Resolución 622/98

Apruébase la Reglamentación de las Especificaciones de Calidad de Gas. Deróganse las Resoluciones Nros. 113/94 y 500/97.

Bs. As., 29/5/98

B.O.: 23/06/98

VISTO el Expediente N° 389/94 del Registro del ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS), lo dispuesto por la Ley N° 24.076 y su Reglamentación, aprobada por los Decretos N° 1.738 y 2.255 del 18 de setiembre de 1992 y 2 de diciembre de 1992, respectivamente, y

CONSIDERANDO:

Que mediante Resolución ENARGAS N° 500/97 se fijó, a partir de la puesta en vigencia de la misma, la aplicación de la "Reglamentación de las Especificaciones de Calidad de Gas" y sus Anexos I y II.

Que la resolución antes mencionada, introducía el concepto de punto de inyección a los sistemas de Transporte y Distribución de Gas Flexibilizado, de acuerdo a lo establecido en el Anexo II, el cual debía mezclarse con Gas de Corrección transportado desde aguas arriba de dicho punto.

Que la mezcla resultante del Gas Flexibilizado con el Gas de Corrección, debía reunir como mínimo los parámetros de calidad indicados en el Anexo I.

Que para esta operación es necesario celebrar Acuerdos de Corrección de Calidad de Gas entre los productores involucrados, según rezaba la "Reglamentación de las Especificaciones de Calidad de Gas" de la Resolución ENARGAS Nº 500/97.

Que atento a realizar dichos acuerdos, las empresas productoras, obtendrían una bonificación por el exceso de calidad de su gas, implicando esto una utilización racional de los recursos y no debiendo traducirse por ningún concepto en un aumento de costos por la implementación de esa reglamentación.

Que la antedicha resolución tenía carácter transitorio hasta el 31 de mayo de 1998.

Que las partes involucradas, Productores, Transportistas y Distribuidores/Cargadores, debían observar el desempeño y practicidad de esos nuevos procedimientos, hasta el 31 de enero de 1998.

Que dentro de los treinta días posteriores al vencimiento del plazo de observación citado, los actores involucrados, podían poner a consideración de esta Autoridad Regulatoria, sus propuestas escritas con los cambios y/o adecuaciones que de manera fundada consideraran necesarios introducir, a partir de la experiencia concreta de la aplicación de la "Reglamentación de las Especificaciones de Calidad de Gas" y sus Anexos.

Que con fecha 11 de Marzo de 1998, distintos actores de la industria, integrantes del Grupo de Trabajo de Calidad de Gas que fuera constituido a fines de agosto de 1996 en el Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG), remitieron, por intermedio de dicho instituto, un documento que dice representar la opinión consensuada de la industria del gas, frente a las modificaciones y complementaciones que requerirían algunos aspectos de los Anexos I y II de la Resolución ENARGAS Nº 500/97 (fs. 1126 a 1154).

Que dichos Anexos I y II, establecían solamente como se determinaban los parámetros de Calidad de Gas Natural y especificaban la Calidad para la Recepción de Gas en condición Flexibilizada, respectivamente.

Que en el documento del IAPG, no se presentó ninguna solicitación de modificación al cuerpo de la "Reglamentación de las Especificaciones de Calidad de Gas" de la Resolución ENARGAS Nº 500/97.

Que esto demuestra palmariamente, que se estableció una base sólida para una regulación técnicamente aceptable, que pueda garantizar tanto la calidad del gas a los usuarios como su continuidad en el tiempo.

Que sin perjuicio de esto, el equipo de trabajo de Calidad de Gas del ENARGAS, efectuó una revisión pormenorizada de la resolución citada, sugiriendo a esta Autoridad Regulatoria, algunas modificaciones al texto de la "Reglamentación de las Especificaciones de Calidad de Gas", sólo a los efectos aclaratorios, sin introducir cambios conceptuales.

Que por otro lado, el antes mencionado equipo de trabajo, realizó un análisis de la propuesta enviada por el IAPG, efectuando las observaciones y modificaciones que se juzgaron apropiadas.

Que nuevamente las empresas de la industria tuvieron oportunidad de analizar dichas modificaciones, produciendo a su vez nuevos aportes.

Que observadas y consideradas todas las sugerencias y aportes, esta Autoridad Regulatoria considera oportuno aprobar un texto que represente una regulación técnicamente correcta, asegurando la continuidad de la provisión de gas en calidad a los usuarios y conjuntamente contemplando la racionalidad en el uso de los recursos.

Que el Directorio del ENARGAS se encuentra facultado para emitir este acto por los Artículos 30, 52, inciso b) y 86, de la Ley N° 24.076 y su Decreto Reglamentario N° 1.738/92.

Por ello

EL DIRECTORIO DEL ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS

RESUELVE:

Artículo 1°.- Poner en vigencia, la "REGLAMENTACION DE LAS ESPECIFICACIONES DE CALIDAD DE GAS" que integra la presente, junto a sus ANEXOS I y II, y los CUADROS I, II, III y IV.

Art. 2°.- La reglamentación aprobada en el artículo anterior, complementa y modifica, el Artículo 3° del Reglamento de Servicio de Transporte de Gas, y el Artículo 4° del Reglamento de Servicio de Distribución de Gas.

Art. 3º.- Derógase a partir de la vigencia de la presente las Resoluciones ENARGAS Nº 113/94 y Nº 500/97 y sus respectivos Anexos.

Art. 3°.- La presente Resolución entrará en vigencia a partir del día de su publicación en el BOLETIN OFICIAL.

Art. 4°.- Comuníquese, publíquese, dese a la DIRECCION NACIONAL DEL REGISTRO OFICIAL y archívese.

 Reglamentación de las especificaciones de Calidad de Gas

I. Objetivos: Los siguientes procedimientos regirán la actividad de los sujetos de la Ley 24.076, con el objeto de reglamentar las condiciones que aseguran la Calidad del Gas Natural suministrado a los Consumidores y la protección de las instalaciones de Transporte y Distribución del gas natural.

Cabe destacar que los presentes procedimientos deben operar bajo cualquier circunstancia de comunicación disponible y que su incumplimiento generará penalidades.

II. Lineamientos Básicos: El gas natural a inyectar en los sistemas de transporte y distribución deberá reunir las especificaciones de calidad necesarias a efectos de asegurar:

2.1. La calidad del producto suministrado a los Consumidores y sus instalaciones en general.

2.2. La protección de las instalaciones de las Transportistas de gas natural.

2.3. La protección de las instalaciones de las Distribuidoras y Cargadores de gas natural.

III. Procedimientos

3.1. Operador de Punto de Recepción: Para el caso que existan dos o más productores en un mismo punto de recepción, deberán acordar la designación de una persona física o jurídica que se desempeñe como "Operador de Punto de Recepción", asumiendo éste las responsabilidades previstas en la presente norma. Producida la designación, la misma deberá ser comunicada a la Transportista y ésta al ENARGAS.

3.2. Puntos de Verificación de Calidad: Las verificaciones de Calidad de Gas se efectuarán en los puntos que a continuación se detallan:

3.2.1. Puntos de Recepción:

i: Puntos de Recepción General y de Gas de Corrección: son los puntos de ingreso de gas con las condiciones de calidad mínimas establecidas en el Cuadro I, al sistema de transporte, pactados entre las Transportistas con cada Cargador en sus Contratos de Transporte, donde se medirá, mediante los procedimientos indicados en el Anexo I, la Calidad del Gas suministrado al/los Cargador/es por cada Productor u Operador del Punto, cuando exista más de un Productor que inyecte en dicho punto.

ii: Puntos de Recepción en Condición Flexibilizada: son los puntos de ingreso de gas al sistema de transporte, pactados entre las Transportistas con cada Cargador donde el/los Productor/es inyecta gas al sistema de transporte en Condición Flexibilizada, con Acuerdos de Corrección de Calidad de Gas y respetando las limitaciones establecidas en el Anexo II.

3.2.2. Puntos de Entrega: son los puntos, pactados entre las Transportistas con cada Cargador, con acuerdo del ENARGAS, donde se verificará la Calidad del Gas entregado al cargador.

3.2.3. Puntos Interiores de Red: son los puntos representativos del sistema de distribución, ubicados por los Distribuidores y Subdistribuidores en sus redes, con acuerdo del ENARGAS.

IV. Acuerdos de Corrección de Calidad de Gas: Un Productor que en forma temporaria o permanente desee inyectar gas al sistema de transporte, que no cumpla con las condiciones establecidas en el Anexo I, pero que se encuentre dentro de las condiciones de flexibilización establecidas en el Anexo II, deberá previamente celebrar con otro/s Productor/es Acuerdos de Corrección de Calidad de Gas. Este gas se denominará "Gas en Condición Flexibilizada", mientras que el gas aportado por otro/s Productor/es para corregir la Calidad del Gas en Condición Flexibilizada se denominará "Gas de Corrección".

En los Puntos de Recepción donde más de un Productor aporte gas natural al Sistema de Transporte, la condición del gas en Condición Flexibilizada o del Gas de Corrección corresponderá a la mezcla total de dichos aportes y el Acuerdo de Corrección de Calidad de Gas deberá estar refrendado por el Operador de dicho/s punto/s en su carácter de tal. El Operador de Punto de Recepción no podrá rehusarse a refrendar los Acuerdos de Corrección de manera infundada.

4.1. Los Acuerdos de Corrección de Calidad de Gas deberán contener:

a) los requerimientos que tendrá el Gas en Condición Flexibilizada;

b) el/los Punto/s de Recepción en Condición Flexibilizada, el/los cual/es deberá/n situarse aguas abajo del/de los Punto/s de Recepción del Gas de Corrección a fin de que éste/éstos corrija/n la calidad del gas en Condición Flexibilizada;

c) la relación máxima de volúmenes permitidos; de modo tal que el procedimiento garantice, en cada Punto de Recepción en Condición Flexibilizada, que al mezclarse con el Gas de Corrección, el gas resultante cumpla con las especificaciones establecidas en el Cuadro I.

i. a) los requerimientos que tendrá el Gas de Corrección;
   b) la relación mínima de volúmenes permitidos;
   c) el/los Punto/s de Recepción de Gas de Corrección.

ii. cuando comprendiese/n más de un Punto de Recepción en Condición Flexibilizada: el orden de prelación de los cortes o reducción de la inyección ante la verificación de que el gas natural mezclado se encontrase fuera de especificación (Cuadros I y II).

iii. el acuerdo previo de la Transportista involucrada, el que no podrá ser negado sino por razones fundadas.

iv. la obligación de los Productores de notificar a la Transportadora involucrada y al/los Cargador/es afectado/s acerca de eventuales desvíos a los límites máximos especificados en cada Acuerdo de Corrección de Calidad de Gas.

v. que las compensaciones incluidas en estos Acuerdos de Corrección de Calidad de Gas no serán consideradas parte del precio del gas natural.

vi. que dentro de los 10 (diez) días de suscripto/s, copia/s de este/estos Acuerdo/s, deberá/n ser entregado/s a la Transportista y Cargador/es involucrado/s, para que éstos puedan cumplir en tiempo y forma con su remisión al ENARGAS.

4.2. Para el caso de contratos existentes a la fecha de entrada en vigencia de esta Reglamentación, las partes involucradas deberán adecuarlos a la presente norma en un plazo no mayor a 90 días.

V. Responsabilidades: Se establece el siguiente régimen de responsabilidades:

5.1. Los Operadores de Punto de Recepción serán responsables de administrar los volúmenes de gas natural inyectados en un determinado Punto de Medición.

5.2. Los Productores serán responsables de la Calidad de Gas en los Puntos de Recepción.

5.3. Las Transportistas serán responsables de verificar la Calidad de Gas en los Puntos de Recepción.

5.4. Los Transportistas y/o Cargadores serán responsables de verificar la Calidad de Gas en los Puntos de Entrega, según lo establecido en los Acuerdos a que se refiere el punto 3.2.2..

5.5. Cuando el Cargador sea un Distribuidor o Subdistribuidor será responsable de verificar la calidad de gas en los Puntos Interiores de Redes.

5.6. Los Transportistas y/o Cargadores, tendrán la obligatoriedad de remitir al ENARGAS, en un plazo no mayor de 5 (cinco) días, copia del/los Acuerdo/s de Corrección de Calidad de Gas que debe/n recibir del/los productor/res según 4.1. - vi..

5.7. En caso que debido a la inyección de gas fuera de especificación, la calidad del gas en el sistema de la Transportista se apartara de las especificaciones establecidas en la presente Reglamentación, la Transportista deberá notificar al Cargador, remitiendo al ENARGAS un informe circunstanciado de lo actuado.

Si, pese a la notificación de la Transportista, el Cargador continuara nominando gas al productor que fuera responsable de dichas desviaciones, se hará pasible de las sanciones que contempla esta Reglamentación.

Sin perjuicio de lo anterior, el Transportista estará habilitado a rechazar las nominaciones, a fin de impedir o reducir el acceso de dicho gas, si estimara que el mismo compromete la seguridad de su sistema, debiendo notificar inmediatamente tal situación al Cargador y al Productor correspondiente, remitiendo al ENARGAS un informe circunstanciado de lo actuado.

5.8. En el caso que el Cargador nomine la reducción necesaria al Productor que está inyectando gas fuera de especificación, y este último no acatare la disminución, dicho Productor será pasible de las sanciones que contempla esta Reglamentación.

Lo establecido en el punto 5.7. no exime a los Productores de cumplir con lo establecido en el artículo 4.1. iv..

5.9. Las responsabilidades que se establecen en el presente, son sin perjuicio de aquellas contractuales que cada uno de los actores haya asumido en forma particular y, especialmente, de las que les caben a los Comercializadores, como sujetos de la Ley (Ley 24.076, Capítulo V, Artículo 9), en lo que hace a la calidad de gas que comercializan.

VI. Sistema en Estado de Emergencia: No obstante lo establecido en el artículo V del presente, cuando los sistemas de transporte y/o distribución sean declarados en condiciones de Emergencia, de acuerdo con lo previsto en los "Reglamentos Internos de los Centros de Despacho" aprobados por el ENARGAS, el Comité de Emergencias previsto en dichos reglamentos podrá, como último recurso y sólo a efectos de satisfacer demanda ininterrumpible, permitir el ingreso de gas natural fuera de especificación, mientras dure la situación de Emergencia.

VII. Penalidades: Se establece el siguiente régimen de penalidades, independientemente de las establecidas en el apartado 10.1.1.2 de los Reglamentos Internos de los Centros de Despacho (fuera del estado de emergencia descripto en VI).

7.1. Si se detectara gas fuera de especificación en los gasoductos de transporte o redes de distribución y la Transportista no hubiera efectuado las notificaciones respectivas al Cargador, al Productor correspondiente y al ENARGAS, la Transportista será pasible de la aplicación de una penalización, de acuerdo a los términos del Cap. X de las Reglas Básicas de la Licencia.

7.2. Si las Transportistas rechazaren las nominaciones del Cargador a fin de impedir el ingreso de gas fuera de especificación en los Puntos de Recepción, de conformidad con lo establecido en los puntos 5.7. y 5.8. del presente, se considerará que el/los Productor/es involucrado/s no está/n en condiciones de suministrar gas natural en especificación de calidad. En este caso, el/los Productor/es será/n pasibles de las penalidades establecidas en sus contratos de suministro por incumplimiento de la obligación de entrega.

7.3. Si la Transportista hubiese rechazado las nominaciones a fin de impedir o reducir la inyección del gas flexibilizado, de conformidad con lo establecido en los puntos 5.3. y 5.7. del presente, y el/los Cargador/es no implementase/n las acciones necesarias para llevar a cabo dichos cortes o reducciones, la Transportista aplicará una penalidad a el/los Cargador/es correspondiente/s de conformidad a la escala indicada en 7.4., que se trasladará en un 50 % a la tarifa abonada por los Consumidores.

7.4. Si la Transportista hubiese ordenado el corte o la reducción de la inyección del gas flexibilizado, de conformidad con lo establecido en los puntos 5.3. y 5.7. del presente, y el/los Cargador/es hubiese/n implementado las acciones necesarias para llevar a cabo dichos cortes o reducciones, pero el/los Productor/es, una vez recibida la comunicación no procediese/n al corte o la reducción requerida, la Transportista aplicará a el/los Productores una penalidad de conformidad a la siguiente escala, que se trasladará en un 50 % a la tarifa abonada por los consumidores.
 

Caso contrario, la/s Distribuidora/s afectada/s podrá/n ser penalizada/s en los términos del Cap. X de las Reglas Básicas de la Licencia.

7.6. Si en los Puntos Interiores de Red se verificase gas fuera de las especificaciones establecidas en el Cuadro III y dicho desvío no fuese responsabilidad de el/los Productor/es o de la Transportista; la Distribuidora será pasible de penalización según los términos del Cap. X de las Reglas Básicas de la Licencia.

7.7. El mecanismo de traslado del 50 % de la penalidad a la tarifa abonada por los Consumidores, consistirá en la confección, por parte del Transportista afectada, de una nota de crédito sobre las facturas de transporte del período siguiente al pago de la penalidad, en favor de cada cargador no Distribuidor de ese sistema que no haya sido responsable del incumplimiento y en favor de todos los Distribuidores afectados, sean o no responsables del incumplimiento de esta reglamentación. El crédito será proporcional a los volúmenes entregados en el período penalizado.

Las Distribuidoras que reciban la nota de crédito deberán, a su vez, trasladar el importe completo recibido a aquellos usuarios que adquieran gas, informando al ENARGAS los importes así recibidos durante cada mes del período estacional, al momento de efectuar la presentación de los Cuadros Tarifarios a que se refiere el punto 9.4.2.4. de las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución.

A los efectos del traslado a las tarifas de dicho importe, se dividirá el mismo, debidamente ajustado, por el total de metros cúbicos vendidos por la Distribuidora en el período estacional siguiente pero del año anterior. El resultado de ese cociente se restará a la expresión G1 definida en el punto 9.4.2.6. de las Reglas Básicas de Distribución.

Cada vez que la Transportista, aplique una penalidad según lo establecido en los puntos 7.3 y/o 7.4. , deberá remitir al ENARGAS un informe circunstanciado de lo actuado.

VIII. Costos de Verificación del Cumplimiento de los Acuerdos de Corrección y de la Calidad del Gas Mezcla: Los costos asociados a la implementación y seguimiento de los Acuerdos de Corrección de Calidad de Gas serán soportados por los Productores.

IX. Entregas directas al Sistema de Distribución: Un Productor, que inyecta gas natural directamente al Sistema de Distribución, que desee suscribir un Acuerdo de Corrección de Calidad de Gas, deberá someterse a las reglas establecidas en el presente, considerándose para la Distribuidora, las reglas aplicables a la Transportista.

X. Casos de Excepción: Lo dispuesto en la presente reglamentación no obsta a que esta Autoridad Regulatoria, considerando las particularidades de un sistema de distribución, características de la zona, demanda comprometida, etc., pueda autorizar, excepcionalmente y cuando la solicitud de un Distribuidor o Subdistribuidor esté debidamente fundada, el abastecimiento de gases fuera de las calidades mínimas especificadas, y siempre que no se comprometa la seguridad pública.

XI. Observaciones generales.

11.1. Reglamentos del Servicio.

Por aplicación de la presente reglamentación se modifica, reemplaza y/o complementa parte de los Reglamentos del Servicio vigentes según lo definido a continuación:

- Derogación de las Resoluciones ENARGAS Nº 113/94 y ENARGAS Nº 500/97.

- Complemento y modificación del Art. 3º del Reglamento del Servicio de Transportistas.

- Complemento y modificación del Art. 4º del Reglamento del Servicio de Distribuidores.

ANEXO I

Se considerará que el gas natural en los sistemas de transporte y distribución cumple con las Especificaciones de Calidad definidas en los Cuadros I, II y III, cuando no se registren desvíos respecto de los parámetros allí establecidos, en los valores medidos o determinados de acuerdo a la metodología aquí expresada.

A tal efecto, serán considerados los valores promedio diarios o periódicos de las determinaciones o mediciones realizadas, según corresponda de conformidad con los puntos del presente documento.

Para todos los casos, las versiones de las Normas indicadas a continuación, serán las últimas revisiones de éstas autorizadas por el ENARGAS. Las partes interesadas podrán proponer a esta Autoridad Regulatoria, el uso de otras versiones de la Normas, a medida que éstas se vayan actualizando.

Para el caso en que se requieran adoptar valores de las constantes físicas correspondientes a los componentes del gas natural, o tablas de contenido de vapor de agua en el gas natural, necesarios a los efectos del cálculo y que no estuviesen indicados en ninguna de las Normas mencionadas a continuación, se utilizarán los indicados en el "ENGINEERING DATA BOOK", última edición.

1. Instalaciones para el muestreo

Los puntos definidos para la toma de muestras (según se indica en el artículo 3.2. de la Reglamentación) deberán estar acondicionados al efecto, contando las instalaciones con los dispositivos necesarios y suficientes para obtener las mismas en forma adecuada. Las Licenciatarias deberán contar con los planos típicos de detalle para estas instalaciones donde consten los accesorios para la maniobra de muestreo (válvulas, conexiones, protecciones, forma de intervenir la vena fluida, etc.), como así también con los procedimientos escritos para efectuar la operación, referencia a normas, etc.

La ubicación, registros operativos y frecuencia de análisis de los Puntos Interiores de Red, serán establecidos por los Distribuidores y Subdistribuidores con acuerdo del ENARGAS.

2. Análisis cromatográficos

La composición química del gas natural, en los sistemas de transporte y distribución, será determinada por cromatógrafos de línea o de laboratorio. En todos los casos, la toma de muestra se realizará en las instalaciones descriptas en 1.

2.1. Puntos de Verificación de Calidad con Cromatógrafo "On-Line" Disponible

En aquellos puntos donde se cuente con un cromatógrafo operando en forma "on-line", el valor de las mediciones realizadas por éste estará disponible en tiempo real.

La información en los Puntos de Recepción deberá estar disponible (en tiempo real) para el Transportista.

La información correspondiente tanto a los Puntos de Entrega como a los Puntos de Recepción, deberá estar disponible para el Cargador, teniendo éste la responsabilidad de contar con la información del día operativo anterior.

Hasta tanto los valores de las mediciones no pudieran ser transmitidos, el Transportista/Cargador requerirá al Productor/Transportista el reporte del cromatógrafo en el que conste el promedio diario y los valores promedio horario. Dicha información se enviará antes de las 8:00 horas del día operativo siguiente.

2.2. Puntos de Verificación de Calidad sin Cromatógrafo "On-Line" Disponible

2.2.1. Con Muestreo Continuo Periódico

En los puntos con muestreadores continuos, se obtendrá una muestra periódica proporcional al caudal, la que será analizada por cromatografía gaseosa. La frecuencia de realización de los análisis será presentada al ENARGAS con su respectiva fundamentación.

En caso que algún Productor/Transportista/Distribuidor, prevea instalar un muestreador continuo proporcional al tiempo, deberá presentar previamente, una justificación detallada ante el ENARGAS, para su aprobación. Si a la fecha de puesta en vigencia de esta Resolución, se encontraran operando muestreadores de este tipo, los responsables de esta instalación deberán declararlos ante el ENARGAS para su aprobación.

La determinación analítica de la composición del gas se realizará según los procedimientos establecidos por las Normas ASTM D 1945, GPA 2261 o IRAM-IAP A 6852 y la GPA 2286 para análisis extendido. En cuanto a las muestras involucradas se tomarán de acuerdo a las recomendaciones establecidas por el fabricante del muestreador y por las Normas ASTM D 5287 o ISO 10715.

El Transportista/Cargador deberá contar con el resultado de la cromatografía correspondiente al período en cuestión, dentro de las veinticuatro (24) horas subsiguientes a la extracción de la muestra.
2.2.2. Control Operativo: muestreo puntual.

Se podrá utilizar esta metodología exclusivamente para un seguimiento operativo de la Calidad de Gas, para la realización de contrastes, auditorías por parte del ENARGAS y/o suplir eventuales fallas en los sistemas "on-line", esto último con una frecuencia adecuada.

La toma de muestras se realizará conforme a las recomendaciones establecidas en la última revisión autorizada por el ENARGAS, de la Norma GPA 2166 y la determinación analítica de la composición del gas seguirá los lineamientos de la normativa expresada en el punto 2.2.1..

3. Cálculo del Punto de Rocío de Hidrocarburos

La determinación del Punto de Rocío de Hidrocarburos a 5.500 kPa de presión absoluta, se hará en forma analítica a partir de la composición cromatográfica del gas y la Ecuación de Estado de Peng Robinson.

Se establece el siguiente criterio de extensión parafínica:

Análisis cromatográfico con extensión hasta C6+: se considerará el porcentaje molar de cada componente desde metano hasta pentanos, con una apertura del C6+ en nC6, nC7 y nC8+. Los porcentajes relativos de cada uno de estos componentes se determinarán, para cada punto de muestreo (según se indica en el artículo 3.2. de la presente Reglamentación) en particular, de acuerdo a los resultados de los análisis extendidos hasta C8+, sin inversión de flujo, que se llevarán a cabo periódicamente y en una cantidad acordada con el ENARGAS, la cual dependerá de la condición operativa de cada punto en cuestión.

Los análisis extendidos se realizarán en laboratorios acordados mutuamente por las partes y con acuerdo del ENARGAS, calibrando los cromatógrafos con patrones estándar certificados conteniendo hidrocarburos parafínicos desde metano hasta normal pentano, nC6, nC7 y nC8.

Análisis cromatográfico con extensión hasta C9+: se considerará el porcentaje molar de cada componente desde metano hasta octanos, asimilando el porcentaje molar de nonanos y superiores al N-Octano.

3.1. Puntos de Verificación de Calidad con Cromatógrafo "On-Line" Disponible

Para definir la cromatografía para el cálculo posterior del punto de rocío, se considerará la composición de gas promedio-día determinada por el cromatógrafo.

3.2. Puntos de Verificación de Calidad sin Cromatógrafo "On-Line" Disponible

3.2.1. Con muestreo continuo periódico

La composición promedio obtenida para el período analizado, según lo establecido en el punto 2.2.1., se utilizará para la determinación del punto de rocío de hidrocarburos correspondiente a este período.
3.2.2. Determinación operativa del punto de rocío

No obstante lo mencionado en los puntos 2.1. y 2.2., la determinación del punto de rocío de hidrocarburos por medio del método de Bureau of Mines deberá utilizarse para control operativo.

4. Determinación de los porcentajes molares de Nitrógeno y Dióxido de Carbono

4.1. Puntos de Verificación de Calidad con cromatógrafo "On-Line" Disponible

Se considerará el promedio-día de los porcentajes molares de nitrógeno y dióxido de carbono obtenidos por el cromatógrafo "on-line".

4.2. Puntos de Verificación de Calidad sin cromatógrafo "On-Line" Disponible

Se considerarán los porcentajes molares de nitrógeno y dióxido de carbono obtenidos por cromatografía gaseosa de las muestras correspondientes a dichos puntos. La frecuencia de las mediciones será la establecida en el punto 2.2.1..

5. Determinación del Oxígeno

Se considerará el porcentaje molar de oxígeno obtenido por medio de un método físico-químico instrumental convenido por las partes y con acuerdo del ENARGAS. Esta determinación se realizará al menos una vez por mes durante un período de evaluación y consolidación de datos de seis meses contados a partir de la entrada en vigencia de la presente Reglamentación. Posteriormente, en el caso que dicho período de evaluación muestre contenidos de oxígeno superiores o iguales a 0,1 % molar, se continuará con la evaluación de dicha corriente; mientras que si los contenidos de oxígeno son inferiores a 0,1 % molar, la frecuencia de la determinación será de por lo menos una vez cada seis meses.

6. Determinación del contenido de vapor de agua

Se determinará diariamente mediante la utilización del método del Bureau of Mines a presión de línea, de acuerdo al procedimiento establecido en la Norma ASTM D 1142 o su equivalente IRAM-IAP A 6856.

Podrán ser utilizados higrómetros, convenido entre las partes y con acuerdo del ENARGAS. No obstante en caso de controversia o discrepancia en los valores así medidos, se utilizará el método del Bureau of Mines como medición de referencia.

7. Determinación de Sulfuro de Hidrógeno

Se utilizará un método físico-químico instrumental específico convenido por las partes y con acuerdo del ENARGAS. Esta determinación se realizará al menos una vez al día, en aquellos puntos de verificación de calidad que cuenten con antecedentes de concentraciones de sulfuro de hidrógeno superiores a 1,5 mg/sm³ de gas.

Para el caso de puntos de verificación de calidad que cuenten con antecedentes de concentraciones de sulfuro de hidrógeno menores de 1,5 mg/sm³ de gas y hasta 0,75 mg/sm³, la periodicidad de la determinación será al menos quincenal. En estos casos podrá utilizarse un instrumento cromático siguiendo los lineamientos de la Norma GPA 2377, en cuyo caso se deberán realizar contrastes bimestrales con un instrumento físico-químico específico.

A los efectos de control operativo, y para el caso de antecedentes de concentraciones de sulfuro de hidrógeno menores a 0,75 mg/sm³, se podrá utilizar un instrumento cromático siguiendo los lineamientos de la norma GPA-2377, con una frecuencia por lo menos mensual.

8. Determinación del poder calorífico superior y densidad relativa

El poder calorífico del gas natural se determinará a partir del análisis cromatográfico, según el método de cálculo descripto en las Normas GPA-2172, ISO 6976 o IRAM-IAP A 6854. El valor así obtenido será el utilizado para la corrección de los volúmenes de gas medido, según sea la frecuencia de las mediciones mencionadas en el punto 2..

La densidad relativa del gas natural, a partir de su composición, se determinará en un todo de acuerdo a lo establecido en los Reportes AGA Nº 3 y Nº 7. En virtud de ello, son de aplicación las Normas GPA-2172, ISO 6976 o IRAM-IAP A 6854.

9. Determinación del Indice de Wobbe

El índice de Wobbe del gas natural distribuido se determinará mediante la metodología especificada en la Norma ISO 6976. La frecuencia de las determinaciones serán las establecidas en los puntos 2.1. y 2.2., según corresponda.

10. Determinación de impurezas sólidas

La determinación será a través de un procedimiento de filtrado y el instrumental específico y periodicidad, se convendrán entre las partes con acuerdo del ENARGAS.

Todos los sistemas de Transporte y Distribución estarán preservados de impurezas sólidas a partir de la operación y mantenimiento de equipos de separación y filtrado de máxima eficiencia (instalados en cada punto de recepción y en cada punto de entrega) cuyos registros de presión diferencial y verificación de los elementos filtrantes estarán disponibles ante el requerimiento del ENARGAS y las partes involucradas.

Dicha verificación de los elementos filtrantes, será registrada toda vez que se proceda al cambio de los mismos y deberá contener como información disponible para ser auditada la siguiente: Peso de los elementos filtrantes en la fecha de su colocación y en la fecha de su remoción, volumen filtrado, etc.

Las Transportistas/Distribuidoras deberán realizar análisis de las partículas retenidas para determinar sus características físico-químicas (granulometría , composición, etc.) con una frecuencia adecuada a sus sistemas.

11. Determinación del Azufre entero total

La determinación se hará por medio de un método e instrumental convenido por las partes, con acuerdo del ENARGAS. La precisión y alcances del método, serán adecuadas para los límites fijados en las Licencias de Transporte y Distribución.

Para el caso de puntos de Verificación de Calidad que cuenten con antecedentes de concentraciones de compuestos sulfurados mayores de 10 mg/sm³ de gas, la periodicidad de la determinación será como mínimo mensual.

Para el caso de puntos de Verificación de Calidad que cuenten con antecedentes de concentraciones de compuestos sulfurados menores de 10 mg/sm³ de gas, la periodicidad de la determinación será por lo menos trimestral.

A los efectos de control operativo, y para el caso de antecedentes de concentraciones de compuestos sulfurados menores de 10 mg/sm³ de gas se podrá utilizar un instrumento cromático.

12. Precisión de las Determinaciones

12.1. Composición cromatográfica y contenido de inertes

Se utilizará el criterio establecido por la Norma de aplicación.

Por ejemplo: La precisión de la determinación del contenido de inertes totales, fijado el límite del 4,50 % molar, se encuentra en +/- 0,10. Es decir porcentajes molares de inertes totales entre 4,40 % y 4,60 % molar, se encuentran comprendidos dentro de la tolerancia dada por la Norma referida. Análogamente para el caso específico del contenido de CO₂.

12.2. Punto de Rocío de Hidrocarburos

A partir de las precisiones establecidas por las Normas para la determinación cromatográfica de la composición del gas natural y del procedimiento analítico indicado en el punto 2., se establece la precisión en la determinación del punto de rocío de hidrocarburos en +/- 1° C.

12.3. Punto de Rocío de Agua

En virtud de no estar definida la precisión para la determinación establecida en la Norma ASTM D 1142- (Art. 7), se asume una precisión equivalente a la indicada para Punto de Rocío de Hidrocarburos de +/- 1°C.

12.4. Poder Calorífico, Densidad e Indice de Wobbe

Se utilizará la precisión indicada en el procedimiento de cálculo establecido por la Norma de aplicación.

Con respecto al factor de conversión para la ‘Caloría a 15 °C’, dado que no está incluida en dichas publicaciones, el mismo se indica a continuación:

12.5. Sulfuro de Hidrógeno

La precisión en la determinación será la indicada por el instrumento, no pudiendo ser esta superior a +/- 10 %.

13. Calibración y contraste de los instrumentos

Los instrumentos serán calibrados y/o contrastados con gases patrones estándar debidamente certificados y con la periodicidad establecida por el fabricante y las normas de aplicación. El Transportista/Cargador auditará los instrumentos del Productor/Transportista e informará al Cargador los cronogramas de dichas auditorías, al efecto de que éste pueda estar presente durante la realización de las mismas en caso que así lo requiera. Si el Transportista o Cargador instalase equipos de control de calidad de gas en los puntos de Verificación de Calidad, éstos serán responsables de contrastar los mismos, como así también de informar con la debida anticipación a las restantes partes involucradas los cronogramas de calibración.

La frecuencia de los contrastes será establecida por las partes de acuerdo con las características propias de los equipos, teniéndose en cuenta lo descripto en el Reglamento del Servicio de la Licencia de Transporte/Distribución y lo estipulado por el fabricante.

Para los contrastes podrán utilizarse patrones estándar de trabajo con acuerdo de las partes.

De observarse desviaciones en los resultados y/o mal funcionamiento de los equipos, cualesquiera de las partes podrá solicitar el contraste del mismo, independientemente de la frecuencia establecida.

Las precisiones admisibles serán las establecidas por las Normas de aplicación y las indicadas por el fabricante.

14. Verificación de las Mediciones

El Transportista/Cargador podrá en todo momento auditar las mediciones de calidad de gas realizadas por el Productor/Transportista o realizar sus propias mediciones en presencia de las partes interesadas. De detectarse en este caso, desviaciones superiores a las establecidas en el punto 12., los nuevos valores obtenidos serán considerados como los que corresponden desde la última medición realizada.

15. Criterio de Punto de Entrega Unico

Se define Punto de Entrega Unico, a los puntos de entrega que están vinculados inequívocamente a un único tramo de gasoducto entre plantas compresoras, siempre y cuando dentro de dicho tramo no exista ningún punto de inyección de gas natural.

Se considerarán tramos distintos de gasoducto, el troncal y el/los paralelo/s cuando exista la posibilidad de tener diferentes calidades de gas en cada uno de ellos.

Cuando resulte de aplicación el Criterio de Punto de Entrega Unico, se podrá utilizar la medición de los parámetros de la calidad del gas circulante por ese tramo de gasoducto, como representativa de los puntos de entrega.

Este criterio no obsta de efectuar los contrastes y mediciones que deban realizarse en los puntos interiores de las redes abastecidas.

CUADRO I

ESPECIFICACIONES DE CALIDAD DEL GAS NATURAL

Para la protección y la seguridad de las instalaciones de Transporte
 
 

Contenidos máximos de

 

Dióxido de Carbono (CO2)  Agua (H2O)  Total de Inertes ( N2 + CO2)  Sulfuro de Hidrógeno (SH2)  Azufre entero  Hidrocarburos condensables (HC)  Oxígeno (O2)  Partículas sólidas  Partículas líquidas  Poder Calórico superior  Temperatura  Otras consideraciones

2% molar (*)  65 mg/sm3  4% molar (**)  3 mg/sm3  15 mg/sm3  -4°C @ 5.500 kPa Abs.  0,2% molar  22,5 kg/MM de sm3 (tamaño < 5 um)  100 I/MM de sm3  Min. 8.850 kcal/sm3 .- Máx. 10.200 kcal/sm3  50°C  Libre de arenas, polvos, gomas, aceites, glicoles y otras impurezas indeseables

(*) Este valor límite podrá ser superado con acuerdo de Transportista, no pudiendo ser en ningún caso superior a 2,5 % molar.

(**) Este valor límite podrá ser superado con acuerdo del Transportista, no pudiendo ser en ningún caso superior a 4,5% molar.

sm3 => Significa metro cúbico o metro cúbico standard según definición del Reglamento de Servicio de la Licencia.

CUADRO II

ESPECIFICACIONES DE CALIDAD DEL GAS NATURAL

Para la protección y la seguridad de las instalaciones de Distribución
 

Contenidos máximos de

 

Dióxido de Carbono (CO2)  Agua (H2O)  Total de Inertes ( N2 + CO2)  Sulfuro de Hidrógeno (SH2)  Azufre entero  Hidrocarburos condensables (HC)  Oxígeno (O2)  Partículas sólidas  Partículas líquidas  Poder Calórico superior  Temperatura  Otras consideraciones

2% molar 65 mg/sm3  4% molar  3 mg/sm3  15 mg/sm3  -4°C @ 5.500 kPa Abs.  0,2% molar  22,5 kg/MM de sm3 (tamaño < 5 um)  100 I/MM de sm3  Min. 8.850 kcal/sm3 .- Máx. 10.200 kcal/sm3  50°C  Libre de arenas, polvos, gomas, aceites, glicoles y otras impurezas indeseables

sm3 => Significa metro cúbico o metro cúbico standard según definición del Reglamento de Servicio de la Licencia.

CUADRO III

ESPECIFICACIONES DE CALIDAD DEL GAS NATURAL

Para el producto suministrado a los Consumidores
 

Contenidos máximos de

 

Dióxido de Carbono (CO2)  Agua (H2O)  Total de Inertes ( N2 + CO2)  Sulfuro de Hidrógeno (SH2)  Azufre entero  Hidrocarburos condensables (HC)  Oxígeno (O2)  Partículas sólidas  Partículas líquidas  Poder Calórico superior  Temperatura  Otras consideraciones

2% molar 65 mg/sm3  4% molar  3 mg/sm3  15 mg/sm3  -4°C @ 5.500 kPa Abs.  0,2% molar  22,5 kg/MM de sm3 (tamaño < 5 um)  100 I/MM de sm3  Min. 8.850 kcal/sm3 .- Máx. 10.200 kcal/sm3  50°C  Libre de arenas, polvos, gomas, aceites, glicoles y otras impurezas indeseables

 

.	Mínimo	Máximo
Indice de Wobbe	11.300 kcal/sm3	12.470 kcal/sm3

sm3 => Significa metro cúbico o metro cúbico standard según definición del Reglamento de Servicio de la Licencia.

ANEXO II

ESPECIFICACIONES DE CALIDAD PARA RECEPCION DE GAS EN CONDICIÓN FLEXIBILIZADA.

Un aporte de gas natural fuera de especificación, para que pueda ingresar al Sistema de Transporte y/o Distribución, además de disponer de un Acuerdo de Corrección de Calidad de Gas, deberá encontrarse dentro de los límites máximos establecidos en el CUADRO IV y la calidad del gas mezcla deberá cumplir con los límites establecidos en los Cuadros I o II, según corresponda.

1. Excepción

No será necesario disponer de Acuerdo de Corrección en el caso que el Total de Inertes se vea superado por presencia de Nitrógeno, siempre y en cuanto por cada 0,5 % del volumen de Inertes Totales en exceso, el Poder Calorífico esté incrementado en 45 kcal/sm³ respecto de un valor Base adoptado en 9.300 kcal/sm³.

2. Desvíos temporarios

Un aporte de gas natural, que en forma temporaria y debido a situaciones especiales y/o imprevistas, ingrese a los sistemas de transporte y/o distribución, no requerirá de un Acuerdo de Corrección de Calidad de Gas siempre y cuando se encuentre incluido dentro de los siguientes causales:

2.1. Parada o mal funcionamiento de las instalaciones debido a situaciones imprevistas: Los Cargadores podrán recibir los volúmenes fuera de especificación en la medida que el Transportista involucrado lo autorice, durante un máximo de 24 hs. por mes, en períodos diarios que no superen las 12 hs., mediando entre cada situación un mínimo de 24 hs.. Pasados dichos lapsos (ya sea el mensual o el diario, incluyendo una tolerancia máxima de 5 %) se analizará nuevamente el otorgamiento de plazos de ingreso de 4 hs. de común acuerdo con el Transportista o bien el Productor deberá presentar un Acuerdo de Corrección de Calidad de Gas, hasta tanto puedan ser superados los inconvenientes que afectan la normal operación de las instalaciones.

2.2. Puesta en marcha de nuevas instalaciones: durante un máximo de 15 días corridos y por única vez; con acuerdo expreso de la Transportista correspondiente.

2.3. Paradas por Mantenimientos Programados preventivos y/o correctivos en instalaciones que afectan a más del 40% de la vena gaseosa transportada en un determinado gasoducto, no más de 7 días continuos o alternados, por año aniversario, con acuerdo expreso de la Transportista correspondiente.
En todos los casos antes descriptos, las partes involucradas deberán remitir la información correspondiente al ENARGAS, detallando la situación. Dicho envío de información deberá realizarse dentro del día operativo en cuestión.

3. Inspección Interna y/o Reparaciones

Toda reducción de capacidad de transporte motivada por tareas de inspección interna de gasoductos o reparaciones programadas, en un todo de acuerdo a lo determinado por la reglamentación vigente, facultará a la/s Transportista/s a requerir la suspensión o la limitación de los Acuerdos de Corrección de Calidad de Gas, a fin de adecuar las inyecciones al gasoducto en el tramo afectado por la inspección y/o reparación.

4. Criterio de Unica Inyección

Se podrá considerar una única inyección, a los efectos de la evaluación del contenido de inertes, a dos o más puntos de inyección en cabecera de gasoducto distantes entre sí 500 metros o menos. Este criterio quedará sujeto a los límites establecidos en el Cuadro IV y al acuerdo previo entre el/los Productor/es, Distribuidor/es y Transportista involucrados.

En forma análoga a la citada en el párrafo anterior, este criterio podrá hacerse extensivo únicamente al contenido de azufre presente en la corriente gaseosa.

Las concentraciones de los gases inertes y/o contaminantes de la inyección única, se computarán como el promedio ponderado de las inyecciones individuales o mediante determinación analítica de la composición del gas aguas abajo de las mismas.

5. Condiciones Particulares para PRHC

Toda instalación de inyección en condición flexibilizada de punto de rocío de hidrocarburos deberá contar con un sistema de separación de líquidos de máxima eficiencia, estación de medición y control aguas abajo de toda regulación de presión y lo más cercano posible al punto de inyección al gasoducto. Así también esta instalación deberá contener un sistema de medición y registro de la temperatura que circula por el gasoducto en las inmediaciones del punto de inyección.

El procedimiento de determinación de la temperatura será acordado entre el Productor y la Transportista correspondiente.

El Punto de Rocío de Hidrocarburos del aporte flexibilizado se medirá en todos los casos, de acuerdo a lo indicado en el Punto 3. del Anexo I.

La temperatura de punto de rocío de hidrocarburos deberá ser menor o igual en un grado centígrado (1 ºC) que la temperatura del gas circulante en el sistema de Transporte/Distribución, verificándose esta condición en todo el rango de presiones comprendidas entre la presión operativa normal del punto de inyección ± 300 kPa (ver Cuadro IV).

Esto es :

(Temperatura de PRHC)_@ Pi £ Temperatura del Gas - 1 ºC

donde:

Pi= [ Presión Operativa Normal - 300 kPa ; Presión Operativa Normal + 300kPa]

Se admitirá una tolerancia en la determinación de las temperaturas de +1º C.

Los aportes de gas natural flexibilizados respecto del punto de rocío de hidrocarburos no podrán superar los 400.000 sm³/día. Si un Productor, por razones atendibles, quisiera ingresar al sistema de gasoductos o redes con un volumen mayor de 400.000 sm³/día en forma temporaria, deberá solicitar la autorización del ENARGAS para que éste dé intervención a las partes involucradas, antes de expedirse sobre el citado pedido.

CUADRO IV

ESPECIFICACIONES DE CALIDAD DEL GAS NATURAL FLEXIBILIZADO
  

Contenidos máximos de

 

Dióxido de Carbono (CO2)  Agua (H2O)  Total de Inertes ( N2 + CO2)  Sulfuro de Hidrógeno (SH2)  Azufre entero  Punto de rocío HC       Oxígeno (O2)  Partículas sólidas  Partículas líquidas  Poder Calórico superior  Temperatura  Otras consideraciones Indice de Wobbe

3% molar s/Cuadro I  s/Anexo II - Pto. I.  6 mg/sm3  20 mg/sm3  (Tprhc) @ Pi > TGas - 1°C donde: Pi = [Po.n. -300kPa; Po.n. +300kPa] Po.n.: Presión operativa normal del punto de inyección del Gas Flexibilizado s/Cuadro I s/Cuadro I s/Cuadro I s/Indice de Wobbe s/Cuadro I s/Cuadro I s/Cuadro III

(*) Para admitir contenidos de CO₂ superiores al 3%, deberán tomarse en consideración los factores gravitantes en la corrosión en aceros: Presión parcial del CO₂, temperatura del gas y disminuición de su correspondiente contenido máximo de Vapor de Agua .

sm3 => significa metro cúbico ó metro cúbico standard según definición del Reglamento de Servicio de la Licencia.