Common use of SISTEMAS DE MEDICIÓN Clause in Contracts

SISTEMAS DE MEDICIÓN. Todas las disposiciones para la medición de volúmenes y calidad del gas, requerimientos técnicos de los sistemas de medición (componentes, referencias normativas, entre otras), aseguramiento metrológico (frecuencias de calibración, trazabilidad, estimación de incertidumbre, entre otras) y verificaciones en los puntos de transferencia de custodia, se regirán por lo establecido en la versión vigente de la norma NTC 6167 “Medición de transferencia de custodia de gas natural en gasoductos”, o aquellas actualizaciones a este documento que las modifique o sustituya. 10.1.1. La medición de los volúmenes de Gas Natural en el Punto de Entrada será realizada por EL REMITENTE PRIMARIO, directamente o a través de un representante, empleando para ello el Sistema de Medición. La verificación de los parámetros de calidad del Gas Natural en el Punto de Entrada estará a cargo de EL TRANSPORTADOR. EL REMITENTE PRIMARIO deberá cumplir con las condiciones de presión, calidad y cantidad del Gas Natural, en el Punto de Entrada, incluyendo su Poder Calorífico Bruto (superior) y EL TRANSPORTADOR verificará que dichas condiciones se cumplan en el Punto de Entrada. Las Partes acuerdan que, para la liquidación del Volumen Tomado, el computador de flujo utilizará la presión atmosférica o barométrica del sitio donde se localiza el sistema de medición de transferencia de custodia. La presión atmosférica o barométrica, será medida o determinada a partir de la mejor información de campo de acuerdo con el orden de prioridad indicado en el numeral 4.6 PRESIÓN de la versión vigente de la norma NTC-6167 “Medición de transferencia de custodia de gas natural en gasoductos”. En caso de que las Partes opten por la medición de la presión atmosférica utilizando un barómetro electrónico calibrado dicha medición la realizará EL TRANSPORTADOR y su costo estará a cargo de EL REMITENTE PRIMARIO 10.1.2. La medición de los volúmenes de Gas Natural en los Puntos de Salida será realizada empleando los Sistemas de Medición que EL TRANSPORTADOR o EL REMITENTE PRIMARIO tienen instalados en estos puntos. La verificación de los parámetros de calidad del Gas Natural en los Puntos de Salida estará a cargo de EL REMITENTE PRIMARIO. EL TRANSPORTADOR deberá entregar el Gas Natural en los Puntos de Salida cumpliendo con las condiciones de calidad establecidas en el RUT. 10.1.3. El Sistema de Medición de cantidad y calidad se acepta siempre y cuando siga cumpliendo con lo indicado en el RUT o aquellas normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan y en la versión vigente de la norma y en la NTC 6167 “Medición de transferencia de custodia de gas natural en gasoductos” o con aquellas actualizaciones a estos documentos que las modifiquen o sustituyan , en caso de instalar un nuevo elemento en el futuro al Módulo de Medición de cantidad, éste deberá ser el homologado por el Ministerio de Comercio, Industria y Turismo - Superintendencia de Industria y Comercio de conformidad con el Decreto 1595 de 2015 o las normas que lo modifiquen o sustituyan, o en su defecto cumplir con los requisitos y normas establecidos por API-MPMS "American Petroleum Institute", OIML, normas ISO, y el Comité de Medición de Gas de la AGA - "American Gas Association" en su última versión, o aquellas actualizaciones a este documento que las modifique o sustituya. Los Sistemas de Medición deberán estar equipados, como mínimo, con computadores electrónicos de flujo y transductores o transmisores de presión y temperatura, en caso de requerirse para la corrección de flujo en línea. El Sistema de Medición deberá estar provisto de las facilidades para efectuar las calibraciones y pruebas necesarias. El computador de flujo debe ser capaz de realizar correcciones por efectos de las variables que intervienen en el proceso tales como temperatura, presión y gravedad específica del Gas Natural medido, entre otros, según sea el caso; también debe cumplir con el estándar API-MPMS Capítulo 21 Sección 1, AGA 13 o EN12405-1. Con relación al Xxxxxx xx Xxxxxxxx, éste debe estar especificado de acuerdo con las normas técnicas colombianas vigentes o, si no existen, las estipuladas por el "American Gas Association" (AGA) u Organización Internacional de Metrología Legal (OIML) o normas ISO , en su edición más reciente, o aquellas actualizaciones a este documento que las modifique o sustituya. El computador de flujo debe contar además con las siguientes características: Estar provisto con hardware, firmware, y software de cálculo para la compresibilidad del Gas Natural por el método detallado definido en el Reporte número 8 de AGA (AGA8), ISO 12213 x XXXX TM15. El sistema de alimentación de los computadores de flujo deberá contar con un sistema de respaldo con una autonomía mínima de cuarenta y ocho (48) horas, estar habilitado con los puertos de comunicación requeridos para recibir señales de los elementos periféricos, enviar señales de control y desempeño y un puerto dedicado a transmisión de datos (RS232, RS485) de acuerdo con las necesidades del sistema SCADA de EL TRANSPORTADOR que recibe la información y protocolo de comunicación en Modbus Ethernet o BSAP (Bristol Standard Asynchronous Protocola). La selección e implementación de los elementos secundarios de medición debe cumplir satisfactoriamente con las exigencias eléctricas de acuerdo a la zona de clasificación definida por la ingeniería del proyecto (esto es: Intrínsecamente seguro, o, a prueba de explosión, para Clase I División I o II Grupo D), incluyendo los dispositivos de protección contra transientes, sobre corrientes, sobre voltajes u otros aplicables. 10.1.4. Las instalaciones para toma de muestras, procedimientos de muestreo y equipos para la medición de calidad deberán cumplir con los requisitos indicados en el numeral 4.10 PODER CALORÍFICO la norma NTC-6167 “Medición de transferencia de custodia de gas natural en gasoductos”. Esta misma normativa es, a su vez, técnicamente aplicable y válida para los otros analizadores de calidad de gas. La medición de la calidad del Gas debe cumplir con lo indicado en la Cláusula 9 de este Contrato de Transporte. 10.1.5. Los registros de liquidación del Volumen Tomado y Calidad del Gas Natural, cuando existan los equipos en la Estación de Salida estarán bajo custodia de EL TRANSPORTADOR y se mantendrán a disposición de EL REMITENTE PRIMARIO junto con los cálculos respectivos para su inspección y verificación. 10.1.6. El Volumen Tomado y el Poder Calorífico Representativo que serán tenidos en cuenta para efectos de la Cuenta de Balance serán aquellos realizados por los equipos de medición de EL REMITENTE PRIMARIO en el Punto de Salida y el determinado por EL TRANSPORTADOR, respectivamente.

SISTEMAS DE MEDICIÓN. Todas las disposiciones para la medición de volúmenes y calidad del gas, requerimientos técnicos de los sistemas de medición (componentes, referencias normativas, entre otras), aseguramiento metrológico (frecuencias de calibración, trazabilidad, estimación de incertidumbre, entre otras) y verificaciones en los puntos de transferencia de custodia, se regirán por lo establecido en el RUT o aquella norma que la adicione, modifique o sustituya y en lo no establecido allí se regirán por lo indicado en la versión vigente de la norma NTC 6167 “Medición de transferencia de custodia de gas natural en gasoductos”, o aquellas actualizaciones en esta cláusula, , en caso de presentarse una revisión del RUT en fecha posterior a este documento que las modifique o sustituyala Fecha de Inicio del Servicio. 10.1.1. La medición de los volúmenes de Gas Natural en el Punto de Entrada será realizada por EL REMITENTE PRIMARIO, directamente o a través de un representante, empleando para ello el Sistema de Medición. La verificación de los parámetros de calidad del Gas Natural en el Punto de Entrada estará a cargo de EL TRANSPORTADOR. EL REMITENTE PRIMARIO deberá cumplir con las condiciones de presión, calidad y cantidad del Gas Natural, en el Punto de Entrada, incluyendo su Poder Calorífico Bruto (superior) y EL TRANSPORTADOR verificará que dichas condiciones se cumplan en el Punto de Entrada. 10.1.2. Las Partes acuerdan que, para la liquidación del Volumen Tomado, el computador de flujo utilizará la presión atmosférica o barométrica del sitio donde se localiza el sistema de medición de transferencia de custodia. La presión atmosférica o barométrica, será medida o determinada a partir de la mejor información de campo de acuerdo con el orden de prioridad indicado en el numeral 4.6 PRESIÓN de la versión vigente de la norma NTC-6167 “Medición de transferencia de custodia de gas natural en gasoductos”. En caso de que las Partes opten por la medición de la presión atmosférica utilizando un barómetro electrónico calibrado dicha medición la realizará EL TRANSPORTADOR y su costo estará a cargo de EL REMITENTE PRIMARIO 10.1.210.1.3. La medición de los volúmenes de Gas Natural en los Puntos el Punto de Salida será realizada empleando los Sistemas de Medición que EL TRANSPORTADOR o EL REMITENTE PRIMARIO tienen instalados en estos puntos. La verificación este Punto de los parámetros de calidad del Gas Natural en los Puntos de Salida estará a cargo de EL REMITENTE PRIMARIOSalida. EL TRANSPORTADOR deberá entregar el Gas Natural en los Puntos el Punto de Salida cumpliendo con las condiciones de calidad establecidas en el RUT. 10.1.310.1.4. El Sistema de Medición de cantidad y calidad se acepta siempre y cuando siga cumpliendo con lo indicado en el RUT o aquellas normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan y en la versión vigente de la norma y en la NTC 6167 “Medición de transferencia de custodia de gas natural en gasoductos” o con aquellas actualizaciones a estos documentos que las modifiquen o sustituyan , en caso de instalar un nuevo elemento en el futuro al Módulo de Medición de cantidadMedición, éste este deberá ser el homologado por el Ministerio de Comercio, Industria y Turismo - Superintendencia de Industria y Comercio de conformidad con el Decreto 1595 de 2015 o las normas que lo modifiquen o sustituyan, o en su defecto cumplir con los requisitos y normas establecidos por API-MPMS "American Petroleum Institute", OIML, normas ISO, OIML y el Comité de Medición de Gas de la AGA - "American Gas Association" en su última versión, o aquellas actualizaciones a este documento que las modifique o sustituya. Los Sistemas de Medición deberán estar equipados, como mínimo, con computadores electrónicos de flujo y transductores o transmisores de presión y temperatura, en caso de requerirse para la corrección de flujo en línea. El Sistema de Medición deberá estar provisto de las facilidades para efectuar las calibraciones y pruebas necesarias. El computador de flujo debe ser capaz de realizar correcciones por efectos de las variables que intervienen en el proceso tales como temperatura, presión y gravedad específica del Gas Natural medido, entre otros, según sea el caso; también debe cumplir con el estándar API-MPMS Capítulo 21 Sección 1, ; AGA 13 o EN12405-1. Con relación al Xxxxxx xx Xxxxxxxx, éste debe estar especificado de acuerdo con las normas técnicas colombianas vigentes o, si no existen, las estipuladas por el "American Gas Association" (AGA) u Organización Internacional de Metrología Legal (OIML) o normas ISO , en su edición más reciente, o aquellas actualizaciones a este documento que las modifique o sustituya. El computador de flujo debe contar además con las siguientes características: Estar provisto con hardware, firmware, y software de cálculo para la compresibilidad del Gas Natural por el método detallado definido en el Reporte número 8 de AGA (AGA8), ) ISO 12213 x XXXX TM15. El sistema de alimentación de los computadores de flujo deberá contar con un sistema de respaldo con una autonomía mínima de cuarenta y ocho (48) horas, estar habilitado con los puertos de comunicación requeridos para recibir señales de los elementos periféricos, enviar señales de control y desempeño y un puerto dedicado a transmisión de datos (RS232, RS485) de acuerdo con las necesidades del sistema SCADA de EL TRANSPORTADOR que recibe la información y protocolo de comunicación en Modbus Ethernet o BSAP (Bristol Standard Asynchronous ProtocolaProtocol). La selección e implementación de los elementos secundarios de medición debe cumplir satisfactoriamente con las exigencias eléctricas de acuerdo a con la zona de clasificación definida por la ingeniería del proyecto (esto es: Intrínsecamente seguro, o, a prueba de explosión, para Clase I División I o II Grupo D), incluyendo los dispositivos de protección contra transientes, sobre corrientes, sobre voltajes u otros aplicables. 10.1.410.1.5. Las instalaciones para toma de muestras, procedimientos de muestreo y equipos para la medición de calidad deberán cumplir con los requisitos indicados en el numeral 4.10 PODER CALORÍFICO de la norma NTC-6167 “Medición de transferencia de custodia de gas natural en gasoductos”. Esta misma normativa es, a su vez, técnicamente aplicable y válida para los otros analizadores de calidad de gas. La medición de la calidad del Gas debe cumplir con lo indicado en la Cláusula 9 de este Contrato de Transporte. 10.1.510.1.6. Los registros de liquidación del Volumen Tomado y Calidad del Gas Natural, cuando existan los equipos en la Estación de Salida estarán bajo custodia de EL TRANSPORTADOR y se mantendrán a disposición de EL REMITENTE PRIMARIO junto con los cálculos respectivos para su inspección y verificación. 10.1.610.1.7. El Volumen Tomado y el Poder Calorífico Representativo que serán tenidos en cuenta para efectos de la Cuenta de Balance serán aquellos realizados por los equipos de medición de EL REMITENTE PRIMARIO en el Punto de Salida y el determinado por EL TRANSPORTADOR, respectivamente.

SISTEMAS DE MEDICIÓN. Todas las disposiciones para la medición de volúmenes y calidad del gas, requerimientos técnicos de los sistemas de medición (componentes, referencias normativas, entre otras), aseguramiento metrológico (frecuencias de calibración, trazabilidad, estimación de incertidumbre, entre otras) y verificaciones en los puntos de transferencia de custodia, se regirán por lo establecido en el RUT o aquella norma que la adicione, modifique o sustituya y por lo indicado en la versión vigente de la norma NTC 6167 “Medición de transferencia de custodia de gas natural en gasoductos”, o en esta cláusula, y por aquellas actualizaciones a este documento que las modifique modifiquen, adicionen o sustituyasustituyan de conformidad con el RUT, en caso de presentarse una revisión del RUT en fecha posterior a la Fecha Estimada de Iniciación del Servicio. 10.1.1. La medición de los volúmenes de Gas Natural en el Punto de Entrada será realizada por EL REMITENTE PRIMARIO, directamente o a través de un representante, empleando para ello el Sistema de Medición. La verificación de los parámetros de calidad del Gas Natural en el Punto de Entrada estará a cargo de EL TRANSPORTADOR. EL REMITENTE PRIMARIO deberá cumplir con las condiciones de presión, calidad y cantidad del Gas Natural, en el Punto de Entrada, incluyendo su Poder Calorífico Bruto (superior) y EL TRANSPORTADOR verificará que dichas condiciones se cumplan en el Punto de Entrada. 10.1.2. Las Partes acuerdan que, para la liquidación del Volumen Tomado, el computador de flujo utilizará la presión atmosférica o barométrica del sitio donde se localiza el sistema de medición de transferencia de custodia. La presión atmosférica o barométrica, será medida o determinada a partir de la mejor información de campo de acuerdo con el orden de prioridad indicado en el numeral 4.6 PRESIÓN de la versión vigente de la norma NTC-6167 “Medición de transferencia de custodia de gas natural en gasoductos”. En caso de que las Partes partes opten por la medición de la presión atmosférica utilizando un barómetro electrónico calibrado dicha medición la realizará EL TRANSPORTADOR y su costo estará a cargo de EL REMITENTE PRIMARIO 10.1.210.1.3. La medición de los volúmenes de Gas Natural en los Puntos el Punto de Salida será realizada empleando los Sistemas de Medición que EL TRANSPORTADOR o EL REMITENTE PRIMARIO tienen tiene instalados en estos puntos. La verificación este Punto de los parámetros de calidad del Gas Natural en los Puntos de Salida estará a cargo de EL REMITENTE PRIMARIOSalida. EL TRANSPORTADOR deberá entregar el Gas Natural en los Puntos el Punto de Salida cumpliendo con las condiciones de calidad establecidas en el RUT. 10.1.310.1.4. El Sistema de Medición de cantidad y calidad actual se acepta siempre y cuando siga cumpliendo con lo indicado en el RUT o aquellas normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan y en la versión vigente de la norma y en la NTC 6167 “Medición de transferencia de custodia de gas natural en gasoductos” o con aquellas actualizaciones a estos documentos que las modifiquen o sustituyan , en caso de instalar un nuevo elemento en el futuro al Módulo módulo de Medición de cantidadmedición, éste este deberá ser el homologado por el Ministerio de Comercio, Industria y Turismo - Superintendencia de Industria y Comercio de conformidad con el Decreto 1595 de 2015 o las normas que lo modifiquen o sustituyan, o en su defecto cumplir con los requisitos y normas establecidos por API-MPMS "American Petroleum Institute", OIML, normas ISO, OIML y el Comité de Medición de Gas de la AGA - "American Gas Association" en su última versión, o aquellas actualizaciones a este documento que las modifique o sustituya. Los Sistemas de Medición deberán estar equipados, como mínimo, con computadores electrónicos de flujo y transductores o transmisores de presión y temperatura, en caso de requerirse para la corrección de flujo en línea. El Sistema de Medición deberá estar provisto de las facilidades para efectuar las calibraciones y pruebas necesarias. El computador de flujo debe ser capaz de realizar correcciones por efectos de las variables que intervienen en el proceso tales como temperatura, presión y gravedad específica del Gas Natural medido, entre otros, según sea el caso; también debe cumplir con el estándar API-MPMS Capítulo 21 Sección 1, AGA 13 o EN12405-11 para los sistemas electrónicos de medición de flujo de hidrocarburos en fase gaseosa. Con relación al Xxxxxx xx Xxxxxxxx, éste debe estar especificado de acuerdo con las normas técnicas colombianas vigentes o, si no existen, las estipuladas por el "American Gas Association" (AGA) u Organización Internacional de Metrología Legal (OIML) o normas ISO , en su edición más reciente, o aquellas actualizaciones a este documento que las modifique o sustituya). El computador de flujo debe contar además con las siguientes características: Estar provisto con hardware, firmware, y software de cálculo para la compresibilidad del Gas Natural por el método detallado definido en el Reporte número 8 de AGA (AGA8), ISO 12213 x XXXX TM15. El sistema de alimentación de los computadores de flujo deberá contar con un sistema de respaldo con una autonomía mínima de cuarenta y ocho (48) horas, estar habilitado con los puertos de comunicación requeridos para recibir señales de los elementos periféricos, enviar señales de control y desempeño y un puerto dedicado a transmisión de datos (RS232, RS485) de acuerdo con las necesidades del sistema SCADA de EL TRANSPORTADOR que recibe la información y protocolo de comunicación en Modbus Ethernet o BSAP (Bristol Standard Asynchronous ProtocolaProtocol). La selección e implementación de los elementos secundarios de medición debe cumplir satisfactoriamente con las exigencias eléctricas de acuerdo a con la zona de clasificación definida por la ingeniería del proyecto (esto es: Intrínsecamente seguro, o, a prueba de explosión, para Clase I División I o II Grupo D), incluyendo los dispositivos de protección contra transientes, sobre corrientes, sobre voltajes u otros aplicables. 10.1.410.1.5. Las instalaciones para toma de muestras, procedimientos de muestreo y equipos para la medición de calidad deberán cumplir con los requisitos indicados en el numeral 4.10 PODER CALORÍFICO la versión vigente de la norma NTC-6167 “Medición de transferencia de custodia de gas natural en gasoductos”. Esta misma normativa es, a su vez, técnicamente aplicable y válida para los otros analizadores de calidad de gas. La medición de la calidad del Gas debe cumplir con lo indicado en la Cláusula 9 de este Contrato de Transporte. 10.1.510.1.6. Los registros de liquidación del Volumen Tomado y Calidad del Gas Natural, cuando existan los equipos en la Estación de Salida estarán bajo custodia de EL TRANSPORTADOR y se mantendrán a disposición de EL REMITENTE PRIMARIO junto con los cálculos respectivos para su inspección y verificación. 10.1.610.1.7. El Volumen Tomado y el Poder Calorífico Representativo que serán tenidos en cuenta para efectos de la Cuenta de Balance serán aquellos realizados por los equipos de medición de EL REMITENTE PRIMARIO en el Punto de Salida y el determinado por EL TRANSPORTADOR, respectivamente.

SISTEMAS DE MEDICIÓN. Todas las disposiciones para la medición de volúmenes y calidad del gas, requerimientos técnicos de los sistemas de medición (componentes, referencias normativas, entre otras), aseguramiento metrológico (frecuencias de calibración, trazabilidad, estimación de incertidumbre, entre otras) y verificaciones en los puntos de transferencia de custodia, se regirán por lo establecido en el RUT o aquella norma que la adicione, modifique o sustituya y por lo indicado en la versión vigente de la norma NTC 6167 “Medición de transferencia de custodia de gas natural en gasoductos”, o en esta cláusula, y por aquellas actualizaciones a este documento que las modifique modifiquen, adicionen o sustituyasustituyan de conformidad con el RUT, en caso de presentarse una revisión del RUT en fecha posterior a la Fecha Estimada de Iniciación del Servicio. 10.1.1. La medición de los volúmenes de Gas Natural en el Punto de Entrada será realizada por EL REMITENTE PRIMARIO, directamente o a través de un representante, empleando para ello el Sistema de Medición. La verificación de los parámetros de calidad del Gas Natural en el Punto de Entrada estará a cargo de EL TRANSPORTADOR. EL REMITENTE PRIMARIO deberá cumplir con las condiciones de presión, calidad y cantidad del Gas Natural, en el Punto de Entrada, incluyendo su Poder Calorífico Bruto (superior) y EL TRANSPORTADOR verificará que dichas condiciones se cumplan en el Punto de Entrada. 10.1.2. Las Partes acuerdan que, para la liquidación del Volumen Tomado, el computador de flujo utilizará la presión atmosférica o barométrica del sitio donde se localiza el sistema de medición de transferencia de custodia. La presión atmosférica o barométrica, será medida o determinada a partir de la mejor información de campo de acuerdo con el orden de prioridad indicado en el numeral 4.6 PRESIÓN de la versión vigente de la norma NTC-6167 “Medición de transferencia de custodia de gas natural en gasoductos”. En caso de que las Partes partes opten por la medición de la presión atmosférica utilizando un barómetro electrónico calibrado dicha medición la realizará EL TRANSPORTADOR y su costo estará a cargo de EL REMITENTE PRIMARIO 10.1.210.1.3. La medición de los volúmenes de Gas Natural en los Puntos el Punto de Salida será realizada empleando los Sistemas de Medición que EL TRANSPORTADOR o EL REMITENTE PRIMARIO tienen instalados tiene instalado en estos puntos. La verificación este Punto de los parámetros de calidad del Gas Natural en los Puntos de Salida estará a cargo de EL REMITENTE PRIMARIOSalida. EL TRANSPORTADOR deberá entregar el Gas Natural en los Puntos el Punto de Salida cumpliendo con las condiciones de calidad establecidas en el RUT. 10.1.310.1.4. El Sistema de Medición de cantidad y calidad actual se acepta siempre y cuando siga cumpliendo con lo indicado en el RUT o aquellas normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan y en la versión vigente de la norma y en la NTC 6167 “Medición de transferencia de custodia de gas natural en gasoductos” o con aquellas actualizaciones a estos documentos que las modifiquen o sustituyan , en caso de instalar un nuevo elemento en el futuro al Módulo módulo de Medición de cantidadmedición, éste este deberá ser el homologado por el Ministerio de Comercio, Industria y Turismo - Superintendencia de Industria y Comercio de conformidad con el Decreto 1595 de 2015 o las normas que lo modifiquen o sustituyan, o en su defecto cumplir con los requisitos y normas establecidos por API-MPMS "American Petroleum Institute", OIML, normas ISO, OIML y el Comité de Medición de Gas de la AGA - "American Gas Association" en su última versión, o aquellas actualizaciones a este documento que las modifique o sustituya. Los Sistemas de Medición deberán estar equipados, como mínimo, con computadores electrónicos de flujo y transductores o transmisores de presión y temperatura, en caso de requerirse para la corrección de flujo en línea. El Sistema de Medición deberá estar provisto de las facilidades para efectuar las calibraciones y pruebas necesarias. El computador de flujo debe ser capaz de realizar correcciones por efectos de las variables que intervienen en el proceso tales como temperatura, presión y gravedad específica del Gas Natural medido, entre otros, según sea el caso; también debe cumplir con el estándar API-MPMS Capítulo 21 Sección 1, AGA 13 o EN12405-11 para los sistemas electrónicos de medición de flujo de hidrocarburos en fase gaseosa. Con relación al Xxxxxx xx Xxxxxxxx, éste debe estar especificado de acuerdo con las normas técnicas colombianas vigentes o, si no existen, las estipuladas por el "American Gas Association" (AGA) u Organización Internacional de Metrología Legal (OIML) o normas ISO , en su edición más reciente, o aquellas actualizaciones a este documento que las modifique o sustituya). El computador de flujo debe contar además con las siguientes características: Estar provisto con hardware, firmware, y software de cálculo para la compresibilidad del Gas Natural por el método detallado definido en el Reporte número 8 de AGA (AGA8), ISO 12213 x XXXX TM15. El sistema de alimentación de los computadores de flujo deberá contar con un sistema de respaldo con una autonomía mínima de cuarenta y ocho (48) horas, estar habilitado con los puertos de comunicación requeridos para recibir señales de los elementos periféricos, enviar señales de control y desempeño y un puerto dedicado a transmisión de datos (RS232, RS485) de acuerdo con las necesidades del sistema SCADA de EL TRANSPORTADOR que recibe la información y protocolo de comunicación en Modbus Ethernet o BSAP (Bristol Standard Asynchronous ProtocolaProtocol). La selección e implementación de los elementos secundarios de medición debe cumplir satisfactoriamente con las exigencias eléctricas de acuerdo a con la zona de clasificación definida por la ingeniería del proyecto (esto es: Intrínsecamente seguro, o, a prueba de explosión, para Clase I División I o II Grupo D), incluyendo los dispositivos de protección contra transientes, sobre corrientes, sobre voltajes u otros aplicables. 10.1.410.1.5. Las instalaciones para toma de muestras, procedimientos de muestreo y equipos para la medición de calidad deberán cumplir con los requisitos indicados en el numeral 4.10 PODER CALORÍFICO la versión vigente de la norma NTC-6167 “Medición de transferencia de custodia de gas natural en gasoductos”. Esta misma normativa es, a su vez, técnicamente aplicable y válida para los otros analizadores de calidad de gas. La medición de la calidad del Gas debe cumplir con lo indicado en la Cláusula 9 de este Contrato de Transporte. 10.1.510.1.6. Los registros de liquidación del Volumen Tomado y Calidad del Gas Natural, cuando existan los equipos en la Estación de Salida estarán bajo custodia de EL TRANSPORTADOR y se mantendrán a disposición de EL REMITENTE PRIMARIO junto con los cálculos respectivos para su inspección y verificación. 10.1.610.1.7. El Volumen Tomado y el Poder Calorífico Representativo que serán tenidos en cuenta para efectos de la Cuenta de Balance serán aquellos realizados por los equipos de medición de EL REMITENTE PRIMARIO en el Punto de Salida y el determinado por EL TRANSPORTADOR, respectivamente.