных крыш, делается косметический ремонт зданий, ремонт полов.

Сеть электроснабжения 10 (6) кВ в основном представлена воздушными линиями электропередачи (177 км) и кабельными линиями (16 км). Сеть электроснабжения 0,4 кВ преимущественно представлена кабельными линиями (86 км). Воздушные ЛЭП ВЛ-10 (6) кВ выполнены проводами марки АС на ж/б и металлических опорах. Состояние воздушных линий в целом удовлетворительное. Кабельные линии имеют срок эксплуатации свыше 20 лет, что может послужить причиной значительного роста выхода из строя их в дальнейшем.

Электроснабжение всех социально значимых объектов города осуществляется по первой и второй категории надежности электроснабжения. Жилые дома подключены по 2й категории надежности электроснабжения, за исключением 198 двухэтажных домов, с односторонним питанием.

Существующая схема сети 6/10 кВ имеет достаточно надежна, за исключением некоторых участков - потребители промзоны Панели NN 1, 2, 9.

С учетом того обстоятельства, что большинство ТП, и соответственно, электрических сетей города было введено в эксплуатацию в 80-х годах, а также принимая во внимание тот фактор, что нормативный срок службы электрооборудования составляет около 25 - 30-ти лет, физический износ электрооборудования в ТП в целом довольно высок. Намечаемый ввод новых объектов коммунально-бытового, социального и промышленного назначения и жилищного строительства, а также дальнейшее насыщение бытовыми электроприборами вызовет рост электрических нагрузок всего города. Для покрытия возрастающих электрических нагрузок города необходимо повышение пропускной способности электрических сетей 6/10 кВ, сооружение дополнительных линий, ТП и других мероприятий, то есть потребуют проведения реконструкции и развития городских электрических сетей. Для дальнейшей эксплуатации потребуется выполнить их реконструкцию и техническое перевооружение.

В 2022 г. производилась замена уличного освещения по:

ул. Магистральная - 110 светильников;

ул. Северное счастье - 14 светильников;

ул. Парковая - 39 светильников;

ул. Лыжная траса - 96 светильников;

ул. Дружбы, Калинина, Северное счастье, Ямальская - 106 светильников.

В 2023 г. мероприятия по замене уличного освещения не планируются.

Информация о замене КТПН и КТП

В 2018 г. была введена в эксплуатацию новая ТП-Р8-2;

В 2019 г. - реконструкция ТП - ТП-14 и ТП-67

В 2021 г. - реконструкция ТП-Р6-2, ввод в эксплуатацию ТП "Сфера";

В 2022 г. - реконструкция ТП-21, ввод в эксплуатацию ТП-Р7-1, ТП-Р8-1, ТП-Р8-3, ТП-Р-800.

В 2023 г. планируется ввод в эксплуатацию ТП-Р7-2 и реконструкция 25ТП.

Информация о замене ВЛ и КЛ.

В 2022 г. были заменены силовые кабели электроснабжения домов 7,8,9,10 в 9 мкр

В 2023 г. мероприятий по реконструкции и модернизации кабельных линий не планировалось.

АСКУЭ "Энергетик". В системе используется 365 приборов учета электроэнергии.

Срок службы электросетевых объектов определяется стандартом исходя из усредненного экономически целесообразного времени службы основных фондов (с учетом морального износа) и в основном соответствует амортизационному периоду. Для ВЛ-10 кВ на железобетонных опорах стандарт устанавливает срок службы 35 лет по объекту в целом, исходя из долговечности наиболее употребляемых марок проводов для ВЛ, для стальных - 50 лет, исходя из физического износа опор. Для кабельных линии срок службы составляет 25 - 30 лет, но на практике кабельные линии служат значительно дольше в зависимости от состояния изоляции. Для ПС, РП и ТП согласно соответствующим стандартам, сроки использования основного оборудования до списания составляют не менее 25 лет. На практике необходимость реконструкции часто возникает и по условиям морального износа.

2.5. Краткий анализ существующего состояния системы газоснабжения

В ГО г. Губкинский ЯНАО газоснабжение потребителей природным газом осуществляется газораспределительными организациями ООО "Горгаз" и ООО "Пургазсервис".

ООО "Горгаз" владеет частью газовых сетей промышленного и коммунального потребления природного газа. Также, часть сетей промышленного и коммунального потребления природного газа принадлежит муниципальному образованию ГО г. Губкинский.

Газовые сети попутного нефтяного газа от магистральных газопроводов ООО "Роснефть-Пурнефтегаз" до котельных в г. Губкинский, находятся в аренде филиала АО "Ямалкоммунэнерго" в г. Губкинский.

ООО РН "Пурнефтегаз" владеет частью газовых сетей попутного нефтяного газа от магистральных газопроводов ООО "Роснефть-Пурнефтегаз" до производственных котельных в п. Пурпе.

Источником газа являются:

- система магистральных газопроводов ООО "Роснефть-Пурнефтегаз"

- Губкинский газоперерабатывающий завод.

В состав системы коммунально-бытового газоснабжения входят:

- газорегуляторный пункт ПГБ N 1, расположенный в промышленной зоне города (панель N 2) подающий газ в сети низкого давления промышленным предприятиям;

- газорегуляторный пункт ПГБ N 2, расположенный в промышленной зоне города (панель N 2), подающий газ в сети низкого давления к потребителям жилой застройки микрорайона 13;

- газорегуляторный пункт ПГБ N 3, расположенный в промышленной зоне города (панель N 6), подающий газ в сети низкого давления промышленным предприятиям;

- газорегуляторный пункт ПГБ N 4, расположенный в зоне жилой застройки, подающий газ в сети низкого давления к потребителям жилой застройки микрорайона 16;

- газорегуляторные пункты ПГБ, ГРПШ и газорегуляторные установки (ГРУ) промышленных предприятий и предприятий сферы коммунально-бытового обслуживания;

- газопровод высокого давления 2 категории (от 0,3 до 0,6 МПа), предназначенный для питания сетей низкого давления через газорегуляторный пункт и подачи газа в газопроводы промышленных предприятий;

- газопровод среднего давления (от 0,005 до 0,3 МПа), предназначенный для питания сетей низкого давления через газорегуляторный пункт и подачи газа в газопроводы промышленных предприятий;

- газопровод низкого давления (до 0,005 МПа включительно), предназначенные для транспортирования газа в жилые и общественные здания.

В селитебной зоне застройки г. Губкинского природным газом газифицированы микрорайоны 13; 16; 18. В остальных микрорайонах города для бытовых нужд (приготовление пищи) используется электроэнергия. Жилая застройка в тер. Пурпе и тер. Пурпе-1 газифицирована частично.

Источником газа являются:

1. Система магистральных газопроводов ООО "Роснефть-Пурнефтегаз";

2. Губкинский газоперерабатывающий завод.

Снабжение попутным нефтяным газом.

На территории г. Губкинский газоснабжение попутным нефтяным газом осуществляется от системы газопроводов ООО "Роснефть-Пурнефтегаз". По двум подземным газопроводам среднего давления 0,3 МПа нефтяным попутным газом обеспечиваются котельные, обслуживаемые филиалом АО "Ямалкоммунэнерго" в городе Губкинский.

На тер. Пурпе попутный нефтяной газ подается от системы газопроводов ООО "Роснефть-Пурнефтегаз", на производственные котельные.

Снабжение природным газом.

Газоснабжение природным (сухим отбензиненным) газом осуществляется от Губкинского газоперерабатывающего завода. Природным газом обеспечиваются потребители промышленной зоны и зоны жилой застройки в г. Губкинский и тер. Пурпе.

Резервным топливом для котельных в г. Губкинский является природный (сухой отбензиненный) газ Губкинского газоперерабатывающего завода (далее - ГГПЗ).

На территорию г. Губкинский природный газ поступает от ГГПЗ через блочный узел учета расхода газа (далее БУУРГ). Газ высокого давления 2 категории подается на блочные газорегуляторные пункты (ПГБ), и шкафные газорегуляторные пункты (ГРПШ).

Потребителям жилой застройки подается газ низкого давления.

На тер. Пурпе природный газ подается без БУУРГ.

На тер. Пурпе-1 природный газ подается от системы газопроводов ООО "Роснефть-Пурнефтегаз", через ПРГ-3 расположенное на площадке Пурпейского ЛПУМГ "Газпром трансгаз Сургут", на котельные, обслуживаемые филиалом АО "Ямалкоммунэнерго" и на котельную Пурпейского ЛПУМГ "Газпром трансгаз Сургут".

Характеристика природного и попутного нефтяного газа приведена в таблицах 19 и 20.

Таблица 19 - Состав природного газа (сухой отбензиненный) по результатам испытаний от 09.02.2023 г.

N п/п	Наименование показателей	Норматив	НД на метод испытания	Фактическое значение
1	Гелий, %		ГОСТ 31371.7-2008	0,0127
2	Диоксид углерода, %, не более	2,500	ГОСТ 31371.7-2008	0,2098
3	Водород, %		ГОСТ 31371.7-2008	<0,001
4	Кислород, % не более	0,020	ГОСТ 31371.7-2008	0,0127
5	Этан, %		ГОСТ 31371.7-2008	4,4380
6	Азот, %		ГОСТ 31371.7-2008	1,2230
7	Пропан, %		ГОСТ 31371.7-2008	0,0556
8	изо-Бутан, %		ГОСТ 31371.7-2008	0,0068
9	н-Бутан, %		ГОСТ 31371.7-2008	0,0115
10	изо-Пентан, %		ГОСТ 31371.7-2008	<0,001
11	н-Пентан, %		ГОСТ 31371.7-2008	<0,001
12	Гексан и высшие углеводороды (в сумме), %		ГОСТ 31371.7-2008	0,0071
13	Метан, %		ГОСТ 31371.7-2008	94,0227
14	Гелий, % об.		ГОСТ 31371.7-2008	0,0127
15	Диоксид углерода, % об.		ГОСТ 31371.7-2008	0,2091
16	Водород, % об.		ГОСТ 31371.7-2008	0,0000
17	Кислород, % об.		ГОСТ 31371.7-2008	0,0127
18	Азот, % об.		ГОСТ 31371.7-2008	1,2250
19	Этан, % об.		ГОСТ 31371.7-2008	4,4120
20	Пропан, % об.		ГОСТ 31371.7-2008	0,0548
21	изо-Бутан, % об.		ГОСТ 31371.7-2008	0,0067
22	н-Бутан, % об.		ГОСТ 31371.7-2008	0,0112
23	изо-Пентан, % об.		ГОСТ 31371.7-2008	0,0000
24	н-Пентан, % об.		ГОСТ 31371.7-2008	0,0000
25	Гексан и высшие углеводороды (в сумме), % об.		ГОСТ 31371.7-2008	0,0065
26	Метан, % об.		ГОСТ 31371.7-2008	94,0493
27	Гелий, % масс.		ГОСТ 31371.7-2008	0,0030
28	Диоксид углерода, % масс.		ГОСТ 31371.7-2008	0,5463
29	Водород, % масс.		ГОСТ 31371.7-2008	0,0000
30	Кислород, % масс.		ГОСТ 31371.7-2008	0,0241
31	Азот, % масс.		ГОСТ 31371.7-2008	2,0270
32	Этан, % масс.		ГОСТ 31371.7-2008	7,8960
33	Пропан, % масс.		ГОСТ 31371.7-2008	0,1452
34	изо-Бутан, % масс.		ГОСТ 31371.7-2008	0,0236
35	н-Бутан, % масс.		ГОСТ 31371.7-2008	0,0397
36	изо-Пентан, % масс.		ГОСТ 31371.7-2008	0,0000
37	н-Пентан, % масс.		ГОСТ 31371.7-2008	0,0000
38	Гексан и высшие углеводороды (в сумме), % масс.		ГОСТ 31371.7-2008	0,0361
39	Метан, % масс.		ГОСТ 31371.7-2008	89,2591
40	Содержание С3+высшие, г/м3		ГОСТ 31371.7-2008	1,7211
41	Содержание С5+высшие, г/м3		ГОСТ 31371.7-2008	0,2538
42	Теплота сгорания низшая при стандартных условиях МДЖ/м3, МДж/м3, не менее	31,800	ГОСТ 31369-2008	34,1600
43	Теплота сгорания низшая при стандартных условиях Ккал/м3, ккал/м3		ГОСТ31369-2008	8159,0000
44	Число Воббе, высшее, МДж/м3		ГОСЧ31369-2008	49,5100
45	Число Воббе, высшее, ккал/м3		ГОСЧ31369-2008	11825,0000
46	Плотность, кг/м3	не нормируют, определение обязательно	ГОСП31369-2008	0,7040
47	Теплота сгорания низшая при стандартных условиях, МДж/м3 (ккал/м3), не менее	31,8 (7600)	ГОСТ31369-2008	34,16 (8159)
48	Сероводород, г/м3, не более	0,007	ГОСТ Р 53367-2009	<0,001
49	Общая сера, г/м3, не более	0,030	ГОСТ Р 53367-2009	<0,001
50	Меркаптановая сера, г/м3, не более	0,016	ГОСТ Р 53367-2009	<0,001

Таблица 20 - Состав попутного нефтяного газа от 22.05.2020 г.

Наименование компонента	Концентрация, мол. %	Концентрация масс. %
Гелий	0,0089	0,002
Кислород	0,003	0,0005
Азот	0,7055	1,6447
Двуокись углерода	0,6023	0,8937
Метан	89,62	76,1594
Этан	3,729	5,9396
Пропан	2,658	6,2086
изо-Бутан	0,7834	2,4119
н-Бутан	0,9876	3,0406
изо-Пентан	0,3026	1,1565
н-Пентан	0,3011	1,1507
Гексаны	0,3053	1,3936

В ГО г. Губкинский используется трехступенчатая сеть газораспределения, состоящая из сетей высокого давления 2 категории; среднего давления и низкого давления:

Газоснабжение территории г. Губкинский:

- от завода "Губкинский ГПЗ" отходит газопровод высокого давления 2 категории (0,6 МПа), подходящий газ к газорегуляторным пунктам (ГРП): к блочным газорегуляторным пунктам (ПГБ), и шкафным газорегуляторным пунктам, к различным предприятиям, находящимся в промышленной зоне города и имеющим свои ГРП и ГРУ;

- от ГРП запитана сеть газораспределения низкого давления (0,005 МПа), подводящая газ к потребителям и жилой застройке;

- от системы газопроводов ООО "Роснефть-Пурнефтегаз" попутный нефтяной газ подаётся по газопроводам среднего давления (0,3 МПа) на котельные.

Газоснабжение тер. Пурпе:

- от завода "Губкинский ГПЗ" отходит газопровод высокого давления 2 категории (0,6 МПа), подходящий природный газ к газорегуляторному пункту на ул. Аэродромная,

- от ГРП на ул. Аэродромная запитана сеть газораспределения среднего давления (до 0,3 МПа), подводящая газ к предприятиям и ГРП,

- от ГРП запитана сеть газораспределения низкого давления (0,005 МПа), подводящая газ к потребителям и жилой застройке.

- от системы газопроводов ООО "Роснефть-Пурнефтегаз" попутный нефтяной газ подаётся по газопроводам среднего давления (0,3 МПа) на производственные котельные.

Газоснабжение тер. Пурпе-1:

- от системы газопроводов ООО "Роснефть-Пурнефтегаз", через ПРГ-3 расположенное на площадке Пурпейского ЛПУМГ "Газпром трансгаз Сургут", природный газ подаётся по газопроводам высокого давления 2 категории (0,6 МПа) на котельные и ГРП,

- от ГРП запитана сеть газораспределения низкого давления (0,005 МПа), подводящая газ к потребителям и жилой застройке.

Способ прокладки наружных газопроводов - преимущественно подземный, материал газопровода высокого давления - полиэтилен, низкого давления - полиэтилен и сталь.

Сети газораспределения являются нерезервированными, кольцевание или дублирование отсутствует. Система газораспределения тупиковая.

Бесхозные сети газораспределения отсутствуют.

В качестве отключающей арматуры на газораспределительных сетях города используются стальные задвижки и краны шаровые.

В качестве газорегуляторных пунктов используются двухниточные ПГБ - блочные пункты с размещением оборудования в блоке-контейнере; ГРПШ - размещение технологического оборудования в несгораемом шкафу. В газорегуляторном пункте происходит снижение (редуцирование) высокого или среднего давления природного газа, поступающего из распределительных газопроводов, автоматическое поддержание давления на выходе, фильтрация газа, прекращение подачи газа на потребителя при аварийном изменении заданного уровня выходного давления.

В городском округе город Губкинский Ямало-Ненецкого автономного округа газоснабжение потребителей природным газом осуществляется газораспределительными организациями ООО "Горгаз" и ООО "Пургазсервис".

Эксплуатационные зоны на территории городского округа совпадают с границами застройки:

- территория г. Губкинский;

- территория Пурпе;

- территория Пурпе-1.

Структурный баланс реализации газа по группам абонентов представлен в таблице 21.

Таблица 21 - Структурный баланс реализации газа по группам абонентов за 2022 г.

Наименование категории объектов газопотребления	Природный газ		Попутный газ
	часовой, м3/час	годовой, тыс. м3/год	часовой, м3/час	годовой, тыс. м3/год
г. Губкинский
население	510	1071,00	0	0,00
котельные	0	0,00	18789	60223,35
промышленные	471	847,80	0	0,00
прочие	7008	12644,40	0	0,00
Всего г. Губкинский	7989	14563,20	18789	60223,35
тер. Пурпе
население	230	483,00	0	0,00
котельные	2632	13320,00	510	1369,37
прочие	411	739,80	25	219,00
Всего тер. Пурпе	3273	14542,80	535	1588,37
тер. Пурпе-1
население	63	128,10	0	0,00
котельные	2978	6923,23	0	0,00
прочие	5	9,00	0	0,00
Всего тер. Пурпе-1	3046	7060,33	0	0
Всего по городскому округу
население	803	1682,10	0	0,00
котельные	5610	20243,23	19299	61592,72
промышленные	471	847,80	0	0,00
прочие	7424	13393,20	25	219,00
Итого	14308	36166,33	19324	61811,72

Как видно из таблицы выше, большая часть (порядка 88%) реализации природного газа приходится на группу "Потребители промышленной зоны". Данную ситуацию можно объяснить тем фактом, что в группе "Население" в настоящее время газифицированы только часть домов ИЖЗ, в связи с чем объем реализации природного газа этой группе составляет лишь оставшиеся 12%.

Расчет прогнозного потребления природного газа на территории городского округа город Губкинский представлен в таблице 22

Таблица 22 - Расчет прогнозного потребления природного газа на территории городского округа города Губкинский

Категория потребителей	Потребность в газе на 2022 год		Потребность в газе на 2027 год (1 этап)		Потребность в газе на 2032 год (2 этап)		Потребность в газе на 2038 год (3 этап)		Потребность в газе на 2041 год (4 этап)
	м3/ч	тыс. м3/год	м3/ч	тыс. м3/год	м3/ч	тыс. м3/год	м3/ч	тыс. м3/год	м3/ч	тыс. м3/год
население
Природный газ	803	1682,10	7496	15711,00	8246	17286,00	8246	17286,00	9482	19881,60
Всего	803	1682,10	7496	15711,00	8246	17286,00	8246	17286,00	9482	19881,60
котельные
Природный газ	5610	20243,23	34383	128841,03	34383	128841,03	34383	128841,03	34383	128841,03
Попутный нефтяной газ	19299	61592,72	510	1369,37	510	1369,37	510	1369,37	510	1369,37
Всего	24909	81835,95	34893	130210,40	34893	130210,40	34893	130210,40	34893	130210,40
промышленные
Природный газ	471	847,80	471	847,80	471	847,80	471	847,80	471	847,80
Всего	471	847,80	471	847,80	471	847,80	471	847,80	471	847,80
прочие
Природный газ	7424	13393,20	9368	16906,40	11516	25542,80	11516	25542,80	11516	25542,80
Попутный нефтяной газ	25	219,00	1459	5365,80	1459	5365,80	1459	5365,80	1459	5365,80
Всего	7449	13612,20	10827	22272,20	12975	30908,60	12975	30908,60	12975	30908,60
Итого Природный газ и Попутный нефтяной газ	33632	97978,05	53687	169041,40	56585	179252,80	56585	179252,80	57821	181848,40

С учётом анализа состояния существующей системы газоснабжения можно выделить несколько основных проблем, возникающих при газоснабжении города:

- тупиковая схема ГРП;

- низкий уровень автоматизации ГРП;

- отсутствие эксплуатационных паспортов на газопроводы;

- отсутствие защиты подземных стальных участков газопроводов от почвенной коррозии;

- отсутствие единой системы учёта газа;

- Несоответствие по физико-химическим показателям попутного нефтяного газа требованиям и нормам ГОСТ 5542-87.

Основным недостатком существующей системы газоснабжения является тупиковая схема ПГБ, в которой происходит снижение давления от номинального по мере удаления от источника газа (ГРП), трудности при ремонте участков газопроводов в связи с неизбежным отключением для этого потребителей, различная величина давлений у потребителей.

Пути решения:

- строительство газопроводов 2 категории, Р до Мпа от ГГПЗ г. Губкинский;

- строительство газопроводов низкого давления, Р до 0,005 МПа г. Губкинский;

- строительство газопроводов 2 категории, Р до 0,6 МПа от ГГПЗ тер. Пурпе;

- строительство коммерческого узла учета расхода газа для территории Пурпе;

- строительство газопроводов 2 категории, Р до 0,6 МПа от ПРГ-3 расположенное на площадке Пурпейского ЛПУМГ "Газпром трансгаз Сургут" тер. Пурпе-1;

- строительства коммерческого узла учёта расхода газа для территории Пурпе-1;

- строительство газопроводов 2 категории, Р до 0,6 МПа от существующего газопровода высокого давления Р до 0,6 МПа (вблизи ПРГ-3 расположенное на площадке Пурпейского ЛПУМГ "Газпром трансгаз Сургут");

- строительство газопроводов низкого давления Р до 0,005 МПа, на тер. Пурпе-1.

2.6. Краткий анализ существующего состояния системы сбора и утилизации ТБО

В ГО г. Губкинский с 01.01.2019 г. осуществлен переход на новую систему обращения с твёрдыми коммунальными отходами и введён в действия институт регионального оператора по обращению с ТКО.

На основании соглашения об организации деятельности по обращению с твёрдыми коммунальными отходами на территории Ямало-Ненецкого автономного округа статус регионального оператора присвоен ООО "ИННОВАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ".

Свою деятельность по обращению с ТКО на территории автономного округа региональный оператор осуществляет в соответствии с территориальной схемой обращения с отходами, утвержденной постановлением Правительства автономного округа.

В настоящее время региональным оператором заключены договоры с МБУ "Автодорсервис" на транспортирование и захоронение твёрдых коммунальных отходов на территории г. Губкинский и договор аренды транспортного средства с экипажем с АО "Ямалэкосервис" для сбора твёрдых коммунальных отходов с тер. Пурпе и транспортирования их для захоронения на полигон г. Губкинский.

Полигон твердых производственных отходов закреплен на праве оперативного управления за МБУ "Автодорсервис". Площадь полигона разбита на 2 участка - карта складирования ТПО площадью 1,44 га и карта складирования ТБО 1,7 га.

На сегодняшний день планово-регулярной системой накопления и вывоза коммунальных отходов охвачено всё население ГО г. Губкинский. Система накопления коммунальных отходов - контейнерная. Вывоз мусора из контейнеров и бункеров накопителей осуществляется в соответствии с СанПиНом.

Сведения о количестве контейнерных площадках представлен в таблице 45.

Таблица 23 - Сведения о количестве контейнерных площадок

N п/п	Населенный пункт	Бункера, шт.	Контейнера, шт.	Пластик, шт.	Экобоксы, шт.	Клетки для сбора шин, шт.
1	тер. Пурпе-1	5	67	2	1	1
2	тер. Пурпе	8	228	4	3	2
3	г. Губкинский	56	819	18	11	4
	Итого по ГО г. Губкинский	69	1114	24	15	7

В зависимости от вида отходов и их класса опасности, образованные отходы направляются на обезвреживание, переработку и размещение на различные лицензированные предприятия.

Полигон твердых коммунальных отходов (далее ТКО) и твердых производственных отходов (ТПО) введен в эксплуатацию в 1998 г.

На полигон ТКО и ТПО г. Губкинский поступают ТКО образованные от жизнедеятельности населения (из многоквартирных и частных домов), бюджетных организаций и учреждений, объектов соцкультбыта, от предприятий торговли, общественного питания, уличный и садово-парковый смет, строительный мусор и твердые бытовые и промышленные отходы от предприятий, расположенных на территории г. Губкинский, тер. Пурпе и тер. Пурпе-1.

Отходы I, II, III классов опасности подвергается временному складированию (хранению) для последующей передачи с целью обезвреживания, использования и переработки в специализированные организации, имеющие соответствующую лицензию и оборудование для переработки отходов соответствующих классов.

Во избежание ухудшения экологической ситуации на территории г. Губкинский производится мойка и дезинфекция контейнеров.

Жидкие коммунальные отходы (ЖКО) от населения, проживающего в неканализованных домовладениях в г. Губкинский, вывозятся на канализационные очистные сооружения.

Санитарная очистка территории г. Губкинский осуществляется в соответствии с разработанной "Территориальной схемой обращения с отходами на территории Ямало-Ненецкого автономного округа", предусматривающей комплекс мероприятий по:

- накоплению и транспортировке (вывозу) ТКО и КГО от населения;

- накоплению и транспортировке (вывозу) ТКО с территории предприятий и организаций;

- накоплению и транспортировке (вывозу) ЖКО;

- механизированной уборке территории г. Губкинский, а также схеме размещения контейнерных площадок и мест временного хранения (накопления) отходов, специализированных площадок для КГО, для которых они оборудованы.

Ответственность за организацию санитарной очистки в г. Губкинский возложена на администрацию г. Губкинский.

Учёт ТКО от потребителей, производится по установленным договорам и на основании данных по фактическому объёму размещения отходов на полигонах (по выданным талонам).

Учёт отходов на полигоне ТБО г. Губкинский производится на стадии их размещения исходя из количества прибывших машин и технологической вместимости кузова. Размещаемые ТКО на полигоне ТБО - не взвешиваются. Контроль качественного состава принимаемых отходов ведётся визуально.

При выполнении работ по накоплению и обезвреживанию биологических отходов в г. Губкинский соблюдаются требования "Ветеринарных правил перемещения, хранения, переработки и утилизации биологических отходов" (утв. Министерством сельского хозяйства Российской Федерации от 26.10.2020 N 626).

Медицинские отходы накапливаются на территориях соответствующих учреждений, в которых они образуются. Единые требования к организации системы накопления, перемещения, дезинфекции, временного хранения отходов в пределах лечебно-профилактических учреждений независимо от их формы собственности и ведомственной подчиненности установлены санитарными правилами и нормами СанПиН 2.1.3684-21 "Санитарно-эпидемиологические требования к содержанию территорий городских и сельских поселений, к водным объектам, питьевой воде и питьевому водоснабжению населения, атмосферному воздуху, почвам, жилым помещениям, эксплуатации производственных, общественных помещений, организации и проведению санитарно-противоэпидемических (профилактических) мероприятий".

Накопление, вывоз и утилизация ртутьсодержащих отходов в г. Губкинский регулируется законами, ГОСТом 12.3.031-83 "Работа с ртутью" и иными нормативными правовыми актами федерального уровня.

Сбор отработанных ртутьсодержащих ламп осуществляется юридическими лицами и индивидуальными предпринимателями, имеющими лицензию на осуществление деятельности по сбору, транспортированию, обработке, утилизации, обезвреживанию, размещению отходов I-IV классов опасности и осуществляющими деятельность по обращению со ртутьсодержащими отходами (далее - специализированные организации). Размещение (хранение) ртутьсодержащих ламп осуществляется специализированными организациями в специально отведенных для этих целей местах в соответствии с установленными требованиями.

Специализированные организации должны вести учёт образования и движения ртутьсодержащих ламп в соответствии с Порядком учёта в области обращения с отходами, утвержденным приказом Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 08.12.2020 г. N 1028.

Матрицы покрытия нагрузки потребителей в зонах действия источников

Из общего объёма ТКО, вывезенного от потребителей г. Губкинский, 100% размещается на полигоне ТБО г. Губкинский.

Твёрдые коммунальные отходы IV класса опасности, образуемые потребителями г. Губкинский, размещаются действующем полигоне ТБО. Отходы I, II, III классов опасности подвергается временному складированию (хранению) для последующей передачи с целью обезвреживания, использования и переработки.

Прогноз резервов и дефицитов мощности объектов, используемых для захоронения (обезвреживания) ТКО, от потребителей г. Губкинский с учетом перспективного спроса на коммунальные ресурсы и применяемых технологий в рамках реализации запланированных мероприятий сформирован на основании и с учетом следующих условий:

- расчёт объёма образования ТКО произведен на основании прогноза численности населения;

- в расчёте принят полный охват системой обращения ТКО населения, проживающего в многоквартирных домах и в частном жилищном фонде;

- объём образования ТКО от бюджетных потребителей и прочих потребителей принят на основании прогноза, определенного "Генеральной схемы санитарной очистки территории муниципального образования городской округ Губкинский Ямало-Ненецкого автономного округа", с учётом его корректировки в связи с корректировкой прогнозной численности населения;

Оценка ожидаемых (2022 - 2041 гг.) объёмов поступления в систему сбора и утилизации ТКО г. Губкинский на перспективу, с учётом будущего спроса представлены в таблице 46.

Таблица 24 - Перспективные объёмы ТКО поступающих на полигон ТБО

Наименование показателя	2022 г.	2027 г.	2032 г.	2037 г.	2041 г.
Объём ТКО, поступающих на полигон ТБО, тонн	15491,92	18204,71	19523,89	19875,67	22733,9

Площадь полигона разбита на 2 участка - карта складирования ТПО площадью 1,44 га и карта складирования ТБО 1,7 га.

Проектная вместимость полигона ТКО составляет 127500 тонн и ТПО 390000 тонн.

На 01.01.2022 г. фактическое заполнение полигона ТКО составляет 103193 тонны, полигона ТПО 385846,16 тонн.

Процент заполняемости полигона ТКО - 79%, полигона ТПО - 99%. Остаточная вместимость полигонов ТКО - 27307 тонн, ТПО - 4154 тонн.

Таблица 25 - Размещение ТКО и ТПО на полигоне по состоянию на 01.01.2022 г.

Данные по полигону	Ед. изм.	ТКО	ТПО	Всего ТКО и ТПО
Проектная вместимость	тонн	127 500	390 000	517 500
Фактическое заполнение	тонн	100 193	385 846	486 039
Остаточная вместимость	тонн	27 307	4 154	31 461
% заполняемости	%	79	99	94

Стоит отметить, что плановое ежегодное поступление отходов значительно ниже, чем фактически поступает отходов на полигон.

Полное заполнение полигонов ожидается в 2023 году.

В соответствии с территориальной схемой обращения с отходами на территории Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2016 - 2025 годов, утвержденной приказом департамента тарифной политики, энергетики и жилищно-коммунального комплекса автономного округа от 02.08.2016 N 101-од (в ред. от 30.06.2020), обустройство мусороперегрузочной станции (далее - МПС) в г. Губкинский для дальнейшего вывоза ТКО в город Муравленко на мусороперерабатывающий завод запланировано на 2022 - 2023 годы, ввод в эксплуатацию - 2024 год.

Но строительство МПС не решит проблему в размещении ТПО, а также в периоды низких температур, ремонта МПС или профилактических работ оборудования необходима площадка для временного размещения ТКО.

Решение - реконструкция действующего полигона с его рекультивацией и создания новых карт (площадок) размещения ТПО и ТКО.

Основными проблемами в сфере сбора и утилизации ТКО на территории г. Губкинский являются:

- отсутствие на территории г. Губкинский условий, обеспечивающих преимущественную утилизацию (использование) ТКО и их вторичную переработку;

- отсутствие специализированного объекта для приёма снега (действующий полигон специально не оборудован);

- образование несанкционированных свалок.

Направлениями решения проблем в системе сбора и утилизации ТКО на территории в г. Губкинский являются:

- инвентаризация мест размещения отходов, выявление и ликвидация несанкционированных свалок;

- увеличение территории под размещение (захоронение) и переработку ТКО действующего полигона ТБО;

- проектирование и строительство стационарного снегоприемного пункта;

- проведение эколого-просветительской работы среди населения по вопросам обращения с отходами.

2.7. Краткий анализ обеспеченности приборами учёта потребителей

Основная цель программы Развитие жилищно-коммунального комплекса и повышение энергетической эффективности в г. Губкинский: Повышение энергетической эффективности при производстве, передаче и потреблении энергетических ресурсов в г. Губкинский за счёт снижения удельных показателей энергоёмкости и энергопотребления предприятий, организаций и потребителей, создание условий для перевода экономики и бюджетной сферы города на энергосберегающий путь развития.

При этом планируется:

- сокращение расходов на оплату энергоресурсов в бюджетной сфере;

- сокращение бюджетных расходов на предоставление мер социальной поддержки населению на оплату жилищно-коммунальных услуг;

- снижение удельных показателей потребления электрической, тепловой энергии и воды;

- сокращение потребления энергоресурсов на собственные нужды при производстве тепловой энергии;

- сокращение потерь тепловой и электрической энергии и воды;

- повышение уровня компетенции населения и специалистов в вопросах эффективного использования энергетических ресурсов.

На каждом тепловом выводе установлен прибор учета тепловой энергии на Общеузловой и Городской котельных. Учет тепла, отпущенного в тепловые сети, от котельных Общеузловой, Городская и ДЕ-6,5 осуществляется по показаниям прибора учета отпускаемой тепловой энергии.

На котельных ВОС и КОС учет тепловой энергии отсутствует. Количество выработанной тепловой энергии определяется расчетным способом.

На котельных УТТ ДО и ЦУПО установлены узлы учета тепловой энергии ВКТ-7.

Учет забираемой воды с источника ведется на десяти действующих скважинах при помощи системы приборов фирмы "Взлет", состоящей из ультразвуковых измерительных участков (ИУ) и вторичных приборов расходомеров-счетчиков УРСВ-510ц. Дополнительно установлен измерительный участок и вторичный прибор УРСВ-520ц на ВОС на первой очереди для учета суммарного подъёма воды со скважин.

Учет отпускаемой питьевой воды ведётся при помощи двух измерительных участков:

- Первый измерительный участок для подсчёта отпускаемой питьевой воды на город установлен на ВОС первой очереди и состоит из первичного электромагнитного преобразователя Профи-221МО и вторичного преобразователя ТСРВ-027.

- Второй измерительный участок для подсчёта отпускаемой воды на Общеузловую котельную ДЕ-25 установлен на ВОС второй очереди и состоит из первичного ультразвукового преобразователя и вторичного преобразователя УРСВ-520Ц.

Данные со всех прибора учета передаются по каналу связи RS-485 на ВОС 1 и 2 очереди в целях диспетчеризации.

Приборы учёта принимаемых сточных вод у абонентов жилищного фонда г. Губкинский отсутствуют. Для расчёта объёмов принятых стоков применяются данные индивидуальных квартирных приборов учёта ХВС и ГВС. Те абоненты, у которых отсутствуют индивидуальные счётчики ХВС и ГВС оплачивают услуги по водоотведению исходя из нормативных величин.

Приборы учета сточных вод в системе водоотведения г. Губкинский установлены в ГКНС (подача стоков на КОС 2 очередь) и на выпуске очищенных вод в р. Пяку-Пур на КОС 2 очередь.

Приборы учета сточных вод находятся в технически исправном состоянии и эксплуатируются в соответствии с требованиями действующего законодательства.

Таблица 26 - Параметры приборов учета сточных вод

N	Наименование	Зав. N	Место установки	Класс точности	Дата следующей поверки
1	Расходомер-счетчик УРСВ-520ц	1500134	КНС - подача стоков на КОС 2 очередь	1	2022 г
2	Расходомер-счетчик ДНЕПР	4065	КОС 2 очередь - сброс очищенных вод в р. Пяку-Пур	1	2024 г.

Коммерческий учёт воды и сточных вод осуществляется в соответствии с правилами организации коммерческого учёта воды и сточных вод, утверждёнными федеральным органом государственной власти, осуществляющим функции по выработке государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере жилищно-коммунального хозяйства.

Согласно ст. 20 Федерального закона от 07.12.2011 N 416 "О водоснабжении и водоотведении" коммерческому учёту подлежит количество:

1. Воды, поданной (полученной) за определённый период абонентам по договорам водоснабжения;

2. Воды, транспортируемой организацией, осуществляющей эксплуатацию водопроводных сетей, по договору по транспортировке воды;

3. Воды, в отношении которой проведены мероприятия водоподготовки по договору по водоподготовке воды;

4. Сточных вод, принятых от абонентов по договорам водоотведения;

5. Сточных вод, транспортируемых организацией, осуществляющей транспортировку сточных вод, по договору по транспортировке сточных вод;

6. Сточных вод, в отношении которых произведена очистка в соответствии с договором по очистке сточных вод.

Дальнейшее развитие коммерческого учёта сточных вод должно осуществляться в соответствии с федеральным законом от 07.12.2011 N 416 "О водоснабжении и водоотведении".

В соответствии с Программой "Внедрение автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии", в 2005 году система АИИС КУЭ была введена в эксплуатацию на всех источниках питания: ПС "Сигнал", ПС "Победа", ПС "ГГПЗ", РП-10кВ N 9 яч.17. в общем количестве 11 точек учета. В дальнейшем установлена АИИС КУЭ и на ПС "Фортуна". Согласно четырехстороннему соглашению от 8 сентября 2009 года между Администрацией МО города Губкинский, ОАО "Тюменская энергосбытовая компания", МУП "Губкинский энергосбыт" и МУП "ГГЭС" в 2012 году введена в эксплуатацию автоматизированная информационно измерительная система контроля и учета электроэнергии и мощности для бытовых потребителей. Подключено к 59 системе 772 счетчика на вводах 0,4кВ в многоквартирных жилых домах, а также в индивидуальных жилых домах в микрорайонах 11 и 16.

Учет электроэнергии производится по 1494 приборам учета, из них 1276 - коммерческий учет, 218 - технический учет (установлены в РУ-0,4кВ для сведения баланса электроэнергии).

Распределение электросчетчиков по типу:

МТ 371 - 772 шт. (51,6%);

Меркурий - 268 шт. (17,9%);

ПСЧ - 39 шт. (2,7%);

СТЭ-561 - 64 шт. (4,3%);

СЭТ - 137 шт. (9,2%);

ЦЭ - 96 шт. (6,4%);

СА4У - 118 шт. (7,9%) (технический учет).

Класс точности расчетных приборов учета в точках поставки электроэнергии и измерительных трансформаторов ток и напряжения во всех точках соответствует требованиям п. 1.5.15, 1.5.16 [ПУЭ]. Приборы учета электроэнергии эксплуатируются в течение времени, не превышающего их межповерочный интервал.

В технические условия включено требование установки электросчетчиков с интерфейсом и классом точности не ниже 1.

В планах организации завершить установку технического учета в местах его отсутствия для сведения балансов и своевременного выявления фактов безучетного и бездоговорного потребления электроэнергии.

На территории г. Губкинский установлен блочный узел учета расхода природного газа на весь город. Потребители газа оснащены системами учета расхода газа - счетчиками расхода газа различных моделей. Несоответствие показателей расходования газа, прошедшего через общегородской узел учета расхода природного газа и объемов газопотребления по индивидуальным счетчикам, объясняется разной степенью точности устройств измерения.

Потребление попутного нефтяного газа учитывается системами учета расхода газа, установленными на территории объектов газопотребления. Годовой объем потребленного газа не превышает договорных значений.

Предполагается интенсивная газификация территории города Губкинского, при этом соответствующими темпами будет проводиться оснащение потребителей приборами учета газа, на основании требований законодательных актов, так же в перспективе предусмотрено строительство коммерческих узлов учета расхода га за для тер. Пурпе и тер. Пурпе-1.

Раздел 3. Перспективы развития городского округа и прогноз спроса на коммунальные ресурсы

Прогноз спроса по каждому из коммунальных ресурсов ГО г. Губкинский до 2041 г. произведен на основании прогнозной численности населения и перспективных показателей развития ГО г. Губкинский. Прогноз потребности разработан с учётом строительства новых объектов с современными стандартами эффективности и сноса старых объектов. Прогноз осуществлен в показателях годового расхода коммунальных ресурсов и показателях присоединенной нагрузки.

Перспективные показатели годового спроса на коммунальные ресурсы и нагрузки в ГО г. Губкинский на период до 2041 г. представлены в таблице 27.

Перспективные показатели годового спроса на коммунальные ресурсы в ГО г. Губкинский на период до 2041 г. по группам потребителей представлены в табл. 27.

Таблица 27 - Перспективные показатели годового спроса на коммунальные ресурсы и нагрузки в ГО г. Губкинский на период до 2041 г.

N	Наименование показателя	Ед. изм.	2022 г.	2027 г.	2032 г.	2037 г.	2041 г.	2022 - 2041 гг.
1	Среднегодовая численность населения	тыс. чел.	38,7	41,4	44,4	45,2	51,7	51,7
1.1.	прирост относительный	%		6,98%	7,25%	1,80%	14,38%	25,15%
1.2.	прирост абсолютный	тыс. чел.		2,7	3,0	0,8	6,5	13,0
1.3.	Естественный прирост населения	тыс. чел.		1,05	1,29	0,33	2,67	5,34
1.4.	Миграционный прирост населения	тыс. чел.		1,65	1,71	0,47	3,83	7,66
2.	Общая площадь жилищного фонда	тыс. м2	732,02	843,67	955,31	1066,96	1178,60	1178,60
2.1.	прирост относительный	%		13,23%	11,69%	10,46%	9,47%	37,89%
2.2.	прирост абсолютный	тыс. м2		111,65	111,65	111,65	111,65	446,58
2.3.	Ввод нового жилья	тыс. м2	20,45	111,65	185,71	157,53	111,65	566,52
2.4.	Снос ветхого жилья	тыс. м2		74,06	45,88	0,00	0,00	119,94
2.4.1	жилые помещения	тыс. м2		68,57	44,01	0,00	0,00	112,58
2.4.2	муниципальная площадь	тыс. м2		5,49	1,87	0,00	0,00	7,36
2.5.	Обеспеченность населения жилой площадью	м2/чел.	18,9	20,4	21,5	23,6	22,8	22,8
5.	Среднемесячный доход на душу населения	тыс. руб.	71,28	89,72	112,94	142,16	170,89	170,89
5.1.	прирост относительный	%		20,55%	20,56%	20,55%	16,81%	58,29%
5.2.	прирост абсолютный	тыс. руб.		18,44	23,22	29,22	28,73	99,61
6.	Обеспеченность жилищного фонда:
6.1.	- электроснабжением	%	100	100	100	100	100	100
6.2.	- теплоснабжением	%	100	100	100	100	100	100
6.3.	- централизованным водоснабжением	%	100	100	100	100	100	100
6.4.	- централизованным водоотведением	%	96	98	99	100	100	100
6.5.	- газоснабжением	%	76,7	77,1	77,5	77,9	78,2	78,2
7	Объём отгруженных товаров собственного производства, выполненных работ и услуг собственными силами - водоснабжение, водоотведение, организация сбора и утилизации отходов, деятельность по ликвидации загрязнений	млн. руб.	434,10	552,91	672,70	818,45	957,47	3435,63
8	Объём отгруженных товаров собственного производства, выполненных работ и услуг собственными силами - обеспечение электрической энергией, газом и паром; кондиционирование воздуха	млн. руб.	1209,10	1694,76	2163,00	2760,59	3355,52	11182,96
9	Ликвидация несанкционированных свалок	%	100	100	100	100	100
10	Механизм прямого участия граждан в формировании комфортной городской среды		Механизм опробован, используется	Механизм отлажен	Механизм используется ежегодно, на постоянной основе

Таблица 28 - Перспективные показатели спроса на коммунальные ресурсы в ГО г. Губкинский

Наименование показателя	Ед. изм.	2022 г.	2027 гг.	2032 гг.	2037 гг.	2041 гг.	Прирост
Электроснабжение
Потребление электрической энергии	Млн. кВт*ч	357,83	386,62	397,17	412,71	428,60	70,77
Присоединенная мощность	МВт	26,75	27,28	31,45	34,14	34,49	7,74
Теплоснабжение
Потребление тепловой энергии	тыс. Гкал	351,87	521,2	539,07	546,59	625,04	273,17
Присоединенная нагрузка	Гкал/ч	150,9	170,3	169,8	169,80	187,00	36,10
Газоснабжение
Потребление газа	млн. м3	97,98	169,04	179,25	179,25	181,85	83,87
Присоединенная нагрузка, всего, в т.ч.:	тыс. м3/ч	33,63	53,69	56,59	56,59	57,82	24,19
Население	тыс. м3/ч	0,80	7,50	8,25	8,25	9,48	8,68
Котельные	тыс. м3/ч	24,91	34,89	34,89	34,89	34,89	9,98
Сельскохозяйственные	тыс. м3/ч	0,47	0,47	0,47	0,47	0,47	0,00
Прочие	тыс. м3/ч	7,45	10,83	12,98	12,98	12,98	5,53
Водоснабжение
Потребление воды	тыс. м3	1958,09	2667,51	3399,98	3626,64	3909,97	1951,88
Присоединенная нагрузка, всего, в т.ч.:	тыс. м3/сутки	5,36	7,31	9,32	9,94	10,71	5,35
Население	тыс. м3/сутки	3,98	4,441	6,73	7,18	7,74	3,76
Бюджетные организации	тыс. м3/сутки	0,32	0,37	0,54	0,58	0,62	0,3
Прочие здания	тыс. м3/сутки	1,07	2,45	1,81	1,93	2,08	1,01
Водоотведение
Отведение стоков	тыс. м3	2263,05	2391,46	2471,46	2533,33	2619,62	356,57
Присоединенная нагрузка, всего, в т.ч.:	тыс. м3/сутки	6,20	6,55	6,77	6,94	7,18	0,98
Население	тыс. м3/сутки	3,93	4,15	4,29	4,41	4,55	0,62
Бюджетных организаций	тыс. м3/сутки	0,31	0,33	0,35	0,36	0,36	0,05
Прочих	тыс. м3/сутки	0,15	1,23	1,25	1,25	1,28	1,13
Внутрицеховой оборот	тыс. м3/сутки	0,88	0,92	0,96	1,00	1,05	0,17
Твердые коммунальные отходы
Объём ТКО, поступающих на полигон ТБО	тонн	15491,92	18204,71	19523,89	19875,67	22733,90	7241,98

Раздел 4. Целевые показатели развития систем коммунальной инфраструктуры

Планируемые целевые показатели на период до 2041 г. по системам коммунальной инфраструктуры ГО г. Губкинский представлены в таблицах 29 - 34.

Таблица 29 - Целевые показатели Программы комплексного развития по системе электроснабжения

N п/п	Ожидаемые результаты Программы	Целевые показатели	Значение к 2041 г.
1.1	Критерии доступности для населения коммунальных услуг Повышение доступности предоставления коммунальных услуг в части электроснабжения населению	Доля потребителей в жилых домах, обеспеченных доступом к электроснабжению,%	100
1.2	Показатели спроса на коммунальные ресурсы и перспективной нагрузки Обеспечение сбалансированности систем электроснабжения	Потребление электрической энергии, млн. кВт-ч	428,6
1.3	Величины новых нагрузок, присоединяемых в перспективе	Величина новых нагрузок, МВт	7,21

1.4	Показатели степени охвата потребителей приборами учёта (с выделением многоквартирных домов и бюджетных организаций) Обеспечение сбалансированности услугами электроснабжения объектов капитального строительства социального или промышленного назначения	Доля объёмов электрической энергии, расчёты за которую осуществляются с использованием приборов учёта (в части МКД - с использованием коллективных приборов учёта), в общем объёме электрической энергии, потребляемой на территории г. Губкинский,%	100
		Доля объёмов электрической энергии, потребляемой в МКД, расчёты за которую осуществляются с использованием приборов учёта, в общем объёме электроэнергии, потребляемой МКД, %	100
		Доля объёмов электрической энергии на обеспечение бюджетных учреждений, расчёты за которую осуществляются с использованием приборов учёта, %	100
1.5	Показатели надёжности системы электроснабжения Повышение надёжности работы системы электроснабжения в соответствии с нормативными требованиями	Аварийность системы электроснабжения (количество аварий и повреждений на 1 км сети в год)	0,001
		Износ коммунальных систем, %	41,58
1.6	Показатели эффективности производства и транспортировки ресурса Повышение эффективности работы систем электроснабжения Обеспечение услугами электроснабжения новых объектов капитального строительства социального или промышленного назначения	Потребление на собственные нужды, %	2
		Уровень потерь электрической энергии, %	8,60
1.7	Показатели эффективности потребления электрической энергии	Удельное электропотребление в многоквартирных домах, на 1 чел.	9,70
1.8	Показатели воздействия на окружающую среду Снижение негативного воздействия на окружающую среду	Объём выбросов, т	0

Таблица 30 - Целевые показатели Программы комплексного развития по системе теплоснабжения

N п/п	Ожидаемые результаты Программы	Целевые показатели	Значение к 2041 г.
1.1	Критерии доступности для населения коммунальных услуг Повышение доступности предоставления коммунальных услуг в части теплоснабжения населению	Доля потребителей в жилых домах, обеспеченных доступом к теплоснабжению,%	100
1.2	Показатели спроса на коммунальные ресурсы и перспективной нагрузки Обеспечение сбалансированности систем теплоснабжения	Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал	625,04
		Присоединённая нагрузка, Гкал/ч	187,00
1.3	Величины новых нагрузок, присоединяемых в перспективе	Величина новых нагрузок, Гкал/ч	36,10
1.4	Показатели качества поставляемого коммунального ресурса	Продолжительность (бесперебойность) поставки товаров и услуг, час/день	24
1.5	Показатели степени охвата потребителей приборами учёта (с выделением многоквартирных домов и бюджетных организаций) Обеспечение сбалансированности услугами теплоснабжения объектов капитального строительства социального или промышленного назначения	Доля объёмов тепловой энергии, расчёты за которую осуществляются с использованием приборов учёта (в части МКД - с использованием коллективных приборов учёта), бюджетных организаций в общем объёме тепловой энергии, потребляемой на территории г. Губкинский,%	100/100
		Доля объёмов тепловой энергии, потребляемой в МКД, расчеты за которую осуществляются с использованием приборов учёта, в общем объёме тепловой энергии, потребляемой МКД,%	100
		Доля объёмов тепловой энергии на обеспечение бюджетных учреждений, расчёты за которую осуществляются с использованием приборов учёта, %	100
1.6	Показатели надёжности системы теплоснабжения	Количество аварий и повреждений на 1 км сети в год	0,75
		Износ коммунальных систем, %	53,63

Таблица 31 - Целевые показатели Программы комплексного развития по системе газоснабжения

N п/п	Ожидаемые результаты Программы	Целевые показатели	Значение к 2041 г.
1.1	Критерии доступности для населения коммунальных услуг Повышение доступности предоставления коммунальных услуг в части газоснабжения населению	Доля потребителей в жилых домах, обеспеченных доступом к централизованному газоснабжению,%	0
1.2	Показатели спроса на коммунальные ресурсы и перспективной нагрузки Обеспечение сбалансированности систем газоснабжения	Потребление газа, млн. м3	181,85
		Присоединённая нагрузка, тыс. м3/ч	57,82
1.3	Величины новых нагрузок, присоединяемых в перспективе	Величина новых нагрузок, м3/ч	24,19
1.4	Показатели степени охвата потребителей приборами учёта (с выделением многоквартирных домов) Обеспечение сбалансированности услугами газоснабжения объектов капитального строительства социального или промышленного назначения	Доля объёмов природного газа, расчёты за который осуществляются с использованием приборов учёта,%	100
		Доля объёмов природного газа, потребляемого (используемого) в МКД, расчёты за который осуществляются с использованием индивидуальных приборов учёта,%	0
1.5	Показатели надёжности системы газоснабжения Повышение надёжности работы системы газоснабжения в соответствии с нормативными требованиями	Количество аварий и повреждений на 1 км сети в год	0
		Износ коммунальных систем,%	45
1.6	Показатели эффективности производства и транспортировки ресурса Повышение эффективности работы систем газоснабжения Обеспечение услугами газоснабжения новых объектов капитального строительства социального или промышленного назначения	Уровень потерь и неучтённых расходов газа,%	0

Таблица 32 - Целевые показатели Программы комплексного развития по системе водоснабжения

N п/п	Ожидаемые результаты Программы	Целевые показатели	Значение к 2041 г.
1.1	Критерии доступности для населения коммунальных услуг Повышение доступности предоставления коммунальных услуг в части водоснабжения населению	Доля потребителей в жилых домах, обеспеченных доступом к централизованному водоснабжению,%	100
1.2	Показатели спроса на коммунальные ресурсы и перспективной нагрузки Обеспечение сбалансированности систем водоснабжения	Потребление воды, тыс. м3	3909,97
		Присоединённая нагрузка, тыс. м3/сутки	10,71
1.3	Величины новых нагрузок, присоединяемых в перспективе	Величина новых нагрузок, тыс. м3/сутки	5,35
1.4	Показатели качества поставляемого коммунального ресурса Повышение качества предоставления коммунальных услуг в части услуг водоснабжения населению	Соответствие качества воды установленным требованиям,%	100
1.5	Показатели степени охвата потребителей приборами учёта (с выделением многоквартирных домов) Обеспечение сбалансированности услугами водоснабжения объектов капитального строительства социального или промышленного назначения	Доля объёмов воды, расчёты за которую осуществляются с использованием приборов учёта (в части МКД - с использованием коллективных приборов учёта), в общем объёме воды, потребляемой на территории г. Губкинский,%	100
1.6	Показатели надёжности системы водоснабжения Повышение надежности работы системы водоснабжения в соответствии с нормативными требованиями	Количество аварий и повреждений на 1 км сети в год	0,37
1.7	Показатели эффективности производства и транспортировки ресурса Повышение эффективности работы систем водоснабжения Обеспечение услугами водоснабжения новых объектов капитального строительства социального или промышленного назначения	Удельный расход электроэнергии, кВт-ч/м3	1,80/1,80

Таблица 33 - Целевые показатели Программы комплексного развития по системе водоотведения

N п/п	Ожидаемые результаты Программы	Целевые показатели	Значение к 2041 г.
1.1	Критерии доступности для населения коммунальных услуг Повышение доступности предоставления коммунальных услуг в части водоотведения населению	Доля потребителей в жилых домах, обеспеченных доступом к централизованному водоотведению,%	100
1.2	Показатели спроса на коммунальные ресурсы и перспективной нагрузки Обеспечение сбалансированности систем водоотведения	Объём водоотведения, тыс. м3	2619,662
		Присоединённая нагрузка, тыс. м3/сут.	7,18
1.3	Величины новых нагрузок, присоединяемых в перспективе	Величина новых нагрузок, тыс. м3/сутки	0,98
1.4	Показатели качества поставляемого коммунального ресурса Повышение качества предоставления коммунальных услуг в части услуг водоотведения населению	Соответствие качества сточных вод установленным требованиям,%	100
1.5	Показатели надёжности системы водоотведения Повышение надёжности работы системы водоотведения в соответствии с нормативными требованиями	Количество аварий и повреждений на 1 км сети в год	8,89
		Износ коммунальных систем,%	39
1.6	Показатели эффективности производства и транспортировки ресурса Повышение эффективности работы систем водоотведения Обеспечение услугами водоотведения новых объектов капитального строительства социального или промышленного назначения	Удельный расход электроэнергии, кВт-ч/м3	0,244/0,856

Таблица 34 - Целевые показатели Программы комплексного развития по системе обращения ТКО

N п/п	Ожидаемые результаты Программы	Целевые показатели	Значение к 2041 г.
1.1	Критерии доступности для населения коммунальных услуг Повышение доступности предоставления коммунальных услуг в части обращения населению с ТКО	Доля потребителей в жилых домах, обеспеченных доступом к системе обращения с ТКО,%	100
1.2	Показатели спроса на коммунальные ресурсы и перспективной нагрузки Обеспечение сбалансированности систем обращения с ТКО	Объём образования ТКО от всех потребителей, тонн	22733,9
1.3	Показатели качества поставляемого коммунального ресурса Повышение качества предоставления коммунальных услуг в части услуг обращения с ТКО населению	Соответствие качества обращения с ТКО установленным требованиям,%	100
1.4	Показатели надёжности системы обращения с ТКО Повышение надёжности работы системы обращения с ТКО в соответствии с нормативными требованиями	Продолжительность (бесперебойность) поставки товаров и услуг, час/день	24
		Коэффициент защищенности объектов от пожаров, час/день	24
		Коэффициент защищенности объектов от пожаров (пожароустойчивость), ед.	1
		Наличие контроля качества товаров и услуг, %	100
		Износ коммунальных систем, %	39
1.5	Показатели эффективности производства и транспортировки ресурса Повышение эффективности работы систем обращения с ТКО Обеспечение услугами обращения с ТКО новых объектов капитального строительства социального или промышленного назначения	Доля отходов, размещаемых на полигоне ТБО в общем объёме образования отходов, %	100
1.6		Доля объёма отходов, накопление и утилизация которых осуществляется с применением мусоросортировочных, мусороперегрузочных, мусоросжигательных установок, от общего объёма отходов в год,%	0
		Доля отходов, утилизированных, переработанных и переданных для вторичного использования,%	0
1.7	Показатели воздействия на окружающую среду Снижение негативного воздействия на окружающую среду и улучшение экологической обстановки	Соответствие санитарно-эпидемиологическим нормам и правилам эксплуатации объектов, используемых для размещения (захоронения) ТКО,%	100
		Доля отходов, направленных на использование и обезвреживание (захоронение), в общем объёме образования отходов,%	00
		Доля восстановленных земель, подвергшихся загрязнению в связи с размещением площадок временного размещения отходов (свалок, несанкционированных свалок), от их общего объёма,%	30

Раздел 5. Программы инвестиционных проектов, обеспечивающих достижение целевых показателей

5.1. Программа инвестиционных проектов в системе теплоснабжения

Таблица 35 - Инвестиции в системе теплоснабжения

N п/п	Наименование мероприятия (краткое описание)	Технические параметры	Необходимые капитальные затраты, тыс. руб.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2027 г.	2028 - 2032 гг.	2033 - 2037 гг.	2038 - 2041 гг.	Срок реализации
1	Строительство		2050268,625	113163,200	306008,598	622493,922	334615,158	30802,148	323507,240	0,000	319678,360
1.1	Строительство трубопроводов к 2025 г. от Городской котельной, обобщенный участок протяженностью L=0,91 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=128 мм	протяженность 0,91 км, диаметр 128 мм	34196,47	0,000	0,000	34196,470	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2025
1.2	Строительство трубопроводов к 2028 г. от Городской котельной, обобщенный участок протяженностью L=0,38 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=103 мм	протяженность 0,38 км, диаметр 103 мм	5068,43	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	5068,430	0,000	0,000	2028
1.3	Строительство трубопроводов к 2029 г. от Городской котельной, обобщенный участок протяженностью L=1,35 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=98 мм	протяженность 1,35 км, диаметр 98 мм	18158,86	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	18158,860	0,000	0,000	2029
1.4	Строительство трубопроводов к 2025 г. от Котельной N 1, обобщенный участок протяженностью L=0,89 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=320 мм	протяженность 0,89 км, диаметр 320 мм	13853,61	0,000	0,000	13853,610	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2025
1.5	Строительство трубопроводов к 2025 г. от Котельной N 2, обобщенный участок протяженностью L=0,58 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=398 мм	протяженность 0,58 км, диаметр 398 мм	49240,10	0,000	0,000	49240,100	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2025
1.6	Строительство трубопроводов к 2041 г. от Котельной N 5, обобщенный участок протяженностью L=0,14 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=297 мм	протяженность 0,14 км, диаметр 297 мм	2134,32	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2134,320	2041
1.7	Строительство трубопроводов к 2023 г. от Котельной ДЕ-6,5, обобщенный участок протяженностью L=0,69 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=179 мм	протяженность 0,69 км, диаметр 179 мм	12186,17	12186,170	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023
1.8	Строительство трубопроводов к 2025 г. от Котельной ДЕ-6,5, обобщенный участок протяженностью L=1,08 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=81 мм	протяженность 1,07 км, диаметр 99 мм	16787,125	0,000	0,000	16787,125	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2025
1.9	Строительство трубопроводов к 2041 г. от Котельной ДЕ-6,5, обобщенный участок протяженностью L=1,07 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=99 мм	протяженность 1,08 км, диаметр 81 мм	14373,83	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	14373,830	2041
1.10	Строительство трубопроводов к 2023 г. от Общеузловой котельной, обобщенный участок протяженностью L=0,36 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=398 мм	протяженность 0,36 км, диаметр 398 мм	5579,03	5579,030	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023
1.11	Строительство трубопроводов к 2024 г. от Общеузловой котельной, обобщенный участок протяженностью L=0,17 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=107 мм	протяженность 0,17 км, диаметр 107 мм	2246,11	0,000	2246,110	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2024
1.12	Строительство трубопроводов к 2025 г. от Общеузловой котельной, обобщенный участок протяженностью L=12,27 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=123 мм	протяженность 12,27 км, диаметр 123 мм	165554,15	0,000	0,000	165554,150	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2025
1.13	Строительство трубопроводов к 2028 г. от Общеузловой котельной, обобщенный участок протяженностью L=0,05 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=146 мм	протяженность 0,05 км, диаметр 146 мм	623,96	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	623,960	0,000	0,000	2028
1.14	Строительство трубопроводов к 2041 г. от Общеузловой котельной, обобщенный участок протяженностью L=19,43 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=122 мм	протяженность 19,43 км, диаметр 122 мм	262137,42	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	262137,420	2041
1.15	Строительство сетей ТС от УТ-38 до границ земельного участка мкр.17 (в т.ч. ПИР).	протяженность 1,11 км	35365,00	35365,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000		2023
1.16	Строительство Перспективная ЦТП-2 (Городская котельная) мощностью 1,09 Гкал/ч	мощность 3,61 Гкал/ч	37385,46	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	37385,460	2039 - 2041
1.17	Строительство ЦТП ГВС (Городская котельная) мощностью 1,08 Гкал/ч	мощность 2,36 Гкал/ч	3426,62	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	3426,620	2039 - 2041
1.18	Строительство ЦТП ГВС (Городская котельная) мощностью 1,15 Гкал/ч	мощность 2,36 Гкал/ч	26114,32	0,000	26114,320	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2025
1.19	Строительство ЦТП ГВС (Общеузловая котельная) мощностью 0,28 Гкал/ч	мощность 1,47 Гкал/ч	2136,54	0,000	2136,540	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2025
1.20	Строительство ЦТП ГВС (Городская котельная) мощностью 1,25 Гкал/ч	мощность 0,51 Гкал/ч	5423,31	0,000	0,000	0,000	5423,310	0,000	0,000	0,000	0,000	2026 - 2028
1.21	Строительство ЦТП ГВС (Городская котельная) мощностью 0,07 Гкал/ч	мощность 0,52 Гкал/ч	744,92	0,000	0,000	0,000	744,920	0,000	0,000	0,000	0,000	2026 - 2028
1.22	Строительство ЦТП ГВС (Котельная ДЕ-6,5) мощностью 4,54 Гкал/ч	мощность 0,15 Гкал/ч	220,71	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	220,710	2039 - 2041
1.23	Строительство ЦТП ГВС (Общеузловая котельная) мощностью 2,35 Гкал/ч	мощность 1,25 Гкал/ч	1814,57	0,000	1814,570	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2025
1.24	Строительство ЦТП ГВС (Общеузловая котельная) мощностью 3,6 Гкал/ч	мощность 0,07 Гкал/ч	747,54	0,000	0,000	0,000	747,540	0,000	0,000	0,000	0,000	2026 - 2028
1.25	Строительство сетей ТС от УТ-32 панель 3 до ТК-26 микрорайон 13, в том числе ПИР	протяженность 0,476 км, диаметр 350 мм	35955,25	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	35955,250	0,000	0,000	2024 - 2028
1.26	Строительство сетей ТВС от УТ-18/А до ТК N 11/а		5890,07	0,000	5890,070	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2033
1.27	Строительство сетей ТВС от Уч-122/22 до ТК N -15		8364,78	0,000	8364,780	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2033
1.28	Строительство сетей ТВС от УТ-19/1 до УТ17/2		7566,33	0,000	7566,330	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2033
1.29	Строительство новых сетей ТС от ТК N 48 до УТ-72/1		12336,25	0,000	12336,250	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2033
1.30	Строительство сетей ТВС от УТ-17 до ТК N 48		29449,91	0,000	29449,910	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2033
1.31	Строительство сетей ТВС от ТС-33/3 до УТ-11/2		1766,48	0,000	1766,480	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2033
1.32	Строительство новых сетей ТС от ТК N 19 до УТ-13/А		18776,45	0,000	18776,450	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2033
1.33	Резервирование объектов выработки тепловой энергии согласно нормативным требованиям:		123208,59	0,000	30802,148	30802,148	30802,148	30802,148	0,000	0,000	0,000	2024 - 2027
	В целях резервирования источников выработки тепловой энергии котельной N 1 (Центральная) и котельной N 5 (мкр-он Солнечный) строительство сетей теплоснабжения от УТ-9 до УТ-21/1 общей протяженностью-165 м.	протяженность 0,165 км
	В целях резервирования источников выработки тепловой энергии котельной N 2 (мкр-он МПС) и котельной N 5 (мкр-он Солнечный) 1. строительство сетей теплоснабжения от ТК N 48 до УТ-72/1 протяженностью-200 м. 2. строительство сетей теплоснабжения от УТ-17 до ТК N 48 протяженностью-390 м. 3. реконструкция существующих сетей теплоснабжения (увеличение диаметра) протяженностью-152 м. 4. реконструкция существующих сетей теплоснабжения (увеличение диаметра) от ТК N 1 до УТ-17 протяженностью 460 м.	протяженность 1,202 км
	В целях резервирования источников выработки тепловой энергии котельной N 5 (мкр-он Солнечный) источником выработки тепловой энергии котельная N 2 (мкр-он МПС): 1. строительство сетей теплоснабжения от ТК N 19 до УТ-13/А протяженностью 370 м. 2. реконструкция существующих сетей теплоснабжения (увеличение диаметра) от УТ-13/А до УТ-14 протяженностью 120 м.	протяженность 0,49 км
1.34	Строительство сетей ТС от УЧ-12/28 до ТК N-15		0,00	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
1.35	Строительство новой котельной в Пурпе-1 мощностью 17 МВт с объединением зон действия выводимых из эксплуатации котельных N 6 и N 8	мощность 14,62 Гкал/ч	421575,62	0,000	42157,560	113825,420	262592,640	0,000	0,000	0,000	0,000	2024 - 2027
1.36	Строительство Городской котельной, установленной мощностью 36 Гкал/ч, с возможностью расширения до 51 Гкал/ч в г. Губкинский, ЯНАО, в том числе корректировка проекта	мощность 36,0 Гкал/ч	0,00	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
1.37	Строительство обобщенный участок от Общеузловой котельной протяженностью L=600,6 м, средним диаметром по материальной характеристике D=0,15, способ прокладки - Подземная бесканальная до 2025 г.	протяженность 0,6 км, диаметр 150 мм	10583,10	0,000	0,000	10583,100	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2022 - 2025
1.38	Строительство обобщенный участок от Городской котельной протяженностью L=500,77 м, средним диаметром по материальной характеристике D=0,14, способ прокладки - Подземная бесканальная до 2025 г.	протяженность 0,501 км, диаметр 150 мм	8830,80	0,000	0,000	8830,800	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2022 - 2025
1.39	Строительство обобщенный участок от Общеузловой котельной протяженностью L=851,45 м, средним диаметром по материальной характеристике D=0,15, способ прокладки - Подземная бесканальная до 2030 г.	протяженность 0,852 км, диаметр 150 мм	15003,50	0,000	0,000	0,000	15003,500	0,000	0,000	0,000	0,000	2026 - 2030
1.40	Строительство обобщенный участок от Городской котельной протяженностью L=981,0 м, средним диаметром по материальной характеристике D=0,14, способ прокладки - Подземная бесканальная до 2030 г.	протяженность 0,981 км, диаметр 140 мм	17305,10	0,000	0,000	0,000	17305,100	0,000	0,000	0,000	0,000	2026 - 2030
1.41	Строительство обобщенный участок в зонах действия котельных 1,2 (с 2022 года в зоне действия новой котельной в районе котельной N 2) протяженностью L=1 200,0 м, средним диаметром по материальной характеристике D=0,14, способ прокладки - Подземная бесканальная до 2025 г.	протяженность 1,2 км, диаметр 140 мм	24849,00	0,000	0,000	24849,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2024 - 2025
1.42	Строительство обобщенный участок в зоне действия котельной N 4 (с 2023 г. - в зоне действия новой котельной в районе артезианских скважин по ул. Аэродромная) протяженностью L=30 м, средним диаметром по материальной характеристике D=0,15, способ прокладки - Подземная канальная до 2030 г.	протяженность 0,03 км, диаметр 150 мм	404,00	0,000	0,000	0,000	404,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2026 - 2030
1.43	Строительство. обобщенный участок в зоне действия котельной N 5 протяженностью L=87 м, средним диаметром по материальной характеристике D=0,15, способ прокладки - Подземная канальная до 2030 г.	протяженность 0,087 км, диаметр 150 мм	1592,00	0,000	0,000	0,000	1592,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2026 - 2030
1.44	Строительство. обобщенный участок от Общеузловой котельной протяженностью L=3572,87 м, средним диаметром по материальной характеристике D=0,11, способ прокладки - Подземная канальная до 2033 г.	протяженность 3,573 км, диаметр 110 мм	133894,88	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	133894,880	0,000	0,000	2031 - 2033
1.45	Строительство. обобщенный участок от Городской котельной протяженностью L=2939,3 м, средним диаметром по материальной характеристике D=0,16, способ прокладки - Подземная канальная до 2033 г.	протяженность 2,939 км, диаметр 160 мм	129771,34	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	129771,340	0,000	0,000	2031 - 2033
1.46	Строительство. обобщенный участок от Котельной ДЕ-6,5 протяженностью L=0,5 м, средним диаметром по материальной характеристике D=0,3, способ прокладки - Подземная канальная до 2033 г.	протяженность 0,0005 км, диаметр 300 мм	34,52	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	34,520	0,000	0,000	2031 - 2033
1.47	Строительство. Обобщенный участок в зонах действия котельных 1,2 (с 2022 года в зоне действия новой котельной в районе котельной N 2) протяженностью L=3 140 м, средним диаметром по материальной характеристике D=0,14, способ прокладки - Подземная бесканальная до 2025 г.	протяженность 3,140 км, диаметр 150 мм	40425,00	0,000	0,000	40425,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2025
1.48	Строительство. обобщенный участок в зоне действия котельной N 4 (с 2023 г. - в зоне действия новой котельной в районе артезианских скважин по ул. Аэродромная) протяженностью L=1580,5 м, средним диаметром по материальной характеристике D=0,15, способ прокладки - Подземная канальная до 2025 г.	протяженность 1,581 км, диаметр 150 мм	16826,00	0,000	0,000	16826,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2025
1.49	Строительство. Обобщенный участок в зоне действия котельной N 5 протяженностью L=1 740,2 м, средним диаметром по материальной характеристике D=0,15, способ прокладки - Подземная канальная до 2025 г.	протяженность 1,740 км, диаметр 150 мм	19548,00	0,000	0,000	19548,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2025
1.50	Строительство. Обобщенный участок в зонах действия котельных N 6, 8 (с 2024 г. - в зоне действия новой котельной в Пурпе-1) протяженностью L=10 143 м, средним диаметром по материальной характеристике D=0,15, способ прокладки - Подземная канальная до 2025 г.	протяженность 10,143 км, диаметр 150 мм	180099,00	60033,000	60033,000	60033,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2022 - 2025
1.51	Строительство. Обобщенный участок в зоне действия котельной N 9 протяженностью L=972,2 м, средним диаметром по материальной характеристике D=0,15, способ прокладки - Подземная канальная до 2025 г.	протяженность 0,972 км, диаметр 150 мм	17140,00	0,000	0,000	17140,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2025
1.52	Строительство (реконструкция (увеличение диаметров) сетей ТС с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции от котельной ДЕ-6,5 до УТ-38 по адресу: ЯНАО, г. Губкинский, промышленная зона, панель "0"	протяженность 0,8748 км, диаметр 530 мм	56554,08	0,000	56554,080	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2019 - 2024
1.53	Строительство сетей ТС от ТК-28-6 до ТК-28-12 мкр 12, в т.ч ПИР			0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2024 - 2028
2	Реконструкция, модернизация и вывод из эксплуатации		1332660,005	91678,190	735687,160	291700,380	158358,490	6452,800	10192,040	0,000	38590,945
2.1	Реконструкция трубопроводов обобщенный участок протяженностью L=0,48 км	протяженность 0,48 км	2288,48	0,000	0,000	0,000	0,000	2288,480	0,000	0,000	0,000	2026 - 2027
2.2	Реконструкция трубопроводов обобщенный участок протяженностью L=0,05 км	протяженность 0,05 км	219,01	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	219,010	0,000	0,000	2028 - 2029
2.3	Реконструкция трубопроводов обобщенный участок протяженностью L=0,05 км	протяженность 0,05 км	238,45	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	238,450	2040 - 2041
2.4	Реконструкция трубопроводов обобщенный участок протяженностью L=0,5 км	протяженность 0,5 км	2376,32	0,000	0,000	0,000	0,000	2376,320	0,000	0,000	0,000	2026 - 2027
2.5	Реконструкция трубопроводов обобщенный участок протяженностью L=0,05 км	протяженность 0,05 км	217,81	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	217,810	0,000	0,000	2028 - 2029
2.6	Реконструкция трубопроводов обобщенный участок протяженностью L=0,35 км	протяженность 0,35 км	1676,35	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	1676,350	0,000	0,000	2029 - 2030
2.7	Реконструкция трубопроводов обобщенный участок протяженностью L=0,15 км	протяженность 0,15 км	732,83	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	732,830	2040 - 2041
2.8	Реконструкция трубопроводов обобщенный участок протяженностью L=0,96 км	протяженность 0,96 км	4566,97	0,000	0,000	4566,970	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2024 - 2025
2.9	Реконструкция трубопроводов обобщенный участок протяженностью L=2,05 км	протяженность 2,05 км	9812,45	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	9812,450	2040 - 2041
2.10	Реконструкция котельной ДЕ-6,5, в том числе разработка ПИР (с увеличением установленной мощности 32 Гкал/ч)	мощность 32 Гкал/ч	231835,52	0,000	0,000	231835,520	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2020 - 2025
2.11	Демонтаж трубопроводов к 2025 г. от Городской котельной, обобщенный участок протяженностью L=6,96 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=104 мм	протяженность 6,96 км, диаметр 104 мм	14554,58	0,000	0,000	14554,580	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2025
2.12	Демонтаж трубопроводов к 2028 г. от Городской котельной, обобщенный участок протяженностью L=1,47 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=92 мм	протяженность 1,47 км, диаметр 92 мм	3074,85	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	3074,850	0,000	0,000	2025 - 2028
2.13	Демонтаж трубопроводов к 2041 г. от Городской котельной, обобщенный участок протяженностью L=0,09 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=114 мм	протяженность 0,09 км, диаметр 114 мм	190,20	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	190,200	2030 - 2041
2.14	Демонтаж трубопроводов к 2025 г. от Котельной N 1, обобщенный участок протяженностью L=0,18 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=32 мм	протяженность 0,18 км, диаметр 32 мм	369,52	0,000	0,000	369,520	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2025
2.15	Демонтаж трубопроводов к 2028 г. от Котельной N 1, обобщенный участок протяженностью L=0,09 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=28 мм	протяженность 0,09 км, диаметр 28 мм	193,24	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	193,240	0,000	0,000	2025 - 2028
2.16	Демонтаж трубопроводов к 2025 г. от Котельной N 4, обобщенный участок протяженностью L=0,08 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=41 мм	протяженность 0,08 км, диаметр 41 мм	167,92	0,000	0,000	167,920	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2025
2.17	Демонтаж трубопроводов к 2028 г. от Котельной N 4, обобщенный участок протяженностью L=0,07 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=54 мм	протяженность 0,07 км, диаметр 54 мм	138,41	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	138,410	0,000	0,000	2025 - 2028
2.18	Демонтаж трубопроводов к 2041 г. от Котельной N 5, обобщенный участок протяженностью L=0,05 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=100 мм	протяженность 0,05 км, диаметр 100 мм	112,43	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	112,430	2030 - 2041
2.19	Демонтаж трубопроводов к 2025 г. от Котельной N 8, обобщенный участок протяженностью L=0,08 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=45 мм	протяженность 0,08 км, диаметр 45 мм	161,11	0,000	0,000	161,110	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2025
2.20	Демонтаж трубопроводов к 2028 г. от Котельной N 8, обобщенный участок протяженностью L=0,09 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=65 мм	протяженность 0,09 км, диаметр 65 мм	196,41	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	196,410	0,000	0,000	2025 - 2028
2.21	Демонтаж трубопроводов к 2041 г. от Котельной N 8, обобщенный участок протяженностью L=1,34 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=277 мм	протяженность 1,34 км, диаметр 277 мм	2804,00	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2803,995	2030 - 2041
2.22	Демонтаж трубопроводов к 2025 г. от Котельной N 9, обобщенный участок протяженностью L=0,18 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=66 мм	протяженность 0,18 км, диаметр 66 мм	376,29	0,000	0,000	376,290	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2025
2.23	Демонтаж трубопроводов к 2028 г. от Котельной N 9, обобщенный участок протяженностью L=0,26 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=63 мм	протяженность 0,26 км, диаметр 63 мм	540,95	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	540,950	0,000	0,000	2026 - 2028
2.24	Демонтаж трубопроводов к 2041 г. от Котельной N 9, обобщенный участок протяженностью L=0,04 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=282 мм	протяженность 0,04 км, диаметр 282 мм	86,51	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	86,510	2030 - 2041
2.25	Демонтаж трубопроводов к 2025 г. от Котельной N 6, обобщенный участок протяженностью L=0,18 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=89 мм	протяженность 0,18 км, диаметр 89 мм	385,89	0,000	385,890	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2025
2.26	Демонтаж трубопроводов к 2028 г. от Котельной N 6, обобщенный участок протяженностью L=0,28 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=69 мм	протяженность 0,28 км, диаметр 69 мм	580,00	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	580,000	0,000	0,000	2026 - 2028
2.27	Демонтаж трубопроводов к 2041 г. от Котельной ДЕ-6,5, обобщенный участок протяженностью L=1,4 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=100 мм	протяженность 1,4 км, диаметр 100 мм	2935,61	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2935,610	2030 - 2041
2.28	Демонтаж трубопроводов к 2025 г. от Котельной Пурпейского ЛПУМГ "Газпром трансгаз Сургут", обобщенный участок протяженностью L=0,08 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=75 мм	протяженность 0,08 км, диаметр 75 мм	161,11	0,000	0,000	161,110	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2025
2.29	Демонтаж трубопроводов к 2028 г. от Котельной Пурпейского ЛПУМГ "Газпром трансгаз Сургут", обобщенный участок протяженностью L=0,1 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=88 мм	протяженность 0,1 км, диаметр 88 мм	198,67	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	198,670	0,000	0,000	2026 - 2028
2.30	Демонтаж трубопроводов к 2041 г. от Котельной Пурпейского ЛПУМГ "Газпром трансгаз Сургут", обобщенный участок протяженностью L=0,93 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=144 мм	протяженность 0,93 км, диаметр 144 мм	1947,15	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	1947,150	2030 - 2041
2.31	Демонтаж трубопроводов к 2024 г. от Общеузловой котельной, обобщенный участок протяженностью L=2,54 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=115 мм	протяженность 2,54 км, диаметр 115 мм	5314,54	0,000	5314,540	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2024
2.32	Демонтаж трубопроводов к 2025 г. от Общеузловой котельной, обобщенный участок протяженностью L=13 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=90 мм	протяженность 13,0 км, диаметр 83 мм	27181,51	0,000	0,000	27181,510	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2024 - 2025
2.33	Демонтаж трубопроводов к 2028 г. от Общеузловой котельной, обобщенный участок протяженностью L=1,51 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=83 мм	протяженность 1,51 км, диаметр 83 мм	3156,34	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	3156,340	0,000	0,000	2026 - 2028
2.34	Демонтаж трубопроводов к 2041 г. от Общеузловой котельной, обобщенный участок протяженностью L=9,44 км, средний по материальной характеристики диаметр Dп=97 мм	протяженность 9,44 км, диаметр 97 мм	19731,32	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	19731,320	2030 - 2041
2.35	реконструкция сетей теплоснабжения (увеличение диаметров с Ду 76 мм) от ТК N 15 до УТ N 3.			0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
2.36	Реконструкция ЦТП-1, ЦТП-6, ЦТП-7, ЦТП-11, ЦТП-14, ЦТП-9/1, ЦТП-9/2		56219,90	0,000	23396,160	0,000	32823,740	0,000	0,000	0,000	0,000	2024 - 2027
2.37	Реконструкция (увеличение диаметров) трубопроводов ТС с заменой стальных труб на с трубы в ППУ изоляции заводского изготовления от Общеузловой котельной до УТ-2, в том числе ПИР	протяженность 0,4606 км, диаметр 720 мм	43334,91	0,000	43334,910	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2018 - 2024
2.38	Реконструкция трубопроводов ТС от ТК-71А до ТК-71Б в мкр. 9 с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР	протяженность 0,155 км, диаметр 325 мм	5012,21	5012,210	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2019 - 2023
2.39	Реконструкция трубопроводов ТС от ТК-8-10 до ТК-8-11 в мкр. 9 с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР	протяженность 0,19 км, диаметр 114 мм, протяженность 0,042 км, диаметр 89 мм	6186,42	0,000	6186,420	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2018 - 2024
2.40	Реконструкция сетей теплоснабжения с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления от ТК-71Б до ТК-71Б-1 по адресу: ЯНАО, г. Губкинский, микрорайон 9	протяженность 0,2314 км, диаметр 325 мм	7134,89	0,000	7134,890	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2019 - 2024
2.41	Реконструкция трубопроводов ТС от ТК-71 Д до УТ 72 с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР (увеличение Ду 250/250 на 300/300)	протяженность 0,497 км, диаметр 325 мм	12514,63	12514,630	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2019 - 2023
2.42	Реконструкция трубопроводов ТС от УТ-4 до ТК-5, панель N 5 - микрорайон 1, с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т. ч. ПИР, расположенного по адресу: РФ, ЯНАО, г. Губкинский, панель 5, микрорайон 1	протяженность 0,81 км, диаметр 720 мм, протяженность 0,594 км, диаметр 530 мм	63662,14	0,000	840,000	0,000	62822,140	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2026
2.43	Реконструкция трубопроводов ТС от ТК-5 до ТК-6 в мкр. 1 заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР, расположенного по адресу: РФ, ЯНАО, г. Губкинский, микрорайон 1	протяженность 0,392 км, диаметр 530 мм	26138,06	210,000	0,000	0,000	25928,060	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2026
2.44	Реконструкция трубопроводов ТС от ТК-37-3 до ТК-37-4 мкр 14 с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР (увеличение Ду 200 на 250)	протяженность 0,2908 км, диаметр 273 мм	11148,50	0,000	11148,500	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2022 - 2024
2.45	Реконструкция трубопроводов ТС от ТК-37-2 до ТК-37-17 мкр 14 с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР (увеличение Ду 100,150 на 200)	протяженность 0,386 км, диаметр 219 мм	9616,46	0,000	0,000	9616,460	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2022 - 2025
2.46	Реконструкция трубопроводов ТС (увеличение диаметров) с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления от ТК-71-Б-1 до ТК-71-Д, в т.ч. ПИР	протяженность 0,244 км, диаметр 300 мм	19871,16	19871,160	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2022 - 2023
2.47	Реконструкция трубопроводов ТС от Городской котельной до ТК-19 панель N 3 с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т. ч. ПИР, расположенного по адресу: РФ, ЯНАО, г. Губкинский, панель N 3	протяженность 0,434 км, диаметр 530 мм	12587,56	490,000	0,000	0,000	12097,560	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2027
2.48	Реконструкция трубопроводов ТС от ТК-6 до ТК-7 в мкр 1 с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т. ч. ПИР, расположенного по адресу: РФ, ЯНАО, г. Губкинский, микрорайон 1	протяженность 0,344 км, диаметр 530 мм	23061,99	210,000	0,000	0,000	22851,990	0,000	0,000	0,000	0,000	2021 - 2023
2.49	Реконструкция сетей ТС от УТ-2 до УТ-4 панель 5 с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР (увеличение Ду 500 на 700)	диаметр 700 мм	0,00	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2024 - 2027
2.50	Реконструкция сетей ТС от УТ-4 до ТК-19, панели 3-5, с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР	протяженность 0,594 км, диаметр 530 мм	0,00	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2024 - 2027
2.51	Реконструкция сетей ТС от ТК-19 до УТ-37, панели 1-3, с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР		0,00	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2024 - 2027
2.52	Реконструкция сетей ТС от ТК-10 до ТК-11, с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР		0,00	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2024 - 2027
2.53	Реконструкция сетей ТС от ТК-11 до ТК-12, с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР		0,00	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2024 - 2027
2.54	Реконструкция сетей ТС от ТК-12 до ТК-13, с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР		0,00	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2024 - 2027
2.55	Реконструкция сетей ТС от ТК-13 до ТК-13а, с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР		0,00	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2024 - 2027
2.56	Реконструкция сетей ТС от ТК-25 до ТК-26 мкр 4, мкр 13 с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР		0,00	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2024 - 2027
2.57	Реконструкция сетей ТС от ТК-26 до ТК-27 мкр 13 с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР		0,00	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2024 - 2027
2.58	Реконструкция сетей ТС от ТК-7 до ТК-8 мкр 9 с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР		0,00	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2024 - 2027
2.59	Реконструкция сетей ТС от ТК-8 до ТК-9 мкр 9 с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР		0,00	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2024 - 2027
2.60	Реконструкция сетей ТС от ТК-25 до 4-УТ-25-21 и 4-УТ-25-22 мкр 4 с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР		0,00	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2024 - 2027
2.61	Реконструкция сетей ТС от 4-УТ-25-4 до 4-УТ-25-7 мкр 4 с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР		0,00	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2024 - 2028
2.62	Реконструкция сетей ТС от ТК-28-3 до ТК-28-7 мкр 12 с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР		0,00	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2024 - 2028
2.63	Реконструкция сетей теплоснабжения (увеличение диаметров с Ду76 мм) от УТ-7А до УТ18/А	диаметр 76 мм	3223,07	3223,070	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023
2.64	Реконструкция сетей теплоснабжения (увеличение диаметров с Ду76 мм) от ТК N 15 до ТК N 14	диаметр 76 мм	3624,96	3624,960	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023
2.65	Реконструкция сетей теплоснабжения (увеличение диаметров с Ду108 мм) от ТК N 19 до УТ-19/1	диаметр 108 мм	6058,50	6058,500	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023
2.66	Реконструкция сетей теплоснабжения (увеличение диаметров с Ду76 мм) от ТК N 23/А до УТ-11	диаметр 76 мм	3191,63	3191,630	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023
2.67	Реконструкция сетей теплоснабжения (увеличение диаметров с Ду108 мм) от УТ-15 до Вр-1	диаметр 108 мм	6479,70	6479,700	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023
2.68	Реконструкция сетей теплоснабжения (увеличение диаметра Ду108 мм) от ТК N 48 до УТ-43	диаметр 108 мм	6906,53	6906,530	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023
2.69	Реконструкция сетей теплоснабжения (увеличение диаметров с Ду159 мм) от ТК N 1 до УТ-17	диаметр 159 мм	20990,98	20990,980	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023
2.70	Реконструкция сетей теплоснабжения (увеличение диаметра Ду159 мм) от УТ-13/А до УТ-14	диаметр 159 мм	1894,82	1894,820	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023
2.71	Реконструкция Общеузловой котельной, в том числе ПИР		350078,66	0,000	350078,660	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2024 - 2027
2.72	Техническое перевооружение котельной ВОС с переводом на газообразное топливо, в том числе пир		44404,23	0,000	44404,230	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2024 - 2027
2.73	Техническое перевооружение котельной КОС с переводом на газообразное топливо, в том числе пир		43972,40	0,000	43972,400	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2024 - 2027
2.74	Реконструкция УТ-4 с устройством павильона для задвижек и средств измерений на Общеузловой котельной		1997,02	0,000	106,630	1890,390	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2024 - 2027
2.75	Ликвидационный тампонаж четырех водозаборных скважин на территории Общеузловой котельной		1719,00	1000,000	719,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2024
2.76	Реконструкция котельной N 1 (Центральная) с последующей объединением нагрузок котельной N 9 и выводом последней из эксплуатации	мощность 23,35 Гкал/ч	55323,44	0,000	55323,440	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2024 - 2026
2.77	Реконструкция котельной N 1 (замена котлов ВВД-1.8 МВт в количестве 4 шт.)		25000,00	0,000	25000,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2024 - 2026
2.78	Реконструкция котельной N 4 в ПНС с последующей объединением нагрузок котельной N 5 и выводом первой из эксплуатации	мощность 4,54 Гкал/ч	84580,08	0,000	84580,080	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2024 - 2027
2.79	Реконструкция Общеузловой котельной с увеличением установленной мощности установкой двух пиковых водогрейных котлов КВГМ-20		0,00	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2030 - 2035
2.80	Вывод из эксплуатации котельной N 9	мощность 5,2 Гкал/ч	819,00	0,000	0,000	819,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2026 - 2027
2.81	Вывод из эксплуатации котельных N 6	мощность 7,2 Гкал/ч	1788,00	0,000	0,000	0,000	0,000	1788,000	0,000	0,000	0,000	2028
2.82	Вывод из эксплуатации котельных N 8 и N 4	мощность 4,29 Гкал/ч, мощность 6,8 Гкал/ч	1835,00	0,000	0,000	0,000	1835,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2026 - 2028
2.83	Техническое перевооружение котельной ДЕ-6,5 с целью выработки и отпуска тепловой энергии на нужды ГВС для обеспечения потребителей мкр. 15, 17, 18.		33761,41	0,000	33761,410	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2024
2.84	Модернизация котельной без увеличения мощности путем замены старого оборудования на новое на котельной N 2		0,00	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2030 - 2035
Итого по системе теплоснабжения			3382928,630	204841,390	1041695,758	914194,302	492973,648	37254,948	333699,280	0,000	358269,305
Амортизационные отчисления			666436,94	40353,75	205214,06	180096,28	97115,81	7339,22	65738,76	0,00	70579,05
Прибыль			720563,80	43631,22	221881,20	194723,39	105003,39	7935,30	71077,95	0,00	76311,36
Плата за подключение			372122,15	22532,55	114586,53	100561,37	54227,10	4098,04	36706,92	0,00	39409,62
Федеральный бюджет			0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	8,00
Бюджет ЯНАО			54126,86	3277,46	16667,13	14627,11	7887,58	596,08	5339,19	0,00	5732,31
Местный бюджет			419483,15	25400,33	129170,27	113360,09	61128,73	4619,61	41378,71	0,00	44425,39
Иные внебюджетные источники финансирования			1150195,73	69646,07	354176,56	310826,06	167611,04	12666,68	113457,76	0,00	121811,56

5.2. Программа инвестиционных проектов в системе водоснабжения

Таблица 36 - Инвестиции в системе водоснабжения

N п/п	Наименование мероприятия (краткое описание)	Технические параметры	Необходимые капитальные затраты, тыс. руб.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2027 г.	2028 - 2032 гг.	2033 - 2037 гг.	2038 - 2041 гг.	Срок реализации
1	Строительство		2418272,154	327046,019	431722,290	418144,035	415714,490	175860,867	471626,344	98976,726	79181,380
1.1	Модернизация Центрального диспетчерского пункта (ЦДП) с внедрением автоматизированной системы передачи данных по давлению в диктующих точках сети (не менее 20 точек)		4500,00	0,000	1500,000	1500,000	1500,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2024 - 2026
1.2	Разработка проекта и монтаж диспетчеризации и телемеханизации объектов системы водоснабжения города, в т.ч.:		4736,85	0,000								2024 - 2041
	- Проектно-изыскательские работы и разработка проектной документации на модернизацию ЦДС с внедрением автоматизированной системы передачи данных по давлению в узловых точках (не менее 20 точек) сети холодного водоснабжения и проекта на диспетчеризацию и телемеханику водоочистных сооружений;				263,158	263,158	263,158	263,158	1315,792	1315,792	1052,633
	- Модернизация системы телемеханики и диспетчеризации сети холодного водоснабжения и водоочистных сооружений города Губкинский
1.3	Установка автоматических воздушных клапанов на магистральных водоводах		2999,97	157,893	157,893	157,893	157,893	157,893	789,466	789,466	631,573	2023 - 2041
1.4	Установка общедомовых и индивидуальных приборов учета		12000,00	631,579	631,579	631,579	631,579	631,579	3157,895	3157,895	2526,316	2023 - 2041
1.5	Экспертное обследование артезианских скважин, с целью определения технического состояния и возможности дальнейшей эксплуатации		796,17	265,390	265,390	265,390	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2025
1.6	Организация сбора и очистки промывных вод первой очереди ВОС на соответствующей системе второй очереди ВОС: - разработка проекта; - монтажные работы		1500,00	500,000	500,000	500,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2025
1.7	Строительство резервного водовода от ВОС до ТК-10 Ду500 мм с устройством переключений с действующим водоводом Ду 700 мм		932890,46	233222,615	233222,615	233222,615	233222,615	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2026
1.8	Строительство нового водозабора за пределами селитебной зоны территории Пурпе, в том числе ПИР		230500,00	0,000	38416,667	38416,667	38416,667	38416,667	76833,333	0,000	0,000	2024 - 2029
1.9	Строительство кольцевого трубопровода водоснабжения "Южный поток"		337721,00	0,000	56286,833	56286,833	56286,833	56286,833	112573,667	0,000	0,000	2024 - 2029
1.10	Строительство кольцевого водопровода на промышленной зоне города Губкинского		430911,00	53863,875	53863,875	53863,875	53863,875	53863,875	161591,625	0,000	0,000	2023 - 2030
1.11	Строительство сетей ГВС от котельной ДЕ-6,5 до точки 1, панель 0		27156,51	13578,255	13578,255	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2024
1.12	Строительство сетей ХВС от УТ-32 панель 3 до ТК-26 микрорайон 13, в том числе ПИР		3373,80	0,000	0,000	0,000	843,450	843,450	1686,900	0,000	0,000	2026 - 2030
1.13	Строительство сетей ГВС, реконструкция сетей ХВС от ТК-28-6 до ТК-28-12 мкр 12, в т.ч ПИР		2855,00	0,000	0,000	0,000	571,000	571,000	1713,000	0,000	0,000	2026 - 2030
1.14	Закольцовка сетей водоснабжения города Губкинский, 3,2 км	протяженность 3,2 км	15393,02	0,000	5131,008	5131,008	5131,008	0,000	0,000	0,000	0,000	2024 - 2025
1.15	Закольцовка сетей водоснабжения тер. Пурпе (мкр. Строителей), 1,2 км	протяженность 1,2 км	6157,21	0,000	3078,605	3078,605	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2024 - 2025
1.16	Строительство сетей в мкр. 1, протяженность 0,58 км	протяженность 0,58 км	16607,50	874,079	874,079	874,079	874,079	874,079	4370,395	4370,395	3496,316	2023 - 2041
1.17	Строительство сетей в мкр. 2, протяженность 1,7 км	протяженность 1,7 км	25938,90	1365,205	1365,205	1365,205	1365,205	1365,205	6826,026	6826,026	5460,821	2023 - 2041
1.18	Строительство сетей в мкр. 3, протяженность 1,918 км	протяженность 1,918 км	14855,00	781,842	781,842	781,842	781,842	781,842	3909,211	3909,211	3127,368	2023 - 2041
1.19	Строительство сетей в мкр. 4, протяженность 1,5 км	протяженность 1,5 км	12183,40	641,232	641,232	641,232	641,232	641,232	3206,158	3206,158	2564,926	2023 - 2041
1.20	Строительство сетей в мкр. 5, протяженность 1,304 км	протяженность 1,304 км	12805,00	673,947	673,947	673,947	673,947	673,947	3369,737	3369,737	2695,789	2023 - 2041
1.21	Строительство сетей в мкр. 6, протяженность 2,642 км	протяженность 2,642 км	20204,70	1063,405	1063,405	1063,405	1063,405	1063,405	5317,026	5317,026	4253,621	2023 - 2041
1.22	Строительство сетей в мкр. 7, протяженность 2,000 км	протяженность 2,00 км	11882,20	625,379	625,379	625,379	625,379	625,379	3126,895	3126,895	2501,516	2023 - 2041
1.23	Строительство сетей в мкр. 9, протяженность 0,062 км	протяженность 0,062 км	7529,70	396,300	396,300	396,300	396,300	396,300	1981,500	1981,500	1585,200	2023 - 2041
1.24	Строительство сетей в мкр. 10, протяженность 0,883 км	протяженность 0,883 км	6701,60	352,716	352,716	352,716	352,716	352,716	1763,579	1763,579	1410,863	2023 - 2041
1.25	Строительство сетей в мкр. 13, протяженность 0,229 км	протяженность 0,229 км	1742,10	91,689	91,689	91,689	91,689	91,689	458,447	458,447	366,758	2023 - 2041
1.26	Строительство сетей в мкр. 15, протяженность 1,341 км	протяженность 1,341 км	10662,50	561,184	561,184	561,184	561,184	561,184	2805,921	2805,921	2244,737	2023 - 2041
1.27	Строительство сетей в мкр. 16, протяженность 1,264 км	протяженность 1,264 км	9592,80	504,884	504,884	504,884	504,884	504,884	2524,421	2524,421	2019,537	2023 - 2041
1.28	Строительство сетей в мкр. 17, протяженность 2,572 км	протяженность 2,572 км	20247,60	1065,663	1065,663	1065,663	1065,663	1065,663	5328,316	5328,316	4262,653	2023 - 2041
1.29	Строительство сетей в мкр. 18, протяженность 4,756 км	протяженность 4,756 км	39487,60	2078,295	2078,295	2078,295	2078,295	2078,295	10391,474	10391,474	8313,179	2023 - 2041
1.30	Строительство сетей в мкр. 19, протяженность 4,1 км	протяженность 4,1 км	18706,80	984,568	984,568	984,568	984,568	984,568	4922,842	4922,842	3938,274	2023 - 2041
1.31	Строительство сетей в мкр. 20, протяженность 2,14 км	протяженность 2,14 км	10597,20	557,747	557,747	557,747	557,747	557,747	2788,737	2788,737	2230,989	2023 - 2041
1.32	Строительство сетей в мкр. 21, протяженность 0,14 км	протяженность 0,14 км	638,68	33,615	33,615	33,615	33,615	33,615	168,074	168,074	134,459	2023 - 2041
1.33	Строительство сетей в мкр. 22, протяженность 0,24 км	протяженность 0,24 км	1094,88	57,625	57,625	57,625	57,625	57,625	288,126	288,126	230,501	2023 - 2041
1.34	Строительство сетей в мкр. 23, протяженность 1,960 км	протяженность 1,960 км	8941,52	470,606	470,606	470,606	470,606	470,606	2353,032	2353,032	1882,425	2023 - 2041
1.35	Строительство сетей в мкр. 24, протяженность 5,345 км	протяженность 5,345 км	24383,89	1283,363	1283,363	1283,363	1283,363	1283,363	6416,813	6416,813	5133,451	2023 - 2041
1.36	Строительство сетей в садово-огородническом массиве, протяж-ть 10,510 км	протяженность 10,51 км	79788,00	4199,368	4199,368	4199,368	4199,368	4199,368	20996,842	20996,842	16797,474	2023 - 2041
1.37	Строительство сетей территория Пурпе		1520,01	80,001	80,001	80,001	80,001	80,001	400,003	400,003	320,002	2023 - 2041
1.38	Строительство сетей водоснабжения для закольцовки тупиковых пожарных гидрантов общей протяженностью 2,6 км	протяженность 2,6 км	26388,00	3298,500	3298,500	3298,500	3298,500	3298,500	9895,500	0,000	0,000	2023 - 2030
1.39	Строительство сетей водоснабжения для закольцовки тупиковых пожарных гидрантов общей протяженностью 2,6 км - тер. Пурпе		18072,05	2259,006	2259,006	2259,006	2259,006	2259,006	6777,019	0,000	0,000	2023 - 2030
1.40	Строительство сетей водоснабжения для закольцовки тупиковых пожарных гидрантов общей протяженностью 0,6 км - тер. Пурпе-1		4209,53	526,191	526,191	526,191	526,191	526,191	1578,574	0,000	0,000	2023 - 2030
2	Реконструкция, модернизация и вывод из эксплуатации		841447,490	130842,132	143758,567	158468,447	154226,281	93068,701	137732,085	12972,932	10378,345
2.1	Реконструкция сетей ГВС (с установкой балансировочных клапанов в микрорайонах 1, 9, 2, 3,4,5)		1745,490	581,830	581,830	581,830	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2025
2.2	Ликвидация (тампонаж) скважин 3 шт. (после экспертного обследования, возможно увеличение количества скважин)		1946,65	389,330	389,330	389,330	389,330	389,330	0,000	0,000	0,000	2023 - 2027
2.3	Реконструкция объекта "Водозабор г. Губкинский тампонаж (ликвидация) двух скважин и разведывание с бурением дополнительных двух скважин, в т.ч. ПИР"		10727,50	0,000	2681,875	2681,875	2681,875	2681,875	0,000	0,000	0,000	2024 - 2027
2.4	Реконструкция повысительной насосной станции в мкр. 9		4000,00	210,526	210,526	210,526	210,526	210,526	1052,632	1052,632	842,105	2023 - 2041
2.5	Реконструкция водовода Ду 500 мм от ВОС до ВК-10 в т.ч. ПИР.		217534,80	54383,700	54383,700	54383,700	54383,700	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2026
2.6	Реконструкция водозабора (строительство 2-х РВС-1000 м3, строительство насосной станции 2-го подъема, замена павильонов скважин, замена трубопроводов, ремонт проездов и т.д.), в т.ч. ПИР		69472,00	8684,000	8684,000	8684,000	8684,000	8684,000	26052,000	0,000	0,000	2023 - 2030
2.7	Модернизация насосов артезианских скважин водоочистных сооружений г. Губкинский		9414,82	4707,410	4707,410	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2024
2.8	Капитальный ремонт водовода от ВК-2, вдоль ул. Набережная до УТ-16-3		89652,24	0,000	0,000	29884,080	29884,080	29884,080	0,000	0,000	0,000	2025 - 2027
2.9	Модернизация существующей станции обезжелезивания воды территория Пурпе, в том числе ПИР		110055,00	0,000	18342,500	18342,500	18342,500	18342,500	36685,000	0,000	0,000	2024 - 2029
2.10	Мероприятия по доведению до нормативного состояния ВОС на Пурпе-1		9000,00	9000,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023
2.11	Реконструкция трубопроводов ГВС и ХВС от ТК-71А до ТК-71Б в мкр. 9 с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч. ПИР		4906,70	4906,700	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023
2.12	Реконструкция трубопроводов ГВС и ХВС от ТК-71Б до ТК-71 Б-1 с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР увеличение ГВС Ду 200/150 на 300/200)		7500,00	4600,000	2900,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2024

2.13	Реконструкция трубопроводов ГВС (увеличение диаметров), сетей ХВС с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления от ТК-71-Б-1 до ТК-71-Д, в т.ч. ПИР		6874,26	3437,130	3437,130	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2024
2.14	Реконструкция трубопроводов ГВС и ХВС от ТК-8-10 до ТК-8-11 в мкр. 9 с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР		3373,80	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	3373,800	0,000	0,000	2028
2.15	Реконструкция трубопроводов ГВС и ХВС от УТ-4 до ТК-5 в мкр.1 (увеличение диаметров Т3Т4 Д 300/200, В1 Д 300 на Т3Т4 Ду 400/300, В1 Д 300) с заменой стальных труб на трубы ППУ изоляции заводского изготовления, в том числе ПИР		58241,34	11648,268	11648,268	11648,268	11648,268	11648,268	0,000	0,000	0,000	2023 - 2027
2.16	Реконструкция трубопроводов ГВС и ХВС от ТК-5 до ТК-6 в мкр. 1 (увеличение диаметров Т3Т4 Д 300/200, В1 Д 300 на Т3Т4 Ду 400/300, В1 Д 300) с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР		17647,34	5882,447	5882,447	5882,447	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2025
2.17	Реконструкция (увеличение диаметров) сетей ХВС с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции от котельной ДЕ-6,5 до УТ-38 по адресу: ЯНАО, г. Губкинский, панель "0"		8749,00	4374,500	4374,500	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2024
2.18	Реконструкция трубопроводов ГВС, ХВС от ТК-37-3 до ТК-37-4 мкр.14 с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч. ПИР		7512,09	1252,015	1252,015	1252,015	1252,015	1252,015	1252,015	0,000	0,000	2023 - 2028
2.19	Реконструкция трубопроводов ГВС, ХВС от ТК-37-2 до ТК-37-17 мкр 14 с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР		6466,59	1077,765	1077,765	1077,765	1077,765	1077,765	1077,765	0,000	0,000	2023 - 2028
2.20	Реконструкция (техническое перевооружение) сетей ГВС, ХВС от ТК-26 до ТЦ "Меркурий" в мкр.12, расположенному по адресу: РФ, ЯНАО, Губкинский, мкр.12		5892,63	1473,158	1473,158	1473,158	1473,158	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2026
2.21	Реконструкция трубопроводов ГВС и ХВС от ТК-27-4 до ТК-27-4А в мкр. 12 с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч. ПИР		3886,79	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	3886,790	0,000	0,000	2028
2.22	Реконструкция трубопроводов ГВС и ХВС от УТ-16-1 до ТК-16-10 в мкр. 6 с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч. ПИР		2888,94	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2888,940	0,000	0,000	2028
2.23	Реконструкция трубопроводов ГВС и ХВС от Городской котельной до ТК-19 панель N 3 (увеличение диаметров Т3/Т4 с 250/200 на 300/250) с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в том числе ПИР" расположенных по адресу: РФ, ЯНАО, г. Губкинский, панель N 3.		21202,89	5300,723	5300,723	5300,723	5300,723	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2026
2.24	Реконструкция трубопроводов ГВС, ХВС от ТК-6 до ТК-7 в мкр 1 с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т. ч. ПИР, расположенного по адресу: РФ, ЯНАО, г. Губкинский, микрорайон 1		15560,51	106,050	7604,810	7849,650	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2025
2.25	Реконструкция сетей ГВС, ХВС от УТ-2 до УТ-4 панель 5 с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР		4150,00	0,000	0,000	0,000	830,000	830,000	2490,000	0,000	0,000	2026 - 2030
2.26	Реконструкция сетей ГВС, ХВС от УТ-4 до ТК-19, панели 3-5, с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР		4250,00	0,000	0,000	0,000	850,000	850,000	2550,000	0,000	0,000	2026 - 2030
2.27	Реконструкция сетей ХВС от ТК-19 до УТ-37, панели 1-3, с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР		3895,00	0,000	0,000	0,000	779,000	779,000	2337,000	0,000	0,000	2026 - 2030
2.28	Реконструкция сетей ГВС, ХВС от ТК-10 до ТК-11, с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР		3459,50	0,000	0,000	0,000	691,900	691,900	2075,700	0,000	0,000	2026 - 2030
2.29	Реконструкция сетей ГВС, ХВС от ТК-11 до ТК-12, с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР		3258,20	0,000	0,000	0,000	651,640	651,640	1954,920	0,000	0,000	2026 - 2030
2.30	Реконструкция сетей ГВС, ХВС от ТК-12 до ТК-13, с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР		3885,50	0,000	0,000	0,000	777,100	777,100	2331,300	0,000	0,000	2026 - 2030
2.31	Реконструкция сетей ГВС, ХВС от ТК-13 до ТК-13а, с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР		3158,60	0,000	0,000	0,000	631,720	631,720	1895,160	0,000	0,000	2026 - 2030
2.32	Реконструкция сетей ГВС, ХВС от ТК-25 до ТК-26 мкр 4, мкр 13 с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР		4150,00	0,000	0,000	0,000	830,000	830,000	2490,000	0,000	0,000	2026 - 2030
2.33	Реконструкция сетей ГВС, ХВС от ТК-26 до ТК-27 мкр 13 с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР		3373,80	0,000	0,000	0,000	674,760	674,760	2024,280	0,000	0,000	2026 - 2030
2.34	Реконструкция сетей ГВС, ХВС от ТК-7 до ТК-8 мкр 9 с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР		4150,00	0,000	0,000	0,000	830,000	830,000	2490,000	0,000	0,000	2026 - 2030
2.35	Реконструкция сетей ГВС, ХВС от ТК-8 до ТК-9 мкр 9 с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР		3373,80	0,000	0,000	0,000	674,760	674,760	2024,280	0,000	0,000	2026 - 2030
2.36	Реконструкция сетей ГВС, ХВС от ТК-25 до 4-УТ-25-21 и 4-УТ-25-22 мкр 4 с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР		3373,80	0,000	0,000	0,000	674,760	674,760	2024,280	0,000	0,000	2026 - 2030
2.37	Реконструкция сетей ГВС, ХВС от 4-УТ-25-4 до 4-УТ-25-7 мкр 4 с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР		2986,30	0,000	0,000	0,000	597,260	597,260	1791,780	0,000	0,000	2026 - 2030
2.38	Реконструкция сетей ГВС, ХВС от ТК-28-3 до ТК-28-7 мкр 12 с заменой стальных труб на трубы в ППУ изоляции заводского изготовления, в т.ч ПИР		2894,30	0,000	0,000	0,000	578,860	578,860	1736,580	0,000	0,000	2026 - 2030
2.39	Реконструкция существующих сетей водоснабжения, в том числе ПИР (территория Пурпе, Пурпе-1)		26125,20	1375,011	1375,011	1375,011	1375,011	1375,011	6875,053	6875,053	5500,042	2023 - 2041
2.40	Демонтаж сетей (1 - 24 мкр)		19171,94	1009,049	1009,049	1009,049	1009,049	1009,049	5045,247	5045,247	4036,198	2023 - 2041
2.41	Реконструкция трубопроводов водоснабжения (увеличение диаметров) общей протяженностью 2,5 км - г. Губкинский	протяженность 2,5 км	14522,98	1815,373	1815,373	1815,373	1815,373	1815,373	5446,118	0,000	0,000	2023 - 2030
2.42	Реконструкция трубопроводов водоснабжения (увеличение диаметров) общей протяженностью 4,0 км - тер. Пурпе	протяженность 4,0 км	28758,48	3594,810	3594,810	3594,810	3594,810	3594,810	10784,430	0,000	0,000	2023 - 2030
2.43	Реконструкция трубопроводов водоснабжения (увеличение диаметров) общей протяженностью 0,6 км - тер. Пурпе-1	протяженность 0,6 км	4028,71	503,589	503,589	503,589	503,589	503,589	1510,766	0,000	0,000	2023 - 2030
2.44	Замена пожарных гидрантов в количестве 120 шт. (г. Губкинский)	ПГ 120 шт.	3600,00	450,000	450,000	450,000	450,000	450,000	1350,000	0,000	0,000	2023 - 2030
2.45	Замена пожарных гидрантов в количестве 17 шт. (тер. Пурпе)	ПГ 17 шт.	510,00	63,750	63,750	63,750	63,750	63,750	191,250	0,000	0,000	2023 - 2030
2.46	Замена пожарных гидрантов в количестве 4 шт. (тер. Пурпе-1)	ПГ 4 шт.	120,00	15,000	15,000	15,000	15,000	15,000	45,000	0,000	0,000	2023 - 2030
Итого по системе водоснабжения			3259719,644	457888,152	575480,858	576612,483	569940,771	268929,568	609358,429	111949,658	89559,726
Амортизационные отчисления			642164,77	90203,97	113369,73	113592,66	112278,33	52979,12	120043,61	22054,08	17643,27
Прибыль			694320,28	97530,18	122577,42	122818,46	121397,38	57282,00	129793,35	23845,28	19076,22
Плата за подключение			0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Федеральный бюджет			0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Бюджет ЯНАО			52155,51	7326,21	9207,69	9225,80	9119,05	4302,87	9749,73	1791,19	1432,96
Местный бюджет			404205,24	56778,13	71359,63	71499,95	70672,66	33347,27	75560,45	13881,76	11105,41
Иные внебюджетные источники финансирования			1466873,84	206049,67	258966,39	259475,62	256473,35	121018,31	274211,29	50377,35	40301,88

5.3. Программа инвестиционных проектов в системе водоотведения

Таблица 37 - Инвестиции в системе водоотведения

N п/п	Наименование мероприятия (краткое описание)	Технические параметры	Необходимые капитальные затраты, тыс. руб.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2027 г.	2028 - 2032 гг.	2033 - 2037 гг.	2038 - 2041 гг.	Срок реализации
1	Строительство		911051,330	121940,294	122210,008	122210,008	122210,008	52210,008	206429,228	112447,083	51394,695
1.1	Строительство приемных резервуаров V= 2 000 м3 2 штуки на КОС, в том числе ПИР	V= 2 000 м3 2 штуки	192325,530	24040,691	24040,691	24040,691	24040,691	24040,691	72122,074	0,000	0,000	2023 - 2030
1.2	Организация диспетчеризации и телемеханизации объектов системы водоотведения города		1888,000	0,000	269,714	269,714	269,714	269,714	809,143	0,000	0,000	2024 - 2030
1.3	Строительство АБК с производственными помещениями на территории КОС, в том числе ПИР		15000,000	0,000	0,000	0,000	3000,000	3000,000	9000,000	0,000	0,000	2026 - 2030
1.4	Строительство новых очистных сооружений производительностью 1000 м3/сут. в Пурпе-1	производительность 1000 м3/сутки	280000,000	70000,000	70000,000	70000,000	70000,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2026
1.5	Строительство (установка) автоматизированной приемно-сливной станции для привозных стоков и ЖБО		9000,000	3000,000	3000,000	3000,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2025
1.6	Строительство резервного напорного коллектора от камеры переключения на ГКНС до приемного резервуара на КОС диаметром 530х7 в заводской изоляции ППУ-ПЭ, протяженностью 2100 мп	диаметром 530х7 в заводской изоляции ППУ-ПЭ, протяженностью 2100 мп	168713,000	12050,929	12050,929	12050,929	12050,929	12050,929	60254,643	48203,714	0,000	2023 - 2036
1.7	Строительство сетей в мкр. 1, протяженность 0,87 км	протяженность 0,87 км	43712,600	2300,663	2300,663	2300,663	2300,663	2300,663	11503,316	11503,316	9202,653	2023 - 2041
1.8	Строительство сетей в мкр. 2, протяженность 7,5 км	протяженность 7,5 км	7590,000	399,474	399,474	399,474	399,474	399,474	1997,368	1997,368	1597,895	2023 - 2041
1.9	Строительство сетей в мкр. 3, протяженность 1,786 км	протяженность 1,786 км	10901,000	573,737	573,737	573,737	573,737	573,737	2868,684	2868,684	2294,947	2023 - 2041
1.10	Строительство сетей в мкр. 4, протяженность 1,723 км	протяженность 1,723 км	10516,200	553,484	553,484	553,484	553,484	553,484	2767,421	2767,421	2213,937	2023 - 2041
1.11	Строительство сетей в мкр. 5, протяженность 1,411 км	протяженность 1,411 км	8612,000	453,263	453,263	453,263	453,263	453,263	2266,316	2266,316	1813,053	2023 - 2041
1.12	Строительство сетей в мкр. 6, протяженность 3,597 км	протяженность 3,597 км	21949,400	1155,232	1155,232	1155,232	1155,232	1155,232	5776,158	5776,158	4620,926	2023 - 2041
1.13	Строительство сетей в мкр. 7, протяженность 2,5 км	протяженность 2,5 км	22095,600	1162,926	1162,926	1162,926	1162,926	1162,926	5814,632	5814,632	4651,705	2023 - 2041
1.14	Строительство сетей в мкр. 9, протяженность 0,4 км	протяженность 0,4 км	3999,700	210,511	210,511	210,511	210,511	210,511	1052,553	1052,553	842,042	2023 - 2041
1.15	Строительство сетей в мкр. 10, протяженность 0,567 км	протяженность 0,567 км	3458,500	182,026	182,026	182,026	182,026	182,026	910,132	910,132	728,105	2023 - 2041
1.16	Строительство сетей в мкр. 11, протяженность 0,020 км	протяженность 0,020 км	122,100	6,426	6,426	6,426	6,426	6,426	32,132	32,132	25,705	2023 - 2041
1.17	Строительство сетей в мкр. 13, протяженность 0,728 км	протяженность 0,728 км	4445,300	233,963	233,963	233,963	233,963	233,963	1169,816	1169,816	935,853	2023 - 2041
1.18	Строительство сетей в мкр. 14, протяженность 0,024 км	протяженность 0,024 км	147,400	7,758	7,758	7,758	7,758	7,758	38,789	38,789	31,032	2023 - 2041
1.19	Строительство сетей в мкр. 15, протяженность 1,362 км	протяженность 1,362 км	8309,500	437,342	437,342	437,342	437,342	437,342	2186,711	2186,711	1749,368	2023 - 2041
1.20	Строительство сетей в мкр. 16, протяженность 0,787 км	протяженность 0,787 км	4803,500	252,816	252,816	252,816	252,816	252,816	1264,079	1264,079	1011,263	2023 - 2041
1.21	Строительство сетей в мкр. 17, протяженность 2,2 км	протяженность 2,2 км	15575,900	819,784	819,784	819,784	819,784	819,784	4098,921	4098,921	3279,137	2023 - 2041
1.22	Строительство сетей в мкр. 18, протяженность 4,422 км	протяженность 4,422 км	26984,200	1420,221	1420,221	1420,221	1420,221	1420,221	7101,105	7101,105	5680,884	2023 - 2041
1.23	Строительство сетей в мкр. 19, протяженность 1,288 км	протяженность 1,288 км	6192,000	325,895	325,895	325,895	325,895	325,895	1629,474	1629,474	1303,579	2023 - 2041
1.24	Строительство сетей в мкр. 20, протяженность 1,007 км	протяженность 1,007 км	4844,000	254,947	254,947	254,947	254,947	254,947	1274,737	1274,737	1019,789	2023 - 2041
1.25	Строительство сетей в мкр. 21, протяженность 0,600 км	протяженность 0,6 км	4803,500	252,816	252,816	252,816	252,816	252,816	1264,079	1264,079	1011,263	2023 - 2041
1.26	Строительство сетей в мкр. 22, протяженность 0,600 км	протяженность 0,6 км	4803,500	252,816	252,816	252,816	252,816	252,816	1264,079	1264,079	1011,263	2023 - 2041
1.27	Строительство сетей в мкр. 23, протяженность 1,700 км	протяженность 1,7 км	8309,500	437,342	437,342	437,342	437,342	437,342	2186,711	2186,711	1749,368	2023 - 2041
1.28	Строительство сетей в мкр. 24, протяженность 3,070 км	протяженность 3,070 км	21949,400	1155,232	1155,232	1155,232	1155,232	1155,232	5776,158	5776,158	4620,926	2023 - 2041
2	Реконструкция, модернизация и вывод из эксплуатации		386088,400	37016,278	39159,135	40850,635	39617,302	32185,302	114865,695	45774,474	36619,579
2.1	Реконструкция КОС 2-ой очереди, в т.ч. ПИР; Разработка ПСД на реконструкцию КОС II очереди; Проведение экспертизы ПСД на реконструкцию КОС		167100,40	20887,550	20887,550	20887,550	20887,550	20887,550	62662,650	0,000	0,000	2023 - 2030
2.2	Модернизация ГКНС в т.ч. ПИР		3700,00	1233,333	1233,333	1233,333	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2025
2.3	Реконструкция станции закачки КОС I очереди с изменением её хозяйственного назначения, в том числе ПИР		15000,00	0,000	2142,857	2142,857	2142,857	2142,857	6428,571	0,000	0,000	2024 - 2030
2.4	Модернизация канализационных очистных сооружений производительностью 1 400 м3/сут. территория Пурпе	производительностью 1 400 м3/сутки	22962,00	5740,500	5740,500	5740,500	5740,500	0,000	0,000	0,000	0,000	2023 - 2026
2.5	Ликвидация очистных сооружений канализации КОС 1 очереди		3383,00	0,000	0,000	1691,500	1691,500	0,000	0,000	0,000	0,000	2025 - 2026
2.6	Увеличение темпов замены трубопроводов хозяйственно-бытовой канализации до 2% в год от общей длины		173943,00	9154,895	9154,895	9154,895	9154,895	9154,895	45774,474	45774,474	36619,579	2023 - 2041
Итого по системе водоотведения			1297139,730	158956,572	161369,143	163060,643	161827,310	84395,310	321294,923	158221,556	88014,274
Амортизационные отчисления			255536,53	31314,44	31789,72	32122,95	31879,98	16625,88	63295,10	31169,65	17338,81
Прибыль			276290,76	33857,75	34371,63	34731,92	34469,22	17976,20	68435,82	33701,19	18747,04
Плата за подключение			0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Федеральный бюджет			0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Бюджет ЯНАО			20754,24	2543,31	2581,91	2608,97	2589,24	1350,32	5140,72	2531,54	1408,23
Местный бюджет			160845,33	19710,61	20009,77	20219,52	20066,59	10465,02	39840,57	19619,47	10913,77
Иные внебюджетные источники финансирования			583712,88	71530,46	72616,11	73377,29	72822,29	37977,89	144582,72	71199,70	39606,42

5.4. Программа инвестиционных проектов в системе электроснабжения

Таблица 38 - Инвестиции в системе электроснабжения

N п/п	Наименование мероприятия (краткое описание)	Технические параметры	Необходимые капитальные затраты, тыс. руб.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2027 г.	2028 - 2032 гг.	2033 - 2037 гг.	2038 - 2041 гг.	Срок реализации
1	Строительство		34814,180	0,000	0,000	7249,750	27564,430	0,000	0,000	0,000	0,000
1.1	Строительство воздушных линей 0,4 кВ общей протяженностью 12,5 км	0,4 кВ протяженностью 12,5 км	34814,18	0,00	0,00	7249,75	27564,43	0,00	0,00	0,00	0,00	2025 - 2026
	тер. Пурпе		5485,14	0,000	0,000	5485,140	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
	тер. Пурпе-1		1764,61	0,000	0,000	1764,610	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
	г. Губкинский		27564,43	0,000	0,000	0,000	27564,430	0,000	0,000	0,000	0,000
2	Реконструкция, модернизация и вывод из эксплуатации		1249399,410	0,000	208616,810	201570,820	261601,200	113828,400	352241,470	111540,700	0,000
2.1	Реконструкции частей РП в виду низкой энергоэффективности (г. Губкинский), 12 ед.	12 ед.	66995,64	0,000	66995,640	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2024
2.2	Замены вводного оборудования ТП и РП (г. Губкинский), 295 ед.	295 ед.	20604,24	0,000	9917,970	10686,270	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2024 - 2025
2.3	Замены предохранителей 6 и 10 кВ, 13 ед.	13 ед.	159,31	0,000	98,040	61,270	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2024 - 2025
2.4	Реконструкции и внедрения телеметрии ТП тер. Пурпе и тер. Пурпе-1, 56 ед.	56 ед.	256369,17	0,00	0,00	0,00	155652,71	0,00	100716,46	0,00	0,00	2026, 2028
	тер. Пурпе		160230,73	0,000	0,000	0,000	100716,460	0,000	59514,270	0,000	0,000
	тер. Пурпе-1		41202,19	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	41202,190	0,000	0,000
	г. Губкинский		54936,25	0,000	0,000	0,000	54936,250	0,000	0,000	0,000	0,000
2.5	Замена трансформаторов ввиду увеличения потребления, 30 ед.	30 ед.	53502,14	0,00	0,00	0,00	0,00	7133,62	46368,52	0,00	0,00	2027 - 2030
	тер. Пурпе		3566,81	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	3566,710	0,000	0,000
	г. Губкинский		49935,33	0,000	0,000	0,000	0,000	7133,620	42801,810	0,000	0,000
2.6	Паспортизация объектов тер. Пурпе и Пурпе-1 (в том числе сети), 88 ед.	88 ед.	3319,05	0,00	3319,05	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	2024
	тер. Пурпе		2640,15	0,000	2640,150	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
	тер. Пурпе-1		678,90	0,000	678,900	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
2.7	Капитальный ремонт опор,(г. Губкинский, тер. Пурпе, тер. Пурпе-1), 214 ед.	214 ед.	159704,93	0,000	36567,950	41045,660	38806,800	39553,090	3731,420	0,000	0,000	2024 - 2028
2.8	Реконструкции воздушный линий 10 кВ (г. Губкинский), протяженность 4,8 км	протяженность 4,8 км	111540,70	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	111540,700	0,000	2033
2.9	Замена разъединителей 10 кВ, 34 ед.	34 ед.	24576,47	0,000	24576,470	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2024
	тер. Пурпе		5920,02	0,000	5920,020	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
	г. Губкинский		18656,45	0,000	18656,450	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
2.10	Реконструкции и (или) строительства систем освещения г. Губкинский, 364 уч.	364 уч.	469991,83	0,000	67141,690	67141,690	67141,690	67141,690	201425,070	0,000	0,000	2024 - 2030
2.11	Реконструкции и (или) строительства систем освещения тер. Пурпе, 44 уч.	44 уч.	56812,20	0,000	0,000	56812,200	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2025
2.12	Реконструкции и (или) строительства систем освещения тер. Пурпе-1, 20 уч.	20 уч.	25823,73	0,000	0,000	25823,730	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	2025
Итого по системе электроснабжения			1284213,59	0,00	208616,81	208820,57	289165,63	113828,40	352241,47	111540,70	0,00
Амортизационные отчисления			252990,08	0,00	41097,51	41137,65	56965,63	22424,19	69391,57	21973,52	0,00
Прибыль			273537,49	0,00	44435,38	44478,78	61592,28	24245,45	75027,43	23758,17	0,00
Плата за подключение			0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Федеральный бюджет			0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Бюджет ЯНАО			20547,42	0,00	3337,87	3341,13	4626,65	1821,25	5635,86	1784,65	0,00
Местный бюджет			159242,49	0,00	25868,48	25893,75	35856,54	14114,72	43677,94	13831,05	0,00
Иные внебюджетные источники финансирования			577896,12	0,00	93877,56	93969,26	130124,53	51222,78	158508,66	50193,32	0,00

5.5. Программа инвестиционных проектов в системе газоснабжения

Таблица 39 - Инвестиции в системе газоснабжения

N п/п	Наименование мероприятия (краткое описание)	Технические параметры	Необходимые капитальные затраты, тыс. руб.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2027 г.	2028 - 2032 гг.	2033 - 2037 гг.	2038 - 2041 гг.	Срок реализации
1	Строительство		1141335,160	0,000	0,000	994669,400	0,000	0,000	62317,800	0,000	84347,960
	Газопроводы 2 категории, Р до 0,6 МПа от ГГПЗ г. Губкинский
1.1	Перспективные газопроводы высокого давления Р до 0,6 МПа, от существующих газопроводов до перспективных объектов газопотребления, включая участки для закольцовки газораспределительной сети	диаметр 63х5,8 мм, протяженность 2055 п.м.; диаметр 110х10,0 мм, протяженность 5248 п.м.; диаметр 160х14,6 мм, протяженность 2003 п.м.; диаметр 225х20,5 мм, протяженность 10697 п.м.; диаметр 315х28,6 мм, протяженность 3018 п.м.; диаметр 400х36,3 мм, протяженность 291 п.м.	341708,60			341708,600						2023 - 2027
1.2	Перспективные газопроводы высокого давления Р до 0,6 МПа, от существующих и перспективных газопроводов до перспективных объектов газопотребления	диаметр 63х5,8 мм, протяженность 1348 п.м.; диаметр 110х10,0 мм, протяженность 2521 п.м.; диаметр 160х14,6 мм, протяженность 200 п.м.	36563,70						36563,700			2028 - 2032
1.3	Перспективные газопроводы высокого давления Р до 0,6 МПа, от существующих и перспективных газопроводов до перспективных объектов газопотребления, включая участки для закольцовки газораспределительной сети	диаметр 110х10,0 мм, протяженность 2292 п.м.; диаметр 160х14,6 мм, протяженность 298 п.м.	26409,80								26409,800	2038 - 2041
	Газопроводы низкого давления, Р до 0,005 МПа г. Губкинский
1.4	Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от существующего ГРП 150 до жилых домов (догазификация 38 домов)	диаметр 32х3,0 мм, протяженность 486 п.м.; диаметр 63х5,8 мм, протяженность 176 п.м.	5812,60			5812,600						2023 - 2027
1.5	Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от существующего ГРП 151 до жилых домов (догазификация 78 домов)	диаметр 32х3,0 мм, протяженность 825 п.м.; диаметр 63х5,8 мм, протяженность 316 п.м.; диаметр 110х10,0 мм, протяженность 568 п.м.; диаметр 160х14,6 мм, протяженность 616 п.м.	24404,90			24404,900						2023 - 2027
1.6	Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от существующего ГРП 152 до жилых домов (догазификация 95 домов)	диаметр 32х3,0 мм, протяженность 1172 п.м.; диаметр 110х10,0 мм, протяженность 746 п.м.; диаметр 160х14,6 мм, протяженность 456 п.м.	22794,20			22794,200						2023 - 2027
1.7	Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от перспективного ГРП 155 до жилых домов, газификация 83 домов	диаметр 32х3,0 мм, протяженность 1660 п.м.; диаметр 110х10,0 мм, протяженность 830 п.м.	22074,50			22074,500						2023 - 2027
1.8	Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от перспективного ГРП 155/1 до жилых домов, газификация 83 домов	диаметр 32х3,0 мм, протяженность 1660 п.м.; диаметр 110х10,0 мм, протяженность 830 п.м.	22074,50			22074,500						2023 - 2027
1.9	Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от перспективного ГРП 156 до жилых домов, газификация 147 домов	диаметр 32х3,0 мм, протяженность 1756 п.м.; диаметр 63х5,8 мм, протяженность 1478 п.м.; диаметр 110х10,0 мм, протяженность 772 п.м.; диаметр 160х14,6 мм, протяженность 414 п.м.; диаметр 225х20,5 мм, протяженность 134 п.м.	45267,50			45267,500						2023 - 2027
1.10	Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от перспективного ГРП 157 до жилых домов, газификация 90 домов	диаметр 32х3,0 мм, протяженность 1805 п.м.; диаметр 63х5,8 мм, протяженность 197 п.м.; диаметр 110х10,0 мм, протяженность 204 п.м.; диаметр 160х14,6 мм, протяженность 682 п.м.; диаметр 225х20,5 мм, протяженность 84 п.м.	28306,00			28306,000						2023 - 2027
1.11	Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от перспективного ГРП 158 до жилых домов, газификация 86 домов	диаметр 32х3,0 мм, протяженность 1710 п.м.; диаметр 110х10,0 мм, протяженность 392 п.м.; диаметр 160х14,6 мм, протяженность 538 п.м.	24964,60								24964,600	2038 - 2041
1.12	Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от перспективного ГРП 159 до жилых домов, газификация 40 домов	диаметр 32х3,0 мм, протяженность 800 п.м.; диаметр 110х10,0 мм, протяженность 400 п.м.	11031,56								11031,560	2038 - 2041
1.13	Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от перспективного ГРП 160 до жилых домов, газификация 80 домов	диаметр 32х3,0 мм, протяженность 1600 п.м.; диаметр 110х10,0 мм, протяженность 800 п.м.	21942,00								21942,000	2038 - 2041
	Газопроводы 2 категории, Р до 0,6 МПа от ГГПЗ тер. Пурпе
1.14	Перспективный газопровод высокого давления Р до 0,6 МПа, от существующего газопровода до существующего газопровода (параллельная прокладка)	диаметр 250х22,75 мм, протяженность 13291 п.м.	172363,64			172363,640						2023 - 2027
1.15	Перспективный газопровод высокого давления Р до 0,6 МПа, от перспективного газопровода - закольцовка для стабильного газоснабжения	диаметр 250х22,75 мм, протяженность 6598 п.м.	86667,67			86667,670						2023 - 2027
1.16	Перспективный газопровод среднего давления Р до 0,3 МПа, от существующих газопроводов ГРП Пургазсервис до перспективных объектов газопотребления	диаметр 110х10,0 мм, протяженность 22 п.м.	964,85			964,850						2023 - 2027
1.17	Перспективный газопровод среднего давления Р до 0,3 МПа, от перспективного ГРП 167 до существующего газопровода среднего давления - закольцовка для стабильного газоснабжения	диаметр 110х10,0 мм, протяженность 92 п.м.	938,15			938,150						2023 - 2027
1.18	Перспективные газопроводы среднего давления Р до 0,3 МПа, от существующих газопроводов ООО "Роснефть-Пурнефтегаз" до перспективных объектов газопотребления	диаметр 63х5,8 мм, протяженность 93 п.м.; диаметр 160х14,6 мм, протяженность 40 п.м.; диаметр 225х20,5 мм, протяженность 819 п.м.	13676,71			13676,710						2023 - 2027
1.19	Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от существующего ГРП 153 до жилых домов (догазификация 40 домов)	диаметр 32х3,0 мм, протяженность 512 п.м.; диаметр 63х5,8 мм, протяженность 71 п.м.	5021,50			5021,500						2023 - 2027
1.20	Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от существующего ГРП 154 до жилых домов (догазификация 56 домов)	диаметр 32х3,0 мм, протяженность 746 п.м.; диаметр 63х5,8 мм, протяженность 170 п.м.; диаметр 110х10,0 мм, протяженность 61 п.м.; диаметр 160х14,6 мм, протяженность 351 п.м.	12840,20			12840,200						2023 - 2027
1.21	Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от существующего ГРП 163 до жилых домов (догазификация 24 домов)	диаметр 32х3,0 мм, протяженность 449 п.м.	4394,27			4394,270						2023 - 2027
1.22	Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от перспективного ГРП 161 до жилых домов, газификация 185 домов	диаметр 32х3,0 мм, протяженность 2988 п.м.; диаметр 63х5,8 мм, протяженность 2091 п.м.; диаметр 110х10,0 мм, протяженность 2430 п.м.; диаметр 160х14,6 мм, протяженность 2216 п.м.; диаметр 225х20,5 мм, протяженность 189 п.м.	99338,70			99338,700						2023 - 2027
1.23	Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от существующего ГРП 162 до жилых домов, газификация 240 домов	диаметр 32х3,0 мм, протяженность 3054 п.м.; диаметр 63х5,8 мм, протяженность 540 п.м.; диаметр 110х10,0 мм, протяженность 672 п.м.; диаметр 160х14,6 мм, протяженность 911 п.м.; диаметр 225х20,5 мм, протяженность 1243 п.м.	67831,50			67831,500						2023 - 2027
	Коммерческий узел учета расхода газа для территории Пурпе
1.24	Блочный узел учёта расхода газа для коммерческого учёта (счётчик, электронные корректоры, газовый фильтр, визуальные манометры, датчики давления и температуры, продувочный трубопровод, запорно-предохранительная арматура, автоматика Пределы измерения 0 7000 м3/час		2852,86			2852,860						2023 - 2027
	Газопроводы 2 категории, Р до 0,6 МПа от ПРГ-3 расположенное на площадке Пурпейского ЛПУМГ "Газпром трансгаз Сургут" тер. Пурпе-1
1.25	Перспективный газопровод высокого давления Р до 0,6 МПа, от существующего газопровода до перспективных объектов газопотребления	диаметр 110х10,0 мм, протяженность 22 п.м.	240,51			240,510						2023 - 2027
1.26	Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от существующего ГРП 166 до перспективных объектов газопотребления	диаметр 63х5,8 мм, протяженность 55 п.м.	499,70			499,700						2023 - 2027
1.27	Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от перспективного ГРП 164 до жилых домов, газификация 49 домов	диаметр 32х3,0 мм, протяженность 565 п.м.; диаметр 63х5,8 мм, протяженность 252 п.м.; диаметр 110х10,0 мм, протяженность 551 п.м.	12652,00			12652,000						2023 - 2027
	Коммерческий узел учёта расхода газа для территории Пурпе-1
1.28	Блочный узел учёта расхода газа (счётчик, электронные корректоры, газовый фильтр, визуальные манометры, датчики давления и температуры, продувочный трубопровод, запорно-предохранительная арматура, автоматика Пределы измерения 0 2500 м3/час		1944,34			1944,340						2023 - 2027
	Газопроводы 2 категории, Р до 0,6 МПа от существующего газопровода высокого давления Р до 0,6 МПа (вблизи ПРГ-3 расположенное на площадке Пурпейского ЛПУМГ "Газпром трансгаз Сургут")
1.29	Перспективный газопровод высокого давления Р до 0,6 МПа, от существующего газопровода до перспективного ГРП 168 (на 150 жилых домов)	диаметр 110х10,0 мм, протяженность 1944 п.м.	18258,70						18258,700			2028 - 2032
	Газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, на тер. Пурпе-1
1.30	от существующих газопроводов низкого давления от ГРП 166 и ГРП 164, закольцовка для стабильного газоснабжения	диаметр 110х10,0 мм, протяженность 822 п.м.	7495,40						7495,400			2028 - 2032
2	Реконструкция, модернизация и вывод из эксплуатации		0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
2.1
Итого по системе газоснабжения			1141335,160	0,000	0,000	994669,400	0,000	0,000	62317,800	0,000	84347,960
Амортизационные отчисления			110709,51	0,00	0,00	96482,93	0,00	0,00	6044,83	0,00	8181,75
Прибыль			0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Плата за подключение			0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Федеральный бюджет			0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Бюджет ЯНАО			28533,38	0,00	0,00	24866,74	0,00	0,00	1557,95	0,00	2108,70
Местный бюджет			141525,56	0,00	0,00	123339,01	0,00	0,00	7727,41	0,00	10459,15
Иные внебюджетные источники финансирования			860566,71	0,00	0,00	749980,73	0,00	0,00	46987,62	0,00	63598,36

5.6. Программа инвестиционных проектов в системе сбора и утилизации ТКО

Таблица 40 - Инвестиции в системе сбора и утилизации ТКО

N п/п	Наименование мероприятия (краткое описание)	Технические параметры	Необходимые капитальные затраты, тыс. руб.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2027 г.	2028 - 2032 гг.	2033 - 2037 гг.	2038 - 2041 гг.	Срок реализации
1	Строительство		433000,000	0,000	86600,000	86600,000	86600,000	86600,000	86600,000	0,000	0,000
1.1	Строительство полигона накопления снега", в том числе ПИР"		433000,00	0,000	86600,000	86600,000	86600,000	86600,000	86600,000	0,000	0,000	2024 - 2028
2	Реконструкция, модернизация и вывод из эксплуатации		0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
			0,00
Итого по системе сбора и утилизации ТКО			433000,000	0,000	86600,000	86600,000	86600,000	86600,000	86600,000	0,000	0,000
Амортизационные отчисления			0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Прибыль			0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Плата за подключение			0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Федеральный бюджет			0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Бюджет ЯНАО			433000,00	0,00	86600,00	86600,00	86600,00	86600,00	86600,00	0,00	0,00
Местный бюджет			0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Иные внебюджетные источники финансирования			0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00

Общая сумма расходов на реализацию мероприятий в 2023 - 2041 гг. ориентировочно составляет 10798336,75 тыс. рублей.

В таблице 41 приведены источники инвестиций на реализацию всех мероприятий в системе коммунальных услуг ГО г. Губкинский.

Таблица 41 - Источники инвестиций

Наименование источника инвестиций	ВСЕГО, тыс. руб.	Объём инвестиций (тыс. руб.) и сроки реализации
		2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2027 г.	2028 - 2032 гг.	2033 - 2037 гг.	2038 - 2041 гг.
Амортизационные отчисления	1927837,82	161872,16	391471,03	463432,47	298239,75	99368,42	324513,86	75197,25	113742,88
Прибыль	1964712,34	175019,14	423265,63	396752,54	322462,27	107438,95	344334,54	81304,64	114134,62
Плата за подключение	372122,15	22532,55	114586,53	100561,37	54227,10	4098,04	36706,92	0,00	39409,62
Федеральный бюджет	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Бюджет ЯНАО	609117,40	13146,98	118394,60	141269,74	110822,52	94670,53	114023,45	6107,39	10682,19
Местный бюджет	1285301,76	101889,08	246408,16	354312,32	187724,51	62546,62	208185,08	47332,28	76903,72
Иные внебюджетные источники финансирования	4639245,28	347226,20	779636,62	1487628,95	627031,21	222885,66	737748,05	171770,36	265318,23
Итого по источникам:	10798336,75	821686,11	2073762,57	2943957,40	1600507,36	591008,23	1765511,90	381711,91	620191,26

5.7. Взаимосвязанность проектов

Анализ предложенного комплекса мероприятий в разрезе видов систем коммунальной инфраструктуры, позволяет сделать вывод о том, что генерированные монопроекты не обладают высокой степенью взаимосвязанности между собой и направлены на решение локальных задач в том или ином секторе жилищно-коммунального хозяйства.

Раздел 6. Источники инвестиций, тарифы и доступность программы для населения

6.1. Краткое описание форм организации проектов

Для достижения цели и решения задач настоящей Программы в зависимости от конкретной ситуации могут применяться следующие источники финансирования: средства федерального, регионального, муниципального бюджетов и внебюджетных источников. Внебюджетные источники - средства муниципальных предприятий ЖКХ, заемные средства, средства организаций различных форм собственности, осуществляющих обслуживание и ремонт жилищного фонда, инженерных сетей и объектов коммунального назначения, средства населения, инвестиционная надбавка к тарифу и плата за подключение к коммунальным сетям. Инвестиционными источниками предприятий коммунального комплекса являются амортизация, прибыль, а также заемные средства. Потенциальным источником финансирования являются средства федерального и регионального бюджетов, в том числе и выделенные для реализации федеральных и региональных программ, средства инвесторов.

В общем случае источники инвестиций на реализацию мероприятий, предусмотренными данной программой можно изобразить следующим образом (см. рисунок 39).

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Рисунок 39 отсутствует

Рисунок 13 - Структура инвестиций

6.2. Источники и объемы инвестиций по проектам

Объёмы финансирования Программы носят прогнозный характер и подлежат уточнению в установленном порядке при формировании и утверждении проекта бюджета на очередной финансовый год. Сводные данные объёмов инвестиций для развития системы коммунальной инфраструктуры ГО г. Губкинский приведены в таблице 42.

Таблица 42 - Источники финансирования инвестиционных проектов по ГО г. Губкинский

Показатель	Всего	Объём инвестиций (тыс. руб.) и сроки реализации
		2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2027 г.	2028 - 2032 гг.	2033 - 2037 гг.	2038 - 2041 гг.
Объем инвестиций, предусмотренных для реализации мероприятий по развитию системы теплоснабжения	3382928,63	204841,39	1041695,76	914194,30	492973,65	37254,95	333699,28	0,00	358269,31
Источники инвестиций
Амортизационные отчисления	666436,94	40353,75	205214,06	180096,28	97115,81	7339,22	65738,76	0,00	70579,05
Прибыль	720563,80	43631,22	221881,20	194723,39	105003,39	7935,30	71077,95	0,00	76311,36
Плата за подключение	372122,15	22532,55	114586,53	100561,37	54227,10	4098,04	36706,92	0,00	39409,62
Федеральный бюджет	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	8,00
Бюджет ЯНАО	54126,86	3277,46	16667,13	14627,11	7887,58	596,08	5339,19	0,00	5732,31
Местный бюджет	419483,15	25400,33	129170,27	113360,09	61128,73	4619,61	41378,71	0,00	44425,39
Иные внебюджетные источники финансирования	1150195,73	69646,07	354176,56	310826,06	167611,04	12666,68	113457,76	0,00	121811,56
Объем инвестиций, предусмотренных для реализации мероприятий по развитию системы водоснабжения	3259719,64	457888,15	575480,86	576612,48	569940,77	268929,57	609358,43	111949,66	89559,73
Источники инвестиций
Амортизационные отчисления	642164,77	90203,97	113369,73	113592,66	112278,33	52979,12	120043,61	22054,08	17643,27
Прибыль	694320,28	97530,18	122577,42	122818,46	121397,38	57282,00	129793,35	23845,28	19076,22
Плата за подключение	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Федеральный бюджет	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Бюджет ЯНАО	52155,51	7326,21	9207,69	9225,80	9119,05	4302,87	9749,73	1791,19	1432,96
Местный бюджет	404205,24	56778,13	71359,63	71499,95	70672,66	33347,27	75560,45	13881,76	11105,41
Иные внебюджетные источники финансирования	1466873,84	206049,67	258966,39	259475,62	256473,35	121018,31	274211,29	50377,35	40301,88
Объем инвестиций, предусмотренных для реализации мероприятий по развитию системы водоотведения	1297139,73	158956,57	161369,14	163060,64	161827,31	84395,31	321294,92	158221,56	88014,27
Источники инвестиций
Амортизационные отчисления	255536,53	31314,44	31789,72	32122,95	31879,98	16625,88	63295,10	31169,65	17338,81
Прибыль	276290,76	33857,75	34371,63	34731,92	34469,22	17976,20	68435,82	33701,19	18747,04
Плата за подключение	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Федеральный бюджет	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Бюджет ЯНАО	20754,24	2543,31	2581,91	2608,97	2589,24	1350,32	5140,72	2531,54	1408,23
Местный бюджет	160845,33	19710,61	20009,77	20219,52	20066,59	10465,02	39840,57	19619,47	10913,77
Иные внебюджетные источники финансирования	583712,88	71530,46	72616,11	73377,29	72822,29	37977,89	144582,72	71199,70	39606,42
Объем инвестиций, предусмотренных для реализации мероприятий по развитию системы электроснабжения	1284213,59	0,00	208616,81	208820,57	289165,63	113828,40	352241,47	111540,70	0,00
Источники инвестиций
Амортизационные отчисления	252990,08	0,00	41097,51	41137,65	56965,63	22424,19	69391,57	21973,52	0,00
Прибыль	273537,49	0,00	44435,38	44478,78	61592,28	24245,45	75027,43	23758,17	0,00
Плата за подключение	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Федеральный бюджет	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Бюджет ЯНАО	20547,42	0,00	3337,87	3341,13	4626,65	1821,25	5635,86	1784,65	0,00
Местный бюджет	159242,49	0,00	25868,48	25893,75	35856,54	14114,72	43677,94	13831,05	0,00
Иные внебюджетные источники финансирования	577896,12	0,00	93877,56	93969,26	130124,53	51222,78	158508,66	50193,32	0,00
Объем инвестиций, предусмотренных для реализации мероприятий по развитию системы газоснабжения	1141335,16	0,00	0,00	994669,40	0,00	0,00	62317,80	0,00	84347,96
Источники инвестиций
Амортизационные отчисления	110709,51	0,00	0,00	96482,93	0,00	0,00	6044,83	0,00	8181,75
Прибыль	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Плата за подключение	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Федеральный бюджет	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Бюджет ЯНАО	28533,38	0,00	0,00	24866,74	0,00	0,00	1557,95	0,00	2108,70
Местный бюджет	141525,56	0,00	0,00	123339,01	0,00	0,00	7727,41	0,00	10459,15
Иные внебюджетные источники финансирования	860566,71	0,00	0,00	749980,73	0,00	0,00	46987,62	0,00	63598,36

Объем инвестиций, предусмотренных для реализации мероприятий по развитию системы сбора и утилизации ТКО	433000,00	0,00	86600,00	86600,00	86600,00	86600,00	86600,00	0,00	0,00
Источники инвестиций
Амортизационные отчисления	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Прибыль	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Плата за подключение	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Федеральный бюджет	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Бюджет ЯНАО	433000,00	0,00	86600,00	86600,00	86600,00	86600,00	86600,00	0,00	0,00
Местный бюджет	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Иные внебюджетные источники финансирования	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Общий объём финансирования программных мероприятий	10798336,75	821686,11	2073762,57	2943957,40	1600507,36	591008,23	1765511,90	381711,91	620191,26
Источники инвестиций
Амортизационные отчисления	1927837,82	161872,16	391471,03	463432,47	298239,75	99368,42	324513,86	75197,25	113742,88
Прибыль	1964712,34	175019,14	423265,63	396752,54	322462,27	107438,95	344334,54	81304,64	114134,62
Плата за подключение	372122,15	22532,55	114586,53	100561,37	54227,10	4098,04	36706,92	0,00	39409,62
Федеральный бюджет	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Бюджет ЯНАО	609117,40	13146,98	118394,60	141269,74	110822,52	94670,53	114023,45	6107,39	10682,19
Местный бюджет	1285301,76	101889,08	246408,16	354312,32	187724,51	62546,62	208185,08	47332,28	76903,72
Иные внебюджетные источники финансирования	4639245,28	347226,20	779636,62	1487628,95	627031,21	222885,66	737748,05	171770,36	265318,23

В связи со значительным объёмом инвестиционных вложений, планируемых к осуществлению в краткосрочный перспективе, необходимо оценить уровень дополнительной финансовой нагрузки на потребителей коммунальных ресурсов и, на основании, полученного результата сформулировать предложения о возможных источниках финансирования мероприятий программы.

6.3. Уровни тарифов, надбавок, платы за подключение, необходимые для реализации Программы

Оценка уровней тарифов, инвестиционных составляющих в тарифах (инвестиционных надбавок), платы (тарифа) за подключение (присоединение), необходимых для реализации Программы, проведена на основании и с учётом действующих цен (тарифов) на коммунальные ресурсы в ГО г. Губкинский и сценарных условий долгосрочного прогноза социально-экономического развития Российской Федерации.

В соответствии с прогнозным расчётом совокупных инвестиционных затрат по проектам и максимально возможным ростом тарифов с учётом инвестиционной составляющей в тарифе (инвестиционной надбавки) проведена оценка размеров тарифов, инвестиционных составляющие в тарифе (инвестиционных надбавок), платы (тарифа) за подключение (присоединение), необходимых для реализации Программы.

Расчёт платы за коммунальные услуги в 2022 году приведены в таблицах 43 - 48.

Таблица 43 - Расчёт платы за коммунальные услуги (1 чел., работающий, 35 м2, 4-этажный многоквартирный жилой дом со стенами из блоков до 1999 года постройки с полным благоустройством центральным отоплением, холодным и горячим водоснабжением, с водоотведением) для 2022 года (г. Губкинский)

Вид услуги	Тариф		Объем потребления		Расчёт		Итог, руб.
	Индивид. потребление	ОДН	Индивид. потребление	ОДН	Индивид. потребление	ОДН
Холодное, горячее водоснабжение	46,63	46,63	3,93	0,036	46,63 руб./м.3 3,93 м.3/чел. 1 чел.	46,63 руб./м.3 0,036 м.3/м.2 35 м.2	242,01
	руб./м3	руб./м3	м3/чел.	м3/м2
Водоотведение	53,77	53,77	7,391	0,072	53,77 руб./м.3 7,391 м.3/чел. 1 чел.	53,77 руб./м.3 0,072 м.3/м.2 35 м.2	532,91
	руб./м3	руб./м3	м3/чел.	м3/м2
Отопление	1561,07		0,0772		1561,07 руб / Гкал 0,0772 Гкал / м.2 35 м.2		4218,01
	руб./Гкал		Гкал/м2
Электроснабжение	3,45	3,45	78,7	1,06	3,45 руб./кВтч 78,7 кВтч/чел. 1 чел.	3,45 руб./кВтч 1,06 кВтч/м.2 35 м.2	399,51
	руб./кВтч	руб./кВтч	кВтч/чел.	кВтч/м2
ТКО	846,22		0,128		846,22 руб./кВтч 0,128 м.3 1 чел.		95,43
	руб./м3		м3/чел.
Итого							5487,87

Таблица 44 - Расчёт платы за коммунальные услуги (1 чел., работающий, 33 м2, 4-этажный многоквартирный жилой дом со стенами из блоков до 1999 года постройки с полным благоустройством центральным отоплением, холодным и горячим водоснабжением, с водоотведением) для 2022 года (тер. Пурпе)

Вид услуги	Тариф		Объем потребления		Расчёт		Итог, руб.
	Индивид. потребление	ОДН	Индивид. потребление	ОДН	Индивид. потребление	ОДН
Холодное, горячее водоснабжение	65,04	65,04	3,93	0,036	65,04 руб./м.3 3,93 м.3/чел. 1 чел.	65,04 руб./м.3 0,036 м.3/м.2 35 м.2	337,56
	руб./м3	руб./м3	м3/чел.	м3/м2
Водоотведение	72,72	72,72	7,391	0,072	72,72 руб./м.3 7,391 м.3/чел. 1 чел.	72,72 руб./м.3 0,072 м.3/м.2 35 м.2	720,73
	руб./м3	руб./м3	м3/чел.	м3/м2
Отопление	1561,07		0,0772		1561,07 руб / Гкал 0,0772 Гкал / м.2 35 м.2		4218,01
	руб./Гкал		Гкал/м2
Электроснабжение	3,45	3,45	78,7	1,06	3,45 руб./кВтч 78,7 кВтч/чел. 1 чел.	3,45 руб./кВтч 1,06 кВтч/м.2 35 м.2	399,51
	руб./кВтч	руб./кВтч	кВтч/чел.	кВтч/м2
ТКО	846,22		0,128		846,22 руб./кВтч 0,128 м.3 1 чел.		95,43
	руб./м3		м3/чел.
Итого							5771,24

Таблица 45 - Расчёт платы за коммунальные услуги (2 чел., работающий, 42 м2, 4-этажный многоквартирный жилой дом со стенами из блоков до 1999 года постройки с полным благоустройством центральным отоплением, холодным и горячим водоснабжением, с водоотведением) для 2022 года (г. Губкинский)

Вид услуги	Тариф		Объем потребления		Расчёт		Итог, руб.
	Индивид. потребление	ОДН	Индивид. потребление	ОДН	Индивид. потребление	ОДН
Холодное, горячее водоснабжение	46,63	46,63	3,93	0,036	46,63 руб./м.3 3,93 м.3/чел. 2 чел.	46,63 руб./м.3 0,036 м.3/м.2 42 м.2	437,02
	руб./м3	руб./м3	м3/чел.	м3/м2
Водоотведение	53,77	53,77	7,391	0,072	53,77 руб./м.3 7,391 м.3/чел. 2 чел.	53,77 руб./м.3 0,072 м.3/м.2 42 м.2	957,43
	руб./м3	руб./м3	м3/чел.	м3/м2
Отопление	1561,07		0,0772		1561,07 руб / Гкал 0,0772 Гкал / м.2 42 м.2		5061,61
	руб./Гкал		Гкал/м2
Электроснабжение	3,45	3,45	78,7	1,06	3,45 руб./кВтч 78,7 кВтч/чел. 2 чел.	3,45 руб./кВтч 1,06 кВтч/м.2 42 м.2	696,62
	руб./кВтч	руб./кВтч	кВтч/чел.	кВтч/м2
ТКО	846,22		0,128		846,22 руб./кВтч 0,128 м.3 2 чел.		216,63
	руб./м3		м3/чел.
Итого							7369,31

Таблица 46 - Расчёт платы за коммунальные услуги (2 чел., работающий, 42 м2, 4-этажный многоквартирный жилой дом со стенами из блоков до 1999 года постройки с полным благоустройством центральным отоплением, холодным и горячим водоснабжением, с водоотведением) для 2022 года (тер. Пурпе)

Вид услуги	Тариф		Объем потребления		Расчёт		Итог, руб.
	Индивид. потребление	ОДН	Индивид. потребление	ОДН	Индивид. потребление	ОДН
Холодное, горячее водоснабжение	65,04	65,04	3,93	0,036	65,04 руб./м.3 3,93 м.3/чел. 2 чел.	65,04 руб./м.3 0,036 м.3/м.2 42 м.2	609,55
	руб./м3	руб./м3	м3/чел.	м3/м2
Водоотведение	72,72	72,72	7,391	0,072	72,72 руб./м.3 7,391 м.3/чел. 2 чел.	72,72 руб./м.3 0,072 м.3/м.2 42 м.2	1294,85
	руб./м3	руб./м3	м3/чел.	м3/м2
Отопление	1561,07		0,0772		1561,07 руб / Гкал 0,0772 Гкал / м.2 42 м.2		5061,61
	руб./Гкал		Гкал/м2
Электроснабжение	3,45	3,45	78,7	1,06	3,45 руб./кВтч 78,7 кВтч/чел. 2 чел.	3,45 руб./кВтч 1,06 кВтч/м.2 42 м.2	696,62
	руб./кВтч	руб./кВтч	кВтч/чел.	кВтч/м2
ТКО	846,22		0,128		846,22 руб./кВтч 0,128 м.3 2 чел.		216,63
	руб./м3		м3/чел.
Итого							7879,28

Таблица 47 - Расчёт платы за коммунальные услуги (3 чел., работающий, 54 м2, 4-этажный многоквартирный жилой дом со стенами из блоков до 1999 года постройки с полным благоустройством центральным отоплением, холодным и горячим водоснабжением, с водоотведением) для 2022 года (г. Губкинский)

Вид услуги	Тариф		Объем потребления		Расчёт		Итог, руб.
	Индивид. потребление	ОДН	Индивид. потребление	ОДН	Индивид. потребление	ОДН
Холодное, горячее водоснабжение	46,63	46,63	3,93	0,036	46,63 руб./м.3 3,93 м.3/чел. 3 чел.	46,63 руб./м.3 0,036 м.3/м.2 54 м.2	640,42
	руб./м3	руб./м3	м3/чел.	м3/м2
Водоотведение	53,77	53,77	7,391	0,072	53,77 руб./м.3 7,391 м.3/чел. 3 чел.	53,77 руб./м.3 0,072 м.3/м.2 54 м.2	1401,30
	руб./м3	руб./м3	м3/чел.	м3/м2
Отопление	1561,07		0,0772		1561,07 руб / Гкал 0,0772 Гкал / м.2 54 м.2		6507,79
	руб./Гкал		Гкал/м2
Электроснабжение	3,45	3,45	78,7	1,06	3,45 руб./кВтч 78,7 кВтч/чел. 3 чел.	3,45 руб./кВтч 1,06 кВтч/м.2 54 м.2	648,13
	руб./кВтч	руб./кВтч	кВтч/чел.	кВтч/м2
ТКО	846,22		0,128		846,22 руб./кВтч 0,128 м.3 3 чел.		324,95
	руб./м3		м3/чел.
Итого							9 522,58

Таблица 48 - Расчёт платы за коммунальные услуги (3 чел., работающий, 54 м2, 4-этажный многоквартирный жилой дом со стенами из блоков до 1999 года постройки с полным благоустройством центральным отоплением, холодным и горячим водоснабжением, с водоотведением) для 2022 года (тер. Пурпе)

Вид услуги	Тариф		Объем потребления		Расчёт		Итог, руб.
	Индивид. потребление	ОДН	Индивид. потребление	ОДН	Индивид. потребление	ОДН
Холодное, горячее водоснабжение	65,04	65,04	3,93	0,036	65,04 руб./м.3 3,93 м.3/чел. 3 чел.	65,04 руб./м.3 0,036 м.3/м.2 54 м.2	893,26
	руб./м3	руб./м3	м3/чел.	м3/м2
Водоотведение	72,72	72,72	7,391	0,072	72,72 руб./м.3 7,391 м.3/чел. 3 чел.	72,72 руб./м.3 0,072 м.3/м.2 54 м.2	1895,16
	руб./м3	руб./м3	м3/чел.	м3/м2
Отопление	1561,07		0,0772		1561,07 руб / Гкал 0,0772 Гкал / м.2 54 м.2		6507,79
	руб./Гкал		Гкал/м2
Электроснабжение	3,45	3,45	78,7	1,06	3,45 руб./кВтч 78,7 кВтч/чел. 3 чел.	3,45 руб./кВтч 1,06 кВтч/м.2 54 м.2	648,13
	руб./кВтч	руб./кВтч	кВтч/чел.	кВтч/м2
ТКО	846,22		0,128		846,22 руб./кВтч 0,128 м.3 3 чел.		324,95
	руб./м3		м3/чел.
Итого							10 269,28

Прогнозные среднегодовые тарифы на услуги ресурсоснабжения для городского округа на период реализации Программы представлены в таблицах 49 и 50.

Таблица 49 - Прогнозные среднегодовые тарифы на услуги ресурсоснабжения для г. Губкинский

N п/п	Наименование показателей	Ед. изм.	2022 г.	Период Программы
				2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2031 г.	2036 г.	2041 г.
1	Тариф на отопление	руб./Гкал	1561,07	1669,77	1726,54	1785,24	1845,94	2181,83	2578,84	3048,08
2	Тариф на питьевую воду	руб./м	46,63	49,87	51,57	53,32	55,13	65,16	77,02	91,04
3	Тариф на услуги по водоотведению	руб./м	53,77	57,51	59,47	61,49	63,58	75,15	88,82	104,98
4	Тариф на электрическую энергию	руб./кВтхч	3,45	3,45	3,62	3,80	3,99	5,10	6,51	8,30
5	Тариф на вывоз ТКО	руб./м	846,22	905,25	936,03	967,85	1000,76	1182,86	1398,09	1652,49

Таблица 50 - Прогнозные среднегодовые тарифы на услуги ресурсоснабжения для тер. Пурпе

N п/п	Наименование показателей	Ед. изм.	2022 г.	Период Программы
				2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2031 г.	2036 г.	2041 г.
1	Тариф на отопление	руб./Гкал	1561,07	1669,77	1726,54	1785,24	1845,94	2181,83	2578,84	3048,08
2	Тариф на питьевую воду	руб./м	65,04	69,56	71,93	74,37	76,90	90,89	107,43	126,98
3	Тариф на услуги по водоотведению	руб./м	72,72	77,78	80,42	83,16	85,99	101,63	120,13	141,98
4	Тариф на электрическую энергию	руб./кВтхч	3,45	3,45	3,62	3,80	3,99	5,10	6,51	8,30
5	Тариф на вывоз ТКО	руб./м	846,22	905,25	936,03	967,85	1000,76	1182,86	1398,09	1652,49

Прогноз изменения среднего размера платы за коммунальные услуги приведены в таблицах 51 - 52.

Таблица 51 - Прогноз изменения среднего размера платы за коммунальные услуги г. Губкинский

Наименование показателей	Ед. изм.	2022 г.	Периоды
			2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2031 г.	2036 г.	2041 г.
Однокомнатная квартира (1 чел.)	руб./мес.	5487,87	5674,46	5867,39	6066,88	6273,16	7414,62	8763,78	10358,44
Двухкомнатная квартира (2 чел.)	руб./мес.	7369,31	7619,87	7878,95	8146,83	8423,82	9956,62	11768,32	13909,69
Трёхкомнатная квартира (3 чел.)	руб./мес.	9522,58	9846,35	10181,13	10527,29	10885,21	12865,88	15206,96	17974,01

Таблица 52 - Прогноз изменения среднего размера платы за коммунальные услуги тер. Пурпе

Наименование показателей	Ед. изм.	2022 г.	Периоды
			2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2031 г.	2036 г.	2041 г.
Однокомнатная квартира (1 чел.)	руб./мес.	5771,24	5967,46	6170,35	6380,14	6597,07	7797,47	9216,29	10893,29
Двухкомнатная квартира (2 чел.)	руб./мес.	7879,28	8147,17	8424,18	8710,60	9006,76	10645,63	12582,70	14872,25
Трёхкомнатная квартира (3 чел.)	руб./мес.	10269,28	10618,44	10979,46	11352,77	11738,76	13874,74	16399,39	19383,42

Динамика среднедушевых доходов населения приведена в таблице 53.

Таблица 53 - Динамика среднедушевых доходов населения ¹

Наименование показателей	Ед. изм.	2022 г.	Периоды
			2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2031 г.	2036 г.	2041 г.
Среднедушевой доход	руб./мес.	71277,98	74635,17	78150,49	81831,38	85685,64	107857,12	135765,56	170895,42

6.4. Прогноз доступности коммунальных услуг для населения

Критерии доступности реализации Программы для населения приведены в таблице 54.

Таблица 54 - Критерии доступности платы за коммунальные услуги для населения

Наименование показателей	Ед. изм.	2022 г.	Период Программы
			2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2031 г.	2036 г.	2041 г.
Доля расходов на коммунальные услуги в совокупном доходе семьи
однокомнатная квартира (1 чел.)	%	7,90%	7,80%	7,70%	7,61%	7,51%	7,05%	6,62%	6,22%
отклонение от 2022 года	%		-0,10%	-0,20%	-0,29%	-0,39%	-0,85%	-1,28%	-1,68%
отклонение от нормативного уровня (не более 22%)	%	-14,10%	-14,20%	-14,30%	-14,39%	-14,49%	-14,95%	-15,38%	-15,78%
двухкомнатная квартира (2 чел.)	%	10,70%	10,56%	10,43%	10,30%	10,17%	9,55%	8,97%	8,42%
отклонение от 2022 года	%		-0,13%	-0,27%	-0,40%	-0,53%	-1,15%	-1,73%	-2,28%
отклонение от нормативного уровня (не более 22%)	%	-11,30%	-11,44%	-11,57%	-11,70%	-11,83%	-12,45%	-13,03%	-13,58%
трехкомнатная квартира (3 чел.)	%	13,88%	13,71%	13,54%	13,37%	13,20%	12,40%	11,64%	10,93%
отклонение от 2022 года	%		-0,17%	-0,35%	-0,51%	-0,68%	-1,49%	-2,24%	-2,95%
отклонение от нормативного уровня (не более 22%)	%	-8,12%	-8,29%	-8,46%	-8,63%	-8,80%	-9,60%	-10,36%	-11,07%
Уровень собираемости платежей за коммунальные услуги	%	97,10%	97,20%	98,00%	98,10%	98,30%	98,50%	98,90%	99,00%
отклонение от 2022 года	%		0,10%	0,90%	1,00%	1,20%	1,40%	1,80%	1,90%
отклонение от целевого уровня (не менее 98%)	%	-0,90%	-0,80%	0,00%	0,10%	0,30%	0,50%	0,90%	1,00%
Доля получателей субсидий на оплату коммунальных услуг в общей численности населения	%	12,90%	12,60%	12,20%	11,70%	11,30%	10,20%	9,50%	8,80%
отклонение от 2022 года	%		-0,30%	-0,70%	-1,20%	-1,60%	-2,70%	-3,40%	-4,10%
отклонение от целевого уровня (не более 5%)	%	7,90%	7,60%	7,20%	6,70%	6,30%	5,20%	4,50%	3,80%

Средний размер коммунальных платежей к 2041 г. составит:

- для одного проживающего в однокомнатной квартире - 10625,86 руб. в месяц;

- для двух человек, проживающих в двухкомнатной квартире - 14390,97 руб. в месяц;

- для трёх человек, проживающих в трёхкомнатной квартире - 18678,71 руб. в месяц.

Результаты анализа прогнозной оценки доступности для населения товаров и услуг организаций коммунального комплекса являются положительными. В отношении всех оценочных критериев услуги организаций коммунального комплекса на протяжении всего периода реализации программных мероприятий являются доступными. Это относится к сравнению, как с уровнем 2022 г., так и с оценочными нормативными уровнями. Расчётные значения проанализированных 3-х критериев на протяжении всех периодов реализации программных мероприятий отклоняются в положительную сторону с запасом, что позволяет сделать вывод о допустимости индексации тарифов на коммунальные услуги в соответствие с заданными темпами.

В соответствии со ст. 159 Жилищного Кодекса Российской Федерации гражданам предоставляются субсидии на оплату жилого помещения и коммунальных услуг, в случае если их расходы на оплату жилого помещения и коммунальных услуг, рассчитанные исходя из размера регионального стандарта нормативной площади жилого помещения, используемой для расчёта субсидий, и размера регионального стандарта стоимости жилищно-коммунальных услуг, превышают величину, соответствующую максимально допустимой доле расходов граждан на оплату жилого помещения и коммунальных услуг в совокупном доходе семьи.

Размеры региональных стандартов нормативной площади жилого помещения, используемой для расчёта субсидий, стоимости жилищно-коммунальных услуг и максимально допустимой доли расходов граждан на оплату жилого помещения и коммунальных услуг в совокупном доходе семьи устанавливаются субъектами Российской Федерации. Для семей со среднедушевым доходом ниже установленного прожиточного минимума максимально допустимая доля расходов уменьшается в соответствии с поправочным коэффициентом, равным отношению среднедушевого дохода семьи к прожиточному минимуму.

Субсидии предоставляются гражданам при отсутствии у них задолженности по оплате жилых помещений и коммунальных услуг или при заключении и (или) выполнении гражданами соглашений по её погашению.

Субсидии предоставляются гражданам Правительством Ямало-Ненецкого автономного округа.

Условия предоставления субсидий также регулируются постановлением Правительства Российской Федерации от 14.12.2005 г. N 761 "О предоставлении субсидий на оплату жилого помещения и коммунальных услуг".

Для расчёта размера и предоставления субсидий на оплату жилого помещения и коммунальных услуг применяются:

- региональный стандарт нормативной площади жилого помещения, используемый для расчёта субсидий на оплату жилого помещения и коммунальных услуг;

- региональный стандарт стоимости жилищно-коммунальных услуг, дифференцированный по муниципальным образованиям;

- региональный стандарт максимально допустимой доли расходов граждан на

- оплату жилого помещения и коммунальных услуг в совокупном доходе семьи.

Постановление Правительства Ямало-Ненецкого автономного округа от 20.12.2022 N 1265-П "О региональных стандартах оплаты жилого помещения и коммунальных услуг по Ямало-Ненецкому автономному округу" ²:

- 33 м2 общей площади жилого помещения - на одиноко проживающего человека;

- 42 м2 общей площади жилого помещения - на семью из двух человек;

- 18 м2 общей площади жилого помещения - на одного человека в семье, состоящей из трех и более человек.

Региональный стандарт стоимости жилищно-коммунальных услуг, представленный в таблице 77, применяется в отношении получателей субсидий на оплату жилого помещения и коммунальных услуг, а именно для пользователей жилого помещения в государственном или муниципальном жилищном фонде, нанимателей жилого помещения по договору найма в частном жилищном фонде и членов жилищного кооператива, жилищно-строительного кооператива, иного специализированного потребительского кооператива, которым жилое помещение предоставлено в соответствии с требованиями законодательства Российской Федерации до приобретения ими права собственности на такое жилое помещение.

Таблица 55 - Региональный стандарт стоимости жилищно-коммунальных услуг применяется в отношении получателей субсидий на оплату жилого помещения и коммунальных услуг, а именно для пользователей жилого помещения в государственном или муниципальном жилищном фонде, нанимателей жилого помещения по договору найма в частном жилищном фонде и членов жилищного кооператива, жилищно-строительного кооператива, иного специализированного потребительского кооператива, которым жилое помещение предоставлено в соответствии с требованиями законодательства Российской Федерации до приобретения ими права собственности на такое жилое помещение

N п/п	Вид жилищного фонда в городском округе г. Губкинский	Размер регионального стандарта стоимости жилищно-коммунальных услуг для семей различной численности (руб./мес.)
		на 1 члена семьи, состоящей из 3-х и более человек	на 1 члена семьи, состоящей из 2-х человек	на одиноко проживающего гражданина
1	г. Губкинский
1.1	Многоквартирные жилые дома	3857,29	4329,46	6131,44
1.2	Индивидуальные жилые дома	2968,15	3292,13	4500,58
2	территория Пурпе
2.1	Многоквартирные жилые дома	3415,52	3811,52	5308,03

Региональный стандарт стоимости жилищно-коммунальных услуг, представленный в таблице 78, применяется в отношении следующих получателей субсидий на оплату жилого помещения и коммунальных услуг:

- собственников жилых помещений в многоквартирных домах, которые в соответствии с требованиями ч. 2 ст. 169 Жилищного кодекса Российской Федерации не обязаны вносить взносы на капитальный ремонт;

- собственников жилых домов.

Таблица 56 - Региональный стандарт стоимости жилищно-коммунальных услуг, представленный в отношении следующих получателей субсидий на оплату жилого помещения и коммунальных услуг: собственников жилых помещений в многоквартирных домах, которые в соответствии с требованиями ч. 2 ст. 169 Жилищного кодекса Российской Федерации не обязаны вносить взносы на капитальный ремонт; собственников жилых домов

N п/п	Вид жилищного фонда в городском округе г. Губкинский	Размер регионального стандарта стоимости жилищно-коммунальных услуг для семей различной численности (руб./мес.)
		на 1 члена семьи, состоящей из 3-х и более человек	на 1 члена семьи, состоящей из 2-х человек	на одиноко проживающего гражданина
1	г. Губкинский
1.1	Многоквартирные жилые дома	3 671,71	4 112,95	5 791,21
1.2	Индивидуальные жилые дома	2 782,57	3 075,62	4 160,35
2	территория Пурпе
2.1	Многоквартирные жилые дома	3 415,52	3 811,52	5 308,03
2.2	Индивидуальные жилые дома	2 484,71	2 806,78	3 944,42

Региональный стандарт стоимости жилищно-коммунальных услуг, представленный в таблице 57, применяется в отношении получателей субсидий на оплату жилого помещения и коммунальных услуг, а именно для собственников жилых помещений в многоквартирных домах, которые в соответствии с требованиями Жилищного кодекса Российской Федерации обязаны вносить взносы на капитальный ремонт.

Таблица 57 - Региональный стандарт стоимости жилищно-коммунальных услуг применяется в отношении получателей субсидий на оплату жилого помещения и коммунальных услуг, а именно для собственников жилых помещений в многоквартирных домах, которые в соответствии с требованиями Жилищного кодекса Российской Федерации обязаны вносить взносы на капитальный ремонт

N п/п	Вид жилищного фонда в городском округе г. Губкинский	Размер регионального стандарта стоимости жилищно-коммунальных услуг для семей различной численности (руб./мес.)
		на 1 члена семьи, состоящей из 3-х и более человек	на 1 члена семьи, состоящей из 2-х человек	на одиноко проживающего гражданина
1	г. Губкинский
1.1	Многоквартирные жилые дома	3 887,71	4 364,95	6 187,21
2	территория Пурпе
2.1	Многоквартирные жилые дома	3 631,52	4 063,52	5 704,03

Установлен федеральный стандарт максимально допустимой доли расходов граждан на оплату жилого помещения и коммунальных услуг в совокупном доходе семьи в пределах социальной нормы площади жилья и нормативов потребления коммунальных услуг - 22%.

В соответствии с п. 6 ст. 159 Жилищного кодекса Российской Федерации, размер регионального стандарта стоимости жилищно-коммунальных услуг устанавливается, исходя из размера платы за пользование жилым помещением (плата за наём) для нанимателей по договорам социального найма, проживающих в жилых помещениях, расположенных в многоквартирных домах, уровень благоустройства, конструктивные и технические параметры которых соответствуют средним условиям в муниципальном образовании, размера платы, используемой для расчёта платы за содержание жилого помещения для указанных нанимателей, цен, тарифов и нормативов потребления коммунальных услуг, используемых для расчёта платы за коммунальные услуги.

Размер регионального стандарта стоимости жилищно-коммунальных услуг устанавливается для собственников жилых помещений исходя из размера платы, используемой для расчёта платы за содержание жилого помещения для указанных нанимателей, минимального размера взноса на капитальный ремонт (при уплате в соответствии с настоящим Кодексом взносов на капитальный ремонт), цен, тарифов на ресурсы, необходимые для предоставления коммунальных услуг, и нормативов потребления коммунальных услуг, используемых для расчёта платы за коммунальные услуги.

Таблица 58 - Целевые и фактические уровни оценки показателей доступности коммунальных услуг

год		Доля расходов на коммунальные услуги в совокупном доходе семьи	Доля населения с доходами ниже прожиточного минимума	Уровень собираемости платежей за коммунальные услуги	Доля получателей субсидий на оплату коммунальных услуг в общей численности населения
2022 год	Уровень доступности	высокий	доступный	высокий	высокий
	Значение критерия	9,3 3	10,7	97,1	4,2
Пределы индекса для уровня "высокий"		от 6,3 до 7,2	до 8	от 92 до 95	не более 10
Пределы индекса для уровня "доступный"		от 7,2 до 8,6	от 8 до 12	от 85 до 92	от 10 до 15
Пределы индекса для уровня "недоступный"		свыше 8,6	свыше 12	ниже 85	свыше 15

Результаты анализа прогнозной оценки доступности для населения товаров и услуг организаций коммунального комплекса являются отрицательными в связи с тем, что доля расходов на коммунальные услуги превышает индекс "недоступный" на протяжении всего срока Программы. В отношении других оценочных критериев товары и услуги организаций коммунального комплекса на протяжении всего периода реализации программных мероприятий являются доступными. Это относится к сравнению, как с уровнями 2021 - 2022 гг., так и с оценочными нормативными уровнями. Заданные темпы изменения основных показателей (среднедушевого дохода, тарифов на коммунальные услуги) не ухудшают текущую ситуацию по доступности товаров и услуг коммунального комплекса. Расчётные значения 4-х критериев на протяжении всех периодов реализации программных мероприятий отклоняются в положительную сторону с существенным запасом, что позволяет сделать вывод о допустимости индексации тарифов на коммунальные услуги в соответствие с заданными темпами.

Раздел 7. Управление программой

7.1. Ответственный за реализацию программы

Заказчиком Программы является Администрация города Губкинского.

Органом, ответственным за реализацию Программы - Администрация города Губкинского.

Исполнителями Программы являются Администрация города Губкинского, организации коммунального комплекса (далее - организации, участвующие в реализации Программы).

Основными функциями Администрации города Губкинского по реализации Программы являются:

- реализация мероприятий Программы;

- подготовка и уточнение перечня мероприятий Программы и финансовых потребностей на реализацию мероприятий Программы;

- организационное, техническое и методическое содействие организациям, участвующим в реализации Программы;

- обеспечение взаимодействия органов местного самоуправления и организаций, участвующих в реализации Программы;

- обеспечение взаимодействия Администрации города Губкинского и уполномоченных органов исполнительной власти по заключению договоров (соглашений) на реализацию инвестиционных программ организаций, участвующих в реализации Программы;

- подготовка заключения об эффективности реализации Программы;

- подготовка докладов о ходе реализации Программы Главе г. Губкинский и предложений о корректировке Программы;

- осуществление мероприятий в сфере информационного освещения и сопровождения реализации Программы;

- организация оценки соответствия представленных инвестиционных программ организаций, участвующих в реализации Программы, установленным требованиям;

- сбор информации о ходе выполнения производственных и инвестиционных программ организаций, участвующих в реализации Программы, в рамках проведения мониторинга Программы;

- осуществление сбора информации о реализации Программы и использовании финансовых средств;

- расчёт текущих значений целевых показателей и индикаторов в периоды реализации Программы;

- участие в разработке инвестиционных программ и подготовка проекта соглашения с организациями, участвующими в реализации Программы, на реализацию инвестиционных программ.

Общий контроль над исполнением Программы осуществляет Дума города Губкинского.

В рамках осуществляемых функций Администрация города Губкинского подготавливает соответствующие необходимые документы для их дальнейшего использования организациями, участвующими в реализации Программы.

На основе результатов мониторинга выполнения Программы Администрация города Губкинского формирует информационную аналитическую базу об изменении целевых показателей Программы, которая используется для оценки Программы, а также для принятия решений о корректировке Программы.

7.2. План-график реализации инвестиционных проектов программы

Программа реализуется:

- исполнительно-распорядительным органом местного самоуправления города Губкинского - Администрацией города;

- действующими организациями коммунального комплекса г. Губкинский;

- концессионерами (при использовании механизмов муниципально-частного партнёрства).

При реализации мероприятий Программы назначаются координаторы Программы, обеспечивающее общее управление реализацией конкретных мероприятий Программы. Координаторы Программы несут ответственность за своевременность и эффективность действий по реализации программных мероприятий, а также за достижение утверждённых значений целевых показателей эффективности развития систем коммунальной инфраструктуры городского округа город Губкинский.

Сроки реализации инвестиционных проектов, включённых в Программу, должны соответствовать срокам, определенным инвестиционными программами (проектами).

Срок реализации Программы - 19 лет.

Реализация Программы осуществляется в один этап - с 2023 по 2041 гг.

Утверждение тарифов, принятие решений по выделению бюджетных средств, подготовка и проведение конкурсов на привлечение инвесторов, в том числе по договорам концессии, осуществляется в соответствии с порядком, установленным законодательством Российской Федерации.

Таблица 59 - План-график по реализации Программы

N п/п	Наименование мероприятия	Срок реализации	Обоснование
1	Разработка технических заданий для организаций коммунального комплекса и ресурсоснабжающих организаций	в течение 1 месяца после утверждения Программы	Федеральный закон от 27.07.2010 N 190-ФЗ "О теплоснабжении"; Федеральный закон от 07.12.2011 N 416-ФЗ "О водоснабжении и водоотведении"; Федеральный закон от 26.03.2003 N 35-ФЗ "Об электроэнергетике"
2	Утверждение и применение тарифов на коммунальные услуги	Утверждение (не позднее 31 декабря на соответствующий год); Применение (не позднее 1 месяца до даты начала применения соответствующих тарифов)	Постановление Правительства РФ от 13.05.2013 N 406 "О государственном регулировании тарифов в сфере водоснабжения и водоотведения"; Постановление Правительства РФ от 22.10.2012 N 1075 "О ценообразовании в сфере теплоснабжения"; Постановление Правительства РФ от 29.12.2011 N 1178 "О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике"; Постановление Правительства РФ от 29.12.2000 N 1021 "О государственном регулировании цен на газ, тарифов на услуги по его транспортировке и платы за технологическое присоединение газоиспользующего оборудования к газораспределительным сетям на территории Российской Федерации"
3	Определение возможности выделения бюджетных средств на реализацию Программы	ежегодно в период формирования проекта бюджета г. Губкинский в сроки, установленные нормативными актами	Бюджетный кодекс Российской Федерации
4	Подготовка и проведение конкурсов на привлечение инвесторов	не реже 1 раза в год на основании распоряжения Главы г. Губкинский	Федеральный закон от 27.07.2010 N 190-ФЗ "О теплоснабжении"; Федеральный закон от 07.12.2011 N 416-ФЗ "О водоснабжении и водоотведении"; Федеральный закон от 26.03.2003 N 35-ФЗ "Об электроэнергетике"

Порядок согласования и утверждения инвестиционных программ регулируемых организаций определяется следующими нормативно-правовыми актами:

- Постановление Правительства РФ от 05.05.2014 N 410 "О порядке согласования и утверждения инвестиционных программ организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности в сфере теплоснабжения, а также требований к составу и содержанию таких программ";

- Постановление Правительства РФ от 29.07.2013 N 641 "Об инвестиционных и производственных программах организаций, осуществляющих деятельность в сфере водоснабжения и водоотведения";

- Постановление Правительства РФ от 01.12.2009 N 977 "Об инвестиционных программах субъектов электроэнергетики";

- Постановление Правительства РФ от 10.09.2016 N 903 "О порядке разработки и реализации межрегиональных и региональных программ газификации жилищно-коммунального хозяйства, промышленных и иных организаций";

- Постановление Правительства РФ от 16.05.2016 N 424 "Об утверждении порядка разработки, согласования, утверждения и корректировки инвестиционных и производственных программ в области обращения с твёрдыми коммунальными отходами, в том числе порядка определения плановых и фактических значений показателей эффективности объектов, используемых для обработки, обезвреживания и захоронения твёрдых коммунальных отходов".

Проект организации работ по реализации Программы приведён в таблице 60.

Таблица 60 - Предложения по организации работ по разработке инвестиционных программ, РСО, включённых в Программу

N п/п	Система коммунальной инфраструктуры / Наименование мероприятия	Сроки реализации	Ответственный исполнитель
1.	Подготовка технических заданий на разработку инвестиционных программ организаций коммунального комплекса
1.1.	Теплоснабжение	-	организация коммунального комплекса
1.2.	Водоснабжение	до 1 марта (направляется в регулируемую организацию)	Администрация г. Губкинского
1.3.	Водоотведение	до 1 марта (направляется в регулируемую организацию)	Администрация г. Губкинского
1.4.	Электроснабжение	-	организация коммунального комплекса
1.5.	Газоснабжение	-	организация коммунального комплекса
1.6.	Обращение с твёрдыми коммунальными отходами	-	организация коммунального комплекса
2.	Разработка инвестиционных программ организаций коммунального комплекса, тарифов на коммунальные услуги
2.1.	Теплоснабжение	до 15 апреля (представляется в Департамент тарифной политики, энергетики и жилищно-коммунального комплекса Ямало-Ненецкого автономного округа); до 18 апреля (представляется на согласование в Администрацию города Губкинского); до 30 октября (Департамент тарифной политики, энергетики и жилищно-коммунального комплекса Ямало-Ненецкого автономного округа)	- Регулируемые организации; - Администрация города Губкинского; - Департамент тарифной политики, энергетики и жилищно-коммунального комплекса Ямало-Ненецкого автономного округа
2.2.	Водоснабжение	до 1 мая (направить в Администрацию города Губкинского для согласования); до 1 мая (направить Департамент тарифной политики, энергетики и жилищно-коммунального комплекса Ямало-Ненецкого автономного округа для утверждения инвестиционной программы)	- Регулируемые организации; - Департамент тарифной политики, энергетики и жилищно-коммунального комплекса Ямало-Ненецкого автономного округа
2.3.	Водоотведение	до 1 мая (направить в Администрацию города Губкинского для согласования); до 1 мая (направить Департамент тарифной политики, энергетики и жилищно-коммунального комплекса Ямало-Ненецкого автономного округа для утверждения инвестиционной программы)	- Регулируемые организации; - Департамент тарифной политики, энергетики и жилищно-коммунального комплекса Ямало-Ненецкого автономного округа
2.4.	Электроснабжение	до 5 апреля (представляется в Департамент тарифной политики, энергетики и жилищно-коммунального комплекса Ямало-Ненецкого автономного округа); до 1 ноября (Департамент тарифной политики, энергетики и жилищно-коммунального комплекса Ямало-Ненецкого автономного округа утверждает инвестиционную программу)	- Регулируемые организации; - Департамент тарифной политики, энергетики и жилищно-коммунального комплекса Ямало-Ненецкого автономного округа
2.5.	Обращение с твёрдыми коммунальными отходами	до 15 июля (представляется в Департамент тарифной политики, энергетики и жилищно-коммунального комплекса Ямало-Ненецкого автономного округа); до 30 октября (в Департамент тарифной политики, энергетики и жилищно-коммунального комплекса Ямало-Ненецкого автономного округа утверждает инвестиционную программу);	- Регулируемые организации; - Департамент тарифной политики, энергетики и жилищно-коммунального комплекса Ямало-Ненецкого автономного округа
3.	Утверждение тарифов на коммунальные услуги
3.1.	Теплоснабжение	декабрь, (тепловая энергия, теплоноситель, ГВС, транспортировка тепловой энергии)	- Департамент тарифной политики, энергетики и жилищно-коммунального комплекса Ямало-Ненецкого автономного округа
3.2.	Водоснабжение	декабрь, (питьевая вода, техническая вода, транспортировка воды)	- Департамент тарифной политики, энергетики и жилищно-коммунального комплекса Ямало-Ненецкого автономного округа
3.3.	Водоотведение	декабрь, (отведение сточных вод, транспортировка сточных вод)	- Департамент тарифной политики, энергетики и жилищно-коммунального комплекса Ямало-Ненецкого автономного округа
3.4.	Электроснабжение	декабрь, (единые котловые тарифы, индивидуальные тарифы для взаиморасчёта смежных сетевых организаций, сбытовые надбавки гарантирующих поставщиков, тарифы для населения и приравненных к нему категорий)	- Департамент тарифной политики, энергетики и жилищно-коммунального комплекса Ямало-Ненецкого автономного округа
3.5.	Обращение с твёрдыми коммунальными отходами	декабрь, (вывоз и утилизация ТКО, уборка контейнерных площадок; утилизация и захоронение ТКО)	- Департамент тарифной политики, энергетики и жилищно-коммунального комплекса Ямало-Ненецкого автономного округа
4.	Принятие решений по выделению бюджетных средств с учётом финансового плана Программы на очередной финансовый год
4.1.	Теплоснабжение	ноябрь (в составе проекта бюджета г. Губкинского на очередной год и плановый период)	Дума г. Губкинского
4.2.	Водоснабжение	ноябрь (в составе проекта бюджета г. Губкинского на очередной год и плановый период)	Дума г. Губкинского
4.3.	Водоотведение
4.4.	Электроснабжение
4.6.	Обращение с твёрдыми коммунальными отходами
5.	Подготовка отчётов о реализации мероприятий (инвестиционных программ) и достижении основных показателей Программы
5.1.	Теплоснабжение	ежеквартально	Регулируемые организации
5.2.	Водоснабжение	ежеквартально	Регулируемые организации
5.3.	Водоотведение	ежеквартально	Регулируемые организации
5.4.	Электроснабжение	ежеквартально	Регулируемые организации
5.5.	Обращение с твёрдыми коммунальными отходами	ежегодно	Регулируемые организации
6.	Подготовка предложений на корректировку (внесение изменений) в Программу, связанные с изменением сроков реализации мероприятий, объёмом финансирования и т.д.
6.1.	Теплоснабжение	в течение финансового года	Регулируемые организации
6.2.	Водоснабжение	в течение финансового года	Регулируемые организации
6.3.	Водоотведение	в течение финансового года	Регулируемые организации
6.4.	Электроснабжение	в течение финансового года	Регулируемые организации
6.5.	Обращение с твёрдыми коммунальными отходами	в течение финансового года	Регулируемые организации
7.	Осуществление контроля за реализацией Программы, а также её конечные результаты и эффективное выполнение мероприятий Программы
7.1.	Теплоснабжение	Оперативный (текущий) контроль - на постоянной основе, Итоговый контроль - полугодовой, ежегодно	Регулируемые организации; Администрация города Губкинского
7.2.	Водоснабжение
7.3.	Водоотведение
7.4.	Электроснабжение
7.5.	Обращение с твёрдыми коммунальными отходами

Общий контроль за ходом реализации Программы осуществляет Дума города Губкинского.

Финансирование расходов на реализацию Программы осуществляется в порядке, установленном бюджетным процессом г. Губкинский, долгосрочными финансово-хозяйственными планами предприятий коммунального комплекса г. Губкинский.

При формировании городского бюджета, Администрация города Губкинского:

- вносит предложения о финансировании программных мероприятий в соответствии с разработанной и утверждённой проектно-сметной документацией, и технико-экономическими обоснованиями;

- формирует перечень программных мероприятий для представления их к финансированию из областного бюджета в рамках реализации федеральных и региональных программ;

- осуществляет контроль за выполнением программных мероприятий.

7.3. Порядок предоставления отчетности по выполнению программы

Предоставление отчётности по выполнению мероприятий Программы осуществляется в рамках ежегодного мониторинга.

Целью мониторинга выполнения Программы является ежегодный контроль ситуации, а также анализ выполнения мероприятий, предусмотренных Программой.

Управление жилищно-коммунального хозяйства Администрации города Губкинского один раз в год представляет на заседание Думы города Губкинского отчёт о ходе выполнения Программы, в случае исполнения Программы в целом - информацию за весь период реализации.

В составе ежегодного отчёта о ходе работ по Программе представляется информация об оценке эффективности реализации Программы по следующим критериям:

1. Критерий "Степень достижения планируемых результатов целевых индикаторов реализации мероприятий Программы" базируется на анализе целевых показателей, указанных в Программе, и рассчитывается по формуле:

, где:

КЦИ _i - степень достижения i-го целевого индикатора Программы;

ЦИФ _i (ЦИП _i) - фактическое (плановое) значение i-го целевого индикатора Программы.

Значение показателя КЦИ _i должно быть больше либо равно 1.

2. Критерий "Степень соответствия бюджетных затрат на мероприятия Программы запланированному уровню затрат" и рассчитывается по формуле:

, где:

КБЗ _i - степень соответствия бюджетных затрат i-го мероприятия Программы;

БЗФ _i (БЗП _i) - фактическое (плановое, прогнозное) значение бюджетных затрат i-го мероприятия Программы.

3. Критерий "Эффективность использования бюджетных средств на реализацию отдельных мероприятий" показывает расход бюджетных средств на i-е мероприятие Программы в расчёте на 1 единицу прироста целевого индикатора по тому же мероприятию и рассчитывается по формуле:

; , где:

ЭП _i (ЭФ _i) - плановая (фактическая) отдача бюджетных средств по i-му мероприятию Программы;

БРП _i, (БРФ _i) - плановый (фактический) расход бюджетных средств на i-е мероприятие Программы;

ЦИП _i (ЦИФ _i) - плановое (фактической) значение целевого индикатора по i-му мероприятию Программы.

Значение показателя ЭФ _i не должно превышать значение показателя ЭП _i.

Исполнительно-распорядительным органам рекомендовано обеспечить размещение на официальном сайте городского округа ежегодного отчёта об эффективности реализации программы комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры, комплексного развития социальной инфраструктуры, в том числе отчётов о реализации предусмотренных указанными программами проектов, а также протоколов заседаний муниципальных общественных советов по вопросам привлечения инвестиций с информацией о рассмотрении указанных отчётов.

Рекомендованный срок: ежегодно до 1 марта следующего года за отчётным.

Информация и отчётность об исполнении мероприятий Программы, входящих в состав инвестиционных программ организаций коммунального комплекса города Губкинского, подлежит раскрытию в соответствии с требованиями регулирующих органов государственной власти к формам и срокам раскрытия, в том числе с использованием ЕИАС.

7.4. Порядок и сроки корректировки программы

Внесение изменений в Программу осуществляется по итогам анализа отчёта о ходе выполнения Программы путём внесения изменений в соответствующее Решение Думы г. Губкинский, которым утверждена Программа.

При необходимости по итогам мониторинга разрабатываются предложения по корректировке программы комплексного развития.

Предложения по корректировке программы комплексного развития должны содержать:

а) описание фактической ситуации (фактическое значение индикаторов на момент сбора информации, описание условий внешней среды);

б) анализ ситуации в динамике (сравнение фактического значения индикаторов на момент сбора информации с точкой начала реализации программы);

в) анализ эффективности реализации программы комплексного развития соотношения (сравнительный анализ затрат, направленных на реализацию программы комплексного развития, с полученным эффектом);

г) выводы и рекомендации.

Предложения по корректировке программ комплексного развития согласовываются Главой г. Губкинский и являются основанием для:

а) корректировки перечня мероприятий и изменения схем электро-, газо-, тепло-, водо-, снабжения и водоотведения, программ в области обращения с отходами;

б) внесения изменений в программу комплексного развития.

Подготовка предложений на корректировку (внесение изменений) в Программу, связанные с изменением сроков реализации мероприятий, объёмом финансирования и т.д. происходит в течение финансового года, но не чаще 1 раза в полугодие.

Планирование расходов на реализацию всех муниципальных программ и непрограммных направлений деятельности, в перечне мероприятий которых предусмотрены ассигнования на закупку товаров, работ и услуг на обеспечение муниципальных нужд в основной части осуществлено с увязкой целевых статей расходов с основными мероприятиями муниципальных программ и непрограммных направлений деятельности.

Том 2. Обосновывающие материалы в части электроснабжения

1. Техническое и энергетическое обследование объектов электроснабжения, расположенных на территории городского округа

Методы проведения обследования:

Обследование системы энергоснабжения проводилось в январе - апреле 2023 года специалистами ООО "Корпус", результаты представлены в пункте 5.2.

В соответствии с Приказ Министерства экономического развития РФ от 25 мая 2020 г. N 310 "Об утверждении требований к проведению энергетического обследования, результатам энергетического обследования (энергетическому паспорту и отчету о проведении энергетического обследования)" при проведении энергетического обследования выполнен:

1) сбор информации об объекте энергетического обследования;

2) обработка и анализ сведений, полученных по результатам сбора информации об объекте энергетического обследования;

3) визуальный осмотр и инструментальное обследование объекта энергетического обследования;

4) обработка и анализ сведений, полученных по результатам визуального осмотра и инструментального обследования объекта энергетического обследования.

В соответствии с МДК 1-01.2001 "Методические указания по проведению энергоресурсоаудита в жилищно-коммунальном хозяйстве" выполнен визуальное и инструментальное обследование с применением электроизмерительных и теплотехнических измерительных приборов:

- Портативный электроанализатор;

- Ультразвуковой толщиномер;

- Инфракрасный термометр, портативная тепловизионная система;

- Термоанемометр;

- Приборы для измерения температуры и влажности воздуха;

- Контактный цифровой термометр для измерения температур с помощью контактных термодатчиков.

- Акустический ультразвуковой дефектоскоп;

- Люксметр;

- Измеритель уровня звука;

- Дальномер лазерный;

- Уровень пузырьковый.

Эксплуатирующей организацией представлены протоколы испытаний электрической энергии на соответствие требованиям нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.

В процессе обследования системы энергоснабжение выполнен сбор исходных данных и комплекс натурных исследований, по результатам которых установлены отклонения от требований ПУЭ. Правила устройства электроустановок. Издание 7 и иных действующих нормативно-технических актов.

- по результатам анализа максимальных пропускных способностей линий установлена необходимость реконструкции 4,8 км воздушный линий 10 кВ, в части увеличения пропускной способности (сечения).

- по результатам телевизионной съемки, замеров тяжения и расходования временного ресурса кабельных линий установлена необходимость замены частей линей - 1,77 км;

- установлена необходимость замены 102 опор в г. Губкинском;

- установлена необходимость замены 62 опор в тер. Пурпе;

- установлена необходимость замены 31 опор в тер. Пурпе-1;

- установлена необходимость реконструкции частей РП и ТП в виду низкой энергоэффективности; (РП-1, РП-3, РП-10, ТП-11, ТП-22-ЯКЭ, ТП-62, ТП-63, ТП-64, ТП-65, ТП-Б-3, ТП-Р1-Б, ТП-РП-1)

- установлена необходимость замены масляных выключателей - 295 шт;

- установлена необходимость замены предохранителей 6 кВ - 8 шт;

- установлена необходимость замены предохранителей 10 кВ - 5 шт;

- установлена необходимость реконструкции и внедрения телеметрии ТП в г. Губкинский, тер. Пурпе и тер. Пурпе-1 - 56 шт;

- установлена необходимость замены трансформаторов ввиду увеличения потребления в г. Губкинский - 30 шт;

- установлена необходимость замены разъединителей в количестве 46 шт;

- установлена необходимость реконструкции и (или) строительства систем освещения г. Губкинский - 5 уч.;

- установлена необходимость реконструкции и (или) строительства систем освещения тер. Пурпе - 20 уч.;

- установлена необходимость реконструкции и (или) строительства систем освещения тер. Пурпе-1 - 10 уч.;

2. Технико-экономическое состояние систем электроснабжения городского округа город Губкинский

2.1. Описание системы и структуры электроснабжения города и деление территории города на эксплуатационные зоны

Деление территории г. Губкинский на эксплуатационные зоны электроснабжения происходит по границам балансовой принадлежности электрических сетей. Карты-схемы приведены в приложении Е.

Деление территории г. Губкинский на эксплуатационные зоны электроснабжения происходит по границам балансовой принадлежности электрических сетей. Перечень точек поставок электроэнергии (места на границе балансовой принадлежности электрической сети) от ОАО энергетики и электрификации "Тюменьэнерго" филиал "Ноябрьские электрические сети" к МУП "ГГЭС" представлено в блок-схеме таблице 2.4.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Таблица 2.4 отсутствует

Характеристики распределительных подстанций представлены в сформированных блоках и приведены в приложении 1.

Характеристики распределительных подстанций представлены в сформированных блоках и приведены в приложении 2.

Поступление электроэнергии в сети АО "ГГЭС" осуществляется от энергосистемы филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири. Опорным центром питания является ПС 500/220/110/10 кВ "Тарко-Сале", расположенная на окраине, в промышленной зоне города. ПС "Тарко-Сале" связана по ВЛ-500кВ с ПС "Холмогорская" и по ВЛ-220кВ с ПС "Муравленковская". Передача электрической мощности от ПС "Тарко-Сале" осуществляется до главных понизительных подстанций ПС 110/10/10 кВ "Сигнал" и ПС 110/10/10 кВ "Фортуна", находящиеся на балансе ОАО "Тюменьэнерго", а также до ПС 220/110/10 кВ "ГГПЗ". Электроснабжение потребителей города Губкинский осуществляется от подстанций: ПС 110/10/10 кВ "Сигнал", мощностью 2х25 МВА, ПС 110/10/10 кВ "Фортуна" (2х25 МВА), ПС 220/10/10 кВ "ГГПЗ" (ЗРУ-10 кВ), ПС 35/10 кВ "Базовая" (2х10 МВА), ПС 110/10/10 "Победа". Энергоснабжение тер. Пурпе осуществляется от ПС 110/10 кВ "Пур-пе" подключенная от ПС 500/220/110/10 кВ "Тарко-Сале". Энергоснабжение тер. Пурпе-1 осуществляется от ПС 110/10 кВ "Пурпейская" подключенная от ПС 500/220/110/10 кВ "Тарко-Сале".

Рисунок 1 - Блок-схема энергоснабжения городского округа города Губкинского

Графическое представление деления территории города на эксплуатационные зоны электроснабжения показано на рисунке 2.2.

Рисунок 2 - Эксплуатационные зоны электроснабжения города Губкинский

2.2. Описание территорий города, не охваченных системами электроснабжения

В соответствии с территориальным делением города Губкинский, на момент разработки Схемы энергоснабжения, не охваченными системами электроснабжения остаются следующие микрорайоны города:

- Микрорайон N 19;

- Микрорайон N 20;

- Микрорайон N 21;

- Микрорайон N 22;

- Микрорайон N 23;

- Микрорайон N 24;

- Промзона Панель N 15;

- Промзона Панель N 17;

- Промзона Панель N 18;

- Рекреационные и прочие зоны.

В данных микрорайонах города в соответствии с Генеральным планом в перспективе планируется возведение объектов капитального строительства с инженерной инфраструктурой.

2.3. Описание технологических зон электроснабжения

Деление территории г. Губкинский на технологические зоны электроснабжения происходит по принадлежности систем к центрам питания.

Электроснабжение потребителей города Губкинский осуществляется от четырех центров питания подстанций: ПС 110/10/10 кВ "Сигнал", ПС 110/10/10 кВ "Фортуна", ПС 220/10/10 кВ "ГГПЗ" и ПС 35/10 кВ "Базовая" (резервный центр питания).

Основной центр питания - ПС 110/10/10 кВ "Сигнал" - электроснабжение большей части промышленной зоны, а также административной и жилой части города.

ПС 110/10/10 кВ "Фортуна" - электроснабжение потребителей панели N 5 промышленной зоны.

ПС 220/10/10 кВ "ГГПЗ" - электроснабжение потребителей панели N 20 промышленной зоны (Губкинский газоперерабатывающий завод) и панелей N 6, 7, 8.

ПС 110/10 кВ "Пур-пе" - осуществляет электроснабжение базы РН-снабжение и тер. Пурпе.

ПС 110/6 кВ "Пурпейская" - осуществляет электроснабжение тер. Пурпе-1.

2.4. Результаты энергетического обследования систем электроснабжения

Методы проведения обследования:

Обследование системы энергоснабжения проводилось в январе - апреле 2023 года специалистами ООО "Корпус", результаты представлены в пункте 5.2.

В соответствии с Приказ Министерства экономического развития РФ от 25 мая 2020 г. N 310 "Об утверждении требований к проведению энергетического обследования, результатам энергетического обследования (энергетическому паспорту и отчету о проведении энергетического обследования)" при проведении энергетического обследования выполнен:

1) сбор информации об объекте энергетического обследования;

2) обработка и анализ сведений, полученных по результатам сбора информации об объекте энергетического обследования;

3) визуальный осмотр и инструментальное обследование объекта энергетического обследования;

4) обработка и анализ сведений, полученных по результатам визуального осмотра и инструментального обследования объекта энергетического обследования.

В соответствии с МДК 1-01.2001 "Методические указания по проведению энергоресурсоаудита в жилищно-коммунальном хозяйстве" выполнен визуальное и инструментальное обследование с применением электроизмерительных и теплотехнических измерительных приборов:

- Портативный электроанализатор;

- Ультразвуковой толщиномер;

- Инфракрасный термометр, портативная тепловизионная система;

- Термоанемометр;

- Приборы для измерения температуры и влажности воздуха;

- Контактный цифровой термометр для измерения температур с помощью контактных термодатчиков.

- Акустический ультразвуковой дефектоскоп;

- Люксметр;

- Измеритель уровня звука;

- Дальномер лазерный;

- Уровень пузырьковый.

Эксплуатирующей организацией представлены протоколы испытаний электрической энергии на соответствие требованиям нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.

Обследование системы энергоснабжения выполнено квалифицированным персоналом с применением специального оборудования, поверенным в установленном нормативно-техническими актами порядке, в соответствии с следующими методиками:

Удельное электрическое сопротивление грунта:

Для определения эквивалентного удельного электрического сопротивления грунта в соответствии с СТО 56947007-29.130.15.105-2011 "Методические указания по контролю состояния заземляющих устройств" проводилось вертикальное электрическое зондирование (ВЭЗ).

Принципиальная схема измерений приведена на рисунке 2.3.

Токовые и потенциальные электроды представляют собой стальные стержни диаметром 5 мм, длиной 30 мм. Токовые электроды забиваются в грунт на глубину 0,3 м, потенциальные - на глубину 0,3 м по одной линии на территории, свободной от заземляющих проводников и подземных коммуникаций.

Так как ток между электродами в грунте протекает внутри полусферы, то расстояния между осью симметрии и токовыми электродами, а также глубина (Н), на которой измеряется удельное сопротивление грунта, являются радиусами этой полусферы и равны между собой.

Рисунок 3 - Схема измерительной цепи при определении удельного электрического сопротивления грунта

Эквивалентное удельное электрическое сопротивление грунта рассчитывается по формуле:

где U - измеренное значение напряжения между потенциальными электродами;

I - измеренное значение тока между токовыми электродами;

L - половина расстояния между потенциальными электродами;

H - половина расстояния между токовыми электродами.

Результаты измерений и расчётов приведены в пункте 5.2.

Для приведения к наиболее неблагоприятным условиям используется сезонный коэффициент удельного сопротивления грунта, в соответствии с СО 34.20.525-00 (РД 153-34.0-20.525-00) "Методические указания по контролю состояния заземляющих устройств распределительных устройств электроустановок" принятый равным 3 (супесь при малой влажности).

Двухслойная модель грунта, принятая в расчёте:

Удельное электрическое сопротивление верхнего слоя грунта в зимний период: 3300 Ом·м, в летний период: 1100 Ом·м. Удельное электрическое сопротивление нижнего слоя грунта: 400 Ом·м. Глубина раздела слоёв грунта: 2,2 м.

Сопротивление заземляющего устройства:

Измерение сопротивления ЗУ проводилось по методу амперметра-вольтметра.

Токовый и потенциальный электроды представляют собой стальные стержни диаметром 5 мм и длиной 0,3 м. Стержни забиваются в грунт на территории, свободной, по возможности, от линий электропередачи и подземных коммуникаций.

Принципиальная схема измерений приведена на рисунке 2.4.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Имеется в виду "на рисунке 4"

Рисунок 4 - Схема измерительной цепи при определении сопротивления заземляющего устройства.

Результаты измерений и расчётов представлены в пункте 5.2.

Для приведения к наиболее неблагоприятным условиям используется сезонный коэффициент сопротивления заземлителя. В соответствии с СО 34.20.525-00 (РД 153-34.0-20.525-00) сезонный коэффициент сопротивления заземлителя принят равным 1,5.

Измеренное сопротивление заземляющего устройства подстанции составляет 0,32 Ом. Сопротивление заземляющего устройства с учётом сезонного коэффициента составляет 0,48 Ом, т.е. в любое время года сопротивление не превышает допустимое значение 0,5 Ом для заземляющих устройств электроустановок выше 1 кВ с эффективно заземлённой нейтралью (п. 1.7.90 ПУЭ).

Максимальный ток короткого замыкания в сети выше 1 кВ с заземлённой нейтралью (10 кВ) составляет 3,53 кА.

Напряжение на заземляющем устройстве при КЗ на шинах в наиболее неблагоприятный период составляет UЗУ = IКЗ-RЗУ = 3,53 - 0,48 = 1,69 кВ, что не превышает установленное ПУЭ значение 5 кВ.

Сечения и коррозионный износ заземляющих проводников и заземлителей:

Заземляющее устройство и заземляющие проводники (спуски с оборудования) выполнены из полосовой стали сечением 40х5 мм и кругом горячекатаным диаметром 16 мм. Профиль и сечение некоторых заземляющих проводников незначительно отличаются от остальных. В частности, некоторые проводники имеют круглое сечение.

Результаты измерений сечений заземляющих проводников приведены в пункте 5.2.

Для определения степени коррозии заземляющих проводников было произведено выборочное вскрытие грунта у заземляющих проводников оборудования в нескольких местах на опорах. В соответствии с СО 34.20.525-00 (РД 153-34.0-20.525-00) элемент ЗУ должен быть заменён, если разрушено более 50% его сечения.

Коррозионное состояние заземляющих проводников и заземлителей удовлетворительное. Коррозионный износ не превышает 10%.

Расчёт термической стойкости заземляющих проводников и заземлителе:

Допустимые сечения для элементов заземляющих устройств определяют, исходя из допустимой температуры нагрева, в соответствии с СО 34.20.525-00 (РД 153-34.0-20.525-00) по следующему выражению:

где I _кз - максимальный ток короткого замыкания;

t - время воздействия тока (время отключения замыкания на землю).

Время отключения короткого замыкания (время срабатывания основной защиты и время отключения выключателя) принято равным 0,1 с.

Сечения заземляющих проводников и заземлителей соответствуют требованию термической стойкости.

Магнитные поля:

Энергообъекты характеризуются высокими уровнями магнитных полей различной природы и с различными параметрами. В нормальном режиме работы энергообъекта протекание тока по шинам создаёт непрерывное магнитное поле частотой 50 Гц. В режиме короткого замыкания создаётся сильное кратковременное магнитное поле частотой 50 Гц. При ударе молнии источниками очень мощного импульсного магнитного поля являются столб молнии и токи, растекающиеся по элементам системы молниезащиты.

Напряжённость магнитного поля прямо пропорциональна создающему поле току (рабочий ток на шинах, ток КЗ или ток молнии) и обратно пропорциональна расстоянию от источника магнитного поля (высоковольтных шин или молниеотвода) до места расположения микропроцессорной аппаратуры. Расчётная оценка напряжённости магнитных полей проводилась в соответствии с СО 34.35.311-2004

Расчёт магнитных полей в максимальном рабочем режиме, при КЗ, при ударах молнии.

Расстояние от места размещения вторичной аппаратуры в ОПУ до ближайших шин 110 кВ составляет порядка 11 м. До ближайших шин 10 кВ - порядка 18 м. До ближайшего молниеприёмника - порядка 13 м.

Расстояние от места размещения вторичной аппаратуры в ЗРУ-10 кВ до ближайших шин 110 кВ составляет порядка 8 м. До ближайших шин 10 кВ - порядка 0,5 м. До ближайшего молниеприёмника - порядка 8 м.

При выборе допустимых степеней жёсткости принимались во внимание результаты проведённых измерений магнитного поля промышленной частоты.

Амплитуда импульса молнии принималась 100 кА в соответствии с СО 153-34.21.122-2003. Коэффициент экранирования импульсного магнитного поля стенами зданий принят равным 15.

Необходимо использовать аппаратуру, испытанную по ГОСТ Р 50648-94 на устойчивость к воздействию непрерывного магнитного поля промышленной частоты по классу жёсткости 4 и выше, к воздействию кратковременного магнитного поля промышленной частоты по классу жёсткости 4 и выше, по ГОСТ Р 50649-94 на устойчивость к воздействию импульсного магнитного поля по классу жёсткости 3 и выше.

В ЗРУ-10 кВ необходимо использовать аппаратуру, испытанную по ГОСТ Р 50648-94 на устойчивость к воздействию непрерывного и кратковременного магнитного поля промышленной частоты по классу жёсткости 5 и выше, по ГОСТ Р 50649-94 на устойчивость к воздействию импульсного магнитного поля по классу жёсткости 4 и выше.

В ЗРУ-10 кВ установлены щитовые приборы, испытанные на устойчивость к воздействию непрерывного магнитного поля частоты 50 Гц по классу жёсткости 4 (30 А/м). Непрерывное магнитное поле, создаваемое шинами 10 кВ, может представлять опасность для щитовых приборов. Учитывая наличие опыта эксплуатации щитовых приборов, рекомендуется протестировать их работу при максимальной токовой нагрузке на шинах 10 кВ. В случае сбоев в работе - обратиться к производителю.

Анализ компоновки подстанции:

Грозотросы отходящих ВЛ-10 кВ подключены к заземляющему устройству подстанции.

Защита электрооборудования от набегающих волн атмосферных и коммутационных перенапряжений производится ограничителями перенапряжений.

Силовые трансформаторы 10 кВ обладают встроенными трансформаторами тока. Установлены трансформаторы тока и трансформаторы напряжения 10 кВ, выполненные в виде отдельных аппаратов.

На подстанции применяются как экранированные, так и неэкранированные кабели вторичных цепей, в том числе для цепей измерительных трансформаторов тока, вторичная аппаратура РЗА.

Освещение наружное:

Измерения яркости или освещенности дорожного покрытия проводят стационарным или мобильным способом.

При стационарном способе средства измерения (люксметр) в момент фиксации показаний или яркостных изображений неподвижны.

Участок для проведения измерений распределения яркости дорожного покрытия прямолинейный в плане, горизонтальный или с небольшим постоянным уклоном, не иметь пересечений с другими освещаемыми дорогами, длиной не менее 60 м плюс три пролета между опорами.

Измерения проводились в темное время суток, когда естественная освещенность составляла не более 10% от минимальной освещенности на контрольном участке.

Для проведения измерений были выбраны участки, не затененный деревьями, припаркованными автомобилями, элементами обустройства дороги.

Методы измерения распределения освещенности:

Распределение освещенности на дорожном покрытии измерен люксметром с фотометрической головкой, имеющей косинусную угловую характеристику.

При стационарном способе измерений фотометрическую головку поочередно располагали в точках измерений на поверхности покрытия проезжей части дороги, перекрестке дорог или пешеходной зоны так, чтобы плоскость приемной поверхности была параллельна плоскости покрытия.

Значения нормируемых параметров яркости по результатам измерения распределения яркости по схеме фиксированным положением люксметра определено поочередно относительно каждой полосы движения, на которой при измерениях располагался люксметр. Критичными измеренными значениями, сравниваемыми с нормой, считают минимальные значения средней яркости L, общей U _o ипродольной U1 равномерностей яркости.

Измеренное значение средней яркости дорожного покрытия L, определено как среднее арифметическое измеренных значений яркости дорожного покрытия во всех точках контрольного участка по формуле:

где N _o - число точек измерения контрольного участка;

L _i - значение яркости в i-й точке измерения, кд/м2.

Определение параметров освещенности:

Измеренное значение средней освещенности на дорожном покрытии Еh, определено как среднее арифметическое измеренных значений освещенности на дорожном покрытии во всех точках контрольного участка по формуле:

где N _o - число точек контрольного участка;

E _h,i - значение освещенности в i-й точке измерения, лк.

Шум:

Уровни звукового давления и уровни звука измеряют при помощи шумомеров первого и второго классов по ГОСТ 17187 с полосовыми электрическими фильтрами по ГОСТ 17168 или измерительными трактами с характеристиками, соответствующими указанным стандартам, средства измерений должны быть поверены по ГОСТ 8.513

Акустические испытания трансформатора проводят в режиме холостого хода при номинальных частоте и напряжении синусоидальной формы по ГОСТ 3484. При наличии устройств регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) или регулирования напряжения без возбуждения (РБВ) они должны быть в положении основного ответвления обмоток (или номинальном возбуждении встроенных вольтдобавочных трансформаторов РПН).

Микрофон устанавливался в точке измерения и ориентирован в направлении объекта испытаний. Между микрофоном и трансформатором не было людей и предметов, искажающих звуковое поле. Расстояние между микрофоном и наблюдателем было не менее 0,5 м.

Переключатель временной характеристики шумомера при проведении измерений устанавливают в положение S (медленно). Показания шумомера при измерении не колебались более чем на 2 дБА. При этом отсчитывалось средние значения уровней, а результаты округлены до 1 дБА. Средний уровень звука L _A, дБА, на измерительной поверхности вычисляют по формуле:

Где L _i - уровень звука, дБА, в i-й точке с поправками на помехи по табл 5;

n - число точек измерений;

K - постоянная, учитывающая влияние отраженного звука, дБА, по п. 2.4.1.

Если значения L _iотличаются не более чем на 5 дБА, то значение L _A вычисляют по формуле:

Корректированный уровень звуковой мощности L _PA, дБА, вычисляют по формуле:

Где S - площадь измерительной поверхности, м ²;

S ₀=1 м ²

Площадь измерительной поверхности, удаленной от трансформатора на расстояние 1 м, вычисляют по формуле:

S _1,0=(H+1)

При оценке шума трансформатора в эксплуатации на его рабочем месте по ГОСТ 12.1.003 уровень звука на заданном расстоянии (R) от трансформатора (более 30 м) определяют по формуле:

L _A(R)=L _PA+101gS

Обследование опор:

Металлические и железобетонные опоры

Обследование опор:

При оценке технического состояния опор выявлялись и фиксировались местонахождение деформированных и отсутствующих элементов опоры, в том числе болтов гаек и шайб.

Оценивалось состояние антикоррозионного покрытия, остаточная толщина, целостность, адгезия к основному металлу.

Осмотру подвергались участки развития: оврагов, оползней, отдельных деревьев, угрожающих падением на провода и пр.

Снижение прочности металлических опор оценивалось по коррозионному износу, определяемому как уменьшение толщины стальных элементов, из которых выполнена ферменная конструкция опоры.

Проводилась оценка отклонения от проектного положения конструкций и их элементов.

При обследованиях выявлялись железобетонные стойки опор, имеющие продольные или поперечные трещины, сквозные отверстия, сколы бетона до оголения арматуры, стойки с недопустимым продольным (поперечным) отклонением, отсутствующими или повреждёнными (деформированными) элементами конструкций.

Обследование тяжения (Растягивающая нагрузка, действующая на кабель):

Растягивающая нагрузка, H, действующая на кабель вычисляется следующим образом:

где W - линейный вес кабеля, Н/м;

L - расстояние между опорами, м;

S - стрела провеса, м - определяемая как максимальная величина, на которую провисает кабель от горизонтальной линии между точками подвеса кабеля.

Исходя из формулы, видно, что нагрузка на кабель увеличивается с увеличением веса кабеля и расстояния между опорами и уменьшается при увеличении стрелы провеса. Начальная нагрузка на кабель:

Расчет монтажных стрел провеса:

Основной задачей механического расчета провода является определение таких условий его монтажа, чтобы в процессе эксплуатации линии механические напряжения в проводе в режимах низшей температуры, среднегодовой температуры и наибольшей внешней нагрузки не превышали допустимых значений.

Монтаж проводов осуществлялся при отсутствии гололеда, сильного ветра, но при любой температуре. Монтажный режим характеризуется удельной нагрузкой р1, температурой монтажа tм и механическим напряжением в проводе при его монтаже Ом. Температура монтажа tм может изменяться в пределах tmin<tм<tmax,

Где tmax - высшая температура, установленная на основе метеорологических наблюдений в данном районе.

Механическое напряжение в проводе в монтажном режиме м рассчитывается по уравнению состояния провода, в левую часть которого подставляются параметры исходного режима [исх], pисхи tисх, а вправую - параметры монтажного режима р1 и tм. Температура монтажа изменяется в диапазоне с шагом t=5...10оС. По результатам расчетов строится зависимость м=f(tм), показанная на рис. 1

Пользоваться зависимостью м = f(tм) примонтажепроводавесьманеудобно, поскольку непосредственный замер механического напряжения в проводе затруднителен. Поэтому от механического напряжения в проводе переходят к его стреле провеса, которая рассчитывается по выражению fм=р1l ²/8м.

Стрелу провеса удобно контролировать при монтаже провода. Зависимость fм = f(tм), называемая также монтажным графиком, приведена на рис. 2.5.

Рисунок 5 - Монтажный график провода сечением F в пролете длиной l

Таким образом, при монтаже провода его стрелу провеса следует устанавливать в соответствии с зависимостью fм = f(tм). При этом механическое напряжение в проводе во всех возможных в эксплуатации сочетаниях климатических условий не превысит допустимого значения.

Проверка габарита воздушной линии:

ПУЭ устанавливают наименьшее допустимое расстояние от низшей точки провисания провода до земли. Это расстояние называется габаритом ВЛ. В таблице 1 приведены наименьшие допустимые значения габарита hг для ВЛ различного напряжения в зависимости от характера местности.

Таблица 1 - Наименьшие допустимые значения габарита hг для ВЛ

Характер местности	Габарит hг, м, при напряжении
	35 кВ	110 кВ	220 кВ
населенная	7	7	8
ненаселенная	6	6	7
труднодоступная	5	5	6

При выбранной конструкции унифицированной опоры величина габарита воздушной линии hг должна удовлетворять условию, вытекающему из рис. 2.6.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Имеется в виду "из рис. 6"

Hп-з--fmax>hг,

Где hп-з - расстояние от точки подвеса нижнего провода до земли;

- длина гирлянды изоляторов;

fmax - максимальная стрела провеса провода.

Величина габарита ВЛ зависит от максимальной стрелы провеса провода fmax, поскольку остальные составляющие этого условия однозначно определяются геометрическими размерами опоры и гирлянды изоляторов. Поэтому для проверки регламентируемого ПУЭ габарита ВЛ необходимо знать максимальную стрелу провеса провода fmax.

Рисунок 6 - Фрагмент воздушной линии электропередачи.

Максимальная стрела провеса провода fmax может иметь место в одном из двух режимов:

В режиме максимальной температуры, когда провод в пролете имеет максимальную длину, вследствие температурного удлинения; этот режим характеризуется параметрами р1 и tmax;

В режиме максимального гололеда без ветра, когда провод максимально растянут в вертикальном направлении внешней нагрузкой; этот режим характеризуется параметрами р3 и tг = -5оС.

Для каждого из этих двух режимов решается уравнение состояния провода, в левую часть которого подставляются параметры исходного режима [исх], pисхи tисх, авправуючасть - параметры режима максимальной температуры р1 и tmax или параметры режима гололеда без ветра р3, tг=-5оС.

В результате решения неполного кубического уравнения вычисляются механические напряжения в проводе в режиме максимальной температуры tmax иврежимкгололедабезветраОг.

Через эти напряжения по выражениям

fmax=р3 l2/8г,

fmax=р1 l2/8tmax

рассчитываются максимальные значения стрел провеса провода и проверяется условие. При невыполнении этого условия следует, например, принять унифицированную опору большей строительной высоты Н.

2.4.1. Описание состояния существующих систем электроснабжения

В январе 2022 года максимальное потребление только по ПС "Сигнал" достигло 6,7 МВт, что обеспечивает условия надежности потребителей I и II категории в случае аварийного отключения одного из трансформатора или выводе его в ремонт. В настоящее время возможность перевода и резервирования нагрузок потребителей между ПС "Сигнал" и ПС "Фортуна" применяется в выше указанных случаях.

Центр нагрузок сформирован на подстанциях "Сигнал" и "Фортуна".

В таблице 2 представлены расчетные и фактические мощности по распределительным пунктам.

Таблица 2 - Характеристики распределительных пунктов

N п/п	Наименование эл. установки	Максимальная расчетная мощность	Максимальная фактическая мощность	Резерв мощности	Максимальные нагрузки		Максимальная нагрузка за последние 3 года
					лето	зима
1	РП-1 (10кВ)	9,1 МВт	3,6 МВт	5,5 МВт	1,9 МВт	5,1 МВт	5,1 МВт
2	РП-2 (10/6кВ)	2,5 МВт	0,7 МВт	1,8 МВт	0,1	0,8 МВт	1,0 МВт
3	РП-3 (10кВ)	10,5 МВт	4,3 МВт	6,2 МВт	2,5 МВт	6,1 МВт	6,6 МВт
4	РП-4 (10/6кВ)	2,5 МВт	0,1 МВт	2,4 МВт	0 МВт	0,1 МВт	0,2 МВт
5	РП-5 (10/6кВ)	2,5 МВт	1,4 МВт	1,1 МВт	0 МВт	1,5 МВт	1,5 МВт
6	РП-6 (10кВ)	7,5 МВт	1,5 МВт	6,0 МВт	0,6 МВт	2,0 МВт	2,0 МВт
7	РП-8 (10кВ)	10,5 МВт	1,7 МВт	8,8 МВт	0,7 МВт	2,6 МВт	2,6 МВт
8	РП-9 (10кВ)	10,5 МВт	1,6 МВт	8,9 МВт	0,9 МВт	2,3 МВт	2,4 МВт
9	РП-10 (10кВ)	6,8 МВт	2,3 МВт	4,5 МВт	1,7 МВт	3,6 МВт	3,6 МВт
10	ПС "Базовая" (35/10кВ)	6,8 МВт	2,0 МВт	4,8 МВт	1,4 МВт	2,8 МВт	2,9 МВт
11	КУВ-3 (10кВ)	6,8 МВт	3,4 МВт	3,4 МВт	2,2 МВт	4,0 МВт	4,2 МВт
12	ТП-13 РУ-10кВ	10 МВт	1,8 МВт	8,2 МВт	1,6 МВт	2,8 МВт	3,0 МВт

РП-4 10/6 кВ введен в эксплуатацию в 1990 г. для электроснабжения электродвигателей 6кВ объекта "Канализационно-очистные сооружения", с подключенными к нему трансформаторными подстанциями КОС-1; КОС-2; КОС-3. В настоящее время двигатели 6кВ демонтированы, ТП-КОС-1, КТП-КОС-2 не имеют нагрузок, ТП-КОС-3 имеет минимальную нагрузку, а срок эксплуатации оборудования РП-4 приближается к нормативному (25 лет). В связи с этим дальнейшая эксплуатация РП-4 является крайне неэффективной, поскольку затраты на оплату технологических потерь и потерь на собственные нужды РП ориентировочно составляют 440 тыс. рублей в год, помимо затрат на содержание РП в надлежащем состоянии. Несоответствующее климатическое исполнение здания РП-4 (тропическое) требует дополнительного электрообогрева зданий ЗРУ-6 кВ.

Целесообразно рассмотрение вопроса о замене РП-4 напряжением 6 кВ на напряжение 10 кВ с созданием узла развязки по ВЛ-10 кВ и резервирования объектов КОС, ТБО и ТПО, ПС 110/10/10 кВ "Сигнал" и ПС 35/10 кВ "Базовая", что значительно увеличит степень надежности электроснабжения по данным объектам.

РП-2 введен в эксплуатацию в 1987 г. для электроснабжения электродвигателей 6 кВ объекта "Городская котельная", трансформаторной подстанции ТП-302/3. Срок эксплуатации оборудования РП-2 превышает нормативный (25 лет). РП-2 имеет тропическое исполнение. Необходимо в ближайшее время произвести замену распределительного пункта.

Ряд трансформаторных подстанций, запитаны по одной линии. В связи с этим в сети могут иметь место отключение большого числа потребителей на время ремонтов, а также при отыскании места повреждения при возникновении аварий.

На двухтрансформаторных подстанциях, питающих потребителей первой и второй категории, в соответствии с требованиями по обеспечению надежности, присутствуют системы АВР. Для повышения надежности при аварийных режимах в качестве третьего резервного питания, потребители I категории имеют дизельные электростанции. Котельные и объекты тепло-водоснабжения имеют резервные источники электроснабжения - энерговагоны с дизель - генераторами типа ПЭ-6 мощностью 1,1 МВт. Энерговагоны находятся в эксплуатации с 1985 года и полностью самортизированы. Не смотря на невыработанный ресурс моточасов до проведения капитального ремонта и ввиду длительного периода эксплуатации, необходимо провести обследование оборудования энерговагонов ПЭ-6М с привлечением специализированных организаций для оценки их технического состояния и принятия по ерезультатамрешениясразработкой мероприятий по их дальнейшей эксплуатации, включая вопрос их поэтапной замены. В случае их замены целесообразно рассмотрение вопроса о замене энерговагонов на ДЭС-0,4 кВ.

Трансформаторные подстанции (168 шт.) представлены как в двухтрансформаторном варианте, так и в однотрансформаторном, запитаны, в основном, по петлевым схемам. Больше половины трансформаторных подстанций имеет срок эксплуатации более 20 лет. Для технического освидетельствования по истечению установленного нормативно-технической документацией срока службы электрооборудования на предприятии создана комиссия с целью оценки состояния, установления сроков дальнейшей работы и условий эксплуатации.

В таблице 3 представлен перечень ТП с указанием мест расположения и установленным оборудованием.

Таблица 3 - Характеристики трансформаторных подстанций

N п/п	Тип	Диспетч. наимен. эл/устан.	Кол-во тр-ров (шт.)	Единичн. мощность трансф-ра (кВА)	На балансе	Год ввода в эксплуатацию	Примечание	Ввод 1	Ввод 2	Максимальная фактическая мощность (кВт)	Резерв мощности (кВт)	Максимальные нагрузки		Максимальная нагрузка за последние 3 года (А)
												лето (А)	зима (А)
Микрорайон N 1
1	ТП-10/0,4кВ.	ТП-10	2	400	АО "ГГЭС"	1998	капитальная	ВЛ	ВЛ	338	62	210	502	533
2	КТП-10/0,4кВ.	ТП-11	2	400	АО "ГГЭС"	1990	сэндвич-панель	КЛ	КЛ	267	133	194	421	421
3	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-12/1	1	400	АО "ГГЭС"	1990	киоск	ВЛ		210	190	120	339	396
4	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-12/2	1	400	АО "ГГЭС"	1990	киоск	КЛ		158	242	114	335	340
5	ТП-10/0,4кВ.	ТП-13	2	630	АО "ГГЭС"	2004	капитальная	ВЛ	ВЛ	289	341	253	428	439
6	ТП-10/0,4кВ.	ТП-14	2	400	АО "ГГЭС"	2019	сэндвич-панель	КЛ	КЛ	171	229	155	310	310
Микрорайон N 2
7	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-20	1	250	АО "ГГЭС"	2010	киоск	КЛ		88	162	55	132	132
8	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-21	2	1000	АО "ГГЭС"	2022		КЛ	КЛ	142	858	101	210	221
9
10	КТП-10/0,4кВ.	ТП-22	1	400	АО "ГГЭС"	1991	сэндвич-панель	КЛ		90	310	74	135	140
11	КТП-10/0,4кВ.	ТП-23	2	630	АО "ГГЭС"	1989	сэндвич-панель	КЛ	КЛ	417	213	240	550	750
12	ТП-10/0,4кВ.	ТП-24	2	250	АО "ГГЭС"	1990	капитальная	КЛ	КЛ	109	141	122	170	218
13	ТП-10/0,4кВ.	ТП-26	2	1600	АО "ГГЭС"	2013	капитальная	ВЛ	ВЛ	328	1272	384	510	515
Микрорайон N 3
14	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-31/1	1	250	АО "ГГЭС"	1986	киоск	ВЛ		34	216	32	54	69
15	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-31/2	1	250	АО "ГГЭС"	1986	киоск	КЛ		87	163	72	135	149
16	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-32/1	1	400	АО "ГГЭС"	1986	киоск	ВЛ		65	335	53	102	126
17	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-32/2	1	400	АО "ГГЭС"	2002	киоск	КЛ		98	302	86	153	153
18	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-33/1	1	250	АО "ГГЭС"	1987	киоск	ВЛ		60	190	59	93	102
19	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-33/2	1	250	АО "ГГЭС"	1987	киоск	КЛ		64	186	71	100	100
20	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-34/1	1	630	АО "ГГЭС"	1999	киоск	ВЛ		77	553	86	121	133
21	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-34/2	1	630	АО "ГГЭС"	1989	киоск	КЛ		93	537	112	145	145
Микрорайон N 4
22	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-42/1	1	400	АО "ГГЭС"	1988	киоск	ВЛ		215	185	198	330	336
23	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-42/2	1	400	АО "ГГЭС"	1988	киоск	КЛ		144	256	158	225	225
24	ТП-10/0,4кВ.	ТП-43	2	1000	АО "ГГЭС"	1998	капитальная	КЛ	КЛ	390	610	321	467	630
Микрорайон N 5
25	КТП-10/0,4кВ.	ТП-51	2	630	АО "ГГЭС"	1999	капитальная	ВЛ	ВЛ	366	264	357	570	621
26	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-52/1	1	400	АО "ГГЭС"	1992	киоск	ВЛ		64	336	70	102	119
27	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-52/2	1	400	АО "ГГЭС"	1998	киоск	КЛ		58	342	30	88	125
28	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-53/1	1	400	АО "ГГЭС"	1994	киоск	ВЛ		166	234	127	240	240
29	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-53/2	1	250	АО "ГГЭС"	1998	киоск	КЛ		70	180	56	105	132
Микрорайон N 6
30	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-61/1	1	250	АО "ГГЭС"	1988	киоск	КЛ		164	86	78	164	164
31	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-61/2	1	250	АО "ГГЭС"	1988	киоск	КЛ		64	186	51	101	101
32	КТО-10/0,4 кВ.	ТП-62	2	400	АО "ГГЭС"	1988	сэндвич-панель	ВЛ	ВЛ	205	195	230	320	320
33	КТП-10/0,4кВ.	ТП-63	2	250	АО "ГГЭС"	1988	сэндвич-панель	ВЛ	ВЛ	105	145	98	164	164
34	КТП-10/0,4кВ.	ТП-64	2	250	АО "ГГЭС"	1990	сэндвич-панель	ВЛ	КЛ	173	77	190	270	270
35	КТП-10/0,4кВ.	ТП-65	2	400	АО "ГГЭС"	1990	сэндвич-панель	КЛ	ВЛ	200	200	182	310	310
36	ТП-10/0,4кВ.	ТП-66	2	400	АО "ГГЭС"	1992	капитальная	ВЛ	ВЛ	237	163	100	370	370
37	ТП-10/0,4кВ.	ТП-67	2	400	АО "ГГЭС"	2019	сэндвич-панель	КЛ	КЛ	128	272	140	200	200
Микрорайон N 7
38	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-72/1	1	400	АО "ГГЭС"	1988	киоск	ВЛ		141	259	96	220	220
39	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-72/2	1	400	АО "ГГЭС"	1999	киоск	КЛ		38	362	38	60	66
40	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-73/1	1	400	АО "ГГЭС"	1988	киоск	ВЛ		77	323	88	120	120
41	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-73/2	1	630	АО "ГГЭС"	2005	киоск	КЛ		106	524	101	165	165
42	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-74/1	1	630	АО "ГГЭС"	1988	киоск	КЛ		205	425	98	320	320
43	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-74/2	1	400	АО "ГГЭС"	1988	киоск	ВЛ		180	220	114	280	280
44	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-75/1	1	250	АО "ГГЭС"	1995	киоск	ВЛ		64	186	59	100	100
45	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-75/2	1	250	АО "ГГЭС"	1995	киоск	ВЛ		51	199	21	80	80
46	КТП-10/0,4кВ.	ТП-76	2	400	АО "ГГЭС"	1995	капитальная	КЛ	КЛ	138	262	50	216	216
47	КТП-10/0,4кВ.	ТП-77	2	630	АО "ГГЭС"	1997	капитальная	ВЛ	ВЛ	422	208	319	658	658
Микрорайон N 9
48	ТП-10/0,4кВ.	ТП-91	2	1000	АО "ГГЭС"	1995	капитальная	КЛ	КЛ	251	749	259	392	392
89	ТП-10/0,4кВ.	ТП-92	2	1000	АО "ГГЭС"	1995	капитальная	КЛ	КЛ	286	714	263	447	447
50	ТП-10/0,4кВ.	ТП-93	2	1000	АО "ГГЭС"	1997	капитальная	КЛ	КЛ	558	442	541	870	870
51	ТП-10/0,4кВ.	ТП-94	2	630	АО "ГГЭС"	1998	капитальная	КЛ	КЛ	450	180	448	702	702
52	ТП-10/0,4кВ.	ТП-95	2	1600	АО "ГГЭС"	2008	капитальная	ВЛ	ВЛ	449	1151	302	700	700
53	ТП-10/0,4кВ.	ТП-96	2	1600	АО "ГГЭС"	2013	капитальная	ВЛ	ВЛ	319	1281	338	497	497
Больничная зона
54	ТП-10/0,4кВ.	ТП-Б-1	2	2500	АО "ГГЭС"	2004	капитальная	КЛ	КЛ	423	2077	475	660	660
55	КТП-10/0,4кВ.	ТП-Б-3	2	400	АО "ГГЭС"	1988	сэндвич-панель	ВЛ	ВЛ	218	182	157	340	340
Микрорайон 11
56	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-Р1-1/1	1	400	АО "ГГЭС"	1988	киоск	ВЛ		68	332	56	106	106
57	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-Р1-1/2	1	400	АО "ГГЭС"	1988	киоск	КЛ		123	277	115	192	192
58	КТП-10/0,4кВ.	ТП-Р1-2	2	630	АО "ГГЭС"	1989	сэндвич-панель	КЛ	КЛ	222	408	120	330	440
59	ТП-10/0,4кВ.	ТП-Р 1-3	2	400	АО "ГГЭС"	1989	капитальная	КЛ	КЛ	85	315	23	133	133
60	КТП-10/0,4кВ.	ТП-Р 1-Б	2	630	АО "ГГЭС"	1990	сэндвич-панель	КЛ	КЛ	155	475	91	242	242
61	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-Р 1-4/1	1	400	АО "ГГЭС"	1998	киоск	ВЛ		63	337	53	98	98
62	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-Р 1-4/2	1	250	АО "ГГЭС"	1998	киоск	КЛ		132	118	74	206	206
63	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-Р 1-5	1	160	АО "ГГЭС"	1995	киоск	ВЛ		47	113	32	74	74
Микрорайон 12
64	КТП-10/0,4кВ.	ТП-Р2-2	2	630	АО "ГГЭС"	1997	капитальная	КЛ	КЛ	301	329	308	469	469
65	КТП-10/0,4кВ.	ТП-Р2-3	2	630	АО "ГГЭС"	2002	капитальная	КЛ	КЛ	247	383	223	385	385
66	ТП-10/0,4кВ.	ТП-Р2-4	2	1600	АО "ГГЭС"	2007	капитальная	ВЛ	ВЛ	425	1175	513	662	694
Микрорайон 13
67	ТП-10/0,4кВ.	ТП-РЗ-4	2	1600	АО "ГГЭС"	2012	капитальная	ВЛ	ВЛ	478	1122	522	745	745
68	ТП-10/0,4кВ.	ТП-РЗ-5	2	1600	АО "ГГЭС"	2012	капитальная	ВЛ	ВЛ	395	1205	431	615	615
Микрорайон 14
69	ТП-10/0,4кВ.	ТП-Р4-1	2	630	АО "ГГЭС"	1994	капитальная	ВЛ	ВЛ	301	329	195	470	470
70	ТП-10/0,4кВ.	ТП-Р4-2	2	1000	АО "ГГЭС"	1994	капитальная	ВЛ	КЛ	415	585	339	647	710
71	ТП-10/0,4кВ.	ТП-Р4-3	2	630	АО "ГГЭС"	1994	капитальная	ВЛ	ВЛ	388	242	192	605	605
72	ТП-10/0,4 кВ.	ТП-Р4-4	2	630	АО "ГГЭС"	2000	капитальная	ВЛ	ВЛ	263	367	181	410	410
Микрорайон 15
73	КТП-10/0,4кВ.	ТП-Р5-1	2	630	АО "ГГЭС"	1995	сэндвич-панель	КЛ	КЛ	237	393	121	382	382
74	ТП-10/0,4кВ.	ТП-Р5-2	2	630	АО "ГГЭС"	2012	капитальная	ВЛ	КЛ	141	489	89	231	231
Микрорайон 16
75	КТП-10/0,4кВ.	ТП-Р6-1	2	630	АО "ГГЭС"	2002	капитальная	ВЛ	ВЛ	486	144	402	757	813
Микрорайон 18
75	КТП-10/0,4кВ.	ТП-Р8-2	2	1000	АО "ГГЭС"	2018	капитальная	ВЛ	ВЛ	166	834	93	259	259
Промышленная зона
76	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-1	1	40	АО "ГГЭС"	2006	мачтовая	ВЛ		8	32	3	12	15
77	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-2	1	160	АО "ГГЭС"	1994	киоск	ВЛ		24	136	19	38	38
78	ТП-10/0,4кВ.	ТП-005	2	1000	АО "ГГЭС"	2002	капитальная	КЛ	КЛ	248	752	30	386	386
79	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-102	1	250	АО "ГГЭС"	1993	киоск	ВЛ		115	135	92	180	180
80	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-200	1	250	АО "ГГЭС"	2006	киоск	ВЛ		111	139	61	174	174
81	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-202	1	250	АО "ГГЭС"	2008	киоск	ВЛ		55	195	22	86	86
82	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-300	1	400	АО "ГГЭС"	1992	киоск	ВЛ		123	277	133	192	192
83	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-301	1	400	АО "ГГЭС"	1986	киоск	ВЛ		93	307	67	145	145
84	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-301/2	1	400	АО "ГГЭС"	2016	киоск	КЛ		246	154	142	383	383
85	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-302/2	1	400	АО "ГГЭС"	1994	киоск	КЛ		37	363	22	58	58
86	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-302/3	2	1600	АО "ГГЭС"	1986	сэндвич-панель	ВЛ		160	1440	76	250	250
87	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-303	1	250	АО "ГГЭС"	1986	киоск	ВЛ		105	145	69	163	163
88	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-304	1	250	АО "ГГЭС"	1992	киоск	ВЛ		21	229	14	32	32
89	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-401	1	250	АО "ГГЭС"	1992	киоск	ВЛ		15	235	6	24	24
90	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-402	1	250	АО "ГГЭС"	1992	киоск	ВЛ		66	184	42	103	103
91	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-502	2	630	АО "ГГЭС"	1989	сэндвич-панель	КЛ	КЛ	247	383	12	385	385
92	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-503	2	1000	АО "ГГЭС"	1989	капитальная	КЛ	КЛ	388	612	276	605	605
93	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-504	2	1000	АО "ГГЭС"	1989	капитальная	КЛ	КЛ	182	818	117	284	284
94	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-602	1	400	АО "ГГЭС"	1991	киоск	ВЛ		78	322	37	121	121
95	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-610	2	1000	АО "ГГЭС"	1991	капитальная	КЛ	КЛ	85	915	87	133	133
96	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-804	1	250	АО "ГГЭС"	1986	киоск	ВЛ		177	73	137	276	276
97	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-805	1	250	АО "ГГЭС"	1989	киоск	ВЛ		115	135	82	186	186
98	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-905	1	25	АО "ГГЭС"	1998	мачтовая	ВЛ		6	19	3	10	14
99	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-1104	1	250	АО "ГГЭС"	1989	киоск	ВЛ		114	136	94	177	201
100	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-1301	1	250	АО "ГГЭС"	1987	киоск	ВЛ		31	219	36	49	49
101	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-1301/2	1	25	АО "ГГЭС"	1987	киоск	ВЛ		0	25	0	0	0
102	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-3001	1	100	АО "ГГЭС"	1993	киоск	ВЛ		10	90	4	15	15
103	КТПН-6/0,4кВ.	ТП-КОС-1	1	250	АО "ГГЭС"	1993	киоск	ВЛ		0	250	0	0	0
104	КТПН-6/0,4кВ.	ТП-КОС-2	1	400	АО "ГГЭС"	1993	киоск	ВЛ		0	400	0	0	0
105	КТПН-6/0,4кВ.	ТП-КОС-3	2	1000	АО "ГГЭС"	1993	сэндвич-панель	КЛ	КЛ	77	923	63	120	120
106	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-КОС-4	2	1000	АО "ГГЭС"	1993	сэндвич-панель	КЛ	КЛ	218	782	120	340	340
107	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-1В	1	250	АО "ГГЭС"	1990	киоск	ВЛ		55	195	78	85	85
108	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-2В	1	250	АО "ГГЭС"	2008	киоск	ВЛ		107	143	144	166	166
109	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-ЗВ	1	400	АО "ГГЭС"	1990	киоск	ВЛ		87	313	120	135	135
110	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-4В	1	250	АО "ГГЭС"	2005	киоск	ВЛ		56	194	70	87	87
111	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-5В	1	250	АО "ГГЭС"	1999	киоск	ВЛ		0	250	0	0	0
112	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-6В	1	250	АО "ГГЭС"	1989	киоск	ВЛ		34	216	53	53	53
113	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-8В	1	250	АО "ГГЭС"	1989	киоск	ВЛ		34	216	54	54	54
114	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-9В	2	630	АО "ГГЭС"	1991	сэндвич-панель	КЛ	КЛ	325	305	354	506	506
115	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-10В	2	1000	АО "ГГЭС"	2011	сэндвич-панель	КЛ	КЛ	173	827	260	270	270
116	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-11В	1	250	АО "ГГЭС"	2015	киоск	ВЛ		29	221	6	45	45
117	КТПН-6/0,4кВ.	ТП-12В	1	25	АО "ГГЭС"	2017	мачтовая	ВЛ		12	13	4	18	18
118	КТПН-6/0,4кВ.	ТП-13В	1	250	АО "ГГЭС"	2018	киоск	ВЛ		80	170	75	125	125
119	ТП-10/0,4кВ.	ТП-ГКНС	2	1000	АО "ГГЭС"	1991	сэндвич-панель	ВЛ	ВЛ	122	878	140	190	190
120	КТПН-6/0,4кВ.	ТП-СНТ "Радость"-1	1	400	АО "ГГЭС"	2010	киоск	ВЛ		127	273	61	198	243
121	КТПН-6/0,4кВ.	ТП-СНТ "Радость"-2	1	630	АО "ГГЭС"	2017	киоск	ВЛ		233	397	97	363	380
122	КТПН-6/0,4кВ.	ТП-СНТ "Радость"-3	1	400	АО "ГГЭС"	2017	киоск	ВЛ		229	171	102	357	357
123	КТПН-6/0,4кВ.	ТП-СНТ "Радость"-4	1	400	АО "ГГЭС"	2021	киоск	ВЛ		186	214	77	290	290
124	КТПН-6/0,4кВ.	ТП-СНТ "Радость"-5	1	400	АО "ГГЭС"	2022	киоск	ВЛ		193	207	84	300	300
Тер. Пурпе
125	КТПН-10/0,4кВ.	ТП-1 ул. Железнодорожная	2	630	АО "ГГЭС"		капитальная	КЛ	КЛ

126

КТПН-10/0,4кВ.

ТП-2 ул. Железнодорожная

2

1000

АО "ГГЭС"

капитальная

КЛ

КЛ

127

КТПН-10/0,4кВ.

ТП-3 ул. Железнодорожная

2

1000

АО "ГГЭС"

капитальная

КЛ

КЛ

128

КТПН-10/0,4кВ.

ТП-4 ул. Молодежная

2

630

АО "ГГЭС"

капитальная

КЛ

КЛ

129

КТПН-10/0,4кВ.

КТПН-6 "КОС"

2

160

АО "ГГЭС"

ВЛ

ВЛ

130

КТПН-10/0,4кВ.

2КТПК-5 ул. Школьная

2

630

АО "ГГЭС"

ВЛ

ВЛ

131

КТПН-10/0,4кВ.

2КТПНУ-7 "МПС"

2

400

АО "ГГЭС"

ВЛ

ВЛ

132

КТПН-10/0,4кВ.

КТПН-У7 ул. Железнодорожная

1

400

АО "ГГЭС"

ВЛ

133

КТПН-10/0,4кВ.

2КТПНУ-8 "ОВД"

2

630

АО "ГГЭС"

ВЛ

ВЛ

134

КТПН-10/0,4кВ.

КТПН-9 мкр. Солнечный

2

250

АО "ГГЭС"

ВЛ

ВЛ

135

КТПН-10/0,4кВ.

2БКТП-10 мкр НДС

2

630

АО "ГГЭС"

КЛ

КЛ

136

КТПН-10/0,4кВ.

КТПН-11 мкр СУ-39

1

630

АО "ГГЭС"

ВЛ

137

КТПН-10/0,4кВ.

КТПН-12 ул. Лермонтова

1

400

АО "ГГЭС"

ВЛ

138

КТПН-10/0,4кВ.

КТПН-13 мкр. УМ-17

1

250

АО "ГГЭС"

ВЛ

139

КТПН-10/0,4кВ.

КТПН-14 ул. Векшина

1

250

АО "ГГЭС"

ВЛ

140

КТПН-10/0,4кВ.

КТПН-15 ул. Молодежная

1

400

АО "ГГЭС"

ВЛ

141

КТПН-10/0,4кВ.

ТП-16 Школа N 1

2

630

АО "ГГЭС"

КЛ

КЛ

142

КТПН-10/0,4кВ.

КТПН-17 мкр. Звездный

1

630

АО "ГГЭС"

ВЛ

143

КТПН-10/0,4кВ.

КТПН-18 мкр. ГПЗ

2

400

АО "ГГЭС"

ВЛ

ВЛ

144

КТПН-10/0,4кВ.

КТПН-19 мкр. Строителей

1

400

АО "ГГЭС"

ВЛ

145

СТП-10/0,4кВ.

СТП-1

1

63

АО "ГГЭС"

ВЛ

146

СТП-10/0,4кВ.

СТП-2

1

25

АО "ГГЭС"

ВЛ

147

КТПН-10/0,4кВ.

КТПН-20

2

630

АО "ГГЭС"

ВЛ

ВЛ

148

КТПН-10/0,4кВ.

Пурпе-1 (КС-02)

АО "ГГЭС"

ВЛ

ВЛ

149

КТПН-10/0,4кВ.

ТП-1 ул. Юбилейная

2

1000

АО "ГГЭС"

ВЛ

ВЛ

150

КТПН-10/0,4кВ.

ТП-2 мкр. Ясный

2

1000

АО "ГГЭС"

ВЛ

ВЛ

151

КТПН-10/0,4кВ.

ТП-3 ул. Российская

2

400

АО "ГГЭС"

ВЛ

ВЛ

152

КТПН-10/0,4кВ.

ТП-4 ул. 50 лет Победы

2

630

АО "ГГЭС"

ВЛ

ВЛ

153

КТПН-10/0,4кВ.

КТПН-1 ул. Таежная

1

400

АО "ГГЭС"

ВЛ

154

КТПН-10/0,4кВ.

КТПН-2 ул. Парковская

1

400

АО "ГГЭС"

ВЛ

155

КТПН-10/0,4кВ.

КТПН-3 СОК "Старт"

1

160

АО "ГГЭС"

ВЛ

156

КТПН-10/0,4кВ.

КТПН-4

1

25

АО "ГГЭС"

ВЛ

157

КТПН-10/0,4кВ.

КТПН-5

1

25

АО "ГГЭС"

ВЛ

158

КТПН-10/0,4кВ.

КТПН-6 "КОС"

1

100

АО "ГГЭС"

ВЛ

Тер. Пурпе-1

159

КТПН-6/0,4кВ.

ТП-1 ул. Юбилейная

2

1000

АО "ГГЭС"

ВЛ

ВЛ

160

КТПН-6/0,4кВ.

ТП-2 мкр. Ясный

2

1000

АО "ГГЭС"

КЛ

КЛ

161

КТПН-6/0,4кВ.

ТП-3 ул. Российская

2

400

АО "ГГЭС"

ВЛ

ВЛ

162

КТПН-6/0,4кВ.

ТП-4 ул. 50 лет Победы

2

630

АО "ГГЭС"

КЛ

КЛ

163

КТПН-6/0,4кВ.

КТПН-1 ул. Таежная

1

400

АО "ГГЭС"

ВЛ

164

КТПН-6/0,4кВ.

КТПН-2 ул. Парковская

1

400

АО "ГГЭС"

ВЛ

165

КТПН-6/0,4кВ.

КТПН-3 СОК "Старт"

1

160

АО "ГГЭС"

КЛ

166

КТПН-6/0,4кВ.

КТПН-4

1

25

АО "ГГЭС"

ВЛ

167

КТПН-6/0,4кВ.

КТПН-5

1

25

АО "ГГЭС"

ВЛ

168

КТПН-6/0,4кВ.

КТПН-6 "КОС"

1

100

АО "ГГЭС"

ВЛ

В составе многих трансформаторных подстанций представлено оборудование не соответствующее современным требованиям: устаревшие ячейки КСО-366 с выключателями нагрузки и масляными выключателями, силовые трансформаторы с устаревшими характеристиками, устаревшие типы электромагнитных реле.

Оборудование трансформаторных подстанций хоть и морально устарело, но находится в удовлетворительном состоянии и выполняет свои функции. Многие силовые трансформаторы эксплуатируются более 20 лет, что обуславливает высокие потери холостого хода, связанные с износом оборудования и устаревшими заводскими характеристиками. В некоторых подстанциях замечены протечки трансформаторного масла.

В настоящее время проводятся работы по ремонту строительной части подстанций: устраняются течи в кровле за счтстроительствановыхскатныхкрыш, делается косметический ремонт зданий, ремонт полов.

Сеть электроснабжения 10 (6) кВ в основном представлена воздушными линиями электропередачи (177 км) и кабельными линиями (16 км). Сеть электроснабжения 0,4 кВ преимущественно представлена кабельными линиями (86 км). Воздушные ЛЭП ВЛ-10 (6) кВ выполнены проводами марки АС на ж/б и металлических опорах. Состояние воздушных линий в целом удовлетворительное. Кабельные линии имеют срок эксплуатации свыше 20 лет, что может послужить причиной значительного роста выхода из строя их в дальнейшем.

Электроснабжение всех социально значимых объектов города осуществляется по первой и второй категории надежности электроснабжения. Жилые дома подключены по 2й категории надежности электроснабжения, за исключением 198 двухэтажных домов, с односторонним питанием.

Существующая схема сети 6/10 кВ имеет достаточно наджна, заисключениемнекоторых участков - потребители промзоны Панели 1,2,9.

С учетом того обстоятельства, что большинство ТП, и соответственно, электрических сетей города было введено в эксплуатацию в 80-х годах, а также принимая во внимание тот фактор, что нормативный срок службы электрооборудования составляет около 25 - 30-ти лет, физический износ электрооборудования в ТП в целом довольно высок. Намечаемый ввод новых объектов коммунально-бытового, социального и промышленного назначения и жилищного строительства, а также дальнейшее насыщение бытовыми электроприборами вызовет рост электрических нагрузок всего города. Для покрытия возрастающих электрических нагрузок города необходимо повышение пропускной способности электрических сетей 6/10 кВ, сооружение дополнительных линий, ТП и других мероприятий, то есть потребуют проведения реконструкции и развития городских электрических сетей. Для дальнейшей эксплуатации потребуется выполнить их реконструкцию и техническое перевооружение.

В 2022 г. производилась замена уличного освещения по:

ул. Магистральная - 110 светильников;

ул. Северное счастье - 14 светильников;

ул. Парковая - 39 светильников;

ул. Лыжная траса - 96 светильников;

ул. Дружбы, Калинина, Северное счастье, Ямальская - 106 светильников.

В 2023 г. мероприятия по замене уличного освещения не планируются.

Информация о замене КТПН и КТП

В 2018 г была введена в эксплуатацию новая ТП-Р8-2;

В 2019 г - реконструкция ТП - ТП-14 и ТП-67

В 2021 г. - реконструкция ТП-Р6-2, ввод в эксплуатацию ТП "Сфера";

В 2022 г. - реконструкция ТП-21, ввод в эксплуатацию ТП-Р7-1, ТП-Р8-1, ТП-Р8-3, ТП-Р-800.

В 2023 г планируется ввод в эксплуатацию ТП-Р7-2 и реконструкция 25ТП.

Информация о замене ВЛ и КЛ.

В 2022 г. были заменены силовые кабели электроснабжения домов 7,8,9,10 в 9 мкр

В 2023 г мероприятий по реконструкции и модернизации кабельных линий не планировалось.

АСКУЭ "Энергетик". В системе используется 365 приборов учета электроэнергии.

Срок службы электросетевых объектов определяется стандартом исходя из усредненного экономически целесообразного времени службы основных фондов (с учетом морального износа) и в основном соответствует амортизационному периоду. Для ВЛ-10 кВ на железобетонных опорах стандарт устанавливает срок службы 35 лет по объекту в целом, исходя из долговечности наиболее употребляемых марок проводов для ВЛ, для стальных - 50 лет, исходя из физического износа опор. Для кабельных линии срок службы составляет 25 - 30 лет, но на практике кабельные линии служат значительно дольше в зависимости от состояния изоляции. Для ПС, РП и ТП согласно соответствующим стандартам, сроки использования основного оборудования до списания составляют не менее 25 лет. На практике необходимость реконструкции часто возникает и по условиям морального износа. В таблице 4 представлена сводная информация о сроках службы основных электросетевых объектов.

Оценка технического состояния оборудования распределительных пунктов, трансформаторных подстанций проводилась в соответствии с требованиями нормативно-технической документации.

Таблица 4 - Технические характеристики линии электропередач

Наименование линии электропередачи диспетчерский номер	Год ввода в эксплуатацию	Тип исполнения (ВЛ/КЛ)	кВ	Длина, м	Техническое состояние по оценке энергосистемы
С-305	2017	КЛ	10	1380	удовлетворительно
С-404	2017	КЛ	10	1350	Удовлетворительно
С-408	2017	КЛ	10	1387	Удовлетворительно
С-303	2017	КЛ	10	1350	Удовлетворительно
С-204	2017	КЛ	10	1820	Удовлетворительно
С-102	2017	КЛ	10	1920	Удовлетворительно
С-207	2017	КЛ	10	1530	удовлетворительно
С-110	2017	КЛ	10	1530	удовлетворительно
С-409	2017	КЛ	10	990	удовлетворительно
С-309	2017	КЛ	10	990	Удовлетворительно
С-106	2017	КЛ	10	990	Удовлетворительно
С-211	2017	КЛ	10	990	Удовлетворительно
С-405	2017	ВЛ	10	1008	Удовлетворительно
С-107	2017	ВЛ	10	990	Удовлетворительно
С-202	2017	ВЛ	10	925	удовлетворительно
Ф-423	2013	ВЛ	10	85	удовлетворительно
Ф-324	2013	ВЛ	10	95	удовлетворительно
Ф-110	2013	ВЛ	10	75	Удовлетворительно
Ф-114	2013	ВЛ	10	80	Удовлетворительно
Ф-336	2019	ВЛ	10	750	Удовлетворительно
Ф-435	2019	ВЛ	10	750	Удовлетворительно
Ф-217	2019	ВЛ	10	750	Удовлетворительно
Ф-118	2019	ВЛ	10	750	удовлетворительно
ТП-13-1	1989	КЛ	10	50	удовлетворительно
ТП-13-2	2006	ВЛ	10	125	удовлетворительно
	2006	ВЛ	10	125	Удовлетворительно
ТП-11-1	1989	КЛ	10	10	Удовлетворительно
ТП-11-7	1989	КЛ	10	10	Удовлетворительно
ТП-11-4	2006	КЛ	10	310	Удовлетворительно
РП-1-6	2005	ВЛ	10	30	Удовлетворительно
	2005	ВЛ	10	30	удовлетворительно
ТП-26-10	2013	КЛ	10	910	удовлетворительно
ТП-26-12	2013	КЛ	10	700	удовлетворительно
ТП-23-1	1991	КЛ	10	10	Удовлетворительно
ТП-23-10	1991	КЛ	10	10	Удовлетворительно
РП-1-6 (1)	2003	ВЛ	10	30	Удовлетворительно
РП-1-11	1991	ВЛ	10	120	Удовлетворительно
	1991	ВЛ	10	120	Удовлетворительно
РП-1-6	2021	ВЛ	10	270	удовлетворительно
РП-1-15	2006	ВЛ	10	126	удовлетворительно
РП-1-7	2006	ВЛ	10	245	удовлетворительно
РП-1-15 (1)	2006	ВЛ	10	118	Удовлетворительно
РП-1-15 (2)	2006	КЛ	10	176	Удовлетворительно
РП-1-7 (4)	2012	ВЛ	10	170	Удовлетворительно
РП-1-11 (8)	2012	ВЛ	10	345	Удовлетворительно
РП-1-15 (3)	2006	ВЛ	10	258	Удовлетворительно
РП-1-15 (4)	1997	ВЛ	10	70	удовлетворительно
РП-1-7 (1)	1997	ВЛ	10	50	удовлетворительно
РП-1-7 (2)	2006	ВЛ	10	165	удовлетворительно
РП-1-7 (3)	окт.17	ВЛ	10	560	Удовлетворительно
РП-3-17	1991	ВЛ	10	80	Удовлетворительно
ТП-66-1 (1)	2005	ВЛ	10	120	Удовлетворительно
	2005	ВЛ	10	120	Удовлетворительно
РП-3-17 (1)	1992	ВЛ	10	60	Удовлетворительно
ТП -66-1 (2)	2005	ВЛ	10	30	удовлетворительно
РП-3-2	1991	ВЛ	10	30	удовлетворительно
	1999	ВЛ	10	30	удовлетворительно
ТП-66-4 (1)	2005	ВЛ	10	35	Удовлетворительно
	2005	ВЛ	10	35	Удовлетворительно
ТП-66-4 (2)	2005	ВЛ	10	220	Удовлетворительно
	2005	ВЛ	10	220	Удовлетворительно
ТП-64-2	1991	КЛ	10	10	Удовлетворительно
ТП-64-5	1991	КЛ	10	10	удовлетворительно
РП-3-17 (2)	2005	КЛ	10	120	удовлетворительно
	2005	КЛ	10	120	удовлетворительно
ТП-65-2	1991	КЛ	10	10	Удовлетворительно
ТП-65-4	1991	КЛ	10	10	Удовлетворительно
РП-3-2 (1)	1991	КЛ	10	60	Удовлетворительно
РП-3-17 (3)	1991	КЛ	10	60	Удовлетворительно
ТП-66-1	2005	ВЛ	10	150	Удовлетворительно
ТП-66-1	2005	ВЛ	10	150	удовлетворительно
ТП-66-4	2005	ВЛ	10	183	удовлетворительно
ТП-66-4	2005	ВЛ	10	183	удовлетворительно
РП-3-17	2021	ВЛ	10	270	Удовлетворительно
РП-3-17	2021	ВЛ	10	270	Удовлетворительно
ТП-76-6	2006	КЛ	10	192	Удовлетворительно
РП-3-1	2007	ВЛ	10	230	Удовлетворительно
РП-3-1 (1)	2007	ВЛ	10	175	Удовлетворительно
РП-3-2 (2)	2007	ВЛ	10	150	удовлетворительно
РП-3-2 (3)	2007	ВЛ	10	50	удовлетворительно
РП-1-11 (1)	1991	ВЛ	10	170	удовлетворительно
РП-1-11 (2)	1997	ВЛ	10	45	Удовлетворительно
	1997	ВЛ	10	45	Удовлетворительно
РП-3-2 (4)	1997	ВЛ	10	50	Удовлетворительно
ТП-10-1 (1)	2008	ВЛ	10	210	Удовлетворительно
ТП-13-1 (1)	1994	ВЛ	10	240	Удовлетворительно
ТП-91-1	1994	КЛ	10	15	удовлетворительно
ТП-91-2	1994	КЛ	10	15	удовлетворительно
РП-1-11 (3)	2008	ВЛ	10	90	удовлетворительно
ТП-13-1 (2)	2008	ВЛ	10	50	Удовлетворительно
ТП-10-1 (2)	1997	ВЛ	10	60	Удовлетворительно
ТП-13-1 (3)	1997	ВЛ	10	50	Удовлетворительно
РП-1-11 (4)	2003	ВЛ	10	400	Удовлетворительно
ТП-13-1 (4)	2008	ВЛ	10	90	Удовлетворительно
ТП-95-9	2003	ВЛ	10	90	удовлетворительно
ТП-95-9 (1)	2018	ВЛ	10	125	удовлетворительно
ТП-96-11	2012	КЛ	10	420	удовлетворительно
ТП-96-12	2012	КЛ	10	420	Удовлетворительно
ТП-96-9	2012	КЛ	10	220	Удовлетворительно
ТП-96-10	2012	КЛ	10	220	Удовлетворительно
ТП-13-9	2021	ВЛ	10	105	Удовлетворительно
РП-1-11	2021	ВЛ	10	220	Удовлетворительно
РП-3-7	1998	ВЛ	10	80	удовлетворительно
РП-3-12	1993	ВЛ	10	140	удовлетворительно
ТП-Р1Б-3	1993	КЛ	10	15	удовлетворительно
ТП-Р1Б-2	1993	КЛ	10	15	Удовлетворительно
РП-3-18		ВЛ	10	450	Удовлетворительно
РП-3-18	2007	ВЛ	10	450	Удовлетворительно
РП-3-7 (1)	1993	ВЛ	10	35	Удовлетворительно
РП-3-7 (1)	2018	ВЛ	10	50	Удовлетворительно
РП-3-18 (1)	1993	ВЛ	10	35	удовлетворительно
РП-3-18	1997	ВЛ	10	35	удовлетворительно
ТП-Р1-2-2	1993	КЛ	10	10	удовлетворительно
ТП-Р1-2-6	1993	КЛ	10	10	Удовлетворительно
РП-3-7 (2)	1993	ВЛ	10	25	Удовлетворительно
РП-3-7 (2)	1993	ВЛ	10	25	Удовлетворительно
РП-3-18 (2)	1993	ВЛ	10	50	Удовлетворительно
РП-3-7 (3)	1993	ВЛ	10	70	Удовлетворительно
РП-3-18 (3)	1993	ВЛ	10	70	удовлетворительно
РП-3-7 (4)	2202	ВЛ	10	80	удовлетворительно
РП-3-18 (4)	2002	ВЛ	10	70	удовлетворительно
С-107 (1)	2007	ВЛ	10	50	Удовлетворительно
С-107 (1)	2000	КЛ	10	50	Удовлетворительно
С-405 (1)	2007	ВЛ	10	40	Удовлетворительно
С-405 (1)	2000	КЛ	10	50	Удовлетворительно
РП-10-1	2003	ВЛ	10	70	Удовлетворительно
РП-10-1 (1)	2003	ВЛ	10	25	удовлетворительно
	2007	ВЛ	10	25	удовлетворительно
РП-10-4	2000	КЛ	10	32	удовлетворительно
	2000	КЛ	10	32	Удовлетворительно
РП-10-20	2000	КЛ	10	25	Удовлетворительно
	2000	КЛ	10	25	Удовлетворительно
РП-10-21	1993	КЛ	10	90	Удовлетворительно
РП-10-22	2000	КЛ	10	40	Удовлетворительно
	2000	КЛ	10	40	удовлетворительно
РП-10-22 (1)	2003	ВЛ	10	20	удовлетворительно
РП-10-20 (1)	1993	КЛ	10	350	удовлетворительно
РП-1-11 (5)	2018	ВЛ	10	250	Удовлетворительно
РП-1-11 (6)	2018	ВЛ	10	650	Удовлетворительно
РП-1-11 (7)	2004	ВЛ	10	280	Удовлетворительно
РП-3-2 (5)	2004	ВЛ	10	280	Удовлетворительно
РП-1-111	2008	ВЛ	10	180	Удовлетворительно
ТП-Б-3	1993	КЛ	10	10	удовлетворительно
ТП-Б-3-1	1993	КЛ	10	15	удовлетворительно
ТП-Б-3-2	1993	КЛ	10	15	удовлетворительно
РП-8-6	1993	ВЛ	10	30	Удовлетворительно
	1999	ВЛ	10	30	Удовлетворительно
РП-8-11	1993	ВЛ	10	30	Удовлетворительно
	1999	ВЛ	10	30	Удовлетворительно
РП-8-6 (1)	2007	ВЛ	10	15	Удовлетворительно
РП-8-11 (1)	2007	ВЛ	10	15	удовлетворительно
ВЛБ-3	1992	ВЛ	10	60	удовлетворительно
РП-4-15	1993	ВЛ	10	30	удовлетворительно
	1999	ВЛ	10	30	Удовлетворительно
РП-4-8	1993	ВЛ	10	30	Удовлетворительно
	1999	ВЛ	10	30	Удовлетворительно
Б-24	1993	ВЛ	10	70	Удовлетворительно
Г-104	2004	КЛ	10	260	Удовлетворительно
Г-135	2004	КЛ	10	210	удовлетворительно
РП-2-15	2008	КЛ	10	50	удовлетворительно
РП-2-16	1991	КЛ	10	50	удовлетворительно
РП-2-9	1991	КЛ	10	80	Удовлетворительно
	1999	КЛ	10	80	Удовлетворительно
РП-2-17	2015	КЛ	10	30	Удовлетворительно
РП-2-18	2015	КЛ	10	30	Удовлетворительно
КУВ-1-502	1993	КЛ	10	30	Удовлетворительно
КУВ-1-503	1993	КЛ	10	115	удовлетворительно
	2001	КЛ	10	115	удовлетворительно
КУВ-1-504	1993	КЛ	10	115	удовлетворительно
КУВ-2-502	1993	КЛ	10	35	Удовлетворительно
КУВ-2-503	1993	КЛ	10	100	Удовлетворительно
КУВ-2-504	1993	КЛ	10	100	Удовлетворительно
	2001	КЛ	10	100	Удовлетворительно
ДЕ-25-1	1993	КЛ	10	130	Удовлетворительно
	1999	КЛ	10	130	удовлетворительно
ДЕ-25-2	1993	КЛ	10	120	удовлетворительно
ДЕ-25-2	1999	КЛ	10	120	удовлетворительно
РП-6-2	1991	КЛ	10	70	Удовлетворительно
РП-6-10	1991	КЛ	10	30	Удовлетворительно
	2001	КЛ	10	30	Удовлетворительно
РП-6-14	2016	КЛ	10	50	Удовлетворительно
РП-6-17	2016	КЛ	10	70	Удовлетворительно
РП-6-18	1991	КЛ	10	50	удовлетворительно
	1999	КЛ	10	50	удовлетворительно
РП-6-17 (1)	1998	ВЛ	10	60	удовлетворительно
РП-9-2	1998	ВЛ	10	60	удовлетворительно
Пурпе		ВЛ	10	-	Удовлетворительно
Пурпе	2019	ВЛ	10	-	Удовлетворительно
Пурпе	1998	ВЛ	10	-	Удовлетворительно
Пурпе	2017	ВЛ	10	-	Удовлетворительно
Пурпе	1985	ВЛ	10	-	Удовлетворительно
Пурпе	1985	ВЛ	10	-	удовлетворительно
Пурпе	1998	ВЛ	10	-	удовлетворительно
Пурпе	2017	ВЛ	10	-	удовлетворительно
Пурпе	1985	ВЛ	10	-	Удовлетворительно
Пурпе-1	1980	ВЛ	6	-	Удовлетворительно
Пурпе-1	1980	ВЛ	6	-	Удовлетворительно
Пурпе	1985, 2014	КЛ	10	-	Удовлетворительно
Пурпе	1985, 2014	КЛ	10	-	Удовлетворительно
Пурпе	1985, 2012, 2014	КЛ	10	-	удовлетворительно
Пурпе	1985	КЛ	10	-	удовлетворительно
Пурпе	2000, 2010	КЛ	10	-	удовлетворительно
Пурпе		КЛ	10	-	Удовлетворительно
Пурпе	1983, 2010, 2011	КЛ	10	-	Удовлетворительно
Пурпе	1989	КЛ	10	-	Удовлетворительно
Пурпе	1983, 2010, 2011	КЛ	10	-	Удовлетворительно
Пурпе	1997, 1999, 2013	КЛ	10	-	Удовлетворительно
Пурпе	1989	КЛ	10	-	удовлетворительно
Пурпе-1	1980, 1990, 1993	КЛ	10	-	удовлетворительно
Пурпе-1	1980, 1990, 1993	КЛ	10	-	удовлетворительно

На основании фактических расходов сформирован потребление фактической мощности и представлена в таблице 5. В соответствии с ним реконструкция РП в части увеличения мощностей до 2041 года отсутствует.

Таблица 5. - Фактические расходы и данные о технологическим присоединений

Наименование	Пропускная способность, МВА	Разрешенная мощность, МВт	Загрузка оборудования, %	Фактическая мощность на 2023 год, МВт	Резерв мощности, МВт
ПС 100/10/10 "Фортуна"	2х25	14,67	25,12	6,28	18,72
РП-8	10,5	-	6,37	0,67	9,83
РП-5	2,5	-	32,68	0,82	1,68
РП-3	10,5	-	45,64	4,79	5,71
ПС 100/10/10 "Сигнал"	2х25	21,30	44,76	11,19	13,81
РП-6	7,5	-	4,71	0,35	7,15
РП-2	2,5	-	6,40	0,16	2,34
РП-1	10,5	-	87,18	9,15	1,35

РП-10	6,8	-	22,38	1,52	5,28
ПС 35/10 "Базовая"	2х10	7,51	55,00	1,88	4,50
РП-4	2,5	-	3,08	0,08	2,423
тер. Пурпе - пром. зона	-	-	-	1,8	-
ПС 110/ 35/10 "Победа"	2х25	11,78	22,00	1,88	19,50
ПС 35/10 "Базовая"	2х10	-	55,00	1,88	4,50
ПС 220/10/10 "ГГПЗ"	2х25	5,00	15,16	3,79	21,21
РП-9	10,5	-	3,68	0,39	10,11
КУВ-3	5,5	-	61,82	3,40	2,10
ПС 110/10 "Пур-пе"	2х10	7,90	42,10	3,11	6,89
тер. Пурпе	-	-	-	3,11	-
ПС 110/6 "Пурпейская"	2х6,3	4,40	24,92	1,04	5,26
тер. Пурпе-1	-	-	-	1,04	-
ИТОГО	101,3	65,05	26,93	27,28	74,02

2.4.2. Описание существующих технических и технологических проблем, возникающих при электроснабжения города, анализ исполнения предписаний органов, осуществляющий государственный надзор

По результатам технического обследования систем электроснабжения, а также по информации от ресурсоснабжающих организаций были выявлены следующие проблемы энергоснабжения города Губкинский:

1. Проблема технологического присоединения к электрическим сетям новых потребителей ввиду отсутствия электрических сетей к подстанции "Фортуна";

2. Крайне неэффективная работа РП-4, из-за ее малой загруженности и больших совокупных затрат;

3. Физический и моральный износ основного оборудования электрических сетей. Наличие оборудования, выработавшего нормативный срок службы;

4. Физический износ кабельных линий электропередач;

5. Недостаточная надежность электроснабжения ряда многоквартирных домов - радиальное подключение по одной КЛ-0,4кВ;

6. Низкая загрузка силовых трансформаторов на действующих подстанциях;

В настоящее время предписания органов, осуществляющих государственный надзор, отсутствуют.

Таблица 6.- Динамика технологических нарушений в электрических сетях 35, 10, 6 кВ

Период	Число аварий	Число инцидентов	в том числе					Объемнедоотпуска электроэнергии,тыс. кВтч
			Ошибки	Дефекты ремонта	Дефекты монтажа, изготовления	Воздействия посторонних лиц и организаций	Другие причины
2017	-	-	-	-	-	-	-	-
2018	-	-	-	-	-	-	-	-
2019	-	-	-	-	-	-	-	-
2020	5	2	-	-	-	3	-	-
2021	7	2	-	-	-	2	-	-
2022	1	1	-	-	-	2	-	5,4

2.5. Перечень лиц, владеющих на праве собственности или другом законном основании объектами системы энергоснабжения

На момент разработки Схемы энергоснабжения объекты системы электроснабжения города Губкинский находятся в собственности следующих организаций:

1. Городские электрические сети 10 (6)/0,4 кВ, трансформаторные подстанции, распределительные пункт - Департамента по управлению муниципальным имуществом г. Губкинского. Обслуживание и эксплуатация - МУП "Губкинские городские электрические сети".

2. Питающий центр - ПС "Тарко-Сале", электрические сети напряжением 500/220/110 кВ - филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири.

3. ПС "Сигнал", ПС "Фортуна", электрические сети напряжением 10/35 кВ - ОАО "Тюменьэнерго".

4. Питающий центр - ПС "ГГПЗ" - ОАО "СибурТюменьГаз".

5. Прочие трансформаторные подстанции и электрические сети 0,4 кВ от них - в собственности сторонних организаций.

6. ПС "Пур-пе" 110/10 кВ и ПС "Пурпейская" 110/6 кВ относятся к АО "Россети Тюмень".

3. Баланс энергосбережения города

3.1. Общий баланс потребления электрической энергии, включая анализ и оценку структурных составляющих потерь ресурса при транспортировке.

Основной потребитель электроэнергии на низком напряжении - население и объекты соцкультбыта, на среднем напряжении - промышленные и прочие предприятия.

Фактический баланс потребления электрической энергии выполнен на основании представленных данных и собранных фактических показателей. Информация о перспективной динамике потребителей на период 2023 - 2028 г. представлен в таблице 7 - 8.

Таблица 7 - Информация о фактической динамике потребителей на период 2023 - 2028 г.

Год	2018	2019	2020	2021	2022
Кол-во поданных заявок на технологическое присоединение	74	99	202	179	303

Исходя из выше представленной динамики изменения количества поданных заявок на технологическое присоединение к электрической сети следует ежегодное увеличение количества заявок в среднем на 50 штук в год.

Таблица 8 - Информация о фактической динамике потребителей на период 2023 - 2028 г.

Информация о перспективной динамике потребителей на период 2023 - 2028 г.
Год	2023	2024	2025	2026	2027
Кол-во поданных заявок на технологическое присоединение	350	400	450	500	500

Показатели качества услуг по передаче электрической энергии в целом по сетевой организации в отчетном периоде, а также динамика по отношению к году, предшествующему отчетному представлена в таблице 9.

Таблица 9 - Показатели качества услуг по передаче электрической энергии

N	Показатель	Значение показателя, годы
		N-1	N (текущий год)	Динамика изменения показателя
1	2	3	4	5
1	Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии ()	0,0545	0,0543	0,0002
1.1	ВН (110 кВ и выше)
1.2	СН1 (35 - 60 кВ)
1.3	СН2 (1 - 20 кВ)
1.4	НН (до 1 кВ)
2	Показатель средней частоты прекращений передачи электрической энергии ()	0,0505	0,105	-0,0545
2.1	ВН (110 кВ и выше)
2.2	СН1 (35 - 60 кВ)
2.3	СН2 (1 - 20 кВ)
2.4	НН (до 1 кВ)

Исходя из представленных данных, финансовой отчетности АО "Губкинские городские электрические сети" и информации о качестве обслуживания потребителей услуг составлен потенциал энергосбережения, оценка возможной экономии потребляемых энергетических ресурсов и сведения о величине потерь переданных энергетических ресурсов, который представлены в таблице 10 - 11.

Таблица 10 - Потенциал энергосбережения

N п/п	Наименование ресурса	Затраты (план)	Годовая экономия ТЭР (план)				Простой срок окупаемости (план), лет
			в натуральном выражении		единица измерения	в стоимостном выражении, тыс. руб.
			всего	в том числе в результате реализации мероприятий по сокращению потерь при передаче энергетических ресурсов третьим лицам
1	Электрическая энергия				тыс. кВт*ч	-	-
1.1	Двухставочные тарифы:		-	-		-	-
1.1.1	- ставка за содержание электрических сетей	5969181,19 руб./МВт-мес.	-	-	-	-	-
1.1.2	- ставка на оплату технологического расхода (потерь) в электрических сетях	1046,48 руб./МВт-ч.	-	-	-	-	-
1.2	Одноставочный тариф	11,84 руб/кВт-ч	-	-	-	-	-
1.3	Величина перекрестного субсидирования, учтенная в ценах (тарифах) на услуги по передаче электрической энергии	12724847,34 тыс. руб.	-	-	-	-	-
1.4	Ставка перекрестного субсидирования	678662,44 руб./МВт-ч.	-	-	-	-	-

Таблица 11 - Сведения о величине потерь переданных энергетических ресурсов

N п/п	Наименование энергоносителя	Единица измерения	Потребленное количество за отчетный (базовый) год	Предыдущие годы				Отчетный (базовый) год	Примечание
				2018	2019	2020	2021
1	Объем передаваемых энергетических ресурсов
1.1	Электрической энергии	Млн кВт*ч	-	213,645	204,456	206,438	200,157	227,422
2	Фактические потери передаваемых энергетических ресурсов
2.1	Электрической энергии	Млн кВт*ч	-	19,515	18,675	17,754	17,215	26,997
3	Значения утвержденных нормативов потерь по видам энергетических ресурсов
3.1	Электрической энергии	Млн кВт*ч	-

3.2. Структурный баланс потребления электрической энергии и мощности по группам абонентов

На основании представленных данных АО "Губкинские городские электрические сети" и информации о качестве обслуживания потребителей услуг составлен фактический баланс электроэнергии и фактический баланс мощности, которые представлены в таблица 12 - 13.

Таблица 12 - Фактический баланс электроэнергии за 2022 год

Наименование показателя	Ед.	январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь	Итого:
Поступление в сеть, ВСЕГО	кВт*ч	24 674 649	21 752 278	22 122 678	19 568 770	15 666 964	12 552 283	12 312 683	13 560 303	16 896 589	19 136 088	23 213 901	25 965 461	227 422 647
Отпуск из сети	кВт*ч	21 128 165	20 073 107	18 567 879	17 734 731	15 076 485	11 740 811	11 283 764	12 401 555	15 040 089	16 015 767	19 847 839	21 514 499	200 424 691
СН-I		2 775 779	2 457 008	2 650 986	2 629 657	2 344 479	2 401 204	2 479 490	2 451 396	2 421 307	2 657 284	2 745 871	2 911 312	30 925 773
СН-II		12 281 190	11 921 568	10 937 734	10 477 198	8 448 365	5 927 234	5 638 878	6 656 566	8 677 635	9 305 959	11 880 947	13 102 311	115 255 585
НН		6 071 196	5 694 531	4 979 159	4 627 876	4 283 641	3 412 373	3 165 396	3 293 593	3 941 147	4 052 524	5 221 021	5 500 876	54 243 333
Фактические потери, ВСЕГО	кВт*ч	3 546 484	1 679 171	3 554 799	1 834 039	590 479	811 472	1 028 919	1 158 748	1 856 500	3 120 321	3 366 062	4 450 962	26 997 956
то же в %	%	14,37%	7,72%	16,07%	9,37%	3,77%	6,46%	8,36%	8,55%	10,99%	16,31%	14,50%	17,14%	11,87%
СН-I	кВт*ч	672 334	316 935	677 545	347 091	110 516	152 472	193 981	218 710	351 765	592 578	637 828	844 263	5 116 018
СН-II	кВт*ч	1 997 929	949 189	1 994 242	1 034 602	335 933	460 290	582 133	655 003	1 046 297	1 755 464	1 896 984	2 506 410	15 214 476
НН	кВт*ч	876 221	413 047	883 012	452 346	144 030	198 710	252 805	285 035	458 438	772 279	831 250	1 100 289	6 667 462

Таблица 13 - Фактический баланс мощности за 2022 год

Наименование показателя	Ед.	январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь	Итого:
Поступление в сеть, ВСЕГО	МВт	33,25	31,89	28,78	26,23	19,90	17,52	16,79	18,04	23,57	25,79	27,97	33,63	25,28
Отпуск из сети	МВт	28,47	29,43	24,16	23,75	19,15	16,39	15,38	16,50	20,98	21,59	23,91	27,86	22,30
СН-I	МВт	3,74	3,60	3,45	3,35	2,98	3,35	3,38	3,28	3,38	3,58	3,31	3,77	3,43
СН-II	МВт	16,55	17,48	14,23	14,15	10,72	8,26	7,67	8,80	12,09	12,53	14,29	16,94	12,81
НН	МВт	8,18	8,35	6,48	6,25	5,45	4,78	4,33	4,42	5,51	5,48	6,31	7,15	6,06
Фактические потери, ВСЕГО	МВт	4,78	2,46	4,62	2,48	0,75	1,13	1,41	1,54	2,59	4,20	4,06	5,77	2,98
то же в %	%	14,38%	7,71%	16,06%	9,47%	3,75%	6,46%	8,39%	8,54%	10,97%	16,29%	14,51%	17,16%	11,80%
СН-I	МВт	0,91	0,47	0,88	0,47	0,14	0,21	0,27	0,29	0,49	0,80	0,77	1,09	0,57
СН-II	МВт	2,69	1,39	2,60	1,40	0,43	0,64	0,79	0,88	1,46	2,37	2,29	3,25	1,68
НН	МВт	1,18	0,60	1,15	0,62	0,18	0,28	0,35	0,37	0,64	1,04	1,00	1,43	0,74

3.3. Описание существующей системы коммерческого учета и планов по установке приборов учета

В соответствии с Программой "Внедрение автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии", в 2005 году система АИИС КУЭ была введена в эксплуатацию на всех источниках питания: ПС "Сигнал", ПС "Победа", ПС "ГГПЗ", РП-10кВ N 9 яч.17. в общем количестве 11 точек учета. В дальнейшем установлена АИИС КУЭ и на ПС "Фортуна". Согласно четырехстороннему соглашению от 8 сентября 2009 года между Администрацией МО города Губкинский, ОАО "Тюменская энергосбытовая компания", МУП "Губкинский энергосбыт" и МУП "ГГЭС" в 2012 году введена в эксплуатацию автоматизированная информационно измерительная система контроля и учета электроэнергии и мощности для бытовых потребителей. Подключено к 59 системе 772 счетчика на вводах 0,4кВ в многоквартирных жилых домах, а также в индивидуальных жилых домах в микрорайонах 11 и 16.

Учет электроэнергии производится по 1494 приборам учета, из них 1276 - коммерческий учет, 218 - технический учет (установлены в РУ-0,4кВ для сведения баланса электроэнергии).

Распределение электросчетчиков по типу:

МТ 371 - 772 шт. (51,6%);

Меркурий - 268 шт. (17,9%);

ПСЧ - 39 шт. (2,7%);

СТЭ-561 - 64 шт. (4,3%);

СЭТ - 137 шт. (9,2%);

ЦЭ - 96 шт.(6,4%);

СА4У - 118 шт. (7,9%) (технический учет).

Класс точности расчетных приборов учета в точках поставки электроэнергии и измерительных трансформаторов ток и напряжения во всех точках соответствует требованиям п. 1.5.15, 1.5.16 [ПУЭ]. Приборы учета электроэнергии эксплуатируются в течение времени, не превышающего их межповерочный интервал.

В технические условия включено требование установки электросчетчиков с интерфейсом и классом точности не ниже 1.

В планах организации завершить установку технического учета в местах его отсутствия для сведения балансов и своевременного выявления фактов безучетного и бездоговорного потребления электроэнергии.

3.4. Прогнозные балансы потребления электрической энергии и мощности с учетом различных сценариев развития города, в том числе с учетом децентрализации систем теплоснабжения, а так же с учетом перспективы развития и изменения состава и структуры застройки

Потребителями электроэнергии в селитебной зоне города являются жилые дома, административно-бытовые и коммунально-хозяйственные предприятия, уличное освещение улично-дорожной сети.

Потребителями электроэнергии в промышленной зоне города являются объекты коммунально-складского, производственного и общественно-делового назначения, объекты транспортной инфраструктуры и объекты инженерно-технического обеспечения.

Расчет электрических нагрузок проводился по удельной расчетной электрической нагрузке жилых и общественных зданий на основании раздела 2 (Измененная редакция, Изм. 1999) РД 34.20.185-94 "Инструкция по проектированию городских электрических сетей".

Электрические нагрузки наружного освещения определялись согласно СНиП по естественному и искусственному освещению и Инструкции по проектированию наружного освещения городов. Электрические нагрузки наружного освещения равномерно включены в нагрузку жилых и общественных зданий.

Прогнозные балансы потребления электрической энергии и мощности рассчитаны с учетом развития города в соответствии с документами территориального планирования, в том числе с учетом децентрализации систем теплоснабжения, а также с учетом перспективы развития и изменения состава и структуры застройки.

3.5. Наименование организации, которая наделена статусом сетевой организации

ОАО "Тюменская энергосбытовая компания" в рамках четырехстороннего соглашения между администрацией города Губкинский, ОАО "Тюменская энергосбытовая компания", МУП "Губкинский энергосбыт" и МУП "Губкинские городские электрические сети" в ноябре 2009 году взяла на прямое сбытовое обслуживание потребителей города Губкинского. В рамках данного соглашения ОАО "Тюменская энергосбытовая компания" определена гарантирующим поставщиком электрической энергии потребителям.

Статусом территориальной сетевой организацией на территории города Губкинский наделено предприятие МУП "Губкинские городские электрические сети", предметом деятельности которого являются:

- снабжение электрической энергией потребителей;

- передача и распределение электрической энергии;

- обеспечение работоспособности электрических сетей.

На основании фактических расходов и данных о технологическим присоединений сформирован прогноз увеличения потребления электроэнергии с учетом перспективной застройки и сноса зданий и представлена в таблице 14. В соответствии с ним реконструкция РП в части увеличения мощностей до 2041 года отсутствует.

Таблица 14. - Перспективные расходы и данные о технологическим присоединений

Наименование	Пропускная способность, МВА	Разрешенная мощность, МВт	Загрузка оборудования, %	Фактическая мощность на 2023 год, МВт	Резерв мощности, МВт	Перспективная мощность на 2025 год, МВт	Перспективная мощность на 2027, МВт	Перспективная мощность на 2029, МВт	Перспективная мощность на 2035, МВт	Перспективная мощность на 2041, МВт	Перспективная загрузка оборудования, %
ПС 100/10/10 "Фортуна"	2х25	14,67	25,12	6,28	18,72	7,49	8,77	11,69	11,85	12,02	48,07
РП-8	10,5	-	6,37	0,67	9,83	1,86	3,11	4,12	4,13	4,14	39,41
РП-5	2,5	-	32,68	0,82	1,68	0,82	0,82	0,83	0,83	0,84	33,65
РП-3	10,5	-	45,64	4,79	5,71	4,81	4,83	6,75	6,89	7,04	67,02
ПС 100/10/10 "Сигнал"	2х25	21,30	44,76	11,19	13,81	11,25	11,31	11,37	11,55	11,73	46,93
РП-6	7,5	-	4,71	0,35	7,15	0,36	0,36	0,36	0,37	4,30	57,40
РП-2	2,5	-	6,40	0,16	2,34	0,16	0,16	0,16	0,17	0,17	6,72
РП-1	10,5	-	87,18	9,15	1,35	9,20	9,25	9,31	9,46	9,61	91,50
РП-10	6,8	-	22,38	1,52	5,28	1,53	1,53	1,54	1,55	1,57	23,10
ПС 35/10 "Базовая"	2х10	7,51	55,00	1,88	4,50	1,97	2,06	2,16	2,28	2,40	24,03
РП-4	2,5	-	3,08	0,08	2,423	0,09	0,10	0,11	0,13	0,16	6,38
тер. Пурпе - пром. зона	-	-	-	1,8	-	1,88	1,97	2,05	2,15	2,24	-
ПС 110/ 35/10 "Победа"	2х25	11,78	22,00	1,88	19,50	1,97	2,06	2,16	2,28	2,40	9,61
ПС 35/10 "Базовая"	2х10	-	55,00	1,88	4,50	1,97	2,06	2,16	2,28	2,40	24,03
ПС 220/10/10 "ГГПЗ"	2х25	5,00	15,16	3,79	21,21	3,82	3,86	3,90	3,95	4,00	16,00
РП-9	10,5	-	3,68	0,39	10,11	0,39	0,40	0,40	0,41	0,43	4,06
КУВ-3	5,5	-	61,82	3,40	2,10	3,43	3,47	3,50	3,54	3,57	64,97
ПС 110/10 "Пур-пе"	2х10	7,90	42,10	3,11	6,89	3,25	3,39	3,54	3,70	3,87	38,71
тер. Пурпе	-	-	-	3,11	-	3,25	3,39	3,54	3,70	3,87	-
ПС 110/6 "Пурпейская"	2х6,3	4,40	24,92	1,04	5,26	1,09	1,14	1,19	1,25	1,30	20,67
тер. Пурпе-1	-	-	-	1,04	-	1,09	1,14	1,19	1,25	1,30	-
ИТОГО	101,3	65,05	26,93	27,28	74,02	28,87	30,53	33,86	34,58	35,32	34,87

Перечень организаций, оказывающих услуги электроснабжения в городском округе Губкинский:

1. ОАО "Тюменьэнерго".

Входит в АО "Россети Тюмень" - российская электросетевая компания, осуществляющая транспорт электроэнергии по электрическим сетям напряжением 0,4-220 кВ и технологическое присоединение потребителей к электросетям на территории Тюменской области, Ханты-Мансийского автономного округа - Югры и Ямало-Ненецкого автономного округа.

Адрес:

628412, г. Сургут, Тюменская область, ХМАО-Югра, ул. Университетская, д. 4.

2. ОАО "Губкинские городские электрические сети".

Предприятие основано в 1998 году.

Основные виды деятельности: эксплуатация электрических сетей, передача и распределение электрической энергии, оперативно-диспетчерское управление технологическими процессами в электрических сетях.

На предприятии разработаны и внедряются ряд производственных программ, способствующих повышению надежности электроснабжения, внедрению прогрессивных информационных технологий.

Адрес:

629830, Российская Федерация, Ямало-Ненецкий автономный округ, город Губкинский, территория Панель 3, земельный участок N 0035, дом 1

4. Направления развития систем электроснабжения

На перспективу до 2041 г. (включительно) развитие городского округа город Губкинский рассмотрено по сценарию, определенному документами территориального планирования, предоставленными управлением архитектуры и градостроительства Администрации города Губкинского.

Документами территориального планирования городского округа город Губкинский предусмотрено:

- повышение существующего уровня средней жилищной обеспеченности постоянного населения до 31 м2 /чел.;

- строительство жилья на свободной территории для переселения населения, проживающего в жилье, которое предусмотрено под снос;

- планомерный снос жилищного фонда (как по причине неудовлетворительного технического состояния, так и необходимости выноса существующего жилья с территорий новой жилой и общественной застройки);

- новое строительство взамен сносимого жилья и с целью обеспечения проектной жилищной обеспеченности;

- повышение качества жилья: капитальное исполнение, полное инженерное обеспечение;

- вынос жилищного фонда с территории производственных панелей.

4.1. Основные направления, принципы, задачи и целевые показатели развития систем энергоснабжения

Основные направления, принципы, задачи и целевые показатели развития системы электроснабжения г. Губкинский устанавливаются в целях реализации государственной политики в сфере электроэнергетики, направленной на обеспечение охраны здоровья населения и улучшения качества жизни населения путем обеспечения бесперебойного и качественного электроснабжения; повышения энергетической эффективности путем экономного потребления электроэнергии; обеспечения доступности услуг электроснабжения для абонентов за счет повышения эффективности деятельности электросетевых организаций, действующих в муниципальном образовании; обеспечения развития систем электроснабжения путем развития эффективных форм управления этими системами.

Схема энергоснабжения города предусматривает развитие объектов системы электроснабжения с изменением ее структуры и совершенствованием основных принципов функционирования.

Развитие системы электроснабжения направлено на достижение следующих целей:

- обеспечение надежности и бесперебойности электроснабжения;

- организация электроснабжения в новых микрорайонах и на застраиваемых территориях;

- повышение энергетической эффективности электроснабжения;

- повышение качества обслуживания абонентов.

Обеспечение надежности и бесперебойности электроснабжения:

Для обеспечения надежности и бесперебойности электроснабжения на территории города Схемой энергоснабжения предусматривается разгрузка ПС "Сигнал", перевод части нагрузки на ПС "Фортуна", строительство и реконструкция сетей электроснабжения, распределительных пунктов и трансформаторных подстанций, планомерная замена оборудования и сетей, исчерпавших свой эксплуатационный ресурс, морально и технически устаревших.

В осваиваемые микрорайоны селитебной и промышленной зон города Губкинский предусматривается прокладка сетей электроснабжения с разных секций шин распределительных пунктов. Между распределительными пунктами и трансформаторными подстанциями планируется строить линии связи 10кВ для резервирования.

Вместо разъединителей связи предусматривается строительство пунктов секционирования, что повысит надежность ЛЭП-10кВ за счет автоматического секционирования воздушных линий с двухсторонним и односторонним питанием, автоматического ввода резерва, сетевого резервирования, а также за счет разделения линий электропередач на отдельные участки для обеспечения бесперебойной работы подстанций, не входящих в участок с поврежденной подстанцией.

На каждый проектируемый объект предусматривается вводное устройство на два ввода с автоматическими выключателями, с устройством АВР и прокладка двух кабельных линий электропередачи 0,4кВ в траншее на каждый ввод.

Потребителей первой категории надежности электроснабжения планируется оснастить и перевооружить резервными источниками электроснабжения - дизельными электростанциями.

Организация электроснабжения в новых микрорайонах и на застраиваемых территориях

Организация электроснабжения на территориях города, где оно отсутствует, связано со строительством объектов жилого, общественно-делового и производственного назначения в соответствии с градостроительной документаций. На застраиваемых территориях организация электроснабжения, предполагает строительство новых сетей электроснабжения 10/0,4кВ, трансформаторных подстанций, уличного освещения.

Подключение трансформаторных подстанций предусматривается по двум вводам с обязательным секционированием.

Повышение энергетической эффективности электроснабжения

Основным направлением по повышению энергетической эффективности электроснабжения - снижение потерь при передаче электрической энергии.

В целях энергосбережения и повышения энергетической эффективности предусматриваются следующие решения:

Максимальное приближение центров питания к центрам нагрузок;

Оптимизация потокораспределения мощностей с ликвидацией встречных потоков в распределительных сетях 10кВ;

Разгрузка питающих и распределительных линий 10кВ с доведением их загрузки до номинальных параметров;

Увеличение сечений перегруженных питающих и распределительных линий 10кВ с заменой на новые;

Применение на всех новых питающих кабельных линиях 10кВ кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена;

Снижение перетоков реактивной мощности в линиях 10кВ за счтснижениякоэффициента реактивной мощности со значения 0,48 (существующее положение), как минимум, до значения 0,4. И в линиях 0,4кВ - до значения 0,35 (Приказ Минпромэнерго РФ 49 от 22.02.2007 г.). Обеспечение мероприятия за счет установки АУКРМ-10/0,4кВ.

Для прокладки новых кабельных линий 10кВ предполагается кабель с изоляцией из сшитого полиэтилена, что в отличие от традиционного кабеля с бумажной пропитанной маслом изоляцией позволит на 10-15% увеличить пропускную способность кабельных линий при равных сечениях.

Для достижения дополнительного экономического эффекта требуется повышение уровня автоматизации и диспетчеризации, а также создание единой системы учета коммерческого и технического учета электрической энергии, что в свою очередь позволит оптимизировать потребление электроэнергии, минимизировать недоучет его потерь и довести до минимума случаи хищения. Развитие систем диспетчеризации, телемеханизации и систем управления режимами электроснабжения на объектах электросетевого комплекса снизит недоотпуск электроэнергии, связанный с оперативными и аварийными отключениями.

Сопутствующий эффект энергосбережения присутствует при организации уличного освещения и применения энергосберегающих технологий (светодиодное освещение).

Реализация вышеперечисленных решений позволит уменьшить объем используемых энергетических ресурсов при сохранении соответствующего полезного эффекта от их использования и, как следствие, сократить потери электроэнергии в электрических сетях.

Повышение качества обслуживания абонентов

Для повышения качества обслуживания абонентов и максимизации доли удовлетворенных заявок на подключение абонентов к системе электроснабжения требуется предусмотреть следующие факторы:

Безопасность системы электроснабжения - отсутствие и предотвращение ситуаций, при которых может быть нанесен вред здоровью людей;

Уменьшение продолжительности прекращений подачи электроэнергии;

Соблюдение требований нормативно-правовых актов по поддержанию качества электрической энергии;

Повышение доступности для потребителей услуг электроснабжения;

Модернизация оборудования в системе электроснабжения - своевременное совершенствование оборудования электросетевого комплекса.

Развитие системы электроснабжения предполагает также планомерное улучшение целевых показателей функционирования системы, для достижения не только соответствия требованиям нормативной документации, но и сравнимости с лучшими отечественными аналогами функционирования аналогичных систем.

Развитие системы электроснабжения строится на базе следующих принципов:

- построение распределительных сетей 10кВ по двухлучевой схеме с двусторонним питанием с подключением взаимнорезервирующих линий 10кВ к разным независимым источникам питания;

- максимальное приближение ЦП к приемникам;

- исключение "холодного" (обесточенного) резерва;

- баланс пропускной способности распределительной сети и нагрузки потребителей;

- раздельная работа ИП по условиям надежности электроснабжения и снижения уровня токов КЗ;

- применение АВР для питания приемников I и II категории;

- ступенчатое распределение электрической энергии (принципы распределенной коммутации и распределенной трансформации) - двухступенчатый принцип, с сооружением между ЦП и ТП промежуточных РП;

- широкое применение кабельных линий электропередачи в черте городской застройки;

- наилучших доступных технологий, энергоэффективности и энергосбережения.

4.2. Различные сценарии развития систем электроснабжения в зависимости от различных сценариев развития города

Поскольку Генеральным планом развития городского округа г. Губкинский предусмотрен только один вариант развития, в рамках Схемы энергоснабжения, как и в Схемах теплоснабжения, водоснабжения и водоотведения и газоснабжения предлагается один вариант развития систем электроснабжения г. Губкинский.

Основное направление предлагаемого варианта развития - развитие объектов системы электроснабжения с изменением ее структуры и совершенствованием основных принципов функционирования. Рассматривается строительство новых и реконструкция существующих распределительных пунктов и трансформаторных подстанций и сетей электроснабжения 10/0,4кВ.

Данная модель развития Схемы энергоснабжения предполагает следующие прогнозируемые результаты:

Обеспечение электрической энергией осваиваемых микрорайонов селитебной и промышленной зон города;

Обновление основных фондов предприятия. Замена морально и физически устаревшего оборудования, выработавшего свой эксплуатационный ресурс;

Увеличение эксплуатационной надежности и безопасности электроснабжения.

5. Предложения по строительству, реконструкции и модернизации объектов систем электроснабжения

5.1. Перечень основных мероприятий по реализации схемы электроснабжения с разбивкой по годам.

В условиях дефицита энергетических мощностей особое значение имеет надежное и бесперебойное электроснабжение промышленных потребителей и объектов жилой и социальной сферы г. Губкинского.

Главной задачей надежности внешнего электроснабжения стоит обеспечение энергоснабжающими организациями требуемой категории надежности электроснабжения потребителей.

Основываясь на анализе текущего состояния системы электроснабжения, перспектив развития как города, так и отдельных его микрорайонов, был разработан план мероприятий, предлагаемых к реализации в рамках развития системы электроснабжения, перечень которых представлен в таблице 15.

Таблица 15 - Перечень основных мероприятий по реализации схемы энергоснабжения

Мероприятия	Ед. изм.	Кол-во	Стоимость работ
ПС, РП, ТП			400 949,55
Реконструкции частей РП в виду низкой энергоэффективности	ед.	12	66995,64
Замены вводного оборудования ТП и РП	ед.	295	20604,24
Замены предохранителей 6 и 10 кВ	ед.	13	159,31
Реконструкции и внедрения телеметрии ТП тер. Пурпе и тер. Пурпе-1	ед.	56	256369,17
Замена трансформаторов ввиду увеличения потребления	ед.	30	53502,14
Паспортизация объектов тер. Пурпе и Пурпе-1 (в том числе сети)	ед.	88	3319,05
Сети			883 264,05
Строительство воздушных линей 0,4 кВ	км.	12,5	34814,18
Капитальный ремонт опор	ед.	214	159704,93
Реконструкции воздушный линий 10 кВ	км.	4,8	111540,70
Замена разъединителей 10 кВ	ед.	34	24576,47
Реконструкции и (или) строительства систем освещения г. Губкинский	уч.	364	469991,84
Реконструкции и (или) строительства систем освещения тер. Пурпе	уч.	44	56812,20
Реконструкции и (или) строительства систем освещения тер. Пурпе-1	уч.	20	25823,73
ИТОГО			1 284 213,60

5.2. Технические обоснования основных мероприятий по реализации схемы электроснабжения, а также возможное изменение указанных характеристик в результате реализации мероприятий, предусмотренных схемой электроснабжения

Установлено соответствие пункту 1.1.32. Раздел 1. Общие правила ПУЭ. Правила устройства электроустановок. Издание 7:

Безопасность обслуживающего персонала и посторонних лиц должна обеспечиваться выполнением мер защиты, предусмотренных в гл. 1.7, а также следующих мероприятий подлежащих освидетельствованию:

- соблюдение соответствующих расстояний до токоведущих частей или путем закрытия, ограждения токоведущих частей;

- применение блокировки аппаратов и ограждающих устройств для предотвращения ошибочных операций и доступа к токоведущим частям;

- применение предупреждающей сигнализации, надписей и плакатов;

- применение устройств для снижения напряженности электрических и магнитных полей до допустимых значений;

- использование средств защиты и приспособлений, в том числе для защиты от воздействия электрического и магнитного полей в электроустановках, в которых их напряженность превышает допустимые нормы.

Установлено соответствие пункту 2.1.75. Раздела 2. Канализация электроэнергии ПУЭ. Правила устройства электроустановок. Издание 7. устанавливается расположение незащищенных изолированных проводов наружной электропроводки, с целью установления недоступности для прикосновения с мест, где возможно частое пребывание людей (например, балкон, крыльцо).

При подвеске проводов на опорах около зданий расстояния от проводов до балконов и окон должны быть не менее 1,5 м при максимальном отклонении проводов.

Установлено соответствие с пункту 2.1.77. Раздела 2. Канализация электроэнергии ПУЭ. Правила устройства электроустановок. Издание 7. устанавливается расстояния между проводами должно быть: при пролете до 6 м - не менее 0,1 м, при пролете более 6 м - не менее 0,15 м. Расстояния от проводов до стен и опорных конструкций должны быть не менее 50 мм.

В соответствии с пунктом 2.2.40. Раздела 2. Канализация электроэнергии ПУЭ. Правила устройства электроустановок. Издание 7. устанавливается нормативное тяжение на фазу, не более 9,8 кН (10 тс).

Установлено частичное не соответствие, материалы приведены в приложении 1.

Установлено соответствии пункту 2.4.7. Раздела 2. Канализация электроэнергии ПУЭ. Правила устройства электроустановок. Издание 7. устанавливается наличие на опорах ВЛ на высоте не менее 2 м от земли через 250 м на магистрали ВЛ: порядковый номер опоры; плакаты, на которых указаны расстояния от опоры ВЛ до кабельной линии связи (на опорах, установленных на расстоянии менее 4 м до кабелей связи), ширина охранной зоны и телефон владельца ВЛ.

Установлено соответствие с пункту 2.4.38. Раздела 2. Канализация электроэнергии ПУЭ. Правила устройства электроустановок. Издание 7. На опорах ВЛ должны быть выполнены заземляющие устройства, предназначенные для повторного заземления, защиты от грозовых перенапряжений, заземления электрооборудования, установленного на опорах ВЛ. Сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 30 Ом, которое устанавливается по средствам замеров.

В населенной местности с одно- и двухэтажной застройкой ВЛ должны иметь заземляющие устройства, предназначенные для защиты от атмосферных перенапряжений. Сопротивления этих заземляющих устройств должны быть не более 30 Ом, а расстояния между ними должны быть не более 200 м для районов с числом грозовых часов в году до 40, 100 м - для районов с числом грозовых часов в году более 40.

Для определения степени коррозии заземляющих проводников производят выборочное вскрытие грунта у заземляющих проводников оборудования в нескольких местах. В соответствии с СО 34.20.525-00 (РД 153-34.0-20.525-00) элемент ЗУ должен быть заменён, если разрушено более 50% его сечения.

В соответствии с пунктом 4.2.18. Раздел 4. Распределительные устройства и подстанции ПУЭ. Правила устройства электроустановок. Издание 7. При использовании разъединителей и отделителей при их наружной и внутренней установке для отключения и включения токов холостого хода силовых трансформаторов, зарядных токов воздушных и кабельных линий электропередачи и систем шин необходимо устанавливать следующие требования:

- разъединителями и отделителями 6-35 кВ при их наружной и внутренней установке допускается отключать и включать токи холостого хода силовых трансформаторов, зарядные токи воздушных и кабельных линий электропередачи, а также токи замыкания на землю, которые не должны превышать нормативных значений;

- у разъединителей и отделителей, установленных горизонтально, спуски из гибкого провода прокладывать полого во избежание переброски на них дуги, не допуская расположения, близкого к вертикальному. Угол между горизонталью и прямой, соединяющей точку подвеса спуска и линейный зажим полюса, должен быть не более 65°;

- для обеспечения безопасности персонала и защиты его от светового и теплового воздействия дуги над ручными приводами отделителей и разъединителей устанавливать козырьки или навесы из негорючего материала;

В соответствии с пунктом 4.2.131. Раздел 4. Распределительные устройства и подстанции ПУЭ. Правила устройства электроустановок. Издание 7. Устанавливается соответствие расстояний электрооборудования, токоведущие частей, изоляторов, креплений, ограждений, несущих конструкции, изоляционных и других расстояний, по следующим критериям:

1) вызываемые нормальными условиями работы электроустановки усилия, нагрев, электрическая дуга или иные сопутствующие ее работе явления (искрение, выброс газов и т.п.) не могли причинить вред обслуживающему персоналу, а также привести к повреждению оборудования и возникновению короткого замыкания (КЗ) или замыканию на землю;

Определение вышеперечисленных параметров выполняется тепловизионной съемкой, с снятием параметров влажности воздуха и освещенности, в соответствии с РД-13-04-2006 "Методические рекомендации о порядке проведения теплового контроля технических устройств и сооружений, применяемых и эксплуатируемых на опасных производственных объектах" и ГОСТ Р 56511-2015 "Контроль неразрушающий. Методы теплового вида. Общие требования" комбинированным методом:

2) при нарушении нормальных условий работы электроустановки была обеспечена необходимая локализация повреждений, обусловленных действием КЗ;

3) при снятом напряжении с какой-либо цепи относящиеся к ней аппараты, токоведущие части и конструкции могли подвергаться безопасному техническому обслуживанию и ремонту без нарушения нормальной работы соседних цепей;

4) была обеспечена возможность удобного транспортирования оборудования.

Установлено соответствие пункту 4.2.131. Раздел 4. Распределительные устройства и подстанции ПУЭ. Правила устройства электроустановок. Издание 7. Условия обеспечения допустимых нормальных уровней звукового давления (шума) соответствуют нормативным.

Установлено соответствие пункту 4.2.73. Раздел 4. Распределительные устройства и подстанции ПУЭ. Правила устройства электроустановок. Издание 7. На ПС и в РУ напряжением 1-20 кВ в зонах пребывания обслуживающего персонала напряженность магнитного поля (МП) соответствует требованиям санитарных правил и норм.

Энергообъекты характеризуются высокими уровнями магнитных полей различной природы и с различными параметрами. В нормальном режиме работы энергообъекта протекание тока по шинам создаёт непрерывное магнитное поле частотой 50 Гц. В режиме короткого замыкания создаётся сильное кратковременное магнитное поле частотой 50 Гц. При ударе молнии источниками очень мощного импульсного магнитного поля являются столб молнии и токи, растекающиеся по элементам системы молниезащиты. Для проверки корректной работоспособности энергообъектов выполняется расчётная оценка напряжённости магнитных полей в соответствии с СО 34.35.311-2004 "Методические указания по определению электромагнитных обстановки и совместимости. На электрических станциях и подстанциях", на предмет отсутствия нарушений СанПиН 2.2.4.723-98 "Переменные магнитные поля промышленной частоты (50 ГЦ) в производственных условиях".

Электромагнитные поля радиочастотного диапазона, генерируемые радиооборудованием, способны наводить помехи во внутренних цепях микропроцессорной аппаратуры и на кабелях вторичных цепей. Необходима определение соответствия аппаратуры ГОСТ 30804.4.3-2013 "Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к радиочастотному электромагнитному полю. Требования и методы испытаний".

В соответствии с пунктом 6.1.10. Раздел 6. Электрическое освещение ПУЭ. Правила устройства электроустановок. Издание 7. Нормы освещенности, ограничения слепящего действия светильников, пульсаций освещенности и другие качественные показатели осветительных установок, виды и системы освещения должны приниматься согласно требованиям СНиП 23-05-95 "Естественное и искусственное освещение" и другим нормативным документам, утвержденным или согласованным с Госстроем (Минстроем) РФ и министерствами и ведомствами Российской Федерации в установленном порядке.

Нормы освещенности устанавливаются при помощи люксметра в соответствии с ГОСТ Р 55707-2013 "Освещение наружное утилитарное. Методы измерений нормируемых параметров".

По результатам технического обследования составлены акты технического состояния подстанций ПС, РП и ТП, которые представлены в приложении И.

По результатам технического обследования составлены акты технического состояния линий с учетом установленного на них оборудования, которые представлены в приложении Д.

По результатам технического обследования составлены акты технического состояния участков освещения, которые представлены в приложении Д.

Фотоматериалы представлены в приложении К.

В процессе обследования системы энергоснабжение выполнен сбор исходных данных и комплекс натурных исследований, по результатам которых установлены отклонения от требований ПУЭ. Правила устройства электроустановок. Издание 7 и иных действующих нормативно-технических актов.

Обследование выполнено в соответствии с МДК 1-01.2001 "Методические указания по проведению энергоресурсоаудита в жилищно-коммунальном хозяйстве".

5.3. Сведения о вновь строящихся, реконструируемых и предлагаемых к выводу из эксплуатации объектах системы электроснабжения

В процессе обследования системы энергоснабжение выполнен сбор исходных данных и комплекс натурных исследований, по результатам которых установлены отклонения от требований ПУЭ. Правила устройства электроустановок. Издание 7 и иных действующих нормативно-технических актов

- по результатам анализа максимальных пропускных способностей линий установлена необходимость реконструкции 4,8 км воздушный линий 10 кВ, в части увеличения пропускной способности (сечения) (рисунок 7).

Рисунок 7 - Расположение реконструируемой линии 10 кВ

- установлена необходимость замены 131 опор в г. Губкинском (рисунок 8);

- установлена необходимость замены 52 опор в тер. Пурпе (рисунок 9);

- установлена необходимость замены 31 опор в тер. Пурпе-1 (рисунок 10);

Рисунок 8 - Расположение опор в г. Губкинский

Рисунок 9 - Расположение опор на тер. Пурпе

Рисунок 10 - Расположение опор на тер. Пурпе-1

Номера согласно однолинейной схеме:

2024

Губкинский - РП 3-2 11, РП 3-2 9, РП 3-2 8, РП 3-2 7, РП 3-2 6, РП 3-1 11, РП 3-1 10, РП 3-1 8, РП 3-7 32/7, РП 3-7 32/9, РП 10-3 8/4, РП 10-3 8/2, РП 10-3 5/1, РП 10-3 5, РП 10-1 4, РП 10-3 2, РП 10-22 11/1, РП 10-22 11/2

Пурпе - ВЛ-10 кВ Ф-13 12, ВЛ-10 кВ Ф17 8, ВЛ-10 кВ Ф17 9, ВЛ-10 кВ Ф17 10, ВЛ-10 кВ Ф17 11, ВЛ-10 кВ Ф17 12, ВЛ-10 кВ Ф17 13, ВЛ-10 кВ Ф-17 17, ВЛ-10 кВ Ф-8 15, ВЛ-10 кВ Ф-8 16, ВЛ-10 кВ Ф-8 18, ВЛ-10 кВ Ф-8 19, ВЛ-10 кВ Ф-7 2, ВЛ-10 кВ Ф-7 2/1, ВЛ-10 кВ Ф-7 2/2, ВЛ-10 кВ Ф-7 2/3, ВЛ-10 кВ Ф-7 3, ВЛ-10 кВ Ф-7 3/1, ВЛ-10 кВ Ф-7 3/2, ВЛ-10 кВ Ф-7 3/3, ВЛ-10 кВ Ф-7 4, ВЛ-10 кВ Ф-7 5

Пурпе-1 - Ф-1 4, Ф-2 23, Ф-2 29, Ф-2 30, Ф-2 28, Ф-2 37, Ф-15 2, Ф-15 5

2025

Губкинский - РП 3-18 15, РП 3-18 14, РП 3-18 13, РП 3-18 12, РП 3-18 11, РП 3-18 10А, РП 3-18 10, РП 3-18 8, РП 3-18 7, РП 3-18 6, РП 3-18 5, РП 3-18 13/1А, РП 3-18 5, 4, РП 3-17 4, РП 3-17 3, РП 3-17 2, РП 3-18 2, РП 3-12 2, РП 3-17 11, РП 1-11 47/2, РП 3-2 26/9, РП 3-2 26/4, РП 3-2 26/3, РП 3-2 25, РП 3-2 20, РП 3-2 26, РП 3-2 18, ТП 95 9/7, РП 3-17 11/12, РП 3-2 32, РП 3-2 30, РП 3-2 18, РП 3-2 17, РП 3-2 14, РП 3-2 14/1

Пурпе - ВЛ 10 кВ Ф-16 19/3, ВЛ 10 кВ Ф-13 36, ВЛ 10 кВ Ф-18 36, ВЛ 10 кВ Ф-18 28, ВЛ 10 кВ Ф-18 26, ВЛ 10 кВ Ф-18 25,

Пурпе-1 - Ф-2 20, Ф-2 25А, Ф-2 34, Ф-2 38, 20, Ф-15 6, ВЛ 7-4, ВЛ 7-3, ВЛ 7-2, 5 опор без номеров.

2026

Губкинский - РП 1-11 15, РП 1-11 14/2, РП 1-11 13/2, РП 1-11 14/5, РП 1-11 13/2/1, РП 3-17 16/7/1, РП 3-17 16/7, РП 3-17 16/8, РП 3-17 16/6, РП 3-17 16/1, РП 3-17 16, РП 3-17 15, РП 3-17 12, РП 1-7 27, РП 3-18 21, РП 3-7 41, РП 3-7 32/4/3, РП 3-7 32/6, ТП 10-1 3, РП 10-20 11, РП 10-20 9, РП 10-20 2, РП 10-22 5, РП 10-22 8, РП 10-21 5/5, РП 10-3-11, РП 10-3 8, РП 10-3 8/1, РП 10-3 8/5, РП 10-3 8/6, РП 10-3 8/7

Пурпе - ВЛ-10 кВ Ф-11 6, ВЛ-10 кВ Ф-11 5, ВЛ-10 кВ Ф-11 4, ВЛ-10 кВ Ф-11 3, ВЛ-10 кВ Ф-8 4, ВЛ-10 кВ Ф-8 3, ВЛ-10 кВ Ф-8 2, ВЛ-10 кВ Ф-8 8, ВЛ-10 кВ Ф-8 14/2, ВЛ-10 кВ Ф-8 14/3, ВЛ-10 кВ Ф-8 14/4, ВЛ-10 кВ Ф-8 14/5, ВЛ-10 кВ Ф-8 14/6 Пурпе -1 - Ф-1 5, Ф-1 2, 1, 2, 4 опоры без номеров.

2027

Губкинский - ТП 13-10 1, ТП 13-10 2, ТП 13-10 4, РП 1-6 16, РП 1-6 12, РП 1-10 1, РП 1-11 2, РП 1-15 2, РП 1-1 2, РП 1-2 1А, РП 1-1 4, РП 1-1 5, РП 1-1 6, РП 1-1 8, РП 1-1 10, РП 1-1 13, ТП-Р3-4-10 ВР-2 7/97, ТП-Р3-4-10 ВР-2 7/97/1, ТП-Р3-4-10 ВР-2 6/97, ТП-Р3-4-10 ВР-2 5/97, ТП-Р3-4-10 ВР-2 4/97, РП 1-15 9, РП 1-15 8/2, РП 1-15 8/4, РП 1-15 8/6, РП 1-15 11, РП 1-15 11/2, РП 1-15 11/3, РП 1-15 11/4, РП 1-15 11/6, РП 1-7 19/3, РП 1-7 19/4, РП 1-7 20, РП 1-7 21, РП 1-7 21/1, РП 1-7 22, РП 1-7 23, РП 1-7 24, ТП 13-9 3/4/4

Пурпе - Б-12/145/87, Б-12/90/87, Б-12/71/87, Б-12/66/87, Б-12/20/87, Б-12/12/87, Б-12/11/87, Б-24/34/87, Б-24/22/87, Б-24/34/87, Б-24/22/87 2033 С305 С404 9, С305 С404 8, С305 С404 7, Ф217-19

- установлена необходимость реконструкции частей РП и ТП в виду низкой энергоэффективности; (РП-1, РП-3, РП-10, ТП-11, ТП-22-ЯКЭ, ТП-62, ТП-63, ТП-64, ТП-65, ТП-Б-3, ТП-Р1-Б, ТП-РП-1) (рисунок 11)

Рисунок 11 - Объекты подлежащие реконструкции частей РП и ТП в виду низкой энергоэффективности

- установлена необходимость замены масляных выключателей - 295 шт; (ТП-Р1-Б, ТП-ВЛБ-5, ТП-ВЛБ-3, ТП Б-3, ТП-504, ТП-503, ТП-91, ТП-22, ТП-77, ТП-76, ТП-94, ТП-65, ТП-64, ТП-23, ТП-11, РП-10, РП-6, РП-4, РП-2, ТП-94, ТП-Р1-2, ТП-Р1-3, тер. Пурпе 2 шт.) (рисунок 12, 13)

Рисунок 12 - Объекты, на которых необходима замена вводного оборудования в г. Губкинский

Рисунок 13 - Объекты, на которых необходима замена вводного оборудования на тер. Пурпе

- установлена необходимость замены предохранителей 6 кВ - 8 шт; (РП-10, РП-6)

- установлена необходимость замены предохранителей 10 кВ - 5 шт; (РП-10)

- установлена необходимость реконструкции и внедрения телеметрии ТП тер. Пурпе и тер. Пурпе-1-56 шт; (ТП-1 ул. Железнодорожная, ТП-2 ул. Железнодорожная, ТП-3 ул. Железнодорожная, ТП-4 ул. Молодежная, КТПН-6 "КОС", 2КТПК-5 ул. Школьная, 2КТПНУ-7 "МПС", КТПН-У7 ул. Железнодорожная, 2КТПНУ-8 "ОВД", КТПН-9 мкр. Солнечный, 2БКТП-10 мкр НДС, КТПН-11 мкр СУ-39, КТПН-12 ул. Лермонтова, КТПН-13 мкр. УМ-17, КТПН-14 ул. Векшина, КТПН-15 ул. Молодежная, ТП-16 Школа N 1, КТПН-17 мкр. Звездный, КТПН-18 мкр. ГПЗ, КТПН-19 мкр. Строителей, СТП-1, СТП-2, КТПН-20, Пурпе-1 (КС-02), ТП-1 ул. Юбилейная ТП-2 мкр. Ясный, ТП-3 ул. Российская, ТП-4 ул. 50 лет Победы, КТПН-1 ул. Таежная, КТПН-2 ул. Парковская, КТПН-3 СОК "Старт", КТПН-4, КТПН-5, КТПН-6 "КОС", ТП-1 ул. Юбилейная ТП-2 мкр. Ясный, ТП-3 ул. Российская, ТП-4 ул. 50 лет Победы, КТПН-1 ул. Таежная, КТПН-2 ул. Парковская, КТПН-3 СОК "Старт", КТПН-4, КТПН-5, КТПН-6 "КОС") и г. Губкинский (РП-3, РП-6, РП-8, ТП-10, ТП-14, ТП-67, ТП-65, ТП-64, ТП-Р1Б, ТП-Р1-2, ТП-Б3).

Рисунок 14 - Объекты, на которых необходимо внедрение телеметрии в г. Губкинский

Рисунок 15 - Объекты, на которых необходимо внедрение телеметрии на тер. Пурпе

Рисунок 16 - Объекты, на которых необходимо внедрение телеметрии на тер. Пурпе-1

- установлена необходимость замены трансформаторов ввиду увеличения потребления в г. Губкинский - 30 шт; (ТП-Р1-Б, ТП-ВЛБ-5, ТП-ВЛБ-3, ТП Б-3, ТП-504, ТП-503, ТП-91, ТП-65, ТП-64, ТП-23, ТП-11, РП-10, РП-6, РП-4, РП-2);

Рисунок 17 - Объекты, Объекты, на которых необходима замена трансформаторов ввиду увеличения потребления в г. Губкинский

Рисунок 18 - Объекты, Объекты, на которых необходима замена трансформаторов ввиду увеличения потребления на тер. Пурпе

Рисунок 19 - Перспективная однолинейная схема 1 микрорайона

Рисунок 20 - Перспективная однолинейная схема 7 микрорайона

- установлена необходимость замены разъединителей в количестве 34 шт; (Р-ТП-ОРС-22, 0Р-92, ОР-3, 1Р-74, 1Р-66, 1Р-Р1-2, Р-ТП-ДПС, ОР-61, 1Р-53, 1Р-Р4-3, 1Р-Р6-1, 1Р-Р2-3, 1Р-52, ОР-1, 1Р-Б-3, 1Р-13, 2Р-13, Р-23, 2Р-24, 1Р-72, СР-72, 1Р-52, Р-4В, Р-6В, Р-8В, РС-1, ЛР-1, Р-1В, ЛР-1, Р-3В, Р-5В, 2Р-610, ЛР-1, ЛР-2, ЛР-2, Р-13в)

Рисунок 21 - Места установки разъединителей подлежащих замене, ввиду высокого износа

- установлена необходимость реконструкции и (или) строительства систем освещения г. Губкинский - 364 уч.;

Рисунок 22 - Расположение участков реконструкции наружного освещения города Губкинский

- установлена необходимость реконструкции и (или) строительства систем освещения тер. Пурпе - 44 уч.;

Рисунок 23 - Расположение участков реконструкции наружного освещения тер. Пурпе

- установлена необходимость реконструкции и (или) строительства систем освещения тер. Пурпе-1 - 20 уч.;

Рисунок 24 - Расположение участков реконструкции наружного освещения тер. Пурпе-1

5.4. Сведения о развитии систем диспетчеризации, телемеханизации и систем управления режимами электроснабжения на объектах организаций, осуществляющих электроснабжения

С 2000 года на предприятии МУП "Губкинские городские электрические сети" функционирует автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУЭ) электрооборудованием "ОМЬ" и планируется ее дальнейшее внедрение в действующих и вновь сооружаемых объектах электроснабжение.

Устройство системы сигнализации и телемеханики предусматривается во всех проектируемых и реконструируемых трансформаторных подстанциях, распределительных пунктах и пунктах секционирования.

Внедрение АСДУЭ обеспечит:

Диспетчерское и технологическое управление-повышение наблюдаемости подстанций

обеспечение управляемости подстанций, повышение качества электроэнергии управление нагрузкой

Охрану и безопасность - повышение безопасности сети, снижение аварийности оборудования подстанций, охрана оборудования подстанций, пожарная безопасность подстанций

Энергосбережение и энергоэффективность - коммерческий и технический учет электроэнергии, выявление и минимизация технических и коммерческих потерь, расчет баланса энергии и мощности, определение резерва установленной мощности, повышение ресурса работы

оборудования подстанций снижение затрат на ремонты и обслуживания.

Капитальные затраты на внедрение АСДУЭ включены в стоимость строительства или реконструкции объекта электроснабжения.

Для управления сетями наружного освещения внедрена "Автоматизированная система диспетчерского управления наружным освещением" (АСДУ НО). В соответствии с системой "ОМЬ-СВЕТ" в трансформаторных подстанциях установлены исполнительные пункты. Система позволяет производить работу сетей наружного освещения в вечернем и ночном режимах и контролировать режим горения ламп.

Автоматизированная система диспетчерского управления наружным освещением предусматривается во всех проектируемых и реконструируемых трансформаторных подстанциях селитебной зоны. Капитальные затраты на внедрение АСДУ НО включены в стоимость строительства или реконструкции трансформаторных подстанций

5.5. Карты (схемы) существующего и планируемого размещения объектов систем электроснабжения

Рисунок 25 - Карта-схема энергосистем города

Рисунок 26 - Карта-схема энергосистем территории Пурпе

Рисунок 27 - Карта-схема энергосистем территории Пурпе-1

6. Экологические аспекты мероприятий по строительству, реконструкции и модернизации объектов систем электроснабжения

В силу малой освоенности территории хозяйственной деятельностью, удаленностью от крупных населенных пунктов и промышленных объектов, отсутствия на территории вредных производств, г. Губкинский отличается экологически чистой природной средой и наличием территорий с ненарушенным природным ландшафтом.

Электросетевые объекты по принципу работы в нормальном режиме эксплуатации являются слабо загрязняющими окружающую среду объектами.

При проектировании, строительстве, реконструкции, эксплуатации и снятии с эксплуатации предприятий, зданий и сооружений необходимо предусматривать мероприятия по охране природы, рациональному использованию и воспроизводству природных ресурсов, а также выполнять требования экологической безопасности проектируемых объектов и охраны здоровья населения.

Технические решения при строительстве объектов электроэнергетики должны соответствовать требованиям действующих экологических, санитарно-гигиенических, противопожарных и других норм, правил, государственных стандартов и обеспечивать безопасную для жизни людей и щадящую для окружающей среды эксплуатацию объектов.

В целях обеспечения безопасности населения и в соответствии с Федеральным законом "О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения" от 30.03.1999 N 52 ФЗ для объектов и производств, являющихся источниками воздействия на среду обитания и здоровье человека, устанавливается специальная территория с особым режимом использования санитарно-защитная зона (СЗЗ), размер которой обеспечивает уменьшение воздействия загрязнения на атмосферный воздух (химического, биологического, физического) до значений, установленных гигиеническими нормативами, а для предприятий I и II класса опасности как до значений, установленных гигиеническими нормативами, так и до величин приемлемого риска для здоровья населения.

По своему функциональному назначению санитарно-защитная зона является защитным барьером, обеспечивающим уровень безопасности населения при эксплуатации объекта в штатном режиме.

Санитарно-защитные зоны устанавливаются в соответствии с СанПин 2.2.1/2.1.1.1200-03 "Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов".

Охранная зона объектов инженерной и транспортной инфраструктуры - это территория с особыми условиями использования, которая устанавливается в порядке, определяемом Правительством Российской Федерации, вокруг объектов инженерной, транспортной и иных инфраструктур в целях обеспечения охраны окружающей природной среды, нормальных условий эксплуатации таких объектов и исключения возможности их повреждения.

Охранные зоны выделяются для:

- электрических сетей;

- линий и сооружений связи;

- систем газоснабжения;

- магистральных трубопроводов;

- автомобильных дорог.

Охранные зоны электрических сетей устанавливаются для электроподстанций, распределительных устройств, воздушных линий электропередач, подземных и подводных кабельных линий электропередачи.

Использование территорий, находящихся в зоне ЛЭП, регулируется новыми Правилами установления охранных зон объектов электросетевого хозяйства и особых условий использования земельных участков, расположенных в границах таких зон (Постановление Правительства РФ "О порядке установления охранных зон объектов электросетевого хозяйства и особых условий использования земельных участков, расположенных в границах таких зон" от 24.02.2009 г. N 160).

Введение таких правил обусловлено вредным воздействием электромагнитного поля на здоровье человека. Так, по информации Центра электромагнитной безопасности, в соответствии с результатами проведнныхисследований, установлено, чтоулюдей, проживающихвблизилиний электропередачи и трансформаторных подстанций, могут возникать изменения функционального состояния нервной, сердечно-сосудистой, нейрогорморальной и эндокринной систем, нарушаться обменные процессы, иммунитет и воспроизводительная функции. Поэтому, чем дальше от источников электромагнитного поля находится строение, тем лучше. В то же время существуют такие зоны, где строительство категорически запрещено.

Дальность распространения электромагнитного поля (и опасного магнитного поля) от ЛЭП напрямую зависит от емощности. ИсходяизмощностиЛЭП, для защиты населения от действия электромагнитного поля установлены санитарно-защитные зоныдлялиний электропередачи (санитарные правила СНиП 2971-84 - "Защита населения от воздействия электрического поля, создаваемого воздушными линиями электропередачи переменного тока промышленной частоты").

Для воздушных высоковольтных линий электропередачи (ВЛ) устанавливаются санитарно-защитные зоны по обе стороны от проекции на землю крайних проводов. Эти зоны определяют минимальные расстояния до ближайших жилых, производственных и непроизводственных зданий и сооружений.

Охранные зоны устанавливаются:

2 метра - для ВЛ ниже 1 кВ (для линий с самонесущими или изолированными проводами, проложенных по стенам зданий, конструкциям и т.д., охранная зона определяется в соответствии с установленными нормативными правовыми актами минимальными допустимыми расстояниями от таких линий);

10 метров - для ВЛ 1-20 кВ;

15 метров - для ВЛ 35 кВ;

20 метров - для ВЛ 110 кВ;

25 метров - для ВЛ 150-220 кВ;

30 метров - для ВЛ 330 кВ, 400 кВ, 500 кВ;

40 метров - для ВЛ 750 кВ;

55 метров - для ВЛ 1150 кВ;

100 метров - для ВЛ через водомы (реки, каналы, озраидр.).

Не допускается прохождение ЛЭП по территориям стадионов, учебных и детских учреждений.

Допускается для ЛЭП (ВЛ) до 20 кВ принимать расстояние от крайних проводов до границ приусадебных земельных участков, индивидуальных домов и коллективных садовых участков не менее 20 метров.

Прохождение ЛЭП (ВЛ) над зданиями и сооружениями, как правило, не допускается.

Допускается прохождение ЛЭП (ВЛ) над производственными зданиями и сооружениями промышленных предприятий I-11 степени огнестойкости в соответствии со строительными нормами и правилами по пожарной безопасности зданий и сооружений с кровлей из негорючих материалов (для BЛ 330-750 кВ только над производственными зданиями электрических подстанций.

В охранной зоне ЛЭП (ВЛ) запрещается:

Производить строительство, капитальный ремонт, снос любых зданий и сооружений;

Осуществлять всякого рода горные, взрывные, мелиоративные работы, производить посадку деревьев, полив сельскохозяйственных культур;

Размещать автозаправочные станции;

Загромождать подъезды и подходы к опорам ВЛ;

Устраивать свалки снега, мусора и грунта;

Складировать корма, удобрения, солому, разводить огонь;

Устраивать спортивные площадки, стадионы, остановки транспорта, проводить любые мероприятия, связанные с большим скоплением людей.

Проведение необходимых мероприятий в охранной зоне ЛЭП может выполняться только при получении письменного разрешения на производство работ от предприятия (организации), в ведении которых находятся эти сети.

Нарушение требований "Правил охраны электрических сетей напряжение свыше 1000 В", если оно вызвало перерыв в обеспечении электроэнергией, может повлечь административную ответственность:

физические лица наказываются штрафом в размере от 5 до 10 минимальных размеров оплаты труда;

юридические лица наказываются штрафом от 100 до 200 МРОТ.

В соответствии с п. 7.1.10 СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03 для электроподстанций размер санитарно-защитной зоны устанавливается в зависимости от типа (открытые, закрытые), мощности на основании расчетов физического воздействия на атмосферный воздух, а также результатов натурных измерений.

В настоящее время размер СЗЗ для существующих на территории г. Губкинский трансформаторных подстанций не установлен нормативными документами.

Для электроподстанции, расположенной на территории г. Губкинский, необходимо разработать и утвердить "Проект обоснования размера санитарно-защитной зоны", где будет определен и подтвержден результатами натурных исследований размер СЗЗ. Проект СЗЗ должен быть разработан с учетом архитектурно-планировочных ограничений градостроительной документации.

В целях защиты населения от воздействия электрического поля, необходимо соблюдать санитарные разрывы вдоль линий электропередач.

К нарушению жизнедеятельности проживающего на территории города населения могут привести аварии на системах: электроснабжения водоснабжения и водоотведения, теплоснабжения. Кроме того, элементы поврежднныхсистемэлектроснабженияпредставляютпотенциальную опасность поражения населения: электрическим током при обрыве ЛЭП и создании зоны поражения шаговым напряжением.

Так как на территории г. Губкинский отсутствуют собственные генерирующие источники электроэнергии, то вредное воздействие на экологию со стороны объектов электроэнергетики в процессе эксплуатации ограничивается воздействием при строительстве и воздействием при утилизации демонтированного оборудования и расходных материалов.

При строительстве объектов энергетики происходит вырубка лесов (просеки под трассы ЛЭП) и нарушение почв (земляные работы).

Элементы системы электроснабжения, оказывающие воздействие на окружающую среду после истечения нормативного срока эксплуатации: масляные силовые трансформаторы и высоковольтные масляные выключатели; аккумуляторные батареи; масляные кабели.

Для снижения площади лесов, уничтожаемых при строительстве объектов электроэнергетики, необходимо соблюдать нормативную ширину охранных зон ЛЭП при строительстве либо занижать ее в допустимых пределах, принимая ее величину минимально допустимой для условий стесненной прокладки.

Для снижения вредного воздействия на почвы при строительстве необходимо соблюдать технологию строительства, установленную нормативной документацией для данного климатического района.

Масляные силовые трансформаторы и высоковольтные масляные выключатели несут опасность разлива масла и вероятность попадания его в почву и воду. Во избежание разливов необходимо соблюдать все требования техники безопасности при осуществлении ремонтов, замены масла и т.д. Необходима правильная утилизация масла и отработавших трансформаторов и выключателей.

Для исключения опасности нанесения ущерба окружающей среде возможно применение сухих трансформаторов и вакуумных выключателей вместо масляных.

Масляные кабели по истечении срока эксплуатации остаются в земле и при дальнейшем старении происходит разрушение изоляции и попадание масла в почву. Для предотвращения данного воздействия необходимо использовать кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена.

При строительстве и эксплуатации ЛЭП, распределительных пунктов и подстанций потребление воды, нефти и газопродуктов не требуется. При сооружении ЛЭП предусмотрена сохранность растительного слоя почвы и восстановление травяного покрова. Для уменьшения габаритов линии и соответственно требований к просеке для прокладки и в процессе эксплуатации предполагается использовать самонесущие изолированные провода СИП.

7. Оценка объемов капитальных вложений в строительство, реконструкцию и модернизацию объектов систем электроснабжения.

Строительство воздушных линей 0,4 кВ:

В соответствии с НЦС 81-02-12-2023 "Наружные электрические сети" коэффициент перехода от цен базового района (Московская область) к уровню цен субъектов Российской федерации для Ямало-Ненецкого автономного округа равен 1,38.

В соответствии с НЦС 81-02-12-2023 "Наружные электрические сети" коэффициент, учитывающий изменение стоимости строительства на территориях субъектов Российской федерации, связанных с климатическими условиями для Ямало-Ненецкого автономного округа и V температурной зоны равен 1,03.

В соответствии с НЦС 81-02-12-2023 "Наружные электрические сети" коэффициент перехода от цен 1 ценовой зоны субъекта Российской Федерации к уровню цен для Ямало-Ненецкого автономного округа равен 0,97

В соответствии с НЦС 81-02-12-2023 "Наружные электрические сети" стоимость прокладки воздушных электрических сетей 0,4 кВ равняется

(1 598,41 * 12,5) * 0,97 * 1,38 * 1,03 = 27 547,75 тыс. руб.

В соответствии с таблицей 18 "Воздушные линии электропередачи напряжением до 20 кВ" СБЦП 81-2001-07 "Коммунальные инженерные сети и сооружения" постоянные величины базовой цены разработки проектной и рабочей документации для электроснабжения, проложенной воздушным способом: напряжением до 1 кВ, равны 3,47 и 2,68 тыс. рублей соответственно.

(3,47+2,68*12,5)*6,92*3,8 * 1000 = 972 163,12 руб.

Размер платы за проведение государственной экспертизы проектной документации нежилых объектов капитального строительства и (или) результатов инженерных изысканий, выполняемых для подготовки такой проектной документации (РПнж), определяется по формуле:

РПнж=СпдПKi=260382,9920.2736,92=491906 рублей

где:

Спд - стоимость изготовления проектной документации, представленной на государственную экспертизу, рассчитанная в ценах 2001 года в соответствии со сметными нормативами, сведения о которых включены в федеральный реестр сметных нормативов (в рублях);

П - процент суммарной стоимости проектных и (или) изыскательских работ, представленных на государственную экспертизу, согласно приложению;

Ki - коэффициент, отражающий инфляционные процессы по сравнению с 1 января 2001 г., который определяется как произведение публикуемых Федеральной службой государственной статистики индексов потребительских цен для каждого года, следующего за 2000 годом, до года, предшествующего тому, в котором определяется размер платы за проведение государственной экспертизы (включительно).

Общая стоимость составляет:

(27 547 750 + 972 163,12+ 491906) * 1,2 = 34 814 182,94 тыс. рублей.

Реконструкции воздушный линий 10 кВ:

В соответствии с НЦС 81-02-12-2023 "Наружные электрические сети" коэффициент перехода от цен базового района (Московская область) к уровню цен субъектов Российской федерации для Ямало-Ненецкого автономного округа равен 1,38.

В соответствии с НЦС 81-02-12-2023 "Наружные электрические сети" коэффициент, учитывающий изменение стоимости строительства на территориях субъектов Российской федерации, связанных с климатическими условиями для Ямало-Ненецкого автономного округа и V температурной зоны равен 1,03.

В соответствии с НЦС 81-02-12-2023 "Наружные электрические сети" коэффициент перехода от цен 1 ценовой зоны субъекта Российской Федерации к уровню цен для Ямало-Ненецкого автономного округа равен 0,97

В соответствии с НЦС 81-02-12-2023 "Наружные электрические сети" стоимость прокладки воздушных электрических сетей 10 кВ равняется 110 848,24 тыс. руб.

В соответствии с таблицей 18 "Воздушные линии электропередачи напряжением до 20 кВ" СБЦП 81-2001-07 "Коммунальные инженерные сети и сооружения" постоянные величины базовой цены разработки проектной и рабочей документации для электроснабжения, проложенной воздушным способом: напряжением свыше 5 до 10 кВ, равны 7,71 и 1,82 тыс. рублей соответственно.

(7,71+1,82*4,8)*6,92*3,8 * 1000 = 432 464,02 руб.

Размер платы за проведение государственной экспертизы проектной документации нежилых объектов капитального строительства и (или) результатов инженерных изысканий, выполняемых для подготовки такой проектной документации (РПнж), определяется по формуле:

РПнж=СпдПKi=226341,280,1666,92=260 002,75 рублей

где:

Спд - стоимость изготовления проектной документации, представленной на государственную экспертизу, рассчитанная в ценах 2001 года в соответствии со сметными нормативами, сведения о которых включены в федеральный реестр сметных нормативов (в рублях);

П - процент суммарной стоимости проектных и (или) изыскательских работ, представленных на государственную экспертизу, согласно приложению;

Ki - коэффициент, отражающий инфляционные процессы по сравнению с 1 января 2001 г., который определяется как произведение публикуемых Федеральной службой государственной статистики индексов потребительских цен для каждого года, следующего за 2000 годом, до года, предшествующего тому, в котором определяется размер платы за проведение государственной экспертизы (включительно).

Общая стоимость составляет:

(110 848,24 + 432,46 + 260,00) = 111540,7 тыс. рублей

Реконструкции и (или) строительства систем освещения г. Губкинский:

В соответствии с НЦС 81-02-12-2023 "Наружные электрические сети" коэффициент перехода от цен базового района (Московская область) к уровню цен субъектов Российской федерации для Ямало-Ненецкого автономного округа равен 1,38.

В соответствии с НЦС 81-02-12-2023 "Наружные электрические сети" коэффициент, учитывающий изменение стоимости строительства на территориях субъектов Российской федерации, связанных с климатическими условиями для Ямало-Ненецкого автономного округа и V температурной зоны равен 1,03.

В соответствии с НЦС 81-02-12-2023 "Наружные электрические сети" коэффициент перехода от цен 1 ценовой зоны субъекта Российской Федерации к уровню цен для Ямало-Ненецкого автономного округа равен 0,97

В соответствии с разделом 3 "Сети наружного освещения" в НЦС 81-02-12-2023 "Наружные электрические сети" стоимость прокладки линий уличного освещения на железобетонных опорах с воздушной подводкой питания напряжением 0,4 кВ изолированными самонесущими проводами равняется:

(700*364)*1,38*1,03*0,97*1000 = 351 307 538,4 руб.

В соответствии с разделом 3 "Сети наружного освещения" в НЦС 81-02-12-2023 "Наружные электрические сети" постоянные величины базовой цены разработки проектной и рабочей документации для наружного освещения, проложенной воздушным способом: напряжением 0,4 кВ, равны 16,02 тыс. рублей соответственно.

(16,02*364)*6,92*1000 = 40 352 457,6 руб.

16,02 - Стоимость на 01.01.2023, тыс. руб. проектных и изыскательских работ, включая экспертизу проектной документации

Общая стоимость составляет:

(351 307 538,4+40 352 457,6) * 1,2 = 469 991 995,2 рублей

Реконструкции и (или) строительства систем освещения тер. Пурпе

В соответствии с НЦС 81-02-12-2023 "Наружные электрические сети" коэффициент перехода от цен базового района (Московская область) к уровню цен субъектов Российской федерации для Ямало-Ненецкого автономного округа равен 1,38.

В соответствии с НЦС 81-02-12-2023 "Наружные электрические сети" коэффициент, учитывающий изменение стоимости строительства на территориях субъектов Российской федерации, связанных с климатическими условиями для Ямало-Ненецкого автономного округа и V температурной зоны равен 1,03.

В соответствии с НЦС 81-02-12-2023 "Наружные электрические сети" коэффициент перехода от цен 1 ценовой зоны субъекта Российской Федерации к уровню цен для Ямало-Ненецкого автономного округа равен 0,97

В соответствии с разделом 3 "Сети наружного освещения" в НЦС 81-02-12-2023 "Наружные электрические сети" стоимость прокладки линий уличного освещения на железобетонных опорах с воздушной подводкой питания напряжением 0,4 кВ изолированными самонесущими проводами равняется:

(700*44)*1,38*1,03*0,97*1000 = 42 465 746,4 руб.

В соответствии с разделом 3 "Сети наружного освещения" в НЦС 81-02-12-2023 "Наружные электрические сети" постоянные величины базовой цены разработки проектной и рабочей документации для наружного освещения, проложенной воздушным способом: напряжением 0,4 кВ, равны 16,02 тыс. рублей соответственно.

(16,02*44)*6,92*1000 = 4 877 769,6 руб.

16,02 - Стоимость на 01.01.2023, тыс. руб. проектных и изыскательских работ, включая экспертизу проектной документации

Общая стоимость составляет:

(42 465 746,4 +4 877 769,6) * 1,2 = 56 812 219,2 рублей

Реконструкции и (или) строительства систем освещения тер. Пурпе-1

В соответствии с НЦС 81-02-12-2023 "Наружные электрические сети" коэффициент перехода от цен базового района (Московская область) к уровню цен субъектов Российской федерации для Ямало-Ненецкого автономного округа равен 1,38.

В соответствии с НЦС 81-02-12-2023 "Наружные электрические сети" коэффициент, учитывающий изменение стоимости строительства на территориях субъектов Российской федерации, связанных с климатическими условиями для Ямало-Ненецкого автономного округа и V температурной зоны равен 1,03.

В соответствии с НЦС 81-02-12-2023 "Наружные электрические сети" коэффициент перехода от цен 1 ценовой зоны субъекта Российской Федерации к уровню цен для Ямало-Ненецкого автономного округа равен 0,97

В соответствии с разделом 3 "Сети наружного освещения" в НЦС 81-02-12-2023 "Наружные электрические сети" стоимость прокладки линий уличного освещения на железобетонных опорах с воздушной подводкой питания напряжением 0,4 кВ изолированными самонесущими проводами равняется:

(700*20)*1,38*1,03*0,97*1000 = 19 302 612 руб.

В соответствии с разделом 3 "Сети наружного освещения" в НЦС 81-02-12-2023 "Наружные электрические сети" постоянные величины базовой цены разработки проектной и рабочей документации для наружного освещения, проложенной воздушным способом: напряжением 0,4 кВ, равны 16,02 тыс. рублей соответственно.

(16,02*20)*6,92*1000 = 2 217 168 руб.

16,02 - Стоимость на 01.01.2023, тыс. руб. проектных и изыскательских работ, включая экспертизу проектной документации

Общая стоимость составляет:

(16,02*20)*6,92*1000 = 2 217 168 руб.

Замена разъединителей 10 кВ

Определение стоимости реконструкции выполнено аналоговым методом

Выполнение работ по строительству ЛЭП 10 кВ, установке линейного разъединителя и КТП 2х400/6/0,4 кВА для выполнения мероприятий технических условий в части обязательств заявителя по договору технологического присоединения объекта: производственное здание, Владимирская область, город Владимир г.о., г Владимир, проезд Промышленный, з/у 5Г, на земельном участке с кадастровым N 33:22:024193:12. Заказчик ПАО "РОССЕТИ ЦЕНТР И ПРИВОЛЖЬЕ". Стоимость работы равна 3929826,00 руб.

Выполнение работ по проектированию реконструкции ВЛ 10 кВ ф.11 (инв. ... N 12527/10, протяженность 0,055 км) ... 35/10 кВ Тимирязевская с установкой разъединителей. ПАО "РОССЕТИ ЦЕНТР". Стоимость работы равна 789404,40 руб.

Средняя стоимость замены составляет 10 291,850 тыс. рублей.

В соответствии с таблицей 22 "Специальные работы по проектированию линий электропередачи" СБЦП 81-2001-07 "Коммунальные инженерные сети и сооружения" постоянные величины базовой цены разработки проектной и рабочей документации замены разъединителей 10 кВ равняется 26,65 тыс. руб.

( 26,65*34)*6,92*1000 = 6 270 212 рублей.

Размер платы за проведение государственной экспертизы проектной документации нежилых объектов капитального строительства и (или) результатов инженерных изысканий, выполняемых для подготовки такой проектной документации (РПнж), определяется по формуле:

РПнж=СпдПKi=47662700,11886,92=3 918 331,50 рублей

где:

Спд - стоимость изготовления проектной документации, представленной на государственную экспертизу, рассчитанная в ценах 2001 года в соответствии со сметными нормативами, сведения о которых включены в федеральный реестр сметных нормативов (в рублях);

П - процент суммарной стоимости проектных и (или) изыскательских работ, представленных на государственную экспертизу, согласно приложению;

Ki - коэффициент, отражающий инфляционные процессы по сравнению с 1 января 2001 г., который определяется как произведение публикуемых Федеральной службой государственной статистики индексов потребительских цен для каждого года, следующего за 2000 годом, до года, предшествующего тому, в котором определяется размер платы за проведение государственной экспертизы (включительно).

Общая стоимость составляет:

(10 291 850 + 6 270 212+ 3 918 331,50) * 1,2 = 24 576 472,2 рублей

Капитальный ремонт опор в г. Губкинском

Определение стоимости реконструкции выполнено аналоговым методом

Тендер N 68766364 от 16.06.23 "Реконструкция ЛЭП-0, 4кВ ТП-704 ф. 2 для электроснабжения жилого дома по адресу: г. Абакан, ул. Лизы Чайкиной, 22 (объект 1), Реконструкция КЛ-0, 4кВ ТП-507 ф. 1 до опоры N 1 ВЛ-0, 4кВ ТП-507 ф. 1 для электроснабжения земельного участка по адресу: г. Абакан, ул. Четырнадцатая, 8 (объект 2)". Стоимость работ 526 933 руб.

Заказ на выполнение работ по капитальному ремонту ВЛ-0,4 кВ Умыган-Умыган с выполнением замены опор, замены провода, для нужд филиала ОАО "ИЭСК" "Западные электрические сети" Заказчик ОАО "ИРКУТСКАЯ ЭЛЕКТРОСЕТЕВАЯ КОМПАНИЯ". Стоимость работ 305480249,00 руб.

Средняя стоимость замены одной опоры составляет 526000 рублей. Средняя стоимость замены 214 опор составит 112 564 000 рублей.

В соответствии с таблицей 22 "Специальные работы по проектированию линий электропередачи" СБЦП 81-2001-07 "Коммунальные инженерные сети и сооружения" постоянные величины базовой цены разработки проектной и рабочей документации ремонта опор равняется 8,4 и 12,6 тыс. руб.

(8,4+12,6*214)*6,92*1000 = 18 717 216

Размер платы за проведение государственной экспертизы проектной документации нежилых объектов капитального строительства и (или) результатов инженерных изысканий, выполняемых для подготовки такой проектной документации (РПнж), определяется по формуле:

РПнж=СпдПKi=55265840.04756,92=1 816 588,16 рублей

где:

Спд - стоимость изготовления проектной документации, представленной на государственную экспертизу, рассчитанная в ценах 2001 года в соответствии со сметными нормативами, сведения о которых включены в федеральный реестр сметных нормативов (в рублях);

П - процент суммарной стоимости проектных и (или) изыскательских работ, представленных на государственную экспертизу, согласно приложению;

Ki - коэффициент, отражающий инфляционные процессы по сравнению с 1 января 2001 г., который определяется как произведение публикуемых Федеральной службой государственной статистики индексов потребительских цен для каждого года, следующего за 2000 годом, до года, предшествующего тому, в котором определяется размер платы за проведение государственной экспертизы (включительно).

Общая стоимость составляет:

(112 564 000 + 18 717 216 + 1 816 588,16) * 1,2 = 159704930 рублей

Замена трансформаторов ввиду увеличения потребления в г. Губкинский:

Определение стоимости реконструкции выполнено аналоговым методом

Закупка N 32312253406 в ЕИС Выполнение работ по замене силовых трансформаторов в ТП-19; ТП-8. Стоимость работы 1 560 000,00 рублей.

Выполнение работ по техперевооружению ТП N 91 ф.16Б N 41 Перекоп с заменых силовых трансформаторов (трансформаторная мощность 0,32 МВА) для нужд Акционерного общества "Тульские городские электрические сети". Стоимость работы 1 245 903,60 рублей.

Средняя стоимость замены одного трансформатора составляет 1 402 951,8 рублей. Стоимость замены 30 составляет 42 088 554 рублей.

В соответствии с таблицей 37 "Трансформаторные подстанции напряжением 6 - 20/0,4 -10 кВ, распределительные и секционирующие пункты напряжением 6 - 20 кВ" СБЦП 81-2001-07 "Коммунальные инженерные сети и сооружения" постоянные величины базовой цены разработки проектной и рабочей документации строительства РП равняется 6,6 тыс. руб.

(6,6 *30)*6,92*1000 = 1 370 160 руб.

Размер платы за проведение государственной экспертизы проектной документации нежилых объектов капитального строительства и (или) результатов инженерных изысканий, выполняемых для подготовки такой проектной документации (РПнж), определяется по формуле:

РПнж=СпдПKi=2557632 * 0.1188 * 6,92=2102620 рублей

где:

Спд - стоимость изготовления проектной документации, представленной на государственную экспертизу, рассчитанная в ценах 2001 года в соответствии со сметными нормативами, сведения о которых включены в федеральный реестр сметных нормативов (в рублях);

П - процент суммарной стоимости проектных и (или) изыскательских работ, представленных на государственную экспертизу, согласно приложению;

Ki - коэффициент, отражающий инфляционные процессы по сравнению с 1 января 2001 г., который определяется как произведение публикуемых Федеральной службой государственной статистики индексов потребительских цен для каждого года, следующего за 2000 годом, до года, предшествующего тому, в котором определяется размер платы за проведение государственной экспертизы (включительно).

Общая стоимость составляет:

(42 088 554 + 1 370 160+ 2102620) * 1,2 = 53502140 рублей

Реконструкции частей РП в виду низкой энергоэффективности:

Определение стоимости реконструкции выполнено аналоговым методом

Конкурс в электронной форме на право заключения договора на выполнение работ по титулу: "Реконструкция распределительных сетей 6-10 кВ в г. Калининграде с заменой КЛ 6 кВ протяженностью 27,675 км (без прироста), КЛ 10 кВ протяженностью 27,762 км (без прироста) и перевод ВЛ 6-10 кВ общей протяженностью 6,82 км в кабельное исполнение. Модернизация 300 ТП, РП 6-10 кВ с установкой пунктов учета электроэнергии и устройств телемеханики в г. Калининграде" (I этап). Стоимость работы 25684090,25 руб.

(2-128-ПЗ/2021) Выполнение строительно-монтажных и пусконаладочных работ по объекту: "Реконструкция строительной части распределительного пункта - 15, пл. 36,4 кв. м., г. Липецк по пр. Мира, у д. 4А в г. Липецке (инв. N 100650)". Стоимость работы 1747780,80 руб.

Средняя стоимость реконструкции составляет 54 863 742,1 рублей.

В соответствии с таблицей 19 "Удельная стоимость проектирования открытой электрической подстанции переменного тока напряжением 116-1150 кВ, включая ПС 35-110/20/10 кВ" СБЦП 81-2001-07 "Коммунальные инженерные сети и сооружения" постоянные величины базовой цены разработки проектной и рабочей документации реконструкция РП равняется 3,6 и 5,4 тыс. руб.

(3,6+5,4 *12)*6,92*1000 = 473 328 рублей.

Размер платы за проведение государственной экспертизы проектной документации нежилых объектов капитального строительства и (или) результатов инженерных изысканий, выполняемых для подготовки такой проектной документации (РПнж), определяется по формуле:

РПнж=СпдПKi=186840 * 0.2925=54 650,7 рублей

где:

Спд - стоимость изготовления проектной документации, представленной на государственную экспертизу, рассчитанная в ценах 2001 года в соответствии со сметными нормативами, сведения о которых включены в федеральный реестр сметных нормативов (в рублях);

П - процент суммарной стоимости проектных и (или) изыскательских работ, представленных на государственную экспертизу, согласно приложению;

Ki - коэффициент, отражающий инфляционные процессы по сравнению с 1 января 2001 г., который определяется как произведение публикуемых Федеральной службой государственной статистики индексов потребительских цен для каждого года, следующего за 2000 годом, до года, предшествующего тому, в котором определяется размер платы за проведение государственной экспертизы (включительно).

Общая стоимость составляет:

(54 863 742,1 + 473 328+ 54 650,7) * 1,2 = 66995640 рублей

Замена масляных выключателей ТП и РП:

Определение стоимости выполнено аналоговым методом

Тендер на право выполнения работ: строительно-монтажные работы в рамках реализации мероприятия: "Повышение производительности главной насосной станции ОСК" (замена масляных выключателей в ЗУ-10 кВ п/с "Луговая" инв. N 26869) стоимостью 6 703 559 рублей.

Тендер на право выполнения работ: Выполнение работ по замене масляных выключателей 10 кВ на вакуумные выключатели 10 кВ в филиале "ЧЭС", стоимостью 7 265 432,00.

Средняя стоимость замены 10 масляных выключателей составляет 698 449,55 рублей. Стоимость замены 295 составляет 20 604 241 рублей.

Замена предохранителей 6 и 10 кВ:

Определение стоимости выполнено аналоговым методом

Тендер на право выполнения работ: Поставка изоляторов 10кВ, коммутационных аппаратов 10кВ, предохранителей 10кВ стоимостью 2 256 374,64 рублей.

Тендер на право выполнения работ: Поставка электротехнических товаров (изоляторов 10 кВ, коммутационных аппаратов 10кВ, предохранителей 10 кВ) стоимостью 2 645 484,12 рублей.

Средняя стоимость замены 10 предохранителей составляет 122 546,469 рублей. Стоимость замены 13 составляет 159 310,40 рублей.

Реконструкции и внедрения телеметрии ТП г. Губкинский, тер. Пурпе и тер. Пурпе-1:

Определение стоимости реконструкции выполнено аналоговым методом

Тендер на право выполнения работ: Выполнение работ по модернизации РУ-0,4 кВ ТП 6-10 кВ (монтаж шкафов телеметрии для обеспечения удаленного сбора данных). Уникальный номер закупки: 412-27.11-ЗЦ-0802-20 стоимостью 3 085 250,00 рублей.

Тендер на право выполнения работ: Открытый конкурентный отбор в электронной форме N 15-2022 на поставку устройства телеметрии и телемеханики для ПРГ стоимостью 6070792,00 рублей.

Средняя стоимость модернизации составляет 4 578 021 рублей. Стоимость модернизации 56 пунктов составит 256 369 176 рублей.

Паспортизация объектов тер. Пурпе и Пурпе-1 (в том числе сети):

Определение стоимости выполнено аналоговым методом

Тендер изготовление технических паспортов на трансформаторные подстанции (Тендер N 24009878) стоимостью 38 614 рублей.

Закупка N 0129300033016000095 в ЕИС на право выполнения работ: изготовление технических паспортов на трансформаторные подстанции стоимостью 36 819 рублей.

Средняя стоимость паспортизации 1 объекта составляет 37 716,5 рублей. Стоимость паспортизации 88 объектов составит 3 319 052 рублей.

8. Целевые показатели развития систем электроснабжения

Целевые показатели развития систем электроснабжения содержат значения целевых показателей на момент окончания реализации мероприятий, предусмотренных схемой энергоснабжения, включая целевые показатели и их значения с разбивкой по годам. Количественные значения целевых показателей определены с учетом выполнения всех мероприятий в запланированные сроки.

Основные требования, предъявляемые к системе электроснабжения:

- надежность и бесперебойность электроснабжения;

- обеспечение качества электроэнергии, отпускаемой потребителям, в соответствии с требованиями ГОСТ Р54149-2010;

- обеспечение возможности поэтапного развития и оптимизации схемы электроснабжения.

Перечень целевых показателей принят согласно Методическим рекомендациям по разработке программ комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры муниципальных образований, утв. Приказом Министерства регионального развития Российской Федерации от 06.05.2011 г. N 204:

- критерии доступности услуги электроснабжения для населения;

- показатели спроса на услугу электроснабжения и перспективные нагрузки;

- величины новых нагрузок;

- показатели качества поставляемого ресурса (электроэнергии);

- показатели степени охвата потребителей приборами учета;

- показатели надежности электроснабжения;

- показатели эффективности потребления электроэнергии;

- показатели воздействия на окружающую среду.

К мероприятиям, нацеленным на присоединение новых потребителей, относятся:

1) Замена трансформаторов ввиду увеличения потребления;

2) Строительство воздушных линей 0,4 кВ;

3) Реконструкции воздушный линий 10 кВ.

К мероприятиям, обеспечивающим повышение надежности ресурсоснабжения относятся:

1) Реконструкции частей РП в виду низкой энергоэффективности;

2) Замены вводного оборудования ТП и РП;

3) Замены предохранителей 6 и 10 кВ;

4) Реконструкции и внедрения телеметрии ТП тер. Пурпе и тер. Пурпе-1;

5) Паспортизация объектов тер. Пурпе и Пурпе-1 (в том числе сети);

6) Капитальный ремонт кабельных линей 0,4 кВ;

7) Капитальный ремонт опор в г. Губкинском;

8) Капитальный ремонт опор в тер. Пурпе;

9) Капитальный ремонт опор в тер. Пурпе-1;

10) Замена разъединителей 10 кВ;

11) Реконструкции и (или) строительства систем освещения г. Губкинский;

12) Реконструкции и (или) строительства систем освещения тер. Пурпе;

13) Реконструкции и (или) строительства систем освещения тер. Пурпе-1.

9. Бесхозные объекты систем электроснабжения

С целью организации работы по приемке бесхозяйных инженерных сетей и объектов инженерной инфраструктуры в собственность муниципального образования город Губкинский Департаментом по управлению муниципальным имуществом г. Губкинского и специализированными муниципальными предприятиями (МУП "Губкинские городские электрические сети") проводится работа по выявлению бесхозяйных сетей и объектов электросетевого комплекса. Осуществляется изготовление технической документации и кадастровых паспортов для электросетей, ведется подготовка и согласование постановлений необходимых для признания права собственности муниципального образования на бесхозяйные инженерные сети. После выполнения вышеуказанных мероприятий, Департаментом по управлению муниципальным имуществом г. Губкинского проводятся мероприятия по признанию в судебном порядке объектов бесхозяйными, закреплению их в муниципальной собственности и за специализированными предприятиями.

Согласно части 4 статьи 28 Федерального закона N 35-ФЗ "Об электроэнергетике" при установлении цен (тарифов) для организаций, осуществляющих эксплуатацию объектов электросетевого хозяйства и (или) иных объектов электроэнергетики, которые не имеют собственника, собственник которых неизвестен или от права собственности, на которые собственник отказался, должны учитываться в полном объеме экономически обоснованные расходы, связанные с эксплуатацией таких объектов. Указанные организации несут бремя содержания таких объектов.

Таким образом, законодательство обязывает сетевую организацию осуществить передачу электроэнергии конечному потребителю до точки поставки как самостоятельно, так и через третьих лиц (пункт 2 статьи 26 Закона об электроэнергетике, пункт 8 Правил N 861). При этом ответственность за надежность и качество обеспечения электроэнергией потребителей, энергопринимающие установки которых присоединены к бесхозяйным сетям, законом возложена на организации, к электросетям которых такие объекты присоединены (пункт 1 статьи 38 Закона "Об электроэнергетике").

Электросетевой организацией, уполномоченной на содержание, ремонт и эксплуатацию бесхозяйных электрических сетей в г. Губкинский является МУП "Губкинские городские электрические сети". На момент разработки Схемы энергоснабжения бесхозяйные сети и объекты электросетевого комплекса на территории городского округа г. Губкинский не обнаружены (не определены в явном виде).

Том 3. Обосновывающие материалы в части газоснабжения

Раздел 1. Техническое и энергетическое обследование систем газоснабжения города

1.1. Расходы газа

На территории г. Губкинский установлен блочный узел учета расхода природного газа на весь город. Потребители газа оснащены системами учета расхода газа - счетчиками расхода газа различных моделей. Несоответствие показателей расходования газа, прошедшего через общегородской узел учета расхода природного газа и объемов газопотребления по индивидуальным счетчикам, объясняется разной степенью точности устройств измерения.

Потребление попутного нефтяного газа учитывается системами учета расхода газа, установленными на территории объектов газопотребления. Годовой объем потребленного газа не превышает договорных значений.

1.2. Показатели энергетической эффективности

Показатель энергетической эффективности - абсолютная, удельная или относительная величина потребления или потерь энергетических ресурсов для продукции любого назначения или технологического процесса.

В газораспределительных организациях (ГРО), осуществляющих регулируемый вид деятельности, в соответствии с требованиями ФЗ от 23.11.2009 г. N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации" должны проводиться обязательные энергетические обследования в отношении юридического лица и технологического процесса (транспортировка газа по трубопроводам, техническое обслуживание и эксплуатация сетей газораспределения). Практические цели энергетического обследования ГРО - получение достоверной информации об использовании ТЭР и разработка мероприятий по энергосбережению и повышению энергоэффективности.

Для реализации требований и ввиду отсутствия нормативной базы по проведению энергетических обследований газораспределительных организаций были разработаны проекты нормативно-технических и методических документов, отражающих специфику производственной деятельности в данной сфере:

- Положение о проведении энергетического обследования газораспределительных организаций;

- Программа проведения энергетического обследования газораспределительной организации;

- Методика определения расхода природного газа на технологические и собственные нужды ГРО, а также объема технологических потерь при его транспортировке по газораспределительным сетям (далее - Методика по потерям);

- Методика оценки эффективности внедрения энергосберегающих технологий в газораспределительном секторе (далее - Методика по энергосбережению);

- Энергетический паспорт газораспределительной организации;

- Инструкция по заполнению энергетического паспорта газораспределительной организации;

- Методика расчета показателей энергетической эффективности газораспределительной организации.

Принятию оптимальных технических решений и оценке эффективности их внедрения в практической деятельности газораспределительных организаций способствует разработанная в ОАО "Гипрониигаз" Методика по энергосбережению, в которой дана классификация энергосберегающих мероприятий и приведены примеры инженерных расчетов для беззатратных, условно беззатратных, малозатратных и затратных энергосберегающих мероприятий по всем видам потребляемых ТЭР.

К беззатратным относятся мероприятия, в которых энергосберегающий эффект достигается без капиталовложений, например: организационные (пресечение несанкционированного отбора газа, выбор оптимального тарифа и др.) или режимные (ликвидация непроизводительных расходов энергии, прерывистое отопление и др.).

В условно беззатратных энергосберегающих мероприятиях капиталовложения планируются и осуществляются по другим программам, например, по программе реконструкции или повышения квалификации, а экономия энергоресурсов является сопутствующим эффектом.

Большинство энергосберегающих мероприятий в газораспределении являются малозатратными и связаны с совершенствованием оборудования, повышением эффективности его эксплуатации, сокращением потерь энергоносителей. Для оценки экономической эффективности этих мероприятий целесообразно использовать укрупненные показатели, что позволяет значительно сократить трудоемкость выполняемых вычислений и, как следствие, уменьшить время, затрачиваемое на расчеты.

Затратные энергосберегающие мероприятия, как правило, представляют собой одну (не всегда основную) из составляющих частей масштабных технических решений (например, внедрение систем контроля и учета газа, децентрализация систем теплоснабжения, строительство новых газопроводов и др.), для оценки экономической эффективности которых требуется разработка инвестиционных проектов, комплексно учитывающих вопросы строительства, эксплуатации и энергосбережения в системах газораспределения.

Возможности повышения энергетической эффективности, достигаемые при внедрении различных энергосберегающих мероприятий в ГРО, оцениваются с учетом специфики последних.

Основные направления энергосбережения при распределении природного газа:

- повышение герметичности сетей газораспределения в результате применения новых видов оборудования, арматуры и уплотнительных материалов;

- совершенствование приборной техники для технического диагностирования и контроля герметичности;

- совершенствование организации и повышение качества профилактического обслуживания сетей газораспределения;

- совершенствование методов учета расхода газа.

Энергосберегающие мероприятия, внедряемые в системах производства, транспорта и потребления тепловой энергии в ГРО, основаны на:

- снижении потребления природного газа в централизованных системах отопления;

- повышении эффективности эксплуатации систем отопления;

- улучшении теплоизолирующих свойств ограждающих конструкций помещений ГРО.

Эффективность потребления электрической энергии в ГРО повышается при:

- снижении потребления электроэнергии при защите стальных подземных газопроводов от коррозии;

- повышении эффективности электропривода;

- внедрении энергоэффективных систем наружного и внутреннего освещения;

- применении оптимальных тарифов и современных систем учета электроэнергии;

- выработке электрической энергии в турбодетандерных установках.

Экономия горюче-смазочных материалов в ГРО достигается в результате:

- модернизации автотракторной техники;

- совершенствования обслуживания автотехники;

- проведения организационных мероприятий.

Таким образом, выявление и практическая реализация возможностей энергосбережения и повышения энергетической эффективности на объектах газораспределительных организаций основаны на системном и комплексном проведении мероприятий, в число которых входят как типовые, общедоступные, так и специфичные, присущие только сфере газораспределения.

Потенциал развития децентрализации систем теплоснабжения города

Новые микрорайоны индивидуальной жилой застройки планируются с учетом индивидуального отопления, в микрорайонах 13; 16 и 18 уже существует газифицированная коттеджная застройка и застройка малой этажности. Организация централизованного газоснабжения на территориях города, где оно отсутствует, связано со строительством сетей газораспределения. На застраиваемых территориях организация централизованного газоснабжения, помимо строительства новых сетей, предполагает установку газорегуляторных пунктов.

1.3. Энергетическое обследование

1.3.1. Анализ состава существующей системы газоснабжения города

Источником газа являются:

- система магистральных газопроводов ООО "Роснефть-Пурнефтегаз";

- Губкинский газоперерабатывающий завод.

В состав системы коммунально-бытового газоснабжения входят:

- Газорегуляторный пункт ПГБ N 1, расположенный в промышленной зоне города (панель N 2) подающий газ в сети низкого давления промышленным предприятиям;

- Газорегуляторный пункт ПГБ N 2, расположенный в промышленной зоне города (панель N 2), подающий газ в сети низкого давления к потребителям жилой застройки микрорайона 13;

- Газорегуляторный пункт ПГБ N 3, расположенный в промышленной зоне города (панель N 6), подающий газ в сети низкого давления промышленным предприятиям;

- Газорегуляторный пункт ПГБ N 4, расположенный в зоне жилой застройки, подающий газ в сети низкого давления к потребителям жилой застройки микрорайона 16;

- Газорегуляторные пункты ПГБ, ГРПШ и газорегуляторные установки (ГРУ) промышленных предприятий и предприятий сферы коммунально-бытового обслуживания;

- Газопровод высокого давления 2 категории (от 0,3 до 0,6 МПа), предназначенный для питания сетей низкого давления через газорегуляторный пункт и подачи газа в газопроводы промышленных предприятий;

- Газопровод среднего давления (от 0,005 до 0,3 МПа), предназначенный для питания сетей низкого давления через газорегуляторный пункт и подачи газа в газопроводы промышленных предприятий;

- Газопровод низкого давления (до 0,005 МПа включительно), предназначенные для транспортирования газа в жилые и общественные здания.

1.3.2. Анализ существующей системы учета газа на объектах города

Система учета расхода газа представлена счетчиками расхода газа различных моделей, установленных у потребителей газа. На территории г. Губкинский установлен блочный узел учета расхода природного газа на весь город.

1.3.3. Гидравлические расчет газопроводов

При разработке электронной модели системы газоснабжения использован программный расчетный комплекс "Zulu Gis 2021" версия 10.0, разработчик ООО "Политерм", г. Санкт-Петербург, предназначенный для гидравлического расчета инженерных сетей газоснабжения низкого, среднего и высокого давления городов и населенных пунктов, а также внутренних газопроводов низкого давления для жилых домов. В результате расчетов определяется потокораспределение в газовой сети, давление газа во всех узловых точках, нарушение режима работы потребителей.

Исходной информацией для расчета являются физические свойства транспортируемого газа, конфигурация сети и описание участков сети.

Выходными данными являются: потоки газа по участкам системы газопроводов, давления в узлах распределительной системы газоснабжения и скорости движения газа на расчетных участках. В режиме подбора диаметров, производится подбор стандартных диаметров из списка стальных и полиэтиленовых труб.

При выполнении расчетов давление газа применено:

в сетях высокого давления 2 категории

- начальное в точке подключения - не более 0,6 МПа (изб.),

- у самого удалённого потребителя - не менее 0,3 МПа (изб.);

в сетях среднего давления

- начальное в точке подключения - не более 0,3 МПа (изб.),

- у самого удалённого потребителя - не менее 0,005 МПа (изб.).

Электронная модель используется в качестве основного инструментария для проведения гидравлических расчетов для различных сценариев развития системы газоснабжения городского округа.

В электронной модели возможно провести гидравлическую оценку газоснабжения потребителей при различных сценариях развития ситуации, путем открытия/закрытия отключающих задвижек, моделирования возникновения аварийной ситуации на газопроводе, также возможно провести гидравлический расчет при прокладке новых участков газопроводов, строительства перемычек для увеличения надежности газоснабжения потребителей и обеспечения перспективных потребителей газом в полном объеме.

Гидравлический расчет показал достаточную пропускную способность сети газораспределения на существующее положение.

1.3.4. Состояние запорных арматур системы газоснабжения

По результатам обследования на системах газоснабжения котельных установлено оборудование, не подвергавшееся ежегодному техническому обслуживанию в соответствии с требованиями пункта 3.3.4. и 3.4.9. ПБ 12-245-98 правил безопасности в газовом хозяйстве:

Установленные на газопроводах запорная арматура и компенсаторы должны подвергаться ежегодному техническому обслуживанию и при необходимости - ремонту.

Сведения о техническом обслуживании заносятся в журнал, а о капитальном ремонте (замене) - в паспорт газопровода.

При эксплуатации ГРП и ГРУ должны выполняться:

- проверка параметров срабатывания предохранительно-запорных и сбросных клапанов не реже 1 раза в 3 месяца, а также по окончании ремонта оборудования.

При наружном осмотре оборудования на штоке срабатывания предохранительно-запорных клапанах установлена отложения коррозии, которые могут служить клином при срабатывании последнего.

В связи с вышеперечисленным необходим капитальный ремонт или замена предохранительно-запорных клапанов на котельных N 1, 2, 4, 8, 9 до их ликвидации или консервации.

Обследование запорной арматуры.

Основными параметрами, определяющими техническое состояние оборудования ГРП при контроле технического состояния, являются:

- герметичность;

- качество сварных соединений;

- коррозионный и механический износ материалов;

- прочность труб и оборудования.

Контроль технического состояния включает в себя:

- визуальный и измерительный контроль;

- неразрушающий контроль сварных соединений;

- замер толщины стенок (толщинометрию) газопроводов;

- проверку на прочность;

- проверку на герметичность.

Визуальный и измерительный контроль проводится в соответствии с требованиями РД 34.10.130 "Инструкция по визуальному и измерительному контролю".

Визуальный контроль труб, оборудования и сварных соединений выполняется с целью подтверждения отсутствия поверхностных повреждений (трещин, коррозионных повреждений, деформированных участков, наружного износа элементов и т.д.) вызванных условиями эксплуатации. При визуальном контроле оборудования в случае необходимости выполняется частичная или полная его разборка для осмотра внутренних поверхностей элементов.

Измерительный контроль труб, оборудования и сварных соединений производится с целью подтверждения соответствия геометрических размеров и допустимости повреждений, выявленных при визуальном контроле, требованиям стандартов и паспортов.

Визуальный и измерительный контроль выполняется до проведения контроля оборудования другими методами неразрушающего контроля.

При проведении визуального контроля запорной арматуры производится оценка:

- состояния металла корпуса (на деталях не должно быть трещин, расслоений, раковин; места изгибов деталей из листового проката не должны иметь трещин, надрывов, короблений);

- состояния уплотнительных поверхностей фланцев (поверхности уплотнительных прокладок должны быть ровными без вмятин и надрывов);

При измерительном контроле состояния основного материала и сварных соединений определяются:

- размеры повреждений и дефектов (длину, ширину и глубину дефектов типа пор, шлаковых включений, непроваров корня шва, вмятин);

- размеры деформированных участков основного материала и сварных соединений, возникших в результате деформаций при эксплуатации, включая следующие параметры:

а) овальность цилиндрических элементов, в т.ч. отводов труб;

б) размеры зон коррозионного повреждения, включая их глубину;

в) эксплуатационные трещины.

Оценка величины и характера обнаруженных дефектов производится с учетом норм, установленных паспортами на оборудование, отдельные узлы и проектной документацией.

В системах газоснабжения должна применяться стальная арматура не ниже класса "Б" герметичности по ГОСТ 9544-93 "Арматура трубопроводная, запорная. Нормы герметичности затворов".

Резьбовые и фланцевые соединения проверялись на герметичность мыльной эмульсией не замерзающей жидкости.

Результаты обследования внесены в таблицу 3.

Таблица 1 - Результаты обследования запорной арматуры

N п/п	Тип запорной арматуры	Местоположение	Диаметр, мм	Дефект	Износ, %
1	Шаровый кран	Весенний переулок 15, тер. Пурпе	60	Нарушение герметичности фланцевого соединения. Коррозия штока и корпуса, возможно нарушение закрытия.	40
2	Задвижка	Ягодный переулок 1, тер. Пурпе	100	Нарушение герметичности фланцевого соединения. Коррозия штока, возможно нарушение закрытия.	40
3	Задвижка	Лесной переулок 2, тер. Пурпе	100	Нарушение герметичности фланцевого соединения. Коррозия штока, возможно нарушение закрытия.	40

4	Задвижка	Лесной переулок 2, тер. Пурпе	100	Нарушение герметичности фланцевого соединения. Коррозия штока, возможно нарушение закрытия.	40
5	Задвижка	Лесной переулок 2, тер. Пурпе	100	Нарушение герметичности фланцевого соединения. Коррозия штока, возможно нарушение закрытия.	40
6	Задвижка	Солнечный микрорайон 21б, тер. Пурпе	100	Нарушение герметичности фланцевого соединения. Коррозия штока, возможно нарушение закрытия.	40
7	Задвижка	Солнечный микрорайон 21б, тер. Пурпе	100	Нарушение герметичности фланцевого соединения. Коррозия штока, возможно нарушение закрытия.	40
8	Шаровый кран	Солнечный микрорайон 21б, тер. Пурпе	100	Нарушение герметичности фланцевого соединения. Коррозия штока, возможно нарушение закрытия.	40
9	Шаровый кран	Ул. Школьная, с противоположной стороны от дома 48, тер. Пурпе	100	Нарушение герметичности фланцевого соединения.	15
10	Задвижка	Ул. Школьная 37а, тер. Пурпе	100	Нарушение герметичности фланцевого соединения. Коррозия штока и корпуса, возможно нарушение закрытия.	40
11	Шаровый кран	Ул. Ноябрьская, тер. Пурпе	100	Нарушение герметичности фланцевого соединения. Коррозия штока и корпуса, возможно нарушение закрытия.	40
12	Шаровый кран	Ул. Мира, тер. Пурпе	60	Коррозия штока и корпуса, возможно нарушение закрытия.	35
13	Шаровый кран	Ул. Газовиков, тер. Пурпе	60	Нарушение герметичности фланцевого соединения.	15
14	Шаровый кран	Ул. Газовиков, тер. Пурпе	60	Нарушение герметичности фланцевого соединения.	15
15	Шаровый кран	Ул. Новая, тер. Пурпе	100	Нарушение герметичности фланцевого соединения. Коррозия штока и корпуса, возможно нарушение закрытия.	40
16	Задвижка	Ул. Аэродромная 37, тер. Пурпе	100	Нарушение герметичности фланцевого соединения. Коррозия штока и корпуса, возможно нарушение закрытия.	40
17	Шаровый кран	Ул. Молодежная 2, тер. Пурпе-1	30	Нарушение герметичности фланцевого соединения. Коррозия штока и корпуса, возможно нарушение закрытия.	40
18	Задвижка	Ул. Парковская, тер. Пурпе-1	60	Нарушение герметичности фланцевого соединения. Коррозия штока и корпуса, возможно нарушение закрытия.	40
19	Задвижка	Ул. Российская, с противоположной стороны от дома Спортивная 1, тер. Пурпе-1	40	Нарушение герметичности фланцевого соединения.	10
20	Шаровый кран	Ул. Труда 4а, тер. Пурпе-1	50	Нарушение герметичности фланцевого соединения. Коррозия штока и корпуса, возможно нарушение закрытия.	40
21	Шаровый кран	Ул. Труда 2, тер. Пурпе-1	50	Нарушение герметичности фланцевого соединения. Коррозия штока и корпуса, возможно нарушение закрытия.	40
22	Шаровый кран	Ул. Труда 1, тер. Пурпе-1	50	Нарушение герметичности фланцевого соединения. Коррозия штока и корпуса, возможно нарушение закрытия.	40
23	Шаровый кран	Ул. Труда 21, тер. Пурпе-1	50	Нарушение герметичности фланцевого соединения. Коррозия штока и корпуса, возможно нарушение закрытия.	40
24	Шаровый кран	Ул. Труда 17, тер. Пурпе-1	50	Нарушение герметичности фланцевого соединения. Коррозия штока и корпуса, возможно нарушение закрытия.	40
25	Шаровый кран	16-й Микрорайон, Губкинский	25	Коррозия штока, возможно нарушение закрытия.	25
26	Шаровый кран	16-й Микрорайон, Губкинский	25	Коррозия штока, возможно нарушение закрытия.	25
27	Шаровый кран	16-й Микрорайон, Губкинский	25	Коррозия штока, возможно нарушение закрытия.	25
28	Шаровый кран	16-й Микрорайон, Губкинский	25	Коррозия штока, возможно нарушение закрытия.	25
29	Шаровый кран	16-й Микрорайон, Губкинский	25	Коррозия штока, возможно нарушение закрытия.	25
30	Шаровый кран	13-й Микрорайон, Губкинский	50	Нарушение герметичности фланцевого соединения	25
31	Шаровый кран	13-й Микрорайон, Губкинский	32	Нарушение герметичности фланцевого соединения	25

Требуется замена уплотнений муфтовых и фланцевых соединений, а также ремонт или замена арматуры с нарушением хода запорного элемента.

Раздел 2. Технико-экономическое состояние систем газоснабжения городского округа

2.1. Описание системы и структуры газоснабжения города и деление территории города на эксплуатационные зоны

В городском округе город Губкинский используется трехступенчатая сеть газораспределения, состоящая из сетей высокого давления 2 категории; среднего давления и низкого давления.

В городском округе город Губкинский Ямало-Ненецкого автономного округа газоснабжение потребителей природным газом осуществляется газораспределительными организациями ООО "Горгаз" и ООО "Пургазсервис".

Эксплуатационные зоны на территории городского округа совпадают с границами застройки:

- территория г. Губкинский;

- территория Пурпе;

- территория Пурпе-1.

2.2. Описание территорий города, не охваченных системами газоснабжения

Система газораспределения не охватывает территорию жилой многоквартирной застройки. В селитебной зоне застройки г. Губкинского природным газом газифицированы микрорайоны 13; 16; 18. В остальных микрорайонах города для бытовых нужд (приготовление пищи) используется электроэнергия. Жилая застройка на территории Пурпе и Пурпе-1 газифицирована частично.

2.3. Описание технологических зон газоснабжения и перечень систем газоснабжения

Источником газа являются:

1. Система магистральных газопроводов ООО "Роснефть-Пурнефтегаз";

2. Губкинский газоперерабатывающий завод.

Снабжение попутным нефтяным газом.

На территории г. Губкинский газоснабжение попутным нефтяным газом осуществляется от системы газопроводов ООО "Роснефть-Пурнефтегаз". По двум подземным газопроводам среднего давления 0,3 МПа нефтяным попутным газом обеспечиваются котельные, обслуживаемые филиалом АО "Ямалкоммунэнерго" в городе Губкинский.

На территорию Пурпе попутный нефтяной газ подается от системы газопроводов ООО "Роснефть-Пурнефтегаз", на производственные котельные.

Снабжение природным газом.

Газоснабжение природным (сухим отбензиненным) газом осуществляется от Губкинского газоперерабатывающего завода. Природным газом обеспечиваются потребители промышленной зоны и зоны жилой застройки в г. Губкинский и тер. Пурпе.

Резервным топливом для котельных в г. Губкинский является природный (сухой отбензиненный) газ Губкинского газоперерабатывающего завода (далее - ГГПЗ).

На территорию г. Губкинский природный газ поступает от ГГПЗ через блочный узел учета расхода газа (далее БУУРГ). Газ высокого давления 2 категории подается на блочные газорегуляторные пункты (ПГБ), и шкафные газорегуляторные пункты (ГРПШ).

Потребителям жилой застройки подается газ низкого давления.

В тер. Пурпе природный газ подается без БУУРГ.

В тер. Пурпе-1 природный газ подается от системы газопроводов ООО "Роснефть-Пурнефтегаз", через ПРГ-3 расположенное на площадке Пурпейского ЛПУМГ "Газпром трансгаз Сургут", на котельные, обслуживаемые филиалом АО "Ямалкоммунэнерго" и на котельную Пурпейского ЛПУМГ "Газпром трансгаз Сургут".

Характеристика природного и попутного нефтяного газа приведена в таблицах 4 и 5.

Таблица 2 - Состав природного газа (сухой отбензиненный) по результатам испытаний от 09.02.2023

Таблица 3 - Состав попутного нефтяного газа от 22.05.2020

2.4. Описание результатов технического обследования систем газоснабжения

2.4.1. Описание существующей системы газоснабжения

Источники и распределительные газопроводы.

Газоснабжение территории г. Губкинский:

- от завода "Губкинский ГПЗ" отходит газопровод высокого давления 2 категории (0,6 МПа), подходящий газ к газорегуляторным пунктам (ГРП): к блочным газорегуляторным пунктам (ПГБ), и шкафным газорегуляторным пунктам, к различным предприятиям, находящимся в промышленной зоне города и имеющим свои ГРП и ГРУ;

- от ГРП запитана сеть газораспределения низкого давления (0,005 МПа), подводящая газ к потребителям и жилой застройке;

- от системы газопроводов ООО "Роснефть-Пурнефтегаз" попутный нефтяной газ подается по газопроводам среднего давления (0,3 МПа) на котельные.

Газоснабжение тер. Пурпе:

- от завода "Губкинский ГПЗ" отходит газопровод высокого давления 2 категории (0,6 МПа), подходящий природный газ к газорегуляторному пункту на ул. Аэродромная,

- от ГРП на ул. Аэродромная запитана сеть газораспределения среднего давления (до 0,3 МПа), подводящая газ к предприятиям и ГРП,

- от ГРП запитана сеть газораспределения низкого давления (0,005 МПа), подводящая газ к потребителям и жилой застройке.

- от системы газопроводов ООО "Роснефть-Пурнефтегаз" попутный нефтяной газ подается по газопроводам среднего давления (0,3 МПа) на производственные котельные.

Газоснабжение тер. Пурпе-1:

- от системы газопроводов ООО "Роснефть-Пурнефтегаз", через ПРГ-3 расположенное на площадке Пурпейского ЛПУМГ "Газпром трансгаз Сургут", природный газ подается по газопроводам высокого давления 2 категории (0,6 МПа) на котельные и ГРП,

- от ГРП запитана сеть газораспределения низкого давления (0,005 МПа), подводящая газ к потребителям и жилой застройке.

Способ прокладки наружных газопроводов - преимущественно подземный, материал газопровода высокого давления - полиэтилен, низкого давления - полиэтилен и сталь.

Сети газораспределения являются нерезервированными, кольцевание или дублирование отсутствует. Система газораспределения тупиковая.

Пункты редуцирования газа.

В качестве газорегуляторных пунктов используются двухниточные ПГБ - блочные пункты с размещением оборудования в блоке-контейнере; ГРПШ - размещение технологического оборудования в несгораемом шкафу. В газорегуляторном пункте происходит снижение (редуцирование) высокого или среднего давления природного газа, поступающего из распределительных газопроводов, автоматическое поддержание давления на выходе, фильтрация газа, прекращение подачи газа на потребителя при аварийном изменении заданного уровня выходного давления.

2.4.2. Техническое обслуживание сетей газораспределения

В соответствии "Технического регламента о безопасности сетей газораспределения и газопотребления", эксплуатирующая организация должна обеспечить:

- мониторинг грунтовых условий, которые могут повлиять на безопасность эксплуатации наружных газопроводов) и производства строительных работ, осуществляемых в зоне прокладки сетей газораспределения для недопущения их повреждения;

- мониторинг и устранение утечек природного газа; повреждений изоляции труб подземных газопроводов и иных повреждений газопроводов; повреждений сооружений, технических и технологических устройств сетей газораспределения и газопотребления; неисправностей в работе средств электрохимической защиты и трубопроводной арматуры; для надземных газопроводов - перемещения газопроводов за пределы опор; вибрации, сплющивания и прогиба газопроводов; повреждения и изгиба опор, нарушающих безопасность газопровода; неисправностей в работе трубопроводной арматуры; повреждений изоляционного покрытия (окраски) и состояния металла трубы; повреждений электроизолирующих фланцевых соединений, средств защиты от падения электропроводов, креплений газопроводов и габаритных знаков в местах проезда автотранспорта;

- мониторинг и устранение утечек природного газа, проверку срабатывания предохранительных и сбросных клапанов, техническое обслуживание, текущие ремонты и наладку технологических устройств.

Результаты мониторинга заносятся в Акт обхода трасс надземных, наземных и подземных газопроводов. Анализ рапортов с марта 2021 г. по март 2023 не выявил серьезных дефектов и замечаний по техническому состоянию газопроводов.

По результатам обследования внутридомового газового оборудования за 2022 г., выданы предписания, в количестве:

- по замене счетчика расхода газа - 173;

- по замене отопительного котла - 12;

- по замене системы безопасности - 10.

2.4.3. Предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации участков сети газораспределения и результаты их исполнения

Предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации участков сетей газораспределения не предоставлены или отсутствуют.

2.5. Описание существующих технических и технологических проблем, возникающих при газоснабжении города

С учетом анализа состояния существующей системы газоснабжения можно выделить несколько основных проблем, возникающих при газоснабжении города:

- тупиковая схема ГРП;

- низкий уровень автоматизации ГРП;

- отсутствие эксплуатационных паспортов на газопроводы;

- отсутствие защиты подземных стальных участков газопроводов от почвенной коррозии;

- отсутствие единой системы учета газа;

- несоответствие по физико-химическим показателям попутного нефтяного газа требованиям и нормам ГОСТ 5542-87.

Основным недостатком существующей системы газоснабжения является тупиковая схема ПГБ, в которой происходит снижение давления от номинального по мере удаления от источника газа (ГРП), трудности при ремонте участков газопроводов в связи с неизбежным отключением для этого потребителей, различная величина давлений у потребителей.

2.5.1. Описание результатов технического обследования систем газоснабжения.

Внеочередные технические обследования (диагностика технического состояния) газопроводов должны проводиться по истечении расчетного ресурса работы, принимаемого для стальных газопроводов 40 лет и для полиэтиленовых 50 лет.

Диагностика с целью определения необходимости замены или остаточного ресурса с разработкой мероприятий, обеспечивающих безопасную эксплуатацию газопровода на весь срок продления жизненного цикла, должна включать проверку:

- герметичности газопроводов;

- состояния защитного покрытия (для стальных газопроводов);

- состояния (износ) материала труб, из которых он построен;

- качества сварных стыков.

Обследование должно проводиться в соответствии с РД 204 РСФСР 3.3-87 "Техническое состояние подземных газопроводов. Общие требования. Методы оценки", утвержденным Минжилкомхозом РСФСР в 1987 г.

При визуальном контроле состояния газопроводов и оборудования, их сварных соединений проверяется:

- отсутствие (наличие) механических повреждений поверхностей;

- отсутствие (наличие) формоизменения изделия (деформированные участки, коробление, провисание, выход трубы из ряда и другие отклонения от первоначального расположения);

- отсутствие (наличие) трещин и других поверхностных дефектов, образовавшихся в процессе эксплуатации;

- отсутствие растрескивания, эрозии и износа сварных швов и участков газопровода.

В соответствии с правилами охраны систем газоснабжения (утв. Минтопэнерго РФ 24 сентября 1992 г.) в охранных зонах систем газоснабжения без письменного уведомления организаций, в собственности или оперативном управлении которых находятся эти системы, запрещается:

а) производить строительство, капитальный ремонт, реконструкцию или снос любых зданий и сооружений;

б) складировать материалы, высаживать деревья всех видов;

в) осуществлять всякого рода горные, дноуглубительные, землечерпальные, взрывные, мелиоративные работы, устраивать причалы для стоянки судов, барж, бросать якоря, проходить с отданными якорями и тралами;

г) производить земляные и дорожные работы;

д) устраивать проезды под надземными газопроводами для машин и механизмов, имеющих общую высоту с грузом или без груза от поверхности дороги более 4,5 м.

Организации и частные лица, получившие письменное разрешение на ведение указанных работ в охранных зонах систем газоснабжения, обязаны выполнять их с соблюдением мероприятий по их сохранности.

По результатам обследования составлена таблица 6 с указанием дефектов и мест их расположения с рекомендациями по их устранению.

Участков газопровода с необходимостью приведения санитарно-защитной зоны в соответствие с действующими нормативно-техническими актами установлено общей протяженностью 1,064 км.

Участков газопровода с дефектами, в связи с которыми необходим капитальных ремонт сетей, установлено общей протяженностью 2,868 км.

Таблица 4 - Техническое состояние системы газоснабжения.

Наименование	Месторасположение	Начало участка	Конец участка		Состояние объекта		Длина, м		Диаметр внутренний, мм		Расчетная длина участка, м		Расход при нормальных условиях, м3/ч		Фактический расход, м3/ч		Скорость в начале участка, м/с		Сортамент		Вид прокладки		Год ввода в эксплуатацию
1	2	3	4		5		6		7		8		9		10		11		12		13		14
Газоснабжение производственной базы ООО Магма	ЯНАО, г. Губкинский, промышленная зона, панель 1		ГРПШ "ИП Гатаулина"		60,00%		58,44		51,00		64,30		61,00		12,79		1,74		Сталь ГОСТ 10704-91		Надземная		2015
Газоснабжение производственной базы ООО Пурэнергоотдача	ЯНАО, г. Губкинский, промышленная зона, панель 3	ГРПШ "Панель 3"			60,00%		202,25		82,00		222,50		110,00		108,87		5,79		Сталь ГОСТ 10704-91		Надземная		2019
Газоснабжение производственной базы ООО Пурэнергоотдача	ЯНАО, г. Губкинский, промышленная зона, панель 3		ООО Пурэнергоотдача		70,00%		79,50		82,00		87,50		15,00		14,92		0,79		Сталь ГОСТ 10704-91		Надземная		2019
							1099,75
							540,28
			Котельная "РН-Энергонефть" (Котельная ЦУПО)				1440,84
					10,00%		66,08		100,00		72,70		269,00		53,67		1,90		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%		92,89		51,00		102,20		159,00		31,73		4,32		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					20,00%		26,67		100,00		29,30		110,00		21,95		0,78		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			ГРП Пургазсервис		10,00%		12,65		209,00		13,90		9777,00		2243,55		18,17		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%		9,49		100,00		10,40		425,00		110,91		3,92		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%		15,67		100,00		17,20		425,00		110,88		3,92		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Магазин		10,00%		5,70		82,00		6,30		0,00		0,00		0,00		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%		57,76		51,00		63,50		0,00		0,00		0,00		Сталь ГОСТ 10704-91		Надземная
			Магазин		10,00%		10,68		25,00		11,70		0,00		0,00		0,00		Сталь ГОСТ 10704-91		Надземная
					10,00%		24,63		82,00		27,10		0,00		0,00		0,00		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Пекарня		10,00%		33,90		82,00		37,30		0,00		0,00		0,00		Сталь ГОСТ 10704-91		Надземная
			Магазин		20,00%		44,39		82,00		48,80		0,00		0,00		0,00		Сталь ГОСТ 10704-91		Надземная
			Жилой дом		20,00%		12,71		26,00		14,00		6,00		6,00		3,14		ПЭ 100 SDR11
			Жилой дом		20,00%		11,29		26,00		12,40		6,00		6,01		3,14		ПЭ 100 SDR11
			Жилой дом		20,00%		13,78		26,00		15,20		6,00		6,01		3,14		ПЭ 100 SDR11
			Жилой дом		10,00%		16,42		26,00		18,10		6,00		6,01		3,14		ПЭ 100 SDR11
			Жилой дом		10,00%		12,31		26,00		13,50		6,00		6,01		3,14		ПЭ 100 SDR11
			Жилой дом		10,00%		9,92		26,00		10,90		6,00		6,01		3,14		ПЭ 100 SDR11
			Жилой дом		10,00%		10,73		26,00		11,80		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		7,33		26,00		8,10		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		8,02		26,00		8,80		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		8,03		26,00		8,80		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		8,71		26,00		9,60		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		7,83		26,00		8,60		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		10,71		26,00		11,80		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		7,84		26,00		8,60		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		8,99		26,00		9,90		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		5,32		26,00		5,90		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		8,26		26,00		9,10		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		6,37		26,00		7,00		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		7,85		26,00		8,60		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		5,84		26,00		6,40		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		9,61		26,00		10,60		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		5,85		26,00		6,40		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		6,19		26,00		6,80		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		9,18		26,00		10,10		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		5,58		26,00		6,10		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		10,34		26,00		11,40		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		40,00%		37,23		26,00		41,00		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		7,58		26,00		8,30		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		9,45		26,00		10,40		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		10,91		26,00		12,00		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		9,61		26,00		10,60		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		10,03		26,00		11,00		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		7,52		26,00		8,30		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		8,50		26,00		9,40		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		11,07		26,00		12,20		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		10,41		26,00		11,50		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		5,90		26,00		6,50		6,00		5,95		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		4,50		26,00		5,00		6,00		5,95		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		5,43		26,00		6,00		6,00		5,99		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		4,45		26,00		4,90		6,00		5,98		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		4,97		26,00		5,50		6,00		5,98		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		5,51		26,00		6,10		6,00		5,97		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		4,33		26,00		4,80		6,00		5,96		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		10,52		26,00		11,60		6,00		6,00		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		8,58		26,00		9,40		6,00		5,95		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		9,31		26,00		10,20		6,00		5,95		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		7,87		26,00		8,70		6,00		5,95		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		8,06		26,00		8,90		6,00		5,95		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
Сети газоснабжения микрорайона N 13	ЯНАО, г. Губкинский		Жилой дом		40,00%		8,49		26,00		9,30		6,00		5,95		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная		2012
			Жилой дом		40,00%		4,84		26,00		5,30		6,00		6,00		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		40,00%		6,63		26,00		7,30		6,00		6,00		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		50,00%		4,97		26,00		5,50		6,00		6,00		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		40,00%		6,36		26,00		7,00		6,00		6,00		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		50,00%		5,63		26,00		6,20		6,00		6,00		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		24,43		26,00		26,90		6,00		5,94		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		22,89		26,00		25,20		6,00		5,94		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		23,74		26,00		26,10		6,00		5,94		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		23,41		26,00		25,80		6,00		5,94		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		26,24		26,00		28,90		6,00		5,94		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		24,46		26,00		26,90		6,00		5,94		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		26,54		26,00		29,20		6,00		5,94		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		24,07		26,00		26,50		6,00		5,94		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		23,80		26,00		26,20		6,00		5,94		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		24,78		26,00		27,30		6,00		5,94		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		23,38		26,00		25,70		6,00		5,94		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		22,07		26,00		24,30		6,00		5,94		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		21,64		26,00		23,80		6,00		5,94		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		50,00%		5,92		26,00		6,50		6,00		5,95		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		40,00%		4,78		26,00		5,30		6,00		5,95		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		50,00%		8,37		26,00		9,20		6,00		5,95		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		40,00%		8,26		26,00		9,10		6,00		5,95		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		50,00%		11,38		26,00		12,50		6,00		5,95		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		40,00%		11,39		26,00		12,50		6,00		5,95		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		40,00%		8,72		26,00		9,60		6,00		5,95		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		40,00%		7,46		26,00		8,20		6,00		5,95		3,14		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			ИП Салазкин А.В.		10,00%		40,10		51,00		44,10		23,00		4,59		0,62		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%		38,26		82,00		42,10		0,00		0,00		0,00		Сталь ГОСТ 10704-91		Надземная
			Жилой дом		40,00%		16,43		26,00		18,10		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		40,00%		9,67		20,00		10,60		5,00		4,97		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					40,00%		46,21		100,00		50,80		22,33		22,21		0,79		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		10,00%		10,82		20,00		11,90		5,00		4,97		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					50,00%		14,64		100,00		16,10		12,33		12,26		0,44		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		10,00%		5,59		20,00		6,10		5,00		4,97		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					50,00%		4,32		20,00		4,80		7,33		7,29		6,48		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		10,00%		8,00		20,00		8,80		5,00		4,98		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					40,00%		21,55		100,00		23,70		2,33		2,32		0,08		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		40,00%		5,07		20,00		5,60		5,00		4,98		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					40,00%		7,49		100,00		8,20		-7,67		-7,64		0,27		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		40,00%		7,18		20,00		7,90		5,00		4,98		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					50,00%		11,08		100,00		12,20		102,85		102,31		3,64		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%		26,71		100,00		29,40		25,00		24,88		0,88		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					50,00%		28,87		100,00		31,80		67,85		67,51		2,40		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%		12,83		100,00		14,10		112,38		111,83		3,98		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		50,00%		7,14		20,00		7,90		5,00		4,98		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					40,00%		22,45		100,00		24,70		102,38		101,89		3,62		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		10,00%		11,89		20,00		13,10		5,00		4,98		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					40,00%		7,54		100,00		8,30		97,38		96,93		3,44		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		10,00%		11,39		20,00		12,50		5,00		4,98		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%		15,39		100,00		16,90		92,38		91,96		3,27		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		40,00%		9,00		20,00		9,90		5,00		4,98		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					40,00%		11,57		100,00		12,70		87,38		86,99		3,09		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		50,00%		9,61		20,00		10,60		5,00		4,98		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%		12,74		100,00		14,00		82,38		82,02		2,91		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		20,00%		10,17		20,00		11,20		5,00		4,98		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					20,00%		17,42		100,00		19,20		77,38		77,05		2,74		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		10,00%		13,35		20,00		14,70		5,00		4,98		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					40,00%		29,41		100,00		32,40		72,38		72,07		2,56		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		40,00%		11,56		20,00		12,70		5,00		4,98		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%		174,87		100,00		192,40		62,38		62,12		2,21		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					20,00%		57,51		100,00		63,30		70,00		69,75		2,48		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					60,00%		18,06		100,00		19,90		65,00		64,78		2,30		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%		306,35		100,00		337,00		5,00		4,98		0,18		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					60,00%		16,13		100,00		17,70		101,52		101,15		3,59		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%		58,05		100,00		63,90		65,68		65,48		2,32		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%		17,22		69,00		18,90		31,59		31,50		2,35		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					60,00%		26,30		100,00		28,90		60,00		59,84		2,12		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					70,00%		16,72		100,00		18,40		50,00		49,87		1,77		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					70,00%		26,79		100,00		29,50		50,00		49,84		1,77		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%		20,04		51,00		22,00		10,00		9,95		1,36		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					20,00%		7,69		100,00		8,50		65,00		64,81		2,30		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					60,00%		36,21		100,00		39,80		95,00		94,70		3,36		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		40,00%		11,10		51,00		12,20		5,00		4,99		0,68		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					20,00%		45,73		100,00		50,30		25,00		24,88		0,88		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					40,00%		7,19		51,00		7,90		10,00		9,95		1,36		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					40,00%		26,12		51,00		28,70		5,00		4,98		0,68		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			ИП Рамазанов М.		50,00%		24,15		20,00		26,60		5,00		4,98		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%		26,24		51,00		28,90		5,00		4,98		0,68		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		40,00%		10,08		20,00		11,10		5,00		4,98		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		40,00%		10,34		20,00		11,40		5,00		4,98		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
		ГРП 154			10,00%		16,41		100,00		18,10		425,00		420,62		15,03		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					40,00%		14,62		51,00		16,10		35,00		34,74		4,76		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		40,00%		11,77		20,00		12,90		5,00		4,97		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					40,00%		33,57		51,00		36,90		15,00		14,91		2,04		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		40,00%		11,19		20,00		12,30		5,00		4,97		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		50,00%		12,24		20,00		13,50		5,00		4,97		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					40,00%		31,92		51,00		35,10		5,00		4,97		0,68		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная

					50,00%		69,31		100,00		76,20		87,70		87,04		3,10		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					50,00%		28,37		51,40		31,20		45,00		44,68		6,02		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		40,00%		19,03		20,00		20,90		5,00		4,97		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					40,00%		82,08		100,00		90,30		95,44		94,77		3,38		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					40,00%		23,11		69,00		25,40		35,00		34,77		2,60		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		40,00%		15,14		20,00		16,70		5,00		4,97		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					40,00%		82,96		100,00		91,30		90,32		89,73		3,19		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		20,00%		18,31		20,00		20,10		5,00		4,97		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%		13,80		100,00		15,20		55,32		54,99		1,96		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%		14,55		100,00		16,00		135,00		134,21		4,78		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		50,00%		28,24		20,00		31,10		5,00		4,97		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					20,00%		51,99		100,00		57,20		130,00		129,26		4,60		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					20,00%		61,99		100,00		68,20		95,00		94,44		3,36		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		40,00%		9,31		20,00		10,20		5,00		4,97		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%		10,20		100,00		11,20		85,00		84,54		3,01		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%		82,67		51,00		90,90		10,00		9,95		1,36		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		20,00%		8,15		20,00		9,00		5,00		4,97		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%		7,99		51,00		8,80		24,03		23,90		3,27		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					20,00%		31,24		69,00		34,40		10,00		9,95		0,74		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		40,00%		28,56		20,00		31,40		5,00		4,97		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		30,00%		16,87		20,00		18,60		5,00		4,97		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					20,00%		14,42		51,00		15,90		14,03		13,95		1,91		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		40,00%		8,58		20,00		9,40		5,00		4,97		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					20,00%		37,14		51,00		40,90		4,03		4,01		0,55		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		30,00%		9,31		20,00		10,20		5,00		4,97		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		40,00%		17,06		20,00		18,80		5,00		4,98		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					20,00%		27,46		69,00		30,20		5,00		4,98		0,37		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		40,00%		11,64		20,00		12,80		5,00		4,98		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		40,00%		11,09		20,00		12,20		5,00		4,98		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		40,00%		10,62		20,00		11,70		5,00		4,98		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		30,00%		13,23		20,00		14,60		5,00		4,99		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		40,00%		18,34		20,00		20,20		5,00		4,99		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		40,00%		12,37		20,00		13,60		5,00		4,99		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			ИП Захарова В.Н.		20,00%		18,39		51,00		20,20		10,00		9,96		1,36		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			ИП Захарова В.Н.		10,00%		26,81		20,00		29,50		5,00		4,98		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%		11,73		69,00		12,90		10,00		9,97		0,74		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%		19,62		51,00		21,60		20,00		19,90		2,72		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%		30,02		100,00		33,00		60,32		59,96		2,13		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					60,00%		16,45		51,00		18,10		30,00		29,82		4,08		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		10,00%		8,31		20,00		9,10		5,00		4,97		4,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
							132,48																16.09.1990
			Жилой дом		10,00%		23,21		26,00		25,50		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		17,85		26,00		19,60		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		15,92		26,00		17,50		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		27,83		26,00		30,60		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		15,50		26,00		17,10		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		26,30		26,00		28,90		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		14,59		26,00		16,00		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		23,19		26,00		25,50		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		14,37		26,00		15,80		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		26,72		26,00		29,40		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		18,27		26,00		20,10		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		27,45		26,00		30,20		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		14,97		26,00		16,50		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		23,33		26,00		25,70		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		14,10		26,00		15,50		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		24,34		26,00		26,80		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		12,92		26,00		14,20		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		26,18		26,00		28,80		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		12,36		26,00		13,60		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		19,50		26,00		21,50		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		16,11		26,00		17,70		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		10,56		26,00		11,60		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		11,42		26,00		12,60		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		11,09		26,00		12,20		5,00		4,95		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		11,84		26,00		13,00		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		12,20		26,00		13,40		5,00		4,95		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		12,66		26,00		13,90		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		12,26		26,00		13,50		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		11,71		26,00		12,90		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		12,03		26,00		13,20		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		10,20		26,00		11,20		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		10,80		26,00		11,90		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		28,69		26,00		31,60		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		9,20		26,00		10,10		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		15,34		26,00		16,90		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		6,78		26,00		7,50		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		11,68		26,00		12,80		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		11,26		26,00		12,40		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		13,07		26,00		14,40		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		12,52		26,00		13,80		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		32,74		26,00		36,00		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		19,04		26,00		20,90		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		8,71		26,00		9,60		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		14,75		26,00		16,20		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		18,63		26,00		20,50		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		23,03		26,00		25,30		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		9,74		26,00		10,70		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		13,10		26,00		14,40		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		11,92		26,00		13,10		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		12,66		26,00		13,90		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		9,93		26,00		10,90		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		12,52		26,00		13,80		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		10,85		26,00		11,90		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		10,64		26,00		11,70		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		9,90		26,00		10,90		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		10,42		26,00		11,50		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		8,25		26,00		9,10		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		11,46		26,00		12,60		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		7,64		26,00		8,40		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		11,61		26,00		12,80		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		8,36		26,00		9,20		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		10,78		26,00		11,90		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		17,90		26,00		19,70		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		21,56		26,00		23,70		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		26,90		26,00		29,60		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		26,38		26,00		29,00		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		22,91		26,00		25,20		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		21,21		26,00		23,30		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		17,67		26,00		19,40		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		17,27		26,00		19,00		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		13,74		26,00		15,10		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		14,06		26,00		15,50		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		12,10		26,00		13,30		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		8,72		26,00		9,60		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		11,95		26,00		13,10		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		16,68		26,00		18,30		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		16,15		26,00		17,80		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		9,30		26,00		10,20		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		5,73		26,00		6,30		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		7,55		26,00		8,30		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		7,90		26,00		8,70		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		16,43		26,00		18,10		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		12,15		26,00		13,40		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		10,81		26,00		11,90		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		12,88		26,00		14,20		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		13,47		26,00		14,80		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		10,87		26,00		12,00		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		11,42		26,00		12,60		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		10,08		26,00		11,10		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		10,30		26,00		11,30		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		14,99		26,00		16,50		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		16,52		26,00		18,20		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		22,30		26,00		24,50		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		8,64		26,00		9,50		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		10,36		26,00		11,40		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
					60,00%		26,73		100,00		29,40		122,70		121,75		4,34		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
			Жилой дом		20,00%		19,52		26,00		21,50		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		17,77		26,00		19,50		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		23,60		26,00		26,00		5,00		4,95		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		21,14		26,00		23,30		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		40,00%		10,80		26,00		11,90		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		11,80		26,00		13,00		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		11,58		26,00		12,70		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		12,52		26,00		13,80		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		13,41		26,00		14,80		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		11,49		26,00		12,60		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		19,92		26,00		21,90		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		19,17		26,00		21,10		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		10,00%		15,43		26,00		17,00		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		16,53		26,00		18,20		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
			Жилой дом		20,00%		17,43		26,00		19,20		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	11,99		26,00		13,20		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	13,56		26,00		14,90		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	18,26		26,00		20,10		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	20,85		26,00		22,90		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	18,24		26,00		20,10		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	17,20		26,00		18,90		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	17,90		26,00		19,70		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	21,48		26,00		23,60		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	27,86		26,00		30,60		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	17,46		26,00		19,20		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	28,93		26,00		31,80		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	17,92		26,00		19,70		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	24,07		26,00		26,50		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	16,08		26,00		17,70		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	12,85		26,00		14,10		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	24,35		26,00		26,80		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	21,49		26,00		23,60		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	12,82		26,00		14,10		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	28,55		26,00		31,40		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	20,66		26,00		22,70		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	24,30		26,00		26,70		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	27,86		26,00		30,60		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	8,68		26,00		9,50		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	7,16		26,00		7,90		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	16,35		26,00		18,00		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	10,64		26,00		11,70		5,00		4,96		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	38,42		26,00		42,30		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	15,16		26,00		16,70		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	14,60		26,00		16,10		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	16,77		26,00		18,40		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	18,50		26,00		20,40		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	18,79		26,00		20,70		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	16,29		26,00		17,90		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	15,07		26,00		16,60		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	15,03		26,00		16,50		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	22,06		26,00		24,30		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	20,25		26,00		22,30		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	20,74		26,00		22,80		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	20,14		26,00		22,20		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	17,86		26,00		19,60		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	11,35		26,00		12,50		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	15,29		26,00		16,80		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	13,32		26,00		14,70		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	12,72		26,00		14,00		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	15,55		26,00		17,10		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	17,03		26,00		18,70		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	16,03		26,00		17,60		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	17,26		26,00		19,00		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	17,53		26,00		19,30		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	13,65		26,00		15,00		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	17,03		26,00		18,70		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	18,06		26,00		19,90		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	10,71		26,00		11,80		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	11,17		26,00		12,30		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	12,21		26,00		13,40		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	18,87		26,00		20,80		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	19,70		26,00		21,70		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	23,75		26,00		26,10		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	23,93		26,00		26,30		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	7,78		26,00		8,60		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	9,89		26,00		10,90		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	11,59		26,00		12,70		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	9,82		26,00		10,80		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	8,01		26,00		8,80		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	7,29		26,00		8,00		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	7,52		26,00		8,30		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	9,81		26,00		10,80		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	23,11		26,00		25,40		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	9,05		26,00		10,00		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	10,24		26,00		11,30		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	17,26		26,00		19,00		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	19,93		26,00		21,90		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	18,05		26,00		19,90		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	10,89		26,00		12,00		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	13,88		26,00		15,30		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	17,31		26,00		19,00		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	18,41		26,00		20,30		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	22,83		26,00		25,10		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	25,70		26,00		28,30		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	10,89		26,00		12,00		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	17,70		26,00		19,50		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	21,87		26,00		24,10		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	37,41		26,00		41,20		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	9,75		26,00		10,70		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	7,76		26,00		8,50		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	13,22		26,00		14,50		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	9,43		26,00		10,40		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	8,91		26,00		9,80		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	12,52		26,00		13,80		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	9,34		26,00		10,30		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	14,94		26,00		16,40		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	30,31		26,00		33,30		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	33,09		26,00		36,40		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	34,79		26,00		38,30		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	17,47		26,00		19,20		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	13,38		26,00		14,70		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	12,32		26,00		13,60		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	40,00%	35,76		26,00		39,30		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	11,53		26,00		12,70		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	8,07		26,00		8,90		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	21,27		26,00		23,40		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	10,86		26,00		11,90		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	11,80		26,00		13,00		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	11,43		26,00		12,60		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	10,50		26,00		11,60		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	12,35		26,00		13,60		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	26,96		26,00		29,70		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	19,78		26,00		21,80		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	20,81		26,00		22,90		5,00		4,97		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	22,20		26,00		24,40		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	50,00%	22,38		26,00		24,60		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	23,06		26,00		25,40		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	23,22		26,00		25,50		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	24,49		26,00		26,90		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	25,67		26,00		28,20		5,00		4,98		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	7,83		26,00		8,60		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	9,17		26,00		10,10		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	10,00%	7,44		26,00		8,20		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
				Жилой дом	20,00%	8,77		26,00		9,60		5,00		4,99		2,62		ПЭ 100 SDR11		Наземная
					20,00%	14,63		100,00		16,10		5,00		4,98		0,18		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%	6,70		100,00		7,40		30,00		29,91		1,06		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%	28,68		69,00		31,50		25,00		24,97		1,86		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					60,00%	33,44		51,00		36,80		25,00		24,84		3,40		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					40,00%	20,73		51,00		22,80		30,00		29,79		4,08		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					70,00%	32,53		69,00		35,80		30,00		29,81		2,23		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					70,00%	28,00		69,00		30,80		20,00		19,88		1,49		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					50,00%	22,83		69,00		25,10		10,00		9,94		0,74		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					40,00%	8,76		69,00		9,60		5,00		4,97		0,37		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					20,00%	27,27		51,00		30,00		20,00		19,89		2,72		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					40,00%	12,86		51,00		14,10		15,00		14,92		2,04		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					60,00%	29,32		51,00		32,30		10,00		9,95		1,36		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					60,00%	21,83		100,00		24,00		90,00		89,56		3,18		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					40,00%	20,15		100,00		22,20		95,00		94,52		3,36		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					50,00%	8,30		51,00		9,10		5,00		4,97		0,68		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					60,00%	30,49		100,00		33,50		55,00		54,84		1,95		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					60,00%	21,93		100,00		24,10		15,00		14,96		0,53		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					40,00%	32,55		100,00		35,80		25,00		24,93		0,88		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					40,00%	27,11		100,00		29,80		92,85		92,37		3,28		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					50,00%	19,21		100,00		21,10		-2,67		-2,66		0,10		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%	16,66		100,00		18,30		91,52		91,20		3,24		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					40,00%	22,51		100,00		24,80		81,52		81,24		2,88		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					40,00%	23,47		100,00		25,80		71,52		71,28		2,53		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					40,00%	21,58		100,00		23,70		61,52		61,32		2,18		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					50,00%	20,82		100,00		22,90		51,52		51,36		1,82		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					40,00%	26,77		100,00		29,40		41,52		41,39		1,47		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					40,00%	24,40		100,00		26,80		31,52		31,42		1,12		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%	27,71		100,00		30,50		21,52		21,45		0,76		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					20,00%	27,98		100,00		30,80		11,52		11,48		0,41		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная

					60,00%	31,32		100,00		34,50		1,52		1,51		0,05		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					40,00%	30,80		100,00		33,90		55,00		54,82		1,95		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					40,00%	20,27		100,00		22,30		45,00		44,86		1,59		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					40,00%	19,30		100,00		21,20		40,00		39,87		1,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					20,00%	24,03		100,00		26,40		30,00		29,91		1,06		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%	29,60		100,00		32,60		25,00		24,92		0,88		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					40,00%	14,23		100,00		15,70		20,00		19,94		0,71		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					40,00%	25,77		100,00		28,30		35,00		34,89		1,24		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					20,00%	24,07		100,00		26,50		15,00		14,95		0,53		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					20,00%	22,01		100,00		24,20		10,00		9,97		0,35		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					20,00%	18,73		69,00		20,60		21,59		21,53		1,60		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%	27,02		69,00		29,70		65,00		64,83		4,83		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%	24,62		69,00		27,10		55,00		54,89		4,09		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					20,00%	20,20		69,00		22,20		45,00		44,93		3,34		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%	32,06		69,00		35,30		35,00		34,95		2,60		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					20,00%	25,83		69,00		28,40		15,00		14,98		1,11		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%	18,44		69,00		20,30		5,00		5,00		0,37		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%	17,88		100,00		19,70		53,05		52,90		1,88		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					60,00%	21,36		100,00		23,50		40,00		39,90		1,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%	19,18		100,00		21,10		35,00		34,91		1,24		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					20,00%	27,82		100,00		30,60		30,00		29,93		1,06		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					20,00%	28,03		100,00		30,80		20,00		19,95		0,71		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%	37,11		100,00		40,80		10,00		9,98		0,35		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					60,00%	32,29		100,00		35,50		50,00		49,87		1,77		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%	27,95		100,00		30,70		55,00		54,85		1,95		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%	20,89		100,00		23,00		48,05		47,91		1,70		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					20,00%	26,51		100,00		29,20		5,00		4,99		0,18		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
				ПАО Самаранефтегеофизика	20,00%	4,74		51,00		5,20		72,00		14,42		1,96		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%	40,12		100,00		44,10		167,70		166,27		5,93		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
				ИП Гамзаев	60,00%	34,83		51,00		38,30		3,00		2,99		0,41		Сталь ГОСТ 10704-91		Надземная
				Жилой дом	60,00%	15,54		21,00		17,10		8,00		7,93		6,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
				Жилой дом	70,00%	19,17		21,00		21,10		8,00		7,93		6,42		Сталь ГОСТ 10704-91		Наземная
					10,00%	3519,95		257,80		3871,90		12838,66		2275,58		12,11		ПЭ 100 SDR11		Надземная
					20,00%	103,31		90,00		113,60		105,00		104,36		4,59
		ГРП 166			60,00%	49,44		51,00		54,40		54,00		53,44		7,34		Сталь ГОСТ 10704-91		Надземная
				Мир продуктов	60,00%	13,85		21,00		15,20		2,00		1,99		1,60		Сталь ГОСТ 10704-91		Надземная

Рекомендуемые мероприятия:

В связи с техническим состоянием существующего газопровода высокого давления Губкинский ГПЗ - Пурпе (сезонные движения газопровода в виду геологических особенностей и риска порыва), а также необходимостью обеспечения надежности системы установлена необходимость строительства газопровода Губкинский ГПЗ - Пурпе;

В связи с необходимостью мониторинга технического состояния газопровода от Губкинского ГПЗ до тер. Пурпе установлена необходимость строительства подъездных путей;

В связи с ростом потребности в газоснабжении, а также для обеспечения надежности газоснабжения, необходимо строительство сети газораспределения низкого давления на территории тер. Пурпе, с кольцеванием существующих участков низкого давления диметром не менее 100 мм и среднего давления диаметром не менее 160 мм;

По результатам гидравлических расчетов и замеров фактических расходов установлена необходимость строительства кольцевого газопровода г. Губкинский диаметром не менее 160 м;

По результатам обследования узлов учета Губкинского ГПЗ, установлена необходимость строительства узлов учета и одоризации газа;

В связи с ростом потребности в газоснабжении, а также в рамках реализации децентрализации систем теплоснабжения, установлена необходимость строительства сетей газоснабжения микрорайона N 11 г. Губкинского;

В связи с ростом потребности в газоснабжении, а также в рамках реализации децентрализации систем теплоснабжения, установлена необходимость строительства сетей газоснабжения микрорайона N 16 г. Губкинского.

Перечень лиц, владеющих на праве собственности или другом законном основании объектами системы газоснабжения

ООО "Горгаз" владеет частью газовых сетей промышленного и коммунального потребления природного газа. Также, часть сетей промышленного и коммунального потребления природного газа принадлежит муниципальному образованию городской округ город Губкинский.

Газовые сети попутного нефтяного газа от магистральных газопроводов ООО "Роснефть-Пурнефтегаз" до котельных в г. Губкинский, находятся в аренде Филиала АО "Ямалкоммунэнерго" в г. Губкинский.

ООО РН "Пурнефтегаз" владеет частью газовых сетей попутного нефтяного газа от магистральных газопроводов ООО "Роснефть-Пурнефтегаз" до производственных котельных в тер. Пурпе.

Раздел 3. Баланс газоснабжения городского округа Общий баланс подачи и реализации газа

Централизованное газоснабжение потребителей городского округа город Губкинский природным газом осуществляется двумя организациями - ООО "Горгаз" и ООО "Пургазсервис". Газоснабжение природным газом осуществляется от двух источников газа:

- система магистральных газопроводов ООО "Роснефть-Пурнефтегаз";

- Губкинский газоперерабатывающий завод.

Газораспределительная сеть города централизованная, с делением на технологические зоны. Общий баланс поступающего от поставщиков газа и реализации газа потребителям за 2022 год в городском округе город Губкинский представлен в таблице 7. Баланс составлен на основании предоставленных газораспределительной организацией, утвержденных производственных программ и отчетов по реализации природного газа

Таблица 5 - Общий баланс подачи и реализации природного газа потребителям на 2022 год

N п.п	Наименование параметра	тыс. м3/год
		тер. г. Губкинский	тер. Пурпе	тер. Пурпе-1
1	Количество поступающего от поставщиков газа	14563,20	14542,80	7060,33
2	Количество газа, расходуемое на собственные нужды, в т.ч.	900,00	18,00	-
2.1	Расход газа на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение зданий и других помещений самой газораспределительной организации	900,00	18,00	-
2.2	Расход газа на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение принадлежащих эксплуатационной организации зданий и помещений с установленным технологическим газовым оборудованием (при наличии собственной газифицированной котельной или автономных отопительных установок на газовом топливе)	-	-	-
2.3	Расход газа на пищеприготовление (при наличии собственной газифицированной столовой)	-	-	-
2.4	Расход газа на заправку собственных автомобилей, работающих на сжиженном газе	-	-	-
2.5	Расход газа на локализацию и ликвидацию аварийных ситуаций, возникших по вине самой газораспределительной организации	-	-	-
3	Количество газа, расходуемое на технологические нужды	-	-	-
3.1	Эксплуатация газоиспользующего оборудования ремонтно-механических мастерских и заготовительных цехов	-	-	-
3.2	Расход газа на проведение регламентных (плановых) работ	-	-	-
4	Количество газа, расходуемое на проведение аварийных работ	-	-	-
5	Потери газа в системах газораспределения	-	-	-
6	Реализованное количество газа, в т.ч.:
6.1	Промышленным потребителям	13429,20	14059,80	6932,23
6.2	Населению	1071,00	483,00	128,10
6.3	Бюджетным потребителям	-	-	-
-	Отношение потерь к реализации, %	-	-	-

Территориальный баланс подачи газа по технологическим зонам газоснабжения

В связи с выделением трех технологических зон территориальный баланс подачи газа по этим зонам газоснабжения сводится в таблице 8

Таблица 6 - Территориальный баланс подачи газа по технологическим зонам газоснабжения

N п.п.	Технологическая зона газоснабжения	Потребители газа	тыс. м3/год
			тер. г. Губкинский	тер. Пурпе	тер. Пурпе-1
1	Потребители природного газа промышленной зоны застройки	Предприятия промышленной зоны города	13429,20	14059,80	6932,23
2	Потребители природного газа жилой застройки	Жилые дома	1071,00	483,00	128,10
Суммарный объем реализации природного газа			14563,20	14542,80	7060,33
3	Потребители попутного нефтяного газа для выработки тепловой энергии	Котельные	60223,35	1588,37	-
Суммарный объем реализации попутного нефтяного газа			60223,35	1588,37	-

Структурный баланс реализации газа по группам абонентов

Структурный баланс реализации газа по группам абонентов представлен в таблице 9.

Таблица 7 - Структурный баланс реализации газа по группам абонентов за 2022 год

Наименование категории объектов газопотребления	Природный газ		Попутный газ
	часовой, м 3/час	годовой, тыс. м 3/год	часовой, м 3/час	годовой, тыс. м 3/год
г. Губкинский
население	510	1071,00	0	0,00
котельные	0	0,00	18789	60223,35
промышленные	471	847,80	0	0,00
прочие	7008	12644,40	0	0,00
Всего г. Губкинский	7989	14563,20	18789	60223,35
тер. Пурпе
население	230	483,00	0	0,00
котельные	2632	13320,00	510	1369,37
прочие	411	739,80	25	219,00
Всего тер. Пурпе	3273	14542,80	535	1588,37
тер. Пурпе-1
население	63	128,10	0	0,00
котельные	2978	6923,23	0	0,00
прочие	5	9,00	0	0,00
Всего тер. Пурпе-1	3046	7060,33	0	0
Всего по городскому округу
население	803	1682,10	0	0,00
котельные	5610	20243,23	19299	61592,72
промышленные	471	847,80	0	0,00
прочие	7424	13393,20	25	219,00
Итого	14308	36166,33	19324	61811,72

Как видно из таблицы выше, большая часть (порядка 88%) реализации природного газа приходится на группу "Потребители промышленной зоны". Данную ситуацию можно объяснить тем фактом, что в группе "Население" в настоящее время газифицированы только часть домов ИЖЗ, в связи с чем объем реализации природного газа этой группе составляет лишь оставшиеся 12%.

Существующая система коммерческого учета газа и планы по установке приборов учета

В соответствии с частями 3, 4, 5, 6 статьи 13 Федерального закона Российской Федерации от 23 ноября 2009 года N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации" в городском округе город Губкинский произведена установка приборов коммерческого учета потребления газа.

Как и упоминалось ранее, система учета газа состоит в основном из нескольких моделей счетчиков, принцип действия которых различен - есть ультразвуковые, мембранные, ротационные, диафрагменные. В зависимости от принципа действия счетчика, использования его на газопроводе высокого или низкого давления и потребляемом объеме газа изменяется и погрешность измерения расхода газа.

Схемой предполагается интенсивная газификация территории города Губкинского, при этом соответствующими темпами будет проводиться оснащение потребителей приборами учета газа, на основании требований законодательных актов.

Прогнозные балансы потребления газа

На перспективу до 2041 г. (включительно) развитие городского округа город Губкинский рассмотрено по сценарию, определенному документами территориального планирования:

- Генеральный план городского округа город Губкинский, утв. решением Городской думы седьмого созыва от 04.08.2022 N 89;

- Местные нормативы градостроительного проектирования городского округа город Губкинский;

- Программа комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры МО город Губкинский на 2016 год и на перспективу до 2030 года (утв. Решением думы города Губкинский от 28 декабря 2015 г. N 41, в ред. от 27 января 2022 года N 63);

- Проекты планировок и межевания микрорайонов г. Губкинский;

- Программа комплексного развития социальной инфраструктуры городского округа город Губкинский Ямало-Ненецкого автономного округа на период до 2033 года (утв. Решением думы города Губкинский от 06 декабря 2022 г. N 107);

- Комплексная региональная программа газификации жилищно-коммунального хозяйства, промышленных и иных организаций на территории Ямало-Ненецкого автономного округа на 2022 - 2031 годы (утв. постановлением Губернатора Ямало-Ненецкого автономного округа от 19 мая 2022 г. N 75-ПГ, в ред. от 28 декабря 2022 г. N 174-ПГ).

В соответствии с Генеральным планом ГО город Губкинский среднегодовая численность населения на конец 2041 г. оценочно составит 51,754 тыс. чел.

В соответствии с разработанным прогнозом среднегодовая численность населения ГО город Губкинский увеличится:

- до 41,403 тыс. чел. к 2026 г., темп роста 2026/2022 гг. - 108%;

- до 51,754 тыс. чел. к 2041 г., темп роста 2041/2022 гг. - 135%.

По данным федеральной службы государственной статистике жилой фонд города по состоянию на 2021 г. составил 709,6 тыс. кв. м. Жилищная обеспеченность составляет 22,3 кв. м.

Площадь ветхого и аварийного жилищного фонда составляет 10,1 тыс. кв. м или 1,8% от всего объема жилищного фонда города.

При этом планируется:

- повышение существующего уровня средней жилищной обеспеченности постоянного населения до 24 м2/чел.;

- строительство жилья на свободной территории для переселения населения, проживающего в жилье, которое предусмотрено под снос;

- планомерный снос жилищного фонда (как по причине неудовлетворительного технического состояния, так и необходимости выноса существующего жилья с территорий новой жилой и общественной застройки);

- новое строительство взамен сносимого жилья и с целью обеспечения проектной жилищной обеспеченности;

- повышение качества жилья: капитальное исполнение, полное инженерное обеспечение.

Исходя из этого, по этапам разработки Схемы газоснабжения сформированы прогнозы приростов площади строительных фондов по расчетным элементам территориального деления с выделением объектов строительства:

- многоквартирные дома;

- жилые дома;

- общественные здания.

Прогнозируемые годовые объемы прироста перспективной застройки для каждого из периодов были определены по состоянию на конец следующего периода, т.е. исходя из величины площади застройки, введенной в эксплуатацию в течение рассматриваемого периода.

В соответствии с документами территориального планирования ГО город Губкинский к 2041 г. средняя обеспеченность населения жильем составит 24 м2/чел.

Согласно предоставленным данным, рассматриваемом периоде планируется снос ветхих (аварийных) зданий.

Согласно утвержденному Генеральному плану, планируется к застройке дополнительные микрорайоны: 19 - 24.

Рисунок 1 - Планируемое освоение территории Города Губкинский (на весь период актуализации Схемы газоснабжения)

Прогнозные балансы составлены с целью оценки увеличения/уменьшения объемов потребления газа населенного пункта исходя из условий, принятых в утвержденных документах планировки, застройки, реконструкции и иных видов градостроительного освоения территорий, а также в соответствии с перспективами подключения новых потребителей к существующей системе централизованного газоснабжения, либо отключения существующих потребителей. Для расчета прогнозных балансов потребления газа использованы материалы проектов планировки микрорайонов города Губкинского, тер. Пурпе тер. Пурпе-1, в том числе данные по ожидаемой динамике изменения численности газифицируемых микрорайонов, а также учтена децентрализация систем теплоснабжения города.

Предусматривается расчетный срок с 2023 года по 2041 год.

Для расчета прогнозного потребления природного газа на территории г. Губкинского принимаются следующие параметры:

- расчет производится на период до 2041 г.;

- в расчете определено потребление газа на хозяйственно-бытовые нужды населения и отопление в индивидуальных жилых домах, на один дом (на одну квартиру в домах блокированной застройки): на территории г. Губкинский - 6 м3/ч, на территории тер. Пурпе и тер. Пурпе - 1 - 5 м3/ч;

в домах многоквартирной застройки потребление газа на пищеприготовление, на одну квартиру - 1 м3/ч;

- годовые расходы газа на хозяйственно-бытовые нужды населения и отопление определяются по расчетным значениям потребления тепловой энергии на данные нужды в соответствии с нормами проектирования, климатическими условиями;

- часовые и годовые расходы газа для отопительных котельных приняты в соответствии с решениями Схемы теплоснабжения;

- часовые и годовые расходы газа для коммунальных и промышленных предприятий приняты в соответствии с данными, предоставленными газораспределительными организациями ООО "Горгаз", ООО "Пургазсервис" и ООО "Роснефть-Пурнефтегаз".

Расчет прогнозного потребления природного газа на территории городского округа город Губкинского представлен в таблице 10.

Адресный перечень перспективных потребителей природного и попутного нефтяного газа с расчётными показателями максимально-часовых и годовых расходов газа населением, котельными и прочими объектами, городского округа город Губкинский приведены в таблицах 11; 12.

Существующие объекты, не подлежащие реконструкции, в данной таблице не учтены.

Таблица 8 - Расчет прогнозного потребления природного газа на территории городского округа города Губкинского

Категория потребителей	Потребность в газе на 2022 год		Потребность в газе на 2027 год (1 этап)		Потребность в газе на 2032 год (2 этап)		Потребность в газе на 2038 год (3 этап)		Потребность в газе на 2041 год (4 этап)
	м3/ч	тыс. м3/год	м3/ч	тыс. м3/год	м3/ч	тыс. м3/год	м3/ч	тыс. м3/год	м3/ч	тыс. м3/год
население
Природный газ	803	1682,10	7496	15711,00	8246	17286,00	8246	17286,00	9482	19881,60
Всего	803	1682,10	7496	15711,00	8246	17286,00	8246	17286,00	9482	19881,60
котельные
Природный газ	5610	20243,23	34383	128841,03	34383	128841,03	34383	128841,03	34383	128841,03
Попутный нефтяной газ	19299	61592,72	510	1369,37	510	1369,37	510	1369,37	510	1369,37
Всего	24909	81835,95	34893	130210,40	34893	130210,40	34893	130210,40	34893	130210,40
промышленные
Природный газ	471	847,80	471	847,80	471	847,80	471	847,80	471	847,80
Всего	471	847,80	471	847,80	471	847,80	471	847,80	471	847,80
прочие
Природный газ	7424	13393,20	9368	16906,40	11516	25542,80	11516	25542,80	11516	25542,80
Попутный нефтяной газ	25	219,00	1459	5365,80	1459	5365,80	1459	5365,80	1459	5365,80
Всего	7449	13612,20	10827	22272,20	12975	30908,60	12975	30908,60	12975	30908,60
Итого Природный газ и Попутный нефтяной газ	33632	97978,05	53687	169041,40	56585	179252,80	56585	179252,80	57821	181848,40

Таблица 9 - Годовые и часовые расходы природного газа по объектам газопотребления, существующим на 2022 год

N на схеме	Наименование объекта газопотребления	Адресная привязка	Расход газа на 2022 год		Примечание
			часовой, м3/час	годовой, тыс. м3/год
Население
г. Губкинский (природный газ)
150	Пункт газорегуляторный блочный (ПГБ) МАДАС	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 2	270	567,00	45 квартир
151	Пункт газорегуляторный блочный (ПГБ) РДГБ-50	ЯНАО, г. Губкинский, микрорайон 16	144	302,40	24 квартиры
152	Микрорайон 18, ул. Набережная (восточная часть)	ЯНАО, г. Губкинский, микрорайон 18, вдоль ул. Набережная	96	201,60	16 квартир
тер. Пурпе (природный газ)
153	ГРП	ЯНАО, тер. Пурпе	110	231,00	22 квартиры
154	ГРП	ЯНАО, тер. Пурпе	105	220,50	21 квартира
163	ГРП	ЯНАО, тер. Пурпе	15	31,50	3 квартиры
тер. Пурпе-1 (природный газ)
164	Пункт газорегуляторный блочный (ПГБ)	ЯНАО, тер. Пурпе-1, ул. Юбилейная	5	10,50	1 квартира
165	Пункт газорегуляторный блочный (ПГБ)	ЯНАО, тер. Пурпе-1, ул. Майская	34	71,40	34 квартиры
166	ГРП	ЯНАО, тер. Пурпе-1	24	46,20	16 квартир
Котельные
г. Губкинский
53	Общеузловая котельная	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 5	8180	34927,86	Попутный нефтяной газ
54	Городская котельная	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 3	2990	11149,38	Попутный нефтяной газ
55	Котельная ДЕ-6,5	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 0	1278	2731,61	Попутный нефтяной газ
123	Котельная "РН-Энергонефть" (Котельная ЦУПО)	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 3	3197	5755,20	Попутный нефтяной газ
124	Котельная "РН-Энергонефть" (Котельная УТТ ДО)	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 12	3144	5659,30	Попутный нефтяной газ
тер. Пурпе
105	Котельная N 1	ЯНАО, г. Губкинский, тер. Пурпе	560	2760,00	Природный газ
57	Котельная N 2	ЯНАО, г. Губкинский, тер. Пурпе, мкр. МПС	1008	5374,00	Природный газ
108	Котельная N 9	ЯНАО, г. Губкинский, тер. Пурпе, мкр. ГПЗ	181	932,00	Природный газ
58	Котельная N 4	ЯНАО, г. Губкинский, тер. Пурпе, мкр. НДС	242	1010,00	Природный газ
59	Котельная N 5	ЯНАО, г. Губкинский, тер. Пурпе, мкр. Солнечный	641	3244,00	Природный газ
125	Котельная ООО РН Пурнефтегаз (Котельная УПТО и КО)	ЯНАО, г. Губкинский, тер. Пурпе	371	984,59	Попутный нефтяной газ
126	Котельная "Термаль-6000" ООО "Лукойл-Энергосети" БПО ТПП "Когалымнефтегаз"	ЯНАО, г. Губкинский, тер. Пурпе	139	384,78	Попутный нефтяной газ
тер. Пурпе-1
106	Котельная N 6	ЯНАО, г. Губкинский, тер. Пурпе-1, мкр. Молодёжный	188	906,00	Природный газ
107	Котельная N 8	ЯНАО, г. Губкинский, тер. Пурпе-1	155	1274,00	Природный газ
109	Котельная Пурпейского ЛПУМГ "Газпром трансгаз Сургут"	ЯНАО, г. Губкинский, тер. Пурпе-1	2635	4743,23	Природный газ
Промышленные потребители
г. Губкинский
6	Пункт газорегуляторный блочный Белоруснефть	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 8	250	450,00	Природный газ
7	ГРПШ "ООО Белоруснефть"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 8	40	72,00	Природный газ
14	ГРПШ "ООО РН-Бурение"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 7	100	180,00	Природный газ
20	ГРПШ "ООО Мастер-Окон"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 9	55	99,00	Природный газ
45	ГРПШ ООО "СЕГА"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 1	26	46,80	Природный газ
Прочие потребители
г. Губкинский
1	ГРПШ "ООО Крафт"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 16	100	180,00	Природный газ
2	ГРПШ "Татриев"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 16	10	18,00	Природный газ
3	ГРПШ "ООО ТюменьСтройКом" (РД 50, две линии)	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 16, производственная база N 0005	800	1440,00	Природный газ
4	ГРПШ "ООО Таланбуца"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 16	31	55,80	Природный газ
5	ГРПШ "Карпов"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 8	60	108,00	Природный газ
8	ГРПШ "ИП Ибраков"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 9	35	63,00	Природный газ
9	ГРПШ "ООО Пурдорстрой" (РД 50, две линии)	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 7	600	1080,00	Природный газ
10	ГРПШ "Пурдорспецстрой"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 7	60	108,00	Природный газ
11	ГРПШ "ООО Гебо"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 8	10	18,00	Природный газ
12	ГРПШ "ИП Дмитришин"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 8, производственная база N 0018	101	181,80	Природный газ
13	ГРПШ "Бергола"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 9	75	135,00	Природный газ
15	ГРПШ "ИП Нухкадиева К.Б."	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 9	50	90,00	Природный газ
16	ГРПШ "ИП Геогице"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 11, земельный участок N 0016	100	180,00	Природный газ
17	Пункт газорегуляторный блочный (ПГБ) Горгаз	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 2	500	900,00	Природный газ
18	ГРПШ "ИП Евстратов"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 6	26	46,80	Природный газ
19	ГРПШ "ИП Метеев"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 6	135	243,00	Природный газ
21	ГРПШ "ИП Воробьева Л.О."	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 10	25	45,00	Природный газ
22	ГРПШ "ООО "Гамзаев"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 13	40	72,00	Природный газ
23	ГРПШ "ЗАО Кирилл"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 10	100	210,00	Природный газ
24	ГРПШ "ООО ССК"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 10, з/у N 0004	25	45,00	Природный газ
24/1	АБЗ ССК	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 10, з/у N 0004	1000	1800,00	Природный газ
25	ГРПШ "ИП Тимошкин А.Н."	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 10	40	72,00	Природный газ
26	ГРПШ "ООО Гранд+"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 11	90	162,00	Природный газ
27	ГРПШ "ИП Морданов"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 11, земельный участок 89:14:020111:183	100	180,00	Природный газ
28	ГРПШ "ООО Ямалвостокстрой"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 5	24	43,20	Природный газ
29	ГРПШ "ООО "Спецмонтаж"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 5	10	18,00	Природный газ
30	ГРПШ "АО Партнер"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 4	32	57,60	Природный газ
31	Пункт газорегуляторный блочный (ПГБ) 50Н-2	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 6	600	1080,00	Природный газ
32	ГРПШ ООО "Скат-С"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 3	50	90,00	Природный газ
33	ГРПШ 10МС ООО "Гамид"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 3	16	28,80	Природный газ
34	ГРПШ "Сафаргалиев"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 3, промышленная база 74	10	18,00	Природный газ
35	ГРПШ ООО "ОАЗИС"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 3	25	45,00	Природный газ
36	ГРПШ ПКФ ООО "Норд Регион"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 3	25	45,00	Природный газ
37	ГРПШ ООО "Огни Ямала"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 3	75	135,00	Природный газ
38	Пункт газорегуляторный блочный (ПГБ) РДП 60Н	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 11	150	270,00	Природный газ
39	ГРПШ ООО "Горизонт"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 2	25	45,00	Природный газ
39/1	ГРПШ ООО "Горизонт"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 2	16	28,80	Природный газ
40	ГРПШ ИП "Апальков"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 2	10	18,00	Природный газ
41	ГРПШ "ЦИК"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 2	100	180,00	Природный газ
42	ГРПШ "ИП Урсу"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 1	150	270,00	Природный газ
43	ГРПШ "ИП Георгица"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 1	96	172,80	Природный газ
44	ГРПШ "ИП Гатаулина"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 1	61	109,80	Природный газ
46	ГРПШ "ИП Донника"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 1	75	135,00	Природный газ
47	ИП Иванов Д.	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 12	40	72,00	Природный газ, от ГРПШ "Панель 11"
48	ИП Завгородний	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 11	56	100,80	Природный газ, от ГРПШ "Панель 11"
49	ООО "Экостройсервис"	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 9	25	45,00	Природный газ, от ГРПШ ИП Ковальчук
50	ИП Ковальчук	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 9	25	45,00	Природный газ, от ГРПШ ИП Ковальчук
51	ООО Пурэнергоотдача	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 10	15	27,00	Природный газ, от ГРПШ "Панель 3"
52	Производственные базы	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 4	95	171,00	Природный газ, от ГРПШ "Панель 3"
56	ООО "Грант+" АБЗ	ЯНАО, г. Губкинский, промышленная зона, панель 6, кадастровый номер з/у 89:14:020106:22	990	1782,00	Природный газ
61/1	ООО Терра	ЯНАО, г. Губкинский, промышленная зона, панель 10	99	178,20	Природный газ
тер. Пурпе
110	ПАО Самаранефтегеофизика	ЯНАО, тер. Пурпе, Северная экспедиция, ул. Геологов д. 19	72	129,60	Природный газ
111	ИП Захарова В.Н.	ЯНАО, тер. Пурпе, Промзона	10	18,00	Природный газ, от ГРП 154
111/1	ИП Захарова В.Н.	ЯНАО, тер. Пурпе, Промзона	5	9,00	Природный газ, от ГРП 154
112	ИП Могорян В.Н. (ТЦ Дойна)	ЯНАО, тер. Пурпе, ул. Векшина, д. 24	20	36,00	Природный газ
113	ИП Рамазанов М.	ЯНАО, тер. Пурпе, ул. Аэродромная, д. 38 а	5	9,00	Природный газ, от ГРП 153

114	ИП Алиев К.М.	ЯНАО, тер. Пурпе, ул. Геологов, 26	67	120,60	Природный газ
115	ИП Аслануков А.Х.	ЯНАО, тер. Пурпе, ул. Геологов, 37	67	120,60	Природный газ
116	ИП Ахаев Ж.М.	ЯНАО, тер. Пурпе, ул. Геологов, 30	20	36,00	Природный газ
117	ЗАО Геофизика	ЯНАО, тер. Пурпе, ул. Геологов, 18	72	129,60	Природный газ
118	ИП Бондарь С.В.	ЯНАО, тер. Пурпе, промзона	25	45,00	Природный газ, от ГРП 154
119	ООО "Стигл"	ЯНАО, тер. Пурпе, ул. Геологов, 8	10	18,00	Природный газ
120	ИП Исаев И.О.	ЯНАО, тер. Пурпе, ул. Геологов, 13	5	9,00	Природный газ
121	ИП Салазкин А.В.	ЯНАО, тер. Пурпе, ул. Геологов, 14	23	41,40	Природный газ
122	ООО "Пургазсервис"	ЯНАО, тер. Пурпе, ул. Аэродромная, д. 39	10	18,00	Природный газ, от ГРП 153
128	ЗАО "Юнион - Строй"	ЯНАО, тер. Пурпе, район производственной базы ЗАО "Юнион-Строй"	25	219,00	Попутный газ
тер. Пурпе-1
143	ИП Гамзаев	ЯНАО, тер. Пурпе-1, ул. Труда	3	5,40	Природный газ, от ГРП 165
144	Мир продуктов	ЯНАО, тер. Пурпе-1	2	3,60	Природный газ, от ГРП 166

Таблица 10 - Годовые и часовые расходы газа по объектам газопотребления, реконструируемым и перспективным до 2041 года

N на схеме	этап	Наименование объекта газопотребления	Адресная привязка	Расход газа на 2041 год		Примечание
				часовой, м3/час	годовой, тыс. м3/год
Население (догазификация, прирост)
г. Губкинский (природный газ)
150	1	Пункт газорегуляторный блочный (ПГБ) МАДАС	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 2	228	478,80	38 квартир
151	1	Пункт газорегуляторный блочный (ПГБ) РДГБ-50	ЯНАО, г. Губкинский, микрорайон 16	468	982,80	78 квартир
152	1	Микрорайон 18, ул. Набережная (восточная часть)	ЯНАО, г. Губкинский, микрорайон 18, вдоль ул. Набережная	570	1197,00	95 квартир
тер. Пурпе (природный газ)
153	1	ГРП	ЯНАО, тер. Пурпе	940	1974,00	188 квартир
154	1	ГРП	ЯНАО, тер. Пурпе	280	588,00	56 квартир
163	1	ГРП	ЯНАО, тер. Пурпе	120	252,00	24 квартиры
тер. Пурпе-1 (природный газ)
164	1	Пункт газорегуляторный блочный (ПГБ)	ЯНАО, тер. Пурпе-1, ул. Юбилейная	245	514,50	49 квартир
165	1	Пункт газорегуляторный блочный (ПГБ)	ЯНАО, тер. Пурпе-1, ул. Майская	26	36,60	26 квартир
166	1	ГРП	ЯНАО, тер. Пурпе-1	18	29,40	46 квартир
Население (новое строительство)
г. Губкинский (природный газ)
155	1	Садово-огороднический массив (МКУ УОС)	ЯНАО, г. Губкинский, Садово-огороднический массив	498	1045,80	83 квартиры
155/1	1	Садово-огороднический массив (МКУ УОС)	ЯНАО, г. Губкинский, Садово-огороднический массив	498	1045,80	83 квартиры
156	1	МКУ УОС	ЯНАО, г. Губкинский, Микрорайон 11	882	1852,20	147 квартир
157	1	Микрорайон 6, ул. Набережная (южная часть)	ЯНАО, г. Губкинский, микрорайон 6, южная часть	540	1134,00	90 квартир
158	3	Перспективный микрорайон жилой застройки (Микр. 20)	ЯНАО, г. Губкинский, микрорайон 20	516	1083,60	86 квартир
159	4	Перспективный микрорайон жилой застройки (Микр. 24)	ЯНАО, г. Губкинский, микрорайон 24	240	504,00	40 квартир
160	4	Перспективный микрорайон жилой застройки (Микр. 24)	ЯНАО, г. Губкинский, микрорайон 24	480	1008,00	80 квартир
тер. Пурпе
161	1	ГРП	ЯНАО, тер. Пурпе	715	1501,50	143 квартиры
162	1	ГРП	ЯНАО, тер. Пурпе	665	1396,50	133 квартиры
тер. Пурпе-1
168	2	ГРП	ЯНАО, тер. Пурпе-1	750	1575,00	150 квартир
Котельные
г. Губкинский
53	1	Общеузловая котельная, реконструкция	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 5	13925	84762,98	Природный газ
54	1	Городская котельная, реконструкция	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 3	4734	17652,56	Природный газ
55	1	Котельная ДЕ-6,5, реконструкция	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 0	3580	7651,93	Природный газ
123	1	Котельная "РН-Энергонефть" (Котельная ЦУПО)	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 3	3197	5755,20	Природный газ
124	1	Котельная "РН-Энергонефть" (Котельная УТТ ДО)	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 12	3144	5659,30	Природный газ
91	1	Котельная КОС (Ямалкоммунэнерго)	ЯНАО, г. Губкинский, промышленная зона, панель N 26	140	252,00	Природный газ
92	1	Котельная ВОС	ЯНАО, г. Губкинский	160	287,80	Природный газ
тер. Пурпе
105	1	Котельная N 1, реконструкция	ЯНАО, г. Губкинский, тер. Пурпе	739	1330,90	Природный газ
57	1	Котельная N 2, реконструкция	ЯНАО, г. Губкинский, тер. Пурпе, мкр. МПС	1822	9713,72	Природный газ
59	1	Котельная N 5, реконструкция	ЯНАО, г. Губкинский, тер. Пурпе, мкр. Солнечный	982	4969,20	982
тер. Пурпе-1
147	1	Новая котельная в тер. Пурпе-1	ЯНАО, г. Губкинский, тер. Пурпе-1	1960	16109,93	Природный газ
Прочие потребители
г. Губкинский
60	1	ООО "СКАТ-С"	ЯНАО, г. Губкинский, промзона, Панель 11, производственная база N 003	50	90,00	Природный газ
61	1	ООО Терра (ИП Королев НН)	ЯНАО, г. Губкинский, панель 10, земельный участок N 0020	99	178,20	Природный газ
62	1	ИП Канцедал Александр Григорьевич, ОАО "ПТПС"	ЯНАО, г. Губкинский, панель 1, производственная База УМ-7, УЧАСТОК N 0005	12	21,60	Природный газ
63	1	ДУМИ	ЯНАО, г. Губкинский, Панель 9, земельный участок N 0025	40	72,00	Природный газ
64	1	ДУМИ	ЯНАО, г. Губкинский, Панель 3, земельный участок N 0084	40	72,00	Природный газ
65	1	ДУМИ	ЯНАО, г. Губкинский, Панель 12, земельный участок 89:14:020112:20	50	90,00	Природный газ
66	1	ДУМИ	ЯНАО, г. Губкинский, Панель 10, земельный участок N 007	50	90,00	Природный газ
67	1	ДУМИ	ЯНАО, г. Губкинский, Панель 1, земельный участок N 0036	50	90,00	Природный газ
68	1	ДУМИ	ЯНАО, г. Губкинский, Панель 6, земельный участок N 0021	50	90,00	Природный газ
69	1	ДУМИ	ЯНАО, г. Губкинский, Панель 1, земельный участок N 0031	50	90,00	Природный газ
70	1	ДУМИ	ЯНАО, г. Губкинский, Панель 9, земельный участок N 0023	50	90,00	Природный газ
71	2	Мургасимов Мидхат Анварович	ЯНАО, г. Губкинский, Панель 5, земельный участок N 0007	40	72,00	Природный газ
72	1	ДУМИ	ЯНАО, г. Губкинский, Панель 3, земельный участок N 0032	99	178,20	Природный газ
73	1	ДУМИ	ЯНАО, г. Губкинский, Панель 9, земельный участок N 0002	99	178,20	Природный газ
74	1	ДУМИ	ЯНАО, г. Губкинский, Панель 9, земельный участок N 0027	50	90,00	Природный газ
75	1	ООО "ЯМАЛ-МЕД"	ЯНАО, г. Губкинский, панель 3, производственная база 0018	40	72,00	Природный газ
76	2	ЯМАЛПОЖБЕЗОПАСНОСТЬ	ЯНАО, г. Губкинский, Панель 4, земельный участок N 0019, стр. 1	40	72,00	Природный газ
77	1	Ямалтрейдснаб	ЯНАО, г. Губкинский, промзона, Панель 9, земельный участок N 0004	25	45,00	Природный газ
78	2	ДУМИ	ЯНАО, г. Губкинский, Панель 9, земельный участок N 0022	99	178,20	Природный газ
79	2	ДУМИ	ЯНАО, г. Губкинский, Панель 9, земельный участок N 0021	99	178,20	Природный газ
84	2	ДУМИ	ЯНАО, г. Губкинский, панель 1, з/у N 0046	350	630,00	Природный газ
86	1	Полигон ТБО	ЯНАО, г. Губкинский, Полигон ТБО	399	718,20	Природный газ
87	2	Гончарук Валерий Васильевич	ЯНАО, г. Губкинский, Панель 6, з/у N 0027, строение 1	25	45,00	Природный газ
88	1	СЕВЕРДОРСТРОЙ	ЯНАО, г. Губкинский, промзона, панель 11	50	90,00	Природный газ
89	2	СТРОЙГРУПП	ЯНАО, г. Губкинский, панель N 6, производственная база N 0044	40	72,00	Природный газ
90	1	МБУ "Автодорсервис"	ЯНАО, г. Губкинский, панель 10, производственная база N 0003	40	72,00	Природный газ
93	2	ДУМИ	ЯНАО, г. Губкинский, панель 9, з/у N 0028	265	477,00	Природный газ
94	1	ИП Усманов М.Ш.	ЯНАО, г. Губкинский, панель 16, з/у N 004, дом 2	35	63,00	Природный газ
95	1	Ахмедханов Набий Гатанович	ЯНАО, г. Губкинский, панель 8, производственная база 0045, строение 1	35	63,00	Природный газ
96	1	Нухкадиева Ксения Борисовна	ЯНАО, г. Губкинский, Панель 9, примерно в 26 метрах по направлению на запад от производственной базы N 0003	25	45,00	Природный газ
97	1	ДУМИ	ЯНАО, г. Губкинский, панель 3, з/у N 0064	50	90,00	Природный газ
99	2	ДУМИ	ЯНАО, г. Губкинский, Панель N 4, земельный участок 0011	40	72,00	Природный газ
100	1	ДУМИ	ЯНАО, г. Губкинский, Панель N 10, земельный участок 0004	40	72,00	Природный газ
101	1	ДУМИ	ЯНАО, г. Губкинский, Панель N 3, земельный участок 0088	350	630,00	Природный газ
102	1	Гаражи	ЯНАО, г. Губкинский, панель 3, кад. Номер 89:14:020102:1317	168	302,40	Природный газ
103	1	Карпусь Виктор Александрович (Спецстрой)	ЯНАО, г. Губкинский, Промзона, панель 10	25	45,00	Природный газ
104	1	Цакаева Альбика Абдул-Вахабовна	ЯНАО, г. Губкинский, Панель 3	11	19,80	Природный газ
146	2	АГНКС	ЯНАО, г. Губкинский	1000	6570,00	Природный газ
149	1	Вечный огонь	ЯНАО, г. Губкинский	1	8,80	Природный газ
тер. Пурпе
130	1	ООО "СТИГЛ"	ЯНАО, тер. Пурпе, ул. Федеральная, панель 9	30	262,80	Попутный нефтяной газ
131	1	ООО "ТОРП Логистик"	ЯНАО, тер. Пурпе, ул. Федеральная, панель 7	4	33,60	Попутный нефтяной газ
132	1	ООО "Веритас"	ЯНАО, тер. Пурпе, ул. Федеральная д. 9/4	400	350,40	Попутный нефтяной газ
133	1	ООО "ГСМ-Транс"	ЯНАО, тер. Пурпе, ул. Промышленная, Панель N 1, промышленная зона ООО "ГСМ-Транс"	1000	4500,00	Попутный нефтяной газ
тер. Пурпе-1
145	1	Кафе	ЯНАО, г. Губкинский, тер. Пурпе-1	10	18,00	Природный газ, от ГРП 166
148	1	Вечный огонь	ЯНАО, г. Губкинский, тер. Пурпе-1	1	8,80	Природный газ, от ГРП 166

Наименование организации, которая наделена статусом сетевой организации.

На момент разработки Схемы газоснабжения на территории г. Губкинский гарантирующей организацией по газоснабжению города Губкинский назначена газовая служба ООО "Горгаз", на территории Пурпе и Пурпе-1 назначена ООО "Пургазсервис".

Раздел 4. Направления развития систем газоснабжения

Основные направления, принципы, задачи и целевые показатели развития систем газоснабжения

Схема газоснабжения городского округа город Губкинский предусматривает развитие объектов системы газоснабжения с изменением ее структуры и совершенствованием основных принципов функционирования.

Развитие системы газоснабжения направлено на достижение следующих целей:

- обеспечение надежности и бесперебойности газоснабжения;

- организация централизованного газоснабжения в новых микрорайонах и на застраиваемых территориях;

- повышение энергоэффективности транспортировки природного газа;

- повышение качества обслуживания абонентов.

Обеспечение надежности и бесперебойности газоснабжения.

Для обеспечения надежности и бесперебойности газоснабжения Схемой газоснабжения предусматривается планомерная прокладка новых участков газовых сетей и строительство объектов системы газоснабжения (ГРП). Чтобы исключить почвенную коррозию газопроводов, строительство газопроводов предлагается осуществлять из полиэтиленовых труб. Строительство участков газопроводов высокого давления для закольцовки газораспределительной сети необходимо выполнять до строительства сетей низкого давления в планировочных микрорайонах. За счет этого значительно увеличивается надежность системы газоснабжения. Перемычки и кольца являются основными элементами системы газопроводов, обеспечивающими бесперебойность газоснабжения при возникновении аварийных ситуаций на том или ином участке газопровода и используются при проектировании Схемы газоснабжения. Использование ГРП с применением резервной линии редуцирования и возможностью автоматического перехода на нее также является способом повышения надежности и бесперебойности газоснабжения.

Организация централизованного газоснабжения в новых микрорайонах и на застраиваемых территориях.

Организация централизованного газоснабжения на территориях города, где оно отсутствует, связано со строительством сетей газораспределения. На застраиваемых территориях организация централизованного газоснабжения, помимо строительства новых сетей, предполагает установку газорегуляторных пунктов. Новые микрорайоны индивидуальной жилой застройки планируются с учетом индивидуально отопления, в микрорайонах 13; 16 и 18 уже существует газифицированная коттеджная застройка и застройка малой этажности.

Повышение энергоэффективности транспортировки природного газа.

Для повышения энергоэффективности транспортировки природного газа Схемой газоснабжения предусматривается повышение уровня АСУ ТП РГ Для минимизации величины дисбаланса газа между поставщиком и потребителями требуется принятие мер для устранения разницы объемов газа, зарегистрированных у потребителей и у поставщика. Использование полиэтиленовых труб также повышает энергоэффективность транспортировки газа ввиду минимального гидравлического сопротивления трассы газопроводов, изготовленных из полимерных материалов (полиэтилен имеет очень низкий коэффициент шероховатости внутренней поверхности газопровода).

Повышение качества обслуживания абонентов.

Для повышения качества обслуживания абонентов и максимизации доли удовлетворенных заявок на подключение абонентов к централизованной системе газоснабжения требуется предусмотреть следующие факторы:

а) безопасность системы газоснабжения - отсутствие и предотвращение ситуаций, при которых может быть нанесен вред здоровью людей.

б) модернизация оборудования в системе газоснабжения - своевременное совершенствование оборудования в газораспределительной сети.

Развитие системы газоснабжения предполагает также планомерное улучшение целевых показателей функционирования системы, для достижения не только соответствия требованиям нормативной документации, но и сравнимости с лучшими отечественными аналогами функционирования аналогичных систем. Следует отметить, что для осуществления описанного выше развития централизованной системы газоснабжения, требуются значительные финансовые затраты, обеспечить которые не может ежегодное повышение тарифов на услуги газоснабжения. Необходимо участие в различных федеральных целевых программах, инвестиционных программах, а также поддержка окружного и местного бюджетов.

Различные сценарии развития централизованных систем газоснабжения в зависимости от различных сценариев развития города

Поскольку Генеральным планом развития городского округа город Губкинский предусмотрен только один вариант развития, в рамках Схемы газоснабжения, предлагается один вариант развития централизованных систем газоснабжения г. Губкинский.

Раздел 5. Предложения по строительству, реконструкции и модернизации систем газоснабжения

Перечень основных мероприятий по реализации схемы газоснабжения

Предложения по реализации основных направлений и задач развития централизованной системы газоснабжения, предполагает осуществление основных мероприятий, представленных в табл. 13. Сроки реализации 2023 - 2041 гг.

Таблица 11 - Основные мероприятия по реализации схемы газоснабжения

N п/п	Труба Ду, мм	Протяженность участка, п.м.	Материал трубы:	Вид строительства	Кол-во запорной арматуры (шт.), Ду (мм.),	Кол-во переходов через естественные и искусственные преграды, шт.	Редуцирующие устройства с учетом расхода газа (ГРП) для жилого фонда (шт./телеметрия)
ГО город Губкинский, территория г. Губкинский на период 2023 - 2027 гг.
Газопроводы 2 категории, Р до 0,6 МПа от ГГПЗ
Перспективные газопроводы высокого давления Р до 0,6 МПа, от существующих газопроводов до перспективных объектов газопотребления, включая участки для закольцовки газораспределительной сети
1.	63х5,8	2055	ПЭ100SD11	новое	Ду 50 - 46 шт.	Переход а/д футляр 20 м - 1 шт.	-
2.	110х10,0	5248	ПЭ100SD11	новое	Ду 100 - 7 шт.	Переход а/д футляр 20 м - 2 шт.	2: ГРП 155 - 498 м3/час ГРП 155/1-498 м3/час
3.	160х14,6	2003	ПЭ100SD11	новое	Ду 150 - 7 шт.	Переход а/д футляр 20 м - 3 шт. Переход реки - 2 шт.	2: ГРП 156 - 882 м3/час ГРП 157 - 540 м3/час
4.	225х20,5	10697	ПЭ100SD11	новое	Ду 200 - 7 шт.	Переход а/д футляр 20 м - 9 шт. Переход реки - 4 шт.	-
5.	315х28,6	3018	ПЭ100SD11	новое	Ду 300 - 2 шт.	Переход а/д футляр 20 м - 3 шт.	-
6.	400х36,3	291	ПЭ100SD11	новое	Ду 400 - 2 шт.	-	-
Итого ГВД по территории г. Губкинский		23312	-	-	-	-	-
ГО город Губкинский, территория г. Губкинский на период 2023 - 2027 гг.
Газопроводы низкого давления, Р до 0,005 МПа
Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от существующего ГРП 150 до жилых домов (догазификация 38 домов)
1.	32х3,0	486	ПЭ100SD11	новое	Ду 25 - 38 шт.	-	-
2.	63х5,8	176	ПЭ100SD11	новое	Ду 50 - 3 шт.	Переход а/д футляр 20 м - 2 шт.	-
Всего ГНД от ГРП 150		662	-	-	-	-	-
Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от существующего ГРП 151 до жилых домов (догазификация 78 домов)
1.	32х3,0	825	ПЭ100SD11	новое	Ду 25 - 78 шт.	Переход а/д футляр 20 м - 20 шт.	-
2.	63х5,8	316	ПЭ100SD11	новое	Ду 50 - 3 шт.	Переход а/д футляр 20 м - 1 шт.	-
3.	110х10,0	568	ПЭ100SD11	новое	Ду 100 - 5 шт.	Переход а/д футляр 20 м - 2 шт.	-
4.	160х14,6	616	ПЭ100SD11	новое	Ду 150 - 8 шт.	Переход а/д футляр 20 м - 2 шт.	-
Всего ГНД от ГРП 151		2325	-	-	-	-	-
Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от существующего ГРП 152 до жилых домов (догазификация 95 домов)
1.	32х3,0	1172	ПЭ100SD11	новое	Ду 25 - 95 шт.	-	-
2.	110х10,0	746	ПЭ100SD11	новое	Ду 100 - 2 шт.	-	-
3.	160х14,6	456	ПЭ100SD11	новое	Ду 150 - 3 шт.	-	-
Всего ГНД от ГРП 152		2374	-	-	-	-	-
Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от перспективного ГРП 155 до жилых домов, газификация 83 домов
1.	32х3,0	1660	ПЭ100SD11	новое	Ду 25 - 83 шт.	ПЭ100SD11	-
2.	110х10,0	830	ПЭ100SD11	новое	Ду 100 - 2 шт.	ПЭ100SD11	-
Всего ГНД от ГРП 155		2490	-	-	-	-	-
Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от перспективного ГРП 155/1 до жилых домов, газификация 83 домов
1.	32х3,0	1660	ПЭ100SD11	новое	Ду 25 - 83 шт.	ПЭ100SD11	-
2.	110х10,0	830	ПЭ100SD11	новое	Ду 100 - 2 шт.	ПЭ100SD11	-
Всего ГНД от ГРП 155/1		2490	-	-	-	-	-
Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от перспективного ГРП 156 до жилых домов, газификация 147 домов
1.	32х3,0	1756	ПЭ100SD11	новое	Ду 25 - 147 шт.	Переход а/д футляр 20 м - 47 шт.	-
2.	63х5,8	1478	ПЭ100SD11	новое	-	Переход а/д футляр 20 м - 5 шт.	-
3.	110х10,0	772	ПЭ100SD11	новое	Ду 100 - 4 шт.	Переход а/д футляр 20 м - 2 шт.	-
4.	160х14,6	414	ПЭ100SD11	новое	Ду 150 - 3 шт.	Переход а/д футляр 20 м - 1 шт.	-
5.	225х20,5	134	ПЭ100SD11	новое	Ду 200 - 1 шт.	Переход а/д футляр 20 м - 1 шт.	-
Всего ГНД от ГРП 156		4554	-	-	-	-	-
Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от перспективного ГРП 157 до жилых домов, газификация 90 домов
1.	32х3,0	1805	ПЭ100SD11	новое	Ду 25 - 90 шт.	-	-
2.	63х5,8	197	ПЭ100SD11	новое	Ду 50 - 1 шт.	-	-
3.	110х10,0	204	ПЭ100SD11	новое	-	-	-
4.	160х14,6	682	ПЭ100SD11	новое	Ду 150 - 2 шт.	-	-
5.	225х20,5	84	ПЭ100SD11	новое	Ду 200 - 1 шт.	-	-
Всего ГНД от ГРП 157		2972	-	-	-	-	-
Итого ГНД по территории г. Губкинский		17867	-	-	-	-	-
ГО город Губкинский, территория Пурпе на период 2023 - 2027 гг.
Газопроводы 2 категории, Р до 0,6 МПа от ГГПЗ
Перспективный газопровод высокого давления Р до 0,6 МПа, от существующего газопровода до существующего газопровода (параллельная прокладка)
1.	250х22,7	13291	ПЭ100SD11	новое	Ду 250 - 8 шт.	Переход а/д футляр 40 м - 1 шт. футляр 20 м - 3 шт. Переход реки - 2 шт. Переход ж/д футляр 50 м - 1 шт.	-
Перспективный газопровод высокого давления Р до 0,6 МПа, от перспективного газопровода - закольцовка для стабильного газоснабжения
1.	250х22,7	6598	ПЭ100SD11	новое	Ду 250 - 7 шт.	Переход ж/д футляр 50 м - 3 шт.	ГРП 167 - 1800 м3/час
Итого ГВД по территории Пурпе		19889	-	-	-	-	-
Перспективный газопровод среднего давления Р до 0,3 МПа, от существующих газопроводов ГРП Пургазсервис до перспективных объектов газопотребления
1.	110х10,0	22	ПЭ100SD11	новое	Ду 100 - 1 шт.	-	ГРП 161 - 925 м3/час
Перспективный газопровод среднего давления Р до 0,3 МПа, от перспективного ГРП 167 до существующего газопровода среднего давления - закольцовка для стабильного газоснабжения
1.	110х10,0	92	ПЭ100SD11	новое	Ду 100 - 2 шт.	-	-
Всего ГСД по территории Пурпе		114	-	-	-	-	-
Перспективные газопроводы среднего давления Р до 0,3 МПа, от существующих газопроводов ООО "Роснефть-Пурнефтегаз" до перспективных объектов газопотребления
1.	63х5,8	93	ПЭ100SD11	новое	Ду 50 - 4 шт.	-	-
2.	160х14,6	40	ПЭ100SD11	новое	Ду 150 - 2 шт.	-	-
3.	225х20,5	819	ПЭ100SD11	новое	Ду 200 - 2 шт.	-	-
Всего ГСД		952	-	-	-	-	-
Итого ГСД по территории Пурпе		1066	-	-	-	-	-
Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от существующего ГРП 153 до жилых домов (догазификация 40 домов)
1.	32х3,0	512	ПЭ100SD11	новое	Ду 25 - 40 шт.	Переход а/д футляр 20 м - 10 шт.	-
2.	63х5,8	71	ПЭ100SD11	новое	-	-	-
Всего ГНД от ГРП 153		583	-	-	-	-	-
Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от существующего ГРП 154 до жилых домов (догазификация 56 домов)
1.	32х3,0	746	ПЭ100SD11	новое	Ду 25 - 56 шт.	Переход а/д футляр 20 м - 2 шт.	-
2.	63х5,8	170	ПЭ100SD11	новое	Ду 50 - 1 шт.	-	-
3.	110х10,0	61	ПЭ100SD11	новое	Ду 100 - 2 шт.	-	-
4.	160х14,6	351	ПЭ100SD11	новое	Ду 150 - 4 шт.	-	-
Всего ГНД от ГРП 154		1328	-	-	-	-	-
Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от существующего ГРП 163 до жилых домов (догазификация 24 домов)
1.	32х3,0	449	ПЭ100SD11	новое	Ду 25 - 24 шт.	Переход а/д футляр 20 м - 11 шт.	-
Всего ГНД от ГРП 163		449	-	-	-	-	-
Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от перспективного ГРП 161 до жилых домов, газификация 185 домов
1.	32х3,0	2988	ПЭ100SD11	новое	Ду 25 - 185 шт.	Переход а/д футляр 20 м - 34 шт.	-
2.	63х5,8	2091	ПЭ100SD11	новое	Ду 50 - 2 шт.	Переход а/д футляр 20 м - 5 шт.	-
3.	110х10,0	2430	ПЭ100SD11	новое	Ду 100 - 6 шт.	Переход а/д футляр 20 м - 2 шт.	-
4.	160х14,6	2216	ПЭ100SD11	новое	Ду 150 - 4 шт.	Переход а/д футляр 20 м - 3 шт.	-
5.	225х20,5	189	ПЭ100SD11	новое	Ду 200 - 2 шт.	Переход а/д футляр 20 м - 2 шт.	-
Всего ГНД от ГРП 161		9914	-	-	-	-	-
Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от существующего ГРП 162 до жилых домов, газификация 240 домов
1.	32х3,0	3054	ПЭ100SD11	новое	Ду 25 - 240 шт.	Переход а/д футляр 20 м - 14 шт.	-
2.	63х5,8	540	ПЭ100SD11	новое	Ду 50 - 1 шт.	Переход а/д футляр 20 м - 3 шт.	-
3.	110х10,0	672	ПЭ100SD11	новое	-	Переход а/д футляр 20 м - 1 шт.	-
4.	160х14,6	911	ПЭ100SD11	новое	Ду 150 - 1 шт.	Переход а/д футляр 20 м - 1 шт.	-
5.	225х20,5	1243	ПЭ100SD11	новое	Ду 200 - 1 шт.	Переход а/д футляр 20 м - 1 шт.	-
	Всего ГНД от ГРП 162	6420	-	-	-	-	-
	Итого ГНД по территории Пурпе	18694	-	-	-	-	-
Коммерческий узел учета расхода газа для территории Пурпе
Блочный узел учета расхода газа для коммерческого учета (счетчик, электронные корректоры, газовый фильтр, визуальные манометры, датчики давления и температуры, продувочный трубопровод, запорно-предохранительная арматура, автоматика Пределы измерения м3/час Внешние условия: температура воздуха
ГО город Губкинский, территория Пурпе-1 на период 2023 - 2027 гг.
Газопроводы 2 категории, Р до 0,6 МПа от ПРГ-3 расположенное на площадке Пурпейского ЛПУМГ "Газпром трансгаз Сургут"
Перспективный газопровод высокого давления Р до 0,6 МПа, от существующего газопровода до перспективных объектов газопотребления
1.	110х10,0	22	ПЭ100SD11	новое	Ду 100 - 1 шт.	-	-
Итого ГВД по территории Пурпе-1		22	-	-	-	-	-
Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от существующего ГРП 166 до перспективных объектов газопотребления
1.	63х5,8	55	ПЭ100SD11	новое	Ду 50 - 2 шт.	-	-
Всего ГНД от ГРП 166		55	-	-	-	-	-
Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от перспективного ГРП 164 до жилых домов, газификация 49 домов
1.	32х3,0	565	ПЭ100SD11	новое	Ду 25 - 49 шт.	-	-
2.	63х5,8	252	ПЭ100SD11	новое	Ду 50 - 1 шт.	-	-
3.	110х10,0	551	ПЭ100SD11	новое	Ду 100 - 2 шт.	-	-
Всего ГНД от ГРП 164		1368	-	-	-	-	-
Итого ГНД по территории Пурпе-1		3389	-	-	-	-	-
Коммерческий узел учета расхода газа для территории Пурпе-1
Блочный узел учета расхода газа (счетчик, электронные корректоры, газовый фильтр, визуальные манометры, датчики давления и температуры, продувочный трубопровод, запорно-предохранительная арматура, автоматика Пределы измерения м3/час Внешние условия: температура воздуха
2028 - 2032 гг.
ГО город Губкинский, территория г. Губкинский на период 2028 - 2032 гг.
Газопроводы 2 категории, Р до 0,6 МПа от ГГПЗ
Перспективные газопроводы высокого давления Р до 0,6 МПа, от существующих и перспективных газопроводов до перспективных объектов газопотребления
1.	63х5,8	1348	ПЭ100SD11	новое	Ду 50 - 16 шт.	Переход а/д футляр 20 м - 4 шт.	-
2.	110х10,0	2521	ПЭ100SD11	новое	Ду 100 - 5 шт.	Переход а/д футляр 20 м - 2 шт.	-
3.	160х14,6	200	ПЭ100SD11	новое	Ду 150 - 1 шт.	Переход а/д футляр 20 м - 1 шт.	-
Итого ГВД по территории г. Губкинский		4069	-	-	-	-	-
ГО город Губкинский, территория Пурпе-1 на период 2028 - 2032 гг.
Газопроводы 2 категории, Р до 0,6 МПа от существующего газопровода высокого давления Р до 0,6 МПа (вблизи ПРГ-3 расположенное на площадке Пурпейского ЛПУМГ "Газпром трансгаз Сургут")
Перспективный газопровод высокого давления Р до 0,6 МПа, от существующего газопровода до перспективного ГРП 168 (на 150 жилых домов)
1.	110х10,0	1944	ПЭ100SD11	новое	Ду 100 - 2 шт.	Переход а/д футляр 20 м - 1 шт.	1: ГРП 168 - 750 м3/час
Итого ГВД по территории Пурпе-1		1944
Газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, на территории Пурпе-1
от существующих газопроводов низкого давления от ГРП 166 и ГРП 164, закольцовка для стабильного газоснабжения
1.	110х10,0	822	ПЭ100SD11	новое	Ду 100 - 2 шт.	-	-
Итого ГНД по территории Пурпе-1		822
2038 - 2041 гг.
ГО город Губкинский, территория г. Губкинский на период 2038 - 2041 гг.
Газопроводы 2 категории, Р до 0,6 МПа от ГГПЗ
Перспективные газопроводы высокого давления Р до 0,6 МПа, от существующих и перспективных газопроводов до перспективных объектов газопотребления, включая участки для закольцовки газораспределительной сети
1.	110х10,0	2292	ПЭ100SD11	новое	Ду 100 - 4 шт.	Переход а/д футляр 20 м - 1 шт.	3: ГРП 158 - 516 м3/час ГРП 159 - 240 м3/час ГРП 160 - 480 м3/час
2.	160х14,6	298	ПЭ100SD11	новое	Ду 150 - 2 шт.	-	-
Итого ГВД по территории г. Губкинский		2590	-	-	-	-	-
Газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа 2038 - 2041 гг.
Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от перспективного ГРП 158 до жилых домов, газификация 86 домов
1.	32х3,0	1710	ПЭ100SD11	новое	Ду 25 - 86 шт.	-	-
2.	110х10,0	392	ПЭ100SD11	новое	Ду 100 - 2 шт.	-	-
3.	160х14,6	538	ПЭ100SD11	новое	Ду 150 - 2 шт.	-	-
Всего ГНД от ГРП 158		2640	-	-	-	-	-
Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от перспективного ГРП 159 до жилых домов, газификация 40 домов
1.	32х3,0	800	ПЭ100SD11	новое	Ду 25 - 40 шт.	-	-
2.	110х10,0	400	ПЭ100SD11	новое	Ду 100 - 1 шт.	-	-
Всего ГНД от ГРП 159		1200	-	-	-	-	-
Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от перспективного ГРП 160 до жилых домов, газификация 80 домов
1.	32х3,0	1600	ПЭ100SD11	новое	Ду 25 - 80 шт.	-	-
2.	110х10,0	800	ПЭ100SD11	новое	Ду 100 - 2 шт.	-	-
Всего ГНД от ГРП 160		2400	-	-	-	-	-
Итого ГНД по территории г. Губкинский		6240	-	-	-	-	-

Техническое обоснование основных мероприятий по реализации схемы газоснабжения

Мероприятия по строительству участков газопроводов для закольцовки сетей позволят уйти от тупиковой схемы газораспределения и повысят надежность снабжения потребителей природным газом необходимого давления. Строительство новых участков газопроводов обеспечит подачу перспективных расходов газа перспективным потребителям селитебной и промышленной зон города.

Сведения о вновь строящихся, реконструируемых и предлагаемых к выводу из эксплуатации объектах системы газоснабжения

Вывод из эксплуатации и реконструкция сетей не предусматривается.

В настоящее время имеется проект по замене участка газопровода от ГГПЗ до действующего узла учета расхода газа, изменение диаметра газопровод а с Ду 195 на Ду 400, и строительство узла одоризации газа и учета расхода газа вблизи узла сепарации газа ГГПЗ.

Строительство новых газопроводов.

На территории г. Губкинский:

существующие газопроводы высокого давления от ГГПЗ потребуют незначительной реконструкции, путем строительства участков для закольцовки, и обеспечат пропуск необходимых объемов газа на перспективу развития до 2041 года, для вновь подключаемых объектов необходимо строительство перспективных участков газораспределительной сети высокого давления от ГГПЗ, общая протяженность 29,971 км; в том числе участок газопровода для возможности подачи природного газа от ГГПЗ на отопительные котельные (использование природного газа в качестве основного топлива, попутный нефтяной газ будет использоваться как резервное топливо);

- для подачи газа в дома индивидуальной жилой застройки от существующих газорегуляторных пунктов в микрорайонах 13; 16; 18 необходимо строительство перспективных участков газораспределительной сети низкого давления, общая протяженность 5,361 км;

- для подачи газа в дома индивидуальной жилой застройки от перспективных газорегуляторных необходимо строительство перспективных участков газораспределительной сети низкого давления, общая протяженность 18,746 км.

На территории Пурпе:

существующий газопровод высокого давления от ГГПЗ до ГРП на ул. Аэродромная не обеспечит подачу природного газа в необходимом объеме на перспективу развития до 2041 года, требуется строительство нового газопровода (прокладка параллельно существующему) протяженностью 13,291 км;

- для повышения устойчивости и надежности газоснабжения предлагается строительство кольцевого газопровода высокого давления протяженностью 6,598 км;

- для подключаемых объектов необходимо строительство перспективных участков газораспределительной сети среднего давления от ГРП на ул. Аэродромная, общая протяженность 0,022 км;

- для повышения устойчивости и надежности газоснабжения предлагается строительство кольцевого газопровода среднего давления протяженностью 0,092 км;

- в промышленной зоне строительство перспективных участков газораспределительной сети среднего давления от существующих газопроводов ООО "Роснефть-Пурнефтегаз", общая протяженность 0,952 км;

- для подачи газа в дома индивидуальной жилой застройки от существующих газорегуляторных пунктов необходимо строительство перспективных участков газораспределительной сети низкого давления, общая протяженность 2,360 км;

- для подачи газа в дома индивидуальной жилой застройки от перспективных газорегуляторных необходимо строительство перспективных участков газораспределительной сети низкого давления, общая протяженность 16,334 км;

- для учета отпускаемого природного газа предлагается строительство блочного узла учета расхода газа, соответствующего требованиям коммерческого учета.

На территории Пурпе-1:

- для вновь подключаемых объектов необходимо строительство перспективных участков газораспределительной сети высокого давления, общая протяженность 1,966 км;

- для подачи газа в дома индивидуальной жилой застройки для вновь подключаемых объектов от существующих газорегуляторных пунктов необходимо строительство перспективных участков газораспределительной сети низкого давления, включая строительство кольцевого газопровода - в общая протяженность 2,245 км;

- для учета отпускаемого природного газа предлагается строительство блочного узла учета расхода газа, соответствующего требованиям коммерческого учета.

Сведения о развитии систем диспетчеризации, телемеханизации и систем управления режимами газоснабжения на объектах организаций, осуществляющих газоснабжение

На территории г. Губкинский аварийно-диспетчерское обслуживание осуществляет ООО "Горгаз".

На территории тер. Пурпе и Пурпе-1 аварийно-диспетчерское обслуживание осуществляет ООО "Пургазсервис".

Диспетчерские организации должны быть оборудованы телефонной связью, принимать сигналы об утечках и авариях на сетях от жильцов и обслуживающего персонала.

Системы диспетчеризации и телемеханизации на существующей газораспределительной системе г. Губкинский отсутствуют. Система дистанционной передачи данных установлена в блочном узле учета расхода газа и состоит из датчика контроля температуры газа, датчика давления газа, счетчика с электронной корректировкой показаний с возможностью создания и сохранения архива по расходу газа (почасовой, суточный, месячный, годовой).

В соответствии с требованиями СП 62.13330.2011 "Газораспределительные системы" газораспределительные системы поселений с населением более 100 тыс. чел. должны быть оснащены автоматизированными системами дистанционного управления технологическим процессом распределения газа и коммерческого учёта потребления газа (АСУ ТП РГ). Для поселений с населением менее 100 тыс. человек решение об оснащении газораспределительных сетей АСУ ТП РГ принимается эксплуатирующей организацией или заказчиком.

Для построения системы автоматизации и/или телемеханизации необходимо предусмотреть:

1. Систему диспетчерского контроля и управления, состоящую из: - автоматизированного рабочего места (АРМ) диспетчера; - системы сбора и хранения информации.

2. Контрольные (диспетчерские) пункты сбора телеметрической информации, предлагается совместить с ГРП.

3. Выход из источника газоснабжения, линейные крановые узлы и крановые узлы к крупным потребителям, рекомендуется оборудовать электрифицированными отключающими устройствами и обеспечить возможность управления данными отключающими устройствами с диспетчерского пункта.

В системе автоматизации и телемеханизации допускается использование информации собираемой (вычисляемой) системами АСКУГ, по согласованию с поставщиком газа и собственниками узлов АСКУГ. В качестве обмена информации между контрольным пунктом (КП) и диспетчерским пунктом необходимо использовать выделенные каналы связи и сети на базе GSM GPRS с организацией закрытой сети Ethernet. Недопустимо использование публичных сетей обмена данными, либо сетей с возможностью доступа сторонних лиц и организаций. Система автоматизации должна строиться на основе стандартных, открытых телемеханических протоколов, обеспечивающих необходимый уровень надежности передачи информации и команд управления. В качестве базового протокола рекомендуется использовать протокол МЭК-870-5-104 (интерфейс Internet). Для информационных систем автоматизации (без функций управления) допускается использование стандартных протоколов ModBus RTU или Modbus - TCP.

Программное обеспечение АРМ диспетчера должно обеспечивать просмотр текущей и архивной информации посредством соответствующих видеокадров. Глубина хранения архивной информации в системе сбора и хранения информации - не менее 3-х лет. Программное обеспечение АРМ должно иметь парольную защиту для предотвращения несанкционированного доступа.

Аппаратное обеспечение системы телемеханики контрольного пункта должна быть рассчитана на эксплуатацию в условиях его установки на открытом воздухе. Срок эксплуатации оборудования - не менее 10 лет.

Преимущества достаточно широко развернутой и бесперебойно действующей системы диспетчеризации неоценимы для производственного процесса аварийно-диспетчерской службы эксплуатирующей организации. Возможность мгновенного контроля и управления на расстоянии значительно повысит надежность работы городских газовых сетей и поспособствует в значительной степени снижению аварийности работы последних, так как позволит вмешиваться персоналу АДС в развитие аварийной ситуации до того момента, когда газоснабжение потребителей будет нарушено.

Система телеизмерения внедряется на городских газовых сетях в основном для контроля за давлением (возможно и расходом) газа в наружных газопроводах. Контроль предполагает получение АДС сведений о давлении газа на входе основных потребителей газа; на входе и выходе стационарных ГРП, предназначенных для снабжения газом промышленных и бытовых потребителей; на выходе из источника газоснабжения; на входе и выходе транзитных ГРП, связывающих распределительные газопроводы высокого и низкого давления; по отдельным контрольным точкам, необходимость постоянного внимания к которым со стороны АДС диктуется повышенными требованиями, местными условиями или отклонениями в работе некоторых участков сети газораспределения (дюкеры, надземные эстакадные трассы, газопроводы с недостаточной пропускной способностью и т. д.).

В настоящее время системы телеизмерения устанавливают, как правило, в ГРП.

Устройство специальных контрольно-измерительных пунктов только для контроля за

давлением без решения других проблем (например, определение потерь газа и другие) неоправданно дорого.

Сведения об оснащенности зданий, строений, сооружений приборами учета газа и их применении при осуществлении расчетов за потребленный газ

Оснащение всех потребителей природного газа узлами учета потребляемого газа является важным шагом к созданию единой системы учета газа. Единая система учета газа должна обеспечивать решение следующих основных задач:

1. высокий уровень достоверности измерения объема газа от магистрального газопровода до конечного потребителя на всех уровнях распределения и потребления как основы для коммерческих расчетов и сведения баланса "подача - потребление" газа (как физического, так и финансового);

2. совершенствование технологического контроля и, как следствие, снижение потерь и других непроизводственных затрат;

3. выработка и применение гибкой тарифной политики, направленной на рациональное потребление газа (экономию).

Требования к классу точности приборов учета должны определяться, в первую очередь, расходом газа. Чем больше расход газа, проходящего через прибор учета, тем выше должен быть класс точности прибора. Наиболее подходящими типами приборов учета для верхних уровней ГРО являются турбинные и ротационные счетчики.

Наиболее точным способом учета влияния температуры является применение электронных корректоров по температуре - Т или давлению, температуре и коэффициенту сжимаемости - PTZ.

Для бытовых счетчиков, устанавливаемых внутри помещения, требование по температурной коррекции не предъявляется.

Уменьшение дисбаланса в учете потребления газа населением может быть решено следующим образом:

а) для многоквартирного дома: домовой счетчик имеет коррекцию по температуре, и по нему определяется объем газа, потребляемого жильцами дома; квартирные счетчики, устанавливаются в одинаковых условиях (либо все в квартирах, либо на лестничных площадках и не имеют коррекции по температуре).

б) по квартирным счетчикам определяется относительная погрешность потребления газа каждой квартирой от объема, определенного по домовому счетчику. В обобщенном случае, при наличии достоверной статистики, это должно закладываться в тариф оплаты за год по показаниям квартирного счетчика.

В сети ГРО газ, по мере его распределения проходит несколько ступеней редуцирования. Чем выше давление измеряемого газа, тем существеннее влияние погрешности измерения давления на величину дисбаланса. Измерение и регистрация давления являются обязательными для измерения объема газа при его подаче из магистрального газопровода в сеть ГРО, а также на всех узлах учета сети ГРО (от 0,6 МПа до 0,005 МПа). При этом рекомендуемый диапазон погрешности измерения должен быть в пределах 0,2-0,5%.

На все узлы учета, работающие в сетях высокого давления, рекомендуется устанавливать корректоры PTZ. Датчик давления, как любой прибор с упругим элементом, со временем теряет свои свойства, и погрешность измерения давления возрастет. Поэтому требуется очень тщательный подход к выбору надежного датчика давления, сохраняющего свои параметры в течение длительного промежутка времени.

Как показывает мировая практика на сетях низкого (менее 0,005 МПа) коррекцию по давлению производить неэффективно по следующим причинам: колебания давления газа в сетях низкого давления находятся в пределах 15 мбар, что вызывает погрешность измерения объема в пределах 1,5%; в формуле приведения газа к стандартным условиям используется абсолютное давление.

Потребителями газа из сети низкого давления являются, в основном, население и коммунально-бытовые предприятия. Оснащение этой разветвленной периферии сложными приборами резко снижает надежность системы и требует значительных средств на ее поддержание, что экономически не окупает увеличения учитываемого объема газа на 1,5%.

Проблема может решаться введением единого коэффициента к показаниям счетчиков низкого давления (порядка 1,03-1,05), который учитывает приведение регистрируемого счетчиком объема к стандартным условиям, заведомо перекрывая возможные колебания давления газа в сети.

Узлы учета сетей низкого давления с расходами более 10 м.З /час рекомендуется оснащать корректорами по Т.

Квартирные счетчики рекомендуется устанавливать внутри помещений, уменьшая тем самым влияние температурной составляющей погрешности и их показания использовать как коэффициент при распределении газа, учтенного домовым счетчиком.

Для уменьшения погрешности обработки данных необходимо полностью перейти на использование электронных средств регистрации и обработки данных.

Описание вариантов маршрутов прохождения газопроводов (трасс) по территории городского округа и их обоснование

Территория г. Губкинский.

По результатам гидравлического расчета сетей газоснабжения существует потребность в строительстве газопровода диаметром 315х28,6, параллельно существующему газопроводу диаметром 225 мм от источника ГГПЗ до проезда 11П, протяженностью 3,520 км.

Проектируемый газопровод высокого давления (т.н. "газовое кольцо") предназначен для устойчивого снабжения объектов газопотребления. Участки газопроводов для закольцовки проходят:

- газопровод диаметром 225х20,5, от точки врезки в перспективный газопровод диаметром 225 по ул. Магистральная, далее по ул. Таёжная, пр. Мира, ул. Набережная, ул. Газовиков до врезки в существующий газопровод диаметром 225 вблизи газорегуляторного пункта (обеспечивающий газом микрорайон 18), протяженностью 5,669 км;

- газопровод диаметром 110х10,0 и диаметром 225х20,5, от точки врезки в существующий газопровод диаметром 108 вблизи ГРПШ "Карпов", далее вдоль западной и южной границы города до врезки в перспективный газопровод диаметром 225 на пересечении ул. Таёжная - пр. Мира, протяженностью Д 110 - 1,763 и Д 225 - 5,029 км.

Для газоснабжения котельной КОС, предусмотрено строительство газопровода диаметром 160х14,6 от точки врезки в существующий газопровод диаметром 110 вблизи газорегуляторного пункта (обеспечивающий газом микрорайон 18), до котельной, протяженностью 1,034 км.

Для газоснабжения котельной ТБО, предусмотрено строительство газопровода диаметром 160х14,6 от точки врезки в существующий газопровод диаметром 250 пролегающий от ГПЗ в сторону тер.Пурпе, до котельной, протяженностью 0,912 км.

Для газоснабжения котельной ВОС и жилой застройки "Садово-огороднический массив (МКУ УОС)", предусмотрено строительство газопровода диаметром 225х20,5 и диаметром 110х10,0, от точки врезки в перспективный газопровод диаметром 225 на южной границе города, далее вдоль подъездной дороги до территории ВОС и далее до перспективных ГРП для жилой застройки, протяженностью Д 110 - 5,138 и Д 225 - 3,483 км.

Участки перспективных газопроводов высокого давления для прочих перспективных объектов газопотребления предусмотрены от ближайшего газопровода, диаметр определен гидравлическим расчетом.

Газопроводы низкого давления проходят по улицам жилой застройки.

Территория Пурпе.

По результатам гидравлического расчета сетей газоснабжения, выявлено, что существующий газопровод высокого давления от ГГПЗ до ГРП на ул. Аэродромная не обеспечит подачу природного газа в необходимом объеме на перспективу развития до 2041 года, требуется строительство нового газопровода (прокладка параллельно существующему) протяженностью 13,291 км.

Для повышения устойчивости и надежности газоснабжения предлагается строительство кольцевого газопровода высокого давления протяженностью 6,598 км;

Участки перспективных газопроводов среднего давления для прочих перспективных объектов газопотребления предусмотрены от ближайшего газопровода, диаметр определен гидравлическим расчетом, для повышения устойчивости и надежности газоснабжения предлагается закольцовка газопроводов среднего давления.

Газопроводы низкого давления проходят по улицам жилой застройки.

Территория Пурпе-1.

Для снабжения новой котельной и перспективного газорегуляторного пункта ГРП 168, требуется строительство газопровода высокого давления протяженностью 1,966 км.

Газопроводы низкого давления проходят по улицам жилой застройки.

Отключающие устройства устанавливаются в точке врезки, на отводах для подключения объектов газопотребления и для возможности отключения отдельных участков кольцевого газопровода. Отключающие устройства предусматриваются в надземном исполнении.

Для сетей рекомендуется подземная бесканальная прокладка из полиэтиленовых труб. Микрорайоны, в проектах планировок которых не было графического представления вариантов прохождения сетей газораспределения непосредственно к потребителям (микрорайоны перспективной жилой застройки), представлены в виде обобщенных данных про протяженности газопроводов низкого давления. Мероприятия по реализации строительства новых сетей и объектов газоснабжения, рассмотренных в проектах перспективной застройки микрорайонов города следует уточнять на этапе непосредственной реализации каждого проекта.

Схемы существующих и проектируемых сетей газораспределения приведены в Электронной модели с нанесением на графическое отображение карты местности.

Границы планируемых зон размещения объектов децентрализованных систем теплоснабжения

С учетом варианта развития города, рассмотренного в Схеме газоснабжения, к объектам децентрализованных систем теплоснабжения, следует отнести на осваиваемых территориях, для которых отсутствует возможность или целесообразность передачи тепловой энергии от существующих или реконструируемых источников тепловой энергии. Теплоснабжение предполагается организовывать:

- в селитебной зоне от индивидуальных источников,

- в промышленной зоне города от автономных/локальных (индивидуальных) источников.

Для таких объектов предусмотрена подача газа, в качестве топлива источников индивидуального теплоснабжения.

Карты (схемы) существующего и планируемого размещения объектов систем газоснабжения городского округа

На схеме существующего и перспективного размещения объектов газоснабжения города отображены: сети природного газа с запорной арматурой, газорегуляторные пункты потребителей промышленной зоны, пункты редуцирования газа для газоснабжения микрорайонов жилой застройки; сети попутного нефтяного газа с газораспределительными установками котельных.

Схемы существующего и планируемого размещения объектов систем газоснабжения городского округа и сетей газораспределения приведены в Электронной модели с нанесением на графическое отображение карты местности.

Раздел 6. Экологические аспекты мероприятий по строительству, реконструкции и модернизации объектов систем газоснабжения

Воздействие объекта на территорию, условия землепользования и геологическую среду

Строительство и эксплуатация газопроводов оказывает прямое и косвенное воздействие практически на все компоненты природной среды: почвенно-растительный покров, поверхностные и подземные воды, фауну и атмосферный воздух.

Строительство

Прямые воздействия на почвенно-растительный покров происходят только в период строительства газопроводов и объектов его производственной инфраструктуры, связаны с производством подготовительных работ (расчистка, планировка трассы, устройство и засыпка траншей), укладкой трубопровода и выражаются в следующем:

нарушение сложившихся форм естественного рельефа;

ухудшение физико-механических и химико-биологических свойств почвенного слоя; нарушение защитных и регулирующих функций лесных насаждений при проведении работ по расчистке трассы газопровода;

захламление почв и водоемов отходами строительных материалов, порубочными остатками, мусором и др.;

техногенные нарушения микрорельефа (рытвины, колеи, борозды и т.п.).

Источниками воздействия служат строительные и транспортные механизмы. Основная часть нарушенных земель на объектах системы газоснабжения образуется в ходе инженерной подготовки территории, включающей расчистку строительной площадки или трассы газопровода от растительного покрова, планировку различных форм рельефа, устройство подъездных дорог, площадок для хранения труб, устройство переходов через реки, ручьи, овраги. Воздействие на земельные ресурсы носит кратковременный характер, только на период строительства газопроводов.

При подготовке полосы временного отвода под прокладку газопровода (подвозка труб, сварка плетей, снятие и перемещение плодородного слоя) происходит нарушение поверхностного слоя почвы на глубину до 0,3 м. Более глубокое нарушение почвы (до 1,5 - 2,0 м) происходит при разработке траншеи под укладку трубопроводов.

Эксплуатация

К основным возможным изменениям природной среды в процессе эксплуатации линейной части газопровода относятся:

пучение водонасыщенных грунтов;

загрязнение атмосферного воздуха в результате утечек части газопровода через микросвищи;

загрязнение атмосферы при авариях газопровода.

Площадь отчуждаемых для строительства земель определяется в соответствии с нормативами землеемкости строящихся объектов.

Охрана земель от воздействия объекта

Размещение, проектирование, строительство, реконструкция, ввод в эксплуатацию и эксплуатация объектов систем газораспределения должны осуществляться в соответствии с требованиями, установленными законодательством в области охраны окружающей среды.

При размещении, проектировании, строительстве, реконструкции вводе в эксплуатацию и эксплуатации систем газораспределения должны предусматриваться эффективные меры по очистке и обезвреживанию отходов производства, рекультивации нарушенных и загрязненных земель, снижению негативного воздействия на окружающую среду, а также по возмещению вреда окружающей среде, причиненного в процессе строительства и эксплуатации указанных объектов.

Строительство и эксплуатация систем газораспределения допускаются при наличии проектов восстановления загрязненных земель в зонах временного и (или) постоянного использования земель, положительного заключения государственной экспертизы проектной документации.

В районе размещения проектируемого объекта особо охраняемых территорий и ценных объектов окружающей среды, земель природоохранного, природно-заповедного, оздоровительного назначения нет.

При снятии нагрузок на ландшафт (т.е. по окончании строительства) большая часть указанных выше нарушений должна быть устранена в ходе проводимых организационно - технических мероприятий и рекультивации нарушенных земель. Особых мероприятий для охраны земель от воздействия объекта не требуется.

Восстановление и благоустройство территории после завершения строительства объекта

Предусмотрены мероприятия, обеспечивающие сохранность земельных угодий, ближайших водоемов, воздушной среды от загрязнения.

При строительстве газопроводов охрана земельных ресурсов обеспечивается комплексом технических и технологических решений, с одной стороны уменьшающих степень отрицательного воздействия на почвенно-растительный покров, с другой - обеспечивающих полное восстановление его природных функций.

Рекультивация строительной полосы после засыпки газопровода должна осуществляться в процессе строительства, а при невозможности этого после завершения строительства в сроки, установленные органами, предоставляющими земельные участки под строительство.

Основные направления рекультивации нарушенных земель при строительстве системы газоснабжения следующие:

- сельскохозяйственное направление рекультивации предназначено для восстановления и улучшения плодородия земель с целью их последующего использования под пашни, сенокосы, пастбища;

- природоохранное и санитарно-гигиеническое направление рекультивации предназначено для восстановления и улучшения естественных ландшафтов с целью предотвращения отрицательного воздействия нарушенных земель на окружающую среду.

При всех направлениях рекультивация выполняется в два этапа: технический и биологический.

Все строительно-монтажные работы должны проводиться строго в полосе временного отвода, в том числе и рекультивация. При выполнении земляных работ необходимо применять способы и методы, исключающие эрозионные процессы (размыв, выдувание), оползневые явления, а также загрязнение, захламление или заболачивание почв.

На техническом этапе рекультивации земель предусмотрены следующие работы: снятие плодородного слоя в период подготовительных работ до начала строительных работ; перемещение плодородного слоя во временный отвал; засыпка трубопроводов грунтом с отсыпкой валика, обеспечивающего создание ровной поверхности после уплотнения грунта; уборка строительного мусора, удаление из пределов строительной полосы всех временных устройств; планировка (засыпка или выравнивание рытвин, ям) поверхности по всей ширине строительной полосы; оформление откосов кавальеров, насыпей, выемок; обратное перемещение из временного отвала и нанесение плодородного слоя почвы (ПСП); распределение излишков ПСП по рекультивируемой площади равномерным слоем; уплотнение плодородного слоя почвы в зоне рекультивации грунтоуплотняющей машиной; - мероприятия по предотвращению эрозионных процессов.

При снятии, перемещении и хранении плодородного слоя почвы не допускается смешивание его с подстилающими породами, загрязнение жидкостями или материалами, размыв и выдувание. Перед началом строительных работ на землях, занятых древесной и кустарниковой растительностью, в полосе временного отвода проводятся работы по расчистке территории от растительности. С целью сохранения земель, в пределах полосы отвода проводится рекультивация нарушенных земель. При строительстве трубопроводов на землях, занятых лесными угодьями, рекультивация заключается в засыпке траншей и ям, общей планировке полосы отвода, уборке строительного мусора, в задернении поверхности посевом трав (задернение как мера по предотвращению развития эрозионных процессов).

Восстановление древесной и кустарниковой растительности в охранной зоне трубопровода не допускается. После окончания строительства сооружений на всех участках производится:

- удаление из их пределов временных устройств и сооружений;

- засыпка и послойное трамбование или выравнивание рытвин и ям, возникших в результате проведения строительных работ;

- уборка строительного мусора;

- выборочное удаление слоя почвы в местах непредвиденного загрязнения ее нефтепродуктами и др. веществами, ухудшающими состояние почвы, с заменой незагрязненным плодородным грунтом.

Биологическая рекультивация выполняется для решения следующих задач:

- восстановления плодородия нарушенных земель;

- укрепления нарушенных участков для защиты почв от водной и ветровой эрозии;

- восстановления хозяйственной, санитарно-гигиенической и эстетической ценности нарушенного ландшафта.

Биологическая рекультивация применяется после проведения технического этапа и включает в себя комплекс агротехнических и фитомелиоративных мероприятий, направленных на улучшение агрофизических, агрохимических, биохимических и других свойств почвы. Направленность биологической рекультивации (методы производства работ) зависит от использования земель до нарушения (категории земель) и может носить природоохранное, лесохозяйственное или сельскохозяйственное назначение. В перечень работ биологического этапа рекультивации нарушенных строительством объекта входят: обработка почвы (вспашка и культивирование); подготовка участка к посеву внесением удобрений (минеральных или органических); предпосевное и послепосевное прикатывание почвы; посев семян многолетних трав, обеспечивающих восстановление плодородия почв и предотвращение эрозии, и уход за посевами.

Объем рекультивации и тип (техническая, биологическая), а также размеры затрат на ее проведение должны определяться при проектировании газопроводов, как отдельных объектов капитального строительства. Кроме того при дальнейшем проектировании выбор направления трасс газопровода должен производиться с минимальным использованием земель сельскохозяйственных угодий и с минимальным сносом деревьев. Основным мероприятием охраны земель является обеспечение надежности и безопасности работы газопроводов и объектов газового хозяйства.

Для снижения негативного воздействия на поверхность земли в период строительства объекта предусмотрены следующие мероприятия: проезд строительной техники и размещение отвалов грунта только в пределах временного отвода земель; обустройство временных дорог и подъездов к проектируемым объектам до начала строительных работ (в подготовительный период); заправка строительных машин и механизмов горюче-смазочными материалами, в специально установленных местах, исключая их попадание в почву; обслуживание механизмов допускается только на специально оборудованной площадке с твёрдым покрытием, с емкостями для отработанных масел и контейнеров для мусора. Выборочное удаление грунта в местах непредвиденного его загрязнения с заменой незагрязненным грунтом. Территория должна предохраняться от попадания на нее горюче-смазочных материалов:

- сбор и вывоз строительного и бытового мусора;

- выполнение работ должно вестись с соблюдением чистоты территории;

- строгое соблюдение правил пожарной безопасности при производстве строительно-монтажных работ;

- засыпка и послойная трамбовка или выравнивание рытвин, непредвиденно возникших в процессе производства работ;

- возвращение ранее снятого растительного слоя на участки, где производилось его снятие, а так же рациональное использование оставшегося растительного грунта;

- планировка полосы отвода после окончания работ для сохранения направления естественного поверхностного стока воды;

- во избежание подтопления и заболачивания и загрязнения прилегающих земель предусматриваются меры для поддержания в рабочем состоянии всех водопропускных и водоотводящих сооружений;

- проведение технической и биологической рекультивации нарушенных земель в максимально короткие сроки.

В целях восполнения древесной растительности и минимизации ущерба, наносимого при строительстве проектируемых в перспективе газопроводов на участках прохождения подземного газопровода по землям, занятых древесно-кустарниковой растительностью, будут предусматриваться следующие мероприятия:

- проведение работ по расчистке с соблюдением мер, позволяющих снизить захламленность территорий;

- захоронение пней и порубочных остатков (непригодных для дальнейшего использования) в пределах полосы отвода;

- проведение планировочных работ с рыхлением грунта и посевом трав в полосе отвода по окончании строительства;

- при организации строительной площадки вблизи зеленых насаждений работа строительных машин и механизмов должна обеспечивать сохранность существующих зеленых насаждений. При необходимости насаждения (не подлежащие сносу) предусмотрено защитить специальными ограждениями.

Восстановление древесной и кустарниковой растительности в полосе отвода газопровода, затрудняющей его нормальную эксплуатацию, не допускается. Комплекс природоохранных мероприятий по защите почв и водных объектов при буровых работах (прокладка газопровода методом наклонно-направленного бурения) включает:

- снятие почвенного покрова с территории земельного участка, отведенного для осуществления перехода методом ННБ бурения;

- перемещение почвенного слоя и минерального грунта в места временного складирования (за пределами прибрежно-защитных полос);

- сооружение систем накопления и хранения отходов бурения, обеспеченных гидроизоляцией;

- последующая рекультивация (техническая и биологическая) нарушенных земель и мест складирования выбуренного грунта;

- вывоз строительных и бытовых отходов на свалку.

Земляные работы при строительстве объекта должны выполняться в соответствии с СП 45.13330.2017 Земляные сооружения, основания и фундаменты. Актуализированная редакция СНиП 3.02.01-87 (с Изменением N 1). По окончании строительно-монтажных работ проводится рекультивация нарушенных земель и благоустройство территории. В соответствии с "Земельным кодексом Российской Федерации", земли, отчужденные во временное пользование, возвращаются землепользователям в состоянии пригодном для использования их по назначению. Передача восстанавливаемых земель оформляется актом в установленном порядке. Рекультивации подлежат нарушенные земли всех категорий, а также прилегающие земельные участки, полностью или частично утратившие продуктивность в результате отрицательного воздействия нарушенных земель. Рекультивируемые земли и прилегающая к ним территория после завершения всего комплекса работ должны представлять собой оптимально организованный и экологически сбалансированный устойчивый ландшафт.

В процессе строительства газопровода образуются отходы 4 и 5 класса опасности:

- при очистке внутренней полости труб от возможных загрязнений: грунта, воды, льда, копоти, снега;

- при сварке труб: концы труб, имеющие трещины, надрывы, забоины;

- при разборе дорожных покрытий. Класс опасности определяется согласно Федерального классификационного каталога отходов".

Образующиеся отходы подлежат переработке, обезвреживанию или захоронению в соответствии с требованиями нормативных документов и природоохранных органов государственного контроля. Отходы накапливаются у мест производства работ и регулярно вывозятся в места постоянного накопления. При сборе, транспортировке и хранении отходов необходимо соблюдать правила техники безопасности при проведении погрузо-разгрузочных работ и исключить загрязнение атмосферного воздуха. Плата за размещение отходов будет определена на стадии дальнейшего проектирования отдельных объектов капитального строительства.

Охрана воздушного бассейна района расположения объекта от загрязнения

Поскольку рабочим телом системы газоснабжения является природный газ и попутный нефтяной газ, в состав которого входят, в основном, метан, этан, пропан, бутан, азот, углекислый газ, кислород и одорант, то эксплуатация системы газоснабжения будет сопровождаться выбросами в атмосферный воздух следующих загрязняющих веществ: диоксида азота, оксида азота, оксида углерода, метана, одоранта.

Источниками загрязнения атмосферы являются сбросные и продувочные свечи, узлы на сетях, утечки от линейных частей газопровода. При повышении давления сверх допустимого в ПГБ, ГРП, ГРУ и ГРПШ срабатывают сбросные устройства, осуществляющие выброс газа через продувочные свечи. При остановках или ремонте отключающая арматура (запорные краны и задвижки) отсекают постоянный объем газа в трубопроводах, которых сбрасывается в атмосферу через продувочные свечи. В процессе эксплуатации газопроводов неизбежно возникают неплотности в запорной арматуре, микросвищи труб, и другие неорганизованные источники выбросов метана.

Газоочистное оборудование не предусматривается.

На стадии строительства должен быть предусмотрен постоянный диспетчерский контроль технологических и вспомогательных процессов. Основные мероприятия по охране атмосферного воздуха на период строительства:

контроль токсичности и дымности отработавших газов автомашин и спецтехники; предотвращение утечек ГСМ;

применение строительной техники с улучшенными экологическими показателями.

Для снижения выбросов загрязняющих веществ (далее ЗВ) в атмосферу от объектов газоснабжения предусматривается ряд мероприятий:

выброс газа из продувочных свечей газопроводов производится только при ремонте газопроводов. При этом необходимые условия для рассеивания газа обеспечиваются высотой продувочных свечей;

применяемые технологии строительства полиэтиленовых газопроводов практически исключают выделение загрязняющих веществ в атмосферу, которое может произойти только в аварийной ситуации;

применение 100% соединений газопроводов на сварке.

На стадии эксплуатации безаварийная работа трассы газопровода достигается:

применением материалов, соответствующих ГОСТам и сертификатам качества заводов - изготовителей;

соблюдением сроков и условий хранения материалов;

своевременным проведением профилактических и капитальных ремонтов эксплуатируемого оборудования.

Мероприятия по предупреждению аварийных ситуаций

Ввод в эксплуатацию опасного производственного объекта проводится в порядке, установленном законодательством Российской Федерации о градостроительной деятельности. При этом проверяется готовность организации к эксплуатации опасного производственного объекта и к действиям по локализации и ликвидации последствий аварии, а также наличие у нее договора обязательного страхования гражданской ответственности, заключенного в соответствии с законодательством Российской Федерации об обязательном страховании гражданской ответственности владельца опасного объекта за причинение вреда в результате аварии на опасном объекте.

В отношении каждого объекта систем газоснабжения должно постоянно осуществляется прогнозирование вероятности возникновения аварий, катастроф. Требования, нормы, правила и методика прогнозирования вероятности возникновения аварий, катастроф на объектах систем газоснабжения утверждаются федеральным органом исполнительной власти, специально уполномоченным в области промышленной безопасности.

Организация-собственник системы газоснабжения кроме мер, предусмотренных законодательством Российской Федерации в области промышленной безопасности, обязана обеспечить на стадиях проектирования, строительства и эксплуатации объектов системы газоснабжения осуществление комплекса специальных мер по безопасному функционированию таких объектов, локализации и уменьшению последствий аварий, катастроф.

Организация-собственник опасного объекта системы газоснабжения обеспечивает его готовность к локализации потенциальных аварий, катастроф, ликвидации последствий в случае их возникновения посредством осуществления следующих мероприятий:

создает аварийно-спасательную службу или привлекает на условиях договоров соответствующие специализированные службы;

осуществляет разработку планов локализации потенциальных аварий, катастроф, ликвидации их последствий;

создает инженерные системы контроля и предупреждения возникновения потенциальных аварий, катастроф, системы оповещения, связи и защиты;

создает запасы материально-технических и иных средств;

осуществляет подготовку работников опасного объекта системы газоснабжения к действиям по локализации потенциальных аварий, катастроф, ликвидации их последствий.

Перечень мероприятий по обеспечению готовности опасного объекта системы газоснабжения к локализации потенциальных аварий, катастроф, ликвидации их последствий разрабатывается организацией-собственником системы газоснабжения и согласуется с территориальным подразделением федерального органа исполнительной власти, специально уполномоченного в области промышленной безопасности.

В качестве мероприятий по предупреждению аварийных ситуаций предусматривается следующее:

- контроль качества поступающих на строительство труб;

- контроль сварных соединений;

- испытание трубопроводов на герметичность;

- постоянное обследование трассы выездными бригадами;

- проведение ППР линейной части и КИПиА.

Мероприятия и средства контроля состояния воздушного бассейна

Для осуществления контроля источников выбросов ЗВ в атмосферу используются следующие методы: инструментальный, инструментально-лабораторный, индикационный, расчетный, метод с использованием автоматических систем контроля.

Во всех технически возможных случаях контроль должен осуществляться инструментальным или инструментально-лабораторным методом. Индикационный метод должен использоваться для получения первичной информации об ориентировочных значениях концентраций ЗВ и качественной оценки уровня выбросов.

На проектируемом объекте нет организованных источников постоянных выбросов. Контроль источников залповых выбросов (сбросные свечи) и неорганизованных (линейная часть) проводится инструментальными и расчетными методами.

Инструментальный метод выполняется путем прямых замеров с использованием специализированной измерительной аппаратуры.

Охрана поверхностных и подземных вод от истощения и загрязнения.

Газопровод является герметизированной системой и загрязнения поверхностных и подземных вод не производит.

Для того чтобы проектируемый объект по возможности более полно удовлетворял требованиям экологии, предусматривается ряд мероприятий, направленных на предупреждение загрязнения водоемов, поверхностных и подземных вод.

К этим мероприятиям относятся:

обязательное соблюдение границ территорий, отводимых для производства СМР;

оснащение рабочих мест и строительных площадок контейнерами для строительных и бытовых отходов;

слив ГСМ в соответственно оборудованные емкости.

При осуществлении всех предусмотренных выше мероприятий воздействие на водные ресурсы при строительстве и эксплуатации проектируемого газопровода будет минимальным.

Все ожидаемые виды воздействий сетями газораспределения на окружающую природную среду прогнозируются в пределах действующих нормативов природопользования, а именно: - при эксплуатации сетей газораспределения утечки природного газа в атмосферный воздух минимальны и не окажут негативного влияния на состояние воздушного бассейна города.

Вместе с тем, следует отметить, что использование природного газа, как экологически наиболее чистого вида топлива, является мероприятием по оздоровлению воздушного бассейна. Загрязнение атмосферы при переводе котельных на природный газ является минимальным по сравнению с использованием других видов топлива;

- воздействие на поверхностные воды при эксплуатации и строительстве объектов газоснабжения не происходит;

- негативные последствия техногенного воздействия на земельные ресурсы в процессе строительства ликвидируются за счет разработки мероприятий по рекультивации нарушенных земель на стадии дальнейшего проектирования отдельных объектов капитального строительства;

- загрязнение почв в районе строительства не предполагается, так как отходы производства при эксплуатации газопроводов отсутствуют, а отходы, образующиеся в процессе строительства объектов системы газораспределения, собираются и отправляются на санкционированные свалки.

Раздел 7. Оценка объемов капитальных вложений в строительство, реконструкцию и модернизацию объектов систем газоснабжения

Оценка стоимости основных мероприятий по реализации схемы газоснабжения

Следует отметить, что Схема газоснабжения является предпроектным документом, на основании которого осуществляется развитие системы газоснабжения муниципального образования город Губкинский. Стоимость реализации мероприятий по развитию системы газоснабжения, указанная в схеме газоснабжения, определяется по укрупненным показателям и в результате разработки проектов может быть существенно скорректирована по влиянием различных факторов: условий прокладки газопроводов, сроков строительства, сложности прокладки газопроводов в границах земельных участков, насыщенных инженерными коммуникациями и инфраструктурными объектами, характера грунтов в местах прокладки, трассировки газопроводов и т.д.

Оценка финансовых потребностей для осуществления строительства, реконструкции, и модернизации объектов систем газоснабжения

Оценка объемов капитальных вложений в строительство, реконструкцию и модернизацию объектов централизованных систем газоснабжения разрабатываются на расчетный год, с учетом индексов-дефляторов; на основе статистической базы данных разработчика по аналогичным проектам (с учетом климатических и экономических условий), в соответствии с Государственными сметными нормативами "Укрупненные нормативы цены строительства" НЦС 81-02-15-2023 "Сети газоснабжения".

В таблице 14 представлена оценка величины необходимых капитальных вложений в строительство объектов системы газоснабжения с учетом изменения цены в перспективе на индекс-дефлятор.

Таблица 12 - Капитальные вложения в строительство объектов системы газоснабжения

N п/п	Наличие/отсутствие ГРП	Протяжённость участка, п.м.	Ду до (мм) /Ду после (мм)	Кол-во запорной арматуры (шт.), Ду до (мм) / Ду после (мм)	Материал трубы (до/после)	Вид строительства	Стоимость ИИ (геодезия), тыс. руб.	Стоимость ИИ (геология, экология), тыс. руб.	Необходимость выполнения др. видов ИИ (вид доп. ИИ, стоимость, тыс. руб.), ПП и ПМ	Стоимость разработки ПД и РД, тыс. руб.	Стоимость проведения ГЭ ИИ, тыс. руб.	Стоимость проведения ГЭ ПСД, тыс. руб.	Итоговая стоимость ПИР, включая проведение ГЭ ИИ и ПСД, тыс. руб.		Стоимость СМР, тыс. руб.
Реализация сетей с 2023 до 2027 года
ГО город Губкинский, территория г. Губкинский
Газопроводы 2 категории, Р до 0,6 МПа от ГГПЗ
1. Перспективные газопроводы высокого давления Р до 0,6 МПа, от существующих газопроводов до перспективных объектов газопотребления, включая участки для закольцовки газораспределительной сети
1.		2 055,00	/ 63 5,8 переход а/д футляр 20 м - 1 шт.	- / Ду50 - 46 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	75,46	217,08	65,13	417,10	97,64	113,87	986,29		17 473,05
2.	ГРП 155 - 498 м3/час ГРП 155/1-498 м3/час	5 248,00	/ 110 10 переход а/д футляр 20 м - 2 шт.	- / Ду100 - 7 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	213,74	599,32	168,38	1 839,72	209,59	384,01	3 414,76		50 310,50
3.	ГРП 156 - 882 м3/час ГРП 157 - 540 м3/час	2 003,00	/ 16014,6 переход а/д футляр 20 м - 3 шт.,переход река - 2 шт.	- / Ду150 - 7 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	94,59	279,01	80,03	1 432,47	123,02	391,07	2 400,19		27 308,03
4.		10 697,00	/ 22520,5 переход а/д футляр 20 м - 9 шт.,переход река - 4 шт.	- / Ду200 - 7 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	392,78	1 129,98	265,63	2 712,86	226,95	322,29	5 050,48		158 758,34
5.		3 018,00	/ 31528,6 переход а/д футляр 20 м - 3 шт.	- / Ду300 - 2 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	110,82	318,81	91,83	681,16	142,36	185,96	1 530,93		68 946,44
6.		291,00	/ 40036,3	- / Ду400 - 2 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	10,69	30,74	16,24	57,84	19,46	19,52	154,49		5 375,18
ИТОГО от существующих газопроводов до перспективных объектов газопотребления, включая участки для закольцовки газораспределительной сети		23 312					898,1	2 574,9	687,2	7 141,2	819,0	1 416,7	13 537,1		328 171,5
ИТОГО ГВД по территории г. Губкинский		23 312					898,1	2 574,9	687,2	7 141,2	819,0	1 416,7	13 537,1		328 171,5
ГО город Губкинский, территория г. Губкинский
Газопроводы низкого давления, Р до 0,005 МПа
Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от существующего ГРП 150 до жилых домов (догазификация 38 домов)
7.		486,00	/ 323,0	- / Ду25 - 38 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	17,85	51,34	21,64	96,60	44,55	32,60	264,58		3 842,13
8.		176,00	/ 63 5,8 переход а/д футляр 20 м - 2 шт.	- / Ду50 - 3 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	6,46	18,59	13,05	124,57	12,86	42,04	217,57		1 488,31
ИТОГО от существующего ГРП 150 до жилых домов (догазификация 38 домов)		662					24,3	69,9	34,7	221,2	57,4	74,6	482,2		5 330,4
Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от существующего ГРП 151 до жилых домов (догазификация 78 домов)
9.		825,00	/ 323,0 переход а/д футляр 20 м - 20 шт.	- / Ду25 - 78 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	30,29	87,15	31,04	1 024,96	50,11	207,25	1 430,79		6 533,39
10.		316,00	/ 63 5,8 переход а/д футляр 20 м - 1 шт.	- / Ду50 - 3 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	11,60	33,38	16,93	107,61	20,90	36,32	226,73		2 651,44
11.		568,00	/ 110 10 переход а/д футляр 20 м - 2 шт.	- / Ду100 - 5 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	20,86	60,00	23,91	178,47	35,36	60,23	378,84		5 464,71
12.		616,00	/ 16014,6 переход а/д футляр 20 м - 2 шт.	- / Ду150 - 8 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	22,62	65,07	25,24	185,98	38,12	62,77	399,80		7 319,11
ИТОГО от существующего ГРП 151 до жилых домов (догазификация 78 домов)		2 325					85,4	245,6	97,1	1 497,0	144,5	366,6	2 436,2		21 968,7
Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от существующего ГРП 152 до жилых домов (догазификация 95 домов)
13.		1 172,00	/ 323,0	- / Ду25 - 95 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	43,03	123,80	40,66	183,41	70,03	61,90	522,83		9 268,19
14.		746,00	/ 110 10	- / Ду100 - 2 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	27,39	78,80	28,85	116,74	45,58	39,40	336,76		7 108,47
15.		456,00	/ 16014,6	- / Ду150 - 3 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	16,74	48,17	20,81	90,64	28,93	30,59	235,89		5 322,07
ИТОГО от существующего ГРП 152 до жилых домов (догазификация 54 домов)		2 374					87,2	250,8	90,3	390,8	144,5	131,9	1 095,5		21 698,7
Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от перспективного ГРП 155 до жилых домов, газификация 83 домов
16.		1 660,00	/ 323,0	- / Ду25 - 83 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	60,95	175,35	54,18	259,77	84,97	75,98	711,22		13 084,29
17.		830,00	/ 110 10	- / Ду100 - 2 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	30,48	87,68	31,18	129,89	50,40	43,84	373,45		7 905,50
ИТОГО от перспективного ГРП 155 до жилых домов, газификация 83 домов		2 490					91,4	263,0	85,4	389,7	135,4	119,8	1 084,7		20 989,8
Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от перспективного ГРП 155/1 до жилых домов, газификация 83 домов
18.		1 660,00	/ 323,0	- / Ду25 - 83 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	60,95	175,35	54,18	259,77	84,97	75,98	711,22		13 084,29
19.		830,00	/ 110 10	- / Ду100 - 2 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	30,48	87,68	31,18	129,89	50,40	43,84	373,45		7 905,50
ИТОГО от перспективного ГРП 155/1 до жилых домов, газификация 83 домов		2 490					91,4	263,0	85,4	389,7	135,4	119,8	1 084,7		20 989,8
Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от перспективного ГРП 156 до жилых домов, газификация 147 домов
20.		1 756,00	/ 323,0 переход а/д футляр 20 м - 47 шт.	- / Ду25 - 147 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	64,48	185,50	56,85	2 380,05	89,74	282,75	3 059,36		13 890,35
21.		1 478,00	/ 63 5,8 переход а/д футляр 20 м - 5 шт.	0	- / ПЭ100SDR11	новое	54,27	156,13	49,14	455,26	75,91	124,28	914,99		12 279,41
22.		772,00	/ 110 10 переход а/д футляр 20 м - 2 шт.	- / Ду100 - 4 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	28,35	81,55	29,57	210,40	47,07	61,54	458,47		7 385,29
23.		414,00	/ 16014,6 переход а/д футляр 20 м - 1 шт.	- / Ду150 - 3 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	15,20	43,73	19,64	127,09	26,52	42,89	275,08		4 840,95
24.		134,00	/ 22520,5 переход а/д футляр 20 м - 1 шт.	- / Ду200 - 1 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	4,92	14,16	11,88	71,43	10,45	24,11	136,94		2 026,74
ИТОГО от перспективного ГРП 156 до жилых домов, газификация 147 домов		4 554					167,2	481,1	167,1	3 244,2	249,7	535,6	4 844,8		40 422,7
Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от перспективного ГРП 157 до жилых домов, газификация 90 домов
25.		1 805,00	/ 323,0	- / Ду25 - 90 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	66,28	190,67	58,20	282,47	92,18	82,62	772,42		14 226,98
26.		204,00	/ 110 10	0	- / ПЭ100SDR11	новое	7,49	21,55	13,82	40,55	14,47	13,69	111,57		1 935,64
27.		197,00	/ 63 5,8	- / Ду50 - 1 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	7,23	20,81	13,63	39,16	14,06	13,22	108,11		1 645,39
28.		682,00	/ 16014,6	- / Ду150 - 2 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	25,04	72,04	27,07	106,73	41,90	36,02	308,81		7 878,08
29.		84,00	/ 22520,5	- / Ду200 - 1 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	3,08	8,87	10,50	2,22	7,58	0,75	33,00		1 286,03
ИТОГО от перспективного ГРП 157 до жилых домов, газификация 80 домов		2 972					109,1	313,9	123,2	471,1	170,2	146,3	1 333,9		26 972,1
ИТОГО ГНД по территории г. Губкинский		17 867					656,0	1 887,4	683,2	6 603,6	1 037,1	1 494,6	12 361,9		158 372,3
ГО город Губкинский, территория Пурпе на период 2023 - 2027 гг.
Газопроводы 2 категории, Р до 0,6 МПа от ГГПЗ
Перспективный газопровод высокого давления Р до 0,6 МПа, от существующего газопровода до существующего газопровода (параллельная прокладка)
30.		13 291,00	/ 250 22,7 Переход а/д футляр 40 м - 1 шт. футляр 20 м - 3 шт. Переход реки - 2 шт. Переход ж/д футляр 50 м - 1 шт.	- / Ду250 - 8 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	488,02	1 404,00	312,17	3 021,53	261,86	358,96	5 846,55		166 517,09
31.	ГРП 167 - 1800 м3/час	6 598,00	/ 250 22,7 Переход ж/д футляр 50 м - 3 шт.	- / Ду250 - 7 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	252,79	719,45	188,93	1 868,81	200,37	362,75	3 593,11		83 074,56
ИТОГО от существующего газопровода до существующего газопровода (параллельная прокладка)		19 889					740,8	2 123,4	501,1	4 890,3	462,2	721,7	9 439,7		249 591,7
ИТОГО ГВД по территории п. Пурпе		19 889					740,8	2 123,4	501,1	4 890,3	462,2	721,7	9 439,7		249 591,7
Перспективные газопроводы среднего давления Р до 0,3 МПа, от существующих газопроводов ГРП Пургазсервис до перспективных объектов газопотребления
32.	ГРП 161 - 715 м3/час	22,00	/ 110 10	- / Ду100 - 1 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	11,33	24,80	16,95	365,35	17,91	99,78	536,12		428,75
ИТОГО от существующих газопроводов ГРП Пургазсервис до перспективных объектов газопотребления		22					11,3	24,8	16,9	365,4	17,9	99,8	536,1		428,75
Перспективный газопровод среднего давления Р до 0,3 МПа, от перспективного ГРП 167 до существующего газопровода среднего давления - закольцовка для стабильного газоснабжения
33.		92,00	/ 110 10	- / Ду100 - 2 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	3,38	9,72	10,72	2,43	8,04	0,82	35,10		903,05
ИТОГО от перспективного ГРП 167 до существующего газопровода среднего давления		92					3,4	9,7	10,7	2,4	8,0	0,8	35,1		903,05
Перспективные газопроводы среднего давления Р до 0,3 МПа, от существующих газопроводов ООО "Роснефть-Пурнефтегаз" до перспективных объектов газопотребления
34.		93,00	/ 63 5,8	- / Ду50 - 4 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	3,41	9,82	10,75	2,46	8,10	0,83	35,37		781,25
35.		40,00	/ 16014,6	- / Ду150 - 2 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	1,47	4,23	9,28	1,06	5,05	0,36	21,44		523,89
36.		819,00	/ 22520,5	- / Ду200 - 2 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	30,07	86,52	30,87	128,17	49,77	43,26	368,65		12 216,06
ИТОГО от существующих газопроводов ООО "Роснефть-Пурнефтегаз" до перспективных объектов газопотребления		952					35,0	100,6	50,9	131,7	62,9	44,4	425,5		13 521,2
ИТОГО ГСД по территории п. Пурпе		1 066					49,7	135,1	78,6	499,5	88,9	145,0	996,7		14 853,00
Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от существующего ГРП 153 до жилых домов (догазификация 40 домов)
37.		512,00	/ 323,0 переход а/д футляр 20 м - 2 шт.	- / Ду25 - 40 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	18,80	54,09	22,36	169,71	32,15	57,28	354,38		4 047,65
38.		71,00	/ 63 5,8	0	- / ПЭ100SDR11	новое	2,61	7,50	10,14	1,88	6,83	0,63	29,58		589,88

ИТОГО от существующего ГРП 153 до жилых домов (догазификация 40 домов)		583					21,4	61,6	32,5	171,6	39,0	57,9	384,0		4 637,5
Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от существующего ГРП 154 до жилых домов (догазификация 56 домов)
39.		746,00	/ 323,0 переход а/д футляр 20 м - 2 шт.	- / Ду25 - 56 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	27,39	78,80	28,85	206,33	45,58	69,64	456,58		5 895,65
40.		170,00	/ 63 5,8	- / Ду50 - 1 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	6,24	17,96	12,88	33,79	12,51	11,40	94,79		1 421,07
41.		61,00	/ 110 10	- / Ду100 - 2 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	2,24	6,44	9,86	1,61	6,26	0,54	26,96		608,91
42.		351,00	/ 16014,6	- / Ду150 - 4 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	12,89	37,08	17,90	69,77	22,90	23,55	184,09		4 152,13
ИТОГО от существующего ГРП 154 до жилых домов (догазификация 56 домов)		1 328					48,8	140,3	69,5	311,5	87,3	105,1	762,4		12 077,8
Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от существующего ГРП 160 до жилых домов (догазификация 24 домов)
43.		449,00	/ 323,0 переход а/д футляр 20 м - 11 шт.	- / Ду25 - 24 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	16,49	47,43	20,62	581,97	28,53	158,88	853,91		3 540,36
ИТОГО от существующего ГРП 160 до жилых домов (догазификация 24 домов)		449					16,5	47,4	20,6	582,0	28,5	158,9	853,9		3 540,4
Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от перспективного ГРП 161 до жилых домов, газификация 185 домов
44.		2 988,00	/ 323,0 переход а/д футляр 20 м - 34 шт.	- / Ду25 - 185 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	109,71	315,64	91,00	2 064,29	140,96	261,96	2 983,57		23 581,41
45.		2 091,00	/ 63 5,8 переход а/д футляр 20 м - 5 шт.	- / Ду50 - 2 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	76,78	220,88	66,13	602,80	99,32	164,56	1 230,47		17 389,67
46.		2 430,00	/ 110 10 переход а/д футляр 20 м - 2 шт.	- / Ду100 - 6 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	89,23	256,69	75,53	529,84	115,06	144,65	1 210,99		23 147,20
47.		2 216,00	/ 16014,6 переход а/д футляр 20 м - 3 шт.	- / Ду150 - 4 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	81,37	234,09	69,60	535,86	105,12	146,29	1 172,32		25 515,92
48.		189,00	/ 22520,5 переход а/д футляр 20 м - 2 шт.	- / Ду200 - 2 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	6,94	19,97	13,41	127,15	13,61	42,91	223,99		2 883,15
ИТОГО от перспективного ГРП 161 до жилых домов, газификация 185 домов		9 914					364,0	1 047,3	315,7	3 859,9	474,1	760,4	6 821,3		92 517,4
Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от перспективного ГРП 162 до жилых домов, газификация 240 домов
49.		3 054,00	/ 323,0 переход а/д футляр 20 м - 14 шт.	- / Ду25 - 240 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	112,14	322,61	92,83	1 180,40	144,03	196,54	2 048,54		24 144,76
50.		540,00	/ 63 5,8 переход а/д футляр 20 м - 3 шт.	- / Ду50 - 1 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	19,83	57,04	23,14	218,88	33,75	64,02	416,67		4 495,08
51.		672,00	/ 110 10 переход а/д футляр 20 м - 1 шт.	0	- / ПЭ100SDR11	новое	24,67	70,99	26,80	149,95	41,33	50,61	364,35		6 376,22
52.		911,00	/ 16014,6 переход а/д футляр 20 м - 1 шт.	- / Ду150 - 1 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	33,45	96,23	33,42	187,36	55,05	63,23	468,74		10 468,46
53.		1 243,00	/ 22520,5 переход а/д футляр 20 м - 1 шт.	- / Ду200 - 1 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	45,64	131,30	42,63	239,31	64,22	70,00	593,10		18 455,62
ИТОГО от перспективного ГРП 162 до жилых домов, газификация 240 домов		6 420					235,7	678,2	218,8	1 975,9	338,4	444,4	3 891,4		63 940,1
ИТОГО ГНД по территории п. Пурпе		18 694					686,4	1 974,7	657,1	6 900,9	967,2	1 526,7	12 713,0		176 713,1
Коммерческий узел учета расхода газа для территории Пурпе
54.	Блочный узел учёта расхода газа для коммерческого учёта (счётчик, электронные корректоры, газовый фильтр, визуальные манометры, датчики давления и температуры, продувочный трубопровод, запорно-предохранительная арматура, автоматика Пределы измерения 0 7000 м3/час		/ 22520,5	0	0	новое	10,52	22,47	16,34	444,54	16,65	121,36	631,89		2 220,97
ГО город Губкинский, территория Пурпе-1 на период 2023 - 2027 гг.
Газопроводы 2 категории, Р до 0,6 МПа от ПРГ-3 расположенное на площадке Пурпейского ЛПУМГ "Газпром трансгаз Сургут"
Перспективный газопровод высокого давления Р до 0,6 МПа, от существующего газопровода до перспективных объектов газопотребления
55.		22	/ 110 10	- / Ду100 - 1 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	0,81	2,33	8,78	0,58	4,02	0,20	16,71	223,80
ИТОГО от существующего газопровода до существующего газопровода (параллельная прокладка), от существующего газопровода до перспективных объектов газопотребления		22					0,8	2,3	8,8	0,6	4,0	0,2	16,7	223,8
ИТОГО ГВД по территории п. Пурпе-1		22					0,8	2,3	8,8	0,6	4,0	0,2	16,7	223,8
Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от существующего ГРП 164 до жилых домов (догазификация 49 домов)
56.		565,00	/ 323,0	- / Ду25 - 49 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	20,75	59,68	23,83	88,42	35,19	29,84	257,71		4 470,70
57.		551,00	/ 110 10	- / Ду100 - 2 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	20,23	58,20	23,44	86,23	34,38	29,10	251,59		5 258,23
58.		252,00	/ 63 5,8	- / Ду50 - 1 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	9,25	26,62	15,15	50,09	17,22	16,91	135,25		2 278,60
ИТОГО от существующего ГРП 164 до жилых домов (догазификация 49 домов)		1 368					50,2	144,5	62,4	224,7	86,8	75,8	644,5		12 007,5
Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от существующего ГРП 166 до перспективных объектов газопотребления
59.		55,00	/ 63 5,8	- / Ду50 - 2 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	2,02	5,81	9,69	1,45	5,91	0,49	25,38		474,33
ИТОГО от существующего ГРП 166 до перспективных объектов газопотребления		55					2,0	5,8	9,7	1,5	5,9	0,5	25,4		474,3
ИТОГО ГНД по территории п. Пурпе-1		1 423					52,3	150,3	72,1	226,2	92,7	76,3	669,9		12 481,9
Коммерческий узел учёта расхода газа для территории Пурпе-1
60.	Блочный узел учёта расхода газа (счётчик, электронные корректоры, газовый фильтр, визуальные манометры, датчики давления и температуры, продувочный трубопровод, запорно-предохранительная арматура, автоматика Пределы измерения 0 2500 м3/час		/ 110 10	0	0	0	10,52	22,47	16,34	364,77	16,65	99,58	530,34		1 414,00
ГО город Губкинский, территория г. Губкинский на период 2028 - 2032 гг.
Газопроводы 2 категории, Р до 0,6 МПа от ГГПЗ
Перспективные газопроводы высокого давления Р до 0,6 МПа, от существующих и перспективных газопроводов до перспективных объектов газопотребления
61.		1 348,00	/ 63 5,8 переход а/д футляр 20 м - 4 шт.	- / Ду50 - 16 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	49,50	142,40	45,54	390,12	69,45	106,50	803,50		10 946,08
62.		2 521,00	/ 110 9 переход а/д футляр 20 м - 2 шт.	- / Ду100 - 5 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	92,57	266,31	78,05	546,32	119,28	149,15	1 251,68		21 498,48
63.		200,00	/ 16014,6 переход а/д футляр 20 м - 1 шт.	- / Ду150 - 1 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	7,34	21,13	13,71	84,55	14,24	28,53	169,50		1 894,42
ИТОГО от существующих и перспективных газопроводов до перспективных объектов газопотребления		4 069					149,4	429,8	137,3	1 021,0	203,0	284,2	2 224,7		34 339,0
ИТОГО ГВД по территории г. Губкинский		4 069					149,4	429,8	137,3	1 021,0	203,0	284,2	2 224,7		34 339,0
ГО город Губкинский, территория Пурпе-1 на период 2028 - 2032 гг.
Газопроводы 2 категории, Р до 0,6 МПа от существующего газопровода высокого давления Р до 0,6 МПа (вблизи ПРГ-3 расположенное на площадке Пурпейского ЛПУМГ "Газпром трансгаз Сургут")
Перспективный газопровод высокого давления Р до 0,6 МПа, от существующего газопровода до перспективного ГРП 168 (на 150 жилых домов)
64.	ГРП 168 - 750 м3/час	1 944,00	/ 110 9 переход а/д футляр 20 м - 1 шт.	- / Ду100 - 5 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	81,90	227,83	70,23	758,58	112,99	207,09	1 458,61		16 800,14
ИТОГО от существующего газопровода до перспективного ГРП 168 (на 150 жилых домов)		1 944					81,9	227,8	70,2	758,6	113,0	207,1	1 458,6		16 800,1
ИТОГО ГВД по территории Пурпе-1		1 944					81,9	227,8	70,2	758,6	113,0	207,1	1 458,6		16 800,1
Газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, на территории Пурпе-1
от существующих газопроводов низкого давления от ГРП 166 и ГРП 164, закольцовка для стабильного газоснабжения
65.		822,00	/ 110 10	- / Ду100 - 2 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	30,18	86,83	30,95	218,22	49,94	63,83	479,96		7 015,38
ИТОГО от существующих газопроводов низкого давления от ГРП 166 и ГРП 164, закольцовка для стабильного газоснабжения		822					30,2	86,8	31,0	218,2	49,9	63,8	480,0		7 015,4
ИТОГО ГНД по территории Пурпе-1		822					30,2	86,8	31,0	218,2	49,9	63,8	480,0		7 015,4
ГО город Губкинский, территория г. Губкинский на период 2038 - 2041 гг.
Газопроводы 2 категории, Р до 0,6 МПа от ГГПЗ
Перспективные газопроводы высокого давления Р до 0,6 МПа, от существующих и перспективных газопроводов до перспективных объектов газопотребления, включая участки для закольцовки газораспределительной сети
66.	ГРП 158 - 516 м3/час ГРП 159 - 240 м3/час ГРП 160 - 480 м3/час	2 292,00	/ 110 10 переход а/д футляр 20 м - 1 шт.	- / Ду100 - 2 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	115,72	309,54	96,21	1 554,36	150,33	424,34	2 650,50		20 122,12
67.		298,00	/ 16014,6	- / Ду150 - 2 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	10,94	31,48	16,43	59,23	19,86	19,99	157,94		3 479,31
ИТОГО от существующих и перспективных газопроводов до перспективных объектов газопотребления, включая участки для закольцовки газораспределительной сети		2 590					126,7	341,0	112,6	1 613,6	170,2	444,3	2 808,4		23 601,4
ИТОГО ГВД по территории г. Губкинский		2 590					126,7	341,0	112,6	1 613,6	170,2	444,3	2 808,4		23 601,4
Газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа 2038 - 2041 гг.
Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от перспективного ГРП 158 до жилых домов, газификация 62 домов
68.		1 710,00	/ 323,0	- / Ду25 - 86 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	62,79	180,64	55,57	267,60	87,46	78,27	732,32		13 478,81
69.		392,00	/ 110 10	- / Ду100 - 2 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	14,39	41,41	19,03	77,92	25,26	26,30	204,31		4 074,73
70.		538,00	/ 16014,6	- / Ду150 - 2 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	19,75	56,83	23,08	84,19	33,64	28,41	245,91		6 228,54
ИТОГО от перспективного ГРП 158 до жилых домов, газификация 62 домов		2 640					96,9	278,9	97,7	429,7	146,4	133,0	1 182,5		23 782,1
Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от перспективного ГРП 159 до жилых домов, газификация 40 домов
71.		800,00	/ 323,0	- / Ду25 - 40 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	29,37	84,51	30,35	125,19	48,68	42,25	360,35		6 305,68
72.		400,00	/ 110 10	- / Ду100 - 2 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	14,69	42,25	19,26	79,51	25,72	26,83	208,26		4 157,27
ИТОГО от перспективного ГРП 159 до жилых домов, газификация 40 домов		1 200					44,06	126,76	49,60	204,70	74,39	69,09	568,61		10 462,95
Перспективные газопроводы низкого давления Р до 0,005 МПа, от перспективного ГРП 160 до жилых домов, газификация 80 домов
73.		1 600,00	/ 323,0	- / Ду25 - 80 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	58,75	169,02	52,52	250,39	81,98	73,24	685,89		12 611,36
74.		800,00	/ 110 10	- / Ду100 - 2 шт.	- / ПЭ100SDR11	новое	29,37	84,51	30,35	125,19	48,68	42,25	360,35		8 284,42
ИТОГО от перспективного ГРП 160 до жилых домов, газификация 80 домов		2 400					88,1	253,5	82,9	375,6	130,7	115,5	1 046,2		20 895,8
ИТОГО ГНД по территории г. Губкинский		6 240					229	659	230	1 010	351	318	2 797		55 141
ИТОГО по статьям проекта		97 938					3 701,30	10 592,9	3 269,30	32 045,8	4 358,60	6 698,30	60 666,2		1 080 668,92
ИТОГО по проекту															1 141 335,16

Стоимость за 1 км
Всего, 1 км	11 645	тыс. руб.		Период, гг.	Протяжённость, м	Стоимость, тыс. руб.
Проект, 1 км	619	тыс. руб.		2023 - 2027	82273	994 670
СМР, 1 км	11 034	тыс. руб.		2028 - 2032	6 835	62 318
				2038 - 2041	8 830	84 348
				ИТОГО	97938	1 141 336

Цены скорректированы относительно НЦС 81-02_15-2023 по 03.2023.

Согласно НЦС 81-02_15-2023 сети газоснабжения, для ЯНАО региональный коэффициент для строительства газовых сетей составляет 1,44 к базовой стоимости (для Московской области).

Согласно НЦС 81-02_15-2023 сети газоснабжения, региональный коэффициент климатических условий осуществления строительства составляет 1,02

Постановление от 24 марта 2020 года N 316-П "Об установлении центров ценовых зон на территории Ямало-Ненецкого автономного округа", ГО Губкинский - 3 зона

Температурная зона - V, коэффициент снегоборьбы - 1,0.

Согласно Приказу Минстроя России от 14.03.2023 N 184/пр, коэффициент, характеризующий удорожание стоимости строительства в сейсмических районах Российской Федерации - уровень сейсмичности в ЯНАО принят равным 6 баллам, коэффициент не применяется.

Раздел 8. Целевые показатели развития систем газоснабжения

8.1. Основные направления, принципы, задачи и целевые показатели развития централизованной системы газоснабжения

Основные направления, принципы, задачи и целевые показатели развития централизованной системы газоснабжения муниципального образования город Губкинский устанавливаются в целях реализации государственной политики в сфере газоснабжения, направленной на обеспечение охраны здоровья населения и улучшения качества жизни населения путем обеспечения бесперебойного и качественного газоснабжения; повышение энергетической эффективности путем экономного потребления газа; обеспечение доступности газоснабжения для абонентов за счет повышения эффективности деятельности газоснабжающей организации, действующей в городе; обеспечение развития централизованной системы газоснабжения путем развития эффективных форм управления этой системой.

Реализация мероприятий, предлагаемых в данной Схеме газоснабжения, позволит обеспечить:

- бесперебойное снабжение города природным газом, отвечающим требованиям существующих нормативов качества;

- повышение надежности работы систем газоснабжения и удовлетворение потребностей потребителей (по объему и качеству услуг);

- инженерно-техническую оптимизацию систем газоснабжения с учетом современных требований;

- подключение новых абонентов на территориях перспективной застройки.

К целевым показателям деятельности организаций, осуществляющих газоснабжение, относятся:

- показатели качества;

- показатели надежности и бесперебойности газоснабжения;

- показатели качества обслуживания абонентов;

- соотношение цены реализации мероприятий инвестиционной программы и их эффективности;

иные показатели, установленные федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере жилищно-коммунального хозяйства.

Так как Генеральным планом развития г. Губкинский предусмотрен только один вариант развития, то в рамках данной Схемы газоснабжения так же будет один вариант эволюции целевых показателей деятельности организаций, осуществляющих централизованное газоснабжение на территории ГО г. Губкинский.

8.2. Показатели деятельности организаций, осуществляющих централизованное газоснабжение потребителей г. Губкинский

8.2.1. Показатели качества и надежности услуг по транспортировке газа по газораспределительным сетям

Надежность услуг по транспортировке газа по газораспределительным сетям характеризуется:

- количеством прекращений и ограничений транспортировки газа по газораспределительным сетям потребителям;

- продолжительностью прекращений и ограничений транспортировки газа по газораспределительным сетям потребителям;

- количеством недопоставленного газа потребителям в результате прекращений и ограничений транспортировки газа по газораспределительным сетям.

Качество услуг по транспортировке газа по газораспределительным сетям характеризуется:

- обеспечением давления в газораспределительной сети в пределах, необходимых для функционирования газопотребляющего оборудования;

- соответствием физико-химических характеристик газа требованиям, установленным в нормативно-технических документах.

Надежность и качество услуг по транспортировке газа по газораспределительным сетям характеризуются обобщенным показателем уровня надежности и качества услуг по транспортировке газа по газораспределительным сетям.

Обобщенный показатель уровня надежности и качества услуг по транспортировке газа по газораспределительным сетям (Коб) определяется по формуле:

Коб=Кнад+Ккач

где - коэффициент значимости показателя надежности услуг по транспортировке газа по газораспределительным сетям;

Кнад - показатель надежности услуг по транспортировке газа по газораспределительным сетям;

- коэффициент значимости показателя качества услуг по транспортировке газа по газораспределительным сетям;

Ккач - показатель качества услуг по транспортировке газа по газораспределительным сетям.

Показатели надежности и качества услуг по транспортировке газа по газораспределительным сетям, а также коэффициенты их значимости устанавливаются в соответствии с методикой расчета плановых и фактических показателей надежности и качества услуг по транспортировке газа по газораспределительным сетям, утвержденной Министерством энергетики Российской Федерации (далее - методика). Обобщенный показатель уровня надежности и качества услуг по транспортировке газа по газораспределительным сетям не может быть больше единицы.

При определении величины обобщенного показателя уровня надежности и качества услуг по транспортировке газа по газораспределительным сетям исключаются случаи прекращения или ограничения транспортировки газа по газораспределительным сетям, произошедшие:

- в результате обстоятельств, предусмотренных Правилами поставки газа в Российской Федерации, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 5 февраля 1998 г. N 162 "Об утверждении Правил поставки газа в Российской Федерации", и Правилами поставки газа для обеспечения коммунально-бытовых нужд граждан, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 21 июля 2008 г. N 549 "О порядке поставки газа для обеспечения коммунально-бытовых нужд граждан";

- в результате угрозы возникновения аварии в газораспределительной сети;

- в результате несанкционированного вмешательства в функционирование объектов газораспределительной сети;

- в результате обстоятельств непреодолимой силы; по инициативе потребителя.

Плановые значения показателей надежности и качества услуг по транспортировке газа по газораспределительным сетям устанавливаются органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов, а в случае, если газораспределительная организация оказывает услуги по транспортировке газа по технологически связанным газораспределительным сетям на территориях нескольких субъектов Российской Федерации, плановые значения показателей надежности и качества услуг по транспортировке газа по газораспределительным сетям устанавливаются Федеральной службой по тарифам (далее - регулирующие органы) на каждый расчетный период в пределах долгосрочного периода регулирования тарифов на услуги по транспортировке газа по газораспределительным сетям (далее - период регулирования) в соответствии с методикой. Плановые значения показателей надежности и качества услуг по транспортировке газа по газораспределительным сетям ежегодно, до 1 декабря, начиная с 2015 года, определяются регулирующими органами и до 20 декабря публикуются на официальных сайтах регулирующих органов в информационно-телекоммуникационной сети "Интернет".

Плановые значения показателей надежности и качества услуг по транспортировке газа по газораспределительным сетям определяются регулирующими органами в соответствии с методикой и с учетом:

- данных о фактических значениях показателей надежности и качества услуг по транспортировке газа по газораспределительным сетям не менее чем за 3 года до периода регулирования;

- расходов, включенных в инвестиционную программу газораспределительных организаций и направленных на поддержание (повышение) надежности и качества услуг по транспортировке газа по газораспределительным сетям;

- природно-климатических и территориальных условий, технологических и технических характеристик газораспределительных сетей.

Газораспределительные организации ежегодно, начиная с 2017 года, до 1 июня года, следующего за отчетным, в соответствии с методикой представляют в регулирующие органы отчетные данные, используемые при расчете фактических значений показателей надежности и качества услуг по транспортировке газа по газораспределительным сетям.

Фактические значения показателей надежности и качества услуг по транспортировке газа по газораспределительным сетям определяются в соответствии с методикой и ежегодно, до 1 октября, начиная с 2017 года, публикуются на официальных сайтах регулирующих органов в информационно-телекоммуникационной сети "Интернет".

Регулирующие органы в пределах закрепленной за ними компетенции в целях определения плановых значений показателей надежности и качества услуг по транспортировке газа по газораспределительным сетям вправе запрашивать:

- у Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, Федеральной антимонопольной службы и их территориальных органов - необходимую информацию, которой такие органы обладают в связи с возложенными на них функциями по осуществлению государственного контроля в установленных сферах деятельности, с указанием сроков для удовлетворения такого запроса;

- у газораспределительных организаций - необходимую информацию, которой газораспределительные организации обладают в связи с осуществлением соответствующей деятельности.

8.2.2. Показатели качества обслуживания абонентов

К показателям качества обслуживания абонентов, установленными Постановлением правительства РФ от 6 мая 2011 г. N 354 относятся следующие критерии указанные в таблице 15.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Таблица 15 отсутствует

Таблица 13 - Показатели качества обслуживания абонентов

1. Бесперебойное круглосуточное газоснабжение в течение года	допустимая продолжительность перерыва газоснабжения - не более 4 часов (суммарно) в течение 1 месяца	за каждый час превышения допустимой продолжительности перерыва газоснабжения, исчисленной суммарно за расчетный период, в котором произошло указанное превышение, размер платы за коммунальную услугу за такой расчетный период снижается на 0,15 процента размера платы
2. Постоянное соответствие свойств подаваемого газа требованиям законодательства Российской Федерации о техническом регулировании (ГОСТ 5542-87)	отклонение свойств подаваемого газа от требований законодательства Российской Федерации о техническом регулировании не допускается	при несоответствии свойств подаваемого газа требованиям законодательства Российской Федерации о техническом регулировании размер платы за коммунальную услугу, определенный за расчетный период, снижается на размер платы, исчисленный суммарно за каждый день предоставления коммунальной услуги ненадлежащего качества (независимо от показаний приборов учета)
3. Давление газа - от 0,0012 МПа до 0,003 МПа	отклонение давления газа более чем на 0,0005 МПа не допускается	за каждый час периода снабжения газом суммарно в течение расчетного периода, в котором произошло превышение допустимого отклонения давления: при давлении, отличающемся от установленного не более чем на 25 процентов, размер платы за коммунальную услугу за такой расчетный период снижается на 0,1 процента размера платы, определенного за такой расчетный период; при давлении, отличающемся от установленного более чем на 25 процентов, размер платы за коммунальную услугу, определенный за расчетный период, снижается на размер платы, исчисленный суммарно за каждый день предоставления коммунальной услуги ненадлежащего качества (независимо от показаний приборов учета)

8.2.3. Соотношение цены реализации мероприятий инвестиционной программы и их эффективности

Реализация мероприятий инвестиционной программы позволит значительно повысить уровень эффективности, необходимый для достижения темпов развития, предусмотренных Стратегией социально-экономического развития Ямало-Ненецкого Автономного Округа до 2035 года, утвержденной постановлением законодательного собрания Ямало-Ненецкого Автономного Округа 24 июня 2021 года.

Результатом реализации Программы станет повышение доступности населения к услуге газоснабжения и, как следствие, удовлетворение нужд населения в использовании природного газа для отопления, горячего водоснабжения и приготовления пищи. Таким образом, программные мероприятия ориентированы на достижение целей социально-экономического развития города, направленных на формирование благоприятной среды для жизнедеятельности населения.

Экономическая эффективность программы определяется снижением средств населения на оплату коммунальных услуг.

Экологическая эффективность Программы выражается в снижении уровня загрязнения окружающей природной среды и улучшение экологической обстановки в районе.

Социальная эффективность Программы характеризуется созданием благоприятных условий проживания населения, обеспечением нормальных условий для жизни будущих поколений, улучшением демографической ситуации в городском округе.

Раздел 9. Бесхозяйные объекты газоснабжения

В процессе разработки Схемы газоснабжения бесхозяйные сети газораспределения не выявлены. При обнаружении бесхозяйных сетей газораспределения на территории населенного пункта, они переходят в собственность администрации МО и впоследствии передаются во временное пользование/аренду/концессию соответствующей эксплуатирующей организации, обеспечивающей централизованное газоснабжение на территории данного населенного пункта.

-----------------------------

¹Расчёт произведён по данным о средней заработной плате и пенсии по возрасту в ГО г. Губкинский согласно данным по демографии ФСГС РФ. Прогноз до 2041 г. сделан в соответствии динамикой изменения данного показателя за проанализированный период с 2018 по 2022 год.

²Официальный сайт Правительства автономного округа в информационно-телекоммуникационной сети "Интернет" www.yanao.ru, 21.12.2022, Официальный интернет-портал правовой информации http://pravo.gov.ru, 22.12.2022, "Красный Север", спец. выпуск N 101/1, 23.12.2022.

³Используется показатель - 1 проживающий в 1-комнатной квартире площадью. 33 м2