Contenido
Mapa del Sistema de Transporte
Mapa del sistema de Transporte
Plan de Contingencia
Plan de Contigencia
Recuperación
Reducción
La información que se puede consultar en esta sección es:
- Mapa del Sistema de Transporte.
- Capacidad Máxima de Gasoductos.
- Formatos del Ciclo de Nominación y Renominación.
- Procedimientos para solución de desbalances.
- Acuerdos Operativos de Balance proforma.
- Procedimientos de medición.
- Plan de contingencias y coordinación de seguridad.
Mapa del Sistema de Transporte
Con nuestra amplia red de gasoductos de 4.000 kilómetros que atraviesa montañas, valles y ríos, aportamos al desarrollo de la región. La red de TGI, está conformada por un sistema de tres gasoductos principales, a los que se conectan ramales regionales que transportan el gas hasta los municipios donde están los “city gates”.
Gasoductos
Longitud Troncal
578 km
Longitud Ramal
193 km
Diámetro
18 Pulgadas
Capacidad de Transporte
260 MPCD
Poblaciones…………….34
Puntos de salida
GNV ………………………1
Industria/Térmicas…… 2
Estación compresoras ..6
Departamentos
Cesar, Magdalena, Santander y Guajira
Propietario
TGI S.A ESP
Operador
TGI S.A ESP
Inicio de Operación
12 de Marzo de 1996
Inicio de Construcción
14 Diciembre de 1994
Finalización Construcción
24 Febrero de 1996
Fecha de Transferencia
23 de Febrero de 2011
Longitud Troncal
941.41 km
Longitud Ramal
145 km
Diámetro
6 -22 Pulgadas
Capacidad de Transporte
436 MPCD
Poblaciones … 55
Puntos de salida
GNV … 8
Transferencia otros
transportadores .. ……………. 4
Departamentos
Santander, Boyacá, Huila, Caldas, Cundinamarca, Tolima y Guajira
Propietario
TGI S.A ESP
Operador
TGI S.A ESP
Inicio de Operación
Diciembre de 1996
Inicio de Construcción
Julio de 1995
Finalización Construcción
Septiembre de 1997
Longitud Troncal
343 km
Longitud Ramal
417 km
Diámetro
20 Pulgadas
Capacidad de Transporte
168 MPCD
Poblaciones … 52
Puntos de salida
GNV … 6
Transferencia otros
transportadores … 1
Departamentos
Tolima, Caldas, Risaralda, Quindío y Valle
Propietario
Transgas de Occidente S.A.
Operador
Transgas de Occidente S.A.
Inicio de Operación
25 de Agosto de 1997
Tipo de Contrato
BOMT
Finalización Construcción
25 de Agosto de 2017
Longitud Troncal
306 km
Longitud Ramal
103 km
Diámetro
6 - 12 Pulgadas
Capacidad de Transporte
30 MPCD
Poblaciones … 28
Puntos de salida
GNV … 4
Departamentos
Casanare, Meta y Cundinamarca
Propietario
TGI S.A. E.S.P.
Operador
TGI S.A. E.S.P.
Inicio de Operación
Apiay - Bogotá 1990 // Cusiana - Apiay 1995
Finalización Construcción
Apiay - Bogotá 1987 // Cusiana - Apiay 1995
Longitud Troncal
13 km
Diámetro
4 Pulgadas
Capacidad de Transporte
5 MPCD
Poblaciones…0
Puntos de salida
GNV …0
Industria/Térmicas…1
Estación compresoras …0
Departamentos
Casanare
Propietario
TGI S.A ESP
Operador
TGI S.A ESP
Inicio de Operación
Noviembre de 1994
Inicio de Construcción
Enero de 1994
Finalización Construcción
Abril de 1994
Longitud Troncal
180 km
Longitud Ramal
125 km
Diámetro
6 - 10 Pulgadas
Capacidad de Transporte
63.7 MPCD
Poblaciones…39
Puntos de salida
GNV …3
Industria/Térmicas…2
Departamentos
Boyacá y Santander
Propietario
TGI S.A ESP
Operador
TGI S.A ESP
Inicio de Operación
2do Trimestre del 2000
Inicio de Construcción
Octubre de 1998
Finalización Construcción
Noviembre de 1999
Longitud Troncal
405.8 km
Longitud Ramal
0 km
Diámetro
20 Pulgadas
Capacidad de Transporte
392 MPCD
Poblaciones…5
Puntos de salida
GNV …0
Industria/Térmicas…3
Estación compresoras: …2
Departamentos
Casanare, Meta, Boyacá y Santander
Propietario
TGI S.A ESP
Operador
TGI S.A ESP
Inicio de Operación
2do Trimestre del 2000
Inicio de Construcción
Octubre de 1998
Finalización Construcción
Noviembre de 1999
Plan de Contigencia
El plan de contingencia actualizado por TGI S.A. ESP establece cuatro niveles de emergencia, definidos según los recursos del SNPAD comprometidos para atenderla. Estas son emergencias de Nivel Menor, Medio y Mayor.
Si la emergencia puede ser atendida por el CONTRATISTA DE OPERACIÓN Y / O MANTENIMIENTO sin requerir recursos adicionales se considera de Nivel Menor y no activará el PDC para su respuesta, sin embargo la empresa tiene el compromiso de presentar un informe al CLOPAD respectivo sobre la emergencia presentada, dentro del informe anual correspondiente, así como de registrar el incidente.
En la necesidad de optimizar los recursos necesarios para atender una emergencia, el PNC establece la sectorización del gasoducto por tramos según el nivel de emergencia máximo que se puede presentar.
A continuación, se presentan los criterios básicos para definir el nivel de emergencia:
Una emergencia que requiere solamente la participación de recursos del CLOPAD del municipio en que esta se presenta, además de los recursos de la empresa responsable. Se cuentan como recursos del CLOPAD los establecidos mediante convenio de cooperación con entidades incluso por fuera del municipio.
Si una emergencia localizada tiene influencia sobre dos municipios o más y los respectivos CLOPAD´s cuentan con los recursos suficientes para atenderla
Cualquier emergencia que por insuficiencia de recursos, el CLOPAD respectivo requiere apoyo de otro CLOPAD y/o del CREPAD. Sin una emergencia localizada tiene influencia sobre dos municipios o más y uno o más de los respectivos CLOPAD´s no cuentan con los recursos suficientes para atenderla.
Si por la localización geográfica del sitio de la emergencia, la red vial existente y la localización de las entidades de apoyo, es necesaria la participación de recursos de otro departamento.
Recuperación
La seguridad en el desarrollo de una comunidad o un sistema, incorpora los conceptos de prevención, respuesta y recuperación. Los Planes de Contingencia actualizados definen tanto a nivel regional como local, procedimientos de recuperación para completar esta última etapa de desarrollo de una emergencia, la cual inicia a partir de las consecuencias negativas de un evento generado por un escape de gas.
Organización
La recuperación se inicia con la finalización de las actividades de control de la emergencia como tal y comprende básicamente los procedimientos de rehabilitación y reconstrucción.
Funciones
La rehabilitación se refiere a las actividades que inician al final de la etapa de respuesta a la emergencia y en las que se restablece el transporte y otros servicios vitales. Realizadas las actividades de recuperación que tienen que ver con reanudar el servicio de transporte de gas, el Director en Escena debe emitir una Notificación en la cual informe sobre los detalles del proceso de respuesta y recuperación de la emergencia, incluyendo datos más precisos presentados en la notificación inicial, y debe además diligenciar los registros históricos de emergencias del Gasoducto.
La reconstrucción se refiere a las actividades de reparación de la infraestructura afectada, reconstrucción de otras infraestructuras con daños y recuperación o compensación de áreas ambientales de especial interés que puedan verse afectada, con miras a lograr alcanzar o superar el nivel de desarrollo previo a la emergencia.
Reducción
En esta etapa además del CONTRATISTA DE OPERACIÓN Y/O MANTENIMIENTO y TGI S.A ESP , participan las entidades pertenecientes al Sistema Nacional para la Prevención y Atención de Desastres a nivel Nacional, Regional y Local, y la comunidad del área de influencia del Gasoducto. Cada uno de estos integrantes tiene diferentes funciones y responsabilidades en la ejecución de las actividades contempladas en esta etapa.
Organización
Las entidades que participan en la etapa de Reducción son: la Comisión Nacional Asesora del PNCTGN, la Dirección para la Prevención y Atención de Desastres (DPAD), los Comités Locales y Regionales para la Prevención y Atención de Desastres (CLOPAD’s y CREPAD’s) del área de influencia del gasoducto y sus entidades operativas, la Empresa Operadora Responsable y la comunidad del área de influencia.
Plan de Contigencia y Coordinación de Seguridad
Metodología APELL
Prepara a la comunidad para responder adecuadamente ante una eventual emergencia.
Objetivo
Capacitar a la comunidad del área de influencia del gasoducto para la prevención y el manejo de eventuales emergencias evitando la pérdida de vidas humanas, perjuicios a la salud, daños materiales y al medio ambiente.
Objetivos Específicos
- Informar a los miembros de la comunidad sobre los peligros de la operación del gasoducto y las medidas preventivas.
- Formular, revisar, ejercitar y actualizar los planes locales de respuesta ante emergencias.
- Participar en los comités locales de prevención y atención de desastres.
- Integrar el plan de contingencia del gasoducto en los planes locales de emergencia a fin de compatibilizarlos y lograr cooperación mutua.
- Incorporar a miembros de la comunidad en los programas de entrenamiento del PDC.
TGI S.A. EP concibe la Metodología APELL en tres aspectos:
- Concientizar a la comunidad sobre posibles riesgos
- Definir acciones de las autoridades
- Desarrollar Planes de Emergencias
Procedimiento de Nominaciones de Transporte de Gas
Nominación de Transporte
La nominación de transporte de gas, es la solicitud diaria del servicio para el siguiente Día de Gas, presentada por el Remitente, al Centro Principal de Control (CPC) del transportador, que especifica la Cantidad de Energía a transportar horariamente, o diariamente; el poder calorífico del gas; así como los Puntos de Entrada y Salida. Esta solicitud es la base para elaborar el Programa de Transporte.
A través del Ciclo Electrónico de Nominaciones se reciben las solicitudes de transporte de gas de cada uno de los Remitentes, los cuales cuentan con un usuario y clave especifica El Ciclo de Nominación de Transporte fija los plazos, los horarios y las etapas requeridas para permitir a los Centros Principales de Control (CPC), programar la energía y el volumen a transportar para el siguiente día de gas. Las nominaciones deberán realizarse en unidades de energía con el poder calorífico correspondiente, como se establece a continuación:
Ciclo de Nominación de Transporte
Hora
Actividad
16:25
Hora límite para el recibo por parte de los CPC, de las nominaciones efectuadas por sus remitentes.
18:20
Hora límite para que el CPC informe a sus Remitentes sobre el Programa de Transporte de gas natural factible y la cantidad de energía autorizada.
18:50
Hora límite para el envío de la cantidad de energía confirmada por parte de los remitentes, a los CPC respectivos.
19:50
Hora límite para la coordinación de transporte entre CPC´s
20:20
Hora límite para que el CPC envíe a sus remitentes el programa de transporte de gas definitivo.
Ciclo de Nominación de Suministro de Gas
Hora
Actividad
15:30
Hora límite para el recibo por parte de los Productores-Comercializadores o Comercializadores, de las Nominaciones diarias efectuadas por los Remitentes.
16:15
Hora límite para que el Productor-Comercializador o Comercializador autorice a los Remitentes la Cantidad de Energía a suministrar
18:50
Hora límite para que los Remitentes confirmen la Cantidad de Energía a suministrar.
19:50
Hora límite para que los Productores-Comercializadores o Comercializadores envie al comprador de gas el programa de suministro de gas definitivo.
Formato de Nominación, Renominación y Confirmación
Los Remitentes deberán realizar sus Nominaciones en el sistema de información dispuesto para tal fin, y deberá contener lo siguiente:
- Contrato
- Remitente
- Rutas
- Mercado – Sector
- Capacidad MDQ
- Nominación
- Renominación
Renominación de Transporte
La renominación, es una solicitud de transporte sometida a consideración del CPC durante el Día de Gas mediante la cual un Remitente solicita incrementar o disminuir las nominaciones previamente confirmadas. Las renominaciones que pueden efectuar los Remitentes, se establecen en el numeral 4.5.1.3 del Reglamento Único de Transporte o de las normas que los adicionan, modifican o sustituyen El CPC podrá negar la aprobación de la renominación, si existen limitaciones técnicas o de capacidad demostrable en el Sistema de transporte.
Normatividad aplicable
A continuación, se presenta la normatividad a la nominación de transporte, en cada caso se aplican las normas que los adicionan, modifican o sustituyen:
Norma
Descripción
Ley 142 de 1994
“Por la cual se establece el régimen de los servicios públicos domiciliarios y se dictan otras disposiciones”
Resolución Creg 071 - 1999
"Reglamento Único de Transporte de Gas Natural – RUT"
Decreto NO. 880 DE 2007
"Por el cual se fija el orden de atención prioritaria cuando se presenten insalvables restricciones en la oferta de Gas Natural o situaciones de grave emergencia, no transitorias, que impidan garantizar un mínimo de abastecimiento de la demanda."
Resolución Creg 089-2013
"Por la cual se reglamentan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del reglamento de operación de gas natural"
Resolución Creg 114-2017
"Por la cual se ajustan algunos aspectos referentes a la comercialización del mercado mayorista de gas natural y se compila la Resolución CREG 089 de 2013 con todos sus ajustes y modificaciones"
Resolución Creg 008-2018
"Por la cual se modifica el numeral 4.5.1.1 del RUT"
Resolución Creg 021-2019
"Por la cual se modifica la Resolución CREG 114 de 2017"
Resolución Creg 185-2020
“Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad de transporte en el mercado mayorista de gas natural”
Enlaces Relacionados
Acceso a la Plataforma de Nominación CGA
Video de Capacitación del proceso de nominación en la Plataforma de Nominación CGA
Descargar Procedimiento de Nominación
Actualizado: Marzo 20 de 2024
Plan alterno de nominación manual
Este plan aplica para fallas en el sistema CGA por periodos de más de 12 horas continuas sin acceso a la plataforma, y para la cual se aplicarán los siguientes formatos:
F-COT-002 Nominaciones de transporte Remitentes
Formato Detalle cadena de suministro Productor manual
Formato Detalle cadena de suministro cliente manual
Estos formatos de programación son temporales, de tal manera que, el cliente, remitente, productor y/o comercializador, deberá realizar la carga oficial de dicha información en el aplicativo CGA de TGI dentro de los módulos de: Nominación diaria e ingreso de datos de cadena de suministro una vez estén habilitados luego de la falla, para el posterior análisis y cierre de los balances del día de gas.
Procedimiento de Cuentas de Balance
Cuenta de Balance de Energía
Es un instrumento que registra los desbalances de energía acumulados de un remitente y las acciones para corregirlos. La Cuenta de Balance de Energía se actualizará diariamente de acuerdo con las mediciones que efectúe el transportador y con la alternativa de Acuerdo de Balance adoptada por los remitentes para equilibrar los desbalances.
Si los volúmenes tomados por el remitente son inferiores al 5% de la capacidad máxima del gasoducto y el transportador no puede obtener los datos operacionales en forma diaria, la cuenta de balance podrá ser elaborada mensualmente. En este caso se utilizará el proceso de reconciliación sin que esto implique reabrir las Cuentas Diarias de Balance de todos los remitentes del sistema de transporte.
Cuando los equipos de medición acordados por las partes lo permitan, el CPC respectivo pondrá a disposición diariamente en el BEO, a más tardar a las 12 horas, la Cuenta de Balance de energía de cada remitente, con el desbalance preliminar hasta las 24 horas del día anterior de gas, en el formato que el mismo disponga. Con esta información el remitente podrá conocer la cantidad de energía que tiene a favor o en contra en el inventario del gasoducto, de tal forma que si lo requiere pueda tomar acciones necesarias para hacer que la Cuenta de Balance tienda a cero (0) al final del mes correspondiente.
El remitente podrá utilizar, nominaciones diferentes de entrada y salida para equilibrar sus Cuentas de Balance, siempre que estas nominaciones se efectúen dentro de los ciclos de nominación de suministro y transporte establecidos en el RUT. Los acuerdos de balance y de asignación son mecanismos utilizados entre los agentes para el manejo de los desbalances en los sistemas de transporte de gas natural.
Acuerdo de Balance
Es un documento escrito pactado mutuamente entre dos partes, mediante el cual se especifican los procedimientos que se utilizarán para el manejo comercial de los desbalances que presente diariamente un Sistema de Transporte. Podrán celebrarse Acuerdos de Balance, entre cualquier pareja de Agentes. Al atender los desbalances de energía, el CPC tendrá el siguiente orden de prioridad:
- Acuerdos de Balance entre remitentes.
- Acuerdos de Balance entre remitentes y productores-comercializadores, comercializadores o almacenadores.
- Acuerdos de Balance entre transportadores y cualquier otro agente.
Todo remitente que suscriba un Acuerdo de Balance con cualquier Agente diferente al transportador, deberá entregar copia de dicho acuerdo al CPC correspondiente, así mismo el transportador deberá suministrar información oportuna a sus remitentes para facilitar el manejo de desbalances por parte de cada remitente.
En aquellos casos en los cuales el transportador adquiera gas, con el propósito de corregir desbalances de energía, el transportador podrá establecer libremente el precio del gas suministrado al remitente
Información importante:
En está sección puede encontrar la información relacionada con las Cuentas de Balance, tener presente lo siguiente:
- Descargar Cuentas de Balance antes del 1 de Julio/2019 (Solamente Abril 1 a Junio 30/2019), ingresar aquí
- Para acceder a las Cuentas de Balance después de Julio 1/2019 lo debe hacer desde nuestra nueva plataforma, ingresando a enlace CGA
Enlaces Relacionados
Procedimientos de Medición
En los puntos donde se transfiere gas entre TGI S.A. ESP y los Agentes abajo listados, con los cuales se dan relaciones técnicas y/o comerciales de transporte de gas, se realizan procesos para la medición de la cantidad de gas (volumen a condiciones estándar) y el análisis directo o la determinación indirecta de las especificaciones de calidad de gas, bajo la consideración de que a partir de dicho punto el Agente que recibe el gas asume la custodia de este:
- Productores-Comercializadores
- Distribuidores
- Usuarios No Regulados
- Almacenadores Independientes
- Usuarios Regulados atendidos por Comercializadores (no localizados en áreas de servicio exclusivo)
- Interconexiones Internacionales
- Otros Transportadores
TGI S.A. ESP en su rol de Transportador, y de conformidad con lo establecido en la Resolución CREG 071 de 1999 (Reglamento Único de Transporte de Gas Natural – RUT) y las normas que lo adicionen, modifiquen o sustituyan, aplica procedimientos técnicos de medición con referencia a normas nacionales e internacionales, emitidas por agremiaciones reconocidas en la regulación y la industria del gas.
Para asegurar que los equipos y los procesos de medición son adecuados con respecto a los requisitos establecidos y gestionar el riesgo de obtener resultados de medición incorrectos, TGI S.A. ESP tiene implementado un Sistema de Gestión de las Mediciones, basado en la Norma Técnica Colombiana NTC-ISO 10012 “Sistemas de Gestión de la Medición. Requisitos para los procesos de medición y los equipos de medición”, el cual opera en conjunto con su Sistema de Gestión Integrado (SGI) fundamentado en los lineamientos de las normas técnicas ISO 9001, ISO 14001, ISO 50001 y OHSAS 18001.
Particularmente, en las estaciones para transferencia de custodia, TGI S.A. ESP aplica la Norma Técnica Colombiana NTC 6167 “Medición de Transferencia de Custodia de Gas Natural en Gasoductos”, la cual establece los requisitos, directrices y procedimientos de carácter técnico necesarios para el adecuado desarrollo de los procesos de medición de transferencia de custodia de gas natural en gasoductos. De conformidad con esta normativa, durante su ciclo de vida, los sistemas de medición de transferencia de custodia deben someterse a los siguientes procesos:
-
- Clasificación del sistema de medición: Los sistemas de medición se clasifican en cuatro categorías: Clase A, B, C y D (NTC 6167); las cuales son determinadas por TGI S.A. ESP a partir de los Caudales Máximos Proyectados para la estación de transferencia de custodia. Cada clase de sistema de medición tiene asociado unos Errores Máximos Permisibles (EMP) característicos, aplicables a la medición del volumen a condiciones estándar y la determinación de la energía asociada al volumen medido. Los EMP aplicables son:
- Evaluación documental de la conformidad: Este proceso se realiza al finalizar la fase de diseño de la estación de medición por parte del Agente (antes del aprovisionamiento, construcción e instalación del sistema de medición). Consiste en la verificación del cumplimiento de los requisitos aplicables (regulatorios, legales, contractuales, reglamentarios, técnicos, etc.) por parte de TGI S.A. ESP o un Organismo de Inspección Acreditado (ISO/IEC 17020) con base en planos, memorias de cálculo, documentos de ingeniería, fichas técnicas, certificados, etc. Como resultado se establece el grado de cumplimiento del diseño de la estación de medición con respecto a los requisitos aplicables a su clase, incluyendo la revisión de las especificaciones de los equipos y de los elementos mínimos requeridos, la validación de los certificados de materiales, equipos y accesorios para su uso en estaciones de gas natural y aplicaciones de transferencia de custodia (aprobación de modelo).
- Evaluación en campo de la conformidad (Inicial): Este proceso se realiza al finalizar la construcción e instalación de la estación de medición (antes de la puesta en servicio e inicio del servicio de la estación). Consiste en la verificación del cumplimiento de los requisitos aplicables (regulatorios, legales, contractuales, reglamentarios, técnicos, etc.) mediante actividades de inspección física realizadas por parte de TGI S.A. ESP o un Organismo de Inspección Acreditado (ISO/IEC 17020) orientadas a la obtención directa de evidencias en la estación de medición. Como resultado se establece el grado de conformidad de la estación de medición con respecto a los requisitos aplicables a su clase. TGI S.A. ESP solo aprobará la entrada en servicio de estaciones de medición que cumplan satisfactoria y totalmente los requisitos aplicables.
- Confirmación metrológica periódica de equipos de medición: Consiste en la calibración y verificación de los equipos de medición que íntegran la estación de medición (medidores de gas, instrumentos asociados de presión, temperatura y calidad de gas, computador de flujo y dispositivos de telemetría), por parte de TGI S.A. ESP o de un Laboratorio de Calibración y Ensayos Acreditado (ISO/IEC 17025), con el objeto de confirmar que estos se encuentren operando dentro de los EMP especificados. La periodicidad para la realización de estas actividades se establece en los contratos de transporte y se basa en lo estipulado en la NTC 6167.
- Evaluación en campo de la conformidad (Posterior): Un (1) año después de la entrada en servicio de la estación de medición y cada cinco (5) años, contados a partir de la realización de la entrada en servicio, TGI S.A. ESP o un Organismo de Inspección Acreditado (ISO/IEC 17020) realizarán actividades de inspección física orientadas a la obtención directa de evidencias en la estación de medición y su correspondiente verificación del cumplimiento de los requisitos aplicables (regulatorios, legales, contractuales, reglamentarios, técnicos, etc.). Como resultado se establece el grado de conformidad de la estación de medición con respecto a los requisitos definidos. TGI S.A. ESP solo aprobará la continuidad de la operación de estaciones de medición que cumplan satisfactoria y totalmente los requisitos aplicables.
Listado de referencias correspondientes a requisitos regulatorios y legales
A continuación, se presenta el listado de referencias que contienen los requisitos regulatorios y legales aplicables a sistemas de medición de transferencia de custodia de gas natural, en cada caso se aplican las normas que los adicionan, modifican o sustituyen.
CREG 071 - 1999
Reglamento Único de Transporte de Gas Natural – RUT
Ley 142 de 1994
Ley de servicios públicos domiciliarios
Decreto 1074 de 2015
Decreto Único Reglamentario del Sector Comercio, Industria y Turismo
Listado de referencias correspondientes a requisitos regulatorios y legales
A continuación, se presenta el listado de referencias que contienen los requisitos regulatorios y legales aplicables a sistemas de medición de transferencia de custodia de gas natural, en cada caso se aplican las normas que los adicionan, modifican o sustituyen.
AGA Report No. 3 Pt 1
Orifice Metering of Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Fluids, Part 1 - General Equations and Uncertainty Guidelines
AGA Report No. 3 Pt 2
Orifice Metering of Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Fluids, Part 2 - Concentric, Square-edged Orifice Meters, Specifications and Installation Requirements
AGA Report No. 3 Pt 3
Orifice Metering of Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Fluids, Part 3 - Natural Gas Applications
AGA Report No. 3 Pt 4
Orifice Metering of Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Fluids, Part 4 - Background, Development Implementation Procedure
AGA Report No. 5
Natural Gas Energy Measurement
AGA Report No. 7
Measurement of Natural Gas by Turbine Meter
AGA Report No. 8 Pt 1
Thermodynamic Properties of Natural Gas and Related Gases, DETAIL and GROSS Equations of State
AGA Report No. 9
Measurement of Gas by Multipath Ultrasonic Meters
AGA Report No. 11
Measurement of Natural Gas by Coriolis Meter
AGA XL1001
Classification of Locations for Electrical Installations in Gas Utility Areas
ANSI B109.1
Diaphram-Type Gas Displacement Meters (Under 500 Cubic Feet Per Hour Capacity)
ANSI B109.2
Diaphram-Type Gas Displacement Meters (500 Cubic Feet Per Hour Capacity and Over)
ANSI B109.3
Rotary-Type Gas Displacement Meters
API MPMS Chapter 14.1
Collecting and Handling of Natural Gas Samples for Custody Transfers
API MPMS Chapter 21.1
Electronic Gas Measurement
API RP 500
Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical Installations at Petroleum Facilities Classified as Class I, Division 1 and Division 2
API RP 551
Process Measurement
ASTM D1142
Standard Test Method for Water Vapor Content of Gaseous Fuels by Measurement of Dew-Point Temperature
ASTM D1945
Standard Test Method for Analysis of Natural Gas by Gas Chromatography
ASTM D3588
Standard Practice for Calculating Heat Value, Compressibility Factor, and Relative Density of Gaseous Fuels
ASTM D4084
Standard Test Method for Analysis of Hydrogen Sulfide in Gaseous Fuels (Lead Acetate Reaction Rate Method)
ASTM D4468
Standard Test Method for Total Sulfur in Gaseous Fuels by Hydrogenolysis and Rateometric Colorimetry
ASTM D5454
Standard Test Method for Water Vapor Content of Gaseous Fuels Using Electronic Moisture Analyzers
ASTM D6228
Standard Test Method for Determination of Sulfur Compounds in Natural Gas and Gaseous Fuels by Gas Chromatography and Flame Photometric Detection
ASTM D7164
Standard Practice for On-line/At-line Heating Value Determination of Gaseous Fuels by Gas Chromatography
ASTM D7165
Standard Practice for Gas Chromatograph Based On-line/At-line Analysis for Sulfur Content of Gaseous Fuels
ASTM D7166
Standard Practice for Total Sulfur Analyzer Based On-line/At-line for Sulfur Content of Gaseous Fuels
ASTM D7607
Standard Test Method for Analysis of Oxygen in Gaseous Fuels (Electrochemical Sensor Method)
GPA 2145
Table of Physical Properties for Hydrocarbons and Other Compounds of Interest to Natural Gas and Natural Gas Liquids Industries
GPA 2172
Calculation of Gross Heating Value, Relative Density, Compressibility and Theoretical Hydrocarbon Liquid Content for Natural Gas Mixtures for Custody Transfer
ISO 5167-1
Measurement of fluid flow by means of pressure differential devices inserted in circular cross-section conduits running full -- Part 1: General principles and requirements
ISO 17089-1
Measurement of fluid flow in closed conduits - Ultrasonic meters for gas -- Part 1: Meters for custody transfer and allocation measurement
ISO 15112
Natural gas -- Energy determination
NTC 3949
Gasoductos. Estaciones de regulación de presión para líneas de transporte y redes de distribución de gas combustible
NTC 3950
Medidores de gas tipo diafragma. Características físicas
NTC 4136
Medidores de gas tipo rotatorio
NTC 4554
Medidores de gas tipo diafragma con capacidad superior a 16 m3/h. Características físicas
NTC 5927
Medición de gas natural con medidores tipo turbina
NTC 6167
Medición de transferencia de custodia de gas natural en gasoductos
NTC-ISO 10012
Sistema de gestión de la medición. Requisitos para los procesos de medición y los equipos de medición
OIML R137
Gas meters