C * s GComisión de Regulación

de Energía y Gas

MODIFICACIÓN AL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 067 de 1995 MEDIANTE

EL CUAL SE ADOPTO EL CODIGO DE DISTRIBUCIÓN DE GAS COMBUSTIBLE POR

REDES

DOCUMENTO CREG 07516 de noviembre de 2012

PIRPIII APIÓN-

MIEMBROS DE LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

115

Sesión No.541

CONTENIDO

1. OBJETIVOS.............................................................................................................. 117

2. ANTECEDENTES......................................................................................................117

3. ANÁLISIS..................................................................................................................118

3.1 Corrección de Volumen.....................................................................................118

3.1.1 Errores generados en el volumen corregido........................................................... 120

3.2 Balance volumétrico.......................................................................................... 123

3.3 Instrumentación y medición.............................................................................124

4. PROPUESTA............................................................................................................ 125

4.1 Volumen corregido.............................................................................................125

4.2 Recomendaciones sobre instrumentación y metrología............................... 126

4.3 Pérdidas a reconocer......................................................................................... 127

4.4 Fórmula para calculo de pérdidas....................................................................130

D-075-12. MODIFICACIÓN AL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 067 DE 1995 " V

Sesión No.541

1. OBJETIVOS

Revisión de la regulación existente en el madejo de la medición de gas redes de tuberías (Resolución CREG067 de 1995) y proponer la metod cálculó de pérdidas que se presenta en el sistema de distribución de gas redes.

2. ANTECEDENTES

qombustible por ología para el

dombustible por

La Refeolución CREG 067 de 1995 establece bs procédimientos y requisitas información necesaria tanto para la facturación del usuario del sistema como para los demás fines pertinentes.

Mediante Resolución CREG 057 de 1996 se estableció la fórmula tarifaria remuneración del servicio de distribución de gas cqróbustible por redes, todos jos agentes que comercialicen, transportan o distribuyan gas combu de tubería y grandes consumidores en áreas de servipio exclusivo. En est reconocen las pérdidas al transportador menores de 1 % y al distribuidor m

general para la a cual aplica a rtible por redes a resolución se

«¡ñores del 4%.

Mediapte Resolución CREG 011 de 2003 se estableció los criterios rernuperar las actividades de distribución y comercialización de gas co fórmula general para determinar el costo de prestación del servicio públicc gas combustible por redes de tubería a Usuarios Regulados en áreas exclusivo.

generales para mbustible, y la domiciliario de de servicio no

Dicha resolución reconoce un porcentaje de pérdidap de gas en el Sistei Transporte y en el Sistema de Distribución equivalente de un 1% respeptivamente.

De acuerdo a la Ley 142 de 1994, que establece que cada cinco años se actualizar las fórmulas tarifarias, y teniendo en cueijita que han transcu años de las metodologías establecidas en las Resoluciones CREG 057 011 dé 2003, la CREG inició el proceso de modificación y en la Resolucióifi

ntarían los estudios2008 se divulgó las bases sobre las cuales se adela establecer con posterioridad los principios, laj metodología y cálculos pars

as tarifarias del senj/i fario. El estudio de

cargop de distribución, comercialización y lap fórmul gas combustible por redes para el nuevo pehodo tar basó en: la distribución, mercado relevante, expansión y cobertura metodología de remuneración, cálculo tarifario y la fijación de la fórmula ta

de equipos e Je distribución,

tjna Nacional de y del 2.5%,

deben revisar y rido los cinco : 1996 y CREG CREG 136 de

que permitirían determinar los icio público de a propuesta se

del servicio, rfifaria.

D-075-12. MODIFICACIÓN AL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 067 DE 1995

Mediante Resolución CREG 178 de 2009 se ordena publicar un proyectó de resolución por la cual se establecen las Fórmulas Tarifarias Generales para la prestapión del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de docunhento soporte de esta Resolución, que es el ¿Jocumento CREG 135 de 2009, se realizó un balance con los datos reportados por las empresas con relación a las compras de gas y las ventas a los usuarios finales, encontrándose con resultado^ inconsistentes como lo son las pérdidas negativas.

117

Sesión No.541

A partir de los resultados de pérdidas negativas obtenidos de los balances realizados en el Documento CREG 135 de 2009, la Comisión decide realizar un estudio con la Universidad Tecnológica de Pereira con respecto a los Sistemas de Distribución y los parámetros para los cálculos del volumen real consumido y de pérdidas volumétricas. Los resultados del estudio fueron publicados mediante la Circular CREG 098 de 2011.

La CREG recibió comentarios de EPM y NATURGAS mediante comunicaciones con radicado CREG No. E-2012-000244 y E-2012-000192, respectivamente.

Los comentarios recibidos en la CREG fueron considerados para la expedición de la resolución y su respectivo análisis se presenta en el Anexo de este documento.

3. ANÁLISIS

El Código de Distribución se analizó con base a los sistemas de medición y parámetros aplicados para determinar la cantidad de volumen consumido por el usuario final.

El análisis se divide en los siguientes temas: corrección de volumen, balance volumétrico, instrumentación y medición.

3.1 Corrección de Volumen

El concepto para la corrección de volumen enunciado en la Resolución CREG 067 de 1995 y especificado en el Concepto 2208 de 2002 está basado en el Reporte 7 de la AGA; la fórmula para corrección de volumen establecida por la CREG contiene un término Fcv que es el factor de corrección por poder calorífico agregado para efectos de facturación que no está contenido en la fórmula original de la AGA, como se puede observar en la tabla 3.1.1.

Tabla 3.1.1 Cálculo volumen corregidoAGA CREG

Fc:volumen corregido a condiciones base, 14.73 psia y 60 °F

Vf \ volumen medido a las condiciones locales, pies cúbicos

Pf : presión manométrica a través del medidor individual de consumo, psig, más la presión atmosférica local

Pb: presión base, 14.65 psia Tr : temperatura medida en grados Rankine Tb: temperatura base, 60 °F en grados Rankine.Zi, ¡factor de compresibilidad a condiciones estándar. Z^dactor de compresibilidad a condiciones medidas.

V V . lPm + Pal > \Tb+ 459,671 , f 2 . F c m I Pi, J lTm + 459.67J pv ev

^¡wolum en corregido a condiciones estándar, pies3.

Vm\ volumen medido a condiciones locales, pies3.Pm\ presión manométrica a través del medidor

individual de consumo, psig.Pa: presión atmosférica local, psia.Pb\ presión base, 14.65 psia.Tb: temperatura base, 60 °F.Tm: temperatura media del gas a través del

medidor, °F.Fpv: factor de compresibilidad, adimensional.Fcn: factor de poder calorífico

D-075-12. MODIFICACIÓN AL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 067 DE 1995

!Sesión No.541

De aciierdo al cuadro anterior, el poder calorífico de referencia incluido en como parte del factor de corrección para ajustpr el volumen medido, tiene se relacionan todos los componentes tarifarios a eslie poder calorífico. [$/m3] a poder calorífico de referencia debe ser conocido de manera oficial distribijiidores de gas.

Los costos de gas en Colombia no están basádos en un poder calorífico d que el precio depende del campo del productor1.

la metodología sentido cuando [picho costo de

para todos los

Además no existe claridad con la aplicación de la fórmula de corrección de distribuidor la aplica según su interpretación. En la tabla 3.1.2 se muestrari factores para corrección del volumen que aplican loé distribuidores visita estudib de revisión del código realizado junto con la UtP-

volumen, cada los diferentes

dos dentro del

Tabla 3.1.2 Aplicación distribuidores

de factores de corrección por parte de los

Factores de correcciónKp Kt Kz Kpc Kmed «P T

Efigas

<P: no se tiene nformación de cómo se calcula

<t: no se tiene información le cómo se calcula

K¿ 1 para presión menor 0 100 psi

K ~ PCcB PC PCref

PCcg-, poder calorífico

medido por cromatógrafo.

PCre/: 1.000 Btu/pie3

Gases de Occident|e

Pm+Pa KP - — ■

pm: presión de tubería, asumida con valores constantes de 0.25, 5.

Pa: presión atmosférica local, psi.

Pb: presión estándar, 14,65 psia.

Tb + 459,67 K r ~ T m + 459,67

r6: temperatura estándar, 60 'F.

rm: temperatura 64 °F. Es constante.

<z: 1 para crestón menor a 100 psi

PCcQ1f Cí»pc ~ PC rW ef

PCcg-. poder calorífico medido por cromatógrafo.

PCreA: 1.000 Btu/pie3

SurtigasKp y KTel producto es asumido igual a 1.

Kz' 1 para crestón menor a 100 psi

Kmed pQfcalidad del medidor.

GasNatural

<p: no Se tiene nformación de cómo se calcula

<t: no se tiene ¡nformación de cómo se calcula

Kz: 1 pára creslórt menor la 100 psi

,, _ P^cgPC PCrSf

PCcg: poder calorífico por el cromatógrafo en puertas de dudad

PCre f: 1000 Btu/pie3

KpT:factor depresiónpuntual

EPM

„ Pb + Ps p P re f

P b : presión detemninada

Tb + 273,15

K7' “ Plocal + 273,15Kz: 1 pára presiórj

Y _ PCcg PC ~ prr ^ref

KmedPorcalidad del

3 referencia ya

El poder ¡calorífico de referencia también es utilizado en otros países para efectos de facturación | porque el sistema de distribución pre diferente cómposición química por lo tanto lo consideran necesario para homogenizdr la facturedióni de los usuarios. Que no es el caso er

El único ca&o que se encontró en Colombia que necesita la aplicación de factor corrección para este fin por poder calorífico es Bogotá y i Sistema de Distribución a partir de anillos y mallas con entradas de gases de dos estaciones de puárta de ciudad con diferentes poderes necesaria la utilización de cromatógrafos o calorímetros para determinar la calidad del gas y así realizar una facturación homogénea a lo:

¡enta mezclas de gases con análisis.

que presenta un diseño del caloríficos. Por lo anterior es

usuarios finales.

119D-075-1&. MODIFICACIÓN AL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN pREG 067 DE 1995

Sesión No.541

aor zonas de acuerdo menor a medidor.;on la altitud. Pb: temperatura estándar 100 psi PCcff: poder calorífico

Ps : presión de servicio,de 60 °F. medido por

cromatógrafo enHedido en cada rlocal: temperatura media de cuertas de ciudad.ocalidad. a localidad en donde se

P re f: 14,65 psia. encuentra el usuario final. PCreí: 1000 Btu/pie3

Las variables de presión (Pm) y temperatura (Tm) medidas en tubería que hacen parte del cálculo de los factores KP y KT son asumidas constantes por todos los distribuidores de gas natural (en todas las ciudades). Lo anterior no concuerda con lo exigido en el Concepto CREG 2208 de 2002 en el que se define Pm y Tmasí:

Pm= presión manométrica a través del medidor individual de consumo, psig.

Tm= temperatura media del gas a través del medidor, en °F.

Son este tipo errores los que no permiten obtener el volumen real consumido por el usuario final, generando pérdidas negativas o positivas al final de un periodo contable.

3.1.1 Errores generados en el volumen corregido

Los errores generados en el volumen corregido, son aquellos que se cometen por no calcular correctamente el factor de presión KPy el de temperatura KT, generando al final de un periodo contable pérdidas negativas o positivas. El factor de presión se calcula según la tabla 3.1.1.

Tabla 3.1.3. Fórmula del factor de presión

Factor de presión

„ im "FKp - p

r e

Pm: presión manométrica a través del medidor individual de consumo, psig.Pa\ presión atmosférica local, psia.Pb\ presión estándar, 14.65 psia.

El factor variable que genera errores es el Pa (presión atmosférica), ya que la gran mayoría de cálculos lo asumen constante. Pero este factor varía según la temperatura y altura sobre el nivel del mar.

El factor por temperatura se calcula según la tabla 3.1.5.

Tabla 3.1.5 Fórmula del factor de temperatura

Factor de temperatura

Te + 459.67 Kt “ rm + 459.67

Tb: temperatura estándar, 60 °F.Tm: temperatura media mensual del gas medida en la estación reguladora o en un punto cercano al usuario, °F

El error general que se comete con la aplicación de este factor es el de tomar el componente Tm como constante, pero este es un componente variable y debe ser medido en el punto más cercano al usuario.

D-075-12. MODIFICACIÓN AL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 067 DE 1995

Sesión No.541

A continuación se presentan una curva que muestra los errores que se corregir de manera adecuada los factores Kfp y K /én el volumen corre< contiene la siguiente ¡nformación:

Eje x: contiene diferentes alturas sobre el nivel del rnaií

Eje y: error presentado en el volumen corregido, representado en m3

® ^cori—est “ Vcon—real

Doiide:

e: efror presentado en el volumen corregido.

generan al no dido. La curva

volumen corregido a las condiciones estándar de la ciudac altura y presión).

(temperatura,

■ co tr-rea i ■ v o lu m e n corregido a las condiciones reales a las que sé encuentra elusu ano.

Diagonales: representan diferentes valores de la temperatura dél ambiente {Ta ), °C. Se asume como m

Punto “ O” : son las condiciones estándar cón las q que el error es cero. Representa las condiciones atmo

emperatura del gas Ddelo Tq* Ta - 4°C.

ue se diseñaron las sféricas estándar de

furvas y en las la ciudad.

Para l$er las curvas se debe tener la altura sobre el niyel del mar a la que usuarip y la temperatura promedio mensual de la ciudad donde habita, datos, se ingresa a la tabla con la altura, localizáriidola sobre el eje verticqlmente hasta encontrarla con la líhea diagonal a la cual temperatura, por el punto que da el cruce de estás dos líneas traza horizohtal hasta el eje “Y” donde se encuentra los errares. El error que nos da, significa ladiferericia en m3 al aplicar la fórmula de córrecciórj del volumen con Iks condiciones estáncjar de la ciudad que es el punto “O” y lás condiciones reales a la que se encuentra el usuério.

La cuiva permite determinar el error que se induce Qn el cálculo del vo para un usuario de gas a una altura, presión atmosférica y temperatura condiciones atmosféricas estándar de la ciudad.

Ejemplo ________________________ _____________________

(7g) y de la

se encuentra el éniendo estos X” y subiendo orresponde la mos una línea

men corregido diferente de las

lasde

Como ejemplo de la influencia de la alturg y la temperatura sobre considera un consumo de 1 m3 de un usuario. Las cohdiciones estándar de 30 °C y una altura de 1000 m (presión atmosférica 13,12 psi), se o temperatura del gas es de 26 °C. Se debe análizar las pérdidas que generé

pérdidas, se la ciudad son

pnsidera que la n cada caso:

1. El usuario presenta un consumo de 1 m3, se localiza a una altura sobre el nivel del mar y la temperatura ambienie es de 30 °C.

de 800 metros

2. El usuario presenta un consumo de 1 m3, se localiza a una altura de 1000 metros sobre el nivel del mar y la temperatura ambiente es de 35°C.

121D-075-1¿. MODIFICACIÓN AL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 067 DE 1995

Sesión No.541

Figura 3.1.7. Gráfico

Error en el cálculo del volumen corregido [m3]

0.10

0,08

0,06

0.04

0,02

0

- 0,02

-0,04

-0,06

-0,08

"0’1° 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500

Altura [m]

Solución

1. Para el primer caso se debe ingresar a la figura 3.1.7 con el dato de la altura de 800 m en el eje “X” y se sube verticalmente hasta que se cruce con la línea diagonal de temperatura ambiente de 30 °C, por el punto que genera laintercepción de las dos líneas se traza una línea horizontal hasta el eje “Y” que arroja una lectura de 0,02 m3. Por tanto está generando un error de 0,02 m3, que para efectos del balance volumétrico se tendría una lectura de pérdida positiva equivalente a 0,02 m3.

2. Para el segundo caso se debe ingresar a la figura 3.1.7 con el dato de la alturade 1000 m en el eje “X” y se sube verticalmente hasta que se cruce con la líneadiagonal de temperatura ambiente de 35 °C, por el punto que genera laintercepción de las dos líneas se traza una línea horizontal hasta el eje “Y” que arroja una lectura de -0,03 m3. Por tanto está generando un error de (- 0,03 m3), que para efectos del balance volumétrico se tendría una lectura de pérdida negativa equivalente a 0,03 m3.____________________________________________

Fin de ejemplo

122D-075-12. MODIFICACIÓN AL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 067 DE 1995

Sesión No.541

del usuario de encuentre el

la medición de!;e

Con el ejemplo anterior, se puede evidenciar que la variación de altura cada 200 metros sobre el nivel del mar, así cómo la temperatura a la que sector, hace variar el factor de corrección, lo qtie muestra que es necesaria estas variables para obtener un factor de corrección confiable.

3.2 Balance volumétrico

En la normatividad vigente se establece que las pérdidas de gas en distribución es la diferericia entre el gas medido a condiciones estándar en la estación de pijierta de ciudad y el gas combustible medido acondiciones estándar eji las conexiones de pesar de que se encuentra expresado como se debd realizar el cálculo c tiene establecido una metodología específica.

En el balance volumétrico los distribuidores tieinen claró que se debe compa recibido en puertas de ciudad con la suma de los volúitnenes de los usuariq claro én algunos casos son los factores de corrección por los que se volumén para cerrar el balance volumétrico.

rar el volumen s; lo que no es

debe afectar el

Para él volumen recibido en puertas de ciudád aplicán el artículo 5.3 de CREG 71 de 1999, en el que se explica que él volumen transporta expreáado a condiciones estándar de presión y temperatura, compresibilidad, no tienen problema ya que el transpó lo referente a la corrección del volumen leído de los medidores del u observa que aplican diferentes tipos de factóres de corrección, como se tabla 3.2.1.

la Resolución do debe estar corregido por

rtador lo entrega corjregido; pero en suario final se muestra en la

Tabla 3.2.1 Cuadro comparativo del balance volumétrico que ap distribuidores

Balance volumétrico

Efigas Vcg * Kp * K T * Kz — ^ Vmealclo a usuario * KP * K T * Kz

Gases de Occidente VCg * KP * K T * Kz = ^ ^medido a u su a rio * KP * K T * Kz

Surtigas V:g * Kp * Kp = Vm edído a usuario * Kp * Kp * Kz * Km

Gas Natural ^ VCg * KP * Kp * Kz * Kpc — ^ ^medido a usuario * KP * Kp * Kz * Kpc

EPM VCg * Kp * Kp * Kz — y Vmedldo a usuario * Kp * Kp * Kz * K „

Dónde.'

KP ■ factor de presión

Kt ; factor de temperatura

Kz ■ factor de compresibilidad

KpC\ factor de poder calorífico

D-075-1^. MODIFICACIÓN AL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 067 DE 1995

los usuarios. A e pérdidas, no

ica diferentes

y

Sesión No.541

Kmedidor-factor por corrección de ajuste del instrumento de medida, donde se aduce que el medidor cuenta con un error estadísticamente conocido y estable a caudales conocidos y es válido únicamente para usuarios que consuman más de 45 m3/mes.

Al realizar los balances de gas con factores de corrección diferentes al de presión, temperatura y compresibilidad, posiblemente generan que la sumatoria de los volúmenes medidos a los usuarios finales sea mayor que el gas adquirido y entregado en puerta de ciudad, obteniendo pérdidas negativas.

3.3 Instrumentación y medición

En la Resolución CREG 067 de1995 se establece que la cantidad de gas medido debe ser corregido por presión, temperatura, calidad del gas y del medidor. Con relación a la calidad del medidor (interpretado como exactitud del medidor) es importante resaltar que los distribuidores deben garantizar por medio de laboratorios de metrología acreditados y certificados por el Organismo Nacional de Acreditación de Colombia -ONAC- el cumplimiento de los estándares de calidad de los medidores en verificación inicial y en servicio, de acuerdo con lo establecido en la regulación. Por lo anterior, la utilización de factores de corrección por descalibración o por calidad del medidor no cuenta con sentido alguno.

Entre los distribuidores existe claridad con relación a la verificación de la exactitud de los equipos en intervalos menores de 5 años, dado que existen procedimientos claros para su cumplimiento, así como laboratorios homologados para la verificación de la calidad de los equipos.

En el numeral 5.27 de la Resolución 67 de 1995 se establece que para la correcta medición del gas entregado se deben usar equipos de medición que cumplan con las Normas Técnicas Colombianas o las homologadas por la Superintendencia de Industria y Comercio. Nótese que si se da aplicación a lo exigido por la Norma Técnica Colombiana NTC 2728 para medidores tipo diafragma en cuanto a los errores máximos permisibles (tolerancia) del orden del 1,5%, difiere de forma general con lo dispuesto en la Resolución CREG 67 numeral 5.30, dado que ésta establece dentro de su contexto que: “S/ al efectuarse la comprobación de un equipo se encontrara que cualquier medidor o equipo de medición fuera inexacto en un dos por ciento (2%) o más, por exceso o por defecto, el equipo será ajustado para el volumen de gas entregado y calibrado. El distribuidor o el comercializador y el usuario podrán acordar que el medidor será calibrado cuando presente un margen de error menor al aquí establecido, o se podrá hacer un ajuste en la facturación mediante la utilización de factores de corrección hasta que se efectúe la calibración’’.

Es de resaltar que no existe claridad en cuanto a la interpretación del término “inexacto” en el numeral 5.30, ya que lo toman como un máximo error permisible. El máximo error permisible está relacionado con la clase de exactitud, pero no con el término exactitud o inexacto. Para aclarar lo enunciado se debe definir el término exactitud y dase de exactitud.

La GTC-ISO/IEC 99 en el numeral 2.13 define la exactitud como 11 Proximidad del acuerdo entre un valor medido y un valor verdadero de un mensurando. El concepto "exactitud de medición" no es una magnitud y no se expresa numéricamente. Se dice que una medición es más exacta cuanto más pequeño es el error de medición”. Este es un concepto

D-075-12. MODIFICACIÓN AL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 067 DE 1995

Sesión No.541

cualitativo, por lo tanto cuando se vaya a daf- en porcentaje se debe dar máxirjio error permisible GTC-ISO/IEC 99 nuiperal 4.26.

en términos del

25La clase de exactitud es definida por la GTC-ISO/IEC 99 en el numeral 4.de instrumentos o sistemas de medición que satisfacen requisitas deterininados destinados a mantener los errores \de medición o las instrumentales dentro de límites especificados, bajo condiciones de dadas".

En tédo caso, conforme las visitas realizádas cuando los distribuido medidores fuera de los márgenes de error pefmisibleS o en mal estado, los

res encuentran reemplazan.

4. PROPUESTA

La propuesta es con relación a la aplicación de la fórmula del volumen instrulmentación del Sistema de Distribución, producto del análisis de vigente y de ta aplicación que le dan los distribuidores.

4.1 Volumen corregido

corregido y de la normatividad

El volumen medido debe ser corregir por compresibilidad y a condición presión y temperatura en cada uno de los sitios qe cambio de custod requiera verificar medidas de volumen. Para realiza!" estas correcciones base las normas American Gas Association AGA repórte 7 “Measuremen Turbióe Meters”.

A continuación se presenta en la tabla 4.1.1 la metodología para realizjar el cálculo de volurrien corregido.

Tabla 4.1.1 Metodología para corrección de volumén

El volumen medido a los usuarios^ se debe corregir por be presipn y tempeifatura, según la AGA reporte No 7. f

mpresibilidad y a condir; |

Iones estándar dei ■ : .

Fórmula de la corrección del volunjien medido a los usuarios

Vc = Vm * KP * KT * FpV

Vc\ volumen corregido Vm\ volumen medido al usuario. KP: factor de correción por presió Kt : factor de corrección por temp F̂ v: factor de corrección por com

n.eratura.oresibilidad.

Factor de correpción por presión

KP Pe

Pm: presión manométrica en el mPa: presión atmosféricaPe: presiónestándar, 14,65 psia.

edidor del usuario.

Presipnmanométrica en la tubería

[o .z s -o .e lPm 1 5 - 10 | psi

Presión manométrica, depenc usuariol (residencial entre 0,25 y

(no residencial 5 y 10 ps Los distribuidores deberán garar presión referenciado

erá del tipo de 0,6 psi).i)tizar los perfiles de

Presiónatmosférica

i

-9,81«A' rnP = P0 * e2S7*(273,lS+T) ̂ ^

P0 : pre¡x : álti

ene

>¡ón atmosférica a nivel d ira sobre el nivel del uentra el usuario.Consid

si mar, 101325 Pa mar a la que se arar los diferentes

como: “Clase metrológicos

incertidumbres funcionamiento

es estándar de ia o donde se se tomó como of Fuel Gas by

D-075-12. MODIFICACIÓN AL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 067 DE 1995125

Sesión No.541

pisos térmicos para cada variación de 200 metros sobre el nivel del mar.

T : temperatura promedio mensual de la ciudad del usuario. Puede temerse de base de datos meteorológicas.

Conversión de Pascales a psi.

P = [Pa] * 1,4508 x 10"4 [ ^ ] Para uniformar las unidades en la ecuación del KP%e debe pasar la presión atmosférica calculada con la ecuación anterior a unidades de psi

Factor de corrección por temperatura

Te + 459,67 K T ~ T m + 459,67

Te: temperaturaestándar, 60 °F.Tm: temperatura media mensual del gas medida en

la estación reguladora o en el puntomás cercano al usuario, °F.

Factor de corrección por compresibilidad

Ni*!IIs>

tí

Ze ; factor de compresibilidad a condiciones estándar.

Zm: factor de compresibilidad a condiciones medidas.

Este factor es despreciable para presiones inferiores a 100 psig.

4.2 Recomendaciones sobre instrumentación y metrología

Para la correcta medición del gas entregado a los usuarios de parte de los distribuidores, se deben usar equipos de medición que cumplan con las Normas Técnicas Colombianas o las homologadas por la Superintendencia de Industria y Comercio, Resolución CREG 67 de 1995 numeral 5.27 de la sección V.

Las Normas Técnicas Colombianas 2728 y la 4136 establecen el rango de errores máximos permisibles para medidores tipo diafragma y rotativo, respectivamente (tabla 4.2.1).

Tabla 4.2.1. Errores máximos permisibles para medidores tipo diafragma y rotativo NTC 2728 y NTC 4136

Errores máximos permisibles

Tasa de flujoVerificación inicial En servicio

Medidores tipo diafragma

Qmín. — Q — OlQmáx. ±3% + 6 % ,-3 %

0'lQmáx. — Q — Qmáx. ±1,5 % ±3%Tasa de flujo Medidores tipo rotatorio

Qmín. < Q < O.lCmá*. +2% ±3%

0-lQmáx. ^ Q ~ Qmáx. ±1% ±1,5%

Donde verificación inicial se refiere al proceso de confirmación del cumplimiento de los requisitos metrológicos especificados, que se efectúan sobre el medidor nuevo; y En servicio, se refiere a la condición del medidor luego de ser instalado.

La norma NTC 2728 es clara cuando se refiere a las condiciones que deben cumplir los medidores en verificación inicial y en servicio. En el momento en que el medidor va a ser instalado nuevo debe cumplir con las condiciones de verificación inicial, pero después de instalado y durante los cinco (5) años antes de la revisión, se recomienda que debe

D-075-12. MODIFICACIÓN AL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 067 DE 1995

Sesión \No.541

satisfamáximinicial,

cer como mínimo las condiciones de a de cinco (5) años, el medidor debe

servidid. Cumplido el period cumplir bon las condiciones

ya que este seguirá trabajando un periodo de cihco (5) años más.

Si un equipo no cumple con el margen de error máximo permisible in Normas Técnicas Colombianas, a este se le debe real zar un procedimiento en un ilaboratorio homologado por el Organisitno Nacional de Acreditación ONAC; si dicho procedimiento no es posible, se deb^ reemplazar por ur que cumpla las calidades exigidas en la normatividad Vigente a la fecha.

dicado por las de calibración de Colombia - equipo nuevo

Por lo anterior, la utilización de factores de corrección por descalibración cuentd con sentido alguno y dichos procedimientos a la luz de fundarjrientales de la metrología no cuentan con soporte alguno. Ademá medidór está incluido dentro de las pérdidas que pl distribuidor puedq usuario que equivalen al 2,5%.

del medidor no los principios s, el error del trasladarle al

Por o^ro lado, a pesar de que existan laboratorio® que cumpla los reqluerimientos decertifibación (acreditado) no todos los procedirtilentos ¡mplementados necesariamente son

e un factor de correecorrectos. Desde el punto de vista técnico, el fcálculo c condiciones específicas dadas, teniendo en puenta él cumplimiento de u ¡ntervénción valido2, solamente es correcto si dicho cálculo trae consigoasocieda a la medida, en este caso el “error”. Así

lalo determina la G

cuandp define la incertidumbre como: “parámetro ásociado con el re. medición, que caracteriza a la dispersión de los valores que en forma podrían atribuir a la magnitud por medir"’. Lo anterior pretende especificar q Km fijafcla para cada grupo de contadores por parte de los distribuidores no una iijicertidumbre, factor que enseñaría la dispersión del error y Finalrriente, el factor de corrección calculado no puéde ser aplicado de todos los equipos de medición, dicho procedimiento solamente es válid objeto de experimentación debido a que lás características intrínsecamateriales, procedimientos de calibración, personasmuchós otros) experimentan variaciones no cóntrolabies en éstos.

que ejecutan los pi

También se recomienda implementar el Sistema Internacional de Unidadp compónentes que integran la fórmula tarifaria, evitándpse así los errores g aproximación en el cambio de unidades.

4-3 Pérdidas a reconocer

En la gráfica se muestra una curva de error de medida con respecto al medidpr clase 1,5, donde el error máximo permisible para caudales míninji en verificación inicial (en servicio de +6%, -3%), mieniras que para caudale O.IQmá*®1 error máximo permisible es del ±1,5% eri verificación inicial ±3% ).;

2 NTC ISO/IEC 17025, capítulo 5, sección 5.4

3 GTC-51, estimación de la incertidumbre de medida

i II iD -075-ll MODIFICACIÓN AL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN pREG 067 DE 1995

o de revisión de verificación

cion para unas n protocolo de

incertidumbre C-ISO-IEC+99

áultado de una razonable se le je la constante tiene asociado u justificación, ma perpetua a o para el lote s, (calidad de

rlotocolos, entre

s en todas las énerados por la

caudal para un os es del ±3% s mayores del en servicio de

127

Sesión No.541

Curva de Error Típica1 | I - ír r i l k ' J IM 1 K 3 Í

- — —

> í m _ . -

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— —

1 ¡

o o,r. i i.r, 2 2 .r> 3F lu jo I ih V Ij]

De acuerdo al comentario anterior se entro analizar cuáles son los consumos que registran los usuarios en todo el país, a continuación se presenta una tabla con los consumos registrados:

Tabla. 4.3.1 Consumos de gas natural usuarios residencialesConsumo promedio de usuario en el Año 2011Estrato bajo-bajo bajo medio-bajo medio medio- alto altoEmpresa nrVh m7h m7h m7h m7h m7h

Aléanos de Colombia S.A. E.S.P. 0,7916 0,604 0,333 0 0 0,541Edalgas S.A. E.S.P. 0,318 0,3 0 0 0 0Empresas Públicas de Medellin E.S.P. 0,916 0,875 0,5 0,354 0,480 0,b66Espigas S.A. E.S.P. 0,375 0,770 0,333 0 0 0Gas Natural Cundiboyacense SA ESP 0,783 0,930 0,645 0,416 0,375 1,225Gas Natural del ARIARI S.A. E.S.P. 0,75 0,458 0,333 0,333 0 0Gas Natural del Centro S.A E.S.P 0,708 1,125 0,729 0,333 0,333 0,333Gas Natural del Cesar S.A. E.S.P. 0,708 0,477 0 0 0,312 0Gas Natural del Oriente SA E.S.P 0,888 0,508 0,5 0,333 0 0Gas Natural SA E.S.P 0,7 0,433 0,5 0,375 0,458 0,333Gases de La Guajira S.A., E.S.P. 0,75 0,75 0 0 0 0Gases de Occidente S. A. E.S.P. 0,82 0,75 0,333 0 0 0Gases del Caribe S.A. E.S.P. 0,770 0,680 0,066 0,270 0 0Gases del Cusíana S.A E.S.P 0,875 0,625 0,296 0 0,3 0Gases del Llano S.A E.S.P. 0,666 0,5 0,333 0 0 0Gases del Oriente S.A. E.S.P. 0,979 0,770 0 0,333 0,312 0Gases del Sur de Santander S.A. E.S.P. 0,791 0,291 0 0 0 0Madiqas Ingenieros S.A E.S.P 0,714 0,571 0,333 0 1,257 0Metrogas de Colombia S.A. E.S.P. 0,030 0,895 0,520 0 0 0,333Nacional de Servicios Públicos Domiciliarios S.A. E.S.P. 0,9 1,525 0,3 0 0 0Promesa S.A. ESP 0,75 0,354 0,375 0 0 0Promotora de Servicios Públicos S.A. E.S.P. 0,75 0 0 0,66 0 0

Los resultados que se presentan en la tabla muestran que el consumo promedio que presenta un usuario se encuentra dentro del intervalo de 0,25 s Q < 2,5 m3/h donde el error máximo permisible para un medidor en servicio es ±3%.

En la tabla 4.3.2 se puede observar que el consumo de una hornilla o quemador de una cocina doméstica esta en 0,28 m3/h, el cual se encuentra dentro del intervalo de 0,25 ¿ Q < 2,5 m3/h

D-075-12. MODIFICACIÓN AL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 067 DE 1995

Sesión No.541

Tabla 4.3.2 Consumo de cocina a gas natural

Cocina a gas naturalPotencia nominal Consumo Presión

<W) (l/h) (rnJ/h) (mm coi. H2C>)Hornilla 3089 276 0,28 180Quemador del homo 3000 270 0,27

De acuerdo con lo anterior y con la tabla 4.2.1, donde se presentan los ei permisibles para el medidor tipo diafragma, para calcular las pérdidas que a los distribuidores se tendrá en cuenta el error en servicio de ± 3% abarca los consumos registrados por los medidores de los usuarios finales

rrores máximos se reconocerán

él cual también

Además de los márgenes de error de los medidores de los usuarios, tam dentro de los cálculos de pérdidas el error máximo permisible para el medid City Gate. Los medidores utilizados en City Gate en gran parte son ultrasónicos, a continuación se muestra una curva de los márgenes de err<j> AGA reporte 9 para medidores ultrasónicos.

bién se tendrá or instalado en tipo turbina y

r tomada de la

1.61-41.21.0o.e0.60.4

tS> 0.2

i-0.0

£ -0.2o. -0.4

-0.6-0.6-1.0-1.2-1.4-1.6

/ Zero-flow reading <0.04 tt/sec (for each path)

Repeatability ±0.4% (q, c Qt)

ff- Í

M^^imum peflK-to-peak error 0.7% (q̂ ^q,)

' Repeatability ±0.2% (q,^ Qr) x q,£O.Jqmw<

1— T"

Expanded error Ur

Small meter error

Large meter error

nit +1.4% (q, -e q,)

limit +1 -0%

limit +0.7%

Large meter erro

Small meter erroi

Expanded error I

F lo w r a t e (q ,)

Para calcular las pérdidas que se reconocerán a los distribuidores, se ter error máximo permisible de los medidores utilizados en City Gate que es

limit -0.7%

limit -1.0%

irnit -1.4% (q, «c q,)

drá en cuenta el del 1%.

Los venteos de las válvulas de seguridad y otros tipos de descargas efectuados para evitar la sobrepresión en el sistema, generan pérdidas en el Sistema de Distribución y se reconoce el 0,5%.

Por tanto, como las pérdidas en el Sistema de Distribución están rel^ exactitud y repetibilidad de los instrumentos de medición del volumen d en cuenta lo siguiente:

cionadas con la el gas, se tendrá

D-075-12. MODIFICACIÓN AL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 067 DE 1995129

Sesión No.541

• Máximo error permisible del medidor de City Gate del ±1%

• Máximo error permisible del medidor del uso Residencial del ±3%.

• Porcentaje de pérdidas por venteo: 0.5%

Como los instrumentos no están correlacionados (no son los mismos y se mide unodespués del otro) el error nominal4 se calcula con la siguiente ecuación:

e rro r nom inal

Donde:

ócq: error del medidor del City Gate

6r : error del medidor residencial

e rro r nom inal — V i2 + 32 = +3.16

Porcentaje de Pérdidas a reconocer = 3.16% + 0.5%= 3.7%

4.4 Fórmula para calculo de pérdidas

Se propone usar la fórmula de la tabla 4.3.1 por parte del distribuidor-comercializador para determinará el porcentaje de pérdidas.

Tabla 4.3.1. Fórmula de porcentaje de pérdidas

Evaluar las pérdidasFórmula de las pérdidas anuales de volúmenes de gas evaluada en la ventana del año anterior al mes m.

_ E j¿ i(Ek=i Vm-jjc Vusuario.m-j)y lz yn w¿-‘k - l vrn- j,k

Vusuaríom-j-. es la sumatoria de los volúmenes facturados a los usuarios en el mes m-j, corregidos por compresibilidad, y a condiciones estándar de presión y temperatura.

Vm-j'k : es el volumen de gas combustible medido en el mes m-j en todas las Estaciones de Puerta de Ciudad y/o puntos de inyección al Sistema de Distribución , expresados en metros cúbicos (m3), corregidos por presión, temperatura y compresibilidad.

4E1 procedimiento de sumar los cuadrados de los errores es un resultado de la estadística y proviene de suponer que todas las distintas fuentes de error son independientes una de otras.

D-075-12. MODIFICACIÓN ALANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 067 DE 1995130

Sesión tio.541

En todo caso el valor máximo por pérdidas a trasladar al usuario final será aplicadla anterior fórmula y como máximo un 3.7%.

NOTA. Para el cálculo de pérdidas se debe tener en cuenta que:

• ¡El volumen entregado en City Gate por eh transportador está compresibilidad, y a condiciones estándar de pnesión y temperatura.

• El volumen medido al usuario final debe ser débidamente corregidc establecido en la presente resolución.

=l resultado de

corregido por

conforme a lo

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Sesión No.541

ANEXO

Comentarios de la Industria

Naturqas:Específicamente sobre el estudio realizado por la Universidad Tecnológica de Pereira: “DIAGNÓSTICO DE LOS SISTEMAS DE INSTRUMENTACIÓN Y MEDICIÓN EN LA DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL DOMICILIARIO” queremos manifestar que pareciera que no hay cabal consistencia entre el título del estudio y el contenido de sus resultados, en atención a que, a nuestro juicio, se están analizando temas que no son propios ni relacionados de manera directa con las actividades de medición e instrumentalización. Teniendo en cuenta lo anterior y haciendo uso del Decreto de Petición (Artículo quinto)

Respuesta.Con relación al alcance y los objetivos del convenio suscrito entre la Universidad Tecnológica de Pereira y la Comisión de Regulación de Energía y Gas, queremos manifestar que el objetivo general del convenio es la “Realización del estudio tendiente a revisar el código de distribución de gas domiciliario en lo relacionado al sistema de instrumentación y medición". Este objetivo cuenta con seis alcances a saber: “1) Revisión del estado del arte con relación a la regulación que existe en el manejo de la medida del gas domiciliario de pequeños consumidores, para ello se requerirá un estudio de la normatividad regulatoria de cinco (5) países de los cuales (3) deberán ser latinoamericanos." 2) “Revisión del marco normativo Colombiano frente al tema de la medición del producto que se entrega a los usuarios (se requiere revisar el Código de Distribución (Resolución CREG 67 de 1995) y el RUT (Resolución CREG 71 de 1999), específicamente cotejarla en relación con el estado del arte a nivel internacional y las buenas prácticas de la ingeniería.” 3) “Realizar un diagnóstico a nivel nacional sobre el sistema de medida, para lo cual se realizarán un conjunto de visitas a sistemas de distribución que sean una muestra representativa, donde se incluirá obligatoriamente a Bogotá. El designado de la CREG abalará los distribuidores a ser visitados.” 4) “Plantear posibles causas del problema y sus correspondientes soluciones" 5) “Planear y desarrollar un taller de divulgación de los resultados de los equipos a los Distribuidores del mercado Nacional.” Y 6) Análisis de los comentarios de la industria y la elaboración del informe final. Además en dicho convenio aparecen los antecedentes del convenio que reflejan el espíritu inicial de la Comisión de Regulación de Energía y Gas los cuales aparecen en la sección uno, párrafos cuatro y cinco y que rezan lo siguiente: Según lo dispuesto en el Artículo 146, corresponde a la CREG determinar el consumo facturadle, para lo cual: “... La medición del consumo, y el precio en el contrato. La empresa y el suscriptor o usuario tienen derecho a que los consumos se midan; a que se empleen para ello los instrumentos de medida que la técnica haya hecho disponibles; y a que el consumo sea el elemento principal del precio que se cobre al suscriptor o usuario".

Finalmente, la CREG ha encontrado que en algunos Sistemas de Distribución de Gas el nivel de pérdidas de gas es negativo, el cual desde el punto de vista técnico es incomprensible, por tal razón se requiere revisar en el código de distribución lo relacionado con la medida. Dado la anterior, la CREG, manifiesta la necesidad de conocer el origen de las pérdidas negativas en el sector de distribución de gas ya que se había detectado como posibles causas de la anormalidad presente en el sistema de distribución las siguientes: a) los sistemas de medición e instrumentación, b) el cálculo de los

D-075-12. MODIFICACIÓN AL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 067 DE 1995

volúménes corregidos, y c)las inteipretacioneá de las ¡Resoluciones CREOi CREG 11 de 2003, es pacífica mente en el cálcylo de Ips componentes G y tarifari&.

57 de 1996 y T de la formula

Dichos temas fueron abordados y discutidos en la reunión del 27 de solicitando la CREG al grupo de trabajo de la Universidad Tecnológica de dichas temáticas con carácter imperativo, además de realizar un est(i balanqes volumétricos en los distribuidores visitados.

mayo de 2011, Pereira estudiar

dio sobre los

Entonóes aparte de dar cumplimiento al convenio citado, se hizo caso a déla CREG contenidas en el acta PC-FT~004 de 27/05H2011

Naturias:Poder Calorífico. “ Como menciona el estudio en la| página 86, consider volúmenes únicamente deben ser sometidos a correbciones por temperat comprjesibilidad y, se debe eliminar, la corrección ppr poder calorífico balance entre compras y ventas que se aplican péra el usuario final proponemos y condicionamos nuestra sugerencia a oue se tenga en cue dato el proporcionado por la cromatografía de los pity-Gate, donde loé reciben la custodia del gas para atender aisus mercados, para lo cual cumplimiento de lo dispuesto en la Resolution 71 de 1999 (artículo 5 dispoqe que es responsabilidad del transportador determinar la calidad ( existan mezclas de gases. Con esta propuesta podpr calorífico no se de campt sino a lás mezclas del producto, si es que ello ócurre, en los City-G<i que eéta propuesta tiene como único proposite lograr precisión en el balanpi presentar efectos tarifarios.”

amos que los ura, presión y

para realizar el Sin embargo,

(ita como único distribuidores se debe dar

2.3) donde se gas cuando

jería asociar al te. Reiteramos e y no debería

del

Respuesta:La apreciación déla Asociación Colombiana «¡le GaS Natural -Naturgas- 4 compartimos para los casos en que un distribuidor ps atendido por un poder calorífico dado.

En casos donde existen mezclas de gases en el Sisltema de Distribución hacer una corrección por el poder calorífico íponderajdo de las estaciones ciudad. ¡

CoiNaturias:Simetría entre la Resolución CREG 067 de lj995 y la\Normas Técnicas acertado lo que indica el consultor en sus recomendaciones finales, en actualmente los distribuidores deben cumplir cdn la Resolución 1995ajplicando las Normas Técnicas Colombianas en cuanto a los erp permitidos, pero este cumplimiento implica contradecir lo dispuesto en el r la misma norma (“Si, al efectuarse la comprobación, se encontrare que cu o equjpo de medición fuera inexacto en un dos por ciento (2%) o más, ppi defectp, el equipo será ajustado para el volumen de gas entregado y ca anterior, acompañamos la propuesta del ponsultórl de “acogerse a Técnica Colombiana en cuanto a las características físicas de los m definiciones de parámetros y unidades metroldgicas".

la

las solicitudes

s correcta y la proveedor a un

es necesario de puerta de

>lombianas. Es el sentido que REG 67 de

ores máximos umeral 5.30 de siquier medidor r exceso o por

Ijibrado”). Por lo Normatividad

létrumentos, las

D-075-1 £. MODIFICACIÓN ALANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 067 DE 1995133

Sesión No.541

Respuesta:En el proyecto de Resolución para la modificación del Código de Distribución, la CREG se acoge a las Normas Técnicas Colombianas, en especial al numeral 5.30 donde se da claridad que los medidores deben estar dentro de los errores máximos permisibles según Norma Técnica Colombiana.

EPM:Observación asociada al Km (constante por desempeño del elemento medida).En el numeral 4. Recomendaciones sobre instrumentación y metrología, se establece: “tampoco tiene sentido la utilización de factores de corrección para ajustar la medida délos contadores de gas calibrados, dado que dichos procedimientos a la luz de los principios fundamentales de la metrología no cuentan con soporte alguno. Además, el error esta contenido dentro de las pérdidas que el distribuidor puede trasladarle al usuario y que según la Resolución CREG 67 de 1995 es del 2,5%".

Al respecto, consideramos que al establecer una constante por desempeño dei medidor establecer una constante Km le permite al distribuidor ajustar los consumos a facturar con mayor grado de certidumbre, ya que mediante procedimientos debidamente certificados en el laboratorio (acreditado) se puede determinar los errores en los puntos de las curvas de desempeño, de cada marca de tipo de medidor, teniendo como premisa el rango de caudal de trabajo, particularmente para el sector residencial. Con ello se garantiza que las mediciones de gas consumido se ajustan a las condiciones operativas, planteamiento que ha sido discutido y sustentado en las diferentes reuniones que se han realizado entre la comisión, el consultor y EPM.

Respuesta:A pesar de que existan laboratorios que cumpla los requerimientos de certificación (acreditado) no todos los procedimientos implementados necesariamente son correctos.

Desde el punto de vista técnico, el cálculo de un factor de corrección para unas condiciones específicas dadas, teniendo en cuenta el cumplimiento de un protocolo de intervención válido17, solamente es correcto si dicho cálculo trae consigo la incertidumbre asociada a la medida en este caso el “error”. Así lo determina la GTC-ISO-IEC+99cuando define la incertidumbre18 como: “parámetro asociado con el resultado de una medición, que caracteriza a la dispersión de los valores que en forma razonable se le podrían atribuir a la magnitud por medir” . Lo anterior pretende especificar que la constante Km fijada para cada grupo de contadores no tiene asociado una incertidumbre, factor que enseñaría la dispersión del error y su justificación. Finalmente el factor de corrección calculado no puede ser aplicado de forma perpetua a todos los equipos de medición, dicho procedimiento solamente es válido para el lote objeto de experimentación debido a que las características intrínsecas, (calidad de materiales, procedimientos de calibración, personas que ejecutan los protocolos, entre muchos otros) experimentan variaciones no controlables en éstos.

EPM:Observación orientada a garantizar la consistencia entre la definición de los volúmenes a facturar y la remuneración de la actividad de distribución. Dado que el valor a facturar que se defina tiene impacto en los ingresos futuros del distribuidor, se requiere guardar consistencia entre dicha definición y la futura remuneración de la actividad, por lo que se sugiere que un elemento para tener en cuenta en la definición del volumen a facturar y sus respectivos ajustes o correcciones, es la consistencia entre la definición de éste y la

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demartda usada para remunerar la distribuciórji, con el fin de minimizar riesgos futuros que son ectógenos al distribuidor.

Entre estos riesgos están los impactos que se pueden producir en asociados a cambios en el poder calorífico del gas realmente cons evidencia teniendo en cuenta que entre ballena y Cusiána, que son las prir de suministro del país, se tienen diferencias dal orden del 14 % en el poder

as demandas, Ljmido; esto se cipa les fuentes calorífico.

Respuesta:La metodología para el cálculo del componente de Distribución se define e 090 d@ 2012.

n la Resolución

D-075-12. MODIFICACIÓN ALANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN! CREG 067 DE 1995135