VISTO el Expediente N° EX-2019-79367936-APN-DGDOMEN#MHA, las Leyes
Nros. 17.319 y 26.197 y la Resolución N° 318 de fecha 22 de abril de
2010 de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del ex MINISTERIO DE PLANIFICACIÓN
FEDERAL, INVERSIÓN PÚBLICA Y SERVICIOS, y
Que el Artículo 3° de la Ley N° 17.319 y el Artículo 2° de la Ley N°
26.197 establecen la competencia del PODER EJECUTIVO NACIONAL para
fijar la política nacional en materia de hidrocarburos.
Que el Artículo 75 de la Ley N° 17.319 faculta a la SECRETARÍA DE
ENERGÍA del ex MINISTERIO DE PLANIFICACIÓN FEDERAL, INVERSIÓN PÚBLICA Y
SERVICIOS, a adoptar los mecanismos de control y fiscalización
necesarios a fin de asegurar la observancia de las normas legales y
reglamentarias correspondientes.
Que la Ley N° 26.197, en su Artículo 1°, determina que los yacimientos
de hidrocarburos líquidos y gaseosos pertenecen al ESTADO NACIONAL o a
las provincias, según el ámbito territorial en que se encuentren.
Que la Resolución N° 318 de fecha 22 de abril de 2010 de la SECRETARÍA
DE ENERGÍA del ex MINISTERIO DE PLANIFICACIÓN FEDERAL, INVERSIÓN
PÚBLICA Y SERVICIOS aprobó en su momento, las normas y procedimientos a
las que deberán ajustarse los permisionarios de exploración y los
concesionarios de explotación de hidrocarburos líquidos y gaseosos en
todo el país, aplicables a los sistemas de medición de la producción y
la transmisión de la información respectiva –en tiempo real– a la
citada Secretaría y a la respectiva autoridad de aplicación provincial.
Que cabe señalar que es de interés nacional toda la información
vinculada a la medición de la producción, tratamiento, fraccionamiento,
transporte y almacenaje de hidrocarburos del país, por la cual se
determina la cantidad y calidad de los mismos, con el fin de conocer de
forma eficiente el potencial de hidrocarburos de nuestro país.
Que asimismo, el desarrollo de reservorios no convencionales y la
exploración y posterior explotación de áreas hidrocarburíferas costa
afuera requerirá de la instalación y ampliación de la infraestructura
de medición, con inversión en nuevas tecnologías para el desarrollo de
dicho potencial hidrocarburífero.
Que con el objeto de optimizar los recursos energéticos y planificar su
aprovechamiento, resulta imperioso cuantificar la totalidad de
volúmenes de hidrocarburos líquidos y gaseosos existentes en el mercado
interno.
Que atento lo expresado, se advierte la necesidad de actualizar y
ampliar la normativa establecida por la Resolución N° 318/10 de la
SECRETARÍA DE ENERGÍA: a) especificando y definiendo las instalaciones
y sistemas de medición necesarios para el control y seguimiento de la
producción, tratamiento, fraccionamiento, transporte y almacenaje de
hidrocarburos; b) adecuando la periodicidad y alcance de las auditorías
sobre las instalaciones y sistemas de medición con el fin de efectuar
un seguimiento diferenciado y acorde para el diseño, la calibración y
el mantenimiento adecuado de los sistemas; c) considerando las nuevas
tecnologías, la incorporación de nuevos instrumentos de medición,
actualizar los períodos de verificación y de calibración, así como
efectuar una revisión de los procedimientos de control existentes, d)
ampliando el alcance de la normativa a los sistemas de medición para
las actividades de transporte, almacenaje, distribución, importación y
exportación de hidrocarburos, para el conocimiento de la totalidad de
los volúmenes de gas y petróleos, producidos, entregados a sistemas de
transporte y disponibles para su procesamiento, e) introduciendo el
concepto de “homologación” para puntos de medición, lo que implica que
el punto se encuentre en correctas condiciones de funcionamiento y
cumplimentando todos los requerimientos de la presente medida, f)
utilización de los sistemas informáticos, para la recepción y
organización de la información solicitada, que han sido implementados
por la Dirección Nacional de Transporte e Infraestructura de la
SUBSECRETARÍA DE HIDROCARBUROS de esta Secretaría, los cuales tienen la
finalidad de procesar y almacenar los datos recibidos, y g)
especificando un sistema de transmisión de datos que responda a las
estructuras de redes existentes en las empresas, como así también de
maximizar la seguridad informática.
Que por lo expuesto corresponde derogar la Resolución N° 318/10 de la
SECRETARÍA DE ENERGÍA y aprobar el Reglamento Técnico de Medición de
Hidrocarburos que como Anexo (IF-2022-40025210-APN-DNTEI#MEC) integra
la presente medida.
Que el servicio jurídico permanente del MINISTERIO DE ECONOMÍA ha tomado la intervención que le compete.
Que la presente medida se dicta en uso de las facultades conferidas por
los Artículos 2° y 75 de la Ley N° 17.319, el Artículo 2° de la Ley N°
26.197 y el Apartado IX del Anexo II del Decreto N° 50 de fecha 19 de
diciembre de 2019 y sus modificatorios.
ARTÍCULO 1°.- Derógase la Resolución N° 318 de fecha 22 de abril de
2010 de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del ex MINISTERIO DE PLANIFICACIÓN
FEDERAL, INVERSIÓN PÚBLICA Y SERVICIOS.
ARTÍCULO 2°.- Apruébase el Reglamento Técnico de Medición de
Hidrocarburos que como Anexo (IF-2022-40025210-APN-DNTEI#MEC) integra
la presente medida, aplicable a los sistemas de medición de
hidrocarburos y la transmisión de la información a esta Secretaria, en
atención a lo establecido en la Ley N° 17.319.
ARTÍCULO 3°.- La presente resolución entrará en vigencia a partir del día de su publicación en el Boletín Oficial.
ARTÍCULO 4°.- Comuníquese, publíquese, dese a Ia DIRECCIÓN NACIONAL DEL REGISTRO OFICIAL y archívese.
NOTA: El/los Anexo/s que integra/n este(a) Resolución se publican en la edición web del BORA -www.boletinoficial.gob.ar-
e. 25/07/2022 N° 56603/22 v. 25/07/2022
ANEXO
REGLAMENTO TÉCNICO DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS
1. INTRODUCCIÓN
El presente Reglamento tiene por finalidad la estandarización y
optimización del control sobre los sistemas de medición de petróleo y
gas producido, tratado, fraccionado, transportado, almacenado y/o
comercializado por los permisionarios de exploración, concesionarios de
explotación, almacenadores, distribuidores, transportistas,
importadores y exportadores de todo el país, que permita al ESTADO
NACIONAL la obtención de los datos en cada punto de medición detallado
en este Anexo, de forma segura y eficiente, así como la implementación
de los mecanismos para el control del flujo de hidrocarburos desde su
obtención hasta su comercialización con el objeto de contribuir con la
integración y planificación de las políticas energéticas establecidas.
2. ALCANCE
El presente Reglamento es aplicable a los sistemas de medición de
hidrocarburos que se encuentran en las instalaciones de superficie y a
los sistemas de transmisión de datos para el envío de información a la
SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA, con el fin de contar
con información fehaciente para el seguimiento, control y optimización
de la producción, tratamiento, fraccionamiento, transporte y
almacenamiento y entrega de hidrocarburos.
3. DEFINICIONES
AGA Reports: técnicas recomendadas por American Gas Association, última
revisión, a la fecha de instalación del sistema de medición.
API - Manual of Petroleum Measurement Standards: Estándares técnicos de mediciones de petróleo del American Petroleum Institute.
ASTM - Standards: Estándares técnicos de American Society for Testing and Materials.
SE: La SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA.
AUTORIDAD DE APLICACIÓN NACIONAL: SE.
AUTORIDAD DE APLICACIÓN PROVINCIAL: Organismos análogos designados por
las provincias productoras, de acuerdo con lo prescripto en el Artículo
97 de la Ley N° 17.319 y en los Artículos 1°, 4° y 6° de la Ley N°
26.197.
DNTeI: Dirección Nacional de Transporte e Infraestructura.
CONSTANCIA DE AUDITORÍA: Documento oficial donde constan las “No
Conformidades” detectadas en una auditoría realizada sobre cualquiera
de las instalaciones de campo detalladas en el Subanexo que integra el
presente Reglamento.
ESQUEMAS ZONALES: Esquemas donde se indican las distintas instalaciones
de superficie y su interrelación, desde las baterías hasta el Punto de
Medición fiscal.
ESTÁNDARES Y NORMAS INTERNACIONALES: Normas y estándares según AGA, ASTM, API e ISO, según correspondan, para petróleo y/o gas.
ESTÁNDARES Y NORMAS NACIONALES: Normas y estándares nacionales que cumplan con las normas internacionales.
GAS EN ESPECIFICACIÓN COMERCIAL: Es el gas natural producido que,
habiendo sido sometido a un proceso de acondicionamiento y/o
tratamiento, cumple a los efectos de su transporte con las condiciones
establecidas por la Resolución N° 259 de fecha 7 de mayo de 2008 del
ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS), organismo descentralizado
actualmente en la órbita de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE
ECONOMÍA.
ISO: International Standarization Organization.
INTI: INSTITUTO NACIONAL DE TECNOLOGÍA INDUSTRIAL.
MEDICIÓN: Conjunto de operaciones realizadas en forma automática que
tienen por objeto determinar las magnitudes cuantitativas y las
calidades de los hidrocarburos producidos, tratados, fraccionados,
transportados y almacenados en un yacimiento de hidrocarburos, a través
de métodos que incluyen el uso de instrumentos de medición.
METRO CÚBICO DE GAS: Unidad de medida a utilizar para computar la
producción de gas, entendiéndose por tal el volumen de gas natural que
ocupa UN METRO CÚBICO (1m3) en condiciones estándar de presión y
temperatura referido a NUEVE MIL TRESCIENTAS KILOCALORÍAS POR METRO
CÚBICO (9300 Kcal/m3).
METRO CÚBICO DE PETRÓLEO: Unidad de medida a utilizar para computar la
producción de petróleo, entendiéndose por tal el volumen que ocupa UN
METRO CÚBICO (1 m3) en condiciones estándar de presión y temperatura.
PETRÓLEO EN ESPECIFICACIÓN COMERCIAL: Petróleo producido y sometido a
un proceso de acondicionamiento y/o tratamiento, que no contendrá más
de CIEN (100) g/m3 de sales, un UNO POR CIENTO (1%) de agua y cuya
tensión de vapor REID no exceda de CIENTO TRES PUNTO CUARENTA Y DOS
(103.42) Kpa a la temperatura de TREINTA Y SIETE COMA SETENTA Y OCHO
(37,78) grados centígrados, definido según el Inciso d) del Artículo 7°
del Anexo 1 del Decreto N° 44 de fecha 7 de enero de 1991, a los
efectos de su transporte y comercialización, expresado en metros
cúbicos.
PUNTO DE MEDICIÓN: Instalación física donde se mide el petróleo y/o el
gas producido, transportado, distribuido y/o almacenado, ya sea que
dichos hidrocarburos se encuentren en especificación comercial o no.
SCADA: Software para la supervisión, control y adquisición de datos.
SISTEMA DE EMPADRONAMIENTO: Sistema para la declaración, modificación y
visualización de instalaciones y mediciones de la DNTeI, el cual se
encuentra disponible en la página web de la SE.
SISTEMA DE AUDITORÍAS: Sistema para la carga, revisión y visualización
de auditorías. SISTEMA DE MONITOREO ONLINE: Sistema para la
visualización de las mediciones recibidas por la DNTeI y puestas a
disposición de las autoridades nacionales, provinciales y empresas,
según corresponda.
SRyTD: Sistema de recolección y transmisión de datos.
SFTP: Protocolo de transferencia de archivos seguros para la recepción
de los archivos de transferencia conteniendo los datos solicitados.
TELESUPERVISIÓN: Sistema de adquisición de datos en forma local y/o
remota, que utilizan las empresas para recopilar los datos de medición
y control.
TRATAMIENTO Y/O ACONDICIONAMIENTO: Proceso de deshidratación y remoción
de impurezas del petróleo y del gas, remoción de líquidos del gas
natural y demás pasos necesarios a seguir para obtener petróleo o gas
en especificación comercial.
YACIMIENTOS: Depósitos naturales subterráneos de hidrocarburos
económicamente explotables, conformados por uno o más reservorios de
hidrocarburos.
4. PUNTOS DE MEDICIÓN
4.1. Instalaciones a Considerar.
Con el objeto de determinar y realizar un efectivo seguimiento de la
producción, tratamiento, fraccionamiento, transporte y almacenamiento y
entrega de gas y petróleo, se contemplan las mediciones indicadas en el
listado de instalaciones y sus mediciones, detalladas en el Punto A del
Subanexo que integra el presente Reglamento.
Las mediciones forman parte de las instalaciones de superficie
intervinientes en las distintas etapas del proceso, considerando desde
la extracción hasta la comercialización de los hidrocarburos líquidos y
gaseosos.
Con el objeto de obtener mediciones confiables, se debe tener en
consideración el diseño, calibración y mantenimiento de los sistemas de
medición, como así también asegurar la trazabilidad de los datos
enviados a la DNTeI.
4.2. Puntos Nuevos.
A partir de la entrada en vigencia de la presente normativa, las
empresas que implementen nuevos puntos de medición serán responsables
del diseño, construcción, operación y mantenimiento de los mismos,
respetando los estándares y prácticas recomendadas, de acuerdo a las
normas nacionales que cumplan con las normas internacionales (AGA,
ASTM, API e ISO, según correspondan, para petróleo y/o gas) vigentes al
momento de su implementación.
Los puntos y/o instalaciones contempladas en el presente reglamento,
deberán ser declarados por las empresas en el “Sistema de
Empadronamiento” en un plazo máximo de TREINTA (30) días, desde su
instalación.
Los sujetos comprendidos en el presente Reglamento deberán reportar la
información correspondiente a dicho punto, de acuerdo con lo indicado
en el Punto 5 del presente Reglamento.
Deberán, además, incorporarlos a los “Esquemas Zonales” existentes o
realizar un nuevo esquema zonal donde se indique su interrelación con
el resto de las instalaciones.
4.3. Puntos Existentes.
Los puntos de medición existentes deberán estar adecuados a los
estándares nacionales e internacionales mencionados precedentemente, en
su versión correspondiente al año de construcción del Puente de
Medición, o una versión más reciente.
Todo Punto de Medición existente a la fecha de publicación del presente
Reglamento, que aún no se encuentre incluido en el “Sistema de
Empadronamiento”, deberá ser declarado dentro del plazo de TREINTA (30)
días corridos, desde la entrada en vigencia del presente Reglamento.
En caso de no contar con Telesupervisión y/o Sistema SRyTD, los mismos
deberán ser implementados de acuerdo al Punto 5 del presente Reglamento.
Las empresas deberán informar a la DNTeI la identificación de las
distintas instalaciones existentes en “Esquemas Zonales”, indicando la
interrelación entre las mismas.
4.4. Denominación y Empadronamiento de los Puntos de Medición.
Las empresas deberán incorporar al “Sistema de Empadronamiento” las
instalaciones que operen, como así también mantener actualizados los
datos en dicho sistema con las altas, bajas y modificaciones de las
instalaciones indicadas en el Apartado A del Subanexo del presente
Reglamento.
La denominación de los puntos de medición será la codificación técnica
que actualmente utilizan las empresas para la identificación del punto;
la misma será incorporada en el sistema de empadronamiento
correspondiente a las empresas.
4.5. Mantenimiento, Calibraciones y Verificaciones.
Los sujetos comprendidos en el presente Reglamento deberán efectuar el
mantenimiento, las calibraciones y verificaciones de los puntos de
medición, de acuerdo con el detalle y periodicidad que se indica en el
Apartado B del Subanexo, el cual integra el presente Reglamento.
Para la calibración de los elementos primarios y secundarios de los
puntos de medición se deberán utilizar patrones de referencia
homologados por el INTI, o por quien dicho instituto designe mediante
un registro de laboratorios habilitados. A los efectos de esta
regulación se establecen periodos de homologación de DOS (2) años.
En caso de no ser posible la calibración de un instrumento de medición
en territorio de la REPÚBLICA ARGENTINA, se podrán aceptar como válidos
patrones de referencia que se encuentren fuera del ámbito nacional,
siempre que los mismos pertenezcan a instituciones reconocidas y
cumplan con las normativas internacionales mencionadas en el Punto 3
del presente Reglamento.
Para las instalaciones nuevas, cuando el instrumental instalado posea
certificación de origen emitida por un organismo de reconocimiento
internacional, no será necesaria otra homologación hasta que haya
vencido el periodo original.
La frecuencia de calibración y verificación que se establece para los
equipos de medición de gas y petróleo, indicada en los Puntos 1 y 2 del
Apartado B del Subanexo, será aplicable a todos los puntos de medición
que estén sujetos a la realización de auditorías.
5. TRANSMISIÓN DE DATOS
5.1. Sistema de Transmisión.
Las empresas deberán realizar las adecuaciones de Telesupervisión y
vínculos de comunicación, en caso de ser necesarias, e implementar un
SRyTD, para que la información correspondiente a los puntos de medición
sea transmitida vía Internet al sitio SFTP en los servidores de la SE,
destinado a tal fin.
Esta información será visualizada en el Sistema de Monitoreo Online implementado por la DNTeI.
5.2. Mediciones a Enviar.
Se deberán reportar los datos correspondientes a todas las
instalaciones y sus mediciones indicadas en el Apartado C del Subanexo,
el que integra este Reglamento. Para las instalaciones que no se
indican en dicho Apartado C, solo se deberán enviar datos en caso que
la AUTORIDAD DE APLICACIÓN NACIONAL así lo requiera.
La información correspondiente a las mediciones de petróleo y de gas
deberá ser la de sus puntos de origen, tomados a la salida de los
computadores de volumen o de flujo, respectivamente, antes de ser
procesada por los programas SCADA y/o de producción. Esa información
también podrá ser tomada de nodos de interrogación que concentren
aquellos valores, respetando las condiciones originales y su
trazabilidad.
Las variables requeridas por cada uno de los puntos de medición y su
formato, se encuentran indicados en la página web de la SE. Los
volúmenes se deberán informar en “metros cúbicos de gas” o “metros
cúbicos de petróleo”, según corresponda.
Para el caso que la medición se realice mediante el método de “Cinta y
Pilón”, se deberá contar con un sistema de medición adicional o se
deberá cargar la información en el SRy-TD en forma manual para ser
enviada a la SE.
5.3. Arquitectura del Sistema.
Las empresas deberán contar con los diagramas actualizados de todas las
redes de Telesupervisión y SRyTD, los que deberán ser presentados en
las auditorias correspondientes o ser enviados a la DNTeI, en caso de
existir modificación en los mismos.
5.4. Mantenimiento y Verificación de los Sistemas de Telesupervisión.
Las empresas deberán realizar el mantenimiento y/o verificación de los
sistemas de Telesupervisión y SRyTD, para asegurar el correcto
funcionamiento ininterrumpido de los mismos.
En caso de mantenimiento programado y/o salida de servicio de los
sistemas mencionados, se informará a la DNTeI con una antelación de al
menos CUARENTA Y OCHO (48) horas, debiendo acompañar un plan de
contingencias para reportar los datos.
En caso de fallas involuntarias e imprevistas, los sujetos comprendidos
responsables del envío de datos deberán detectar esta situación y
notificarla a la DNTeI, indicando la causa, metodología para obtener
los datos correctos y soporte de dicha información solicitando, además
autorización para el envío de los datos corregidos.
Los SRyTD deberán realizar una auditoria con una periodicidad que no
supere los DOS (2) años, salvo modificaciones que alteren el
funcionamiento o cambio de equipos, en cuyo caso deberá auditarse al
momento de ser puestos nuevamente en servicio.
6. AUDITORÍAS
6.1 Aplicación.
Los sujetos comprendidos deberán realizar las auditorías
correspondientes en todas las instalaciones, los sistemas de
Telesupervisión y los SRyTD para el envío de información a la SE, a fin
de verificar el cumplimiento de las normas de aplicación y su correcto
funcionamiento.
Dichas auditorías serán llevadas a cabo por entidades auditoras
contratadas por los sujetos comprendidos, inscriptas en el Registro de
Entidades Auditoras de Seguridad, Técnicas y Ambientales que establece
la Resolución N° 414 de fecha 14 de mayo de 2021 de la SECRETARÍA DE
ENERGÍA DEL MINISTERIO DE ECONOMÍA.
La SE, a través de su página web, pondrá a disposición de los sujetos
comprendidos el listado de las entidades auditoras que se encuentren
inscriptas y habilitadas para la realización de las auditorías aquí
referidas.
Lo dispuesto precedentemente es sin perjuicio de las facultades de
inspección y fiscalización que correspondan a otras autoridades de
aplicación competentes.
6.2. Registro.
Deberán adecuarse a lo normado por la Resolución N° 414/2021 de la SECRETARÍA DE ENERGÍA DEL MINISTERIO DE ECONOMÍA.
6.3. Normas para la Inspección.
Para la realización de las auditorías correspondientes a las distintas
instalaciones listadas en el Punto 1 del Apartado D del Subanexo, se
deberán utilizar los formularios (Protocolos) que se encuentran
disponibles en la página web de la SE.
https://www. argentina. gob. ar/economia/energia/hidrocarburos
Para las instalaciones existentes y empadronadas según la Resolución N°
318 de fecha 22 de abril de 2010 de la ex SECRETARÍA DE ENERGÍA del ex
MINISTERIO DE PLANIFICACIÓN FEDERAL, INVERSIÓN PÚBLICA Y SERVICIOS,
indicadas en el Punto 1 del Apartado D del Subanexo, cuyas auditorías
se encuentren no conformes o vencidas, de acuerdo a los plazos
indicados en el Punto 2 del Apartado D del Subanexo, se otorgará un
plazo de DOCE (12) meses corridos, desde la entrada en vigencia de este
reglamento, a los efectos de realizar la auditoría correspondiente y
regularizar su situación.
6.4 Periodicidad de las Auditorías.
Luego de cumplir satisfactoriamente con la auditoría solicitada en el
Punto 6.2, los sistemas serán auditados de acuerdo al cronograma de
auditorías periódicas, indicado en el Punto 2 del Apartado D del
Subanexo.
Las instalaciones mencionadas en el Punto 3 del Apartado D del Subanexo
que integra el presente Reglamento, no requerirán auditorías
periódicas, salvo que la DNTeI requiera la realización de una auditoría
de carácter excepcional, justificando las razones de dicha solicitud.
Las entidades auditoras no podrán realizar la prestación de auditoría a
una misma instalación, sin que medie, entre la anterior y la que vaya a
ejecutarse, UNA (1) auditoría practicada por otra entidad auditora,
conforme a los requisitos y periodos establecidos en la normativa
aplicable. Quedan eximidas de esta condición las auditorías de
levantamiento de No Conformidades.
6.5. Informe de Auditoría.
Las auditorias podrán arrojar los siguientes resultados:
Conforme: se considera que cumple con las exigencias del protocolo utilizado.
No conforme: se considera que no cumple con las exigencias del
protocolo. En este caso se deberán corregir los desvíos encontrados y
realizar una nueva auditoría dentro de los plazos indicados en la
constancia correspondiente emitida por la DNTeI.
Finalizada la auditoría, y dentro de los treinta (30) días corridos,
las entidades auditoras deberán cargar la misma en el Sistema de
Auditorías implementado por la DNTeI para su revisión y emisión de la
constancia con los resultados de la misma.
Las constancias emitidas por la DNTeI serán entregadas a las empresas, a través de las entidades auditoras.
7. HOMOLOGACIÓN DE PUNTOS DE MEDICIÓN.
Un Punto de Medición se considera homologado cuando:
a) Se encuentre empadronado según la normativa vigente.
b) Se realizaron las auditorías correspondientes a las mediciones
indicadas en el Apartado C del Subanexo, dentro de los plazos
estipulados y con resultado Conforme.
c) Se realizaron las auditorías de los SRyTD, dentro de los plazos estipulados y con resultado Conforme.
d) Se transmiten los datos al Sistema de Monitoreo Online de acuerdo
con las especificaciones indicadas en la página web de la SE.
e) Se presentaron los “Esquemas Zonales” para identificar la instalación y su interrelación con el resto de las instalaciones.
8. OBLIGACIONES E INFRACCIONES
El incumplimiento de la obligación de empadronar los puntos de
medición, realizar las auditorías, cumplir con el envío de datos y
presentar los “Esquemas Zonales” en el tiempo y forma establecidos en
el presente Reglamento, así como también la no ejecución de las medidas
que en su caso se determinen en función de las instalaciones afectadas,
serán consideradas como infracciones y, en su caso, si es de
corresponder, se aplicarán las sanciones previstas en la Ley N° 17.319
en función de la gravedad y reiteración de los incumplimientos.
SUBANEXO
A - Listado de Instalaciones y puntos de medición.
Notas:
(1) Producto en Especificación
(2) Chimeneas de Proceso
(3) Incluye PIST o PMF aguas arriba de los mismos, puntos de importación y exportación.
B- Frecuencia de Calibración de sistemas de medición
1 - Calibración y verificación de los sistemas de medición de Petróleo
Tiempos expresados en meses, salvo indicación contraria.
NOTAS:
(1) Para Unidades LACT.
(2) Calibración
(3) Para otras aplicaciones
(4) Incluye lazo completo
REFERENCIAS:
MM: Medidor másico
PD: Medidor de desplazamiento positivo
MT: Medidor a turbina para líquidos
MD: Medidor a diafragma para consumos internos
MU: Medidor ultrasónico
2 - Calibración y verificación de los Sistemas de medición de gas
Tiempos expresados en meses, salvo indicación contraria.
Notas:
(1) Verificación dimensional
(2) Calibración
(3) En sus últimas versiones.
REFERENCIAS:
COL: Cromatógrafo online
PO: Placa orificio
VC: V-Cone (No apto para Puntos de Medición Fiscal)
MU: Medidor ultrasónico
MM: Medidor másico
MR: Medidor rotativo para gases y para líquidos
MT: Medidor a turbina para gases y para líquidos
MD: Medidor a diafragma
TI: Turbinas de inserción para chimeneas
MDT: Medidores de dispersión térmica para chimeneas
C - Mediciones a enviar al “Sistema de Monitoreo ON Line”
Notas:
(1) Producto en Especificación
(2) Chimeneas de quema
(3) Incluye PIST o PMF aguas arriba de los mismos puntos de importación y exportación.
D - Auditorias
1 - Instalaciones a Auditar
Notas:
(1) Producto en Especificación
(2) El ingreso a tierra se auditará con la instalación de superficie correspondiente.
2 - Cronograma de Auditorias periódicas
(1) A solicitud de la Autoridad de Aplicación correspondiente
3 - Auditorias de otras instalaciones