REGLAMENTO TÉCNICO       RTS 75.01.01:16  
SALVADOREÑO  
 
 
        
HIDROCARBUROS. GAS NATURAL.  
ESPECIFICACIONES DE CALIDAD  
 
 
 
Correspondencia: Este Reglamento Técnico Salvadoreño tiene correspondencia parcial con 
la norma ISO 13686: "Natural gas – Quality designation " (Gas natural – Designación de 
calidad).  
 
 
 
 
 
ICS 75.060         RTS 75.01.01:16   
 
 
 
 
 
 
Editada  por el Organismo  Salvadoreño de Reglamentación Técnica, ubicado en 1ª Calle 
Poniente, Final 41 Av. Norte, N° 18 San Salvador, Col. Flor Blanca. San Salvador, El 
Salvador. Teléfono (503) 2590 -5323 y (503) 2590 -5335. Correo electrónico: 
consultasreglamento@osartec.gob.sv   
 
 
Derechos Reservados.REGLAMENTO TÉCNICO SALVADOREÑO  RTS 75.01.01:16  
  
INFORME  
 
 
 
Los Comités Nacionales de Reglamentación Técnica conformados en el Organismo 
Salvadoreño de Reglamentación Técnica, son las instancias encargadas de la elaboración de 
Reglamentos Técnicos Salvadoreños. Están integrados por representantes de la Empresa 
Privada, Gobierno, Defensoría del Consumidor y sector Académico  Universitario.  
 
Con el fin de garantizar un consenso nacional e internacional, los proye ctos elaborados por 
los Comités  Nacionales de Reglamentación Técnica se someten a un período de consulta 
pública nacional y notificación internacional, durante el cual cualquier persona puede 
formular observaciones.  
 
El estudio elabo rado fue aprobado como  RTS 75.01.01:16 HIDROCARBUROS.  GAS 
NATURAL . ESPECIFICACIONES DE CALIDAD,  por el Comité Nacional de 
Reglamentación Técnica. La oficialización del Reglamento conlleva  el Acuerdo Ejecutivo 
del Ministerio correspondiente de su vigilancia y aplicación.  
 
Este Reglamento Técnico Salvadoreño está sujeto a permanente revisión con el objeto de 
que responda en todo momento a las necesidades y exigencias de la técnica moderna.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
  
REGLAMENTO TÉCNICO SALVADOREÑO  RTS 75.01.01:16  
 CONTENIDO  PAG.  
 
1. OBJETO  1 
 
2. ÁMBITO  DE APLICACIÓN  1 
 
3. ABREVIATURAS  
 1 
4. DEFINICIONES   2 
 
5. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS  3 
 
6. PROCEDIMIENTOS PARA EVALUAR LA CONFORMIDAD  7 
 
7. DOCUMENTOS DE REFERENCIA  15 
 
8. BIBLIOGRAFÍA  
 15 
9. VIGILANCIA Y VERIFICACIÓN  15 
 
10. VIGENCIA  16 
 
11. ANEXO  
 17 
 
 
 
 REGLAMENTO TÉCNICO SALVADOREÑO  RTS 75.01.01:16  
 
1 1. OBJETO  
 
Especificar las características físico -químicas que debe cumplir el gas natural que se maneje en 
los sistemas de almacenamiento, transporte por ducto s y distribución por redes en el país, para 
preservar la seguridad de las personas, el medio ambiente y las instalaciones . 
 
El gas natural a inyectar en los sistemas de transporte por ducto s y distribución por redes deberá 
reunir las especificaciones de calidad necesarias para asegurar: la calidad del producto 
suministrado a los consumidores y proteger sus instalaciones en general, así como asegurar la 
protección de las instalaciones de los transportistas  por ducto s y de los distribuidores por redes de 
gas natural.  
 
2. ÁMBITO DE APLICACIÓN  
 
2.1. Se aplica al gas natural que se entregue a los sistemas de almacenamiento, transporte  por 
ducto s y distribución  por redes , así como en los puntos de transferencia de custodia.  
 
2.2. Este reglamento técnico no aplica al gas natural que se produce y conduce desde pozos y 
complejos de procesamiento  próximos a los mismos . 
 
3. ABREVIATURAS   
 
 ASTM:  "American Society for Testing and Materials" (So ciedad Americana para Pruebas 
y Materiales).  
 EN: European Standar  
 GPA:  "Gas Processors Association" (Asociación  de Procesadores de Gas de USA).  
 ISO:  “International Or ganization for Standardization” (Organización Internacional para la 
Normalización).  
 J: Joule  
 K: Kelvin  
 mg/m3: miligramo  por metro cúbico.  
 MJ/m3: Megajoule por metro cúbico.   
 Pa: Pascal  
 kPa:  Kilopascal .  
 máx.:  máximo.  
 mín.: mínimo.  
 
 
 
 
 
 
 
 REGLAMENTO TÉCNICO SALVADOREÑO  RTS 75.01.01:16  
 
2 
4. DEFINICIONES  
 
4.1. Composición: concentración de los componentes del gas natural.  
 
4.2. Condiciones estándar: condiciones normalizadas  bajo las cuales se mide el gas natural y 
que corresponden  a la presión absoluta de 101,325 kPa y la temperatura de 288,15 K.   
 
4.3. Gas n atural: es la mezcla de hidrocarburos, con predominio de metano, que en 
condiciones normalizadas de presión y temperatura se presentan en la naturaleza en estado 
gaseoso.  
 
4.4. Gas n atural Licuado o GNL: es el gas natural que mediante un proceso de conversión 
física pasa del estado gaseoso al estado líquido.  
 
4.5. Gas natural fuera de especificación: gas natural que no cumple con las e specificaciones 
de calidad establecidas en este reglamento técnico.  
 
4.6. Humedad: agua presente en la fase gaseosa en el gas natural.  
 
4.7. Índice de Wobbe (W): es la relación entre el poder calorífico superior (PCS) por unidad de 
volumen con relación a la raíz cuadrada de la densidad relativa (ρ r), de acuerdo a la 
siguiente ecuación:  
 
 
 
4.8. Kelvin: unidad de temperatura termodinámica, es la fracción 1/273,1 5 de la temperatura 
termodinámica del punto triple del agua.  
 
4.9. Número de metano  (N.M.) : número normalizado para  caracterizar la capacidad del gas 
natural para no producir detonaci ones no deseadas en los motores. El número de metano es 
conceptualmente igual que el número de octano, es decir, N.O. = f  (N.M.), solo que es 
superior a 100 para el gas natural, por ello a mbos conceptos están relacionados pudiéndose 
utilizar la siguiente expresión: N.O. = 0,67 * N.M. + 73,2 . 
 
4.10. Poder calorífico superior (PCS):  es la cantidad de energía térmica producida por la 
combustión completa, a presión constante, de una unidad de volumen medida en base seca 
de gas natural con aire, a condiciones estándar, cuando los productos de la combustión se 
mantiene a una temperatura d e 288,15 K y la entalpía del agua formada durante el proceso 
de combustión se determina en fase líquida.  
 
4.11. Punto de transferencia de custodia: punto acordado comercialmente entre las partes en 
que se transfi ere la custodia del gas natural.  
 
4.12. Límite inferior  de explosividad (LIE):  concentra ción mínima de gases, vapores o nieblas 
inflamables dispersas en el aire por debajo de la cual, la mezcla no es explosiva, en idioma REGLAMENTO TÉCNICO SALVADOREÑO  RTS 75.01.01:16  
 
3 inglés e s “LEL: Lower Explosive Limit”.  
 
4.13. Límite superior de explosividad (LSE): concentración máxima de gases, vapores o 
nieblas inflamables dispersas en aire por arriba de la cual, la mezcla no es explosiva, en 
idioma inglés es : “UEL: Upper Explosive Limit”.  
 
4.14. Odorizante:  sustancia química utilizada para proporcionar olor al gas natural .  
 
4.15. Técnicamente libre:  presencia de  contaminantes que no se pueda n detectar visualmente y 
que no causen daño o interfieran con la operación de los ductos, medidores, reguladores u 
otros eq uipos a través de los cuales fluye el gas, ni con los equipos o instalaciones de los 
usuarios finales.  
 
4.16. Temperatura o punto cricondentérmico: máxima temperatura en la cual coexisten en 
equilibrio la  fase líquida y la fase gaseosa . 
 
4.17. Temperatura o punto de rocío del agua : temperatura a la cual inicia la condensación del 
vapor de agua presente en el gas natural.  
 
4.18. Temperatura o punto de rocío de hidrocarburos : temperatura a la cual inicia la 
condensación de hidrocarburos en el gas natural.  
 
5. ESPECIFICA CIONES TÉ CNICAS  
 
5.1. CARACTERISTICAS  
 
5.1.1.  El gas natural debe estar técnicamente libre de:  
a) Agua, aceite e hidrocarburos líquidos.  
b) Materiales sólidos, polvos y gomas.   
c) Otros gases que puedan afectar a los sistemas de almacenamiento, transporte  por 
ductos  y distribución por redes o a los equipos o instalaciones de los usuarios.   
 
 
En la Tabla 1  se especifican las características físico -químicas exigidas para el gas natural.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 REGLAMENTO TÉCNICO SALVADOREÑO  RTS 75.01.01:16  
 
4 Tabla 1. Especificaciones de calidad para el gas natural  
 
CARACTERÍSTICA  UNIDADES  MÉTODO  
ASTM  o EN  
(ÁRBITRO)  VALORES  
Composición  del gas natural :    
  Contenido de oxígeno (O 2) fracción de volumen  
(% vol .) D 1945  0,002 (0,20) máx.  
  Contenido de nitrógeno (N 2) fracción de volumen  
(% vol .) D 1945  0,030 (3,00) máx.  
  Contenido de dióxido de carbono (CO 2) fracción de volumen  
(% vol)  D 1945  0,030 (3,00) máx.  
  Contenido de gases inertes totales (N 2 y 
CO 2) fracción de volumen  
(% vol .) D 1945  0,060 (6,00) máx.  
  Variación diaria del contenido de 
nitrógeno  fracción de volumen  
(% vol .) Calculado  ± 0,015 (1,5) máx.  
  Contenido de metano (CH 4) fracción de volumen  
(% vol .) D 1945  0,840 (84,00) mín.  
  Contenido  de  etano  (C 2H6) 
 Fracción de volumen  
(% vol .) D 1945   0,12  (12,00 ) máx.  
  Humedad (H 2O) mg/m3 D 1142  97,00 máx.  
  Contenido de ácido sulfhídrico (H 2S) mg/m3 D 5504  6,00 máx.  
  Contenido de azufre total (S)  mg/m3 D 5504  30,00 máx . 
Temperatura o punto de rocío de hidrocarburos  K (°C)  D 1142  271,15 ( -2) máx.  
Poder calorífico superior (PCS)  MJ/m3 D 3588  36,80 – 43,60  
Índice Wobbe (W)  MJ/m3 D 3588  47,30 – 53,20  
Variación diaria del Índice Wobbe (W)  % Calculado  ± 5 máx.  
Temperatura o punto de rocío del agua  K (°C)  -- Reportar  
Densidad relativa  --  
D 3588  0,65 máx.  
Mercurio   μg/m3 D 5954  0,01 máx . 
Número de metano  -- EN 16726   70 mín. 
Nota 1 : Los resultados se deben reportar con el número de cifras decimales que indica cada método y no 
necesariamente con el número de decimales que aparecen en la tabla de especificaciones.   
 
Nota 2 : Los métodos ASTM indicados son los aprobados como métodos árbitros. Otros métodos aceptables se 
indican en el numeral 10.  
 
Nota 3:  Para el caso de “Reportar ”, se deberá indicar el resultado obtenido de acuerdo al método  
 REGLAMENTO TÉCNICO SALVADOREÑO  RTS 75.01.01:16  
 
5 5.1.2.  Límites de explosividad del gas n atural  
 
5.1.2.1.  El límite inferior de explosividad (LIE) es 0,05 fracción de volumen (5% volumen, cinco 
por ciento  en volumen) de gas en el aire.  
 
5.1.2.2.  El límite superior de explosividad (LSE) es 0,15 fracción de volumen (15% volumen, 
quince por ciento en volumen) de gas en el aire.   
  
5.2. COMPONENTES DEL GAS NATURAL  
 
5.2.1.  Componentes del gas natural: se consideran componentes del gas natural los siguientes:  
a) Componente principal : metano.  
b) Componentes secundarios : etano, propano, butanos, pentanos y otros hidrocarburos 
más pesados.  
c) Inertes : nitrógeno y dióxido  de carbono.  
d) Otros componentes : argón, helio, oxígeno, mercurio, mercaptanos y otros compuestos 
de azufre que únicamente podrían estar en bajas concentraciones.   
 
 
5.3. ODORIZANTES  
5.3.1.  Características  y cantidad de odorizante a utilizar  
 
5.3.1.1.  El gas n atural es inodoro e incoloro y no es posible detectarlo por medio de los sentidos 
humanos normales, por lo que una vez odorizado permite detectar rápidamente las fugas que 
eventualmente podrían ocurrir o advertir su presencia. Los odorizantes más comunes para el gas 
natural  están compuestos por mercaptanos.  
 
5.3.1.2.  El gas natural debe ser odorizado a una concentración tal que permita ser detectado por 
medio del olfato humano normal, cuando las concentraciones alcancen una quinta parte del límite 
inferior de explosividad  del gas nat ural, es decir cuando la proporción de gas natural en el aire 
sea del 0,01 fracción de volumen o uno por ciento en volumen (1% volumen).   
 
5.3.1.3.  La determinación del nivel de odorización en el gas natural se debe realizar de 
conformidad con la última edición vigente de la norma ASTM D6273 .  
 
5.3.1.4.  No se debe odorizar el gas natural que se utilice en procesos catalíticos u otros donde el 
producto final se vea afectado.  
 
El odorizante que se utilice debe cumplir, como mínimo, con los siguientes requisitos:  
a) Cumplir  con un grado de pureza tal que permita alcanzar el nivel de odorización 
mínimo ya establecido . 
b) Ser compatible con los materiales de fabricación del equipo utilizado para la 
odorización del gas natural.  
c) Ser estable física y químicamente para asegurar su pr esencia como vapor dentro de 
la corriente de gas natural.  REGLAMENTO TÉCNICO SALVADOREÑO  RTS 75.01.01:16  
 
6 d) No ser tóxico ni nocivo para las personas y equipos en la concentración ya 
especificada.  
e) Ser de fácil combustión dentro del rango recomendado por el fabricante.  
f) Tener una solubilidad en agua menor q ue 0,025 en fracción masa o 2,5% masa  
g) Proporcionar al gas natural un olor característico y persistente  
h) Ser manejable  para facilitar su adición al gas natural.  
i) Los productos de la combustión del odorizante no deben ser corrosivos a los 
materiales a los que estará expuesto.  
 
5.3.2.  Medidas de seguridad para el manejo de los odorizantes   
 
5.3.2.1.  Para prevenir la combustión accidental de los vapores de odorizante se deben utilizar 
herramientas que no produzcan chispas cuando se trabaje en los equipos que manejan los 
odorizantes, además los trabajadores deben utilizar botas de seguridad cuyo cubo de acero no esté 
expuesto.  
 
5.3.2.2.  El equipo de odorización y sus tuberías se deben fabricar con materiales resistentes a los 
componentes de los odorizantes para evitar la corrosión.  
 
5.3.2.3.  Cuando se detecte un derrame de odorizante, este se debe neutralizar mediante la 
aplicación de una sustancia química recomendada por el fabricante  o conforme lo establezca el 
plan de contingencia aplicable .  Así mismo, se debe utilizar un agente evanescente para 
enmascarar el olor  y para absorberlo se debe utilizar tierra, arena fina o el producto que 
recomiende el fabricante de dicho odorizante.  
 
5.3.2.4.  No deben ve rtirse  los oxidantes en altas concentraciones sobre el odorizante derramado, 
ya que su rea cción sería violenta y podría causar algún accidente.  
 
5.3.2.5.  Los recipientes conteniendo los odorizantes se deben almacenar en lugares cubiertos, 
secos y bien ventilados. No deben exponerse a los rayos solares ; antes de abrir los recipientes se 
deben enfriar par a no provocar una fuga de odorizantes  en fase vapor.  
 
5.3.2.6.  El personal que realice operaciones de odorización debe utilizar prendas apropiadas que 
resistan el posible contacto con el odorizante, las cuales deben lavarse después de su utilización.  
 
5.3.2.7.  El equipo mínimo de seguridad personal que se debe  utilizar  para estar en contacto con 
el odorizante es el siguiente:  
a) Guantes, botas y delantal confeccionados con cloruro de polivinilo.  
b) Gafas protectoras de hule especial (recomendadas por el fabricante del odorizant e). 
c) Mascarilla con filtro de absorción para componentes orgánicos.  
 
5.3.2.8.  Además se debe incluir equipo de seguridad adicional conforme a las re comendaciones 
del fabricante y h oja de seguridad del producto (MSDS, por sus siglas en inglés).  
Ante cualquier contacto del odorizante con la piel, se debe lavar de inmediato el área afectada 
con abundante agua.  REGLAMENTO TÉCNICO SALVADOREÑO  RTS 75.01.01:16  
 
7 5.4. RESPONSABILIDAD SOBRE LAS ESPECIFICACIONES DEL GAS NATURAL  
 
5.4.1.  El productor, procesador, importador o suministrador de gas natural que se entregue en 
los sistemas de transporte por ductos, almacenamiento o distribución por redes debe cumplir con 
las especificaciones de calidad del gas natural establec idas en este reglamento técnico . 
 
5.4.2.  La responsabilidad de la medición de las especifica ciones de calidad del gas natural en el 
punto de transferencia de custodia debe quedar establecida en los convenios comercial es 
celebrados entre las partes.  
 
5.4.3.  Los concesionarios del transporte por ductos de acceso abierto y de distribución por redes 
serán l os responsables de asegurarse que el gas natural que reciban en su sistema cumpla con las 
especificaciones de calidad establecidas en este reglamento técnico y en el caso de las terminales 
de gas natural licuado, deben acondicionarlo para que cumpla con el las.  
 
5.4.4.  Los instrumentos utilizados para la medición de la composición del gas natural se deben 
verificar con gases patrones estándar debidamente certificados, siguiendo la metodología y 
periodicidad recomendada por el fabricante y las normas aplicables . 
 
5.4.5.  El productor, procesador, importador o suministrador de gas natural  que instale equipo de 
control de calidad será responsable de calibrar y verificar tales equipos según aplique, así como 
de informar con la debida anticipación, a las restantes partes invol ucradas, los cronogramas de 
calibración de los equipos.  
 
6. PROCEDIMIENTO  PARA EVALUAR LA CONFORMIDAD.  
 
6.1. MUESTREO  Y MÉTODOS DE DETERMINACIÓN  
 
6.1.1.  Métodos y puntos de muestreo  
 
6.1.1.1.  El muestreo y la determinación de las especificaciones de calidad del gas natural se 
deben realizar en cada uno de los principales puntos de inyección o de entrega más cercanos al o 
a los sistemas de transporte por ductos de acceso abierto, almacenamiento y distribución por 
redes, así como en los principales puntos de mezcla de dichos sist emas. Para  efectos de 
transferencia de custodia, si el muestreo se acuerda en puntos distintos, se debe notificar este 
hecho a la Dirección de Hidrocarburos y Minas del Ministerio de Economía para su aprobación.  
 
6.1.1.2.  El muestreo se debe hacer de conformidad con la práctica reconocida 
internacionalmente, se pueden tomar como referencia los siguientes métodos , en su edición 
vigente :  
 
“API Manual of Petroleum Measurement Standards (MPMS), Chapter 14.1 – Collecting and 
Handling of Natural Gas Samples for Custody  Transfer” [Manual API de Normas de Medición de  
Petróleo (MPMS), Capítulo 14.1 – Recolección y Manejo de Muestras de Gas Natural para la 
Transferencia de Custodia].   REGLAMENTO TÉCNICO SALVADOREÑO  RTS 75.01.01:16  
 
8  ASTM D 5287: “Standard Practice for Automatic Sampling of Gaseous Fuel” (Práctica 
Estándar  para el Muestreo Automático de Combustible Gaseoso).  
 
 ASTM D 5503: “Standard Practice for Natural Gas Sample -Handling and Conditioning 
Systems for Pipeline Instrumentation” (Práctica Estándar para Manejo de Muestra de Gas 
Natural y Sistemas de Acondicionamiento para Instrumentación en Tuberías).  
 
 GPA 2166: “Obtaining Natural Gas Samples for Analysis by Gas Chromatography” 
(Obtención de Muestras de Gas Natural para Cromatografía de Gas).  
 
 ISO 10715: “Natural gas – Sampling guidelines” (G as natura l – Guías de muestreo).  
 
 ISO 8943: Refrigerated light hydrocarbon fluids -- Sampling of liquefied natural gas -- 
Continuous and intermittent methods . 
 
6.1.1.3.  Los puntos definidos para la toma de muestra deberán estar acondicionados para tal 
efecto, las instalacio nes deben tener los dispositivos necesarios y suficientes para obtener 
aquellas en la forma más segura y adecuada posible.  
 
6.1.2.  Determinación y registro de la densidad relativa (ρr), del poder calorífico superior 
(PCS), del índice de Wobbe  (W) y de la composición del gas  
 
6.1.2.1.  Para la determinación de la densidad, densidad relativa (ρr), poder calorífico superior 
(PCS) y del índice de Wobbe (W), se deben promediar los valores registrados durante una hora , 
con base a los valores promedio de la t emperatura, presión y composición del gas natural 
registrados en los sesenta minutos previos . La periodicidad de la entrega de información será 
establecida por la Dirección de Hidrocarburos y Minas del Ministerio de Economía.  
 
6.1.2.2.  La determinación del contenid o de humedad (H 2O) y de ácido sulfhídrico (H 2S) se debe 
realizar y registrar por lo menos cada hora.   
 
6.1.2.3.  La determinación del contenido de oxígeno (O 2) y de azufre total (S) se debe realizar  y 
registrar  como mínimo en forma trimestral.  
 
6.1.2.4.  La determinación de la composición del gas natural, incluyendo la de hidrocarburos 
hasta C 9+ se debe llevar a cabo de manera obligatoria en cada uno de los principales puntos de 
inyección o entrega de gas natural al o a los sistemas de transporte  por ductos  de acceso abierto,  
almacenamiento y distribución  por redes , así como en los principales puntos de mezcla de dichos 
sistemas.  
 
6.1.2.5.  En las plantas criogénicas de procesamiento o de las plantas de regasificación de gas 
natural licuado, así como otros puntos de medición establecidos en el número  6.1.1 , de no 
disponer  con analizadores en línea capaces de medir hasta C 9+, la determinación se debe hacer 
hasta C 6+ y suponerse una relación de composiciones volumétricas de C 6/C7/C8 de 68/28/4 , 
respectivamente .  REGLAMENTO TÉCNICO SALVADOREÑO  RTS 75.01.01:16  
 
9 6.1.3.  Determinación de la temperatura o punto de rocío de hidrocarburos  
 
6.1.3.1.  La estimación  de la temperatura o punto de rocío de hidrocarburos se  debe realizar por 
lo menos cada hora con base a los promedios de temperatura, presión y composición del gas 
natural registrados en los sesenta minutos previos, utilizando la ecuac ión de estado que se define 
en el número 6.1.3.1  
 
6.1.3.2.  Para propósitos de determinar la conformidad con este reglamento técnico, los 
laboratorios deben estimar la temperatura o punto de rocío de hidrocarburos con la ecuación de 
estado  que se define en el número 6.1.3.1 , utilizando  los parámetros moleculares e stablecidos en 
las tablas A y B del Anexo.  
 
6.1.3.3.  En caso de desacuerdo del valor resultante, por parte del interesado, éste podrá solicitar 
a un laboratorio acreditado realizar la determinación directa  de la temperatura o punto de rocío de 
hidrocarburos  utiliza ndo el método árbitro  establecido en la Tabla 1 .  
 
6.1.3.4.  La Dirección podrá solicitar que se realice la determinación directa de esta característica  
cuando lo estime conveniente.  
 
6.1.4.  Procedimiento para la estimación  de la temperatura o punto de rocío de 
hidrocarburos  
 
6.1.4.1.  Este procedimiento para la estimación  de la temperatura o punto de rocío de 
hidrocarburos tiene por objeto establecer la ecuación de estado y los parámetros moleculares que 
deben utilizarse para la determinación de la propiedad mencionada.   
 
6.1.4.2.  La temperatura de rocío de hidrocarburos correspondiente a la temperatura o punto 
cricondentérmico del gas natural, se debe determinar utilizando la ecuación de estado de Peng -
Robinson, según la Ecuación 1, así: 
 
Ecuación 1:                     
     
          
 
Dónde : 
 
P = Presión del gas natural en el punto de medición, expresada en Pascales (Pa).  
T = Temperatura del gas natural en  el punto de medición, expresada en grados Kelvin (K).  
V = Volumen molar del gas natural a la T y P, expresada en metros cúbicos por mol (m3/mol).  
R = Constante universal de los gases ideales = 8,31451 J/mol K.  
 
a y b =  Parámetros de mezcla de la ecuación, que se calculan de la siguiente manera:  
 
 
 
 REGLAMENTO TÉCNICO SALVADOREÑO  RTS 75.01.01:16  
 
10  
Ecuación 2 :               ∑∑    (    )   (     )                          
 
 
Ecuación 3 :                ∑     
                                
 
 
Ecuación 4 :    
                 
                          
 
 
Ecuación 5 :   
              
                    
 
Ecuación  6:  
 
   [                                                                                 
 
 
Dónde : 
 
Pci = Presión crítica del componente i, expresada en Pascales (Pa).  
Tci = Temperatura crítica del componente i, expresada en grados Kelvin (K).  
ωi   = Factor acéntrico del componente i, parámetro adimensional.  
kij   = Parámetro de interacción molecular entre el componente i y el componente j, parámetro 
adimensional.  
yi    = Fracción molar del componente i en fase gaseosa, parámetro adimensional.  
yj    = Fracción molar del componente j en fase gaseosa, parámetro adimensional.  
 
Los valores de Pci, Tci, ωi y kij que se deben utilizar en las fórmulas anteriores son los que  se 
encuentran  en la Tabla A y en la Tabla B del Anexo, como parámetros de referencia.  
 
6.2. MÉTODOS DE ENSAYO  
 
6.2.1.  Para los ensayos se utilizará la última edición vigente de las siguientes norma s ASTM,  
EN, GPA e ISO  en idioma inglés, la traducción y el uso de éstas será responsabilidad del usuario.  
 
6.2.2.  Serán aceptadas en tanto no sean homologadas y/o no existan reglamentos técnicos 
salvadoreños.  
 
 ASTM D 1070: “Standard Test Methods for Relative Density of Gaseous Fuel s” 
(Métodos de Prueba Estándar para Densidad Relativa de Combustibles Gaseosos).  REGLAMENTO TÉCNICO SALVADOREÑO  RTS 75.01.01:16  
 
11  ASTM D 1072: “Standard Test Method for Total Sulfur in Fuel Gases by Combustion and 
Barium Chloride Titration” (Método de Prueba Estándar para Azufre Total en Gases 
Combustibles por Combustión y Titulación con Cloruro de Bario).  
 
 ASTM D 1142: “Standard Test Method for Water Vapor Content of Gaseous Fuels by 
Measurement of Dew -Point Temperature” (Método de Prueba Estándar para Contenido de 
Vapor de Agua por Medición de  la Temperatura de Punto de Rocío).  
 
 ASTM D 1826: “Standard Test Method for Calorific (Heating) Value of Gases in Natural 
Gas Range by Continuous Recording Calorimeter” [Método de Prueba Estándar para 
Valor Calorífico (Calor) en el Rango de Gas Natural por  Calorímetro de Registro 
Continuo].  
 
 ASTM D 1945: “Standard Test Method for Analysis of Natural Gas by Gas 
Chromatography” (Método de Prueba Estándar para Análisis de Gas Natural por 
Cromatografía de Gas).  
 
 ASTM D 3588: “Standard Practice for Calculating H eat Value, Compressibility Factor, 
and Relative Density of Gaseous Fuels” (Práctica Estándar para el Cálculo del Valor del 
Calorífico, Factor de Compresibilidad y Densidad Relativa de Combustibles Gaseosos).  
 
 ASTM D 4084: “Standard Test Method for Analysis  of Hydrogen Sulfide in Gaseous 
Fuels (Lead Acetate Reaction Rate Method)” [Método de Prueba Estándar para Análisis 
de Sulfito de Hidrógeno en Combustibles Gaseosos (Método del Rango de Reacción con 
Acetato)].  
 
 ASTM D 4468: “Standard Test Method for Total Sulfur in Gaseous Fuels by 
Hydrogenolysis and Rateometric Colorimetry” (Método de Prueba Estándar para Azufre 
Total en Combustibles Gaseosos por Hidrogenólisis y Colorimetría Rateométrica).  
 
 ASTM D4810: “Standard Test Method for Hydrogen Sulfide in Natural  Gas Using 
Length -of-Stain Detector Tubes” (Método de Prueba Estándar para Sulfuro de Hidrógeno 
en Gas Natural Utilizando Tubos Detectores de Duración de la Mancha).  
 
 ASTM D 4888: “Standard Test Method for Water Vapor in Natural Gas Using Length -of-
Stain D etector Tubes” (Método de Prueba Estándar para Vapor de Agua en Gas Natural 
Utilizando Tubos Detectores de Duración de la Mancha).  
 
 ASTM D 4984: “Standard Test Method for Carbon Dioxide in Natural Gas Using Length -
of-Stain Detector Tubes” (Método de Prueba  Estándar para Dióxido de Carbono 
Utilizando Tubos Detectores de Duración de la Mancha).  
 
 ASTM D 5454: “Standard Test Method for Water Vapor Content of Gaseous Fuels Using 
Electronic Moisture Analyzers” (Método de Prueba Estándar para Contenido de Vapor de  REGLAMENTO TÉCNICO SALVADOREÑO  RTS 75.01.01:16  
 
12 Agua Utilizando Analizadores Electrónicos de Humedad).  
 
 ASTM D 5504: “Standard Test Method for Determination of Sulfur Compounds in 
Natural Gas and Gaseous Fuels by Gas Chromatography and Chemiluminescence” 
(Método de Prueba Estándar para la Determinación  de Compuestos de Azufre en Gas 
natural y en Combustibles Gaseosos por Cromatografía de Gas y Quimiluminiscencia).  
 
 ASTM D 5954: “Standard Test Method for Mercury Sampling and Measurement in 
Natural Gas by Atomic Absorption Spectroscopy” (Método de Prueba Estándar para el 
Muestreo y la Medición de Mercurio en el Gas Natural por Espectr oscopía de Absorción 
Atómica).  
 
 ASTM D 6228: “Standard Test Method for Determination of Sulfur Compounds in 
Natural Gas and Gaseous Fuels by Gas Chromatography and Flame Phot ometric 
Detection” (Método de Prueba Estándar para la Determinación de Compuestos de Azufre 
en Gas Natural y en Combustibles Gaseosos por Cromatografía de Gas y Detección 
Fotométrica de Llama).  
 
 ASTM D 6273: “Standard Test Methods for Natural Gas Odor Intensity” (Métodos de 
Prueba Estándar para Intensidad de Olor del Gas Natural).  
 
 ASTM D 6350: “Standard Test Method for Mercury Sampling and Analysis in Natural 
Gas by Atomic Fluorescence Spectroscopy ” (Método de Prueba Estándar para Muestreo y 
Análisis de Mercurio en el Gas natural por Espectroscopía de Fluorescencia Atómica).  
 
 ASTM D 7164: “Standard Practice for On -line/At -line Heating Value Determination of 
Gaseous Fuels by Gas Chromatography” (Prá ctica Estándar para la Determinación del 
Valor Calorífico Sobre -Línea / En -Línea de Combustibles Gaseosos por Cromatografía de 
Gas).  
 
 ASTM D 7165: “Standard Practice for Gas Chromatograph Based On -line/At -line 
Analysis for Sulfur Content of Gaseous Fuels” (Práctica Estándar para Cromatografía de 
Gas Basado en Análisis Sobre -Línea / En -Línea para Contenido de Azufre de 
Combustibles Gaseosos).  
 
 ASTM D 7166: “Standard Practice for Total Sulfur Analyzer Based On -line/At -line for 
Sulfur Content of Gaseous Fuels”  (Práctica Estándar para Analizador de Azufre Total 
Basado Sobre -Línea /En -Línea para Contenido de Azufre en Combustibles Gaseosos).  
 
 EN 16726: Gas Infra structure. Quality of gas - Group H  
 
 GPA 2172: “Calculation of Gross Heating Value, Relative Density, Co mpressibility and 
Theoretical Hydrocarbon Liquid Content for Natural Gas Mixtures for Custody Transfer” 
(Cálculo del Valor Calorífico Bruto, Densidad Relativa, Compresibilidad y Contenido REGLAMENTO TÉCNICO SALVADOREÑO  RTS 75.01.01:16  
 
13 Teórico de Hidrocarburo Líquido para las Mezclas de Gas Natural para  Transferencia de 
Custodia).  
 
 GPA 2199: “The Determination of Specific Sulfur Compounds by Capillary Gas 
Chromatography and Sulfur Chemiluminescence Detection” (La Determinación de 
Compuestos de Azufre Específicos por Cromatografía de Gas Capilar y Detecci ón de 
Quimiluminiscencia de Azufre).  
 
 GPA 2261: “Analysis for Natural Gas & Similar Gaseous Mixtures by Gas 
Chromatography” (Análisis para Gas Natural y Mezclas Gaseosas Similares por 
Cromatografía de Gas).  
 
 GPA 2286: “Tentative Method of Extended Analysis  for Natural Gas and Similar 
Gaseous Mixtures by Temperature Programmed Gas Chromatography” (Método 
Tentativo de Análisis Extendido para Gas Natural y Mezclas Gaseosas Similares por 
Cromatografía de Gas con Temperatura Programada).  
 
 ISO 6326 -3: “Natural ga s – Determination of sulfur compounds – Part 3: Determination 
of hydrogen sulfide, mercaptan sulfur and carbonyl sulfide sulfur by potentiometry” (Gas 
natural – Determinación de compuestos de azufre – Parte 3: Determinación de sulfuro de 
hidrógeno, azufre mercaptano y carbonilo sulfuro de azufre por potenciometría).  
 
 ISO 6327: “Gas analysis – Determination of the water dew point of natural gas – Cooled 
surface condensation hygrometers” (Determinación del punto de rocío del agua de gas 
natural – Higrómetros de condensación en superficie fría).  
 
 ISO 6974 -1: “Natural gas – Determination of composition with defined uncertainty by gas 
chromatography – Part 1: Guidelines for tailored analysis ” (Gas natural – Determinación 
de la composición con incertidumbre definida por cromatografía de gas – Parte 1: Guías 
por análisis adaptado).  
 
 ISO 6974 -2: “Natural gas – Determination of composition with defined uncertainty by gas 
chromatography – Part 2:  Measuring -system characteristics and statistics for processing 
of data” (Gas natural – Determinación de la composición con incertidumbre definida por 
cromatografía de gas – Parte 2: Sistema de medida caracterización y estadísticas para 
procesamiento de da tos).  
 
 ISO 6974 -3: “Natural gas – Determination of composition with defined uncertainty by gas 
chromatography – Part 3: Determination of hydrogen, helium, oxygen, nitrogen, carbon 
dioxide and hydrocarbons up to C8 using two packed columns” (Gas natural – 
Determinación de la composición con incertidumbre definida por cromatografía de gas – 
Parte 3: Determinación de hidrógeno, helio, oxígeno, nitrógeno, dióxido de carbono e 
hidrocarburos mayores de C 8 utilizando dos columnas empacadas).  
 REGLAMENTO TÉCNICO SALVADOREÑO  RTS 75.01.01:16  
 
14  ISO 6974 -4: “Natural  gas – Determination of composition with defined uncertainty by gas 
chromatography – Part 4: Determination of nitrogen, carbon dioxide and C 1 to C 5 and C 6+ 
hydrocarbons for a laboratory and on -line measuring system using two columns” (Gas 
natural – Determi nación de la composición con incertidumbre definida por cromatografía 
de gas – Parte 4: Determinación de nitrógeno, dióxido de carbono e hidrocarburos de C 1 a 
C5 y C 6+ por un laboratorio y sistema de medida en línea utilizando dos columnas).  
 
 ISO 6974 -5: “Natural gas – Determination of composition with defined uncertainty by gas 
chromatography – Part 5: Determination of nitrogen, carbon dioxide and C 1 to C 5 and C 6+ 
hydrocarbons for a laboratory and on -line process application using three columns” (Gas 
natur al – Determinación de la composición con incertidumbre definida por cromatografía 
de gas – Parte 5: Determinación de nitrógeno, dióxido de carbono e hidrocarburos de C 1 a 
C5 y C 6+ por un laboratorio y aplicación de proceso en línea utilizando tres columnas ). 
 
 ISO 6975: “Natural gas – Extended analysis – Gas-chromatographic method” (Gas 
natural – Análisis extendido – Método cromatográfico de gas).  
 
 ISO 6976: “Natural gas – Calculation of calorific values, density, relative density and 
Wobbe index from compos ition” (Gas natural – Cálculo de valores caloríficos, densidad, 
densidad relativa e índice de Wobbe para composición).  
 
 ISO 6978 -1: “Natural gas – Determination of mercury – Part 1: Sampling of mercury by 
chemisorption on iodine ” (Gas natural – Determinación de mercurio – Parte 1: Muestreo 
de mercurio por quimiabsorción sobre yodo).  
 
 ISO 6978 -2: “Natural gas – Determination of mercury – Part 2: Sampling of mercury by 
amalgamation on gold/platinum alloy” (Gas natural – Determinaci ón de mercurio – Parte 
2: Muestreo de mercurio por amalgamación  sobre aleación oro/platino ). 
 
 ISO 10101 -1: “Natural gas – Determination of water by the Karl Fischer method – Part 1: 
Introduction” (Gas natural – Determinación de agua por el método Karl - Fischer – Parte 
1: Introducción).  
 
 ISO 10101 -2: “Natural gas – Determination of water by the Karl Fischer method – Part 2: 
Titration procedure” (Gas natural – Determinación de agua por el método Karl Fischer – 
Parte 2: Procedimiento de titulación).  
 
 ISO 10 101-3: “Natural gas – Determination of water by the Karl Fischer method – Part 3: 
Coulometric procedure” (Gas natural – Determinación de agua por el método Karl Fischer 
– Parte 3: Procedimiento Coulométrico).  
 
 ISO 10723: “Natural gas – Performance evaluati on for on -line analytical systems” (Gas 
natural – Evaluación del funcionamiento para sistemas analíticos en línea).  
 REGLAMENTO TÉCNICO SALVADOREÑO  RTS 75.01.01:16  
 
15  ISO 13734: “Natural gas – Organic sulfur compounds used as odorants – Requirements 
and test methods” (Gas natural – Compuestos de azufre or gánico utilizados como 
odorizantes – Requerimientos y métodos de prueba).  
 
 ISO 18453: “Natural gas – Correlation between water content and water dew point” (Gas 
natural – Correlación entre contenido de agua y punto de rocío del agua).  
 
 ISO 23874: “Natural gas – Gas chromatographic requirements for hydrocarbon dew point 
calculation” (Gas natural – Requerimientos de cromatografía de gas para el cálculo de 
punto de rocío de hidrocarburos).  
 
7. DOCUMENTOS DE REFERENCIA  
 
 ISO 13686: "Natural gas – Quality designation " (Gas natural – Designación de calidad).  
 Norma Oficial Mexicana NOM -001-SECRE -2010: "Es pecificaciones del Gas Natural"; 
2010.  
 
8. BIBLIOGRAFÍA   
 
 Norma Oficial Mexicana NOM -006-SECRE -1999 : "Odorización del Gas Natural"; 2009.  
 Norma venezolana  COVENIN 3568 -2:2000 Gas Natural. Características mínimas de 
calidad. Parte 2: Gas de uso general para sistemas de transporte troncales de libre acceso; 
2000.  
 Normas Técnicas Aplicables (NTA) para el Aseguramiento de la cali dad del Gas Natural 
en sistemas de transporte y distribución; Gaceta Oficial de la República Bolivariana de 
Venezuela  No. 38.771; 2007  
 Nota Técnica No. 55: Composición del Gas natural; Regulaciones en la República 
Argentina; Marzo 2001.  
 Comparación de parámetros de calidad del Gas Natural; ENEGAS; Gobierno Bolivariano 
de Venezuela; 2007.  
 Manual GNL Custody Transfer; International group of liquefied natural gas imported; 
tercera edición; 2011.  
 Ley d e Gas Natural; Diario Oficial No. 115; To mo 379; El Salvador; 2008.  
 
9. VIGILANCIA Y VERIFICACIÓN . 
 
9.1. La vigilancia y verificación del cumplimiento de este Reglamento Técnico Salvadoreño le 
corresponde a la Dirección  de Hidrocarburos y Minas del Ministerio de Economía o los sucesores  
de la Dirección  o entidades que en el futuro se les asigne específicamente estas funciones . 
 
9.2. Para las sanciones relativas al incumplimiento de este Reglamento  Técnico , se sujetará a la 
Ley de Gas Natural, sus Reglamentos y otra legislación que le aplique.   
 
 REGLAMENTO TÉCNICO SALVADOREÑO  RTS 75.01.01:16  
 
16 10. VIGENCIA  
 
Este Reglamento Técnico entrará en vigencia seis (6) meses después de su publicación en el 
Diario Oficial.  REGLAMENTO TÉCNICO SALVADOREÑO  RTS 75.01.01:16  
 
17 ANEXO   
(Normativo)  
Parámetros de referencia  
 
Tabla A 
Parámetros moleculares (1) 
Componentes  Presión crítica Pc 
(kPa) Temperatura crítica 
Tc (K) Factor acéntrico ω 
Metano  4599  190,56  0,0115478  
Etano  4872  305,32  0,0994930  
Propano  4248  369,83  0,1522910  
n-butano  3796  425,12  0,2001640  
Isobutano  3640  407,80  0,1835210  
n-pentano  3370  489,70  0,2515060  
Isopentano  3380  460,40  0,2278750  
Neopentano  3196  433,80  0,1956570  
n-hexano  3025  507,60  0,3012610  
n-heptano  2740  540,20  0,3494690  
n-octano  2490  568,70  0,3995520  
n-nonano  2290  594,60  0,4434600  
Nitrógeno  3400  126,20  0,0377215  
Dióxido de carbono  7383  304,21  0,2236210  
(1) Fuente : Knapp, H., Vapor – Liquid Equilibra for Mixtures of Low Boiling Subtances , Chemistry Data Series, Vol. 
VI, Dechema, Frankfurt, Alemania, 1982.  
 
Tabla B 
Parámetros de interacción binaria kij (1) 
 C1 C2 C3 nC 4 iC4 nC 5 iC5 neo
C5 nC 6 nC 7 nC 8 nC 9 N2 CO 2 
C1  -0,0026  0,0140  0,0133  0,0256  0,0230  -0,0056   0,0422  0,0352  0,0496  0,0474  0,0311  0,0919  
C2 -0,0026   0,0011  0,0096  -0,0067  0,0078    -0,0100  0,0067  0,0185   0,0515  0,1322  
C3 0,0140  0,0011   0,0033  -0,0078  0,0267  0,0111   0,0007  0,0056    0,0852  0,1241  
nC 4 0,0133  0,0096  0,0033   -0,0004  0,0174    -0,0056  0,0033    0,0800  0,1333  
iC4 0,0256  -0,0067  -0,0078  -0,0004          0,1033  0,1200  
nC 5 0,0230  0,0078  0,0267  0,0174       0,0074    0,1000  0,1222  
iC5 -0,0056   0,0111           0,0922  0,1219  
neo
C5               
nC 6 0,0422  -0,0010  0,0007  -0,0056       -0,0078    0,1496  0,1100  
nC 7 0,0052  0,0067  0,0056  0,0033   0,0074    -0,0078     0,1441  0,1000  
nC 8 0,0496  0,0185            0,4100   
nC 9 0,0474               
N2 0,0311  0,0515  0,0852  0,0800  0,1033  0,1000  0,0922   0,1496  0,1441  -0,4100    -0,0170  
CO 2 0,0918  0,1322  0,1241  0,1333  0,1200  0,1222  0,1219   0,1100  0,1000    -0,0017   
(1) Fuente : Knapp, H., Vapor – Liquid Equilibra for Mixtures of Low Boiling Subtances, Chemistry Data Series, Vol. 
VI, Dechema, Frankfurt, Alemania, 1982.  
 
Nota: En donde no exista parámetro se utilizará el valor cero.    
 
-FIN DEL REGLAMENTO  TÉCNICO -