NORMA TÉCNICA COLOMBIANA 6167

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1 NORMA TÉCNICA NTC COLOMBIANA MEDICIÓN DE TRANSFERENCIA DE CUSTODIA DE GAS NATURAL EN GASODUCTOS E: CUSTODY TRANSFER MEASUREMENT IN NATURAL GAS PIPELINES CORRESPONDENCIA: DESCRIPTORES: medición; gasoducto. I.C.S.: Editada por el Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación (ICONTEC) Apartado Bogotá, D.C. - Tel. (571) Fax (571) Prohibida su reproducción Editada

2 PRÓLOGO El Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación, ICONTEC, es el organismo nacional de normalización, según el Decreto 1595 de ICONTEC es una entidad de carácter privado, sin ánimo de lucro, cuya Misión es fundamental para brindar soporte y desarrollo al productor y protección al consumidor. Colabora con el sector gubernamental y apoya al sector privado del país, para lograr ventajas competitivas en los mercados interno y externo. La representación de todos los sectores involucrados en el proceso de Normalización Técnica está garantizada por los Comités Técnicos y el período de Consulta Pública, este último caracterizado por la participación del público en general. La NTC 6167 fue ratificada por el Consejo Directivo de Esta norma está sujeta a ser actualizada permanentemente con el objeto de que responda en todo momento a las necesidades y exigencias actuales. A continuación se relacionan las empresas que colaboraron en el estudio de esta norma a través de su participación en el Comité Técnico 159 Gasoductos. ALCANOS DE COLOMBIA S.A. E.S.P. CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL -CNO GAS- DE OCCIDENTE S.A. E.S.P. DELVASTO & ECHEVERRÍA CONSULTORES ECOPETROL EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN EVONIK COLOMBIA GAS NATURAL S.A. E.S.P. GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P. GPA S.A.S. GRUPO ZAMBRANO PACIFIC RUBIALES PROMIGAS S.A. E.S.P. SURTIGAS S.A. E.S.P. TRANSPORTADORA DE GAS INTERNACIONAL -TGI S.A. E.S.P.- Además de las anteriores, en Consulta Pública el Proyecto se puso a consideración de las siguientes empresas: AGREMGAS CDT DE GAS COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS -CREG- CONSORCIO METALÚRGICO NACIONAL EFIGAS S.A. E.S.P. EXTRUCOL S.A. GAS DEL RISARALDA S.A. E.S.P. GASES DE LA GUAJIRA S.A. E.S.P. INDUSTRIAS HUMCAR LLANOGAS S.A. E.S.P. MAYGAS MINISTERIO DE COMERCIO, INDUSTRIA Y TURISMO MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA NATURGAS SUPERINTENDENCIA DE SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS TORNILLOS Y COMPLEMENTOS LTDA. UNIVERSIDAD DE ANTIOQUIA UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA ICONTEC cuenta con un Centro de Información que pone a disposición de los interesados normas internacionales, regionales y nacionales y otros documentos relacionados. DIRECCIÓN DE NORMALIZACIÓN

3 CONTENIDO 0. INTRODUCCIÓN... 1 Página 1. OBJETO Y CAMPO DE APLICACIÓN REFERENCIAS NORMATIVAS TERMINOLOGÍA REQUISITOS TÉCNICOS DE LOS SISTEMAS DE MEDICIÓN PARA TRANSFERENCIA DE CUSTODIA SISTEMA DE MEDICIÓN CLASIFICACIÓN Y EXACTITUD DE LOS SISTEMAS DE MEDICIÓN CRITERIOS MÍNIMOS DE CONFIGURACIÓN PARA UN SISTEMA DE MEDICIÓN ESPECIFICACIONES DEL MÓDULO DE MEDICIÓN ESPECIFICACIONES DEL DISPOSITIVO DE CONVERSIÓN DE VOLUMEN PRESIÓN TEMPERATURA FACTOR DE COMPRESIBILIDAD DENSIDAD PODER CALORÍFICO DETERMINACIÓN DE LA ENERGÍA ALTERNATIVAS PARA LA ASIGNACIÓN DEL PODER CALORÍFICO... 19

4 Página 5.2 INTERVALOS DE TIEMPO PARA LA DETERMINACIÓN DEL PODER CALORÍFICO MANEJO DEL ERROR E INCERTIDUMBRE CONTROL METROLÓGICO TRAZABILIDAD EN SISTEMAS DE MEDICIÓN CONTROL DE TRAZABILIDAD Y ACCESO A SISTEMAS DE MEDICIÓN VERIFICACIÓN INICIAL CONTROL METROLÓGICO (VERIFICACIONES POSTERIORES) ANEXO A (Informativo) BIBLIOGRAFÍA TABLAS Tabla 1. Clasificación sistemas de medición y EMP Global Tabla 2. EMP por módulos Tabla 3. Elementos constitutivos de un sistema de medición Tabla 4. EMP para instrumentos de medición asociados diferentes a dispositivos para determinación de poder calorífico Tabla 5. Intervalo de tiempo para medición de poder calorífico y determinación de poder calorífico representativo Tabla 6. Parámetros y alcance a evaluar en la verificación inicial Tabla 7. Frecuencia de las actividades de control metrológico (verificaciones posteriores)... 25

5 MEDICIÓN DE TRANSFERENCIA DE CUSTODIA DE GAS NATURAL EN GASODUCTOS 0. INTRODUCCIÓN Desde 1999 el Reglamento Único de Transporte (RUT) ha brindado los lineamientos regulatorios y técnicos en materia de medición en actividades vinculadas al transporte de gas, particularmente en lo que respecta a la transferencia de custodia. No obstante, la publicación en 2007 de la Recomendación OIML R 140 Measuring Systems for Gaseous Fuel representó un nuevo y más avanzado panorama para el control metrológico de los sistemas de medición de gas empleados en transferencia de custodia. A diferencia de las normativas y regulaciones para control metrológico que antecedieron la OIML R140, esta referencia introduce el concepto de Clase de Exactitud y una noción integral del sistema de medición, en contraposición al control metrológico tradicional, el cual se enfocaba en el medidor de gas exclusivamente o en una visión desarticulada de los componentes del sistema, con una predominancia hacia el control de instrumentación secundaria y la estipulación de exigencias sobre la medición de volumen sin ningún tipo de escalas entre los sistemas que operan con volúmenes muy grandes y aquellos de menor capacidad. En el año 2012 el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural (CNO-Gas) creó un Comité Técnico de Medición, integrado por especialistas de medición de las empresas miembro y con participación de funcionarios de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) y la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD). El objetivo principal del Comité Técnico de Medición consistía en estudiar y analizar la OIML R 140 para evaluar la posibilidad de implementar su enfoque en el sector del transporte de gas natural en Colombia mediante una reforma y complementación de los requisitos dados en el RUT y sus posteriores modificaciones. Luego de dos años de trabajo el comité técnico de medición del CNO-Gas publicó el Protocolo Operativo de Medición. Esta norma está basada en el Protocolo Operativo de Medición y se fundamenta en los principios de la OIML R 140 (sin corresponder a una adopción de dicho documento), acorde con las necesidades en materia de medición de transferencia de custodia que demanda el sector del transporte de gas natural en Colombia, para lo cual se tuvo en cuenta el desarrollo tecnológico que ha tenido el país en esta materia, destacándose en particular el incremento en el número y capacidad de laboratorios acreditados en el país, así como el aumento de profesionales en el sector con conocimientos en metrología de gas, aspectos que sin lugar a dudas contribuyen a la renovación de las exigencias bajo un nuevo panorama técnico, soportado internacionalmente y enfocado a la mejora operativa y la confiabilidad en las operaciones de transferencia de custodia. 1 de 28

6 1. OBJETO Y CAMPO DE APLICACIÓN 1.1 Esta norma 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. 1.2 El alcance de esta norma se circunscribe a sistemas de medición de transferencia de custodia en: a) líneas de transporte: puntos de entrada, puntos de salida y estaciones de transferencia de custodia entre transportadores. b) Estaciones de medición de usuarios no regulados 1 conectados a redes de distribución. 1.3 Esta norma no es aplicable a sistemas de medición de gas natural licuado y de gases combustibles diferentes al gas natural. 1.4 Para efectos de conversión de unidades en la aplicación de esta norma, se deben utilizar los factores de conversión del apéndice B del NIST Special Publication REFERENCIAS NORMATIVAS Los siguientes documentos normativos referenciados son indispensables para la aplicación de este documento normativo. Para referencias fechadas, se aplica únicamente la edición citada. Para referencias no fechadas, se aplica la última edición del documento normativo referenciado (incluida cualquier corrección). NTC-ISO 10012, Sistema de gestión de la medición. Requisitos para los procesos de medición y los equipos de medición. NTC-ISO/IEC 17020, Evaluación de la conformidad. Requisitos para el funcionamiento de diferentes tipos de organismos que realizan la inspección. NTC-ISO-IEC 17025, Requisitos generales de competencia de laboratorios de ensayo y calibración AGA Report 8, Compressibility Factors of Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Gases. API 21.1/AGA Report 13, Flow Measurement Using Electronic Metering Systems. Electronic Gas Measurement. API MPMS 14.1, Manual of Petroleum Measurement Standards, Chapter 14-Natural Gas Fluids Measurements, Section 1-Collecting and Handling of Natural Gas Samples for Custody Transfer. ASTM D1826, Standard Test Method for Calorific (Heating) Value of Gases in Natural Gas Range by Continuous Recording Calorimeter. 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. 1 De acuerdo con lo establecido en la reglamentación vigente, la que la modifique o reemplace. 2

7 ASTM D5503, Standard Practice for Natural Gas Sample-Handling and Conditioning Systems for Pipeline Instrumentation. ASTM D7164, Standard Practice for On-line/At-line Heating Value Determination of Gaseous Fuels by Gas Chromatography. ASTM D7314, Standard Practice for Determination of the Heating Value of Gaseous Fuels using Calorimetry and On-line/At-line Sampling. EN , Gas Meters. Conversion Devices. Volume Conversion. GERG TM15, The GERG-2004 Wide-Range Equation of State for Natural Gases and Other Mixtures. GPA 2261, Analysis for Natural Gas and Similar Gaseous Mixtures by Gas Chromatography. GPA 2166, Obtaining Natural Gas Samples for Analysis by Gas Chromatography. GPA 2172, Calculation Of Gross Heating Value, Relative Density, Compressibility And Theoretical Hydrocarbon Liquid Content For Natural Gas Mixtures For Custody Transfer. ISO 2533, Standard Atmosphere. ISO , Natural Gas. Determination of Composition and Associated Uncertainty by Gas Chromatography. Part 1: General Guidelines and Calculation of Composition. ISO , Natural gas. Determination of Composition and Associated Uncertainty by Gas Chromatography. Part 2: Uncertainty Calculations. ISO , Natural Gas. Determination of Composition with Defined Uncertainty by Gas Chromatography. Part 3: Determination of Hydrogen, Helium, Oxygen, Nitrogen, Carbon Dioxide and Hydrocarbons Up to C8 Using Two Packed Columns. ISO , Natural gas. Determination of Composition with Defined Uncertainty by Gas Chromatography. Part 4: Determination of Nitrogen, Carbon Dioxide and C1 to C5 and C6+ Hydrocarbons for a Laboratory and on-line Measuring System Using Two Columns. ISO , Natural gas. Determination of Composition and Associated Uncertainty by Gas Chromatography. Part 5: Isothermal Method for Nitrogen, Carbon Dioxide, C1 to C5 Hydrocarbons and C6+ Hydrocarbons. ISO , Natural Gas. Determination of Composition with Defined Uncertainty by Gas Chromatography. Part 6: Determination of Hydrogen, Helium, Oxygen, Nitrogen, Carbon Dioxide and C1 to C8 Hydrocarbons Using Three Capillary Columns. ISO 6976, Natural Gas. Calculation of Calorific Values, Density, Relative Density and Wobbe Index from Composition. ISO 10715, Natural gas. Sampling Guidelines. ISO :2006, Natural Gas. Calculation of Compression Factor. Part 1: Introduction and Guidelines. 3

8 ISO :2006, Natural Gas. Calculation of Compression Factor. Part 2: Calculation Using Molar-Composition Analysis. ISO :2006, Natural Gas. Calculation of Compression factor. Part 3: Calculation Using Physical Properties. JCGM 100:2008, Evaluation of Measurement Data. Guide to the Expression of Uncertainty in Measurement (GUM 1995 with Minor Corrections). NIST Special Publication 811 Guide for the Use of the International System of Units (SI). OIML D-10, Guidelines for the Determination of Calibration Intervals of Measuring Instruments. 3. TERMINOLOGÍA 2 Para los propósitos de esta norma se aplican los siguientes términos y definiciones: 3.1 Medidor. Instrumento destinado para medir (y de ser necesario memorizar y visualizar) el volumen o masa de gas que fluye a través del dispositivo de medición de flujo a las condiciones de medición. NOTA 1 El visualizador (Display) puede ser un dispositivo indicador remoto. NOTA 2 La definición de Medidor es análoga al concepto de Elemento Primario de API MPMS 21.1 Flow Measurement Using Electronic Metering Systems. Electronic Gas Measurement. 3.2 Dispositivo de medición de flujo. Parte del medidor que convierte el flujo de volumen o masa del gas a ser medido, en señales para el computador de flujo. Este incluye el sensor y el transductor de medida. 3.3 Computador de flujo. Parte del sistema de medición que recibe las señales de salida proveniente(s) del (de los) dispositivo(s) de medición de flujo, o de otro computador de flujo y posiblemente de los instrumentos de medida asociados, transformándolas, y, si es necesario, almacena los resultados en la memoria hasta que estos sean usados. Adicionalmente, el computador de flujo puede ser capaz de transmitir y recibir datos de equipos periféricos. 2 Para todos los propósitos relacionados con parámetros asociados a la medición de gas natural, además de las definiciones contenidas en este numeral, se deberían considerar las incluidas en la reglamentación vigente para el transporte de gas natural, la que la modifique o reemplace. 4

9 ANEXO A (Informativo) BIBLIOGRAFÍA [1] CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL (CNO-Gas). Protocolo operativo de medición (propuesta para la actualización del RUT en materia de medición). Comité Técnico de Medición. Julio de [2] INTERNATIONAL ORGANIZATION OF LEGAL METROLOGY. Measuring Systems for Gaseous Fuel. 11, rue Turgot Paris - France. 2007, 111 p. (OIML R140:2007) [3] INSTITUTO COLOMBIANO DE NORMAS TÉCNICAS Y CERTIFICACIÓN (ICONTEC). Vocabulario internacional de metrología. (GTC ISO IEC 99). [4] COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS (CREG). Reglamento Único de Transporte de gas natural (RUT). Resolución 071 de

10 IMPORTANTE Este resumen no contiene toda la información necesaria para la aplicación del documento normativo original al que se refiere la portada. ICONTEC lo creo para orientar a su cliente sobre el alcance de cada uno de sus documentos y facilitar su consulta. Este resumen es de libre distribución y su uso es de total responsabilidad del usuario final. El documento completo al que se refiere este resumen puede consultarse en los centros de información de ICONTEC en Bogotá, Medellín, Barranquilla, Cali o Bucaramanga, también puede adquirirse a través de nuestra página web o en nuestra red de oficinas (véase El logo de ICONTEC y el documento normativo al que hace referencia este resumen están cubiertos por las leyes de derechos reservados de autor. Información de servicios aplicables al documento aquí referenciado la encuentra en: o por medio del contacto cliente@icontec.org ICONTEC INTERNACIONAL 6