Forskrift om endring i forskrift om måling av petroleum for fiskale formål og for beregning av res CO 2 -avgift (Måleforskriften)

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:

Ny henvisning skal lyde:

Forskrift 11. desember 2001 nr. 1451 om særavgifter § 3-19-7.

Forord:

Nytt tredje avsnitt skal lyde:

I merknadene til § 1 i denne forskriften er beskrevet saksgangen vedrørende utstyr og metoder for bestemmelse av NO x -utslipp.

Eksisterende tredje avsnitt blir fjerde avsnitt mv.

Siste avsnitt skal lyde:

Det er utarbeidet merknad til de enkelte bestemmelser i denne forskriften. Merknadene gir forklaring og veiledning til forskriftsbestemmelsene. Det er gitt eksempler på hvordan forskriftens krav kan innfris, eller det er vist til anerkjente normer, herunder industristandarder, som en måte å oppfylle myndighetskrav på. Standarder som ikke er nevnt i forskriften med merknader kan eventuelt benyttes etter konsultasjon med Oljedirektoratet. Kjøp og salg av petroleum foregår over landegrensene og aktørene er internasjonale. Tekniske normer bør derfor være internasjonalt aksepterte. Det vises for øvrig til merknadene til § 4. Veiledning til plan for utbygging og drift av en petroleumsforekomst, PUD, og plan for anlegg og drift av innretninger for transport og for utnyttelse av petroleum, PAD, av 18. mai 2000, viser til hvilke opplysninger en PUD//PAD bør inneholde om fiskale målesystemer.

§ 2. Definisjoner:

«Kalibrering» skal lyde:

Fastleggelse av sammenheng mellom målt verdi og referanseverdi med kjent usikkerhet. Ved kalibrering av målere mot et kjent volum brukes ofte det engelske begrepet proving.

«Kalibreringsfaktor, K-faktor» skal lyde:

Forhold mellom måleverdi avlest fra måler og måleverdi fra et referansemålesystem. (Ofte benevnt verdi som angir pulser pr. mengde enhet.)

«Kalibreringsfaktor (meter faktor) for strømningsmåler» skal lyde:

Ubenevnt verdi som angir forholdet mellom strømningsmålers registrering og gjennomstrømmet mengde.

De øvrige definisjonene er uendret.

§ 8. Tillatt måleusikkerhet skal lyde:

Målesystem Usikkerhetsgrense ved 95 % konfidensnivå (utvidet usikkerhet med dekningsfaktor k = 2) Salg og allokeringsmåling av olje 0,30 % av standard volum Salg og allokeringsmåling av gass 1,0 % av masse Brenselgassmåling 1,5 % av standard volum Fakkelgassmåling 5,0 % av standard volum Salgsmåling av LNG 0,50 % av målt energiinnhold per skipslast

Målesystemet skal være utformet slik at systematiske målefeil unngås eller kompenseres for.

Målesystemets totalusikkerhet skal kunne dokumenteres. Det skal utarbeides usikkerhetsanalyse for målesystemet innenfor 95 % konfidensnivå. I denne forskrift brukes konfidensintervall lik ± 2 σ, dvs. dekningsfaktor k = 2. Dette gir et konfidensnivå litt høyere enn 95 %.

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.

For målesystemets delkomponenter gjelder følgende maksimumsgrenser: Delkomponent Sløyfeusikker-hetsgrenser Usikkerhets-grenser til komponent/Linearitetsbånd Repeterbarhets-grenser (bånd) Rørnormal olje NA 0,04 % for alle 4 volum 0,02 % for alle 4 volum Turbinmåler olje 1 puls av 100 000, 0,001 %,ved pulsoverføring av målesignal 0,25 % i arbeids-området (10:1) Bånd: 0,50 % (10:1) og 0,30 % (5:1) 0,027 %, usikkerhet, ref. tabell B1, API MPMS ch. 5.8. Ultralydmåler olje 1 puls av 100 000, 0,001 %, ved pulsoverføring av målesignal 0,20 % i arbeidsområdet (10:1) Bånd: 0,30 % (10:1) 0,027 %, usikkerhet, ref. tabell B1, API MPMS ch. 5.8. Coriolis måler olje 1 puls av 100 000, 0,001 %, ved pulsoverføring av målesignal 0,20 %, i arbeidsområdet. Bånd: 0,30 % (10:1) 0,027 %, usikkerhet, ref. tabell B1, API MPMS ch. 5.8. Turbinmåler gass (salg og allokering) 1 puls av 100 000 0,001 %, ved pulsoverføring av målesignal 0,70 % i arbeidsområdet (10:1) Bånd: 1,0 % (10:1) 0,28 % i arbeidsområdet (10:1) Ultralydmåler gass (salg og allokering) 1 puls av 100 000, 0,001 %, ved pulsoverføring av målesignal 0,70 % i arbeidsområdet (20:1) etter at nullpunkts korreksjon og k-faktor innlegging er utført. Avvik fra referanse se NORSOK I-104. 0,40 % i arbeidsområdet (20:1) etter at nullpunktskontroll er utført Ultralydmåler gass (salg og allokering) 1 puls av 100 000, 0,001 %, ved pulsoverføring av målesignal 0,70 % i arbeidsområdet (20:1) etter at nullpunkts korreksjon og k-faktor innlegging er utført. Avvik fra referanse se NORSOK I-104. 0,40 % i arbeidsområdet (20:1) etter at nullpunktskontroll er utført Coriolis måler gass (allokering) 1 puls av 100 000, 0,001 %, ved pulsoverføring av målesignal 0,70 % i arbeidsområdet 20:1 0,40 % for gasshastigheter større enn minimum spesifisert hastighet. Trykkmåling olje, gass 0,30 % av målt verdi i arbeidsområdet 0,10 % av målt verdi i arbeidsområdet NA Trykkmåling brenselgass, fakkelgass 0,50 % av målt verdi i arbeidsområdet 0,20 % av målt verdi i arbeidsområdet NA Temperaturmåling olje, gass 0,30 °C 0,20 °C NA Temperaturmåling brenselgass, fakkelgass 0,50 °C 0,30 °C NA Densitetsmåling olje 0,50 kg/m 3 0,30 kg/m 3 NA Densitetsmåling gass 0,30 % av målt verdi 0,20 % av målt verdi NA Differanse-trykkmåling 0,30 % av målt verdi i arbeidsområdet 0,10 % av målt verdi i arbeidsområdet NA Vann i olje måling 0,05 volum % absolutt for 0 til 1,0 volum % vanninnhold, ± 5,0 % av målt verdi over 1,0 volum % vanninnhold 0,50 % av målt verdi ved vanninnhold over 0,01 volum % Vann i olje måling 0,05 volum % absolutt for 0 til 1,0 volum % vanninnhold, ± 5,0 % av målt verdi over 1,0 volum % vanninnhold 0,50 % av målt verdi ved vanninnhold over 0,01 volum % Densitetsmåling LNG NA 0,30 % av målt verdi NA Volummåling LNG NA 0,30 % av målt verdi NA Online GC NA 0,30 % av brennverdi 0-25 mol %: 0,02 mol % 25-100 mol %: 0,05 mol %. Brennverdi gass NA 0,30 % av brennverdi NA Usikkerhet datamaskindel for olje og gass NA 0,001 % NA Usikkerhet datamaskindel for brensel- og fakkelgass NA 0,1 % NA For brenselgass: se merknad til § 14.

Linearitetsbånd kan brukes som test kriterium ved aksept av målere og er angitt i kolonnen usikkerhetsgrense for komponent hvor det er relevant.

Repeterbarhetskravet for væskemålere er nå et usikkerhetskrav på 0,027 %, ref. tabell B1, i API MPMS ch. 5.8.

§ 13. Krav til målesystemet generelt skal lyde:

Målesystemet skal planlegges og bygges etter krav i denne forskriften og i henhold til anerkjente normer for målesystemer. For gjennomstrømningsmålere (for væsker unntatt vann) gjelder tilleggskrav som følger av § 13a.

Målesystemet skal kunne måle alle planlagte hydrokarbonstrømmer uten at noen del av måleutstyret opererer utenfor sitt arbeidsområde.

Målesystemet skal i størst mulig grad utstyres med dupliserte instrumentfunksjoner for signaler fra primærmålere og instrumentering for å legge til rette for tilstandsovervåking og redusere behov for preventivt vedlikehold. Signaler fra parallelle måleløp vil kunne benyttes i forbindelse med tilstandsovervåking.

Trådløs kommunikasjon mellom ulike deler av det fiskale målesystem kan benyttes dersom det demonstreres at løsningen integritetsmessig tilsvarer tradisjonell løsning med kommunikasjonskabel.

På salgsmålestasjoner skal antall målerør i parallell være slik at maksimal hydrokarbonstrøm skal kunne måles med ett målerør ute av drift, mens de øvrige opererer innenfor sitt arbeidsområde.

Målesystemet skal være egnet for den aktuelle type måling, de gitte fluidegenskaper og de volumer av hydrokarboner som skal måles.

Ved behov skal strømningsrettere installeres.

I områder der kontroll og kalibrering foretas skal det være tilstrekkelig beskyttelse mot uteklima og rystelser.

Målerør og tilhørende utstyr skal isoleres oppstrøms og nedstrøms i den lengde som er nødvendig for å hindre temperaturendring for de instrumentene som gir innsignal til de fiskale beregningene.

Avstengningsventiler skal være av blokkerings- og avblødningstype. Alle ventiler av betydning for integritet av målestasjonen skal kunne kontrolleres for å sikre mot lekkasje.

Alle deler av målesystemet skal være lett tilgjengelige for vedlikehold, kontroll og kalibrering.

Flerfasemåling

Dersom tradisjonell enfasemåling av hydrokarboner ikke er mulig av økonomiske årsaker, vil flerfasemåling kunne anvendes. Flerfasemåleren vil da kunne benyttes som fiskal måler.

Operatør må forelegge et konsept for Oljedirektoratet for kommentarer og formell behandling i god tid før innsendelse av Plan for Utbygging og drift (PUD). Et estimat av forventet måleusikkerhet skal presenteres, kombinert med økonomiske tall for risiko for tap mellom utvinningstillatelser (ref. NORSOK I-105), Annex C). Hovedprinsipper i drifts- og vedlikeholdsfilosofi beskrives. Kalibreringsmulighet for målere mot testseparator eller annen referanse. Redundans i sensorer og robusthet i utforming av målekonsept. Relevant PVT (tilstandslikning) modell og representativ prøvetakingsmulighet for å kunne utføre en god PVT beregning. Utforming av innløpsrør for å sikre like betingelser om flere målere i parallell benyttes. Fleksibilitet i system for å kunne håndtere varierende GVF (gas væske fraksjon). Planlagt metode for tilstandsmonitorering og/eller planlagt kalibreringsintervall beskrives. Planlagt metode og intervall for prøvetaking og oppdatering av PVT data beskrives.

Flerfasemålerne skal når de er en del av det fiskale målesystem behandles som øvrig fiskalt måleutstyr og de administrative krav som gjelder etter denne forskriften må derfor følges.

§ 20 tredje ledd skal lyde:

Det ferdigmonterte væskemålesystemet skal testes med væskestrøm på byggeplassen og funksjonell test av strømningsmålere skal utføres.

§ 26. Driftskrav for instrumentdel skal lyde:

Alle givere skal kontinuerlig overvåkes og/eller regelmessig kalibreres i henhold til krav i § 8, jf. § 8a. Når kalibrering utføres skal dette omfatte flere verdier i giverens arbeidsområde. Dersom givernes utgangssignaler avviker fra de grenser som er fastsatt, skal nødvendig vedlikehold og deretter ny kalibrering utføres.

Kalibreringsmetodene skal være slik at systematiske målefeil unngås eller kompenseres for.

Gassdensitometere skal verifiseres mot beregnet densitet eller annen relevant metode.

Online gasskromatografer skal valideres mot sporbar referanse gass med en fastsatt frekvens. Avledet av usikkerhetsangivelse i § 8, skal kriterier for validering fastsettes. Dersom gasskromatograf ved validering er utenfor angitt kriterium skal kalibrering utføres og nye faktorer etableres. Etter en slik korreksjon skal ny validering utføres for å få bekreftet at gasskromatograf nå er innenfor det gitte testkriterium.

Variasjoner i gasskomposisjon skal overvåkes og ved variasjon utover ± 5 %, bør referansegass med ulik brennverdi og eventuelt ny linearitetstest vurderes.

§ 27. Driftskrav for datamaskindel skal lyde:

Kritiske data skal regelmessig arkiveres. Det skal etableres prosedyrer for håndtering av feilmeldinger fra datamaskindelen eller feil som oppdages på annen måte.

Ved programendringer og ved bytte av datamaskindeler skal det utføres en uavhengig verifikasjon av datamaskindelens beregningskrav, jf. denne forskriften § 22.

Referanseliste skal lyde:

AGA, American Gas Association AGA Report No 8, Natural Gas density and compressibility factor executable program and Fortran Code AGA Report No 9, Measurement of gas by multipath ultrasonic meters AGA Report No 10, Speed of sound in natural gas and other related hydrocarbon gases ASTM 1945, Standard test method for analysis of natural gas by gas chromatography API, MPMS, American Petroleum Institute, Manual of Petroleum Measurement Standards API Recommended Practice 86. Recommended practice for multiphase flow ISO Natural Gas. Upstream Area – Allocation of gas and condensate (TR ISO TC 193) NFOGM Flerfasehåndbok Håndbok for usikkerhetsberegning CMR/NFOGM/OD ISO/OIML The Guide to the expression of uncertainty in measurement OIML R 117 Measuring systems for liquids other than water, Annex A ISO 3171 Petroleum liquids – Automatic pipeline sampling ISO 5024 Petroleum liquids and liquefied petroleum gases. Measurement Standard reference conditions ISO 5167-1 Measurement of fluid flow by means of orifice plates, nozzles and venturi tubes inserted in circular cross section conduits running full ISO 6551 Petroleum Liquids and Gases – Fidelity and Security of Dynamic ISO 6976. Natural gas – Calculations of calorific values, density, relative density and Wobbe index from composition ISO 7278 Liquid hydrocarbons – Dynamic measurement – Proving system for volumetric meters ISO 9002 Quality systems, Model for quality assurance in production, installation and servicing ISO 9951 Measurement of gas flow in closed conduits – Turbine meters ISO 1000 SI units and recommendations for the use of their multiples and certain other units ISO/IEC 17025 General requirements for the competence of testing and calibration laboratories ISO/CD 10715 Natural Gas – Sampling Guidelines NORSOK I-104, Fiscal measurement systems for hydrocarbon gas NORSOK I-105, Fiscal measurement systems for hydrocarbon liquid NORSOK P-100, Prosess system NS 4900 NS 1024 LNG Custody Transfer Handbook (CTH), G.I.I.G.NL ISO 13398 Refrigerated light hydrocarbon fluids – Liquefied natural gas – Procedure for custody transfer on board ship Forskrift 21. desember 2007 nr. 1738 om krav til gjennomstrømningsmålere (for væsker unntatt vann) Forskrift 20. desember 2007 nr. 1723 om målenheter og måling.

Merknader til forskrift om måling av petroleum for fiskale formål og for beregning av CO 2 -avgift

Til kapittel I Innledende bestemmelser

Til § 1 Innledende bestemmelser

Nytt siste hovedavsnitt skal lyde:

NO x -avgiftsmåling

Oljedirektoratet er kompetent myndighet for fast installerte innretninger på kontinentalsokkelen og kan blant annet godkjenne kildespesifikk utslippsfaktor etter søknad fra den avgiftspliktige, inkludert metode for måling eller beregningsmåte for å fastsette størrelse på NO x -utslipp, jf. forskrift 11. desember 2001 nr. 1451 om særavgifter § 3-19-7.

Toll- og avgiftsdirektoratet (TAD), ved Tollregionene forvalter de innkrevingsmessige og juridiske forhold vedrørende avgiften. Oljedirektoratets (OD) ansvar omfatter det tekniske ansvar for fast installerte innretninger på kontinentalsokkelen.

Den tekniske oppfølging av NO x -utslipp fra flyttbare borerigger og annen maritim virksomhet er Sjøfartsdirektoratets ansvar.

Avgiftsberegningen skjer i henhold til krav gitt i forskrift om særavgifter § 3-19-6.

Beregnes avgiften etter en kildespesifikk utslippsfaktor, skal det foreligge dokumentasjon fra operatør som angir faktorer og metode for slik fastsettelse. Denne dokumentasjon må forelegges for Oljedirektoratet. Dersom ingen innvendinger er mottatt fra OD, innen 4 uker fra dokumentasjonen er mottatt, kan de nye faktorer tas ibruk.

Når de nye faktorer tas i bruk, skal TAD skriftlig informeres. Kopi av denne korrespondanse skal sendes OD og Tollregionen.

Ved innføring av Predictive Emission Monitoring Systems (PEMS), gjelder samme prinsipp. Operatør informerer OD om at PEMS er innført og at man ønsker å ta systemet i bruk for NO x -avgiftsrapportering fra en fastsatt dato. Tekniske forklaringer av PEMS må medfølge. Om ingen innvendinger er mottatt innen 4 uker, er dette akseptert som basis for NO x -avgiftsrapportering. TAD, OD og Tollregion informeres tilsvarende som ved kildespesifikk utslippsfaktor om at ny beregningsmetode er gjeldende.

For fakkelgass er nå en faktor på 1,4 g/Sm 3 gass forbrent i bruk som utslippsfaktor. Utredningsarbeid pågår for å få et bedre erfaringsgrunnlag for å fastsette denne faktor.

For de ulike gassturbiner og dieselmotorer i bruk kan de sjablon verdier som er gitt i forskrift om særavgifter § 3-19-9, benyttes.

Operatør skal for den enkelte installasjon til enhver tid ha en oppdatert liste over utstyr som er NO x -avgiftspliktig og de faktorer eller målemetoder som er i bruk for å bestemme utslippet.

Til § 8 Tillatt måleusikkerhet skal lyde:

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.

± er fjernet, fra tabellene, da det når man angir 95 % konfidensnivå er nok å oppgi tallverdi.

Når referanse (master) målere brukes for kalibrering av målere i drift, bør master målerne ha betydelig bedre (30 %) linearitet og repeterbarhet enn det som er spesifisert som maksimum grenser i tabell 2.

En totalusikkerhet bedre enn den fastsatte måleusikkerhet for brenselgass blende målestasjoner (1,5 %) krever at densitet bestemmes slik at totalusikkerhet kommer innenfor fastsatt grense.

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 repeterbarheten bli noe høyere pga. CTL temperatursensitivitet.

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 § 13 Krav til målesystemet generelt

Nytt første og andre avsnitt skal lyde:

Målere som ikke har egen kalibreringsenhet (rørnormal) bør uttestes med væske eller gass ved test betingelser som er så like operasjonsbetingelsene som mulig.

Når forskrift nevner dupliserte instrumentfunksjoner betyr det ikke at primærmåler nødvendigvis skal dupliseres. For nyere måleprinsipper som ultralyd og coriolis, kan duplisering/overvåking effekt oppnås ved ulike signal typer.

Gjeldende andre avsnitt blir tredje avsnitt osv.

Til § 13a «Krav til målesystemet generelt»

Overskrift rettes til:

Til § 13a «Gjennomstrømningsmålere (for andre væsker enn vann)»

Fjerde til syvende avsnitt skal lyde:

For eksisterende gjennomstrømningsmåler som er tatt i bruk eller gjort tilgjengelig på markedet før ikrafttredelsestidspunktet (30. oktober 2006) gjelder kravene i måleforskriften som før. Det samme vil gjelde for gjennomstrømningsmålere som er solgt i EØS-området før ikrafttredelsestidspunktet og som deretter videreselges for bruk. Det gjelder òg overgangsregler for gjennomstrømningsmålere som er typegodkjent før ikrafttredelsestidspunktet, jf. § 8-1 i forskrift om målenheter og måling.

Endringene får heller ikke anvendelse der måleforskriften har anvendelse som følge av overenskomst med fremmed stat, jf. petroleumsloven § 1-4 første ledd siste punktum.

Implementeringen av MID direktiv for væskemålestasjoner vil i praksis innebære at operatør bestiller et væskemålesystem hos en leverandør/produsent. Operatør skal før bestilling foretas, og etter dialog med Oljedirektoratet, avklare om utstedelse av MID sertifikat er relevant for angjeldende væskemålestasjon. Hvis MID sertifikat skal utstedes, vil det bli leverandørens oppgave å benytte et anerkjent teknisk kontrollorgan (TKO) i Norge eller utlandet for å få utstedt et MID sertifikat.

Det er væskemålestasjoner som leverer til skip eller inn i rørledning systemer som er omfattet av MID.

Til § 14 «Målesystemets mekaniske del»

Avsnittet «Strømningsmålere væske», første setning skal lyde:

Ved ultralydvæskemåler bør oppstrømslengde være 10D inkludert strømningsretter.

Til § 19 «Generelt»

Nytt siste avsnitt skal lyde:

For alle tester av kritiske utstyrskomponenter bør det på forhånd utarbeides en testprosedyre hvor krav klart fremgår. Testprosedyre bør i tillegg ha referanser til aktuelle forskrifter og standarder.

Gjeldende siste avsnitt blir andre avsnitt.

Til § 20 «Kalibrering av mekanisk del»

Nytt femte og sjette avsnitt skal lyde:

Det bør være en distinkt forskjell mellom de 4 volumer.

For alle rørnormaler bør det verifiseres at de 4 volumene er konsistente etter volumkalibrering eller ombyggingsaktiviteter. Dette gjøres ved å etablere k-faktor for en måler og så skifte volum og repetere kalibreringssekvens.

Gjeldende 5 avsnitt blir sjuende avsnitt osv.

Til § 21 «Kalibrering av instrumentdel»

Nytt siste avsnitt skal lyde:

Ved kalibrering av turbinmålere med lav k-faktor og/eller ved bruk av kompakt rørnormal kan det være hensiktsmessig at hver enkelt kalibrering består av flere repetisjoner, for å øke kalibreringsvolumet og antall pulser fra turbinmåleren.

Gjeldende siste avsnitt blir tredje avsnitt.

Til § 24 «Driftskrav for rørnormal»

Teksten skal lyde:

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.

Lavere kalibreringsfrekvens kan benyttes for rørnormaler, basert på en teknisk vurdering av stabilitet på foregående kalibreringer (bedre enn ± 0,02 % av gjennomsnittlig volum for 3 påfølgende), vurdert i et kost nytte perspektiv.

Eksisterende rørnormal kalibreringsintervall på basis av vurdering i avsnitt over økes til det dobbelte av eksisterende intervall. Når man har fått erfaring fra denne kalibreringsfrekvens kan ny vurdering gjøres.

Dersom vurdering av kalibreringsresultat fra flere rørnormaler viser systematiske avvik, bør Oljedirektoratet konsulteres vedrørende spørsmål om kalibreringsresultat skal implementeres.

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»

Teksten skal lyde:

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

For fakkelgassmålere bør nullpunktkontroll foretas regelmessig med en ekstern enhet. Andre typer kontroller kan det avhengig av fabrikat på måler være relevant å utføre for å kunne verifisere kvalitet på måler.

Første tilstandssjekk (foot print), registrert ved strømningslaboratorium Signal til støy forhold (SNR) Signal kvalitet (Gain og Burst) Strømningsprofil overvåking (flathet, symmetri, turbulens og swirl) Lydhastighet (VOS) Ulike former for densitetssammenlikning Hastighet av hver enkelt lydbane.

Overvåking systemene vil variere litt mellom de ulike leverandørene.

Avviksgrenser for de ulike parametere bestemmes før oppstart eller så snart som mulig deretter.

Rekalibrering bør utføres om måleren har en dårlig vedlikeholdshistorie.

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»

Teksten skal lyde:

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.

Ved utarbeidelse av kontrollgrenser for den enkelte komponent ved online gasskromatografer (benchmark test), bør man ta utgangspunkt i det overordnede GC usikkerhetskrav og dividere på kvadratroten av antall komponenter. Avvik for den enkelte komponent og for kombinerte verdier bør alltid kontrolleres mot normaliserte verdier for å redusere vær påvirkning på tallene. Avvik for hver enkelt komponent bør ikke medføre mer enn 0,1 % avvik i brennverdi eller standard densitet.

Overgang til benchmark prinsipp for GC, for anlegg som opereres med regelmessig kalibrering og korreksjon bør utføres så snart det er praktisk hensiktsmessig. For eksempel i forbindelse med oppgradering av utstyr.

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

Til § 29 «Dokumentasjon for målesystemet i bruk»

Siste avsnitt skal lyde:

Operatør kan, dersom det er hensiktsmessig, rapportere dieselforbruk til OD etter samme prinsipp som tilsvarende rapportering til Klif i henhold til klimakvoteforskriften

Til § 30 «Informasjon»

Ny siste setning skal lyde:

0,3 % har ofte blitt benyttet for skipslaster fra petroleumsvirksomheten på den norske del av kontinentalsokkelen.

II

Denne forskriften trer i kraft 1. juli 2012.

Rettelser

Publisert: I 2012 hefte 5 (Rettelse)

Det som er rettet er satt i kursiv.

I § 8 siste tabellen ble 2 rader ved en inkurie gjengitt dobbelt. § 8 siste tabell skal lyde: Delkomponent Sløyfeusikker-hetsgrenser Usikkerhets-grenser til komponent/Linearitetsbånd Repeterbarhets-grenser (bånd) Rørnormal olje NA 0,04 % for alle 4 volum 0,02 % for alle 4 volum Turbinmåler olje 1 puls av 100 000, 0,001 %,ved pulsoverføring av målesignal 0,25 % i arbeids-området (10:1) Bånd: 0,50 % (10:1) og 0,30 % (5:1) 0,027 %, usikkerhet, ref. tabell B1, API MPMS ch. 5.8. Ultralydmåler olje 1 puls av 100 000, 0,001 %, ved pulsoverføring av målesignal 0,20 % i arbeidsområdet (10:1) Bånd: 0,30 % (10:1) 0,027 %, usikkerhet, ref. tabell B1, API MPMS ch. 5.8. Coriolis måler olje 1 puls av 100 000, 0,001 %, ved pulsoverføring av målesignal 0,20 %, i arbeidsområdet. Bånd: 0,30 % (10:1) 0,027 %, usikkerhet, ref. tabell B1, API MPMS ch. 5.8. Turbinmåler gass (salg og allokering) 1 puls av 100 000 0,001 %, ved pulsoverføring av målesignal 0,70 % i arbeidsområdet (10:1) Bånd: 1,0 % (10:1) 0,28 % i arbeidsområdet (10:1) Ultralydmåler gass (salg og allokering) 1 puls av 100 000, 0,001 %, ved pulsoverføring av målesignal 0,70 % i arbeidsområdet (20:1) etter at nullpunkts korreksjon og k-faktor innlegging er utført. Avvik fra referanse se NORSOK I-104. 0,40 % i arbeidsområdet (20:1) etter at nullpunktskontroll er utført Coriolis måler gass (allokering) 1 puls av 100 000, 0,001 %, ved pulsoverføring av målesignal 0,70 % i arbeidsområdet 20:1 0,40 % for gasshastigheter større enn minimum spesifisert hastighet. Trykkmåling olje, gass 0,30 % av målt verdi i arbeidsområdet 0,10 % av målt verdi i arbeidsområdet NA Trykkmåling brenselgass, fakkelgass 0,50 % av målt verdi i arbeidsområdet 0,20 % av målt verdi i arbeidsområdet NA Temperaturmåling olje, gass 0,30 °C 0,20 °C NA Temperaturmåling brenselgass, fakkelgass 0,50 °C 0,30 °C NA Densitetsmåling olje 0,50 kg/m 3 0,30 kg/m 3 NA Densitetsmåling gass 0,30 % av målt verdi 0,20 % av målt verdi NA Differanse-trykkmåling 0,30 % av målt verdi i arbeidsområdet 0,10 % av målt verdi i arbeidsområdet NA Vann i olje måling 0,05 volum % absolutt for 0 til 1,0 volum % vanninnhold, ± 5,0 % av målt verdi over 1,0 volum % vanninnhold 0,50 % av målt verdi ved vanninnhold over 0,01 volum % Densitetsmåling LNG NA 0,30 % av målt verdi NA Volummåling LNG NA 0,30 % av målt verdi NA Online GC NA 0,30 % av brennverdi 0-25 mol %: 0,02 mol % 25-100 mol %: 0,05 mol %. Brennverdi gass NA 0,30 % av brennverdi NA Usikkerhet datamaskindel for olje og gass NA 0,001 % NA Usikkerhet datamaskindel for brensel- og fakkelgass NA 0,1 % NA For brenselgass: se merknad til § 14.