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CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL

REUNIÓN ORDINARIA CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE

GAS NATURAL, CNOGas No 150 Barranquilla, 09 de abril de 2019

ORDEN DEL DIA REUNIÓN ORDINARIA CNOGAS – 150 Martes 09 de abril de 2019.

1. Verificación del quorum y aprobación Orden del día y acta reunión Extraordinaria CNOGas No. 149 (10 min).

2. Presentación XM_Informe panorama energético (30 min).

3. Presentación XM-Geoproduction (30 min).

4. Informe del Secretario técnico (20 min).

5. Temas para aprobación (30 min).

o Protocolo operativo aseguramiento metrológico equipos DPHC.

o Prórroga contrato prestación de servicios Asistente administrativa CNOGas.

6. Temas informativos (20 min).

o Composición CNOGas año 2019.

o Suscripción Acuerdo de Confidencialidad reuniones Comités CNOGas.

7. Proposiciones y varios (10 min).

1. VERIFICACIÓN DEL QUORUM, APROBACIÓN ORDEN DEL DÍA Y ACTA REUNIÓN EXTRAORDINARIA CNOGAS No. 149


Consejo Nacional de Operación de Gas Natural

CONSEJO NACIONAL DE

OPERACIÓN DE GAS NATURAL Reunión Extraordinaria Virtual

No. 149

Acta 27 de marzo de 2019

Página 1 de 3

ACTA REUNIÓN EXTRAORDINARIA VIRTUAL DEL CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL No. 149

LUGAR: Plataforma teleconferencias Claro-WebEx. FECHA: Marzo 27 de 2019 ASISTENTES: Delegados presentes:

1. Omar Ceballos CHEVRON 2. Edgar Medina GEOPRODUCTION 3. Jair Correa PROMIGAS 4. Jesús Correa TRANSOCCIDENTE 5. Fernando Vargas TGI 6. Isabel C. Gálvez PROMIORIENTE 7. Andrés Soto GAS NATURAL-VANTI 8. Virgilio Diaz Granados TEBSA 9. John F. Mejía ISAGEN 10. Jaime Castillo XM 11. José M. Moreno MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA

Por el CNOGas:

1. Fredi López S. Secretario Técnico

Delegados ausentes: 1. Ana G. Hernández ECOPETROL 2. Milton Cañon EQUIÓN 3. Roberto Cure GASES DEL CARIBE 4. José M. Rodriguez TRANSMETANO

Delegados participantes 1. Adriana Paucar GAS NATURAL-VANTI Invitados:

1. Sara Vélez/Claudia Garzón MM&E


CONSEJO NACIONAL DE


CNOGas-149

27 de Marzo de 2019

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ORDEN DEL DIA: 1. Verificación del quorum y aprobación Orden del día y acta reunión Ordinaria CNOGas No. 148 (10 min).

2. Temas para aprobación (90 min).

o Requisitos técnicos Resolución CREG155-2017_Open Season.

o Comités y cronograma Plan de Trabajo CNOGas 2019.

3. Proposiciones y varios (10 min).

1. VERIFICACIÓN DEL QUORUM Y APROBACIÓN ORDEN DEL DÍA Y ACTA REUNIÓN ORDINARIA

CNOGAS NO. 148

Con la presencia de 10 miembros delegados al Consejo hubo quórum para deliberar y decidir. Preside la

presente reunión el Dr. José M. Moreno, Director de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía. El

Consejo aprueba el orden del día de la presente sesión y el acta de la reunión plenaria ordinaria No 148

realizado el 7 de febrero de 2019, la cual incluye los comentarios de los miembros del Consejo.

2. TEMA PARA APROBACIÓN.

El documento presentado por el Secretario (presentación power point), forma parte integral de la

presente acta.

o Requisitos técnicos Resolución CREG155-2017_Open Season. El Secretario Técnico presenta para aprobación del Consejo los requisitos técnicos según lo previsto en la Resolución CREG155 de 2017, consolidados por el Comité Técnico del CNOGas una vez revisados los comentarios de las empresas participantes en el taller realizado por el CNOGas el pasado 07 de marzo del año en curso. Además se comparte con el Consejo los comentarios realizados que se relacionan con asuntos regulatorios y no guardan relación directa con los requisitos técnicos. El Consejo, una vez analizada la información compartida por el Secretario Técnico aprueba lo siguiente: (i) remitir a la CREG comunicación con los requisitos técnicos ajustados e incluir los comentarios relacionados con temas regulatorios y (ii) publicar en la página web del CNOGas los requisitos técnicos remitidos a la CREG.

o Comités y cronograma Plan de Trabajo CNOGas 2019. El Secretario Técnico somete a aprobación del Consejo los temas del Plan de Trabajo CNOGas 2019, el cronograma de reuniones una vez ajustado de acuerdo con las recomendaciones realizadas por la CREG en la reunión conjunta CREG-CNOGas del pasado 14 de febrero de 2019 y notas generales en fechas posteriores y la definición de los Comités que desarrollarán los temas. El Consejo aprueba: (i) El Plan de Trabajo CNOGas 2019 con la inclusión de algunos temas recomendados por la CREG y propuestos por el Secretario Técnico, (ii) Realizar reunión del Comité Operativo el 25 de abril de 2019 para tratar los siguientes temas: 1. Coordinación gas-electricidad, 2. Modificación de los horarios de los ciclos de nominación en suministro y transporte y 3. Listado firmas auditoras Gestor del Mercado, Resolución CREG136-2018 y reunión del Comité Técnico el 23 de abril de 2019 para revisar el tema, Listado firmas auditoras calidad del gas, Resolución CREG152-2017 y (iii) Reservarse el derecho de asistir a las sesiones de los Comités Operativos haciendo uso de la titularidad que le otorga la delegación que su empresa ha realizado o a


CONSEJO NACIONAL DE


CNOGas-149

27 de Marzo de 2019

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través de funcionario de su empresa experto en cada tema. Lo anterior, considerando que los Comités Operativos estarán conformados por los miembros del Consejo. De manera particular miembros del Consejo plantearon su preocupación acerca de la aplicación de lo previsto en el Decreto 2345 de 2015 en relación con la atención de la demanda esencial, considerando que para los próximos meses se realizaran trabajos de mantenimientos programados en activos de producción. El Ministerio de Minas y Energía confirma que se encuentra revisando los ajustes que se incorporarán al mencionado Decreto, cuya aplicación está dirigida a la ocurrencia de (i) un Evento de Insalvable Restricción de la Oferta de Gas Natural o Situación de Grave Emergencia No Transitoria, originada en la infraestructura de suministro o transporte o (ii) de Racionamiento Programado. Como consecuencia de lo anterior, no aplicará para mantenimientos programados. El Ministerio indicará el instante en que hará público el proyecto de Decreto para comentarios.

3. PROPOSICIONES Y VARIOS

Ante comentarios de Geoproduction en la teleconferencia semanal COMI realizada hoy con anterioridad

a la presente sesión relacionada con probable afectación en los yacimientos de Geoproduction (Canacol

Energy) en la Costa Norte con ocasión de la variabilidad en el consumo de gas de las plantas térmicas de

la mencionada zona geográfica observada en períodos recientes por los despachos del CND, se consultó

al Consejo la inclusión de este tema en el orden del día de la reunión plenaria ordinaria CNOGas No 150

programada para el 09 de abril del año en curso. El Consejo aprobó la solicitud. XM y Geoproduction

realizarán presentaciones aclaratorias a este asunto.

Siendo las 11:30 a. m. horas se da por terminada la reunión.

JOSÉ M MORENO FREDI ENRIQUE LÓPEZ SIERRA Presidente Secretario Técnico

2. PRESENTACIÓN XM_Panorama energético


Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.

1

INFORME XMCentro Nacional de Despacho

Dirigido al Consejo Nacional de Operación de Gas9 de abril de 2019

Contenido

2

1 Variables del SIN • Hidrología• Generación • Demanda• Intercambios Internacionales

2 Panorama Energético

• Asignación subasta OEF 22-23• Análisis energético

• Mediano Plazo• Largo Plazo

3OtrosMantenimiento 3• Red de Transmisión

Abril – Mayo 2019• Generación

Abril – Mayo 2019

Varios4

• Indicadores de operación


1. Variables del SIN

o Hidrología o Generacióno Demandao Intercambios Internacionales

Hidrología del SIN

Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P.

49.88%

43.28%

44.38%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

ene

feb

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jun jul

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oct

no

v

dic

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oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Reservas hídricas

2003-2004 2009-2010 2014-2015 2015-2016 2018-2019

79.00%

92.76%

102.27%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

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v

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ene

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oct

no

v

dic

% M

ed

ia

Aportes hídricos

2003-2004 2009-2010 2014-2015 2015-2016 Media 2018-2019

-61.74

-36.12

26.06

-150

-100

-50

0

50

100

150

GW

h-d

ía

SIN - Tasa de embalsamiento promedio

2003-2004 2009-2010 2014-2015 2015-2016 2018-2019

-300

-200

-100

0

100

200

300

GW

h

Tasa de embalsamiento

Información actualizada el: 2019-04-08

Similitud ENSO e hidrologíaInformación hasta el: 2019-04-07

Aportes por regiones


79.26%

88.15%

119.05%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

ene

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jun jul

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p

oct

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v

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jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% M

ed

ia

Antioquia

2003-2004 2009-2010 2014-2015 2015-2016 Media 2018-2019

38.92%

66.42%

35.79%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

ene

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p

oct

no

v

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ene

feb

mar

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jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% M

ed

ia

Oriente

2003-2004 2009-2010 2014-2015 2015-2016 Media 2018-2019

92.24%

118.49%

113.99%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

ene

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jun jul

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p

oct

no

v

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ene

feb

mar

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y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% M

ed

ia

Centro

2003-2004 2009-2010 2014-2015 2015-2016 Media 2018-2019

90.64%

88.86%

119.92%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

ene

feb

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ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

mar

ab

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y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% M

ed

ia

Valle

2003-2004 2009-2010 2014-2015 2015-2016 Media 2018-2019



Evolución de principales embalses


76.73%

64.92%

64.22%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

ene

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y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

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jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Peñol

2003-2004 2009-2010 2014-2015 2015-2016 2018-2019

40.59%

37.75%

37.68%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

ene

feb

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ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Agregado Bogotá

2003-2004 2009-2010 2014-2015 2015-2016 2018-2019

36.69%

24.80%

23.66%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

ene

feb

ma

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r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Guavio

2003-2004 2009-2010 2014-2015 2015-2016 2018-2019

29.43%

18.11%

15.50%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

ene

feb

ma

r

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Esmeralda - Chivor

2003-2004 2009-2010 2014-2015 2015-2016 2018-2019



Evolución de reservas por regiones


66.02%

56.85%

59.16%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

ene

feb

ma

r

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

ma

r

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Antioquia

2003-2004 2009-2010 2014-2015 2015-2016 2018-2019

36.64%

28.48%

27.34%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

ene

feb

ma

r

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Oriente

2003-2004 2009-2010 2014-2015 2015-2016 2018-2019

43.47%

40.44%

41.58%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

ene

feb

ma

r

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Centro

2003-2004 2009-2010 2014-2015 2015-2016 2018-2019

44.79%

40.55%

44.24%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

ene

feb

ma

r

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

ene

feb

mar

ab

r

ma

y

jun jul

ago

se

p

oct

no

v

dic

% V

ol Ú

til

Valle

2003-2004 2009-2010 2014-2015 2015-2016 2018-2019



Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P. Información actualizada el: 2019-04-08

Estado de los embalses

Información hasta el: 2019-04-07


Generación promedio diaria en GWh-día

Renovable151.0

78.48%

No renovable

41.421.52%

Biomasa, 1.7, 0.89%

Eólica, 0.2, 0.11%

Hidráulica, 148.6, 77.24%

Solar, 0.5, 0.23%

Combustible fósil, 41.4, 21.52%

Bagazo, 1.7, 0.89%

Biogás, 0.0, 0.00%

Eólica, 0.2, 0.11%

Embalse, 128.2,

66.64%Filo de agua, 20.4,

10.60%Fotovoltaica, 0.5,

0.23%Carbón, 19.2, 9.97%

Gas, 22.2, 11.54%

Líquidos, 0.0, 0.02%


La generación por combustible se clasifica según al consumo

declarado por la planta de generación. Se considera la

generación desde el 1 hasta el 6 de abril de 2019

Total 192.4

GWh-día



0

50

100

150

200G

Wh

Biogás Eólica Fotovoltaica Bagazo Líquidos Filo de agua Gas Carbón Embalse


Generación diaria


La generación por combustible se clasifica según al consumo declarado por la planta de generación


0

10

20

30

40

50

60

70

GW

h


Generación térmica Despachada Centralmente



Generación real FNCER


3.5%

3.9%

0.0%

1.0%

2.0%

3.0%

4.0%

5.0%

6.0%

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

Indic

ador

cre

cim

iento

Dem

anda

SIN

-G

Wh

DEMANDA INDICADOR CRECIMIENTO


Evolución demanda del SIN e indicador de crecimiento


Demanda de energía del SIN y escenarios UPME



Comportamiento Demanda de Energía por Regiones

Mercado No Regulado

15


Comportamiento Demanda de Energía por Regiones

Mercado Regulado

16


-8.00

-7.00

-6.00

-5.00

-4.00

-3.00

-2.00

-1.00

0.00

1.00E

nerg

ía -

GW

h

EXPORTACION_ECU IMPORTACION_ECU EXPORTACION_VEN IMPORTACION_VEN


Importaciones y exportaciones de energía



2. Panorama Energético

o Resultados Subasta OEF 2022-2023o Análisis Energético de Mediano Plazoo Análisis Energético de Largo Plazo


Resultados Subasta OEF 2022-2023


Total Nuevo*31.76

[GWh/día]Total Existente

127.02 [GWh/día]

* Valores actualizados luego del cumplimiento del hito de presentación de garantías, dispuesto en el cronograma de la Res CREG 104 de 2019.

2022-2023

Asignaciones subasta OEF 2022 - 2023

Total 20.900 MW ≈ 3600 MW Nuevos

22

EólicoSolarHidráulicoTérmico


Valle del Cauca

Guajira

Parque Beta 280 MWParque Alpha 212 MWWindpeshi 195 MW Tumawind 198 MWChemesky 99 MWCasa Eléctrica 176 MW

Cesar

El Paso Solar 68 MWLa loma Solar 170 MW

Bolívar

Termocaribe 3 42 MW

Córdoba

El Tesorito 200 MW

Antioquia

Ituango 1200 MWEscuela de Minas 55 MW

Casanare

Termoyopal G3 50 MWTermoyopal G4 50 MWTermoyopal G5 50 MW

Meta

Termoproyectos (Estación Jagüey) 19 MWTermoEBR (Estación rubiales) 19 MW

Termosolo 1 148 MWTermosolo 2 80 MW

Caldas

Miel II 117 MW

GLP

GLP

GAS

GAS

CRUDO

Cierre de Ciclo Termocandelaria*

555 MW GNI

Ampliación Termovalle De 200 a 240 MW ACPM

Proyectos

*Termocandelaria actualmente es de 314 MW, con el cierre de ciclo aumenta 241 MW

Conexión de nuevas plantas al SIN – Resultados subasta


Diferencia ENFICC Vigente respecto a la última ENFICC vigente

9.24 GWh/día

Se considera la entrada de los proyectos de acuerdo con las fechas indicadas en el Cronograma presentado para la subasta de asignación de OEF 2022-

2023.

Escenarios UPME de acuerdo con la actualización del mes de marzo de 2019

Balance ENFICC


Análisis Energético de Mediano Plazo


Intercambios Internacionales

No se consideran

Horizonte

MP: 2 años, resolución semanal

Condición Inicial Embalse

Marzo 31, 43.33%

Costos de racionamiento

Último Umbral UPME para Mar/19.

Demanda

Medio UPME (Act. Oct/18):

Parámetros del SINPARATEC

Heat Rate + 15% Plantas a Gas

Mín. Embalses

MOI, MAX(MOS,NEP)

Desbalance hídrico

14.7 GWh/día promedio mensual

Mttos GeneraciónAprobados, solicitados y

en ejecución – SNC Abr/19 - Mar/20

Información combustibles

Precios: UPME Ene/19.

Disponibilidad reportada por agentes

Expansión GeneraciónSolo se consideran nuevos proyectos con OEF.

Para el horizonte de análisis entran las plantas Escuela de Minas y Solar El Paso.

Supuestos

Considerados

MP


Aportes

Escenarios definidos en el SURER para el mes de Marzo

Esperado

Contingencia

H92-93

H15-16

Estocástico


Generación térmica y embalse

Promedios mensuales

Mes ESP CONT H92-93 H15-16

Abril 57 76 74 67

Mayo 49 69 69 59


Consumo de Gas [GBTUD]

Esperado SH Contingencia SH

H92-93 (CND2) H15-16 (CND3)


Conclusiones

El sistema cuenta con recursos para atender la demanda nacional con suficiencia en el horizonte presentado,considerando la información reportada por los agentes, expectativas de aportes esperados y demás supuestospara el sistema.

La generación térmica esperada oscila, en valores promedio para el mes de abril de 2019, entre 57 y 76GWh/día; esto para escenarios hidrológicos donde se representa diferentes condiciones de aportes.

El seguimiento al desarrollo y puesta en operación de las obras de expansión del SIN, toman especialrelevancia para el correcto abastecimiento de la demanda en los próximos años. Posibles retrasos de estosproyectos o sus conexiones a la red representan posibles riesgos para una atención confiable de la demanda.

El seguimiento a la información climática entregada por entes internacionales indican que podría mantenerselas condiciones actuales de El Niño débil durante los próximos meses, por lo que se requiere el seguimientocontinuo a las variables hidro-climáticas, en especial a los caudales en las distintas regiones de SIN. Asimismo,se recomienda una maximización en la disponibilidad de la generación, en especial la generación térmica, quepermita afrontar los escenarios de aportes esperados por debajo de la media histórica.

Durante el desarrollo, y antes de la puesta en operación de los nuevos proyectos de generación, cobraimportancia para la confiabilidad del SIN una adecuada gestión de la disponibilidad de los recursos existentesde generación, de la logística de abastecimiento de combustibles, la disponibilidad de los enlaces paraimportaciones internacionales y la gestión de respuesta de la demanda.


Análisis Energético de Largo Plazo


Intercambios Internacionales

No se consideran

Horizonte

LP: 10 años, resolución mensual.

Horizonte Regulado 5 años.

Condición Inicial Embalse

Febrero 27, 50.2%

Costos de racionamiento

Último Umbral UPME para Mar/19.

Demanda

Medio UPME (Actu. Oct/18):

Parámetros del SINPARATEC

Heat Rate + 15% Plantas a Gas

Mín. Embalses

MOI, MAX(MOS,NEP)

Desbalance hídrico

14.7 GWh/día promedio mensual

Mttos GeneraciónAprobados, solicitados y

en ejecución – SNC feb/19 - ene/20

Información combustibles

Precios: UPME Ene/19.

Disponibilidad reportada por agentes

Expansión GeneraciónProyectos con OEF.

Sensibilidad proyecto Ituango

Supuestos

Considerados

LP


32

Análisis Energético – Largo Plazo 2019-2028

Se considera la entrada de un portafolio de proyectos acorde con los resultados de la última subasta de energía firme


Análisis Energético – Largo Plazo 2019-2028

Se consideran proyectos con OEF Sensibilidad sin Ituango


Conclusiones

En el horizonte de largo plazo con la entrada de la totalidad de los proyectos con OEF en la última subasta deenergía, cumpliendo con las fechas establecidas para inicio de obligaciones en diciembre del 2022 yconsiderando el escenario de demanda media propuesto por la UPME, se cumplen los criterios de confiabilidadestablecidos en la reglamentación vigente

Según la sensibilidad presentada, ante la ausencia del proyecto Hidroituango, se observa que a partir delverano de 2027 se presentarían un incumplimiento del indicador VEREC. Esta ausencia implica una mayorexigencia del parque termoeléctrico reflejado con aumento progresivo en sus promedios de generación a lolargo del horizonte de análisis.

Se recomienda realizar un seguimiento permanente al desarrollo de los nuevos proyectos que tuvieronasignación OEF para la vigencia 2022-2023 con el fin tomar la acciones necesarias en caso atrasos en suentrada en operación.

Ante la entrada de los proyectos de generación eólicos y solares, se espera que la generación promedio conestas tecnologías sea cercana al 5% del total de la demanda a partir de diciembre de 2022.

La simulaciones realizadas muestran un incremento en los promedios de generación térmica y costosmarginales en la temporada seca 2020-2021. Los anterior indica que las temporadas secas previas al inicio devigencia en diciembre del 2022 requieren de un especial seguimiento, donde cobran relevancia lasinterconexiones internacionales y la gestión de la demanda.


3. Mantenimientos

o Red de Transmisión Abril – Mayo 2019o Generación Abril – Mayo 2019


Mantenimientos de Transmisión

abr-2019 Breve descripción del mantenimiento: AP Chinu Compensador Estático SVC 500 kV

Fecha de iniciación: 10/04/2019

Fecha de Terminación: 10/04/2019

Restricción estimada: Probabilidad de incremento de la generación de seguridad del área Caribe

Breve descripción del mantenimiento: AP circuito Copey La Loma 1 500 kV

Fecha de iniciación: 12-13-14/04/2019

Fecha de Terminación: 12-13-14/04/2019

Restricción estimada: Probabilidad de incremento de la generación del área Caribe por disminución del límite de importación del área.

Breve descripción del mantenimiento: AP Transformador Sabanalarga 2 450 MVA 500/220/34.5 kV



Restricción estimada: Probabilidad de incremento de la generación del área Caribe

Breve descripción del mantenimiento: AP Capacitor Valledupar Paralelo 02 25 MVAR 220 kV



Restricción estimada: Probabilidad de requerimiento de generación en Termonorte o Guajira

Breve descripción del mantenimiento: AP Capacitor Valledupar Paralelo 01 25 MVAR 220 kV










Breve descripción del mantenimiento: AP Circuito Sabanalarga - Ternera 2 220 kV

Fecha de iniciación: 21-22/04/2019

Fecha de Terminación: 21-22/04/2019

Restricción estimada: Probabilidad de requerimiento generación de seguridad en Proelectrica, Cartagena o Candelaria.

Breve descripción del mantenimiento: AP Circuito El Bosque - Ternera 1 220 kV




Breve descripción del mantenimiento: AP Circuito Bolivar (Cartagena) El Copey 1 500 kV

Fecha de iniciación: 23-24-25/04/2019

Fecha de Terminación: 23-24-25/04/2019

Restricción estimada: Probabilidad de requerimiento de generación en Guajira o Termonorte y disminución del límite de importación del área Caribe

Breve descripción del mantenimiento: AP Circuito Bolivar (Cartagena)- Sabanalarga 1 220 kV




Breve descripción del mantenimiento: AP Capacitor Ternera Paralelo 01 43.2 MVAR 71.7 kV



Restricción estimada: Probabilidad de requerimiento de generación en Proelectrica



Breve descripción del mantenimiento: AP Línea Termoflores II - Oasis 1 110 kV

Fecha de iniciación: 27-28/04/2019

Fecha de Terminación: 27-28/04/2019

Restricción estimada: Probabilidad de requerimiento de generación en Tebsa o Barranquillas 3 y 4.

Breve descripción del mantenimiento: AP Transformador Sabanalarga 3 450 MVA 500/220 kV




Breve descripción del mantenimiento: AP Línea Bolivar (Cartagena) Sabanalarga 1 220 kV




Breve descripción del mantenimiento: AP Línea Bolivar (Cartagena) Sabanalarga 2 220 kV





Mantenimientos de Transmisiónmay-2019 Breve descripción del mantenimiento: AP Circuito Santa Marta Riocordoba 1 220 kV




Breve descripción del mantenimiento: AP Circuito Santa Marta Riocordoba 2 220 kV








Breve descripción del mantenimiento: AP Circuito Sabanalarga - Ternera 2 220 kV




Breve descripción del mantenimiento: AP Circuito Fundación Riocordoba 1 220 kV




Breve descripción del mantenimiento: AP Circuito Fundación Riocordoba 2 220 kV






Breve descripción del mantenimiento: AP Circuito Bolivar Cartagena 1 220 kV

Fecha de iniciación: 05-06-07-08/05/2019

Fecha de Terminación: 05-06-07-08/05/2019


Breve descripción del mantenimiento: AP Transformador El Copey 2 450 MVA 500/220/34.5 kV




Breve descripción del mantenimiento: AP Circuito Tebsa Sabanalarga 2 220 kV



Restricción estimada: Probabilidad de limitación de la generación de Tebsa

Breve descripción del mantenimiento: AP Circuito Bolivar Sabanalarga 2 220 kV




Breve descripción del mantenimiento: AP Circuito El Copey Valledupar 2 220 kV






Breve descripción del mantenimiento: AP Circuito Santa Marta - Termocol 1 220 kV




Breve descripción del mantenimiento: AP Circuito Tebsa Sabanalarga 3 220 kV



Restricción estimada: Probabilidad de limitación de la generación de Tebsa

Breve descripción del mantenimiento: AP Circuito Guajira Santa Marta 2 220 kV





Se presentan los mantenimientos en los recursos de generación del SIN que pueden tener afectación en el consumo de gas natural y quehan sido solicitados por los agentes o se encuentran en estado aprobado o en ejecución en el Sistema Nacional de Consignaciones SNC.Periodo: 08/04/2019 a 08/05/2019

MANTENIMIENTOS DE GENERACIÓN TÉRMICA

CONSIGNACIÓN UNIDAD FECHA INICIAL FECHA FINALESTADO ACTUAL

MW INDISPONIBLES

C0168468 BARRANQUILLA 3 08/04/2019 0:00 14/04/2019 23:59 Aprobada 56

C0168469 BARRANQUILLA 4 08/04/2019 0:00 14/04/2019 23:59 Aprobada 56

C0168504 GECELCA 3 08/04/2019 0:00 15/04/2019 23:59 Aprobada 164

C0168363 ZIPAEMG 5 13/04/2019 0:00 14/04/2019 23:59 Aprobada 63

C0168362 ZIPAEMG 4 20/04/2019 0:00 21/04/2019 23:59 Solicitada 64

C0166177 BARRANQUILLA 4 02/05/2019 0:00 22/05/2019 23:59 Solicitada 56

C0164825 FLORES 1 03/05/2019 0:00 11/05/2019 23:59 Solicitada 160

C0165205 TERMOCANDELARIA 1 06/05/2019 0:00 24/05/2019 23:59 Solicitada 157


MANTENIMIENTOS PLANTAS DE GENERACIÓN HIDRÁULICA

CONSIGNACIÓN UNIDAD TIPO FECHA INICIAL FECHA FINAL ESTADO ACTUAL MW INDISPONIBLES

C0151574 CHIVOR 2 HIDRÁULICA 09/01/2019 8:00 30/05/2019 17:00 EnEjecucion 125

C0163350 CHIVOR 8 HIDRÁULICA 19/02/2019 8:00 22/04/2019 17:00 EnEjecucion 125

C0160063 BETANIA 2 HIDRÁULICA 25/02/2019 0:00 14/06/2019 0:00 EnEjecucion 180

C0155900 SAN CARLOS 7 HIDRÁULICA 25/02/2019 7:00 21/04/2019 7:00 EnEjecucion 155

C0158658 URRA 3 HIDRÁULICA 04/03/2019 7:10 10/04/2019 17:00 EnEjecucion 85

C0168067 SAN FRANCISCO 1 HIDRÁULICA 18/03/2019 0:00 20/05/2019 22:00 EnEjecucion 45

C0159963 GUAVIO 3 HIDRÁULICA 04/04/2019 7:00 15/04/2019 17:00 EnEjecucion 250

C0160284 ESMERALDA 1 HIDRÁULICA 08/04/2019 5:00 10/04/2019 22:00 Aprobada 15

C0160285 ESMERALDA 2 HIDRÁULICA 08/04/2019 5:00 10/04/2019 22:00 Aprobada 15

C0168345 GUADALUPE 34 HIDRÁULICA 08/04/2019 7:00 09/04/2019 22:00 Aprobada 45

C0168516 LA TASAJERA 2 HIDRÁULICA 08/04/2019 7:00 08/04/2019 12:00 Aprobada 102

C0168346 GUADALUPE 36 HIDRÁULICA 10/04/2019 7:00 11/04/2019 22:00 Aprobada 45

C0158515 JAGUAS 1 HIDRÁULICA 10/04/2019 7:00 10/04/2019 17:00 Aprobada 85

C0160203 PORCE II 3 HIDRÁULICA 10/04/2019 7:00 10/04/2019 22:00 Aprobada 135

C0152841 SAN CARLOS 8 HIDRÁULICA 11/04/2019 7:00 11/04/2019 17:00 Aprobada 155






C0159960 GUAVIO 2 HIDRÁULICA 16/04/2019 0:00 16/04/2019 17:00 Solicitada 250

C0166986 DARIO VALENCIA SAMPER 5 HIDRÁULICA 16/04/2019 7:00 16/04/2019 17:00 Solicitada 50

C0160664 GUATAPE 1 HIDRÁULICA 22/04/2019 7:00 25/04/2019 22:00 Solicitada 70




C0160227 PORCE III 1 HIDRÁULICA 22/04/2019 7:00 25/04/2019 23:59 Solicitada 180

C0157062 SOGAMOSO 3 HIDRÁULICA 22/04/2019 7:00 26/04/2019 17:00 Solicitada 273

C0158663 URRA 4 HIDRÁULICA 22/04/2019 7:10 30/04/2019 17:00 Solicitada 85

C0163360 CHIVOR 1 HIDRÁULICA 22/04/2019 8:00 07/06/2019 17:00 Solicitada 125

C0161893 AMOYA LA ESPERANZA 1 HIDRÁULICA 23/04/2019 7:00 24/04/2019 17:00 Solicitada 40




C0158995 GUADALUPE 35 HIDRÁULICA 24/04/2019 7:00 24/04/2019 16:00 Solicitada 45

C0158996 GUADALUPE 43 HIDRÁULICA 24/04/2019 7:00 24/04/2019 16:00 Solicitada 35




C0160014 LA GUACA 2 HIDRÁULICA 25/04/2019 7:00 25/04/2019 17:00 Solicitada 108

C0160011 PARAISO 1 HIDRÁULICA 25/04/2019 7:00 25/04/2019 17:00 Solicitada 92

C0156504 SAN CARLOS 7 HIDRÁULICA 25/04/2019 7:00 25/04/2019 17:00 Solicitada 155

C0168191 PRADO 4 HIDRÁULICA 26/04/2019 0:00 30/04/2019 23:59 Solicitada 5

C0166962 SALTO II 2 HIDRÁULICA 26/04/2019 7:00 26/04/2019 17:00 Solicitada 35


C0158866 LA TASAJERA 3 HIDRÁULICA 30/04/2019 7:00 30/04/2019 17:00 Solicitada 102




C0158819 PLAYAS 1 HIDRÁULICA 02/05/2019 7:00 02/07/2019 17:00 Solicitada 69

C0164328 PORCE II 1 HIDRÁULICA 02/05/2019 7:00 09/05/2019 22:00 Solicitada 135




C0164129 SALVAJINA 3 HIDRÁULICA 04/05/2019 0:00 03/06/2019 23:59 Solicitada 95

C0160069 EL QUIMBO 1 HIDRÁULICA 04/05/2019 7:00 07/05/2019 17:00 Solicitada 198




C0164107 PRADO 1 HIDRÁULICA 07/05/2019 0:00 05/06/2019 23:59 Solicitada 17


3. PRESENTACIÓN XM - GEOPRODUCTION



1

Operación del Sistema Interconectado Nacional

Dirigido al Consejo Nacional de Operación de Gas9 de abril de 2019

Contenido

2

1 Operación del SIN • Marco Institucional y Regulatorio• Despacho Económico• Redespacho y operación de tiempo real

OtrosOperación del área Caribe 2• Restricciones del STN & STR• Hitos Relevantes• Impacto en la Operación• Flujo de la Programación

3Otros Varios


1. Operación del SIN

o Marco Institucional y Regulatorioo Despacho Económicoo Redespacho y operación de tiempo real


4

Marco Institucional y Regulatorio

Establecer el Reglamento de Operaciónpara realizar el planeamiento y lacoordinación de la operación del SistemaInterconectado Nacional.

Encargada de la planeación, supervisióny control de la operación integrada delos recursos de generación,interconexión y transmisión del sistemainterconectado nacional.

Encargado de acordar los aspectos técnicos paragarantizar que la operación del SistemaInterconectado Nacional sea segura, confiable yeconómica y ser el ejecutor del Reglamento deOperación y velar por su cumplimiento.

Reglamento de Operación

Conjunto de principios,criterios y procedimientosestablecidos para realizar elplaneamiento, la coordinacióny la ejecución de la operacióndel sistema interconectadonacional

Planear y programar las Generaciones de Seguridad requeridas para garantizar la operación segura y confiable del SIN

Coordina la programación de la operación integrada de los recursos del SIN

Coordina la operación de los Activos de Uso del STN y Activos de Conexión al STN, respetando los límites operativos declarados por los agentes

Informar periódicamente al Consejo Nacional de Operación acerca de la operación real y esperada de los recursos del sistema interconectado nacional y de los riesgos para atender confiablemente la demanda


5

Marco Institucional y Regulatorio

Límites de carga de los equipos en estado de operación normal: El CND coordinará la operación del SIN respetando los límites, tanto en estado normal como de sobrecarga, declarados por los agentes para sus equipos.

Tensiones en estado de operación normal: Tensiones en las barras de 110 kV, 115 kV, 220 kV y 230 kV no deben ser inferiores al 90% ni superiores al 110%. Para la red de 500 kV, el voltaje mínimo es del 90% y el máximo es del 105% del valor nominal

Criterio n-1: En el análisis de estado estacionario se consideran contingencias sencillas en las líneas de transmisión y en los bancos de transformadores.

Eventos en cascada: Las corrientes e impedancias vistas por los relés vecinos, deben ser tales que no ocasionen la salida de elementos adicionales, lo cual originaría una serie de eventos en cascada.

Corto circuito: Ante fallas monofásicas y trifásicas en subestaciones, las corrientes de cortocircuito no deben superar la capacidad de diseño. En la evolución transitoria de las tensiones, los valores obtenidos en las simulaciones no deberán estar por debajo de 0.8 pu por más de 500 ms


6

Despacho Económico

Proceso de Optimización(min costo)

Oferta Precio y Cantidad

Análisis de seguridad

Gi

G1

.

.

.

Gk

Gn

Period

Price

Tk

cn

ck

ci

c1

Despacho Económico

Merit resources

Out of merit resources Demand

forecast

Programade

Generación24 horas

del día d+1

Pronóstico de Demanda

AGC asignado

Características Técnicas

Mantenimientos

Rest. Eléctricas

Resolución CREG 051 de 2009


7

Redespacho y Operación de tiempo real

Resolución CREG 025 de 1995

Proceso de Optimización(min costo)

Oferta Precio y Cantidad

Análisis de seguridad

Gi

G1

.

.

.

Gk

Gn

Period

Price

Tk

cn

ck

ci

c1

Redespacho Económico

Merit resources

Out of merit resources Demand

forecast

Ajuste al programa

de Generación

n horas restantes

del día

Pronóstico de Demanda

AGC asignado

Características Técnicas

Mantenimientos

Rest. Eléctricas

Control de Frecuencia y Tensión, Maniobras, etc.


2. Operación del área Caribeo Restricciones del STN & STRo Hitos Relevanteso Impacto en la Operacióno Flujo de la Programación


9

Restricción del STN & STR

Limitación Red STN*

Límite de importación yrequerimiento de unidades

Limitación Red STR

Requerimiento de potencia para elcontrol de cortes


Operación Comercial TERMONORTE:Soporte de tensión en GCM y Caribe

Hitos relevantes

Proyecto Caracolí 220kV-110 kV:Se aumenta flexibilidad de red en Atlántico respecto al balance entre TEBSA-FLORES

Reactor de Línea Sabanalarga 500 kV a Chinú 2 (84 Mvar):Mejora en el perfil de tensión en Caribe

TERMONORTESin pruebas de generación

Proyecto Chinú-Montería-Urabá 220 kV:Se libera margen de reactivos para Caribe

Trf Valledupar 220/34.5 kV:Se mejora el perfil de tensiones en Valledupar 220 kV

Reactor de Línea Sabanalarga 500 kV a Chinú 1 (84 Mvar):Mejora en el perfil de tensión en Caribe


Impacto en la Operación Diciembre de 2018 a marzo de 2019 (entrada de nuevos proyectos)

Tercer transformador Valledupar 220/34.5kV:

eliminó 3 cortes en emergencia.

Etapa final Montería –Urabá 220kV: eliminó 3 cortes en emergencia.

169

2 2 5 5 4 4 3 3

63

38

19 16 9 9 8 5

0

10

20

30

40

50

60

70

80

Diciembrede 2018

Marzo de2019

Diciembrede 2018

Marzo de2019

Diciembrede 2018

Marzo de2019

Diciembrede 2018

Marzo de2019

Diciembrede 2018

Marzo de2019

Atlántico Córdoba - Sucre Bolívar GCM Caribe STN

Nú

me

ro d

e c

ort

es

Estado de cortes de CaribeTopologías diciembre 2018 y marzo de 2019

Cortes Alerta Cortes Emergencia

Etapa final Caracolí: eliminó 25 cortes en emergencia y 7 cortes en alerta.


12

Despacho de unidades

en Caribe

Hitos de Caribe

Unidades de Antioquia

Unidades de Nordeste

Intercambio Caribe

Oferta de Generación

Demanda

Factor de potencia de las

cargas

Estado de equipos de

compensación reactiva

Capacidad reactiva de los generadores

Topología de la red

El despacho de las unidades frontera con

Caribe impacta el soporte de tensión del área

Compensación reactiva fija o dinámica. La operación

de los VQs también impacta en el cubrimiento

de seguridad

Indisponibilidades y mantenimientos

La consideración de las cargas tanto en activa como

en potencia reactiva

La disponibilidad, oferta de precio y pruebas de

generación.

El límite de importación impacta el soporte de

tensión del área

Impacto en la OperaciónProgramación de unidades del área Caribe


El proyecto Caracolí, además de eliminar restricciones, también mitigó algunas importantes, lo cual permitió darmayor flexibilidad operativa de la red de la subárea Atlántico, por lo que es necesario un menor balance degeneración entre Tebsa-Barranquilla y Flores para cubrir restricciones:

Reducción de cargabilidad en la transformación de Flores y Tebsa 220/110 kV, por lo que se mitigaron

las restricciones asociadas.

Restricciones asociadas a las líneas Termoflores I –Oasis 110kV y Termoflores II – Oasis 110 kV

mitigadas debido a la reducción de cargabilidad de los circuitos que salen de Termoflores y Oasis a

110 kV

Se mitigan las restricciones asociadas a sobrecargas de Tebsa – Cordialidad 110 kV. El

deslastre programado en el ESPS ya es efectivo incluso en el escenario más crítico.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

Demanda máxima.Alta generación en Flores 220 kV y baja en Tebsa-

Barranquilla.

Demanda máxima.Alta generación en Tebsa 220 kV y baja en Flores.

Gen

erac

ión

de

segu

rid

ad e

n 1

10kV

en

Atl

ánti

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ara

cub

rir

N-1

en

tra

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orm

ació

n 2

20/1

10kV

(MW

)

Escenario

Ejemplo de reducción de generación de seguridad a nivel de 110 kV para

cubrir restricciones en transformación 220/110 kV

Sin Caracolí Con Caracolí

0

50

100

150

200

250

300

350

Demanda máxima.Alta generación en Flores.

Demanda media.Alta generación en Flores.

Gen

erac

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ara

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Term

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Oas

is 1

10kV

/

Term

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ore

s I –

Oas

is 1

10kV

(MW

)

Escenario

Ejemplo de menor balance de generación necesario para cubrir la restricción de Termoflores II – Oasis 110 kV / Termoflores I – Oasis 110 kV


0

20

40

60

80

100

120

Demanda máxima.Alta generación en Tebsa y Barrnaquilla.

Demanda media.Alta generación en Tebsa y Barrnaquilla.

Gen

erac

ión

en

Flo

res

par

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bri

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res

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ció

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–

El R

ío 1

10kV

/ T

ebsa

–C

ord

ialid

ad 1

10kV

(MW

)

Escenario

Ejemplos de balance de generación necesario para cubrir la restricción de Tebsa – El Río 110 kV / Tebsa – Cordialidad 110 kV


Impacto en la OperaciónOperación Comercial del proyecto Caracolí 220kV-110 kV


14

Programación del área Caribe y sus subáreas

Mínimo de Unidades IPOEMP de todos los

periodos

Optimización de despacho

Análisis eléctrico despacho

Programación de unidades mínimas

requeridasCumplimiento de la confiabilidad, seguridad y economía respecto la

regulación vigente

Entregas de 2019 en KPC

4. INFORME SECRETARIO TÉCNICO



4.1. Seguimiento a la ejecución presupuestal 2019.

Comentarios a la ejecución presupuestal. Mayor ejecución presupuestal mes de febrero. Obedece a mayor gasto principalmente a (i) Imprevistos (pago Aviso Taller_Resol. CREG155-17, Open Season). Menor ejecución presupuestal mes de marzo. Obedece a menores gastos principalmente a (i) Gastos de viaje (Asistencia Congreso Naturgas presupuestado en marzo) e (ii) Imprevistos.

DESCRIPCIONPRESUPUESTO

MES 2019

PRESUPUESTO

ANUAL 2019ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

A. GASTOS GENERALES

A.1 Alquiler y admón oficina 4.328.436 51.941.229 PRESUPUESTO 4.206.184 4.206.184 4.206.184 4.206.184 4.206.184 4.415.758 4.415.758 4.415.758 4.415.758 4.415.758 8.831.519

GASTO 4.253.206 4.229.827

A.2 Servicios públicos (agua,Luz. ) 140.007 1.680.083 PRESUPUESTO 59.000 196.681 88.200 196.681 88.200 196.681 88.200 196.680 88.200 196.680 88.200 196.680

GASTO 49.640 190.660 87.920

A.3 Internet,Teléfono, TV 276.593 3.319.119 PRESUPUESTO 276.593 276.593 276.593 276.593 276.593 276.593 276.593 276.593 276.593 276.593 276.593 276.596

GASTO 275.432 272.202 272.202

A,4 Aseo , Cafeteria,Aseo Oficina 112.417 1.349.000 PRESUPUESTO 46.000 159.167 69.600 159.167 69.600 159.167 69.600 159.167 69.600 159.167 69.600 159.165

GASTO 46.000 152.450 46.000

A.5 Celular y llamadas larga distancia 143.339 1.720.067 PRESUPUESTO 143.339 143.339 143.339 143.339 143.339 143.339 143.339 143.339 143.339 143.339 143.339 143.338

GASTO 142.250 139.020 139.020

A.6 Gastos de viaje 691.736 8.300.834 PRESUPUESTO 1.819.660 1.819.660 1.819.660 1.022.194 1.819.660

GASTO 752.470

A.7 Papelería y fotocopias 38.340 230.040 PRESUPUESTO 38.340 38.340 38.340 38.340 38.340 38.340

GASTO 43.700 33.150

A.8 Gastos reuniones 2.916.667 35.000.000 PRESUPUESTO 1.180.000 3.700.000 2.104.000 3.700.000 2.104.000 3.700.000 2.104.000 3.700.000 2.104.000 3.700.000 4.800.000 2.104.000

GASTO 1.153.850 2.107.468 2.566.268

A.9 Mensajería y correo 106.495 1.277.936 PRESUPUESTO 140.400 99.700 99.700 99.700 140.400 99.700 99.700 99.700 99.700 99.700 99.700 99.836

GASTO 84.750 90.000 120.300

A.10 Comisión fiduciaria 2.040.995 24.491.937 PRESUPUESTO 1.953.106 1.953.106 1.953.106 2.070.291 2.070.291 2.070.291 2.070.291 2.070.291 2.070.291 2.070.291 2.070.291 2.070.291

GASTO 1.953.105 1.953.105 1.953.105

A.11 Transporte (taxis, buses) 20.399 244.787 PRESUPUESTO 20.399 20.399 20.399 20.399 20.399 20.399 20.399 20.399 20.399 20.399 20.399 20.398

GASTO 17.200 10.600 8.800

A.12 Elementos de oficina 500.000 2.000.000 PRESUPUESTO 1.000.000 1.000.000

GASTO 45.000

A.13 Contribución Económica 4 x 1000 188.212 2.258.539 PRESUPUESTO 144.283 172.216 180.140 172.685 175.935 234.754 151.937 166.545 164.001 161.683 169.999 364.361

GASTO 169.430 205.477 200.057

A.14 Mantenimiento página "Web" y Equipos de Oficina 380.171 4.562.050 PRESUPUESTO 271.536 280.171 280.171 280.171 884.488 280.171 280.171 280.171 280.171 884.487 280.171 280.171

GASTO 271.536 0 560.342

A.15 Herramienta reuniones virtuales 178.811 2.145.731 PRESUPUESTO 178.811 178.811 178.811 178.811 178.811 178.811 178.811 178.811 178.811 178.811 178.811 178.810

GASTO 173.300 173.300 173.300

Subtotal gastos generales 12.062.616 140.521.352 PRESUPUESTO MES 4.413.467 11.424.707 11.419.903 11.542.361 10.358.240 14.424.090 9.898.799 13.565.454 10.933.057 12.345.248 14.432.521 15.763.505

GASTO MES 4.380.193 9.625.638 11.109.611 0 0 0 0 0 0 0 0 0

B.1 Secretario Técnico 26.370.852 342.821.075 PRESUPUESTO 28.564.215 28.564.215 28.564.215 28.564.215 28.564.215 25.000.000 25.000.000 25.000.000 25.000.000 25.000.000 25.000.000 50.000.000

GASTO 28.564.215 28.564.215 28.564.215

B.2 Honorarios Abogados Externos 3.267.946 6.535.892 PRESUPUESTO 3.267.946 3.267.946

GASTO

B.3 Auxiliar Administrativo 2.191.923 28.495.001 PRESUPUESTO 2.191.923 2.191.923 2.191.923 2.191.923 2.191.923 2.191.923 2.191.923 2.191.923 2.191.923 2.191.923 2.191.923 4.383.848

GASTO 2.191.923 2.191.923 2.191.923

B.4 Pagina "Herramienta Mtto" 1.045.385 12.544.616 PRESUPUESTO 1.045.385 1.045.385 1.045.385 1.045.385 1.045.385 1.045.385 1.045.385 1.045.385 1.045.385 1.045.385 1.045.385 1.045.381

GASTO 1.045.385 1.045.385 1.045.385

B.5 Estudios-Honorarios-Gastos 13.000.000 26.000.000 PRESUPUESTO 13.000.000 13.000.000

GASTO

Subtotal honorarios 45.876.106 416.396.583 PRESUPUESTO MES 31.801.523 31.801.523 31.801.523 31.801.523 31.801.523 44.505.254 28.237.308 28.237.308 28.237.308 28.237.308 28.237.308 71.697.175

GASTO MES 31.801.523 31.801.523 31.801.523 0 0 0 0 0 0 0 0 0C. IVA - OTROS GASTOS

C.1. IVA, 19% DE D.1 7.324.085 87.889.021 PRESUPUESTO 6.361.233 6.870.460 6.542.918 6.892.725 7.060.003 9.496.434 5.887.982 6.215.524 5.887.982 6.330.344 6.400.222 13.943.193

GASTO 6.345.146 6.492.006 6.773.618

C.2. ADQUISICION MUEBLES Y EQUIPOS 2.000.000 PRESUPUESTO 2.000.000

GASTO

C.3. IMPREVISTOS (BALANCE) 1.993.820 7.975.279 PRESUPUESTO 1.993.820 1.993.820 1.993.820 1.993.819

GASTO 3.655.680 529.584

Subtotal IVA y otros 9.317.905 97.864.300 PRESUPUESTO MES 6.361.233 6.870.460 8.536.738 6.892.725 9.060.003 11.490.254 5.887.982 6.215.524 7.881.802 6.330.344 6.400.222 15.937.012

GASTO MES 6.345.146 10.147.686 7.303.202 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL 67.256.626 654.782.235 PRESUPUESTO MES 42.576.223 50.096.690 51.758.164 50.236.609 51.219.766 70.419.598 44.024.089 48.018.286 47.052.167 46.912.901 49.070.051 103.397.692

$ 144.316.045 GASTO MES 42.526.862 51.574.847 50.214.336 0 0 0 0 0 0 0 0 0

$ 43.652.149 Presupuesto Cuatrimestral

Gasto Cuatrimestral

213.681.739 246.432.811

EJECUCION PRESUPUESTAL A - MARZO 2019

194.667.686

144.316.045 0

213.681.739

0

246.432.811

4.2. Estado temas pendientes remitidos por CNOGas a CREG.


Consideraciones generales. A continuación se presenta el estado de los temas del Plan de Trabajo CNOGas 2019 revisados conjuntamente con la CREG en la sesión CREG-CNOGas del pasado 14 de febrero de 2019 y aprobados por el Consejo en la sesión plenaria extraordinaria CNOGas No 149 realizada el pasado 27 de marzo de 2019.


1.1Protocolo operativo de medición, modificación parcial del RUT-NTC 6167

(Resol. CREG-123-2017).CREG Seguimiento

1.2Costos Unidades Constructivas, Conexiones a SNT´s (Resol. CREG129-

2018).CREG Seguimiento

2.1Protocolo Operativo según Decreto 2345 de 2015. Asignación de gas

demanda esencial (Resol. CREG-043-2017).MME-CREG 1

2.2 Listado firmas auditoras calidad del gas, Resolución CREG 152-2017. CNOGAS 1

2.3Requisitos técnicos firmas auditoras procesos Open Season, Resolución

CREG 155-2017.CNOGAS 1

2.4

Protocolo coordinación gas-electricidad. Optimización despacho y

redespachos plantas termoeléctricas a gas según condiciones sistema de

gas natural.

CNOGAS-CNOE 1

2.5 Protocolo-Guía aplicación aspectos Resolución CREG 124-2017. CNOGAS 1

2.6 Protocolo operativo Aseguramiento metrológico equipos DPHC. CNOGAS 2

2.7 Reconstrucción de poder calorífico. CNOGAS 2

2.8Modificación de los horarios de los ciclos de nominación en suministro y

transporte.CNOGAS 3

2.9 Revisión modelos de los Acuerdos Operativos de Balance. CNOGAS 3

2.10 Sistema Internacional de Unidades CNOGAS 3

2.11 Aspectos relacionados con el Gestor del Mercado CNOGas Seguimiento

2.12 Aspectos regulatorios comercialización de transporte de gas CNOGas Seguimiento

2.13Duración permisible para suspensiones del servicio por mantenimientos

programados (Resol. CREG021-2019)CNOGas 1

2.14Listado firmas auditoras Gestor del Mercado (Resol CREG 136-2018. Art. 17

y 20).CNOGas 1

Trabajo conjunto entre CNO´s

CRONOGRAMA PLAN DE TRABAJO TEMAS CNOGas_2019 - INDICATIVO

Modificación Resolución CREG107-2017 (Artículo 23-Listado firmas

auditoras y Artículo 24-Certificación entrada operación activos)1.3 CREG-CNOGas

1 (CREG) 2

(CNOGas)

COMENTARIOS

Temas con proyectos de resoluciones.

Pendientes las resoluciones

definitivas

CULMINADO-01-Abril-2019

Temas propuestos por el Secretario

Técnico

ITEM DESCRIPCIÓN COMPROMISOS RESPONSABLE

Propuestas de la CREG

Estos temas modifican parcialmente

el RUT

PRIORIDAD


ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

1.1Protocolo operativo de medición, modificación parcial del RUT-NTC

6167 (Resol. CREG-123-2017).X X X X X X

1.2Costos Unidades Constructivas, Conexiones a SNT´s (Resol. CREG129-

2018).X X X X X X

1.3 Resolución CREG107-2017 (Modificación) CREG CREGCREG-

CNOGas

CREG-

CNOGas

2.1Protocolo Operativo según Decreto 2345 de 2015. Asignación de gas

demanda esencial (Resol. CREG-043-2017).N.A.

2.2 Listado firmas auditoras calidad del gas, Resolución CREG 152-2017. Comité Técnico CT CTCNOGas-

CREG

2.3Requisitos técnicos firmas auditoras procesos Open Season,

Resolución CREG 155-2017.

Comité

OperativoAviso

Taller-

CREG

2.4

Protocolo coordinación gas-electricidad. Optimización despacho y

redespachos plantas termoeléctricas a gas según condiciones

sistema de gas natural.

Comité

OperativoCO CO

CNOGAS-

CNOE

CNOGAS-

CREG

2.5 Protocolo-Guía aplicación aspectos Resolución CREG 124-2017.Comité

OperativoCO

CNOGas-

CREG

2.6 Protocolo operativo Aseguramiento metrológico equipos DPHC. Comité Técnico CTCNOGas-

CREG

2.7 Reconstrucción de poder calorífico. Comité Técnico CTCT-

CNOGasCT

CNOGas-

CREG

2.8Modificación de los horarios de los ciclos de nominación en

suministro y transporte.

Comité

OperativoCO CO

CNOGAS-

CNOE

CNOGAS-

CREG

2.9 Revisión modelos de los Acuerdos Operativos de Balance.Comité

OerativoCO CO CO

CNOGas-

CREG

2.10 Sistema Internacional de Unidades Comité Técnico CTCT-

CNOGasCT

CNOGas-

CREG

2.11 Aspectos relacionados con el Gestor del Mercado X X X X

2.12 Aspectos relacionados con comercialización de transporte de gas X X X X X X

2.13Duración permisible para suspensiones del servicio por

mantenimientos programados (Resol. CREG021-2019)CNOGas CO CO

CNOGAS-

CREG

2.14 Listado firmas auditoras Gestor del Mercado (Resol CREG 136-2018.

Art. 17 y 20)CNOGas CO

CNOGas-

Proceso

selección

CNOGAS-

CREG

OBSERVACIONES:

CT: Comité Técnico - CO: Comité Operativo

Temas propuestos por

Secretario Técnico

CRONOGRAMA PLAN DE TRABAJO TEMAS CNOGas_2019 - INDICATIVO

Las reuniones para el desarrollo de los temas serán (i) presenciales o (ii)

Virtuales, dependiendo del avance y requerimiento de cada tema.

SECRETARIO

TÉCNICO

CREG-MME-CNOGas Socialización

CNOGas Temas propuestos por CREG

ITEM DESCRIPCIÓN COMPROMISOSCOMITÉ

RESPONSABLE

CRONOGRAMA DE TRABAJO

Estos temas modifican

parcialmente el RUT.

Aprobaciones en sesión

plenaria extraordinaria

CNOGas en el mes de

septiembre 2019

Reunión conjunta CNOGas-

CNOE en junio 2019

Aprobado en sesión

extraordinaria CNOGas

COMENTARIOS

Temas pendientes de

resolución CREG definitiva

A cargo MME-CREG

4.3. Otros temas de interés.


Reuniones CACSSE. El 27 de marzo de 2019 el Secretario Técnico asistió a reunión CACSSE No 140 en la que se realizó presentaciones del IDEAM sobre aspectos relacionados con el Fenómeno de El Niño y XM acerca del panorama energético de mediano plazo. Las presentaciones fueron compartidas con los miembros del Consejo.

Reuniones conjuntas CREG-CNOGas. El pasado 14 de febrero de 2019 se realizó la primera reunión conjunta CREG-CNOGas para compartir con la Comisión los temas del Plan de Trabajo CNOGas 2019. Con posterioridad la CREG remitió sus comentarios al Plan de Trabajo presentado por el CNOGas. El 14 de marzo de 2019, los Secretarios Técnicos de los CNO´s asistieron a reunión convocada por la CREG, en la que la Comisión planteó algunos lineamientos para el desarrollo del tema: Coordinación gas-electricidad. La próxima reunión conjunta CREG-CNOGas está programada para el 25 de abril del año en curso a partir de las 15:00 horas. Reuniones Subcomité Alerta Niño. Las sesiones del Subcomité Alerta Niño se han venido realizando con la regularidad programada, los días viernes de cada semana a partir de las 10:30 a.m. En la misma se revisan (i) aspectos relacionados con la ocurrencia del Fenómeno de El Niño presentado por el IDEAM, (ii) el resultado del panorama energético de mediano plazo presentado por XM, (iii) programa de mantenimientos de alto impacto para la demanda cargados en el SIMI por los agentes y (iv) las responsabilidades definidas en el Plan de Acción.


Comunicación a CREG. Mediante la comunicación CNOGas-089-2019 se remitió a la CREG el 01 de abril del año en curso los requisitos técnicos a cumplir por las firmas auditoras según lo previsto en la Resolución CREG155-2017, para los procesos desarrollados bajo Open Season, junto con documentos relacionados con este asunto.

5. TEMAS PARA APROBACIÓN



Comentarios generales. El Consejo por iniciativa propia inició el desarrollo de un protocolo operativo para el aseguramiento metrológico de los equipos para medición de Dew Point de Hidrocarburos (DPHC), considerando la inexistencia de procedimientos en la normatividad vigente. A continuación algunos hitos sobre este particular:

En reunión realizada el pasado 04 de diciembre de 2018, el Comité Técnico aprobó la

versión final del Protocolo Operativo para Evaluación de Desempeño Sistemas de Análisis

DPHC, la cual fue presentada a través de una ponencia en la sesión plenaria ordinaria

CNOGas No 147 realizada el 12 de diciembre de 2018.

El Consejo, en la mencionada sesión en el párrafo anterior, solicitó al Comité Técnico

realizar ajustes a la propuesta y presentarla en la reunión del mes de febrero de 2019. Entre

otros aspectos, el Consejo indicó al Comité Técnico (i) analizar el impacto generado por la

implementación del protocolo No 001 de 2018 y particularmente el relacionado con el límite

normativo definido en el RUT de 45°F, para temperatura de punto de rocío de hidrocarburo y

(ii) eliminar la expresión “calentamiento” del texto del protocolo

El Comité Técnico en reuniones realizadas el 28 de febrero y 01 de abril (virtual) del año

en curso, aprobó el documento en versión final a compartir con el Consejo.

En las láminas siguientes ponencia del Comité Técnico.

5.1. Protocolo operativo aseguramiento metrológico equipos DPHC.


MEDICIÓN DE CALIDAD DE GAS NATURAL PARA TRANSFERENCIA DE CUSTODIA EN GASODUCTOS – EVALUACIÓN DE DESEMPEÑO

PARA SISTEMAS DE ANÁLISIS DE PUNTO DE ROCÍO DE HIDROCARBURO EN LÍNEA

PONENCIA COMITÉ TÉCNICO CNOGas Barranquilla, 09 de abril de 2019

Antecedentes

16 CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL

1. En diciembre de 2018 se presentó ante la plenaria del CNOgas el protocolo para evaluación de analizadores de HCDP.

2. En dicha plenaria se obtuvo autorización para lo siguiente: • Presentar a ICONTEC el protocolo desarrollado con la finalidad de adelantar el

proceso de normalización correspondiente.

• Elaborar propuesta de modificación a los capítulos 6.3 “Calidad del gas” y 6.3.1 “Punto de rocío de hidrocarburo” del RUT, considerando los resultados del estudio.

• Para la elaboración de la propuesta se debían considerar los siguientes lineamientos: i) Propiedad y responsabilidad con respecto a la medición de punto de rocío de hidrocarburo permanecen sin modificación. Ii) El cumplimiento de los aspectos técnicos de los diferentes elementos que conforman el sistema para análisis de punto de rocío de hidrocarburo, así como los EMP, se remitirán al protocolo desarrollado por el CNOgas (eventualmente NTC).

• No se incluiría revisión del límite regulatorio para HCDP, actualmente en 45°F (7,2°C).

Objeto y campo de aplicación


Establecer las especificaciones técnicas y los procedimientos que son aplicables en la evaluación del desempeño de sistemas de análisis en línea del punto de rocío hidrocarburos que permita garantizar la confiabilidad de las mediciones obtenidas por estos sistemas, a través de la verificación del cumplimiento del error máximo permisible aplicable. El alcance del presente documento se circunscribe a sistemas de análisis de punto de rocío de gas natural que emplean el método de espejo enfriado automático y que se encuentran instalados en sistemas de transferencia de custodia de gas natural, entre productor-transportador o transportador-transportador, independiente de la marca y configuración del mismo. Para la aplicación del presente documento se considera parte del sistema de análisis de punto de rocío de gas natural los siguientes elementos: analizador de espejo enfriado automático, materiales de referencia (MR) certificados, sistema de muestreo y líneas de conducción tanto de la muestra como del material de referencia (MR) certificado, sistema de acondicionamiento de muestra: regulación, calentamiento y filtración. Este procedimiento no aplica para la evaluación de desempeño de métodos numéricos empleados en la determinación de punto de rocío de hidrocarburo.

Resumen protocolo

19

1.1 Definiciones

Se actualiza la definición para alinearla con el estándar ISO 14532 “Gas Natural. Vocabulario”

Definición actual Definición ISO 14532

Es la temperatura a la cual empieza a aparecer líquido condensado de hidrocarburos. No hay condensación a temperaturas superiores al punto de rocío. Cuando la temperatura cae por debajo del punto de rocío, cada vez se forma más líquido condensado. Los puntos de rocío de hidrocarburos dependen de la composición del gas natural y de la presión a la cual esté sometido dicho gas.

Temperatura a una presión determinada, a la que se inicia la condensación de hidrocarburos. Nota 1. En termodinámica química el “verdadero” punto de rocío de los hidrocarburos es la tempera (a una presión establecida) a la que la fugacidad es idéntica en las fases gaseosa y líquida. Ya que la medición del punto de rocío implica la reducción de la temperatura del sistema, esto equivale a la temperatura a la que se produce la primera aparición de la fase líquida. En este punto, la cantidad de la fase líquida es infinitesimalmente pequeña. Como ningún instrumento u observador es capaz de detectar esta cantidad infinitesimalmente pequeña, el valor medido por un instrumento con espejo enfriado (punto de rocío de hidrocarburo medible) difiere del “verdadero” punto de rocío de los hidrocarburos. Según la composición del gas y las sensibilidad del sistema de detección del punto de rocío de los hidrocarburos (instrumento automático de espejo enfriado o del observador) el punto de rocío de hidrocarburos medido puede ser considerablemente más bajo que el “verdadero” punto de rocío de los hidrocarburos.


20

6.3 Calidad de gas

ESPECIFICACIONES Sistema Internacional Sistema Inglés

Máximo poder calorífico bruto (GHV) (Nota 1) 42.8 MJ/m3 1.150 BTU/ft3

Mínimo poder calorífico bruto (GHV) (Nota 1) 35.4 MJ/m3 950 BTU/ft3

Contenido líquido (Nota 2) Libre de líquidos Libre de líquidos

Contenido total de H2S máximo 6 mg/m3 0.25 grano/100PCS

Contenido total de azufre máximo 23 mg/m3 1.0 grano/100PCS

Contenido CO2, máximo en % volumen 2% 2%

Contenido de N2, máximo en % volumen 5% 5%

Contenido de inertes máximo en % volumen (Nota 3) 5% 5%

Contenido de oxígeno máximo en % volumen 0.1% 0.1%

Contenido de agua máximo 97 mg/m3 6.0 Lb/MPCS

Temperatura de entrega máximo 49 °C 120°F

Temperatura de entrega mínimo 7.2 °C 45 °F

Contenido máximo de polvos y material en suspensión (Nota 4) 1.6 mg/m³ 0.7 grano/1000 pc

Número de Wobbe (Nota 5) Entre 46.6 MJ/ m3 y 52.7

MJ/ m3

Entre 1250.0 BTU/ ft3 y 1414.7 BTU/ ft3

Punto de rocío de hidrocarburo máximo 7.2 °C 45 °F

Cuadro 7, Especificaciones de calidad del Gas Natural (propuesta actualizada)

Las notas permanecen sin modificación


21

6.3.1 Punto de rocío de hidrocarburos La medición del Punto de Rocío de Hidrocarburo se hará como sigue: • Se deberá contar con sistema de análisis de punto de rocío de

hidrocarburo en línea en sistemas de transferencia de custodia de gas natural, entre productor-transportador o transportador-transportador, que podrán estar localizados en cualquier parte del territorio nacional;

• Se deberá emplear el método de espejo enfriado automático como tecnología de medición en los analizadores en línea instalados;

• Para todos los aspectos técnicos relacionados con la instalación, especificaciones de los elementos, frecuencias de verificación, procedimientos de verificación y requisitos para la declaración de desempeño de los analizadores de punto de rocío de hidrocarburo, se debe aplicar lo establecido en el “protocolo para evaluación de desempeño en sistemas de análisis de punto de rocío de hidrocarburos en línea” desarrollado por el CNOGas.

A partir de la aplicación del protocolo mencionado anteriormente se establece si el sistema de análisis es conforme para la aplicación de medición de punto de rocío de hidrocarburo en línea en puntos de transferencia de custodia de gas natural entre Productor-Transportador o Transportador-Transportador (según aplique). En caso de encontrarse que el sistema de análisis para medición de punto de rocío de hidrocarburo se declara No Conforme después de la aplicación del protocolo mencionado anteriormente, se procederá de acuerdo con lo establecido en los numerales 6.3.2 y 6.3.4 de la presente Resolución.


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6.3.2 Verificación de la calidad (1/2) …Para la verificación de la calidad del gas el productor-comercializador, o el comercializador de gas importado cuando se trate de gas importado, en los Puntos de Entrada, o propietario del sistema de transferencia de custodia de gas natural entre transportadores, deberá instalar analizadores en línea que permitan determinar, como mínimo: a) Poder calorífico del gas; b) Dióxido de carbono; c) Nitrógeno; d) Oxigeno; e) Gravedad específica; f) Cantidad de vapor de agua; g) Sulfuro de hidrógeno. h) Azufre total. i) Número de Wobbe y j) Punto de rocío de hidrocarburo.

En el Punto de Salida, el Transportador deberá estar en capacidad de garantizar mediante los equipos adecuados o mediante la metodología y periodicidad que acuerden las partes, la calidad del gas entregado. Todos los analizadores de calidad de gas deberán contar con un puerto de comunicación exclusivo disponible para la integración de las señales con el CPC del Transportador. Los costos relacionados con la integración de dichas señales con el CPC serán a cargo del Transportador. Si verificada la calidad del gas natural entregado por el Agente en el Punto de Entrada del Sistema de Transporte o entre transportadores y el desempeño de los analizadores en línea, el Transportador encuentra que no cumple las especificaciones de calidad y/o requisitos técnicos establecidos en los numerales 6.3 y 6.3.1 o aquellos que los modifiquen o complementen, y no lo recibe, deberá informar de esta situación al Agente, mediante comunicación escrita, expresándole de manera precisa y detallada las razones por las cuales ese gas o los analizadores no cumplen determinadas especificaciones de calidad y/o requisitos técnicos…


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6.3.2 Verificación de la calidad (2/2)

En puntos de transferencia que se encuentren en operación y que uno o más analizadores no presenten un desempeño Conforme de acuerdo con los requisitos técnicos aplicables, antes de proceder con el rechazo del gas en el punto de transferencia y de común acuerdo entre las partes, se podrán establecer métodos alternativos para la determinación provisional de los parámetros de calidad de gas, dicha aplicación provisional no podrá ser superior a 3 meses. Cumplido el plazo mencionado y si no ha sido puesto en servicio el analizador en línea con un desempeño Conforme, se procederá con el rechazo del gas de conformidad con lo establecido en el numeral 6.3.4. de la presente Resolución. Como métodos alternativos para la determinación de parámetros de calidad se pueden considerar los siguientes: • Analizadores de respaldo o testigo. • Métodos numéricos en los casos que esto sea aplicable. • Muestreos indirectos (puntuales o incrementales) con sus

respectivos análisis de resultados en laboratorio. La metodología y frecuencia de muestreo se obtendrá siguiendo los lineamientos dados en el estándar ISO 10715. Para la determinación de las frecuencias se deberá tener en cuenta los históricos del sistema con una antigüedad no mayor a 6 meses.

Procedimiento a seguir en caso de incumplimiento del desempeño para sistemas en operación como alternativa antes de declarar rechazo del gas.

ISO 10715. numeral 3.2


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6.3.4 Entrega de GN por Fuera de las Especificaciones Establecidas

Si el Gas Natural entregado por el Remitente es rechazado por el Transportador, por estar fuera de las especificaciones de calidad establecidas en este RUT y/o incumplir los requisitos técnicos aplicables a los analizadores en línea requeridos, el Remitente deberá responder por todas las obligaciones que posea con los demás Agentes involucrados. Si el Transportador entrega Gas Natural por fuera de las especificaciones de calidad establecidas, el Remitente podrá negarse a recibir el gas y el Transportador deberá responder por el perjuicio causado.


Alcance


Resumen propuesta de modificación parcial RUT

No. Título Descripción general de la propuesta

1.1 Definiciones Se actualiza definición de punto de rocío de hidrocarburo.

6.3 Calidad de gas Se incluye en el Cuadro 7 “Especificaciones de calidad del Gas Natural” el requisito de HCDP: 45°F (7,2°C).

6.3.1 Punto de rocío de hidrocarburo Se actualiza numeral eliminando referencia a ASTM D1142 (aplicable para medición de humedad) y refiriendo el cumplimiento técnico al protocolo desarrollado por el CNOgas.

6.3.2 Verificación de la calidad • Se incluye en la lista de parámetros a verificar el número de Wobbe y el punto de rocío de hidrocarburo.

• Se incluye entre los requisitos de verificación de calidad el desempeño de los analizadores en línea.

• Se establece procedimiento a seguir en caso de incumplimiento del desempeño para sistemas en operación como alternativa antes de declarar rechazo del gas.

6.3.4 Entrega de Gas Natural por Fuera de las Especificaciones Establecidas

Se incluye el cumplimiento de los requisitos técnicos como una de las causas para declarar rechazo del gas.

-- Periodo de transición Se incluye la solicitud de un periodo de transición de 18 meses a partir de la entrada en vigencia.

Solicitud a la Plenaria


1. Autorización presentar propuesta de modificación a los numerales 6.3 “Calidad del gas” y 6.3.1 “Punto de rocío de hidrocarburo”, 6.3.2 “Verificación de la calidad” y 6.3.4 “Entrega de Gas Natural por Fuera de las Especificaciones Establecidas” del RUT, considerando la aplicación del protocolo y los lineamientos de propiedad y responsabilidad actualmente contemplados en la regulación.

2. Autorización para continuar adelantando el proceso de presentación a ICONTEC del protocolo desarrollado con la finalidad de desarrollar la etapa de normalización correspondiente.


MEDICIÓN DE CALIDAD DE

GAS NATURAL PARA TRANSFERENCIA DE CUSTODIA

EN GASODUCTOS – PROTOCOLO PARA

EVALUACIÓN DE DESEMPEÑO EN SISTEMAS DE ANÁLISIS DE

PUNTO DE ROCÍO DE HIDROCARBURO EN LÍNEA

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PROTOCOLO No 001 DE 2019

MEDICIÓN DE CALIDAD DE GAS NATURAL PARA TRANSFERENCIA DE CUSTODIA EN GASODUCTOS – EVALUACIÓN DE DESEMPEÑO EN SISTEMAS DE ANÁLISIS DE PUNTO DE ROCÍO DE

HIDROCARBURO EN LÍNEA

Contenido

1. INTRODUCCIÓN………………………………………………………………………………………………………………………….2 2. OBJETO Y CAMPO DE APLICACIÓN …………………………………………………………………………………………….3. 3.REFERENCIAS NORMATIVAS …..………………………………………………………………………………………………….4 4. TERMINOLOGÍA……………………………………………………………………………………………...………………………...5 5. PROCEDIMIENTO PARA EVALUACIÓN DE DESMPEÑO……………….…….………………………………………..6 6. CONTROL METROLÓGICO………………………………………………………………………………………………………..20

Fecha de aprobación: 09-04-2019

No. reunión CNOGas CNOGas No 150

Presidente: xxx

Asesor Jurídico: Nora Palomo

Secretario Técnico: Fredi E. López







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1. INTRODUCCIÓN

Los aspectos regulatorios y técnicos disponibles para la industria en materia de medición de calidad de gas natural, particularmente en lo que respecta a medición y control de punto de rocío de hidrocarburos en aplicaciones de transferencia de custodia entre productores y transportadores, se encuentran contemplados en el capítulo 6 del Reglamento Único de Transporte (RUT) publicado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) en 1999. De manera general, el capítulo 6 del RUT establece que el punto de rocío de hidrocarburo gas natural entregado por el productor al transportador no puede superar el valor de 45°F (aproximadamente 7,2 °C), para cualquier presión de entrega; dejando al Transportador la responsabilidad de monitorear dicho parámetro y eventualmente rechazar el gas recibido si no cumple con el límite definido, considerando las diferentes consecuencias que dicho rechazo podría ocasionar para los agentes. Por otro lado, en cuanto a las consideraciones técnicas para la medición de punto de rocío de hidrocarburo la regulación contempla aspectos generales como el método de medición (espejo enfriado automático), sin embargo, aspectos particulares del sistema como: condiciones de instalación de los equipos, gases de referencia y la exactitud que debe presentar el sistema no son considerados. En consideración a lo anterior, en el año 2017 el Consejo Nacional de Operaciones de Gas Natural (CNO-Gas) a través de su Comité Técnico de Medición, el cual está integrado por especialistas de medición de las empresas miembro, dio inicio a un programa para la evaluación del impacto de diferentes parámetros operativos, de instalación y configuración en el desempeño metrológico de los sistemas de análisis de punto de rocío de hidrocarburo en línea. El objetivo principal del programa fue la validación de las prácticas actuales de la industria con el fin de establecer los requerimientos técnicos que deben cumplir los sistemas a través de la aplicación de un “Protocolo Operativo de Prueba” desarrollado por el Comité Técnico de Medición, validando a partir de los resultados de campo obtenidos el error máximo permisible aplicable a los sistemas con la finalidad de garantizar para las partes la confiabilidad de las mediciones obtenidas. El presente documento está basado en el “Protocolo Operativo de Prueba” desarrollado para la evaluación de desempeño de analizadores de punto de rocío de hidrocarburos, así como en los resultados obtenidos de su aplicación en campo. En total fueron siete (7) puntos de transferencia de custodia (Productor-Transportador) en los cuales se aplicó el “Protocolo Operativo de Prueba”; dichos puntos son una muestra representativa de los diferentes sistemas de análisis de punto de rocío de hidrocarburo, considerando entre otros variedad de analizadores instalados, configuraciones y características del gas que miden, permitiendo de esta forma hacer extensivos los resultados a otros sistemas.







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Considerando que la regulación contempla la posibilidad de seleccionar estándares de mayor exactitud a utilizar como método de referencia para los analizadores de punto de rocío de hidrocarburo, el documento descrito a continuación presenta una metodología aplicable en la inspección y verificación de sistemas de análisis de punto de rocío de hidrocarburo, con la finalidad de determinar su desempeño e idoneidad para ser usado en aplicaciones de transferencia de custodia de gas natural.

2. OBJETO Y CAMPO DE APLICACIÓN

2.1 El presente documento establece las especificaciones técnicas y los procedimientos que son aplicables en la evaluación del desempeño de sistemas de análisis en línea del punto de rocío hidrocarburos que permita garantizar la confiabilidad de las mediciones obtenidas por estos sistemas, a través de la verificación del cumplimiento del error máximo permisible aplicable.

2.2 El alcance del presente documento se circunscribe a sistemas de análisis de punto de rocío de gas natural que emplean el método de espejo enfriado automático y que se encuentran instalados en sistemas de transferencia de custodia de gas natural, entre productor-transportador o transportador-transportador, independiente de la marca y configuración del mismo.

2.3 Para la aplicación del presente documento se considera parte del sistema de análisis de punto de rocío de gas natural los siguientes elementos:

Analizador de espejo enfriado automático.

Materiales de referencia (MR) certificados.

Sistema de muestreo y líneas de conducción tanto de la muestra como del material de referencia (MR) certificado.

Sistema de acondicionamiento de muestra: regulación, calentamiento y filtración.

2.4 Este procedimiento no aplica para la evaluación de desempeño de métodos numéricos empleados en la determinación de punto de rocío de hidrocarburo.

2.5 Para efectos de conversión de unidades en la aplicación de este procedimiento, se deben utilizar los factores de conversión del apéndice B del NIST Special Publication 811.







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3. REFERENCIAS NORMATIVAS Los siguientes documentos normativos referenciados son indispensables para la aplicación de este documento. 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). ASTM D1142, Standard Test Method for Water Vapor Content of Gaseous Fuels by Measurement of Dew-Point Temperature. ASTM D3764, Standard Practice for Validation of the Performance of Process Stream Analyzer Systems. ASTM D5503, Standard Practice for Natural Gas Sample-Handling and Conditioning Systems for Pipeline Instrumentation. ISO 10715, Natural gas. Sampling guidelines. ISO 10723, Natural gas - performance evaluation for analytical systems. ISO 6141, Gas analysis - Contents of certificates for calibration gas mixtures. ISO 6142, Gas analysis - Preparation of calibration gas mixtures - Part 1: Gravimetric method for Class I mixtures. API MPMS 14.1, Manual of Petroleum Measurement Standards, Chapter 14 – Natural gas Fluids Measurement, Section 1-Collecting and Handling of Natural Gas Samples for Custody Transfer. OIML D-10, Guidelines for the determination of calibration intervals of measuring instruments. NIST Special Publication 811 “Guide for the Use of the International System of Units (SI)” GTC 51. Guía para la estimación de incertidumbre. BIPM JCGM106:2012. Evaluation of measurement data-the role of measurement Uncertainty in conformity assessment







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4. TERMINOLOGÍA Temperatura de punto de rocío de hidrocarburo: Temperatura a una presión determinada, a la que se inicia la condensación de hidrocarburos.

Nota 1. En termodinámica química el “verdadero” punto de rocío de los hidrocarburos es la tempera (a una presión establecida) a la que la fugacidad es idéntica en las fases gaseosa y líquida. Ya que la medición del punto de rocío implica la reducción de la temperatura del sistema, esto equivale a la temperatura a la que se produce la primera aparición de la fase líquida. En este punto, la cantidad de la fase líquida es infinitesimalmente pequeña. Como ningún instrumento u observador es capaz de detectar esta cantidad infinitesimalmente pequeña, el valor medido por un instrumento con espejo enfriado (punto de rocío de hidrocarburo medible) difiere del “verdadero” punto de rocío de los hidrocarburos. Según la composición del gas y las sensibilidad del sistema de detección del punto de rocío de los hidrocarburos (instrumento automático de espejo enfriado o del observador) el punto de rocío de hidrocarburos medido puede ser considerablemente más bajo que el “verdadero” punto de rocío de los hidrocarburos.

Temperatura cricondentérmica: Caso especial de punto de rocío de hidrocarburos en una corriente de gas natural, cuya estimación se obtiene mediante la utilización de métodos muy detallados. Analizador en línea de punto de rocío de hidrocarburo: Instrumentos necesarios para medir de forma automática y continua la temperatura de punto de rocío de hidrocarburo de una corriente de gas natural empleando técnicas de muestreo continuas. Sistema para análisis en línea de punto de rocío de hidrocarburo: Conjunto de elementos que son requeridos para obtener, registrar y transmitir la indicación de temperatura de punto de rocío de hidrocarburo de una corriente de gas natural, incluye sistema de muestreo, unidad de acondicionamiento de muestra, analizador en línea de punto de rocío de hidrocarburo y gases de referencia para la verificación periódica del analizador. Error máximo permisible: Valor extremo del error de medida, con respecto a un valor de referencia conocido, permitido en esta norma para una medición, instrumento o sistema de medida dado.







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Material de referencia: Material suficientemente homogéneo y estable con respecto a propiedades especificadas, establecido como apto para su uso previsto en una medición o en un examen de propiedades nominales. Material de referencia certificado: Material de referencia acompañado por la documentación emitida por un organismo autorizado, que proporciona uno o varios valores de propiedades especificadas, con incertidumbres y trazabilidades asociadas, empleando procedimientos válidos.

5. PROCEDIMIENTO PARA EVALUACIÓN DE DESEMPEÑO En la figura 1 se encuentra un diagrama de flujo con el procedimiento a seguir para lograr el objetivo de evaluación de desempeño de los sistemas de análisis de punto de rocío de hidrocarburo, lo cual comprende de manera general tres etapas.

Etapa de Inspección del sistema, correspondiente al numeral 1 de la figura 1. Mediante el desarrollo de esta etapa se busca establecer si el analizador, la instalación, configuración y condiciones operativas, se encuentran conformes de acuerdo con los estándares técnicos aplicables en cada aspecto. Con el cumplimiento de estos requerimientos se busca mantener bajo control los diferentes parámetros que podrían influir en la calidad de los resultados obtenidos.

Etapa de toma de datos de prueba, cálculo y estimación de parámetros de desempeño, correspondiente a los numerales 2 al 4 de la figura 1. La aplicación de los numerales mencionados permiten obtener de manera sistemática y estructurada los resultados de medición del analizador que serán empleados posteriormente para la evaluación del desempeño.

Etapa de verificación y declaración del desempeño del sistema, numerales 5 al 8 de la figura 1. Posterior a la recopilación de los resultados de prueba se realiza la evaluación del desempeño del sistema mediante comparación con los criterios de verificación aceptados (error máximo permisible), considerando etapas intermedias de mantenimientos y verificación extendida de parámetros. Con el desarrollo de esta etapa se debe obtener una declaración de conformidad del sistema de análisis para la aplicación de medición de punto de rocío de gas natural en transferencia de custodia.







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Figura 1. Diagrama de flujo – Procedimiento de inspección y verificación

A continuación se describen cada uno de los numerales del procedimiento de inspección y verificación.







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5.1 Etapa de inspección del sistema Un sistema de análisis incorpora una selección y configuración de elementos complementarios aparte del analizador, por tal motivo se debe tener en cuenta que para la obtención confiable de una propiedad física o química representativa debe involucrar la totalidad de los elementos que conforman el sistema, entre los cuales se encuentran: sistema de muestreo, línea de conducción de la muestra, acondicionador de muestra, instrumentación, hardware, software e indicación. En consideración a lo anterior, la aplicación del presente documento requiere que el sistema de análisis opere bajo condiciones específicas que incluyen el cumplimiento de los siguientes aspectos:

Códigos eléctricos y de seguridad.

Recomendaciones del fabricante.

Condiciones operativas especificadas por el fabricante.

Algoritmos de cálculo.

Programas de mantenimiento y verificación. A continuación se relacionan los diferentes parámetros a tener en cuenta en el proceso de preparación del analizador considerando los siguientes elementos: instalación, sistema de muestreo, configuración y gases de referencia. Los parámetros y condiciones encontradas en el proceso de preparación del sistema de análisis se deben registrar adecuadamente.

5.1.1 Instalación y configuración del analizador. Con respecto a la instalación del analizador, durante la etapa de preparación del sistema de análisis se debe verificar y registrar los siguientes parámetros, considerando en cada caso las recomendaciones del fabricante:

Flujo de la muestra.

Flujo de la línea de purga.

Presión de operación.

Temperatura ambiente de operación.

Tiempo de análisis configurado para la prueba (debe ser inferior a 15 minutos). Si alguno de los parámetros mencionados no se encuentra dentro de los límites establecidos por el fabricante, se debe proceder con el ajuste correspondiente y realizar el registro correspondiente de los valores, tanto antes como después de ajuste.







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Adicional a los parámetros de configuración relacionados anteriormente, durante la etapa de preparación del sistema de análisis se deben registrar las siguientes condiciones operativas del analizador, según se encuentren disponibles en la interfaz de comunicación del equipo:

Lecturas iniciales para los parámetros de medición, tanto temperaturas de punto de rocío como las presiones correspondientes.

Estado de los filtros. En caso de requerirse cambio de los mismos por tiempo de uso o por evidencia de suciedad, no se debería continuar con la aplicación del protocolo hasta que las condiciones de los elementos no se hayan mejorado.

Temperaturas en calentador y espejo.

Estado de las alarmas de mayor impacto en la medición del equipo.

Condición de funcionamiento de sensor de presión, el cual se verificará con una prueba de cero y debe encontrarse en los límites de exactitud del fabricante.

5.1.2 Sistema de muestreo.

El sistema de muestreo conformado por: toma muestra, válvulas, líneas de conducción de muestra, unidad de acondicionamiento, reguladores, filtros, manómetros, etc., debe cumplir los requisitos establecidos en API MPMS 14.1 “Natural Gas Fluids Measurement, Section 1: Collecting and Handling of Natural Gas Samples for Custody Transfer” y/o ISO 10715 “Natural gas -- Sampling guidelines”. En la tabla 1 se relacionan los parámetros más relevantes que se deben evaluar en la etapa de preparación del sistema de análisis del sistema de muestreo, considerando el respectivo valor requerido por la normativa aplicable; los valores encontrados en campo durante la verificación deben ser registrados adecuadamente.

Tabla 1. Verificación sistema de muestreo

Parámetro Valor requerido

La sonda de muestreo debe estar ubicada

como mínimo 5D aguas abajo de la

singularidad más cercana.

5D aguas abajo.







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Longitud de inserción de la sonda dentro

de la tubería, según API 14.1, numeral 8.1. 1/3 – 2/3 del diámetro de la tubería.

Longitud de la sonda, según API 14.1,

numeral 7.4.1. Ecuación numeral API 14.1 numeral 7.4.1

Sistema de muestreo debe contar con

regulación calentada a una temperatura

mínima de 75°F, la cual puede estar

instalada con el analizador o en el punto de

muestreo. Para el caso en el cual se haga la

regulación con calentamiento en el punto

de muestreo se debe colocar al tubing un

sistema que garantice la temperatura de

mínimo 75°F a la entrada del analizador.

Temperatura mínima a la entrada del

analizador de 75°F.

El regulador de presión deberá cumplir con

las recomendaciones del fabricante del

analizador cuando éste forma parte

integral del equipo. Cuando el regulador es

externo al analizador, deberá garantizar

una presión de salida dentro de los límites

establecidos para la presión regulada,

considerando las condiciones de presión de

línea y de caudal requerido por el sistema

(Flujo de muestra y by-pass).

El regulador de presión deberá cumplir con las

recomendaciones del fabricante del analizador.

La longitud máxima de las líneas de tubing

debe garantizar una muestra

representativa en el analizador del gas que

pasa por la tubería, siguiendo lo

establecido en API 14.1, numeral 8.1.

Garantizar el tiempo en el cual la muestra

representativa llega al equipo para su análisis.

En la figura 2 se encuentra la configuración típica de un sistema de muestreo continuo de gas para análisis en línea.







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Figura 2. Configuración típica sistema de muestreo de gas en línea







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5.1.3 Presión regulada.

La presión con la cual se regula la muestra de gas que llega al analizador debe ser tal que permita la medición de temperatura de punto de rocío cercana al punto cricondentérmico del gas, con una diferencia teórica que no puede ser mayor a 1°F (1,8°C). En la tabla 2 se relacionan los diferentes parámetros que se deben verificar cuando se está validando la presión regulada en un sistema de análisis durante la etapa de preparación del sistema. Los valores obtenidos en campo para cada uno de los parámetros deben ser registrados adecuadamente.

Tabla 2. Verificación presión regulada


El método empleado para la validación de la

Temperatura cricondentérmica y su correspondiente

presión de regulación se realizará empleando SRK como

ecuación de estado y cromatografía extendida como

entrada.

SRK (ecuación de

estado) y cromatografía

extendida.

El intervalo de presión seleccionado para la regulación

a la entrada del analizador debe permitir cálculo

teórico de la temperatura cricondentérmica con una

variación máxima menor a un 1°F (1.8oC).

Verificación en campo

empleando diagrama de

fase correspondiente

(ver Figura 3).

La presión media para el ajuste del sistema de

regulación debe ser validada con una frecuencia anual.

Valor medio de presión

ajustado.

La figura 3 se muestra como ejemplo un esquema de la selección del margen de presión que podría utilizarse (entre 500 y 810 psia) para que la diferencia teórica entre el punto de rocío de hidrocarburo a la presión seleccionada y el punto cricondentérmico sea inferior a 1°F (1,8°C).







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Figura 3. Diagrama de fase – selección de presión regulada

5.1.4 Gases de referencia En la tabla 3 se encuentran los parámetros que deben evaluarse en la etapa de preparación del sistema de análisis con respecto al gas de referencia empleado en la verificación del analizador. Los valores encontrados en campo durante la verificación deben ser registrados adecuadamente.







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Adicionalmente, se deben registrar los aspectos más importantes que identifican el gas de referencia: proveedor, serial cilindro, identificación certificado, fecha de fabricación, periodo de validez, temperatura cricondentérmica, etc.

Tabla 3. Verificación gas de referencia


La presión máxima de llenado del cilindro debe ser tal

que durante su transporte, almacenamiento y uso no

se presente condensación.

No condensación. Verificado

a través de diagrama de

fase.

Si la regulación con calentamiento no se realiza a la

entrada del analizador, se debe regular y calentar dicha

muestra hasta mínimo 75°F.

75°F

El nivel de exactitud para GN sintético debe ser similar

al establecido en NTC 6167 para los gases a emplear en

los cromatógrafos.

NTC 6167 o

GPA 2198.

El gas de referencia debe ser preparado de acuerdo con

ISO 6142 y certificado de acuerdo con los lineamientos

dados en ISO 6141.

ISO 6141 e ISO 6142

El certificado del gas de referencia debe contar con el

valor de temperatura cricondentérmica aplicando la

ecuación de estado SRK.

Valor de temperatura

cricondentérmica certificado

El certificado debe contar con unidades en sistema

inglés (Ej. BTU´s, PIES3, °F, PSIG) y las condiciones de

referencia deben ser: 14,65 PSIA y 60°F.

Sistema inglés y @

condiciones

El gas de referencia debe encontrarse en su periodo de

validez al momento de desarrollar las pruebas.

Gas de referencia válido para

su uso durante las pruebas

La temperatura cricondentérmica del gas de referencia

debe permitir una adecuada medición en los

analizadores sin comprometer la integridad del gas por

condensación.

Temperatura cricondentérmica entre 0 y

10°F

Si el gas de referencia no cumple con la totalidad de los parámetros relacionados en la tabla no se debería emplear en la ejecución de las etapas posteriores.







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5.2 Etapa de toma de datos de prueba, cálculo y estimación de parámetros de desempeño

Una vez que se ha verificado la conformidad de los diferentes elementos que conforman el sistema de medición de punto de rocío de hidrocarburo, se procede con la etapa de toma de datos, la cual considera prevalidación y registro de datos con gas de referencia.

5.2.1 Prevalidación Cuando un analizador es instalado inicialmente y después de haberse realizado un mantenimiento mayor, se debe realizar una prueba de diagnóstico para demostrar que el analizador cumple las especificaciones del fabricante o las condiciones de desempeño históricas. Esta prueba de diagnóstico puede requerir el ajuste del analizador para proporcionar un nivel de respuesta predeterminado de acuerdo con el material de referencia empleado. El ajuste puede realizarse mediante Hardware, Software, o la combinación de los dos. En un sistema que se encuentra en operación, el diagnóstico puede realizarse mediante una prueba de blanco, para lo cual se deben tener en cuenta las siguientes condiciones:

Se debe emplear nitrógeno grado 5 como blanco. No se debe emplear gas con calidad diferente debido a que esto puede alterar considerablemente el resultado de las mediciones.

Permitir un periodo de estabilización en el cual el nitrógeno debe fluir a través del analizador por un tiempo de entre 30 a 40 minutos, la presión con la cual ingresa el nitrógeno al analizador debe encontrarse entre 30 y 50 psig.

Una vez transcurrido el periodo de estabilización, se deben registrar las lecturas de temperatura de rocío entregadas por el analizador.

Si en tres lecturas de temperatura de rocío consecutivas se obtienen valores inferiores a 14°F (-10°C) se da por terminada la prueba de diagnóstico con resultado Satisfactorio y se procede con la prueba con gas de referencia.

Si las tres lecturas de temperatura de rocío consecutivas presentan valores superiores a 14°F (-10°C) se da por finalizada la prueba con resultado No Satisfactorio. En tal caso se deberá proceder a realizar un mantenimiento del analizador considerando las recomendaciones del fabricante.

Los resultados correspondientes a las pruebas de diagnóstico en la etapa de prevalidación deben ser registrados adecuadamente, indicando si fue necesario realizar alguna etapa de ajuste con gas de referencia o mantenimiento de los elementos sensores.







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5.2.2 Prueba con gas de referencia Una vez la prevalidación del sistema de análisis entrega resultados satisfactorios durante la prueba de diagnóstico se procede con el desarrollo de la prueba con gas de referencia. En el desarrollo de las pruebas con gas de referencia se deben tener en cuenta las siguientes consideraciones:

El gas de referencia a emplear debe haberse validado con resultados satisfactorios de acuerdo con lo establecido en el numeral 5.1.4.

La conexión del gas de referencia al analizador se debe realizar teniendo en cuenta las consideraciones de regulación de presión descritas en el numeral 5.1.3.

Se debe mantener el gas de referencia instalado lo más cerca posible al analizador.

Ajustar el flujo de gas de referencia al analizador de acuerdo con las recomendaciones del fabricante, buscando el mínimo flujo que permita una operación confiable del analizador optimizando la cantidad de gas disponible en el cilindro.

Registrar adecuadamente los parámetros iniciales de prueba: flujo de gas de referencia al analizador, presión en el cilindro de gas de referencia y presión regulada.

Permitir el paso de gas de referencia a través del analizador confirmando que el equipo se encuentra operativo.

Tomar mínimo 5 lecturas de temperatura de rocío de hidrocarburo entregadas por el analizador, así como la presión de gas correspondiente; dichos valores deben ser registrados 3 verificando que se haya identificado inequívocamente el gas de referencia asociado a estos resultados.

De las lecturas tomadas, las primeras 2 serán consideradas como periodo de estabilización y por lo tanto no se tendrán en cuenta para la evaluación estadística posterior.

5.2.3 Cálculo de error de medición y estimación de incertidumbre asociada

Una vez recopilados los datos de la prueba, se realiza el proceso de tratamiento de dichos datos con la finalidad de determinar los errores promedio de medición y estimación de la incertidumbre asociada a dicho error. En esta etapa se deben considerar las siguientes recomendaciones:

Error de medición promedio: el error de medición promedio se debe evaluar con los datos considerados como válidos tomados después del periodo de estabilización, para este cálculo se deben contar con mínimo tres (3) registros del analizador. El error debe indicarse en términos absolutos en unidades de temperatura, por ejemplo °F, se evalúa como la diferencia entre la indicación del analizador y el valor de referencia calculado para el gas de referencia a las condiciones de presión en las que se realizó la prueba.







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Incertidumbre asociada al error de medición promedio: En la estimación de la incertidumbre se deben seguir los lineamientos establecidos en la GTC 51 “Guía para la estimación de incertidumbre”, teniendo en cuenta las siguientes fuentes de incertidumbre:

o Repetibilidad en la indicación del analizador (desviación estándar de las lecturas). o Resolución en la indicación del analizador. o Exactitud de medida declarada por el fabricante del analizador. o Incertidumbre asociada al método de espejo enfriado (0,5°F de acuerdo con ASTM

D1142). o Incertidumbre asociada al método (RSK) empleado para la determinación del

punto de rocío de referencia a partir de la cromatografía del gas (típicamente 1°F). o Incertidumbre asociada con la determinación del punto de rocío de referencia

debido a la incertidumbre en la preparación del gas (típicamente 1°F si se consideran las condiciones establecidas en 5.1.4).

Como alternativa para la estimación de la incertidumbre se podrá emplear un enfoque aproximado considerando la combinación cuadrática de las diferentes fuentes de incertidumbre mencionadas anteriormente.

5.3 Etapa de verificación y declaración de desempeño del sistema

Esta etapa del proceso de evaluación de desempeño para los sistemas de análisis de punto de rocío de hidrocarburo, consiste en verificar si el error promedio de indicación del analizador se encuentra dentro del límite de error máximo permisible aplicable para el control del parámetro de calidad de gas. A partir de la verificación del error máximo permisible se busca contar con una declaración de desempeño del analizador en la cual se pueda expresar la idoneidad del sistema para ser empleado en aplicaciones de transferencia de custodia.

5.3.1 Error máximo permisible

El error máximo permisible (EMP) que podría ser razonablemente atribuible en el proceso de verificación de sistemas de análisis de punto de rocío de hidrocarburos en gas natural empleando el método de espejo enfriado automático bajo las condiciones establecidas en el presente documento es 6°F. En el proceso de verificación del error máximo permisible se debe tener en cuenta que la incertidumbre asociada al error promedio de indicación del analizador no debe ser superior a 1/3 del error máximo permisible.







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5.3.2 Mantenimiento y evaluación de parámetros

Si como resultado del proceso de verificación el desempeño del sistema de análisis no permite dar cumplimiento al requisito de error máximo permisible (EMP), se debe proceder a realizar el mantenimiento y limpieza de los diferentes elementos que conforman el sistema de análisis y que se encuentran en contacto con la muestra de gas natural. Entre los elementos a verificar se encuentran los siguientes:

Sistemas de filtración: de requerirse se debe realizar cambio de los elementos filtrantes empleados para el acondicionamiento de la muestra.

Celdas de medición: debido al contacto permanente de las celdas de medición con el gas natural, se puede presentar contaminación de las mismas; el proceso de limpieza de estas celdas debe ser realizado por personal calificado.

Sistema de regulación: debido al potencial de condensación que se presenta en la etapa de regulación de las muestras de gas, se debe verificar que los elementos se encuentren libres de cualquier líquido, comprobando adicionalmente que el sistema de calentamiento de la muestra funciona adecuadamente.

Adicional al mantenimiento y limpieza de los elementos, se debe realizar una verificación extendida de los parámetros operativos del analizador, entre los cuales se encuentran los siguientes:

Suministro eléctrico: Se debe confirmar que el analizador se encuentre operando dentro de los límites seguros definidos por el fabricante, considerando entre otros, no solo nivel de voltaje sino también calidad de la energía suministrada.

En general, se debe realizar la evaluación de los diferentes parámetros operativos del sistema para descartar factores que puedan estar afectando el desempeño del analizador.

5.3.3 Prueba de blanco y puesta en servicio Si como resultado del proceso de verificación del desempeño del sistema de análisis se da cumplimiento al requisito de error máximo permisible (EMP), se procede a realizar la prueba de blanco en el analizador con la finalidad de purgar cualquier residuo de gas de referencia que pueda afectar las lecturas del gas de línea, la prueba de blanco es similar a la prueba de descrita en la etapa de prevalidación, la cual considera los siguientes aspectos:







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Se debe emplear nitrógeno grado 5 como blanco. No se debe emplear gas con calidad diferente debido a que esto puede alterar considerablemente el resultado de las mediciones.

Permitir un periodo de estabilización en el cual el nitrógeno debe fluir a través del analizador por un tiempo de entre 30 a 40 minutos, la presión con la cual ingresa el nitrógeno al analizador debe encontrarse entre 30 y 50 psig.

Una vez transcurrido el periodo de estabilización, se deben registrar las lecturas de temperatura de rocío entregadas por el analizador.

Si en tres lecturas de temperatura de rocío consecutivas se obtienen valores inferiores a 14°F (-10°C) se da por terminada la prueba de blanco con resultado Satisfactorio y se procede con la prueba con gas de línea.

Si las tres lecturas de temperatura de rocío consecutivas presentan valores superiores a 14°F (-10°C) se da por finalizada la prueba con resultado No Satisfactorio. En tal caso se deberá proceder a realizar un mantenimiento del analizador considerando las recomendaciones del fabricante.

Considerando que las pruebas se desarrollan sobre analizadores en línea que hacen parte de sistemas de transferencia de custodia, se debe garantizar que al finalizar el desarrollo de las actividades el sistema de análisis de punto de rocío de hidrocarburo se encuentra operativo, con los parámetros recomendados por el fabricante y reportando señales a los agentes respectivos. Como parte del protocolo de puesta en servicio del sistema de análisis de punto de rocío de hidrocarburo, se deben registrar adecuadamente los diferentes parámetros operativos con los cuales se deja en funcionamiento.

5.3.4 Declaración de desempeño Si fueron obtenidos resultados satisfactorios en los procesos de inspección de los elementos que conforman el sistema (numeral 5.1) y en los procesos de verificación tanto del error máximo permisible como de la incertidumbre asociada (numeral 5.3.1), se procede a declarar el desempeño considerando que el sistema de análisis es conforme para la aplicación de medición de punto de rocío de hidrocarburo en puntos de transferencia de custodia de gas natural entre Productor-Transportador o Transportador-Transportador (según aplique). De lo contrario, el sistema de análisis se declara como No Conforme.







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6. CONTROL METROLÓGICO La evaluación del desempeño de los analizadores se debe realizar al inicio de las operaciones de un punto de transferencia de custodia y siempre después de un mantenimiento mayor de los sistemas o una parada prolongada de los mismos. De manera periódica la evaluación de desempeño de los sistemas para análisis de punto de rocío de hidrocarburo en sistemas de transferencia de custodia debería realizarse con una frecuencia comprendida entre una vez por mes y una vez cada seis meses, como máximo, siguiendo los lineamientos establecidos en la OIML D-10 para la determinación de la frecuencia de calibración.


Actualización del RUT en

materia de medición de punto de rocío de hidrocarburo

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Propuesta de modificación parcial al contenido del RUT Actualización del RUT en materia de medición de punto de rocío de hidrocarburo Comité técnico medición CNOGas




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1.1 Definiciones Punto de rocío de hidrocarburos (ISO 14532:2014) Temperatura a una presión determinada, a la que se inicia la condensación de hidrocarburos.

Nota 1. En termodinámica química el “verdadero” punto de rocío de los hidrocarburos es la tempera (a una presión establecida) a la que la fugacidad es idéntica en las fases gaseosa y líquida. Ya que la medición del punto de rocío implica la reducción de la temperatura del sistema, esto equivale a la temperatura a la que se produce la primera aparición de la fase líquida. En este punto, la cantidad de la fase líquida es infinitesimalmente pequeña. Como ningún instrumento u observador es capaz de detectar esta cantidad infinitesimalmente pequeña, el valor medido por un instrumento con espejo enfriado (punto de rocío de hidrocarburo medible) difiere del “verdadero” punto de rocío de los hidrocarburos. Según la composición del gas y las sensibilidad del sistema de detección del punto de rocío de los hidrocarburos (instrumento automático de espejo enfriado o del observador) el punto de rocío de hidrocarburos medido puede ser considerablemente más bajo que el “verdadero” punto de rocío de los hidrocarburos.

6.3 CALIDAD DEL GAS El Gas Natural entregado al Transportador por el Agente, en el Punto de Entrada del Sistema de Transporte y por el Transportador en el Punto de Salida, deberá cumplir con las especificaciones de calidad indicadas en el Cuadro 7. Cuadro 7, Especificaciones de calidad del Gas Natural

ESPECIFICACIONES Sistema Internacional Sistema Inglés

Máximo poder calorífico bruto (GHV) (Nota 1)

42.8 MJ/m3 1.150 BTU/ft

3

Mínimo poder calorífico bruto (GHV) (Nota 1)

35.4 MJ/m3 950 BTU/ft

3

Contenido líquido (Nota 2)

Libre de líquidos

Libre de líquidos

Contenido total de H2S máximo 6 mg/m3 0.25 grano/100PCS

Contenido total de azufre máximo 23 mg/m3 1.0 grano/100PCS

Contenido CO2, máximo en % volumen

2%

2%

Contenido de N2, máximo en % volumen

5% 5%

Contenido de inertes máximo en % volumen (Nota 3)

5%

5%

Contenido de oxígeno máximo en % volumen

0.1% 0.1%

Contenido de agua máximo 97 mg/m3 6.0 Lb/MPCS

Temperatura de entrega máximo 49 °C 120°F

Temperatura de entrega mínimo 7.2 °C 45 °F

Contenido máximo de polvos y material en suspensión (Nota 4)

1.6 mg/m³ 0.7 grano/1000 pc

Número de Wobbe (Nota 5) Entre 46.6 MJ/ m

3 y 52.7

MJ/ m3

Entre 1250.0 BTU/ ft3 y

1414.7 BTU/ ft3

Punto de rocío de hidrocarburo máximo

7.2 °C 45 °F




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Nota 1: Todos los datos referidos a metro cúbico ó pie cúbico de gas se referencian a Condiciones Estándar. Nota 2: Los líquidos pueden ser: hidrocarburos, agua y otros contaminantes en estado líquido. Nota 3: Se considera como contenido de inertes la suma de los contenidos de CO2, nitrógeno. El oxígeno se considera como un contaminante. Nota 4: El máximo tamaño de las partículas debe ser 15 micrones. Nota 5: Calculado con el poder calorífico superior en base volumétrica a condiciones estándar definidas en la presente resolución y con la densidad relativa real a las mismas condiciones estándar. Salvo acuerdo entre las partes, el Productor-comercializador, o el comercializador de gas importado cuando se trate de gas importado, y el remitente están en la obligación de entregar Gas Natural a la presión de operación del gasoducto en el Punto de Entrada hasta las 1200 Psig, de acuerdo con los requerimientos del Transportador. El Agente que entrega el gas no será responsable por una disminución en la presión de entrega debida a un evento atribuible al Transportador o a otro Agente usuario del Sistema de Transporte correspondiente. Si el Gas Natural entregado por el Agente no se ajusta a alguna de las especificaciones establecidas en este RUT, el Transportador podrá rehusar aceptar el gas en el Punto de Entrada. 6.3.1 Punto de rocío de Hidrocarburos La medición del Punto de Rocío de Hidrocarburo se hará como sigue:

i) Se deberá contar con sistema de análisis de punto de rocío de hidrocarburo en línea en sistemas de transferencia de custodia de gas natural, entre productor-transportador o transportador-transportador, que podrán estar localizados en cualquier parte del territorio nacional;

ii) Se deberá emplear el método de espejo enfriado automático como tecnología de medición en los analizadores en línea instalados;

iii) Para todos los aspectos técnicos relacionados con la instalación, especificaciones de los elementos, frecuencias de verificación, procedimientos de verificación y requisitos para la declaración de desempeño de los analizadores de punto de rocío de hidrocarburo, se debe aplicar lo establecido en el “protocolo para evaluación de desempeño en sistemas de análisis de punto de rocío de hidrocarburos en línea” desarrollado por el CNOGas.

A partir de la aplicación del protocolo mencionado anteriormente se establece si el sistema de análisis es conforme para la aplicación de medición de punto de rocío de hidrocarburo en línea en puntos de transferencia de custodia de gas natural entre Productor-Transportador o Transportador-Transportador (según aplique). En caso de encontrarse que el sistema de análisis para medición de punto de rocío de hidrocarburo se declara No Conforme después de la aplicación del protocolo mencionado anteriormente, se procederá de acuerdo con lo establecido en los numerales 6.3.2 y 6.3.4 de la presente Resolución.




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6.3.2 Verificación de la calidad Es responsabilidad del Transportador verificar la calidad del gas que recibió, por lo tanto, una vez que el Transportador recibe el gas en el Sistema de Transporte, está aceptando que este cumple con las especificaciones de calidad. Para la verificación de la calidad del gas el productor-comercializador, o el comercializador de gas importado cuando se trate de gas importado, en los Puntos de Entrada, o propietario del sistema de transferencia de custodia de gas natural entre transportadores, deberá instalar analizadores en línea que permitan determinar, como mínimo: a) Poder calorífico del gas; b) Dióxido de carbono; c) Nitrógeno; d) Oxigeno; e) Gravedad específica; f) Cantidad de vapor de agua; g) Sulfuro de hidrógeno. h) Azufre total. i) Número de Wobbe y j) Punto de rocío de hidrocarburo. En el Punto de Salida, el Transportador deberá estar en capacidad de garantizar mediante los equipos adecuados o mediante la metodología y periodicidad que acuerden las partes, la calidad del gas entregado. Todos los analizadores de calidad de gas deberán contar con un puerto de comunicación exclusivo disponible para la integración de las señales con el CPC del Transportador. Los costos relacionados con la integración de dichas señales con el CPC serán a cargo del Transportador. Si verificada la calidad del gas natural entregado por el Agente en el Punto de Entrada del Sistema de Transporte o entre transportadores y el desempeño de los analizadores en línea, el Transportador encuentra que no cumple las especificaciones de calidad y/o requisitos técnicos establecidos en los numerales 6.3 y 6.3.1 o aquellos que los modifiquen o complementen, y no lo recibe, deberá informar de esta situación al Agente, mediante comunicación escrita, expresándole de manera precisa y detallada las razones por las cuales ese gas o los analizadores no cumplen determinadas especificaciones de calidad y/o requisitos técnicos. Una vez que el Transportador entregue esta comunicación al Agente, se entenderá que las especificaciones de calidad que no fueron objetadas en la forma aquí dispuesta cumplen lo establecido en los citados numerales 6.3 y 6.3.1 o aquellos que los modifiquen o complementen. El Agente inconforme con las objeciones hechas por el Transportador en la forma aquí prevista, verificará, mediante auditoría que deberá ser realizada por una firma o persona natural seleccionada de la lista elaborada por el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNOGas, el cumplimiento de las especificaciones de calidad y/o requisitos técnicos objetados. Los resultados de la auditoría deberán ser comunicados y analizados con el Transportador antes de rendir el informe final. Dicho informe deberá contener conclusiones claras y expresas sobre el cumplimiento de las especificaciones objeto de la auditoría. El Transportador no estará obligado a recibir el gas natural entregado por el Agente mientras se desarrolla la auditoría, o si el informe de auditoría concluye que el gas entregado y/o los analizadores en línea no cumplen con las especificaciones de calidad y/o requisitos técnicos




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definidos en los numerales 6.3 y 6.3.1, o aquellos que los modifiquen o complementen. En este caso el costo de la auditoría lo asume el Agente. Si el informe de la auditoría concluye que el gas entregado y/o los analizadores en línea efectivamente cumple las especificaciones de calidad y/o requisitos técnicos definidos en los numerales 6.3 y 6.3.1, o aquellos que los modifiquen o complementen, el Transportador deberá recibir el gas natural entregado por el Agente y este último traslada al Transportador el costo de la auditoría, sin perjuicio de la responsabilidad que le pueda deducir al Transportador por haber rechazado el gas. En puntos de transferencia que se encuentren en operación y que uno o más analizadores no presenten un desempeño Conforme de acuerdo con los requisitos técnicos aplicables, antes de proceder con el rechazo del gas en el punto de transferencia y de común acuerdo entre las partes, se podrán establecer métodos alternativos para la determinación provisional de los parámetros de calidad de gas, dicha aplicación provisional no podrá ser superior a 3 meses. Cumplido el plazo mencionado y si no ha sido puesto en servicio el analizador en línea con un desempeño Conforme, se procederá con el rechazo del gas de conformidad con lo establecido en el numeral 6.3.4. de la presente Resolución. Como métodos alternativos para la determinación de parámetros de calidad se pueden considerar los siguientes:

Analizadores de respaldo o testigo.

Métodos numéricos en los casos que esto sea aplicable.

Muestreos indirectos (puntuales o incrementales) con sus respectivos análisis de resultados en laboratorio. La metodología y frecuencia de muestreo se obtendrá siguiendo los lineamientos dados en el estándar ISO 10715. Para la determinación de las frecuencias se deberá tener en cuenta los históricos del sistema con una antigüedad no mayor a 6 meses.

6.3.4. Entrega de Gas Natural por Fuera de las Especificaciones Establecidas Si el Gas Natural entregado por el Remitente es rechazado por el Transportador, por estar fuera de las especificaciones de calidad establecidas en este RUT y/o incumplir los requisitos técnicos aplicables a los analizadores en línea requeridos, el Remitente deberá responder por todas las obligaciones que posea con los demás Agentes involucrados. Si el Transportador entrega Gas Natural por fuera de las especificaciones de calidad establecidas, el Remitente podrá negarse a recibir el gas y el Transportador deberá responder por el perjuicio causado. Periodo de Transición Para la implementación de lo dispuesto en la presente propuesta de modificación parcial del RUT, se recomienda otorgará un periodo de transición de doce (12) meses a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución.


Consideraciones generales. A la Asistente administrativa del CNOGas se le vence el período de su contrato por prestación de servicios el 30 de mayo del presente año, por lo que se requiere prorrogar el mismo, de acuerdo con la propuesta siguiente:

5.2. Prórroga contrato prestación de servicios Asistente administrativa CNOGas.

DURACIÓN VENCIMIENTO DURACIÓN VENCIMIENTO

1 Se obliga a realizar las labores de Auxiliar

Administrativo, relacionadas en la cláusula quinta,

Obligaciones del CONTRATISTA. EL CONTRATISTA tendrá

las siguientes obligaciones a su cargo:

2 5.1 Recepción de llamadas, recepción y envio

correspondencias, Gestión documental y archivo de

correspondencia, Cargue de información al sitio Web,

Escanear documentos para alimentar la tabla

documental, Elaboración de facturas y recibos de caja,

Elaboración de órdenes de giro y cuenta de gastos,

Mensajería, Consolidación los gastos efectuados

mensualmente,….” 2.191.923 3 años 30 de mayo de 2019 4 Años 30 de mayo de 2023

3 5.2 Cumplir con las labores de Asistente Administrativo

del Secretario Técnico del CNOGas para la preparación,

promoción y coordinación logística de los eventos

programados y …”

4 5.3 Cumplir en forma eficiente y dentro de los plazos

señalados, las labores que se le asignen para apoyar a la

coordinación de eventos sectoriales que organice el

CNOGas.

5 5.4 Guardar absoluta reserva sobre el contenido de la

información que conozca,…”

(i) Prorrogar el Contrato por prestación de servicios profesionales suscrito con la Sra. Luz Stella Guana Martinez, por cuatro (4) años más, a partir del 01 de junio de 2019.

SOLICITUD

Prórroga contrato prestación de servicios Asistente Administrativa CNOGas

OBJETO DEL CONTRATOVALOR ACTUAL

MENSUAL

PERÍODO CONTRACTUAL ACTUAL PERÍODO CONTRACTUAL SOLICITADO

Solicitud aprobación CNOGas


Se solicita al Consejo aprobar los temas de los numerales 5.1 y 5.2 de la presente sesión CNOGas No 150, considerando el alcance de las propuestas realizadas. En el acta de la presente sesión ordinaria CNOGas No 150 se redactarán los términos de la aprobación del Consejo para los temas sometidos a su consideración.

6. TEMAS INFORMATIVOS


6.1. Conformación CNOGas 2019.


Comentarios generales. La UPME publicó la Resolución xxx del xxx de abril de 2019 mediante la cual define la conformación del CNOGas para el año 2019.

Al listado de empresas publicado por la UPME que conformarán el CNOGas para el año 2019 es necesario adicionarle el Centro Nacional de Despacho, CND, que por derecho propio es miembro del Consejo.

Con la nueva conformación, el Consejo continúa con 14 empresas miembros. Ingresa como parte del CNOGas 2019 EPM en reemplazo de Isagén.

REPRESENTANTES DE

PRODUCTORES

REPRESENTANTES DE

TRANSPORTADORES

REPRESENTANTES DE

REMITENTES

ECOPETROL S.A. TGI S.A. ESP GAS NATURAL S.A. ESP

CHEVRON PETROLEUM CO PROMIGAS S.A. ESP GASES DEL CARIBE S.A. ESP

EQUION ENERGÍA LIMITED PROMIORIENTE S.A ESP

TRANSOCCIDENTE S.A ESP TEBSA S.A. ESP

GEOPRODUCTION OIL AND GAS

COMPANY OF COLOMBIA

TRANSPORTADORA DE METANO S.A.

ESP EPM S.A. ESP

6.2. Suscripción Acuerdo de Confidencialidad reuniones Comités CNOGas.


Comentarios generales. Con ocasión de publicación por terceros de información tratada en teleconferencia COMI del CNOGas ante evento en el SNT de TGI, miembro del CNOGas solicitó revisión de las políticas existentes para divulgación de la información tratada en reuniones del CNOGas. A continuación los hitos principales de este asunto:

En la pasada sesión plenaria ordinaria CNOGas No 148 realizada el 07 de febrero de 2019, el Consejo aprobó los términos del Acuerdo de Confidencialidad puesto a su consideración e instruyó al Secretario Técnico a iniciar gestión para la suscripción del mismo por las empresas interesadas.

En fecha 04 de marzo de 2019 el CNOGas envió sendas comunicaciones a las empresas no miembros del CNOGas que tradicionalmente participan en sesiones de Comités del Consejo: Efigas, Gases de Occidente, Alcanos, Progasur y EPM.

A la fecha remitieron los acuerdos suscritos por representante legal: Efigas, Gases de Occidente y Progasur. Alcanos se encuentra pendiente por el envío y EPM tramita la suscripción de un Compromiso de Confidencialidad unilateral.

7. PROPOSICIONES Y VARIOS


reuniÓn ordinaria consejo nacional de ... temas...cnogas del pasado 14 de febrero de 2019 y notas...

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