Procedimientos de Medición
En los puntos donde se transfiere gas entre TGI S.A. ESP y los Agentes abajo listados, con los cuales se dan relaciones técnicas y/o comerciales de transporte de gas, se realizan procesos para la medición de la cantidad de gas (volumen a condiciones estándar) y el análisis directo o la determinación indirecta de las especificaciones de calidad de gas, bajo la consideración de que a partir de dicho punto el Agente que recibe el gas asume la custodia de este:
- Productores-Comercializadores
- Distribuidores
- Usuarios No Regulados
- Almacenadores Independientes
- Usuarios Regulados atendidos por Comercializadores (no localizados en áreas de servicio exclusivo)
- Interconexiones Internacionales
- Otros Transportadores
TGI S.A. ESP en su rol de Transportador, y de conformidad con lo establecido en la Resolución CREG 071 de 1999 (Reglamento Único de Transporte de Gas Natural – RUT) y las normas que lo adicionen, modifiquen o sustituyan, aplica procedimientos técnicos de medición con referencia a normas nacionales e internacionales, emitidas por agremiaciones reconocidas en la regulación y la industria del gas.
Para asegurar que los equipos y los procesos de medición son adecuados con respecto a los requisitos establecidos y gestionar el riesgo de obtener resultados de medición incorrectos, TGI S.A. ESP tiene implementado un Sistema de Gestión de las Mediciones, basado en la Norma Técnica Colombiana NTC-ISO 10012 “Sistemas de Gestión de la Medición. Requisitos para los procesos de medición y los equipos de medición”, el cual opera en conjunto con su Sistema de Gestión Integrado (SGI) fundamentado en los lineamientos de las normas técnicas ISO 9001, ISO 14001, ISO 50001 y OHSAS 18001.
Particularmente, en las estaciones para transferencia de custodia, TGI S.A. ESP aplica la Norma Técnica Colombiana NTC 6167 “Medición de Transferencia de Custodia de Gas Natural en Gasoductos”, la cual establece los requisitos, directrices y procedimientos de carácter técnico necesarios para el adecuado desarrollo de los procesos de medición de transferencia de custodia de gas natural en gasoductos. De conformidad con esta normativa, durante su ciclo de vida, los sistemas de medición de transferencia de custodia deben someterse a los siguientes procesos:
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Clasificación del sistema de medición: Los sistemas de medición se clasifican en cuatro categorías: Clase A, B, C y D (NTC 6167); las cuales son determinadas por TGI S.A. ESP a partir de los Caudales Máximos Proyectados para la estación de transferencia de custodia. Cada clase de sistema de medición tiene asociado unos Errores Máximos Permisibles (EMP) característicos, aplicables a la medición del volumen a condiciones estándar y la determinación de la energía asociada al volumen medido. Los EMP aplicables son:
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Evaluación documental de la conformidad: Este proceso se realiza al finalizar la fase de diseño de la estación de medición por parte del Agente (antes del aprovisionamiento, construcción e instalación del sistema de medición). Consiste en la verificación del cumplimiento de los requisitos aplicables (regulatorios, legales, contractuales, reglamentarios, técnicos, etc.) por parte de TGI S.A. ESP o un Organismo de Inspección Acreditado (ISO/IEC 17020) con base en planos, memorias de cálculo, documentos de ingeniería, fichas técnicas, certificados, etc. Como resultado se establece el grado de cumplimiento del diseño de la estación de medición con respecto a los requisitos aplicables a su clase, incluyendo la revisión de las especificaciones de los equipos y de los elementos mínimos requeridos, la validación de los certificados de materiales, equipos y accesorios para su uso en estaciones de gas natural y aplicaciones de transferencia de custodia (aprobación de modelo).
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Evaluación en campo de la conformidad (Inicial): Este proceso se realiza al finalizar la construcción e instalación de la estación de medición (antes de la puesta en servicio e inicio del servicio de la estación). Consiste en la verificación del cumplimiento de los requisitos aplicables (regulatorios, legales, contractuales, reglamentarios, técnicos, etc.) mediante actividades de inspección física realizadas por parte de TGI S.A. ESP o un Organismo de Inspección Acreditado (ISO/IEC 17020) orientadas a la obtención directa de evidencias en la estación de medición. Como resultado se establece el grado de conformidad de la estación de medición con respecto a los requisitos aplicables a su clase. TGI S.A. ESP solo aprobará la entrada en servicio de estaciones de medición que cumplan satisfactoria y totalmente los requisitos aplicables.
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Confirmación metrológica periódica de equipos de medición: Consiste en la calibración y verificación de los equipos de medición que íntegran la estación de medición (medidores de gas, instrumentos asociados de presión, temperatura y calidad de gas, computador de flujo y dispositivos de telemetría), por parte de TGI S.A. ESP o de un Laboratorio de Calibración y Ensayos Acreditado (ISO/IEC 17025), con el objeto de confirmar que estos se encuentren operando dentro de los EMP especificados. La periodicidad para la realización de estas actividades se establece en los contratos de transporte y se basa en lo estipulado en la NTC 6167.
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Evaluación en campo de la conformidad (Posterior): Un (1) año después de la entrada en servicio de la estación de medición y cada cinco (5) años, contados a partir de la realización de la entrada en servicio, TGI S.A. ESP o un Organismo de Inspección Acreditado (ISO/IEC 17020) realizarán actividades de inspección física orientadas a la obtención directa de evidencias en la estación de medición y su correspondiente verificación del cumplimiento de los requisitos aplicables (regulatorios, legales, contractuales, reglamentarios, técnicos, etc.). Como resultado se establece el grado de conformidad de la estación de medición con respecto a los requisitos definidos. TGI S.A. ESP solo aprobará la continuidad de la operación de estaciones de medición que cumplan satisfactoria y totalmente los requisitos aplicables.
Listado de referencias correspondientes a requisitos regulatorios y legales
A continuación, se presenta el listado de referencias que contienen los requisitos regulatorios y legales aplicables a sistemas de medición de transferencia de custodia de gas natural, en cada caso se aplican las normas que los adicionan, modifican o sustituyen
| CREG 071 - 1999 | Reglamento Único de Transporte de Gas Natural – RUT |
| Ley 142 de 1994 | Ley de servicios públicos domiciliarios |
| Decreto 1074 de 2015 | Decreto Único Reglamentario del Sector Comercio, Industria y Turismo |
Listado de referencias correspondientes a requisitos regulatorios y legales
A continuación, se presenta el listado de referencias que contienen los requisitos regulatorios y legales aplicables a sistemas de medición de transferencia de custodia de gas natural, en cada caso se aplican las normas que los adicionan, modifican o sustituyen
| AGA Report No. 3 Pt 1 | Orifice Metering of Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Fluids, Part 1 - General Equations and Uncertainty Guidelines |
| AGA Report No. 3 Pt 2 | Orifice Metering of Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Fluids, Part 2 - Concentric, Square-edged Orifice Meters, Specifications and Installation Requirements |
| AGA Report No. 3 Pt 3 | Orifice Metering of Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Fluids, Part 3 - Natural Gas Applications |
| AGA Report No. 3 Pt 4 | Orifice Metering of Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Fluids, Part 4 - Background, Development Implementation Procedure |
| AGA Report No. 5 | Natural Gas Energy Measurement |
| AGA Report No. 7 | Measurement of Natural Gas by Turbine Meter |
| AGA Report No. 8 Pt 1 | Thermodynamic Properties of Natural Gas and Related Gases, DETAIL and GROSS Equations of State |
| AGA Report No. 9 | Measurement of Gas by Multipath Ultrasonic Meters |
| AGA Report No. 11 | Measurement of Natural Gas by Coriolis Meter |
| AGA XL1001 | Classification of Locations for Electrical Installations in Gas Utility Areas |
| ANSI B109.1 | Diaphram-Type Gas Displacement Meters (Under 500 Cubic Feet Per Hour Capacity) |
| ANSI B109.2 | Diaphram-Type Gas Displacement Meters (500 Cubic Feet Per Hour Capacity and Over) |
| ANSI B109.3 | Rotary-Type Gas Displacement Meters |
| API MPMS Chapter 14.1 | Collecting and Handling of Natural Gas Samples for Custody Transfers |
| API MPMS Chapter 21.1 | Electronic Gas Measurement |
| API RP 500 | Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical Installations at Petroleum Facilities Classified as Class I, Division 1 and Division 2 |
| API RP 551 | Process Measurement |
| ASTM D1142 | Standard Test Method for Water Vapor Content of Gaseous Fuels by Measurement of Dew-Point Temperature |
| ASTM D1945 | Standard Test Method for Analysis of Natural Gas by Gas Chromatography |
| ASTM D3588 | Standard Practice for Calculating Heat Value, Compressibility Factor, and Relative Density of Gaseous Fuels |
| ASTM D4084 | Standard Test Method for Analysis of Hydrogen Sulfide in Gaseous Fuels (Lead Acetate Reaction Rate Method) |
| ASTM D4468 | Standard Test Method for Total Sulfur in Gaseous Fuels by Hydrogenolysis and Rateometric Colorimetry |
| ASTM D5454 | Standard Test Method for Water Vapor Content of Gaseous Fuels Using Electronic Moisture Analyzers |
| ASTM D6228 | Standard Test Method for Determination of Sulfur Compounds in Natural Gas and Gaseous Fuels by Gas Chromatography and Flame Photometric Detection |
| ASTM D7164 | Standard Practice for On-line/At-line Heating Value Determination of Gaseous Fuels by Gas Chromatography |
| ASTM D7165 | Standard Practice for Gas Chromatograph Based On-line/At-line Analysis for Sulfur Content of Gaseous Fuels |
| ASTM D7166 | Standard Practice for Total Sulfur Analyzer Based On-line/At-line for Sulfur Content of Gaseous Fuels |
| ASTM D7607 | Standard Test Method for Analysis of Oxygen in Gaseous Fuels (Electrochemical Sensor Method) |
| GPA 2145 | Table of Physical Properties for Hydrocarbons and Other Compounds of Interest to Natural Gas and Natural Gas Liquids Industries |
| GPA 2172 | Calculation of Gross Heating Value, Relative Density, Compressibility and Theoretical Hydrocarbon Liquid Content for Natural Gas Mixtures for Custody Transfer |
| ISO 5167-1 | Measurement of fluid flow by means of pressure differential devices inserted in circular cross-section conduits running full -- Part 1: General principles and requirements |
| ISO 17089-1 | Measurement of fluid flow in closed conduits - Ultrasonic meters for gas -- Part 1: Meters for custody transfer and allocation measurement |
| ISO 15112 | Natural gas -- Energy determination |
| NTC 3949 | Gasoductos. Estaciones de regulación de presión para líneas de transporte y redes de distribución de gas combustible |
| NTC 3950 | Medidores de gas tipo diafragma. Características físicas |
| NTC 4136 | Medidores de gas tipo rotatorio |
| NTC 4554 | Medidores de gas tipo diafragma con capacidad superior a 16 m3/h. Características físicas |
| NTC 5927 | Medición de gas natural con medidores tipo turbina |
| NTC 6167 | Medición de transferencia de custodia de gas natural en gasoductos |
| NTC-ISO 10012 | Sistema de gestión de la medición. Requisitos para los procesos de medición y los equipos de medición |
| OIML R137 | Gas meters |
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