NORMA CHILENA OFICIAL NCh2264.Of2009

Gas natural - Especificaciones

Preámbulo

El Instituto Nacional de Normalización, INN, es el organismo que tiene a su cargo el estudio y preparación de las normas técnicas a nivel nacional. Es miembro de la INTERNATIONAL ORGANIZATION FOR STANDARDIZATION (ISO) y de la COMISION PANAMERICANA DE NORMAS TECNICAS (COPANT), representando a Chile ante esos organismos.

Esta norma se estudió a través del Comité Técnico Combustibles gaseosos, para establecer las características que debe cumplir el gas natural en el transporte, distribución y suministro.

Para la elaboración de esta norma no se ha tomado en consideración la Norma Internacional ISO 13686:1998 Natural Gas - Quality designation, debido a que no especifica los límites de las características de calidad del gas natural.

En la elaboración de esta norma se ha tomado en consideración la norma NCh2264.Of1999 y antecedentes técnicos proporcionados por GNL Chile S.A. y Sociedad GNL Mejillones S.A. en relación a los límites máximos de sulfuro de hidrógeno (H2S), azufre total (S) del gas natural sin odorizar y actualización de las normas de referencias, para ser concordantes con los valores establecidos en los mercados internacionales.

La norma NCh2264 ha sido preparada por la División de Normas del Instituto Nacional de Normalización y el Núcleo Asociativo formado por GNL Chile S.A. y Sociedad GNL Mejillones S.A. En su estudio el Comité estuvo constituido por las organizaciones y personas naturales siguientes:

Comisión Nacional de Energía, CNE Marco Mancilla A. Distrinor S.A. Alejandra Hernández S.

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Gamma Ingenieros S.A. Raúl Díaz-Valdés R.

Francisco Negroni E. Gas Atacama S.A. Cristián Didyk P. GAZEL S.A. Víctor Pizarro K. GNL Chile S.A. Luis Aguilera Instituto Nacional de Normalización, INN Scarlett Roncero R. Metrogas S.A. Marco Irribarra F.

María Teresa Abarca V. SICAL Ingenieros S.A. Cristian Moya H. Sindelen S.A. Angelo Guzmán C. Sociedad GNL Mejillones S.A. Oscar Santibáñez L. Superintendencia de Electricidad y Combustibles, SEC Claudio Acuña C.

Jorge Marín G. José Antonio Muñoz S.

En forma adicional a las organizaciones que participaron en Comité, el Instituto recibió respuesta durante el período de consulta pública de esta norma, de las entidades siguientes:

Asociación de Distribuidores de Gas Natural A.G. Electrogas S.A. Empresa de Gas de la V Región

Los Anexos A, B y C no forman parte de la norma, se insertan sólo a título informativo. Esta norma anula y reemplaza a la norma NCh 2264.Of1999 Gas natural - Especificaciones, declarada Oficial de la República por Decreto Nº 361, de fecha 15 de septiembre de 1999, del Ministerio de Economía Fomento y Reconstrucción, publicado en el Diario Oficial, del 08 de octubre de 1999.

Esta norma ha sido aprobada por el Consejo del Instituto Nacional de Normalización, en sesión efectuada el 15 de enero de 2009.

Esta norma ha sido declarada Norma Chilena Oficial de la República por Resolución Administrativa Exenta Nº 193, de fecha 16 de febrero de 2009, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, publicada en el Diario Oficial del 20 de febrero de 2009.

II

NORMA CHILENA OFICIAL NCh2264.Of2009

Gas natural - Especificaciones

1 Alcance y campo de aplicación

1.1 Esta norma establece las características que debe cumplir el gas natural en el transporte, distribución y suministro.

1.2 Esta norma se aplica en cualquiera de los puntos en que se ejecuten las operaciones definidas en 1.1, de acuerdo con la reglamentación vigente.

1.3 Esta norma no se aplica al denominado gas natural sustituto.

2 Referencias normativas

Los documentos referenciados siguientes son indispensables para la aplicación de esta norma. Para referencias con fecha, sólo se aplica la edición citada. Para referencias sin fecha se aplica la última edición del documento referenciado (incluyendo cualquier enmienda).

NCh2380 Gas natural - Cálculo del poder calorífico, densidad, densidad relativa y

número de Wobbe a partir de la composición. NCh2394 Gases licuados de petróleo y gas natural - Ensayo de olor. ISO 19739 Natural gas - Determination of sulfur compounds using gas

chromatography. ASTM D 1142 Standard test method for water vapor content of gaseous fuels by

measurement of Dew-point temperature. ASTM D 1945 Standard test method for analysis of natural gas by gas

chromatography. ASTM D 4468 Standard test method for total sulfur in gaseous fuels by hydrogenolysis

and rateometric colorimetry.

1

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ASTM D 4810 Standard test method for hydrogen sulfide in natural gas using length-

of-stain detector tubes. ASTM D 5504 Standard test method for determination of sulfur compounds in natural

gas and gaseous fuels by gas chromatography and chemiluminescence.

NOTA - Ver Anexo B con descripción informativa de alcances de las normas ISO y ASTM.

3 Términos y definiciones

3.1 densidad: masa de una muestra de gas dividida por su volumen, en condiciones especificadas de presión y temperatura

[NCh2380.Of1997, 2.3]

3.2 densidad relativa: densidad del gas dividida por la densidad del aire seco de composición normal en las mismas condiciones especificadas de presión y temperatura

El término densidad relativa ideal se aplica cuando ambos, gas y aire se consideran como fluidos que obedecen a la ley de gases ideales. El término densidad relativa real se aplica cuando ambos, gas y aire, se consideran como gases reales

[NCh2380.Of1997, 2.4]

3.3 gas natural: mezcla de gases hidrocarburos y no hidrocarburos, de origen natural y que se encuentran en formaciones geológicas porosas bajo la superficie de la tierra, a menudo asociada con petróleo. Su constituyente principal es el metano (CH4)

Para efectos de esta norma, es el gas que cumple con las características que se establecen en cláusula 4 de esta norma

3.4 gas natural sustituto: gas con un grado de intercambiabilidad similar al gas natural NOTA - El gas natural sustituto se usa, comúnmente para suministro en situaciones de emergencia o de alta demanda en la distribución.

3.5 índice de Wobbe: poder calorífico superior, sobre base volumétrica, en condiciones de referencia especificadas, dividida por la raíz cuadrada de la densidad relativa, en las mismas condiciones de referencia medidas

[NCh2380.Of1997, 2.5]

NOTA - También se conoce como número de Wobbe. Para efectos prácticos, es una medida de la energía que tiene un flujo dado de un combustible cuando pasa a través de un orificio determinado bajo condiciones especificadas de entrada, de modo que dos gases diferentes con el mismo índice de Wobbe entregan la misma potencia en un quemador dado.

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3.6 poder calorífico

3.6.1 poder calorífico superior: cantidad máxima de calor que puede ser liberada en la combustión completa, en el aire, de una cantidad especificada de gas, de manera tal que la presión 1p a la cual se efectúa la reacción permanece constante, y todos los productos

de la combustión retornan a la temperatura especificada t1 de los elementos que reaccionan, estando todos estos productos de la combustión en fase gaseosa, con excepción del agua formada en la combustión que está condensada a la fase líquida a la temperatura 1t

3.6.2 poder calorífico inferior: cantidad máxima de calor que puede ser liberada en la combustión completa, en el aire, de una cantidad especificada de gas, de manera tal que la presión 1p a la cual se efectúa la reacción permanece constante, y todos los productos de la combustión retornan a la temperatura especificada 1t de los elementos que reaccionan, estando todos estos productos de la combustión en fase gaseosa

4 Especificaciones

4.1 Condiciones de referencia

Para efectos de comparación, se establece que las condiciones estándar de referencia son: temperatura de 15°C, y presión absoluta de 101,325 kPa.

4.2 Unidades de medición

a) Volumen: expresado en metro cúbico (m3) en condiciones estándar de referencia;

b) Masa: expresado en kilogramos (kg) en condiciones estándar de referencia.

NOTA - En la práctica se pueden usar los múltiplos de estas unidades.

4.3 Requisitos generales

4.3.1 El gas natural cubierto por esta norma debe estar libre de: gomas, aceites (lubricantes), partículas líquidas, partículas sólidas de tamaño mayor que 5 μm y otras impurezas indeseables. Además, no debe contener más de 22,5 mg/m3 de partículas sólidas de tamaño menor o igual que 5 μm.

4.3.2 Temperatura

Para efectos de esta norma, la temperatura de entrega debe ser menor o igual que 50°C.

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4.3.3 Odorización

De acuerdo con lo que dispone la reglamentación vigente el gas natural debe contener, para su distribución y suministro, un compuesto tal que su olor sea característico, desagradable y no persistente, cuando se ensaya según NCh2394.

NOTA - La reglamentación vigente es el Decreto N° 254 de 1995, del Ministerio de Economía Fomento y Reconstrucción, publicado en el Diario Oficial N° 35.304, de 1995.10.30 o la disposición que la reemplace. Información sobre características y tipos de odorantes se incluyen en Anexo A de esta norma.

4.4 Características de calidad

4.4.1 El gas natural cubierto por esta norma debe cumplir con las características que se indican en Tabla 1.

4.4.2 El control del cumplimiento de estas características se debe efectuar mediante los métodos de ensayo que se indican en Tabla 1.

Tabla 1 - Características de calidad del gas natural

Característica Unidad de medida Límite Método de ensayo5)

1 Poder calorífico superior

2 Indice de Wobbe

kJ/m3 42 635 máx.

(kcal/m3) (10 200 máx.)

kJ/m3 36 995 mín.

(kcal/m3) (8 850 mín.)

kJ/m3 52 125 máx.

(kcal/m3) (12 470 máx.

kJ/m3 47 235 mín.

(kcal/m3) (11 300 mín.)

NCh2380

NCh2380

3 Densidad relativa - Informar NCh2380

4 Gases inertes, total % (v/v) 4 máx. ASTM D 1945

5 Punto de rocío de hidrocarburos ºC

-4 máx. a

5 500 kPa abs.

ASTM D 1142

6 Dióxido de carbono, (CO2) % (v/v) 2,0 máx. ASTM D 1945

7 Oxígeno (O2) % (v/v) 0,2 máx. ASTM D 1945

3 5,7 máx. ISO 197393)8 Sulfuro de hidrógeno (H 2S) mg/m

9 Azufre total

mg/m3 35 máx.1) ASTM D 55044)

mg/m3 65 máx.2) ASTM D 55044)

10 Agua mg/m3 65 máx. ASTM D 1142

1) Antes de la adición de odorante.

2) Después de la adición de odorante.

3) Alternativamente, se puede usar el método ASTM D 4810; en caso de arbitraje se debe usar el método ISO 19739.

4) Alternativamente, se puede usar el método ASTM D 4468; en caso de arbitraje se debe usar el método

ASTM D 5504.

5) En Anexo B de esta norma se incluyen, en carácter informativo, los títulos y alcance de las normas ISO y ASTM que se incluyen en esta tabla.

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Anexo A

(Informativo)

Información general sobre odorantes

A.1 Características ideales

A.1.1 Un gas odorante ideal debería tener las características siguientes:

a) ser estable químicamente, es decir que no se altere durante el almacenamiento o que

no reaccione con otros constituyentes del gas;

b) no ser tóxico en la concentración probable en que se encuentre;

c) poseer un olor penetrante y característico, desagradable y no persistente;

d) tener un intervalo de temperatura de ebullición estrecho y bajo;

e) no ser absorbido por el suelo, de modo que se puedan detectar las fugas en tubos

enterrados;

f) no condensarse bajo las condiciones de servicio;

g) no aumentar, en forma apreciable, el contenido de azufre del gas;

h) ser económico.

A.1.2 En la práctica, ningún odorante tiene todas estas características, y es usual utilizar mezclas de dos o más para lograr un buen intervalo de propiedades.

A.2 Tipos de odorantes

La mayor parte de los materiales disponibles para odorización del gas son compuestos de azufre y éstos se agrupan en tres tipos: mercaptanos, sulfuros alifáticos y compuestos de azufre cíclicos.

A.2.1 Mercaptanos

Estos compuestos tienen una alta intensidad de olor y un gran impacto en el olfato, pero tienen tendencia a reaccionar con el óxido de hierro y son fácilmente oxidados. El butilmercaptano terciario es un odorante común del gas natural, con buena volatilidad y olor impactante.

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El etilmercaptano es usado, comúnmente, como un odorante de GLP; su uso se limita a aquellos gases, de modo que todos los gases licuados de petróleo tienen un olor distinto del gas natural.

A.2.2 Sulfuros

Los sulfuros tienen menor intensidad de olor que los mercaptanos, pero son más estables. Sin embargo, ellos son absorbidos más fácilmente por las tuberías de hierro, principales y de servicio, de modo que hay tendencia a no ser utilizados en el gas natural que se distribuye por sistemas más antiguos.

A.2.3 Compuestos de azufre cíclicos

El odorante cíclico más usual es el tetrahidrotiofeno, muy estable, pero que no tiene el impacto de olor de los mercaptanos.

Sin embargo, parece que el olor de los mercaptanos tiende a causar fatiga, rápidamente, en el sentido del olfato, en tanto que el tiofeno, que no tiene el mismo impacto inicial, presenta una mayor persistencia del olor detectado. Por estas razones, las mezclas de butilmercaptano terciario (MBT) con tetrahidrotiofeno (THT) son muy populares.

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Anexo B

(Informativo)

Descripción de título y alcance de normas ISO y ASTM citadas en cláusula 2 Referencias normativas

ASTM Designation: D 1142-95 (Reapproved 2006)

Standard test method for water vapor content of gaseous fuels by measurement of dew point temperature.

1 Scope

1.1 This test method covers the determination of the water vapor content of gaseous fuels by measurement of the dew-point temperature and the calculation there from of the water vapor content.

ASTM Designation: D 1945-03 Standard test method for analysis of natural gas by gas chromatography.

1 Scope

1.1 This test method covers the determination of the chemical composition of natural gases and similar gaseous mixtures within the range of composition shown in table 1. This test method may be abbreviated for the analysis of lean natural gases containing negligible amounts of hexanes and higher hydrocarbons, or for the determination of one or more components, as required.

ASTM Designation: D 4468-85 (Reapproved 2006)

Standard test method for total sulfur in gaseous fuels by hydrogenolysis and rateometric colorimetry.

1 Scope

1.1 This test method covers the determination of sulfur gaseous fuels in the range from 0.001 to 20 part per million by volume (ppm/v).

1.2 This test method may be extended to higher concentration by dilution.

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ASTM Designation: D 4810-06 Standard test method for hydrogen sulfide in natural

gas using length-of-stain detector tubes. 1 Scope

1.1 This test method covers a procedure for a rapid and simple field determination of hydrogen sulfide in natural gas pipelines. Available detector tubes provide a total measuring range of 0.5 ppm by volume up to 40% by volume, although the majority of applications will be on the lower end of this range (that is, under 120 ppm).

1.2 Typically, sulfur dioxide and mercaptans may cause positive interferences. In some, cases, nitrogen dioxide can cause a negative interference. Most detector tubes will have a precleanse layer designed to remove certain interferences up to some maximum interferent level. Consult manufacturers instructions for specific interference information.

ASTM Designation: D 5504-08 Standard test method for determination of sulfur

compounds in natural gas and gaseous fuels by gas chromatography and chemiluminescence.

1 Scope

1.1 This test method is primarily for the determination of speciated volatile sulfur-containing compounds in high methane content gaseous fuels such as natural gas. It has been successfully applied to other types of gaseous samples including air, digester, landfill, and refinery fuel gas. The detection range for sulfur compounds, reported as picograms sulfur, is ten (10) to one million (1 000 000). This is equivalent to 0.01 to 1 000 mg/m3, based upon the analysis of a 1 cc sample.

1.2 The range of this test method may be extended to higher concentration by dilution or by selection of a smaller sample loop.

NOTE 1) Dilution will reduce method precision.

1.3 This test method does not purport to identify all sulfur species in a sample. Only compounds that are eluted through the selected column under the chromatographic conditions chosen are determined. The detector response to sulfur is equimolar for all sulfur compounds within the scope (1.1) of this test method. Thus, unidentified compounds are determined with equal precision to that of identified substances. Total sulfur content is determined from the total of individually quantified components.

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ISO 19739:2004 Natural gas - Determination of sulfur compounds using gas chromatography.

Abstract

Specifies the determination of hydrogen sulfide, carbonyl sulfide, C1 to C4 thiols,

sulfides and tetrahydrothiophene (THT) using gas chromatography (GC).

Depending on the method chosen from those given in its annexes, the application ranges for the determination of sulfur compounds can vary, but whichever of the methods is used, its requirements apply.

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Anexo C

(Informativo)

Bibliografía

[1] NCh861.Of2001 Combustibles gaseosos - Artefactos a gas - Definiciones y

clasificación. [2] NCh2071.Of2000 Combustibles gaseosos - Gas natural - Determinación de

compuestos de azufre - Método por cromatografía de gas y quimioluminiscencia.

[3] NCh2072.Of2000 Gas natural - Análisis por cromatografía de gas.

[4] NCh2073.Of2000 Gas natural - Determinación de sulfuro de hidrógeno, sulfuro de

carbonilo y odorantes a base de azufre - Método por cromatografía de gas usando un detector fotométrico de llama.

[5] ISO 14532:2001 Natural gas - Vocabulary.

[6] ASTM D 1072 Standard test method for total sulfur in fuel gases by

combustion and barium chloride titration. [7] ASTM D 1988 Standard test method for mercaptans in natural gas using

length-of-stain detector tubes. [8] ASTM D 4084 Standard test method for analysis of hydrogen sulfide in

gaseous fuels (Lead acetate reaction rate method).

[9] ASTM D 4150 Standard terminology relating to gaseous fuels.

[10] Proposición de GNL Chile y GNL Mejillones (septiembre 2008).

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NORMA CHILENA OFICIAL NCh 2264.Of2009

I N S T I T U T O N A C I O N A L D E N O R M A L I Z A C I O N z I N N - C H I L E

Gas natural - Especificaciones Natural gas - Specifications

Primera edición : 2009

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