Forskrift om endring i forskrift om måling av petroleum for fiskale formål og for beregning av CO 2 -avgift.

I

I forskrift 1. november 2001 nr. 1234 om måling av petroleum for fiskale formål og for beregning av CO 2 -avgift gjøres følgende endringer:

I § 2 settes ny definisjon «Liquefied Natural Gas (LNG)» inn mellom definisjonene av «Linearitet» og «Mekanisk del» og skal lyde:

Liquefied Natural Gas (LNG):

Naturgass hovedsakelig bestående av metan (CH4) nedkjølt til væskeform ved omkring minus 160 grader C, med densitet ved atmosfæretrykk på ca. 430-460 kg/m 3 . Standard densitet er typisk i området 0,67-0,74 kg/Sm 3 .

I § 8 tabellen for usikkerhetsgrenser for målesystem skal nytt punkt lyde: Salgsmåling av LNG ± 0,50% av målt energiinnhold per skipslast

§ 8 nye tredje og fjerde ledd skal lyde:

LNG skal måles og analyseres på utskipingsstedet. Operatøren har ansvar for, og skal kunne dokumentere, at målesystemet er i samsvar med anerkjente normer.

Volum av LNG kan ved lasting bestemmes ved bruk av sporbart oppmålte skipstanker og kalibrert nivåmåleutstyr.

§ 8 nåværende tredje ledd blir nytt femte ledd.

I § 8 nytt femte ledd tabellen skal nye delkomponenter «Densitetsmåling LNG» og «Volummåling LNG» innsettes foran delkomponenten «Online GC»: Densitetsmåling LNG NA NA ± 0,30% av målt verdi NA Volummåling LNG NA NA ± 0,30% av målt verdi NA

Online GC | NA | NA | ± 0,30% av brennverdi (± 0,15% av brennverdi for k = 1) | NA | Brennverdi gass | NA | NA | ± 0,30% av brennverdi (± 0,15% av brennverdi for k = 1) | NA

I § 35 referanselisten innsettes følgende referanser etter referansen «NS 1024 (1982)»:

LNG Custody Transfer Handbook (CTH), G.I.I.G.N.L (2001) ISO 13398 Refrigerated light hydrocarbon fluids – Liquefied natural gas – Procedure for custody transfer on board ship (1997) EU direktiv 71/349/EØF av 12. oktober 1971. Calibration of tanks of vessels.

Merknadene til forskriften skal lyde:

Til kapittel I Innledende bestemmelser

Til § 1 Virkeområde

Etter petroleumsloven § 1-4 gjelder forskriften også for anlegg på land dersom petroleum er transportert til anlegget med rørledning fra kontinentalsokkelen og målingen av praktiske årsaker foretas på land i Norge. Oljedirektoratet vil i slike tilfeller samordne tilsynsaktiviteten med Justervesenet (JV) som vist til i samarbeidsavtale mellom de to etatene. Ved terminaler i utlandet hvor norsk petroleum ilandføres med rørledning foretar Oljedirektoratet måleteknisk tilsyn i samarbeid med relevante myndigheter i vedkommende stat, jf. petroleumsloven § 1-4 første ledd andre punktum.

CO 2 -avgiftsmåling:

CO 2 -avgiften beregnes per felt/innretning. I henhold til CO 2 -avgiftsloven § 5 er det Finansdepartementet som treffer bestemmelser vedrørende avgiftens størrelse og omfang.

Forskriften gjelder for måling av naturgass som benyttes til drift av forbrenningsmaskiner, og for naturgass som blir avbrent eller ventilert til atmosfære. Utslipp av ren CO 2 blir avgiftsbelagt etter samme avgiftssats som naturgass som benyttes til forbrenning. Denne forskriften gjelder ikke for annen brensel enn naturgass når det gjelder krav til målesystem.

Forskriften gjelder også for bruk av diesel til drift av forbrenningsmaskiner. Dieselmengder er avgiftsbelagt for flyttbare innretninger som utfører hjelpefunksjoner for innretninger og er tilknyttet innretninger som produserer olje eller gass, Dieselmengdene skal dokumenteres og rapporteres som gitt i denne forskriften § 29. Diesel utgjør en relativt begrenset del av brenselforbruket i petroleumsvirksomheten. Oljedirektoratet har derfor ikke funnet det hensiktsmessig å detaljregulere i denne forskriften hvordan diesel skal mengdebestemmes.

Ved oppstart av nye felt begynner CO 2 -avgiften å løpe fra det tidspunkt når petroleum fra den først produserende brønnen føres inn i innretningens prosessystem. Fra dette tidspunkt vil all brenning av naturgass eller diesel på vedkommende innretning være avgiftspliktig.

Boring av utvinningsbrønner fra flyttbare innretninger omfattes ikke av avgiften. Flyttbar innretning som har en direkte tilknytning til en produksjonsinnretning er avgiftspliktig.

Når produksjon av petroleum opphører i forbindelse med nedstengning av et felt, det vil si når utvinningen av petroleum fra forekomsten opphører og anlegget er uten hydrokarboner, skal det ikke lenger betales CO 2 -avgift. For innretninger uten egen produksjon av petroleum skal det ikke betales CO 2 -avgift etter at innretningens hovedfunksjon er opphørt. Med innretninger uten egen produksjon menes for eksempel pumpe/kompressor plattformer.

Vanndamp eller nitrogen som av prosessmessige årsaker medfølger i gassmengder til fakling, kan det etter søknad gis fradrag for.

Til § 2 Definisjoner

Definisjoner som følger av overordnet regelverk er ikke gjentatt i denne forskriften.

Til § 3 Ansvar etter denne forskriften

Det presiseres at denne paragrafens første ledd innebærer en materiell plikt til å etterleve forskriftens bestemmelser og enkeltvedtak som gis i medhold av forskriften. Plikt til å gjøre dette gjennom iverksettelse av nødvendige systematiske tiltak følger av denne forskriften § 5.

De pliktene som rettighetshaverne i fellesskap har etter petroleumsloven og CO 2 -avgiftsloven, vil operatøren av den enkelte innretning ha det direkte ansvar for, som ved utforming, innkjøp og drift av målesystemene og med rapportering og betaling av avgift. Denne forskriftens bestemmelser vil derfor være adressert til operatøren på vegne av rettighetshaverne.

Til § 4 Krav til petroleumsvirksomheten generelt

I merknadene til de enkelte paragrafene anbefales det bruk av en rekke industristandarder eller andre normgivende dokumenter, eventuelt med tilleggspunkt som fremgår av merknaden, som en måte å oppfylle forskriftens krav på. Den anbefalte løsningen blir gjennom denne henvisning en anerkjent norm. På områder der det ikke er industristandarder, beskriver forskriften i enkelte tilfeller i merknaden til bestemmelsen løsninger som angir måter å oppfylle forskriftens krav på. Slike anbefalinger vil få samme status som henvisningen til industristandarder som nevnt. I følge § 4 kan rettighetshaveren normalt legge til grunn at anbefalt løsning innfrir det aktuelle forskriftskravet.

Det forutsettes at forskriften og merknadene sees i sammenheng for å få en best mulig forståelse av det nivået som ønskes oppnådd gjennom forskriften. Normer som anbefales i merknadene vil være sentrale ved fortolkningen av de enkelte forskriftskravene.

Total måleusikkerhet som nevnt i denne forskriften § 8, vil være avgjørende for hvilke målemetoder som kan benyttes.

Bruk av anerkjente normer som nevnt i første ledd er frivillig i den forstand at det kan velges andre tekniske løsninger, metoder eller fremgangsmåter.

dokumentasjon som viser at måleusikkerhet og driftssikkerhet er lik eller bedre enn for konvensjonelt utstyr, ved allokeringsmåling der det er misforhold mellom kostnad ved konvensjonelt system i forhold til et forenklet system (jf. Norsok I-105, Annex C).

Avklaring vedrørende målekonseptet bør skje ved behandling av plan for utbygging og drift av en petroleumsforekomst (PUD) eller plan for anlegg og drift av innretninger for transport eller for utnyttelse av petroleum (PAD) eller ved behandling av søknad om fritak for slik plan.

Godkjennelse av PUD eller PAD innebærer at målekonseptet med tilhørende usikkerhetsnivå er godkjent. Eventuell dispensasjon, jf. § 33, kommer bare til anvendelse for de avvik fra forskriftskravene som ikke er identifisert i PUD eller PAD.

Til kapittel II Krav til styringssystem mv.

Kapitlet omhandler krav til styringssystem innenfor både petroleumslovens og CO 2 -avgiftslovens virkeområder. En har funnet det hensiktsmessig å fastsette felles bestemmelser for de to områdene. Det vises også til petroleumsloven § 10-6 og petroleumsforskriften § 56, § 57 og § 58.

Til § 5 Styringssystem

usikkerhetsgrenser totalt og for delkomponenter, ansvarslinjer for oppfølging av kvalitet på målesystem, ansvarsområder mellom ulike avdelinger i organisasjonen og grenseflater mellom dem.

hvem som mottar dokumentasjon, og i hvilken rekkefølge, hva som gjøres med dokumentasjon, hvordan informasjon fra dokumentasjon håndteres, hvordan og hvor dokumentasjon oppbevares etter ferdigbehandling, hvilke tiltak som utføres dersom vurdering av data krever videre oppfølging.

en beskrivelse av hensikt, retningslinjer for utførelse og hvilken enhet som er ansvarlig, en beskrivelse av utstyr som verifiseres og spesifisering av utstyr som benyttes til dette, en beskrivelse av nødvendige forberedelser, en systematisk beskrivelse av hvordan verifikasjonene utføres, en beskrivelse av hvordan oppnådde resultater behandles for å sikre kvalitet, en referanse til loggføring for målesystemene, et eksempel som viser hvordan resultater, merknader og avviksgrenser bør registreres.

en beskrivelse av utstyret som benyttes ved normal drift, en prosedyre for avviksbehandling for utstyr som svikter under normal drift, en oversikt over viktig informasjon og erfaringsoverføring, en liste over alarmer og en prosedyre for hvordan de håndteres.

Styringssystemet kan omfatte andre elementer enn de som er nevnt i denne opplistingen.

Til § 6 Organisasjon og kompetanse

Rettighetshaver bør påse at ansvarshavende som nevnt i denne paragrafen annet ledd ivaretar et særlig faglig ansvar for å se til at målesystemet til en hver tid tilfredsstiller gjeldende bestemmelser. Videre bør rettighetshaveren påse at ansvarshavende for målesystemet holdes orientert om målesystemer under planlegging, bygging og ferdigstilling.

det er en arbeidsbeskrivelse for hver stilling inkludert krav til kompetanse det etableres og vedlikeholdes prosedyrer for å identifisere opplæringsbehov det sikres at alt personell har fått opplæring til å utføre sine tildelte oppgaver det etableres og vedlikeholdes en oversikt over kvalifikasjoner, opplæring og erfaring for alt personell med oppgaver som omfattes av denne forskriften.

Til § 7 Verifikasjon

Hensikten med verifikasjon er å bekrefte, ved å undersøke og framskaffe bevis for, at spesifiserte krav er oppfylt. Med uavhengig verifikasjon som nevnt i denne paragrafen andre punktum, menes at operatøren kan pålegges å bruke tredje part for utførelsen.

Til kapittel III Generelle krav til måling og målesystemet

Til § 8 Tillatt måleusikkerhet

Prinsipper for usikkerhetsanalyse er gitt i ISO «Guide to the Expression of Uncertainty in Measurement» (the Guide).

Håndbok for usikkerhetsberegning, CMR/NFOGM/OD, 1999 omfatter både olje og gassmåling.

For en del parametere er måleusikkerhet definert i forhold til målt verdi. Arbeidsområdet for giverne må tilpasses området det normalt måles i. Ved oppstart eller nedstengning av målerør, vil man i korte perioder være utenfor arbeidsområdet og grenser for måleusikkerhet.

I noen spesielle tilfeller er arbeidsområdet for trykkgiverne slik at krav som angitt for trykkmåling olje, gass; trykkmåling brensel, fakkelgass og differansetrykkmåling ikke kan oppfylles. Etter informasjon til Oljedirektoratet, som angitt i § 30, vil utstyr likevel kunne benyttes til formålet.

Når rørnormalkalibrering utføres med væsker med lav densitet, som kondensat og LPG, vil usikkerhetsgrensen for komponenten bli noe høyere pga CTL temperatursensitivitet. I slike tilfeller vil ± 0,07% kunne benyttes som usikkerhetsgrense for komponenten.

Krav til ultralyd brenselgassmåler bør være som angitt i NORSOK I-104, punkt 6.2.2.4.

For prøvetaking og analyse av LNG vises det til LNG Custody Transfer Handbook (CTH), NORSOK I-104 og ISO 13398 Refrigerated light hydrocarbon fluids – Liquefied natural gas – Procedure for custody transfer on board ship (1997).

Til § 9 Måleenheter

Anerkjent norm er ISO 1000 eller NS 1024. For trykk kan enheten bar benyttes.

Til § 10 Referansebetingelser

Referansebetingelsene som nevnt i denne paragrafen er fra NS 4900, ISO 5024 eller NORSOK I-104 og I-105. Ved salg av petroleumsprodukter bør masse (vekt i vakuum) i samsvar med SI-enheter benyttes som fiskal størrelse.

Til § 11 Bestemmelse av energiinnhold mv.

Anerkjent norm for bestemmelse av energiinnhold vil være ISO 6976 eller tilsvarende. Referansetemperatur for energiberegning bør være 25 °C/15 °C (°C forbrenningens referansetemperatur/°C volum). Ved bruk av kontinuerlig gasskromatografi vil anerkjent norm være NORSOK I-104.

Til § 12 Føring av gass- og oljestrømmen utenom målesystemet

Når olje lastes til tankskip vil resirkulasjonslinje for oljemålestasjonen kunne tillates.

For skipning av petroleumsprodukter i små laster vil en ha behov for resirkulasjonslinje på målestasjonen. En forutsetning er at et system for ventilintegritet benyttes.

Eventuelt forbikoblingsrør stenges med blindflens eller med en avstengningsventil med dobbel blokk og avblødningsmulighet, slik at olje ikke kan passere uten å bli målt.

Til kapittel IV Krav til utførelse av målesystemet

Til § 13 Krav til målesystemet generelt

Om det på en allokeringsmålestasjon med ultralydløsning velges en løsning med kun ett målerør, bør man ha muligheter for å kontrollere måler under drift og å ha nødvendig reserveutstyr klar for installasjon i målerør.

For gassmåling bør maksimum strømningshastighet ved ultralydmåling ikke overstige 80% av leverandørens spesifiserte maksimum strømningsrate.

Ett målerør hvor det er lagt til rette for vedlikehold, vil oppfylle forskriftens krav for en brenselgassmålestasjon.

For vedlikehold av brenselgassmålestasjon med bare ett målerør bør det være omløp.

Dersom strømningsrettere benyttes, bør de være av anerkjent fabrikat.

Anerkjente normer for avstengingsventiler er NORSOK I-104, I-105 og NORSOK P-001.

Ventiler med dobbel tetning og mellomliggende ekspanderende kammer kan benyttes.

Avstengingsventilene bør ha omkoplingslinje, slik at trykk kan utjevnes før de åpnes.

Det bør vurderes behov for at elektronisk utstyr skal være typegodkjent som angitt i OIML R 117 Measuring systems for liquids other than water, Annex A (1995).

Til § 14 Målesystemets mekaniske del

Utførelse av målesystemet for hydrokarboner i væskefase

Anerkjente normer er NORSOK I-105 og American Petroleum Institute (API), Manual of Petroleum Measurement (MPMS) ch. 4 og ch. 5.

Ved bruk av ultralydmåler til allokeringsmåling for væske, bør konsept med referansemåler og portabel rørnormal benyttes.

Rørnormal olje

Anerkjente normer for rørnormalutforming er NORSOK I-105 og API, MPMS ch. 4.

Dimensjonering av rørnormalvolum basert på pulsinterpolasjon kan være etter ISO7278.

Det anbefales ikke å redusere volum av rørnormal ned mot minimumsgrensen, da dette kan føre til repeterbarhetsproblemer.

Kompakt rørnormal kan benyttes.

Kompakt rørnormal

Utstyr og bemanning bør være tilgjengelig slik at nytt volum ved behov kan etableres innen 4 døgn.

vannkalibrering oversikt over kritiske deler som bør være tilgjengelig ved behov for vedlikehold kompakt rørnormal bør ha utstyr for lekkasjedeteksjon i hele det kalibrerte området filtere bør installeres oppstrøms kompakt rørnormal bør monteres vertikalt kompakt rørnormal bør installeres oppstrøms av strømningsmåler slik at nedstrøms volum benyttes.

Strømningsmålere væske

Ved ultralydvæskemåler bør oppstrømslengde være 20D inkludert strømningsretter.

Utførelse av målesystemet for hydrokarboner i gassfase

Anerkjente normer er NORSOK I-104, ISO 5167-1, AGA Report no 9 og ISO 9951.

Strømningsforhold gass

Ved bruk av måleblende bør Reynoldstall ikke overskride det høyeste som det finnes grunnleggende kalibreringsdata for (3,310 7 ).

Differensialtrykket bør ikke overstige 500 mBar.

Utførelse av målesystemet for brenselgass

Anerkjente normer er NORSOK I-104, ISO 5167-1, AGA report no. 9, ISO 9951.

måleblende med trykk og temperaturmåling turbinmåler med tilhørende trykk- og temperaturmåling (ikke innstikksturbin) ultralydmåler med minimum to utgangsstråler og tilhørende trykk og temperaturmåling.

Diameterforholdet β kan varieres mellom de yttergrenser ISO 5167 viser til. Differensialtrykk bør ikke overstige 1 Bar.

Måling av densitet kan utelates og beregnes etter AGA report no 8.

Utførelse av målesystemet for fakkelgass

Anerkjent norm er NORSOK I-104.

Alternative metoder

For allokeringsmåling av olje og gass kan testseparatormåling i kombinasjon med flerfasemålere, som kalibreres mot testseparator, benyttes. Testseparatormåling bør i slike tilfeller forbedres i forhold til konvensjonelle systemer.

Til § 15 Målesystemets instrumentdel

Anerkjente normer er NORSOK I-104 og I-105.

Signalene fra giverne og transduserne bør overføres slik at måleusikkerheten blir minst mulig. Overføring bør skje via færrest mulig signalomformere. Signalkabler og andre deler av målesløyfene bør utføres og monteres slik at de ikke påvirkes av elektromagnetisk interferens.

Ved bruk av densitetsmålere ved målestasjonens utløp, bør disse installeres minimum 8 D etter oppstrøms forstyrrelse.

Når oljelasting til tankskip utføres, kan densitet bestemmes ved analyse av innhold i prøvekanne.

Når petroleumsprodukter måles, kan densitet beregnes ut fra anerkjent norm.

Ved måling av petroleumsprodukter kan det være behov for å vurdere forenklinger i instrumentering.

Ved gassmåling kan densitet bestemmes av kontinuerlig gasskromatografi, dersom bestemmelse kan gjøres innenfor usikkerhetskrav til densitetsmåling. Dersom kun en gasskromatograf benyttes, bør sammenlikningsfunksjon mot for eksempel ett densitometer utføres. Dette vil sikre uavhengig overvåkning av densitetsverdi og at densitet fortsatt måles når GC er ute av drift.

Målt densitet bør overvåkes.

Til § 16 Målesystemets datamaskindel

Anerkjente normer NORSOK I-104 og I-105.

Datamaskindelen bør ikke ha andre funksjoner enn dem som er knyttet til målesystemet. Der flere digitale datamaskiner benyttes bør det defineres hvor de ulike beregninger utføres. For å unngå feilkilder bør den datamaskindel som utfører fiskale kalkulasjoner, være knyttet til øvrig datautstyr på en slik måte at feilkilder unngås.

For pulsoverføring fra strømningsmålere bør signal kunne leses som antall pulser.

Kvanta registrert under kalibrering bør registreres separat, uavhengig av målte kvanta.

Tall for akkumulerte fiskale kvanta, som denne forskriften omfatter, bør for det enkelte målerør og målesystemet totalt lagres i elektroniske lagringsenheter. Lagringsenhetene bør være sikret slik at de ikke kan nullstilles eller endres uten at et sikringssystem følges.

Ved ultralydmåling bør datamaskindel inneholde kontrollfunksjoner for kontinuerlig oppfølging av kvaliteten på målingene. Tidsmåling bør kunne verifiseres.

Ved CO 2 avgiftsmåling kan alarmfunksjonen overføres som en generell alarm til bemannet kontrollrom.

For brenselgassmåling ved bruk av strømningsmåler, kan enklere signaloverføring enn ISO 6551 Class A vurderes.

Til § 17 Krav til prøvetaking

Anerkjente normer er NORSOK I-104 og I-105, ISO 3171 (olje) og ISO 10715 (gass), NFOGM-håndbok for vann i oljemåling (2001).

For olje og gassprøvetaking bør det sikres at utstyr i direkte kontakt med hydrokarboner ikke tæres opp av det mediet det tar prøver fra. Betjeningsinstruks bør monteres i prøvetakingskabinett.

Homogenisering av prøve som skal analyseres bør om nødvendig dokumenteres.

Prøvetakingskabinett for olje og kondensat bør ved rørledningstransport ha en daglig og en månedlig prøvekanne. Ved tankbåtlasting er en prøvekanne tilstrekkelig. Utstyret bør utformes slik at prøvene kan fraktes til laboratorium for analyse. Fylling av prøvekanner bør overvåkes og antall prøver bør være minimum 10.000 i prøveperioden.

Vann i olje kan bestemmes fiskalt på allokeringsmålestasjoner ved å benytte kontinuerlig måling.

Når vanninnhold er over 5 volumprosent bør vann i olje bestemmes ved direkte måling med en vann i oljemåler.

Prøvetakingskabinett for gass bør ha instrumentrør og slanger av et slikt materiale at gassmolekyldiffusjon ikke kan forekomme.

Det bør være mulig å fjerne luft fra systemet ved påmontering av nye prøvekanner.

For CO 2 -avgiftsmålinger vil det ikke være krav om å installere automatisk prøvetakingsutstyr.

Til kapittel V Krav til kalibrering og verifisering mv. før målesystemet tas i bruk

Til § 18 Søknad om samtykke

Søknad om samtykke bør foreligge senest 20 virkedager før planlagt start av den aktiviteten det søkes samtykke for.

Hvordan hendelser vedrørende det fiskale målesystem skal registreres, og hvordan oppfølgingen av disse vil foregå, bør beskrives.

Samtykkesøknaden bør videre inneholde allokeringsprosedyrer og eventuelle lasteerstatningsprosedyrer.

Samtykkesøknaden bør også inneholde et system for beregning av massebalansen for hydrokarbonstrømmen gjennom anlegget, slik at fakkelgassmengder kan beregnes ved behov.

Til § 19 Generelt

Når utstyr tas i bruk, kan leverandørens kalibreringsdata benyttes, dersom disse har tilfredsstillende sporbarhet og kvalitet. Dersom dette ikke er tilfellet bør utstyret kalibreres av et kompetent laboratorium. Med et kompetent laboratorium menes et laboratorium som er akkreditert som nevnt i anerkjent norm EN 45000/ISO 17025, eller på annen måte har dokumentert kompetanse og sikrer sporbarhet til internasjonale eller nasjonale normaler.

På grunnlag av operatørens fremdriftsplan vil Oljedirektoratet ta stilling til hvilke aktiviteter som ønskes bevitnet.

Til § 20 Kalibrering av mekanisk del

De kontrollene det refereres til, vil for eksempel være oppmåling av kritiske mekaniske parametere med sporbart utstyr.

Krav til kalibrering av strømningsmålere og rørnormal jf. denne forskriften § 8.

Hulmålnormal som benyttes for kalibrering av rørnormal bør sertifiseres årlig. Volumet til hulmålnormalen bør sertifiseres ved gravimetrisk metode med referense til nasjonal norm med usikkerhet bedre enn ± 0,01%.

For små enveis rørnormaler bør det verifiseres at de 4 volumene er innbyrdes konsistente. Spredning bør ikke overstige 0,02% for k-faktorer eller strømningsrater.

«Master prover/master meter» metoden. Før og etter eller samtidig med denne kalibreringen bør «master meter» kontrolleres mot «master prover» med samme krav til repeterbarhet som nevnt i § 8. Kalibreringskravet er oppfylt om «master meter» kalibreringsfaktor før og etter kalibrering av rørnormal, har et avvik som er mindre enn 0,02%. «Master tank/master meter» metoden. Her gjelder samme kalibreringskrav som bokstav a Vannkalibreringsmetode. Tre etterfølgende enkeltkalibreringer utføres, der en av dem har en strømningsrate som er forskjellig fra de to andre. Repeterbarhet er som for metodene i bokstav a og b. Bestemmelse med volumetrisk referanse vil være akseptabelt ved fabrikktesting (FAT), om bestemmelse med gravimetrisk referanse utføres før oppstart på bruksstedet.

Ved kalibrering som i punkt a) og b) bør 5 påfølgende enkeltkalibreringer i hvert målepunkt utføres.

Strømningsmålerens linearitet og repeterbarhet bør testes i høyeste og laveste del av arbeidsområdet, og i tre punkter naturlig fordelt mellom yttergrensene.

Til § 21 Kalibrering av instrumentdel

Måleresultatene bør være fra kalibreringsutstyr tilsvarende det som vil bli benyttet for kalibrering av giverne på bruksstedet. Giver kan utelates og erstattes med signalgenerator. Barrierenes påvirkning på målesignalene bør kartlegges.

Verifisering av turbinmålernes pulsoverføringssystem bør utføres. Anerkjent norm er ISO 6551. Avlesning av pulser bør foretas på datamaskindelen og på eksterne telleverk. Det bør simuleres 100.000 pulser og ved avvik på to pulser bør det simulerte pulsantallet fordobles.

Ved oppstart av nye målesystemer kan instrumenter bli liggende på lager utover den tid som anbefales for kalibrering. I slike tilfeller skal kalibrering utføres av kompetent laboratorium før instrumentene tas i bruk.

Til § 22 Verifisering av datamaskindel

Alarmhåndtering og rapportering bør verifiseres med manuelt innlagte måleverdier for hvert målerør og hele målesystemet. Systemet bør verifiseres for spenningsfeil og datalinjeoverføringsfeil.

Verifikasjon av pulsalarm for turbinmåler bør utføres og alarm aktiviseres dersom det oppstår avvik mellom de to pulstogene.

Verifikasjon av det elektroniske utstyrets ytelse bør utføres og være i samsvar med det klimatiske og mekaniske miljø måleutstyret vil bli utsatt for.

Til kapittel VI Krav til målesystemet i bruk

Til § 23 Vedlikehold

Ingen merknad.

Til § 24 Driftskrav for rørnormal

Kalibrering av rørnormal er omtalt i merknad til § 20. Dersom rørnormalvolumet avviker mer enn ± 0,04% fra volumet ved forrige kalibrering bør feilsøking foretas for å avdekke årsaken til avviket.

For allokeringsmålesystemer kan det benyttes lengre kalibreringsintervall enn årlig, dersom tre påfølgende kalibreringer faller innenfor et bånd på 0,02% av gjennomsnittlig volum.

For målesystemer som benyttes for væsker med lav densitet, som kondensat og LPG, kan grenseverdiene som er gitt i denne merknaden økes, jf. merknad til § 8.

Til § 25 Driftskrav for strømningsmålere

Anerkjent norm for overvåking av turbinmåler k-faktorer er API MPMS ch. 13.

For fakkelgassmålere bør nullpunktkontroll foretas regelmessig med en ekstern enhet.

Ultralydmålere for gass bør kontrolleres etter trykksetting og før de settes i drift for å verifisere lydhastighet og nullpunktet for hver lydbane. Avviksgrenser for de ulike parametere bestemmes før oppstart.

Rekalibrering bør utføres om måleren har en dårlig vedlikeholdshistorie.

Lydhastighet og hastighet av hver enkelt lydbane bør følges kontinuerlig opp for å overvåke måler.

For skipning av petroleumsprodukter i små laster vil det kunne være hensiktsmessig å benytte K-faktor som er etablert under resirkulering.

For krav til repeterbarhet og linearitet for kalibrering av strømningsmåler vises det til denne forskriften § 8.

Kontroll og rengjøring av målerøret bør om nødvendig foretas ved demontering av målerørets seksjoner.

Driftskrav for turbinmåler avviker fra utformingskrav gitt i § 8 og er spesifisert i § 25.

Til § 26 Driftskrav for instrumentdel

Ved bruk av overvåkingsfunksjoner kan tilstandsbasert vedlikehold benyttes til forlengelse av kalibreringsintervaller.

Instrumenter som benyttes for kalibrering bør oppbevares adskilt fra andre instrumenter.

Intervallet mellom kalibreringer kan økes dersom det dokumenteres stabilitet for måleutstyret.

Ved tilstandsbasert vedlikehold bør et antall givere for hver parameter på målestasjonen kalibreres minst en gang i året for å sikre sporbarhet. En sammenlikning av disse mot tilsvarende givere på målestasjoner bør utføres for å sikre sporbarhet.

Dersom en giver fjernes fra målerøret under kalibreringer bør signaloverføring kontrolleres med en signalgenerator.

Anerkjent norm til usikkerhet for sporbare referansegasser er gitt i NORSOK I-104.

Til § 27 Driftskrav for datamaskindel

Beregningskravene bør verifiseres ved å benytte et uavhengig system (PC).

Til kapittel VII Krav til dokumentasjon

Til § 28 Dokumentasjon før målesystemet tas i bruk

Ingen merknad.

Til § 29 Dokumentasjon for målesystemet i bruk

Denne paragrafens første og andre ledd gjelder all måling som er vist til i denne forskriften. Dokumentasjon som nevnt i denne paragrafen første ledd vil bl a være spesifikasjoner, beregninger og tegninger vedrørende målesystemet, samt driftsprosedyrer og annen relevant dokumentasjon.

Den generelle regelen i petroleumsloven § 10-4 om materiale og opplysninger innebærer at dokumentasjon vedrørende fiskal måling som vist til i denne forskriften skal være tilgjengelig i Norge uansett hvor driftsorganisasjonen er lokalisert. Dette innebærer ikke noe forbud mot å lagre dokumentasjonen utenlands, så lenge den kan gjøres tilgjengelig for Oljedirektoratet innen rimelig tid. I noen tilfeller, f.eks. under tilsyn på målestasjoner som er lokalisert i utlandet, vil det være mest praktisk at Oljedirektoratet får tilgang til dokumentasjonen på stedet. Ved driftsorganisasjoner lokalisert utenfor Norge bør dokumentasjonen være tilgjengelig på brukssted og tilgjengelig for Oljedirektoratet etter forespørsel.

Om noen av utstyrskomponentene driver innen sitt variasjonsområde og dette detekteres ved rutinekalibrering er dette ikke grunnlag for korreksjon.

Korreksjon bør imidlertid ikke iverksettes om kostnad ved korreksjonsarbeid overstiger verdien av den feilmålte mengde som det skal korrigeres for.

Standardskjema for innrapportering av CO 2 -avgift er gitt som vedlegg 1 og 2 til denne forskriften.

Dokumentasjon som omtales i denne forskriften kan oversendes elektronisk.

Merknad til § 30 Informasjon

Lasterstatningsprosedyrene bør utformes slik at når olje selges i tankskipslaster fra lastebøye til havs, bør korreksjonsgrense være den internasjonalt aksepterte for oljehandel, 0,5%. Korreksjon bør bare kunne utføres dersom både skipstall i lossehavn og terminaltall avviker fra målestasjonstall med 0,5% eller mer. Videre bør det påvises feil ved det offisielle måleutstyret, før korreksjoner kan utføres.

Til § 31 Kalibreringsdokumenter

Ingen merknad.

Til kapittel VIII Alminnelige bestemmelser

Til § 32 Tilsynsmyndighet – myndighet til å fatte enkeltvedtak mv.

Olje- og energidepartementet er klageinstans for Oljedirektoratets vedtak som er fattet i medhold av denne forskriften.

Når det gjelder grunnlaget for og omfanget av CO 2 -avgiften, er Finansdepartementet klageinstans.

Eventuelle klager på vedtak skal sendes gjennom Oljedirektoratet, jf. forvaltningsloven kapittel VI.

Til § 33 Dispensasjon

Dispensasjon betegner myndighetenes vedtak, normalt etter en søknad, om å godta et avvik fra et regelverkskrav. Avvik betegner i denne sammenhengen en uoverensstemmelse mellom valgte løsninger og regelverkskrav.

Det må søkes om dispensasjon dersom en vil bruke en annen løsning enn den som går fram av et spesifikt forskriftskrav, eller en løsning som ikke tilfredsstiller kravnivået i forskriften.

en oversikt over bestemmelsene som det søkes dispensasjon fra, en redegjørelse for hvilke særlige forhold som gjør dispensasjon nødvendig eller rimelig, en redegjørelse for hvordan dispensasjonssaken har vært behandlet internt i virksomheten, en beskrivelse av avviket og den planlagte varigheten av avviket, en beskrivelse av eventuelle tiltak som helt eller delvis skal kompensere for avviket, en beskrivelse av eventuelle tiltak for å korrigere avviket, dersom avviket er av midlertidig art.

Til § 34 Straffebestemmelse

Ingen merknad.

Til § 35 Ikrafttredelses- og overgangsbestemmelser

Denne forskriften er materielt sett i all hovedsak en videreføring av tidligere rett. Forskriften medfører ikke skjerpelser som nødvendiggjør unntak fra ikrafttredelsen eller overgangsordninger.

II

Endringene trer i kraft 1. januar 2005.