REUNIÓN ORDINARIA CONSEJO NACIONAL DE ... TEMAS...CNOGas del pasado 14 de febrero de 2019 y notas...
Transcript of REUNIÓN ORDINARIA CONSEJO NACIONAL DE ... TEMAS...CNOGas del pasado 14 de febrero de 2019 y notas...
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
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 Operación de Gas Natural
CONSEJO NACIONAL DE
OPERACIÓN DE GAS NATURAL Reunión Extraordinaria Virtual
CNOGas-149
27 de Marzo de 2019
Página 2 de 3
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 Operación de Gas Natural
CONSEJO NACIONAL DE
OPERACIÓN DE GAS NATURAL Reunión Extraordinaria Virtual
CNOGas-149
27 de Marzo de 2019
Página 3 de 3
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
CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL
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
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
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
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
Reservas hídricas
2003-2004 2009-2010 2014-2015 2015-2016 2018-2019
79.00%
92.76%
102.27%
0%
50%
100%
150%
200%
250%
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
% 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
Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P.
79.26%
88.15%
119.05%
0%
50%
100%
150%
200%
250%
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
% 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
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
% 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
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
% 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
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
% M
ed
ia
Valle
2003-2004 2009-2010 2014-2015 2015-2016 Media 2018-2019
Información actualizada el: 2019-04-08
Similitud ENSO e hidrologíaInformación hasta el: 2019-04-07
Evolución de principales embalses
Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P.
76.73%
64.92%
64.22%
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
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
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
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
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
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
Información actualizada el: 2019-04-08
Similitud ENSO e hidrologíaInformación hasta el: 2019-04-07
Evolución de reservas por regiones
Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P.
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
Información actualizada el: 2019-04-08
Similitud ENSO e hidrologíaInformación hasta el: 2019-04-07
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
Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P.
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%
Información actualizada el: 2019-04-08
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
Información hasta el: 2019-04-06
Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P.
0
50
100
150
200G
Wh
Biogás Eólica Fotovoltaica Bagazo Líquidos Filo de agua Gas Carbón Embalse
Información actualizada el: 2019-04-08
Generación diaria
Información hasta el: 2019-04-06
La generación por combustible se clasifica según al consumo declarado por la planta de generación
Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P.
0
10
20
30
40
50
60
70
GW
h
Información actualizada el: 2019-04-08
Generación térmica Despachada Centralmente
Información hasta el: 2019-04-06
Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P.
Generación real FNCER
Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P.
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
Información actualizada el: 2019-04-08
Evolución demanda del SIN e indicador de crecimiento
Información hasta el: 2019-04-06
Demanda de energía del SIN y escenarios UPME
Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P.
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
Comportamiento Demanda de Energía por Regiones
Mercado No Regulado
15
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
Comportamiento Demanda de Energía por Regiones
Mercado Regulado
16
Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P.
-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
Información actualizada el: 2019-04-08
Importaciones y exportaciones de energía
Información hasta el: 2019-04-06
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
2. Panorama Energético
o Resultados Subasta OEF 2022-2023o Análisis Energético de Mediano Plazoo Análisis Energético de Largo Plazo
Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P.
Resultados Subasta OEF 2022-2023
Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P.
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
Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P.
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
Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P.
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
Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P.
Análisis Energético de Mediano Plazo
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
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
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
Aportes
Escenarios definidos en el SURER para el mes de Marzo
Esperado
Contingencia
H92-93
H15-16
Estocástico
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
Generación térmica y embalse
Promedios mensuales
Mes ESP CONT H92-93 H15-16
Abril 57 76 74 67
Mayo 49 69 69 59
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
Consumo de Gas [GBTUD]
Esperado SH Contingencia SH
H92-93 (CND2) H15-16 (CND3)
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
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.
Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P.
Análisis Energético de Largo Plazo
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
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
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
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
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
Análisis Energético – Largo Plazo 2019-2028
Se consideran proyectos con OEF Sensibilidad sin Ituango
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
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.
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
3. Mantenimientos
o Red de Transmisión Abril – Mayo 2019o Generación Abril – Mayo 2019
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
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
Fecha de iniciación: 16/04/2019
Fecha de Terminación: 16/04/2019
Restricción estimada: Probabilidad de incremento de la generación del área Caribe
Breve descripción del mantenimiento: AP Capacitor Valledupar Paralelo 02 25 MVAR 220 kV
Fecha de iniciación: 16/04/2019
Fecha de Terminación: 16/04/2019
Restricción estimada: Probabilidad de requerimiento de generación en Termonorte o Guajira
Breve descripción del mantenimiento: AP Capacitor Valledupar Paralelo 01 25 MVAR 220 kV
Fecha de iniciación: 17/04/2019
Fecha de Terminación: 17/04/2019
Restricción estimada: Probabilidad de requerimiento de generación en Termonorte o Guajira
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
Mantenimientos de Transmisión
Breve descripción del mantenimiento: AP Transformador Sabanalarga 1 450 MVA 500/220/34.5 kV
Fecha de iniciación: 21/04/2019
Fecha de Terminación: 21/04/2019
Restricción estimada: Probabilidad de incremento de la generación del área Caribe
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
Fecha de iniciación: 23/04/2019
Fecha de Terminación: 23/04/2019
Restricción estimada: Probabilidad de requerimiento generación de seguridad en Proelectrica, Cartagena o Candelaria.
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
Fecha de iniciación: 24/04/2019
Fecha de Terminación: 24/04/2019
Restricción estimada: Probabilidad de requerimiento generación de seguridad en Proelectrica, Cartagena o Candelaria.
Breve descripción del mantenimiento: AP Capacitor Ternera Paralelo 01 43.2 MVAR 71.7 kV
Fecha de iniciación: 24/04/2019
Fecha de Terminación: 24/04/2019
Restricción estimada: Probabilidad de requerimiento de generación en Proelectrica
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
Mantenimientos de Transmisión
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
Fecha de iniciación: 28/04/2019
Fecha de Terminación: 28/04/2019
Restricción estimada: Probabilidad de incremento de la generación del área Caribe
Breve descripción del mantenimiento: AP Línea Bolivar (Cartagena) Sabanalarga 1 220 kV
Fecha de iniciación: 29/04/2019
Fecha de Terminación: 29/04/2019
Restricción estimada: Probabilidad de requerimiento generación de seguridad en Proelectrica, Cartagena o Candelaria.
Breve descripción del mantenimiento: AP Línea Bolivar (Cartagena) Sabanalarga 2 220 kV
Fecha de iniciación: 30/04/2019
Fecha de Terminación: 30/04/2019
Restricción estimada: Probabilidad de requerimiento generación de seguridad en Proelectrica, Cartagena o Candelaria.
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
Mantenimientos de Transmisiónmay-2019 Breve descripción del mantenimiento: AP Circuito Santa Marta Riocordoba 1 220 kV
Fecha de iniciación: 01/05/2019
Fecha de Terminación: 01/05/2019
Restricción estimada: Probabilidad de requerimiento de generación en Termonorte o Guajira
Breve descripción del mantenimiento: AP Circuito Santa Marta Riocordoba 2 220 kV
Fecha de iniciación: 02/05/2019
Fecha de Terminación: 02/05/2019
Restricción estimada: Probabilidad de requerimiento de generación en Termonorte o Guajira
Breve descripción del mantenimiento: AP Transformador Sabanalarga 1 450 MVA 500/220/34.5 kV
Fecha de iniciación: 02/05/2019
Fecha de Terminación: 02/05/2019
Restricción estimada: Probabilidad de incremento de la generación del área Caribe
Breve descripción del mantenimiento: AP Circuito Sabanalarga - Ternera 2 220 kV
Fecha de iniciación: 03/05/2019
Fecha de Terminación: 03/05/2019
Restricción estimada: Probabilidad de requerimiento generación de seguridad en Proelectrica, Cartagena o Candelaria.
Breve descripción del mantenimiento: AP Circuito Fundación Riocordoba 1 220 kV
Fecha de iniciación: 03/05/2019
Fecha de Terminación: 03/05/2019
Restricción estimada: Probabilidad de requerimiento de generación en Termonorte o Guajira
Breve descripción del mantenimiento: AP Circuito Fundación Riocordoba 2 220 kV
Fecha de iniciación: 04/05/2019
Fecha de Terminación: 04/05/2019
Restricción estimada: Probabilidad de requerimiento de generación en Termonorte o Guajira
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
Mantenimientos de Transmisión
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
Restricción estimada: Probabilidad de requerimiento generación de seguridad en Proelectrica, Cartagena o Candelaria.
Breve descripción del mantenimiento: AP Transformador El Copey 2 450 MVA 500/220/34.5 kV
Fecha de iniciación: 05/05/2019
Fecha de Terminación: 05/05/2019
Restricción estimada: Probabilidad de requerimiento de generación en Termonorte o Guajira
Breve descripción del mantenimiento: AP Circuito Tebsa Sabanalarga 2 220 kV
Fecha de iniciación: 07/05/2019
Fecha de Terminación: 07/05/2019
Restricción estimada: Probabilidad de limitación de la generación de Tebsa
Breve descripción del mantenimiento: AP Circuito Bolivar Sabanalarga 2 220 kV
Fecha de iniciación: 07/05/2019
Fecha de Terminación: 07/05/2019
Restricción estimada: Probabilidad de requerimiento generación de seguridad en Proelectrica, Cartagena o Candelaria.
Breve descripción del mantenimiento: AP Circuito El Copey Valledupar 2 220 kV
Fecha de iniciación: 07/05/2019
Fecha de Terminación: 07/05/2019
Restricción estimada: Probabilidad de requerimiento de generación en Termonorte o Guajira
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
Mantenimientos de Transmisión
Breve descripción del mantenimiento: AP Circuito Santa Marta - Termocol 1 220 kV
Fecha de iniciación: 07/05/2019
Fecha de Terminación: 07/05/2019
Restricción estimada: Probabilidad de requerimiento de generación en Termonorte o Guajira
Breve descripción del mantenimiento: AP Circuito Tebsa Sabanalarga 3 220 kV
Fecha de iniciación: 08/05/2019
Fecha de Terminación: 08/05/2019
Restricción estimada: Probabilidad de limitación de la generación de Tebsa
Breve descripción del mantenimiento: AP Circuito Guajira Santa Marta 2 220 kV
Fecha de iniciación: 08/05/2019
Fecha de Terminación: 08/05/2019
Restricción estimada: Probabilidad de requerimiento de generación en Termonorte o Guajira
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
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
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
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
C0168321 SAN CARLOS 1 HIDRÁULICA 13/04/2019 7:00 13/04/2019 13:00 Aprobada 155
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
C0168322 SAN CARLOS 2 HIDRÁULICA 13/04/2019 7:00 13/04/2019 13:00 Aprobada 155
C0168323 SAN CARLOS 3 HIDRÁULICA 14/04/2019 7:00 14/04/2019 13:00 Aprobada 155
C0168324 SAN CARLOS 4 HIDRÁULICA 14/04/2019 7:00 14/04/2019 13:00 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
C0160665 GUATAPE 2 HIDRÁULICA 22/04/2019 7:00 25/04/2019 22:00 Solicitada 70
C0160676 GUATAPE 3 HIDRÁULICA 22/04/2019 7:00 22/06/2019 17:00 Solicitada 70
C0160661 GUATAPE 4 HIDRÁULICA 22/04/2019 7:00 22/06/2019 17:00 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
C0159959 GUAVIO 1 HIDRÁULICA 23/04/2019 7:00 15/05/2019 0:00 Solicitada 250
C0163356 CHIVOR 7 HIDRÁULICA 23/04/2019 8:00 25/04/2019 17:00 Solicitada 125
C0166979 DARIO VALENCIA SAMPER 2 HIDRÁULICA 24/04/2019 7:00 24/04/2019 17:00 Solicitada 50
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
MANTENIMIENTOS PLANTAS DE GENERACIÓN HIDRÁULICA
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
C0159962 GUAVIO 5 HIDRÁULICA 24/04/2019 7:00 25/04/2019 17:00 Solicitada 250
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
C0163358 CHIVOR 8 HIDRÁULICA 26/04/2019 8:00 26/04/2019 13:00 Solicitada 125
C0158866 LA TASAJERA 3 HIDRÁULICA 30/04/2019 7:00 30/04/2019 17:00 Solicitada 102
C0163357 CHIVOR 6 HIDRÁULICA 30/04/2019 8:00 02/05/2019 17:00 Solicitada 125
C0159961 GUAVIO 4 HIDRÁULICA 02/05/2019 0:00 02/05/2019 17:00 Solicitada 250
C0166970 DARIO VALENCIA SAMPER 1 HIDRÁULICA 02/05/2019 7:00 02/05/2019 17:00 Solicitada 50
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
C0168465 CHIVOR 5 HIDRÁULICA 02/05/2019 8:00 02/05/2019 12:00 Solicitada 125
C0160016 LA GUACA 3 HIDRÁULICA 03/05/2019 7:00 03/05/2019 17:00 Solicitada 108
C0160015 PARAISO 2 HIDRÁULICA 03/05/2019 7:00 03/05/2019 17:00 Solicitada 92
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
C0163361 CHIVOR 5 HIDRÁULICA 05/05/2019 8:00 08/05/2019 14:00 Solicitada 125
C0160018 LA GUACA 1 HIDRÁULICA 06/05/2019 7:00 06/05/2019 17:00 Solicitada 108
C0160019 PARAISO 3 HIDRÁULICA 06/05/2019 7:00 06/05/2019 17:00 Solicitada 92
C0164107 PRADO 1 HIDRÁULICA 07/05/2019 0:00 05/06/2019 23:59 Solicitada 17
MANTENIMIENTOS PLANTAS DE GENERACIÓN HIDRÁULICA
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
3. PRESENTACIÓN XM - GEOPRODUCTION
CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
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
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
1. Operación del SIN
o Marco Institucional y Regulatorioo Despacho Económicoo Redespacho y operación de tiempo real
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
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
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
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
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
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
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
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.
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
2. Operación del área Caribeo Restricciones del STN & STRo Hitos Relevanteso Impacto en la Operacióno Flujo de la Programación
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
9
Restricción del STN & STR
Limitación Red STN*
Límite de importación yrequerimiento de unidades
Limitación Red STR
Requerimiento de potencia para elcontrol de cortes
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
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
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
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.
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
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
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
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
co p
ara
cub
rir
N-1
en
tra
nsf
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
ión
en
Teb
sa-B
arra
nq
uill
a p
ara
cub
rir
la
rest
ricc
ión
de
Term
ofl
ore
s II –
Oas
is 1
10kV
/
Term
ofl
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
Sin Caracolí Con Caracolí
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
a cu
bri
r la
res
tric
ció
n d
e Te
bsa
–
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
Sin Caracolí Con Caracolí
Impacto en la OperaciónOperación Comercial del proyecto Caracolí 220kV-110 kV
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
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
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
Entregas de 2019 en KPC
Entregas de 2019 en KPC
4. INFORME SECRETARIO TÉCNICO
CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL
CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL
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.
CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL
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.
CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL
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.
CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL
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
CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL
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.
CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL
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.
CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL
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
CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL
CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL
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.
CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL
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
17 CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL
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
18 CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL
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.
CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL
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
CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL
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.
CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL
22
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…
CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL
23
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
CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL
24
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.
CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL
Alcance
25 CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL
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
26 CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL
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.
Consejo Nacional de Operación de Gas Natural
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
09-Abril-2019
1
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
Consejo Nacional de Operación de Gas Natural
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
09-Abril-2019
2
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.
Consejo Nacional de Operación de Gas Natural
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
09-Abril-2019
3
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.
Consejo Nacional de Operación de Gas Natural
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
09-Abril-2019
4
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
Consejo Nacional de Operación de Gas Natural
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
09-Abril-2019
5
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.
Consejo Nacional de Operación de Gas Natural
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
09-Abril-2019
6
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.
Consejo Nacional de Operación de Gas Natural
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
09-Abril-2019
7
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.
Consejo Nacional de Operación de Gas Natural
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
09-Abril-2019
8
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.
Consejo Nacional de Operación de Gas Natural
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
09-Abril-2019
9
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.
Consejo Nacional de Operación de Gas Natural
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
09-Abril-2019
10
Parámetro Valor requerido
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.
Consejo Nacional de Operación de Gas Natural
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
09-Abril-2019
11
Figura 2. Configuración típica sistema de muestreo de gas en línea
Consejo Nacional de Operación de Gas Natural
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
09-Abril-2019
12
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
Parámetro Valor requerido
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).
Consejo Nacional de Operación de Gas Natural
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
09-Abril-2019
13
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.
Consejo Nacional de Operación de Gas Natural
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
09-Abril-2019
14
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
Parámetro Valor requerido
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.
Consejo Nacional de Operación de Gas Natural
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
09-Abril-2019
15
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.
Consejo Nacional de Operación de Gas Natural
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
09-Abril-2019
16
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.
Consejo Nacional de Operación de Gas Natural
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
09-Abril-2019
17
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.
Consejo Nacional de Operación de Gas Natural
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
09-Abril-2019
18
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:
Consejo Nacional de Operación de Gas Natural
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
09-Abril-2019
19
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.
Consejo Nacional de Operación de Gas Natural
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
09-Abril-2019
20
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.
Consejo Nacional de Operación de Gas Natural
Actualización del RUT en
materia de medición de punto de rocío de hidrocarburo
Abril 09 de 2019
1
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
Consejo Nacional de Operación de Gas Natural
Actualización del RUT en
materia de medición de punto de rocío de hidrocarburo
Abril 09 de 2019
2
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
Consejo Nacional de Operación de Gas Natural
Actualización del RUT en
materia de medición de punto de rocío de hidrocarburo
Abril 09 de 2019
3
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.
Consejo Nacional de Operación de Gas Natural
Actualización del RUT en
materia de medición de punto de rocío de hidrocarburo
Abril 09 de 2019
4
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
Consejo Nacional de Operación de Gas Natural
Actualización del RUT en
materia de medición de punto de rocío de hidrocarburo
Abril 09 de 2019
5
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.
CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL
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
CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL
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
CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL
6.1. Conformación CNOGas 2019.
CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL
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.
CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL
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
CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL