ART. 3º— Modificaciones. Se modifican los numerales 1.2.1, 1.2.2, 3.3, 3.4, 3.5, 4.10, 5.2.1, 5.2.3, 5.3, 5.3.1, 5.3.2, 5.4.2, 5.4.3, 5.4.4, 5.4.5, 5.5.3.1, 5.5.3.2, 5.5.4, 5.5.5, 5.6.1 y 5.7 del Anexo General de la Resolución CREG-071 de 1999 (RUT), los cuales quedarán así:

1.2.1.Objetivos

Los agentes suje­tos del alcance del presente Reglamento Único de Transporte (RUT), tendrán en cuenta, al implementarlo y aplicarlo, que los objetivos del RUT con relación al sistema nacional de transporte son:

g. Asegurar acceso abierto y sin discriminación.

h. Crear las condiciones e instrumentos para la operación eficiente, económica y confiable.

i. Facilitar el desarrollo de mercados de suministro y transporte de gas.

j. Estandarizar prácticas y terminología para la industria de gas.

k. Fijar las normas y las especificaciones de calidad del gas transportado.

l. Propender por un manejo seguro de la infraestructura del Sistema Nacional de Transporte.

1.2.2. Alcance

El Reglamento Único de Transporte, que para todos los efectos se identificará como el RUT, se le aplica a todos los Agentes que utilicen el sistema nacional de transporte de gas natural, y será de obligatorio cumplimiento en toda la infraestructura del sistema nacional de transporte, incluidas las estaciones para transferencia de custodia.

Los propietarios de gasoductos dedicados no se consideran transportadores, salvo en el caso de Interconexiones Internacionales para exportación que se construyan como tales. En caso de gasoductos dedicados que no sean Interconexiones Internacionales, a las cuales un tercero solicite el servicio de transporte y este sea técnicamente factible, se deberá cumplir lo establecido en el numeral 2.1.3. En todo caso, los propietarios de gasoductos dedicados deberán cumplir las normas técnicas y de seguridad que establezca la autoridad competente”.

3.3. Condiciones de conexión

Cuando la naturaleza del equipo de gas del remitente pueda ocasionar contrapresión o succión, u otros efectos que sean nocivos al sistema, tales como pulsaciones, vibración y caídas de presión en el Sistema; el remitente deberá suministrar, instalar y mantener dispositivos protectores apropiados que eviten las posibles fallas, o mitiguen sus efectos a niveles aceptados internacionalmente, los cuales estarán suje­tos a inspección y aprobación por parte del transportador, quién respetará el principio de neutralidad en tales procedimientos. Los perjuicios que por esta causa se puedan presentar en un sistema de transporte serán a cargo del remitente. Si una vez detectados estos daños, estos persisten, el transportador tiene derecho a suspender el servicio.

Las conexiones a puntos de salida deberán incluir los mecanismos que permi­tan establecer la calidad del gas tomado, de acuerdo con las especificaciones y la metodología de monitoreo que acuerden mutuamente el transportador y el remitente. El costo de los equipos de monitoreo, en los casos en que se requiera, será cubierto por el remitente.

El transportador no estará obligado a proporcionar el servicio de transporte hasta tanto las instalaciones del remitente cumplan con los requerimientos de las normas técnicas y de seguridad vigentes y de este RUT. El transportador podrá rehusarse a prestar el servicio de transporte, o suspender la prestación del mismo cuando encuentre que tal instalación o parte de la misma no cumple con las normas técnicas y de seguridad para recibir el servicio correspondiente.

El transportador estará obligado a inspeccionar las conexiones de un agente antes o en el momento de conectarlo al sistema de transporte, y una vez conectado, periódicamente y con intervalos no superiores a cinco años, o a solicitud del agente, verificando el cumplimiento de las normas técnicas y de seguridad. El transportador realizará las pruebas que sean necesarias de conformidad con las normas técnicas aplicables, a fin de garantizar el cumplimiento de las condiciones de este reglamento. El costo de las pruebas que se requieran para la puesta en servicio de la conexión, estará a cargo del propietario de la misma. El transportador deberá colocar una etiqueta visible donde conste la fecha de revisión”.

3.4. Conexiones y estaciones para transferencia de custodia de salida

EL transportador será el responsable de la administración, operación y mantenimiento de las conexiones y de las estaciones para transferencia de custodia de salida que se encuentren incluidas en la base de activos utilizada para establecer la remuneración de la actividad de transporte de gas natural.

Los costos de conexiones y estaciones que no se encuentran incluidas en la base de activos utilizada para establecer la remuneración de la actividad de transporte de gas natural, tendrán un tratamiento independiente de los cargos de transporte y serán cubiertos por los usuarios que se beneficien de las mismas.

3.5. Conexiones y estaciones para transferencia de custodia de entrada

Los costos de las conexiones y de las estaciones para transferencia de custodia de entrada, del sistema nacional de transporte, así como su administración, operación y mantenimiento serán responsabilidad del productor-comercializador y deberán tener, como mínimo:

d. Sistemas de medición para transferencia de custodia.

e. Equipos de análisis en línea, para verificar las especificaciones de calidad del gas, según lo dispuesto en el numeral 6.3 del presente RUT, o aquellas normas que lo modifiquen o adicionen.

f. Puerto de comunicación disponible para la transmisión de parámetros de flujo y de calidad a los centros principales de control del transportador, que sea compatible con los sistemas del productor-comercializador, o comercializador para el caso de intercambios internacionales, y del transportador”.

4.10. Custodia y título sobre el gas

El Transportador ejercerá custodia sobre el gas a partir del momento en que lo entrega el remitente o quien este designe en el punto de transferencia de custodia de conformidad con los términos y condiciones del presente reglamento y hasta el momento que lo toma el remitente o a quien este designe en el punto de transferencia de custodia donde el transportador entrega el gas.

Es responsabilidad del remitente garantizar que posee, controla, tiene el derecho de entregar o de hacer entregar por su cuenta el Gas Natural que el Transportador reciba en el punto de transferencia de custodia.

El remitente mantendrá libre de responsabilidad al transportador de buena fe, exento de culpa, por todo reclamo, acción o perjuicio que pudieren resultar de demandas, reclamos o acciones judiciales y extrajudiciales de terceras personas que disputen la propiedad o tenencia sobre el gas natural que se transporte. El transportador, mientras mantenga bajo su custodia el gas, mantendrá libre de responsabilidad al remitente por todo reclamo, acción o perjuicio que pudiera resultar por demandas, reclamos o acciones judiciales y extrajudiciales de terceras personas, relacionadas con dicho gas”.

5.2.1. Medición de Cantidades de Energía y Calidad de Gas en Estaciones de Transferencia de Custodia, de Entrada

Para determinar las cantidades de energía y la calidad del gas en las estaciones de transferencia de custodia, de entrada, el productor-comercializador deberá disponer, a su costo, de todo los equipos en línea requeridos para medir el volumen y la calidad, según lo dispuesto en el numeral 6.3 de la presente resolución, o aquellas normas que lo modifiquen o adicionen, y será responsable de la operación y mantenimiento de los mismos. El transportador será el responsable de la medición en línea para determinar la cantidad de energía y verificar la calidad del gas en las estaciones de transferencia de custodia, de entrada. El productor-comercializador deberá contar con toda la información en línea requerida por el transportador y permitirle el acceso a la misma para la medición”.

5.2.3.Modificado. Res. 126/2013, art. 3º, CREG. Determinación de cantidades de energía y calidad del gas en estaciones de salida.

La determinación de las cantidades de energía y la calidad del gas en estaciones de salida se establecerá de acuerdo con las especificaciones, periodicidad y metodología de monitoreo que acuerden mutuamente el transportador y el remitente. El costo de los equipos de monitoreo, en los casos en que se requiera será cubierto por los remitentes. La responsabilidad de la medición de cantidades de energía será del transportador.

Para las especificaciones del sistema de medición deberá corresponder a las clases referenciadas en la siguiente tabla:

Descripción

Clase A

Clase B

Clase C

Clase D

Flujo Máximo Diseño Sistemas de Medición

>353 KPCH

>9995,7 m3/h

< 353 > 35,3 KPCH

< 9995,7 > 999,5 m3/h

< 35,3 > 10 KPCH

< 999,5 > 283,16 m3/h

< 10 KPCH

< 283,16 m3/h

Error máximo permisible de volumen

+/- 0.9%

+/- 1.5%

+/- 2%

+/- 3.0%

Error máximo permisible de Energía

+/- 1.0%

+/- 2.0%

+/- 3.0%

+/- 5%

 

Los errores de la tabla anterior deberán ser cumplidos por el sistema de medición en su conjunto.

Los sistemas de medición para cualquier remitente deberán proporcionar medidores que brinden registros precisos y adecuados a los efectos de la facturación, así mismo, estos registros deberán ser enviados a los CPC a través de equipos de telemetría. El remitente deberá disponer, a su costo, de todos los equipos para medir el volumen y la calidad de manera remota en las estaciones de salida.

NOTA: El numeral 5.2.3. del Anexo General de la Resolución 071 de 1999, CREG, fue modificado por el artículo 3º de la Resolución 041 de 2008, y posteriormente modificado por la Resolución 126 de 2013, artículo 3º, CREG.

5.3. Medición volumétrica

El volumen de gas natural entregado al y tomado del sistema de transporte es el calcu­lado por el transportador a condiciones estándar, a partir de las variables determinadas por los equipos de medición establecidos en el RUT, o en su defecto por los equipos de medición pactados contractualmente, debidamente calibrados, empleando los métodos de cálcu­lo establecidos, para el medidor específico, en la NTC respectiva y, cuando esta no exista, por las recomendaciones de la Asociación Americana de Gas – AGA (“American Gas Association”), o del ANSI (“American National Standards Institute)”. Las variables determinadas por los equipos de medición incluyen: presión estática, presión diferencial, temperatura, pulsos eléctricos y tiempo de tránsito.

5.3.1. Modificado. Res. 126/2013, art. 4º, CREG. Sistema de medición. Los Sistemas de Medición para transferencia de custodia emplearán medidores homologados de conformidad con la normativa que se encuentre vigente en el País o en su defecto, se emplearán las recomendaciones de la Asociación Americana de Gas – “American Gas Association” (AGA), del “American National Standars Institute” (ANSI), última edición y de la OIML, y constarán de:

a) Elemento primario: Es el dispositivo esencial usado para la medición del gas; incluye, pero no está limi­tado a, medidores de orificios, turbinas, ultrasónicos, rotatorios, másicos o de diafragma. Salvo acuerdo entre las partes, para elementos primarios del tipo turbina se evitará el uso de las configuraciones de instalación a que hace referencia el numeral 3.2.2 del reporte Nº 7 de AGA, en su edición de 1996, o la que lo modifique, adicione o sustituya.

b) Elementos secundarios: Corresponden a los elementos registradores, transductores, o transmisores que proporcionan datos, tales como: presión estática, temperatura del gas, presión diferencial, densidad relativa y son de carácter obligatorio para todos los sistemas.

c) Elementos terciarios: Corresponden a la terminal remota, el equipo de telemetría y un compu­tador de flujo o unidad correctora de datos, programado para calcu­lar correctamente el flujo, dentro de límites especificados de exactitud e incertidumbre, que recibe información del elemento primario y de los elementos secundarios.

NOTA: El numeral 5.1. del Anexo General de la Resolución 071 de 1999, CREG, fue modificado por el artículo 3º de la Resolución 041 de 2008, y posteriormente modificado por la Resolución 126 de 2013, artículo 4º, CREG.

5.3.2. Propiedad de los sistemas de medición para transferencia de custodia

La propiedad y responsabilidad de los Sistemas de Medición será:

d. Del productor-comercializador en la estación de entrada.

e. Del remitente en la estación de salida.

f. Del transportador que se conecta al sistema de transporte existente, en las estaciones de transferencia entre transportadores.

En todos los casos los equipos cumplirán con lo previsto en las normas técnicas colombianas o las homologadas por la autoridad competente.

El Transportador podrá rechazar los equipos propuestos por los agentes cuando en forma justificada no cumplan con lo anterior, o cuando puedan afectar la operación de su sistema de transporte. Cuando el transportador adquiera los Sistemas de medición para puntos de salida, trasladará su valor al agente correspondiente.

EL transportador será el responsable de la administración, operación y mantenimiento de los sistemas de medición que se encuentren incluidos en la base de activos utilizada para establecer la remuneración de la actividad de transporte de gas natural”.

5.4.2. Determinación de la presión absoluta de flujo

La presión de flujo manométrica (estática y diferencial) será determinada utilizando transductores, operando en tiempo real y de manera continua, con capacidad de suministro de información electrónica, la cual será manejada por el compu­tador o corrector de flujo. En su defecto, se determinará a partir de la mejor información de campo, con la siguiente prioridad:

a. Transductores electrónicos ubicados en la misma corriente de flujo de gas.

b. Transductores mecánicos o manómetros ubicados en la misma corriente de flujo de gas.

c. Cualquier otro procedimiento acordado entre las partes.

Para determinar la presión absoluta se utilizará la presión atmosférica (barométrica) del sitio donde esté el medidor. La presión atmosférica (barométrica) se determinará a partir de la mejor información de campo, con la siguiente prioridad:

d. Barómetro electrónico.

e. Información suministrada por las estaciones del IDEAM.

f. Aplicando la ecuación B.7, propuesta en el apéndice B del Reporte Nº 7 de AGA de 2006, o la que lo modifique, adicione o sustituya, utilizando para ello la elevación sobre el nivel del mar, medida y protocolizada por las partes para cada localización en particu­lar, empleando para ello el método disponible que ofrezca la menor incertidumbre.

5.4.3. Determinación del factor de compresibilidad del gas

El factor de compresibilidad del gas será determinado utilizando los Métodos de caracterización establecidos por la Asociación Americana de Gas – AGA (“American Gas Associaction”), en el Reporte Nº 8 (“Compressibility Factors of Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Gases”), última edición.

Los métodos conocidos como simples (“Gross”) en el Reporte Nº 8 de AGA no podrán utilizarse en los siguientes casos:

1. Cuando las características de la mezcla de gas estén por fuera de las establecidas en el Rango Normal de la Tabla No. 1 de la citada Norma.

2. Cuando la temperatura de operación sea inferior a 32°F o superior a 130°F.

3. Cuando la presión de operación sea superior a 1.200 psia.

Previo acuerdo entre las partes, el factor de compresibilidad para el cálcu­lo de las propiedades del gas a baja presión (100 psig o menos) y bajos volúmenes (inferiores a 100.000 PCED), podrá determinarse con el Método AGA-NX-19.

5.4.4.Determinación de la gravedad específica del gas

La gravedad específica en los puntos de entrada será determinada por el transportador empleando gravitómetros de registro continuo o cromatógrafos instalados en línea. En puntos de salida, la gravedad específica podrá determinarse por el método que acuerden las partes o mediante la toma de muestras representativas de la corriente de gas para ser sometidas a cromatografía gaseosa. En los puntos donde confluyan varios gases, el Transportador deberá instalar, a su cargo, cromatógrafos en línea para medir mezclas de gases.

Cuando se requiera en la medición de volumen de gas, el factor de compresibilidad del aire a las condiciones estándar será 0.999590 como se establece en el numeral 3-B.3 “Equations for Volume Flow Rate of Natural Gas”, del Reporte AGA 3, parte 3, última actualización o la que la modifique adicione o sustituya.

Las propiedades físicas de los compuestos puros del gas natural utilizados en la determinación de la densidad relativa real o gravedad específica real y poder calorífico real del gas se determinarán exactamente a 14.65 psia (1.01 bar absoluto) y 60°F (15.56°C), de conformidad con lo establecido en la metodología de AGA.

5.4.5. Determinación del poder calorífico

El poder calorífico del gas entregado en los puntos de entrada del sistema nacional de transporte será establecido por el transportador mediante mediciones de composición de gas a través de cromatógrafos de registro continuo. Los mencionados equipos tendrán la capacidad de calcu­lar el poder calorífico utilizando el método recomendado por la American Gas Association (AGA), en normas tales como la ASTM D3588-81 “Standard Method for Calcu­lating Calorific Value and Specific Gravity (relative density) of Gaseous Fuels”, última versión.

El poder calorífico del gas tomado en los Puntos de Salida será determinado según la metodología y con los instrumentos que acuerden las partes.

Para efectos de convertir el poder calorífico, expresado en unidades inglesas (BTU/PCE), al Sistema Internacional de Unidades (MJ/MCE) se utilizará el BTUIT, como se establece en la tabla 3-E-3, del reporte AGA No. 3, última actualización, o la que la modifique, adicione o sustituya.

Un BTUIT corresponde a una Unidad Térmica Británica, usada por ‘International Steam Tables’ y ASTM D 1826-77 y equivale a 0.001055056 MJ”.

5.5.3.1.Modificado. Res. 126/2013, art. 7º, CREG. Primera calibración. La primera calibración de los equipos de medición del gas, instalados en cada una de las estaciones de transferencia de custodia del sistema de transporte, será realizada por el transportador o por una firma certificada por la ONAC, utilizando equipos con certificados de calibración vigentes. La calibración de los Sistemas de Medición que no pueda ser realizada por el transportador o firmas nacionales certificadas, deberá llevarse a cabo por laboratorios ubicados en el exterior del país, acreditados de acuerdo con la norma ISO/IEC 17025. Los costos de las calibraciones en que este incurra serán a cargo del propietario de los equipos de transferencia de custodia.

NOTA: El numeral 5.5.3.1 del Anexo General de la Resolución 071 de 1999, CREG, fue modificado por el artículo 3º de la Resolución 041 de 2008, y posteriormente modificado por la Resolución 126 de 2013, artículo 7º, CREG.