200 ok El Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, por el que se regula el acceso de terceros a las instalaciones gasistas y se establece un sistema económico integrado del sector de gas natural, desarrolla las líneas básicas que deben contener las Normas de Gestión Técnica del Sistema de gas natural, y en su artículo 13 establece que el Gestor Técnico del Sistema, en colaboración con el resto de los sujetos implicados, elaborará una propuesta de Normas de Gestión Técnica del Sistema, que elevará al Ministro de Economía para su aprobación o modificación. Asimismo, el citado Real Decreto 949/2001, en su artículo 13, establece que «El Gestor Técnico del Sistema propondrá a la Dirección General de Política Energética y Minas, del Ministerio de Economía, los protocolos de detalle en relación con las Normas de Gestión Técnica del Sistema, los cuales serán objeto de aprobación o modificación por parte de ésta, previo informe de la Comisión Nacional de Energía». El Real Decreto 1554/2004, de 25 de junio, por el que se desarrolla la estructura orgánica básica del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, modificado por el Real Decreto 254/2006, de 3 de marzo, en su artículo 1, asigna este Departamento ministerial la elaboración y ejecución de la política energética del Gobierno. Por su parte, el artículo 4 de la Ley 50/1997, de 27 de noviembre, del Gobierno, atribuye a los Ministros el ejercicio de la potestad reglamentaria en las materias propias de su Departamento. En cumplimiento de lo anterior, el Ministro de Industria, Turismo y Comercio dictó la Orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre, por la que se aprueban las Normas de Gestión Técnica del Sistema Gasista. Dicha orden, en su disposición final primera, faculta a la Dirección General de Política Energética y Minas para adoptar las medidas necesarias para la aplicación y ejecución de la orden, en particular para aprobar y modificar los protocolos de detalle de las Normas de Gestión Técnica y demás requisitos, reglas, documentos y procedimientos de operación establecidos para permitir el correcto funcionamiento del sistema. De acuerdo con lo anterior y con la disposición adicional undécima, apartado tercero, de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, y con el artículo 13 del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, la presente resolución ha sido sometida al preceptivo informe de la Comisión Nacional de Energía. Sobre la base de lo anterior, esta Dirección General resuelve: Artículo primero. Aprobación de los Protocolos de Detalle. Se aprueban los Protocolos de Detalle referentes a las Normas de Gestión Técnica del Sistema que se insertan como Anejo a continuación. Artículo segundo. Ámbito de aplicación. Los Protocolos de Detalle de las Normas de Gestión Técnica del Sistema Gasista serán de aplicación al propio Gestor Técnico del Sistema, a todos los sujetos que accedan al mismo, a los titulares de las instalaciones gasistas y a los consumidores, y se aplicarán en todas las instalaciones del sistema gasista español, según se determina en el artículo 59 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos. Artículo tercero. Recursos. Contra la presente resolución podrá interponerse, en el plazo de un mes, recurso de alzada ante el Excmo. Sr. Secretario General de la Energía, de acuerdo con lo establecido en la Ley 4/1999, de 13 de enero, de modificación de la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, de Régimen Jurídico de las Administraciones Públicas y del Procedimiento Administrativo Común, y en la Ley 6/1997, de 14 de abril, de Organización y Funcionamiento de la Administración General del Estado. Disposición adicional primera. Mermas. En un plazo inferior a 60 días a contar desde el día siguiente a la publicación de esta resolución, el Grupo de Trabajo de Modificación de las Normas de Gestión Técnica del Sistema establecerá un subgrupo de trabajo para estudio de las repercusiones en las mermas reconocidas de la aplicación del sistema de medición SGERG-88 incluido en el Protocolo 01 «Medición». Las conclusiones de dicho estudio serán tenidas en cuenta en la propuesta anual sobre mermas que debe realizar el Gestor Técnico de la Energía, en cumplimiento de lo establecido en el apartado 2.4.3 «Mermas y autoconsumos» de la Norma de Gestión Técnica NGTS-02. Disposición transitoria primera. Publicación de información sobre poderes caloríficos y factores correctores. En un plazo de tres meses, a partir del día siguiente a la publicación de la presente resolución, el Gestor Técnico del Sistema publicará en su página web información comprensible para el consumidor final relativa a los factores de corrección por presión y temperatura (a las presiones relativas estandarizadas), aplicables en cada municipio suministrado mediante gas natural, así como el poder calorífico diario asignado. En el caso de los municipios con suministro de gas natural obtenido a partir de plantas satélites o alimentados mediante gas manufacturado, la información anterior será publicada en la página web de la empresa distribuidora, que será responsable de mantener dicha información actualizada. Disposición transitoria segunda. Adaptación de los equipos de medida. Los sujetos titulares de equipos de medición dispondrán de un período de un mes desde la fecha de publicación de esta resolución para la adaptación de dichos equipos a lo establecido en el Protocolo de Detalle 1. Disposición final primera. Entrada en vigor. Esta resolución entrará en vigor el día siguiente al de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado». Madrid, 13 de marzo de 2006.–El Director General, Jorge Sanz Oliva. ANEJO Protocolos de detalle Protocolo de detalle PD-01 Medición Con el fin de desarrollar la Norma de Gestión Técnica del Sistema Gasista número 5, se establecen los siguientes conceptos y procedimientos relacionados con la medición del gas natural. 1. Factor de corrección de volumen.–Para efectuar la conversión de la unidad de medida de los contadores, m3, a la unidad de medida establecida en las tarifas, kWh, y teniendo en cuenta que el valor energético del gas natural se entenderá referido al poder calorífico superior (P.C.S.) medido en condiciones normales de presión y temperatura, considerando como tales (1,01325 bar y 273,15 K), el procedimiento de cálculo será el siguiente: Siendo: E = Energía entregada en el punto de suministro. V = Volumen medido en las condiciones de suministro. Fc’ = Factor de corrección por las condiciones de medida. El Factor de corrección por las condiciones de medida se calcula como: Siendo: PCS = Poder calorífico del gas en el punto de medida medido en condiciones normales (1,01325 bar y 273,15 K). Fc = Factor de corrección de volumen por las condiciones de medida. La conversión de los m3 que mide el contador a m3(n) se realiza: Mediante el empleo de equipos electrónicos de conversión (conversores) que realizan el cálculo de forma continua, integrando las señales de presión, temperatura y compresibilidad medidas en los correspondientes transmisores. O utilizando un factor de conversión (Fc) que viene dado por la fórmula: Siendo: Z: Factor de compresibilidad. Relación entre el volumen molar de un gas real y el volumen molar del mismo gas considerado como ideal, ya que tiene en cuenta la condición no ideal del gas natural. El valor de Z depende de la presión, la temperatura y la composición del gas. El cálculo del factor de compresibilidad en ambos casos (condiciones normales y condiciones de suministro) se debe realizar según lo establecido en el procedimiento SGERG-88 incluido en la norma UNE-EN ISO 12213. En el apartado 8 de este Protocolo de Detalle se establecen los requisitos de instalación de conversores de presión, temperatura y factor de compresibilidad (conversores PTZ y conversores PT) en función de la presión a la que se realiza la medida y el caudal máximo horario. Para consumidores que midan a presiones inferiores o iguales a 0,4 bar, y despreciando la influencia del valor de Z, es decir, tomando su valor próximo a la unidad, el factor de conversión por el que hay que multiplicar el volumen medido en m3 para expresarlo en condiciones normales de presión y temperatura es: Siendo: Kt = Factor de corrección por temperatura. Kp = Factor de corrección por presión. Factor de Corrección por Temperatura Donde: Tgas = Temperatura de referencia 10 ºC. Factor de Corrección por Presión: Donde: Pc = Presión relativa de suministro (bar). Patm = Presión atmosférica (bar). El valor de la presión atmosférica puede relacionarse con la altitud (A) del municipio donde se encuentre el punto de suministro, de la forma siguiente: Patm = 1,01325 ‒ k x A Donde: «A» es la altitud en metros del municipio donde se encuentre situado el punto de suministro, según los organismos oficiales de estadística de las Comunidades Autónomas correspondientes (si la comunidad no publica estos valores, se utilizarán los del Instituto Geográfico Nacional). d = Densidad aire (ISO 6976) interpolada a Tgas. g = Aceleración estándar de la gravedad (m/s2). 2. Procedimiento de comunicación.–En el Sistema Logístico de Acceso de Terceros a la Red (SL-ATR), al que tienen acceso los diferentes usuarios del Sistema Gasista, existe un listado de municipios suministrados mediante gas natural (incluyendo los suministrados a partir de plantas satélites de gas natural licuado) y gas manufacturado, con los factores de corrección aplicables a los consumidores que no disponen de conversores de presión y temperatura, incluyendo para cada municipio, la altitud considerada y el valor de este coeficiente de corrección para el suministro a cinco presiones relativas estandarizadas (0.02, 0.10, 0.15, 0.30 y 0.50 bar) y a una temperatura media de suministro de 10 ºC, dado que se trata de la temperatura media ponderada a nivel nacional. Será responsabilidad de la compañía distribuidora la comunicación al Gestor Técnico del sistema de los municipios en los que se realiza la actividad de distribución de gas. De acuerdo con la legislación vigente, el Gestor Técnico del Sistema debe comunicar mensualmente a la Comisión Nacional de Energía, a las empresas suministradoras y a los órganos competentes de las Comunidades Autónomas donde éstas operen, los coeficientes aplicados a los clientes en las distintas zonas geográficas, así como la justificación de los mismos. Esta comunicación se realizará preferentemente a través del sistema logístico SL-ATR. Un resumen de la información anterior, comprensible para el usuario final, que incluya el factor de corrección aplicable a cada municipio, junto con las mediciones diarias del cromatógrafo situado en el punto de conexión aguas arriba con la red de transporte, será publicado en la página web del Gestor Técnico del Sistema. En el caso de municipios suministrados mediante plantas satélites de gas natural licuado o mediante gas manufacturado, la información anterior será publicada por la propia compañía distribuidora que será responsable de mantener dicha información actualizada. 3. Calidad del gas. 3.1 Especificaciones de calidad del gas natural: El gas entregado al consumidor no deberá contener partículas de polvo u otras impurezas en cantidades superiores a las habituales y que pudieran dañar las instalaciones de los consumidores. El gas natural introducido por los puntos de entrada del Sistema Gasista deberá cumplir con las especificaciones de calidad de la siguiente tabla. Tabla 1.1 Especificaciones de calidad del gas natural en los puntos de entrada del sistema gasista Propiedad (*) Unidad Mínimo Máximo Índice de Wobbe. kWh/m3. 13,368 16,016 PCS. kWh/m3. 10,23 13,23 D. m3/m3. 0,555 0,700 S Total. mg/m3. – 50 H2S + COS (como S). mg/m3. – 15 RSH (como S). mg/m3. – 17 O2. mol %. – [0.01] CO2. mol %. – 2,5 H2O (punto de rocío). °C at 70 bar (a). – + 2 HC (punto de rocío). °C at 1-70 bar (a). – + 5 (*) Tabla expresada en las siguientes condiciones de referencia: [25 ºC; V(0 ºC:1,01325 bar)]. El titular de la instalación de entrada de gas en el Sistema Gasista no tiene la obligación de entregar al usuario en los puntos de salida el gas natural con exactamente las mismas características que dicho usuario haya introducido por los puntos de entrada, siempre que se entregue la cantidad acordada en términos de energía. En el caso de las plantas de regasificación, cuando el transportista sea avisado o compruebe que va a recibir o está recibiendo GNL en el punto de entrada de la planta de regasificación fuera de las especificaciones de calidad establecidas, podrá: Rechazar total o parcialmente el gas fuera de especificaciones. Aceptar, excepcionalmente, total o parcialmente, el gas, respetando los criterios de fiabilidad y seguridad del Sistema Gasista, es decir, el gas de emisión que se introducirá en el sistema de transporte y distribución sí deberá cumplir las especificaciones de calidad. En este caso, el propietario del gas pagará al transportista los costes, debidamente justificados, incurridos por éste con motivo de la aceptación del gas natural/GNL fuera de especificaciones. 3.2 Equipos de Análisis de la calidad del Gas: 3.2.1 Ubicación: Corresponderá al Gestor Técnico del Sistema la definición de los puntos singulares de la Red Básica donde sea necesaria la instalación de un equipo de análisis de los parámetros de calidad del gas. Puntos que deben contar con Analizadores de composición, PCS, densidad y telemedida digital: Puntos de descarga de buques en las plantas de regasificación de GNL (no es necesaria telemedida). Puntos de carga de cisternas de GNL (no es necesaria telemedida). Puntos de conexión con almacenamientos subterráneos. Puntos de conexión con yacimiento nacional. Puntos de conexión con gasoductos o yacimientos internacionales. En todos aquellos puntos que puedan alterar la composición del gas, o que por su representatividad sean precisos para el adecuado cálculo de composición. Puntos de conexión con planta de regasificación de GNL. Podrán también disponer de equipos de análisis de los parámetros de calidad del gas, las centrales de generación eléctrica. 3.2.2 Características de los Equipos de Análisis: Los equipos de determinación de la calidad deberán disponer de la aprobación metrológica otorgada por la autoridad competente de la Unión Europea, ser digitales, con registros horarios y diarios, con una capacidad de almacenamiento mínimo de 31 días y deberán poder facilitar como mínimo la siguiente información mediante análisis continuo del flujo de gas: Porcentajes molares de cada uno de los siguientes componentes: Nitrógeno, Dióxido de Carbono, Metano, Etano, Propano, Iso-butano, n-butano, n-pentano, Isopentano, fracción C6+; Poder calorífico inferior (PCI) en kWh/m3(n) y poder calorífico superior (PCS) en kWh/m3(n); Densidad relativa (d); Índice de Wobbe (W) en kWh/m3(n). Estos cálculos se realizarán conforme a la norma UNE correspondiente. El cálculo del PCS del gas se expresará en condiciones normales [0 oC, V (0 oC, 1,01325 bar)]. 3.2.3 Procedimiento de Análisis de Calidad de Gas: Diariamente, el cromatógrafo llevará a cabo una calibración automática utilizándose para ello botellas patrones preparadas y certificadas por el organismo competente o en su defecto por suministradores reconocidos por los sujetos afectados. El titular de la instalación controlará periódicamente el sistema con objeto de comprobar su correcto funcionamiento. El Gestor Técnico del Sistema supervisará la realización de estos controles. Todos y cada uno de los titulares de las instalaciones de control de calidad del gas estarán obligados a almacenar los resultados de los controles y análisis realizados. Los datos sobre la calidad del gas, necesarios para realizar las funciones encomendadas al Gestor Técnico del Sistema, se enviarán a través del Sistema Logístico de Acceso de Terceros a las Redes (SL-ATR). Los titulares de las instalaciones que dispongan de equipos que no cumplan las características indicadas, deberán diseñar un plan para sustituir o adaptar sus equipos que deberá ser validado por el Gestor Técnico del Sistema. Los operadores deberán informar al Gestor Técnico del Sistema y a todos los sujetos afectados tan pronto como sea posible de cualquier deficiencia de la calidad del gas, estimando la duración posible del incumplimiento y realizando las correcciones necesarias para que el gas cumpla con la especificación. En cualquier caso, el Gestor Técnico del Sistema podrá adoptar las medidas que considere necesarias para anular o minimizar el impacto que esta eventualidad pueda tener en el Sistema Gasista. 3.3 Odorización del Gas Natural: 3.3.1 Odorización: El gas natural es un gas combustible, por lo que debe poder ser fácilmente detectado por cualquier persona no especializada sin necesidad de ningún aparato detector. Se reconoce internacionalmente por la mayoría de la normativa y reglamentos, incluido el reglamento vigente en España, como nivel mínimo de olor de un gas inflamable el siguiente: «El gas deberá ser odorizado de forma que cualquier fuga pueda ser detectada con facilidad por el olfato humano normal cuando exista una mezcla cuya concentración volumétrica sea un quinto de la correspondiente al límite inferior de inflamabilidad.» Los transportistas de la red primaria entregarán el gas natural odorizado en las entradas al sistema de transporte, en las entradas a las redes de distribución y a los consumidores directamente conectados a sus redes. Para ello: a) Añadirán 15 mg de THT/m3(n) de gas, en las entradas al Sistema de Transporte-Distribución; b) Añadirán 7 mg de THT/m3(n) de gas en las entregas a transporte secundario que actualmente esté odorizando el transportista primario; c) Añadirán 7 mg de THT/m3(n) de gas en las entradas a las redes de distribución con consumo doméstico; d) Para la odorización del anillo de 35 bar de Barcelona se añadirán a la salida de la Planta de regasificación 22 mg de THT/m3(n) de gas. En los casos b) y c) que alimenten a redes con consumo doméstico se recomienda que en este caso el contenido mínimo de odorizante sea de 18 mg de THT/m3(n) de gas. En caso de utilizar un producto odorizante diferente al THT, la concentración de odorizante a adicionar se adecuará para obtener un nivel de detección equivalente. Los distribuidores deberán asegurarse de que el gas natural que entreguen a los consumidores posea el olor característico, añadiendo compuestos odorizantes en la proporción necesaria, cuando fuera preciso, de forma que se detecte su presencia. Cuando el gas recibido tenga algún contenido en odorizante se deberá analizar de qué tipo de odorizante se trata y qué compatibilidad tendrá con el que se añada, ya que podría darse el caso de que el añadido contrarrestase el efecto del olor del propio gas recibido. En el caso del suministro de cisternas de GNL a las plantas satélites de distribución, la empresa distribuidora será la responsable de la odorización del gas natural que desde ellas se emita a las redes. Los niveles de odorización, en su caso, de aquellos gasoductos de transporte para tránsito a terceros países se acordarán por los transportistas implicados. Para optimizar los costes de instalación, en el caso de nuevas instalaciones de transporte secundario en las que el destino del gas sea básicamente el consumo doméstico, el responsable de la odorización hasta los niveles indicados será el titular del punto de entrega transporte-transporte secundario. 3.3.2 Requisitos de los odorizantes: El odorizante empleado debe reunir, esencialmente, las siguientes condiciones: Proporcionar un olor característico y persistente. Proporcionar un olor específico, para no ser confundido con otros olores encontrados corrientemente: olor de derivados del petróleo, gases de combustión, cocinas, perfumes, etc. Fácil de manipular y adicionar al gas. No tóxico en las concentraciones adicionadas al gas. Insoluble en agua y soluble en fase gas. Inerte frente a los diferentes tipos de materiales usados en las canalizaciones y poco absorbido por los residuos que se pueden hallar en el interior de la red. Poco absorbido por el terreno. De combustión sin producción de productos perjudiciales. Estabilidad química frente a los componentes del gas. 4. Titularidad y responsabilidades en relación con los equipos de medición: 4.1 Puntos de suministro a consumidores finales: En los puntos de suministro a los consumidores finales, la titularidad de estos equipos vendrá determinada por la legislación vigente o, en su defecto, por los acuerdos alcanzados por las partes. Todas las obligaciones y responsabilidades asociadas al correcto funcionamiento y confirmación metrológica de los equipos e instalaciones, así como aquellas relacionadas con su mantenimiento, reparación y sustitución en su caso, corresponderán y serán asumidas por los respectivos sujetos titulares de los equipos e instalaciones. En cualquier caso, será requisito imprescindible para la realización de los suministros, la validación previa de la instalación y de la idoneidad del equipo de medida con lo establecido en las especificaciones técnicas incluidas en el apartado 8 de este Protocolo de detalle, por parte del operador de la red a la que estuviesen conectados, asistiendo a los comercializadores análogo derecho. Para la realización del suministro de gas, la instalación y el equipo de medida habrán sido validados por el operador de la red a la que estuviesen conectados en los términos establecidos en el Real Decreto 1434/2001, de 27 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización y procedimientos de autorización de instalaciones de gas natural. Asimismo el Operador de la red y los comercializadores tienen el derecho a realizar comprobaciones periódicas en los sistemas de medición. Inicialmente el coste de las comprobaciones correrá a cargo del solicitante de la comprobación. Si una vez concluido el control metrológico, el resultado de la comprobación es desfavorable, dicho coste se imputará al titular del sistema de medición. 4.2 Restantes puntos del Sistema Gasista sujetos a medición: En los restantes puntos del Sistema sujetos a la realización de mediciones de control de cantidad y calidad del gas, las obligaciones y responsabilidades en relación con su adecuado mantenimiento, reparación y/o sustitución en su caso y con la seguridad exigible para los equipos e instalaciones involucrados corresponderá y correrá por cuenta del titular de las instalaciones. Respecto al correcto control metrológico, incluyendo las confirmaciones metrológicas periódicas de los equipos, correrá también por cuenta del sujeto titular de los equipos, salvo acuerdos firmados entre las partes o subrogados a ellos por una de las partes, firmados con anterioridad a la entrada en vigor de este Protocolo de Detalle. Cuando el titular de los equipos de medición sea el sujeto que recibe el gas, el sujeto que lo entrega tiene el derecho de realizar comprobaciones periódicas, tales como la toma de lecturas, y el estado de los elementos precintables, en los sistemas de medición. 5. Lectura y medición en los puntos de medida: 5.1 Derecho general de acceso a los equipos de medida: En los puntos de entrega entre transportistas, distribuidores o entre transportistas y distribuidores, el titular de la instalación deberá permitir el acceso a los equipos de medida a la otra parte, tras la previa concertación de la visita. El Gestor Técnico del Sistema dispondrá de acceso continuo a las telemedidas de todos los puntos de salida de la red básica. Este acceso no supondrá ningún coste para los usuarios. El Gestor Técnico del Sistema recibirá las señales de telemedida de los consumidores que pueden condicionar con su comportamiento la operación normal de la red a la que están conectados directamente o a través del distribuidor. En aquellos puntos de entrega, sea entre transportistas, sea entre transportista a distribuidor o sea entre distribuidores, que pueden tener una incidencia importante en la operación de la red o cuando pueda ser necesario para la realización de los Balances, el titular de la instalación, deberá permitir a la otra parte, la instalación de telemedida en el equipo de medida. Asimismo los distribuidores recibirán los datos de medida de los puntos de suministro, en su centro gestor de la telemedida, de aquellos consumidores que por su volumen de consumo esté reglamentado que deben disponer de ella. Estos datos serán puestos a disposición de los agentes participantes a través del Sistema de Comunicación Transporte-Distribución (SCTD) con detalle diario dentro de las tres horas siguientes al día de consumo. 5.2 Lectura y medición de los consumos finales: Para el caso de consumidores obligados a disponer de telemedida en sus instalaciones de medición, los datos de consumo diario serán transmitidos al Operador de la red a la que se hallen conectados, mediante un equipo de telemedida que utilice el protocolo de comunicación definido por dicho Operador. Los consumidores obligados a disponer de telemedida y que no la tengan operativa deberán facilitar al distribuidor, cada día antes de las 6 horas, las lecturas de los equipos de medición correspondientes al consumo del día anterior. Para ello utilizarán los formatos que les habrá facilitado el distribuidor y los envíos se realizarán, preferentemente, por correo electrónico. El Operador de la red realizará una lectura mensual de toma de datos, de todos los consumidores con volumen anual superior a 100.000 kWh., que no dispongan de telemedida, o esta no esté operativa. En aquellos consumidores que reglamentariamente estén obligados a disponer de telemedida, y no dispongan de ella o teniéndola no esté operativa, siendo ello responsabilidad del consumidor, el reparto diario de consumos, se efectuará aplicando un procedimiento establecido a tal fin que, de forma previa a su aplicación, deberá ser conocido por el consumidor y por el comercializador afectados. El operador de la red será el responsable de transformar estos datos en unidades de energía e incorporarlos al Sistema Logístico de Acceso de Terceros a la Red (SL-ATR) para que se puedan realizar los correspondientes Balances y Repartos. Para consumidores con volumen anual igual o inferior a 100.000 kWh, se realizarán lecturas de toma de datos con la periodicidad indicada en la legislación vigente. En estos casos, el reparto diario de consumos se basará en lo dispuesto en los capítulos de Repartos y Balances. En cualquier caso se estará a lo dispuesto en la legislación vigente. 5.3 Lectura y medición de los restantes puntos del Sistema: 5.3.1 Procedimiento de medida en la carga de cisternas de GNL: Las cisternas de transporte de GNL deberán cumplir con la Normativa y Reglamentación vigente en España para este tipo de transportes. A efectos de medición y antes de la primera carga, el propietario de la cisterna deberá poner a disposición del titular de la Planta de Regasificación, la siguiente documentación: Placa de características de la cisterna. Certificado de capacidad emitido por una entidad debidamente autorizada. En cada punto de carga de cisternas, el titular de la Planta de Regasificación deberá disponer de una báscula de las siguientes características: Rango: 60 Toneladas. Escala de lectura: 20 kg. Precisión: no inferior al 0,2 % del valor leído. La báscula estará sometida al control metrológico que sea de aplicación, tanto en su puesta en servicio, como en las verificaciones periódicas y después de su reparación o modificación. La medición del GNL entregado en cada cisterna se realizará en kWh, en base a: Al peso neto (en kg) determinado en báscula, por diferencia entre las pesadas de salida y de entrada del camión cisterna. La calidad del GNL [PCS expresado en kWh/kg y kWh/m3(n)], obtenido a partir del análisis en continuo por cromatografía de muestras representativas del GNL cargado en cisternas. La cantidad de GNL cargado en cada cisterna, se obtendrá partiendo de los conceptos anteriores, la cual constará en la documentación que se entregue. Los equipos utilizados para la medición, como las básculas y los cromatógrafos, deberán estar sujetos a las confirmaciones metrológicas establecidas, a fin de garantizar su exactitud dentro de los rangos establecidos. Asimismo el Cargador informará diariamente a través del Sistema Logístico de Acceso a Terceros a la Red (SL-ATR) al Gestor Técnico del Sistema de las salidas de GNL para cada distribuidor, comercializador o consumidor que aporte gas al sistema. 5.3.2 Procedimiento de medida en la descarga de buques: Será de aplicación lo dispuesto en el Protocolo de Detalle PD-05 «Procedimiento de determinación de energía descargada por buques metaneros». 5.3.3 Procedimientos de medida y cálculo: Como criterio general, los procedimientos de medida y cálculo se ajustarán a lo establecido en la Norma UNE correspondiente. 5.3.4 Procedimientos de medida en otros puntos del Sistema: La lectura de los equipos de medida en los puntos de entrada y de salida de la red de transporte, las conexiones con plantas de regasificación, las conexiones internacionales, los yacimientos y los almacenamientos, la realizará el Transportista titular de la instalación. La lectura de los equipos de medida en los puntos de transferencia de gas entre dos distribuidores lo realizará el distribuidor titular de la instalación. En ambos casos, independientemente del derecho a asistir a la toma de lecturas que ampara a la otra parte, en el supuesto de que no asista, el responsable de la toma de la lectura la pondrá a su disposición en un plazo no superior a los dos días hábiles. La toma de lecturas se realizará al final del período de lectura mensual, según calendario aprobado por ambas partes. En los puntos de entrega que estén telemedidos, este período de lectura in situ podrá ampliarse, siempre que las dos partes lleguen a un consenso. El operador correspondiente elaborará un parte diario de emisión de gas, que facilitará al distribuidor de aguas arriba o al transportista, en función de la red a que esté conectada la instalación, para que este pueda realizar sus funciones. Esta información se facilitará a través de incorporarlos al Sistema de Comunicación Transporte-Distribución (SCTD) o Sistema Logístico de Acceso de Terceros a la Red (SL-ATR), según sea el destinatario. 6. Confirmación metrológica de las instalaciones de medida: 6.1 Requisitos generales: Los contadores y conversores incluidos en el alcance de la Orden Ministerial de 26 de diciembre de 1988, y/o Directiva 2004/22/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, deberán haber sido puestos en servicio de acuerdo con la correspondiente normativa que les sea de aplicación. Se deberán establecer programas de confirmación metrológica de los sistemas de medición para averiguar si éstos conservan la precisión de medida requerida o si resulta necesario ajustar o reparar alguno de los elementos que constituyen el sistema. La confirmación metrológica periódica de los contadores, excepto los ultrasónicos, se deberá realizar por medio de laboratorios, fijos o móviles, acreditados por la autoridad metrológica competente. Los resultados que se obtengan de la misma, si están fuera de los márgenes de error aceptados por la reglamentación aplicable, podrán dar lugar a contraprestaciones económicas. La confirmación metrológica periódica de los contadores ultrasónicos, se deberá efectuar «in-situ», aplicando un procedimiento particular, que deberá haber sido aprobado previamente por las partes afectadas. La confirmación metrológica periódica de los conversores con sus elementos asociados, transmisor de presión y sonda de temperatura, se deberá realizar «in-situ», con los elementos patrones necesarios. Las entidades que pueden realizar estas comprobaciones son los fabricantes o distribuidores de estos equipos, las empresas con experiencia y que cuenten con un sistema de aseguramiento de la calidad o las empresas o los operadores titulares de los equipos aceptados por las partes afectadas. Como norma general, la confirmación metrológica periódica de los equipos y sistemas de medida, en los plazos previstos en estas Normas de Gestión Técnica del Sistema y en estos Protocolos de Detalle, serán obligación y responsabilidad y correrán por cuenta del sujeto titular de los mismos. En los puntos del Sistema Gasista, los comercializadores afectados por la medición, así como los operadores de las redes correspondientes, vendrán autorizados para exigir su confirmación metrológica periódica con la frecuencia que reglamentariamente corresponda o se establezca mediante este protocolo de detalle. Como norma general, los Operadores de las redes serán los encargados de comprobar que se realiza la confirmación metrológica de los sistemas de medición, tomando como base de partida el inventario de equipos de medida de los puntos del Sistema Gasista conectados a su red, para garantizar que la totalidad de equipos sean sometidos a confirmación metrológica dentro del período establecido en este Protocolo de Detalle. En el supuesto de que el titular del sistema de medición, no cumpliera con su obligación, pasado un plazo máximo de tres meses tras recibir la notificación por escrito, el Operador de la red podrá acometer la operación, yendo a cargo de dicho titular los costes que se generen. De igual modo, los distribuidores podrán realizar comprobaciones a los sistemas de medición de los puntos de suministro conectados a sus redes. Como resultado de estos procesos, se generará un acta de verificación de cada equipo en la que se reflejará la precisión de la medida en cada intervalo de caudal frente a los valores límite aceptables definidos en la legislación metrológica vigente, o en su ausencia en la directiva europea vigente o en su ausencia en la norma UNE correspondiente. En los períodos en que dichos equipos estuviesen fuera de servicio por estar sometido a confirmación metrológica, se deberá previamente acordar entre los sujetos involucrados el consumo a contabilizar a efectos de reparto, asignación o facturación del gas entregado o de los servicios de acceso prestados. La reparación/ajuste se efectuará cuando el resultado de la confirmación metrológica así lo aconseje o por el acuerdo entre los sujetos implicados. Si, como consecuencia de una confirmación metrológica o avería, se debe proceder a reparar/ajustar el contador, o cuando el plazo estimado para llevar a cabo la operación fuese superior a tres semanas, el titular del equipo deberá instalar un contador alternativo durante el tiempo en que este se encuentre fuera de su ubicación. En los consumidores finales con obligación de estar telemedidos, si como consecuencia de una confirmación metrológica o avería, se debe proceder a reparar/ajustar el conversor con sus elementos asociados, transmisor de presión y sonda de temperatura, el titular del equipo deberá instalar un conversor alternativo durante el tiempo que éste se encuentre fuera de su ubicación. 6.2 Confirmaciones metrológicas periódicas de los equipos de medida: Para los puntos de suministro a consumidores finales así como para los puntos de entrega entre redes de distribución, las confirmaciones metrológicas periódicas de los elementos de medida se realizaran según lo indicado a continuación: Contadores: Para consumos inferiores a 2 GWh/año y para los puntos de suministro en los que la medida del caudal consumido se realice a presiones inferiores a 0,1 bar y/o el caudal no supere los 25 m3(n)/h, se someterán a confirmación metrológica cada 15 años. En los contadores instalados en instalaciones domésticas se podrá sustituir la operativa indicada por técnicas estadísticas de muestreo continuo. Para consumos comprendidos entre 2 GWh/año y hasta 30 GWh/año, las confirmaciones metrológicas se realizarán: Cada 4 años, los contadores tipo turbina. Cada 6 años, los contadores de pistones. Cada 15 años, los contadores de membrana. Para consumos superiores a 30 GWh/año o 600 m3(n)/h, se efectuará las siguientes pruebas periódicas: Si el diseño de la instalación lo permite, prueba en serie anual y confirmación metrológica del contador como máximo cada 8 años. Si el diseño de la instalación no permite efectuar la prueba en serie, confirmación metrológica del contador cada 2 años. Lazos de corrección: La periodicidad de la confirmación metrológica de los lazos de corrección (transmisor de presión y sonda de temperatura) será la indicada en el cuadro siguiente: Confirmaciones metrológicas periódicas de los lazos de corrección: Consumos (GWh/año) ≤ 10 > 10 y ≤ 100 > 100 y ≤ 1000 > 1000 Periodicidad 4 años 2 años 1 año 6 meses Cromatógrafos: Cambio del gas patrón cada 10 meses. Durante el proceso de cambio de gas patrón, se procederá a la confirmación metrológica del Cromatógrafo. El gas patrón estará certificado por un organismo competente, o en su defecto por un suministrador reconocido, para un período de 12 meses. Cambio de la calidad del gas en los conversores PTZ: Cada seis meses el Gestor Técnico del Sistema debe emitir una relación de las redes donde se debe cambiar la calidad del gas y la nueva composición a introducir. En los puntos de entrega entre transportista y distribuidor o entre distribuidor y distribuidor, el titular de la instalación en presencia de la otra parte, deberá introducir los nuevos valores en los correspondientes conversores PTZ. En los puntos de suministro a consumidores finales que por las características que concurran sea preciso, deberá ser el distribuidor en presencia del comercializador, si así lo manifiesta, el que introduzca los nuevos valores. Para los puntos de salida de la red de transporte, las confirmaciones metrológicas se realizarán con la periodicidad indicada en la tabla siguiente: Tabla 1.2 Confirmaciones metrológicas periódicas de equipos de medida en los puntos de salida de la red de transporte Periodicidad Tipo de prueba Factor de corrección. 6 meses 1 Campo. Lazo de presión. 6 meses1 Campo. Lazo de temperatura. 6 meses1 Campo. Medida y volumen (prueba en serie). 6 meses1 Campo. Cromatógrafo, cambio de gas patrón. 10 meses Campo. Confirmación metrológica de contadores. 8 años Laboratorio. 1 Si después de realizar estas operaciones con la periodicidad indicada durante un periodo de tiempo los errores se encuentran dentro de la tolerancia admitida, se podría, previo acuerdo de los operadores implicados y el Gestor Técnico del Sistema, disminuir la frecuencia indicada anteriormente. Para los puntos de conexión al sistema de transporte con plantas de regasificación, conexiones internacionales, yacimientos y almacenamientos, las confirmaciones metrológicas correspondientes a: factor de corrección, lazos de presión y de temperatura, medida y volumen (prueba en serie) se realizarán con frecuencia mensual. No obstante, si después de realizar estas operaciones mensuales durante un periodo de tiempo, los errores se encuentran dentro de la tolerancia admitida se podría, previo acuerdo de los operadores implicados, disminuir la frecuencia indicada anteriormente. 6.3 Confirmación metrológica a petición de parte: Excepcionalmente, para todos los puntos de medida del Sistema Gasista, cualquier sujeto afectado por la medida de éstos podrá exigir la confirmación metrológica de la instalación de medición, en aquellas situaciones en las que existiese presunción justificada de un incorrecto funcionamiento de los equipos de medida instalados. En tales casos, estas operaciones en el equipo de medida se realizarán con la mayor brevedad posible, respetando en todo caso la continuidad del suministro. Los costes incurridos por tales operaciones serán, en principio, por cuenta de la parte que la hubiese solicitado, salvo que el resultado de la misma confirmase la existencia de una desviación superior a la admisible, en cuyo caso todos los costes, incluidos los necesarios para la corrección del error de medida detectado, mediante la correspondiente reparación/ajuste, correrán por cuenta del sujeto sobre quien recayese la responsabilidad de las correspondientes instalaciones. 7. Regularización de lecturas y mediciones.–Tanto en los casos de confirmación metrológica periódica de rutina de los equipos de medida o análisis de calidad, como en las extraordinarias realizadas a petición de parte, en el caso de excederse las tolerancias admitidas para el medidor en cuestión, se procederá a la regularización de los suministros efectuados conforme a lo establecido en este apartado. En el supuesto de detectarse errores que excedan las tolerancias admisibles, se corregirán y regularizarán las cantidades previamente determinadas a partir de las lecturas originales. La regularización de las cantidades se extenderá a un cierto periodo de tiempo previo a la fecha de realización de la comprobación que detectó el error y se establecerán en base a los siguientes criterios: El periodo de tiempo sujeto a corrección y la refacturación complementaria a que diera lugar, se calculará de acuerdo con lo establecido en el artículo 50 del Real Decreto 1434/2002, de 27 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de gas natural. Una vez conocido el error, mientras la causa origen del error no sea subsanada, las limitaciones del periodo de tiempo afectado no serán de aplicación y, en consecuencia, dicho periodo se extenderá al total de la duración de la causa, sin perjuicio de la responsabilidad que podría derivarse de la no rectificación del error detectado. La corrección por cantidad que se aplicará durante el periodo afectado será la correspondiente al exceso que supere el error máximo admisible. 8. Especificaciones técnicas de los equipos de medida. 8.1 Entradas y Salidas de la Red Básica de transporte: En los Puntos de Entrada a las redes de transporte y en los Puntos de Salida de la Red Básica de transporte, cada línea de la instalación de medida constará de los siguientes elementos: Un contador de gas, que haya superado la confirmación metrológica establecida en la Unión Europea y cumpla con las normas UNE-EN que le sean de aplicación, de dinámica adecuada para cubrir el rango de caudales que circulen por el mismo. Dicho contador estará equipado con un emisor de pulsos de alta frecuencia para su comunicación con el conversor; Un conversor tipo PTZ, que haya superado la confirmación metrológica establecida en la Unión Europea y cumpla con las normas UNE-EN que le sean de aplicación, con transmisor de presión absoluta y temperatura asociados, siendo el conjunto de clase 0,5 según UNE correspondiente; Una línea auxiliar de medida idéntica que la principal; Las instalaciones de medida deberán disponer de una unidad remota, de acuerdo con las especificaciones definidas por el Operador que entregue el gas, que le permita disponer de los datos de medida y calidad del gas (en caso de que exista) en sus centros de gestión de las telemedidas, y de acuerdo con la legislación vigente. 8.2 Puntos de conexión entre redes de distribución: En los puntos de conexión entre redes de distribución, la composición de cada una de las líneas que compongan la instalación de medida dependerá de su capacidad, expresada en caudal horario nominal, y de la presión de contaje. En sistemas de medición con presiones de contaje superiores a 4 bar, las instalaciones constarán de los mismos elementos que se indican en 8.1, pudiendo no disponer de línea auxiliar. En sistemas de medición con presión de contaje hasta 4 bar, la instalación constará de: Un contador de gas, que haya superado la confirmación metrológica establecida en la Unión Europea y cumpla con las normas UNE-EN que le sean de aplicación, de dinámica adecuada para cubrir el rango de caudales que circulen por el mismo. Un sistema de conversión automática del volumen medido en el contador, tipo PT o PTZ que haya superado la confirmación metrológica establecida en la Unión Europea y cumpla con las Normas UNE-EN que le sea de aplicación. La opción escogida se concretará de acuerdo entre las Partes, caso por caso, y quedará reflejada en un protocolo firmado por ambas partes, donde se definirán además los derechos y obligaciones respectivos. En los casos previstos en el apartado 5.1, los sistemas de medida deberán disponer de un equipo de telemedida que permita acceder a los datos en el centro gestor de la telemedida del distribuidor. 8.3 Puntos de Suministro: En el caso concreto de los sistemas de medición en los Puntos de Suministro la tipología de los sistemas de medición en cuanto a configuración y elementos constitutivos se determinarán en función del caudal horario máximo y consumo anual, según se indica en las siguientes tablas 1.3 y 1.4, y en los esquemas de sistemas de medición definidos en el apartado 8.4. Tabla 1.3 Sistemas de medición en función del caudal máximo horario y el consumo final para presiones de medición ≥ >0,4 bar Caudal máximo [m3(n)/h] Consumo anual (GWh) < 2 ≥ 2 y <5 ≥ 5 y <10 ≥ 10 y <100 ≥ 100 y < 150 ≥ 150 Q < 150 Fig Ia Fig Ib Fig Ib – – – 150≤Q<350 Fig III con conversor PT Fig III con conversor PT Fig III con conversor PT Fig III con conversor PT – – 350≤Q<600 Fig III con conversor PT Fig III con conversor PT Fig III con conversor PT Fig III con conversor PT Fig III con conversor PT Fig III con conversor PT 600≤Q<3500 Fig III con conversor PT Fig III con conversor PT Fig III con conversor PT Fig III con conversor PTZ Fig IV con conversor PTZ 3500≤Q<6500 Fig III con conversor PT Fig III con conversor PTZ Fig IV con conversor PTZ Fig IV con conversor PTZ Q/6500 Fig IV con conversor PTZ Fig IV con conversor PTZ Fig IV con conversor PTZ Nota 1: En las instalaciones de medición con esquema la corrección podrá efectuarse mediante factor de conversión fijo. Tabla 1.4 Sistemas de medición en función del caudal máximo horario y el consumo final para presiones de medición ≥ ≤ 0,4 bar Caudal máximo [m3(n)/h] Consumo anual (GWh) < 2 ≥ 2 y <5 ≥ 5 y <10 ≥ 10 y <100 ≥ 100 Q < 150 Fig Ia Fig Ia Fig Ia – – 150≤Q<350 Fig Ia Fig IIa Fig IIb Fig III con conversor PT – 350≤Q<600 Fig Ia Fig III con conversor PT Fig III con conversor PT Fig III con conversor PT – Q/6000 Fig III con conversor PT Fig III con conversor PT Fig III con conversor PT Fig III con conversor PT Nota 1: En las instalaciones de medición con esquema Ia y IIa, la corrección podrá efectuarse mediante factor de conversión fijo. Nota 2: En las instalaciones de medición a presiones inferiores a 0,05 bar será opcional instalar conversores de volumen PT. Los sistemas de medición se diseñarán en base al caudal horario máximo previsto, así como a su modulación, es decir, se deberá asegurar que el contador elegido cubra en todo momento el rango de caudales que circule por el mismo, incluido el caudal horario mínimo, de acuerdo con lo que reglamentariamente esté establecido. En los consumidores cuyas variaciones de consumo imposibiliten que un sistema de medición con un solo contador cubra con su extensión de medida las citadas variaciones, la medición de gas se deberá realizar en base a un sistema de conmutación en paralelo que cubra estas variaciones de caudal o bien se deberán independizar los consumos. En los casos en los cuales el consumidor final, contrate un suministro superior al que tenía que conlleve un cambio en la tipología sobre la instalación de contaje existente, el titular de la instalación deberá poner en marcha un plan de adecuación que será previamente aprobado por el operador de la red correspondiente, asistiendo al comercializador análogo derecho. Los Operadores de las redes, deberán comunicar a los consumidores conectados a sus redes y que están obligados a disponer de telemedida en sus instalaciones de medición, sus protocolos de comunicación de forma que permita recibir dicha información en su centro gestor de telemedidas. 8.4 Esquemas de los sistemas de medición en función del caudal máximo horario y el consumo anual: Figura Ia 1. Válvula de cierre. 2. Válvula de tres vías con toma para manómetro de contrastación. 3. Manómetro de esfera & 100 mm clase 0,5. 4. Contador. 13. Toma de presión débil calibre (PC ≤ 150 mbar). Figura Ib Modificada 1. Válvula de cierre. 2. Válvula de tres vías con toma para manómetro de contrastación. 3. Manómetro de esfera & 100 mm clase 0,5. 4. Contador. 7. Conversor PT. 12. Base enchufe rápido para contrastación transmisor Ø 1/4″ (modelo aceptado). 13. Toma de presión débil calibre (PC ≤ 150 mbar). Figura IIa 1. Válvula de cierre. 2. Válvula de tres vías con toma para manómetro de contrastación. 3. Manómetro de esfera & 100 mm clase 0,5. 4. Contador. 5. Termómetro. 6. Carrete sustitución contador. Figura IIb Modificada 1. Válvula de cierre. 2. Válvula de tres vías con toma para manómetro de contrastación. 3. Manómetro de esfera & 100 mm clase 0,5. 4. Contador. 5. Termómetro. 6. Carrete sustitución contador. 7. Conversor PT. 12. Base enchufe rápido para contrastación transmisor Ø 1/4″ (modelo aceptado). Figura III Modificada 1. Válvula de cierre. 2. Válvula de tres vías con toma para manómetro de contrastación. 3. Manómetro de esfera θ 100 mm clase 0,5. 4. Contador. 5. Termómetro. 6. Carrete sustitución contador. 7. Registrador de presión y temperatura (electrónico) Data logger. 8. Disco en ocho. 9. Conversor electrónico de volumen. 10. Sonda de temperatura. 11. Transmisor de presión. 12. Base enchufe rápido para contrastación de transmisor Ø 1/4’’ (modelo aceptado). 14. Bridas ciegas. Figura IV 1. Válvula de cierre. 2. Válvula de tres vías con toma para manómetro de contrastación. 3. Manómetro de esfera θ 100 mm clase 0,5. 4. Contador. 5. Termómetro. 7. Registrador de presión y temperatura (electrónico) Data Logger. 8. Disco en ocho. 9. Conversor electrónico de volumen. 10. Sonda de temperatura. 11. Transmisor de presión. 12. Base enchufe rápido para contrastación de transmisor Ø 1/4″ (modelo aceptado). 9. Cálculo del PCS aplicable a consumidores sin equipos de medida del poder calorífico.–Para los consumidores finales sin equipos de medición del poder calorífico se les asignará a efectos de facturación el correspondiente al primer punto «aguas arriba» que disponga de elemento de medición del poder calorífico. En el caso de redes de distribución suministradas mediante varias conexiones con la red de transporte se calculará un poder calorífico medio. 9.1 Consumidores sin equipos de telemedida: En el caso de consumidores con lectura mensual o superior, a efectos de cálculo de los kWh consumidos en el período de facturación, se aplicará la media de los valores diarios del poder calorífico, descrito en el apartado anterior, durante el período de tiempo de facturación. 9.2 Consumidores con equipos de telemedida: En el caso de clientes con telemedida, se aplicará al menos la media diaria de PCS al consumo diario de cada cliente, pudiendo utilizarse datos horarios en caso de disponer de dicha información. Protocolo de detalle PD-01 Medición, calidad y odorización de gas 1. Objeto. El presente protocolo de detalle tiene como objeto desarrollar la Norma de Gestión Técnica del Sistema Gasista NGTS-05 «Medición». Para ello, se definen conceptos y procedimientos relacionados con la medición, la calidad y la odorización del gas natural, de los gases manufacturados, y de los gases procedentes de fuentes no convencionales, tales como el biogás, el gas obtenido a partir de la biomasa u otros tipos de gas, siempre y cuando resulte técnicamente posible y seguro inyectar tales gases en las redes de transporte y distribución de gas natural. 2. Glosario. En el presente protocolo de detalle se utilizan las definiciones recogidas en la Norma de Gestión Técnica del Sistema Gasista NGTS-01 «Conceptos generales» y, en lo referente al control metrológico, las contenidas en el artículo 2 y los Anexos III, IV y VI del Real Decreto 889/2006, de 21 de julio, por el que se regula el control metrológico del Estado sobre instrumentos de medida. 3. Condiciones generales. Todas las obligaciones y responsabilidades asociadas al correcto funcionamiento y control metrológico de los equipos e instalaciones de medición, análisis y odorización, así como aquellas relacionadas con su mantenimiento, reparación y/o sustitución en su caso, junto con la seguridad exigible para los equipos e instalaciones involucradas, corresponderán y serán asumidas por los titulares de los mismos, según lo establecido en la normativa legal vigente. 3.1 Derecho de acceso a las instalaciones de medida y su comprobación. En los puntos de conexión transporte-transporte (incluidas las conexiones de salida de las plantas de regasificación de GNL y de los almacenamientos subterráneos), transporte-distribución, distribución-distribución y en los puntos de suministro a los consumidores, el titular de la instalación deberá permitir el acceso a los equipos de medida a la otra parte implicada, tras la previa concertación de la visita. A estos efectos, se consideran partes implicadas en los puntos de conexión los titulares de las instalaciones interconectadas, el Gestor Técnico del Sistema (GTS) y los comercializadores titulares del gas vehiculado. Por su parte, en los puntos de suministro se considerarán partes implicadas el consumidor, el distribuidor/transportista titular de la red a la que están conectados y el comercializador que suministre. El GTS se considerará parte implicada de un punto de suministro cuando, de acuerdo con la definición incluida en la NGTS-01, se trate de un consumidor que puede condicionar con su comportamiento la operación normal de la red a la que está conectado. Cuando el titular de los equipos de medición sea el sujeto que recibe el gas, el sujeto que lo entrega tendrá el derecho de realizar comprobaciones periódicas, tales como por ejemplo: la toma de lecturas, visitas de comprobación de elementos de medida y el estado de los elementos precintables de los sistemas de medición. Adicionalmente a las obligaciones de control metrológico que puedan derivarse de la Ley 3/1985, de 18 de marzo, de Metrología, del Real Decreto 889/2006, y de sus normativas de desarrollo, los sujetos del Sistema Gasista (transportistas, distribuidores, comercializadores y consumidores) podrán solicitar comprobaciones extraordinarias de los sistemas de medición. Dichas comprobaciones extraordinarias deberán tener un alcance idéntico a la verificación periódica prevista en el control metrológico del equipo. Los gastos generados por la comprobación extraordinaria de los equipos de medida serán a cargo del solicitante salvo que el control metrológico de los mismos confirmase la existencia de una desviación superior a la admisible, en cuyo caso correrán a cargo del titular del equipo. 3.2 Derecho de acceso a la información de la telemedida. El GTS dispondrá de acceso continuo a las telemedidas de todos los puntos de salida de la Red Básica. Este acceso no supondrá ningún coste para los usuarios. El GTS recibirá las señales de telemedida de los consumidores que pueden condicionar con su comportamiento la operación normal de la red a la que están conectados diariamente, bien de forma directa o bien a través del distribuidor. Asimismo, los distribuidores recibirán en su centro gestor de telemedida, los datos de medida de los puntos de suministro de aquellos consumidores que dispongan de ella. Estos datos serán puestos a disposición de los agentes participantes (comercializadores, transportistas y GTS) a través del Sistema de Comunicación Transporte-Distribución (SCTD), con detalle diario, antes de las diez horas del día siguiente al día de consumo. 3.3 Derecho a instalar telemedida en los equipos de medida en los puntos de conexión En los puntos de conexión transporte-transporte (incluidas las conexiones de salida de las plantas de regasificación de GNL y de los almacenamientos subterráneos), transporte-distribución, distribución-distribución y en los puntos de suministro a los consumidores, que puedan tener incidencia en la operación de la red, o cuando pueda ser necesario para la realización de los balances, el titular de la instalación deberá permitir a la otra parte la instalación de telemedida en el equipo de medida. El coste de la instalación la asumirá la parte que instale el equipo. 3.4 Disposiciones normativas y normas aplicables en medición, calidad y odorización de gas. El GTS publicará y mantendrá actualizado en su página web el listado de disposiciones normativas y normas (UNE-EN y otras) en vigor, aplicables a la medición, calidad y odorización de gas y sus equipos, habilitando la descarga de aquellos documentos que sean de acceso libre y gratuito. Asimismo, recopilará de forma comprensible para el consumidor aquella información relevante contenida en ella. En relación con la normativa, el listado, al menos, hará referencia a: – El extracto de las disposiciones de la normativa sectorial relativas a la lectura y medición, así como al proceso de regularización de las medidas. – La normativa metrológica legal española y normas UNE-EN aplicables a los diferentes equipos: contadores, conversores, cromatógrafos, etc. – La normativa española vigente y las normas UNE-EN que permiten determinar el tamaño del contador para puntos de suministro aplicable de acuerdo con el punto 4.4.4 de este protocolo de detalle. – Las normas UNE o internacionalmente aceptadas que permiten determinar las características de calidad del gas al objeto de comprobar si cumple con las especificaciones recogidas en el epígrafe 5 de este protocolo de detalle. – Las normas UNE o internacionalmente aceptadas que establecen los procedimientos de medida y cálculo que aplican de acuerdo con el epígrafe 6 de este protocolo de detalle. – La altitud en metros de los municipios que se utiliza para el cálculo del factor de conversión por presión (Kp), así como el organismo oficial de estadística competente que lo publica. Al objeto de difundir y facilitar la información anterior a los consumidores finales, tanto los distribuidores como los comercializadores deberán publicar en su página web bien una reproducción del contenido de la página del GTS, o bien un vínculo a esta página. 3.5 Manuales de operación y protocolos de medición. Los manuales de operación y/o protocolos de medición que los titulares de las instalaciones del sistema gasista establezcan con otros titulares de instalaciones adyacentes o con consumidores, deberán ser consistentes con lo indicado en este protocolo sin perjuicio de que se puedan acordar otros aspectos no regulados entre las partes. Los transportistas publicaran en su página web los modelos de manuales de operación y de protocolos de medición que utilicen. 4. Equipos de medición y análisis del gas. En los puntos de conexión transporte-transporte (incluidas las conexiones de salida de plantas de regasificación de GNL y almacenamientos subterráneos), transporte-distribución, distribución-distribución y en los puntos de suministro a los consumidores, las instalaciones y equipos de medida deberán ser sometidos a las obligaciones de control metrológico que puedan derivarse de la Ley 3/1985, del Real Decreto 889/2006, y de sus normativas de desarrollo. En cualquier caso, será requisito imprescindible disponer del certificado de conformidad previo de la instalación y equipo de medida, según lo establecido en la normativa metrológica legal española. Por otra parte, las partes implicadas, de acuerdo a la definición incluida en el apartado 3.1, tendrán derecho a constatar documentalmente que la instalación y equipo de medida disponen de la oportuna c …