ISO 7278-4:1999
(Main)Liquid hydrocarbons — Dynamic measurement — Proving systems for volumetric meters — Part 4: Guide for operators of pipe provers
Liquid hydrocarbons — Dynamic measurement — Proving systems for volumetric meters — Part 4: Guide for operators of pipe provers
Hydrocarbures liquides — Mesurage dynamique — Systèmes d'étalonnage des compteurs volumétriques — Partie 4: Manuel de référence pour les opérateurs de tubes étalons
La présente partie de l'ISO 7278 donne des indications concernant les tubes étalons qui servent à étalonner les compteurs à turbine et les compteurs à chambre mesureuse. Elle s'applique à la fois aux types de tubes étalons prescrits dans l'ISO 7278-2 qui sont appelés «tubes étalons conventionnels» et à d'autres types appelés ici «tubes étalons compacts» ou «étalons de petit volume».Elle est prévue pour être utilisée comme un manuel de référence pour l'utilisation des tubes étalons et également pour la formation du personnel. Elle ne couvre pas les différences de détail entre les étalons de type sensiblement similaire réalisés par les différents fabricants.
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INTERNATIONAL ISO
STANDARD 7278-4
First edition
1999-04-01
Liquid hydrocarbons — Dynamic
measurement — Proving systems for
volumetric meters —
Part 4:
Guide for operators of pipe provers
Hydrocarbures liquides — Mesurage dynamique — Systèmes d'étalonnage
des compteurs volumétriques —
Partie 4: Manuel de référence pour les opérateurs de tubes étalons
A
Reference number
ISO 7278-4:1999(E)
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ISO 7278-4:1999(E)
Contents
1 Scope .1
2 Normative references .1
3 Principles.1
3.1 Ways of expressing a meter’s performance.1
3.2 How meter performance varies .3
3.3 Correction factors.4
4 Meters and provers.5
4.1 Pulse-generating meters.5
4.2 Sources of error in operating meters.5
4.3 Pulse interpolators .6
4.4 Conventional pipe provers.7
4.5 Small volume pipe provers .10
4.6 Methods of installing pipe provers .12
4.7 Sources of error in operating pipe provers.13
4.8 Prover calibration and recalibration .14
4.9 Meter installations .14
5 Safety requirements .16
5.1 General.16
5.2 Permits.17
5.3 Mechanical safety .17
5.4 Electrical safety.19
5.5 Fire precautions .20
5.6 Miscellaneous safety precautions.20
5.7 Records.21
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Printed in Switzerland
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ISO 7278-4:1999(E)
6 Operating a pipe prover . 21
6.1 Setting up a portable prover. 21
6.2 Warming up provers. 22
6.3 Periodical checks of factors affecting accuracy . 22
6.4 The actual proving operation . 22
6.5 Assessment of the results. 23
6.6 Fault finding . 23
Annex A (informative) Bibliography . 27
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ISO 7278-4:1999(E)
Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards bodies (ISO
member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out through ISO technical
committees. Each member body interested in a subject for which a technical committee has been established has
the right to be represented on that committee. International organizations, governmental and non-governmental, in
liaison with ISO, also take part in the work. ISO collaborates closely with the International Electrotechnical
Commission (IEC) on all matters of electrotechnical standardization.
Draft International Standards adopted by the technical committees are circulated to the member bodies for voting.
Publication as an International Standard requires approval by at least 75 % of the member bodies casting a vote.
International Standard ISO 7278-4 was prepared by Technical Committee ISO/TC 28, Petroleum products and
lubricants, Subcommittee SC 2, Dynamic petroleum measurement.
ISO 7278 consists of the following parts, under the general title Liquid hydrocarbons — Dynamic measurement —
Proving systems for volumetric meters:
Part 1: General principles
Part 2: Pipe provers
Part 3: Pulse interpolation techniques
Part 4: Guide for operators of pipe provers
Part 5: Small volume provers
Annex A of this part of ISO 7278 is for information only.
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ISO 7278-4:1999(E)
Introduction
All measuring instruments which have to meet a standard of accuracy need periodic calibration – that is to say, a
test or series of tests has to be performed in which readings obtained from the instrument are compared with
independent measurements of higher accuracy. Petroleum meters are no exception. Nearly all those used for the
purpose of selling or assessing taxes, by national laws, need proving at intervals, and when there is a large amount
of money at stake they are likely to be calibrated quite frequently. In the petroleum industry the term 'proving' is
used to describe the procedure of calibrating volume meters on crude oil and petroleum products.
The most usual way to prove a meter is to pass a quantity of liquid through it into an accurate device for measuring
volume, known as a prover. With very small meters the proving device may be a volumetric flask or similarly shaped
vessel of metal with an accurately known volume. There are, for instance, standard measuring vessels which can
be used to prove the meters incorporated in gasoline dispensing pumps at roadside filling stations. If the pump dial
registers 10,2 litres when enough gasoline has been delivered to fill a 10 litre vessel, it is evident that the meter is
over-reading by 2 %.
In a large metering installation, where a single meter can be passing thousands of litres per second, the situation is
much more complicated. The measuring elements of the meters generally do not drive mechanical dials graduated
in units of volume like a gasoline dispenser, but instead cause a series of electrical pulses to be generated which
are registered by electrical counters. With meters of this type the purpose of proving is to determine the relationship
between the number of pulses generated/counted and the volume passed through the meter – a relationship which
varies with the design and size of the meter and can be affected by flowrate and liquid properties.
Another difficulty is that where the meters are in a pipeline the flow through these large meters usually cannot be
stopped and started at will. Consequently, both the meters and the prover have to be capable of being read
simultaneously and 'on the fly', that is, while liquid is passing through them at a full flowrate. The proving is
complicated still further by the effects of thermal expansion and compressibility on the oil, and that of thermal
expansion and elastic distortion under pressure on the steel body of the prover.
This part of ISO 7278 is concerned with only one class of provers, known as pipe provers, which are used very
widely where meters for crude oil and petroleum products have to be proved to the highest possible standards of
accuracy. In principle, a pipe prover is only a length of pipe or a cylinder whose internal volume has been measured
very accurately and having a well-fitted piston (or a tightly-fitted sphere acting like a piston) inside it, so that the
volume swept out by the piston or sphere can be compared with the meter readout while a steady flow of liquid is
passing through the meter and prover in series. In practice, however, various accessories must be added to the
simple pipe-and-piston arrangement to produce a prover that will work effectively.
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INTERNATIONAL STANDARD © ISO ISO 7278-4:1999(E)
Liquid hydrocarbons — Dynamic measurement — Proving systems
for volumetric meters —
Part 4:
Guide for operators of pipe provers
1 Scope
This part of ISO 7278 provides guidance on operating pipe provers to prove turbine meters and displacement
meters. It applies both to the types of pipe prover specified in ISO 7278-2, which are referred to here as
“conventional pipe provers”, and to other types referred to here as “compact pipe provers” or “small volume
provers”.
It is intended for use as a reference manual for the operation of pipe provers, and also for use in staff training. It
does not cover the detailed differences between provers of broadly similar types made by different manufacturers.
2 Normative references
The following standards contain provisions which, through reference in this text, constitute provisions of this part of
ISO 7278. At the time of publication, the editions indicated were valid. All standards are subject to revision, and
parties to agreements based on this part of ISO 7278 are encouraged to investigate the possibility of applying the
most recent editions of the International Standards indicated below. Members of IEC and ISO maintain registers of
currently valid International Standards.
ISO 2714:1980, Liquid hydrocarbons — Volumetric measurement by displacement meter systems other than
dispensing pumps.
ISO 2715:1981, Liquid hydrocarbons — Volumetric measurement by turbine meter systems.
ISO 4124:1994, Liquid hydrocarbons — Dynamic measurement — Statistical control of volumetric metering
systems.
ISO 4267-2:1988, Petroleum and liquid petroleum products — Calculation of oil quantities — Part 2: Dynamic
measurement.
ISO 7278-2:1988, Liquid hydrocarbons — Dynamic measurement — Proving systems for volumetric meters —
Part 2: Pipe provers.
ISO 7278-3:1998, Liquid hydrocarbons — Dynamic measurement — Proving systems for volumetric meters —
Part 3: Pulse interpolation techniques.
3 Principles
3.1 Ways of expressing a meter’s performance
The object of proving meters with a pipe prover is to provide a number with (usually) four or five significant digits –
such as 1,002 9, 0,999 8, or 21 586 which can afterwards be used to convert the readout of the meter into an
accurate value of the volume passed through the meter.
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There are several different forms that this numerical expression of a meter’s performance can take, but only three of
them are of importance to the pipe prover operator. They are discussed below.
3.1.1 Meter factor
The earliest petroleum meters were of the displacement type (see 4.1) with dials reading directly in units of volume
such as litres or cubic metres. Readings on the display are usually approximate values. These values may be
corrected to reflect a more accurate number by either changing the gear ratio in the display mechanism or through
the use of a meter factor. Since difficulty can arise in attempting to achieve a given volume through changing the
gears, the meter factor is more commonly used.
The meter factor, MF, is defined as the ratio of the actual volume of liquid passed through the meter (V) to the
volume indicated on the dial of the meter (V ). That is:
m
MF =VV/ (1)
m
In a proving operation the value of V is derived from the prover while V is read directly from the meter. Afterwards,
m
when the meter is being used to measure throughput, readings can be multiplied by MF to give the corrected values
of the volumes delivered.
Meter factor is a non-dimensional quantity, a pure number. This means that its value does not vary with a change in
units used to measure volume.
3.1.2 K factor
During the past quarter of a century, turbine meters (see 4.1) have come into widespread use in the petroleum
industry. They do not usually have a dial reading in units of volume, because their primary readout is simply a train
of electrical pulses. These are collected in an electronic counter, and the number of pulses counted (n) is
proportional to the volume passed by the meter.
The object of proving such a meter is to establish the relationship between n and V. One way of expressing this
relationship is through a quantity called K factor, which is defined as the number of pulses emitted by the meter
while one unit volume is delivered. That is:
Kn= V (2)
When a meter is being proved it is necessary to obtain simultaneous values of n and V, with n coming from the
meter and V from the prover. In subsequent use of the meter, the procedure is to divide the K factor into the number
of pulses emitted by the meter in order to obtain the volume delivered.
The K factor is not a pure number. It has the dimensions of reciprocal volume (1/V) and so its value depends upon
the units used to measure volume. A value of K factor expressed as pulses per cubic metre, for instance, is a
thousand times the value expressed as pulses per litre.
3.1.3 One pulse volume
Because it is easier to multiply than to divide, the reciprocal of the K factor is a more useful quantity for field use
when hand calculations are employed (but not when computers are used). This reciprocal is called the “one-pulse
volume” (q) because it indicates the volume delivered by the meter (on average) while one pulse is emitted. It is
defined by the equation:
qK==1//Vn (3)
q has the dimensions of volume per pulse. When it is multiplied by the number of pulses emitted by the meter, the
result is the volume delivered through the meter.
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3.1.4 Alternative uses of meter factor, K factor and one pulse volume
It is shown in the previous subclauses how meter factor was originally used with displacement meters. With readout
in units of volume, K factor and its reciprocal q are used with turbine meters, with the readout being a number
indicated on a pulse-counter. Nowadays however, this distinction has largely disappeared. On the one hand,
displacement meters intended for use with pipe provers are always fitted with electrical pulse-generators, so that for
the purposes of proving they behave like turbine meters and the results can be expressed as a value of K factor or
one pulse volume. On the other hand, some modern large-scale turbine metering systems incorporate a data
processing module, sometimes known as a “scaler”, which converts the number of pulses emitted into a nominal
value of the volume delivered; with such systems the earlier notion of meter factor again becomes useful in certain
circumstances.
Detailed instructions for the use of meter factor, K factor and one pulse volume are given in ISO 4267-2.
3.2 How meter performance varies
Manufacturers’ literature often states that the K factor of a certain meter is such-and-such, as if it were a constant
value. But this is only approximately correct. K factor is affected to some extent by a number of variables, some of
which are considered in 3.2.1 to 3.2.6.
3.2.1 Effect of flowrate
Meters are designed so that their factors are almost constant over a fairly wide range of flowrates. The ratio
between flowrates at the top and bottom of this range is called the “rangeability”, or the “turndown ratio”, of the
meter. Rangeabilities of the turbine and displacement meters widely used for hydrocarbon measurement generally
do not exceed ten to one although some special meters may have considerably greater rangeabilities. Within this
effective working range the factor should not vary from its mean value by more than a small amount, and the
K
extent to which it actually does vary – such as – 0,25 % or – 0,5 % –- is known as the “linearity” of the meter. When
complete information about the meter’s performance is needed it has to be proved at several different flowrates, so
that its rangeability and linearity can be established. Above and below the effective working range of a meter its
K factor is liable to vary so greatly with flowrate that it is no longer practical to use the meter for accurate
measurement.
3.2.2 Effect of viscosity
Meters of all types are affected to some degree by changes in the viscosity of the liquid being metered, although
those of certain type and design are affected more seriously than others. When the viscosity of the liquid being
metered changes it may be necessary for the meter to be re-proved. Whether it is necessary or not will depend
upon:
the amount by which the viscosity has changed;
the extent to which the K factor of the meter concerned is affected by changes in viscosity;
the accuracy required.
3.2.3 Effect of temperature
Temperature changes affect factor in two ways. Thermal expansion in the meter causes dimensions and
K
clearances to alter; and temperature changes cause the viscosity of the liquid to change, and thus produce the
effect mentioned in 3.2.2. The thermal expansion effect is often negligible in turbine meters, except where large
temperature changes occur. With displacement meters the thermal expansion effect is more significant because
dissimilar metals are frequently used in the measuring chamber so clearances are changed.
3.2.4 Effect of pressure
Pressure affects K factor both by producing dimensional changes in the meter and by causing viscosity changes in
the liquid. The effect of pressure on viscosity however, is too small to be significant in most metering applications.
The dimensional effect is usually small in some designs of meters for operation at high pressures, but can be
significant in some meters. Pressure changes will not often have enough effect on K factor to justify re-proving.
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3.2.5 Effect of wear, damage and deposits
As a meter wears, its K factor will gradually change and so a meter used for custody transfer purposes should be
re-proved at regular intervals to take account of this, even if re-proving because of changes in viscosity and
temperature is not necessary. Deposits of wax and dirt can cause similar effects.
Accidental damage to a meter is likely to alter its K factor considerably. If a meter is stripped for repairs it should be
proved after it has been reassembled.
3.2.6 Frequency of proving
The necessary frequency of proving varies enormously, from several times a day to once a year, or longer. Very
frequent proving is often justified where the total value of the metered liquid is high – for instance, where crude oil is
being metered for fiscal purposes, or in major pipeline installations – and in these circumstances, it is usual for a
large pipe prover to be 'dedicated' (permanently connected and stationary) to the metering system. The meters can
easily be re-proved whenever the flowrate, temperature or viscosity change enough to warrant it, or whenever a
new type of crude or product is being pumped. In some circumstances there may be a specified interval of time or a
specified increment of throughput, after which the meter should be proved again.
In situations where not quite such a high accuracy is required, and where viscosity and temperature do not vary too
widely, it is often sufficient for meters to be re-proved at specified intervals, such as every month or two when the
metering system is new, extending to once in six or perhaps twelve months when the reliability of the meter system
has been established. Master meters and portable proving tanks are still frequently used for this purpose, but the
use of portable pipe provers is now quite common and this part of ISO 7278 therefore covers their operation as well
as that of stationary pipe provers.
3.3 Correction factors
The volume of liquid pipe prover changes with both pressure and temperature; so does the specific volume of a
liquid. To allow for these changes four correction factors are employed. These may either be used by the operator in
manual calculations, or programmed into the data processor associated with the prover.
3.3.1 Corrections for change in volume of prover
For every pipe prover there is an important figure known as its base prover volume, V . This is determined through
b
a calibration procedure which is carried out when the prover is built and subsequently at required intervals. It
represents the volume within the calibrated section of the prover at some specified pressure and temperature,
usually zero gauge pressure and 15 °C or 20 °C.
However, what the prover operator needs to know each time he carries out a proving run is the volume of the prover
at the actual gauge pressure and temperature during that run. The gauge pressure will almost always be above
zero, and this excess pressure will cause the prover to expand slightly. The temperature may be higher or lower
than the reference temperature, and so its effect will be to cause the prover either to expand or contract.
To obtain the corrected volume of the prover at the appropriate pressure and temperature, the factors C (or CPS)
ps
[correction for pressure on steel] and C (or CTS) [correction for temperature on steel] are used. Detailed
ts
instructions for the use of these correction factors are given in ISO 4267-2.
3.3.2 Correction changes in specific volume of liquid
The corresponding factors to compensate for the effect of pressure and temperature upon the specific volume (the
reciprocal of density) of the liquid are C (or CPL) [correction for pressure on liquid] and C or (CTL) [correction for
pl tl
temperature on liquid]. Their function is to convert a volume of oil, which has been measured at the observed
pressure and temperature, to what is known as the “standard volume”, which is the volume that the oil would occupy
at an absolute pressure of one standard atmosphere (approximately 101 kPa) and some specified temperature
such as 15 °C or 20 °C. Detailed instructions for the use of these correction factors are given in ISO 4267-2.
NOTE The correction factors referred to in 3.3.1 and 3.3.2 are functions of the type of liquid, its density, pressure,
temperature and the standard pressure and temperature. A numerical value of one of these factors should never be used
without checking that it is the right value for the conditions occurring at the time.
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4 Meters and provers
4.1 Pulse-generating meters
Currently only two basic types of pulse-generating meter are commonly used for high-accuracy liquid metering in
the petroleum industry.
One of these is the turbine meter. This consists essentially of a freely spinning propeller or “turbine” mounted on
axial bearings inside a short length of pipe. When liquid flows along the pipe, the turbine rotates at a speed which is
almost proportional to the flowrate and generates a series of electrical pulses. The pulses are fed into an electronic
counter, from which the total volume passed through the meter is deduced. Refer to ISO 2715 for additional
information.
The other meter type is the displacement meter, which was formerly known as the positive displacement or “PD”
meter. Many types of these are in use and are discussed in ISO 2714. They may be thought of as devices
resembling reciprocating or rotary piston pumps or perhaps gear or vane pumps which are driven by the liquid
instead of by an external motor. The number of revolutions of the meter is essentially proportional to the total
volume passing the meter, and this is normally displayed on a mechanical counter driven by a gear train. If an
electrical pulse-generator is installed on the displacement meter, its output signal can be treated as if it were that of
a turbine meter. In particular, such meters can be proved directly with a pipe prover, whereas displacement meters
without an electrical output cannot.
4.2 Sources of error in operating meters
For a pulse-generating meter to give accurate results, the following three requirements shall be met:
it shall be in good condition, both mechanically and electrically;
conditions of the flowing fluid shall be suitable for metering and proving;
the system shall be arranged so that the counter registers the same number of pulses as are generated by the
meter – no more, no less.
The first of these is too obvious to need elaboration, but the other two involve some rather subtle difficulties which
are explained in 4.2.1 and 4.2.2.
4.2.1 Flow conditions
The four main problems involving the flowing liquid are entrained solids, entrained air, cavitation and swirl.
Adequate filtration should be provided upstream of the meter.
Entrained air or gas affects every type of meter but the effects are usually more severe and less predictable with
turbine meters than with displacement meters. Air or gas can get into the metered liquid in several ways. When a
system is being filled with liquid, the air initially present should be vented. If the venting is not properly carried out,
air pockets can be left in the line which will subsequently be swept through the meter. If a pump is drawing liquid
from a tank where the surface level has been allowed to fall too low, it is likely that a “bath-tub” type of vortex will
form and draw air into the pump. Where there is a danger of this occurring, a device known as a “gas separator”,
“air separator” or “air eliminator” is often installed upstream of the meter to remove any air or gas which would
otherwise enter the meter. Likewise, air or gas may enter a system under vacuum conditions.
Air or gas bubbles can also be formed right inside the liquid by a process known as “cavitation”. This occurs
whenever there are local areas of low pressure, which can cause dissolved air or gas to be drawn out of solution in
the liquid. This form of cavitation always produces a great number of very small bubbles. These minute bubbles
cannot be removed by a separator and so there is no cure for cavitation — it simply has to be prevented from
occurring. To achieve this, the pressure downstream of the meter shall not be less than the minimum specified by
the manufacturer of the meter for the fluids being metered.
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Another form of cavitation can affect volatile liquids such as crude oil, natural gas liquids, gasoline, liquefied
petroleum gas, etc. If the pressure inside the meter falls momentarily to the vapour pressure of the liquid, then the
liquid will boil. When this happens the liquid is said to “flash” within the meter. To prevent flashing, the line pressure
immediately downstream of the meter shall be kept well above the vapour pressure of the liquid. Most meter
manufacturers provide rules for the amount by which the back pressure at the meter shall exceed the vapour
pressure. General rules for back pressure in turbine meters are also given in ISO 2715.
Immediate
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 7278-4
Première édition
1999-04-01
Hydrocarbures liquides — Mesurage
dynamique — Systèmes d'étalonnage des
compteurs volumétriques —
Partie 4:
Manuel de référence pour les opérateurs de
tubes étalons
Liquid hydrocarbons — Dynamic measurement — Proving systems for
volumetric meters —
Part 4: Guide for operators of pipe provers
A
Numéro de référence
ISO 7278-4:1999(F)
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Sommaire Page
1 Domaine d’application .1
2 Références normatives .1
3 Principes de base .2
3.1 Moyens d'exprimer les performances d'un compteur .2
3.2 Variations des performances du compteur.3
3.3 Facteurs de correction .4
4 Compteurs et étalons .5
4.1 Compteurs générateurs d'impulsions .5
4.2 Sources d'erreur des compteurs en service .5
4.3 Interpolateurs d'impulsions.7
4.4 Tubes étalons conventionnels .7
4.5 Tubes étalons compacts.11
4.6 Méthodes d'installation des tubes étalons .13
4.7 Sources d'erreur lors de l'utilisation des différents types de tubes étalons.14
4.8 Étalonnage et réétalonnage du tube étalon .15
4.9 Installations de mesurage.15
5 Prescription de sécurité.17
5.1 Principes généraux.17
5.2 Permis .18
5.3 Sécurité mécanique.18
5.4 Sécurité électrique.21
5.5 Précautions en matière de sécurité incendie.22
5.6 Précautions de sécurité diverses.22
5.7 Enregistrements de sécurité.22
© ISO 1999
Droits de reproduction réservés. Sauf prescription différente, aucune partie de cette publication ne peut être reproduite ni utilisée sous quelque
forme que ce soit et par aucun procédé, électronique ou mécanique, y compris la photocopie et les microfilms, sans l'accord écrit de l'éditeur.
Organisation internationale de normalisation
Case postale 56 • CH-1211 Genève 20 • Suisse
Internet iso@iso.ch
Imprimé en Suisse
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6 Fonctionnement d’un tube étalon. 23
6.1 Mise en place d'un tube étalon mobile. 23
6.2 Mise en condition thermique de tous les tubes étalons. 23
6.3 Vérifications périodiques des facteurs affectant la précision . 24
6.4 Étalonnage réel . 24
6.5 Évaluation préliminaire des résultats. 24
6.6 Détecteur des pannes . 25
Annexe A (informative) Bibliographie . 28
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Avant-propos
L’ISO (Organisation Internationale de Normalisation) est une fédération mondiale d’organismes nationaux de
normalisation (comités membres de l’ISO). L’élaboration des Normes internationales est en général confiée aux
comités technique de l’ISO. Chaque membre intéressé par une étude a le droit de faire partie du comité technique
crée à cet effet. Les organisations internationales, gouvernementales et non gouvernementales, en liaison avec
l‘ISO participent également aux travaux. L’ISO collabore étroitement avec la Commission électrotechnique
internationale (CEI) en ce qui concerne la normalisation électronique.
Les projets de Normes internationales adoptés par les comités techniques sont soumis aux comités membres pour
vote. Leur publication comme Normes internationales requiert l'approbation de 75 % au moins des comités
membres votants.
La Norme internationale ISO 7278-4 a été élaborée par le comité technique ISO/TC 28, Produits pétroliers et
lubrifiants, sous-comité SC 2, Mesurage dynamique du pétrole.
L’ISO 7278 comprend les parties suivantes, présentées sous le titre général Hydrocarbures liquides — Mesurage
dynamique — Systèmes d’étalonnage des compteurs volumétriques :
Partie 1: Principes généraux
Partie 2: Tubes étalons
Partie 3: Techniques d’interpolation des impulsions
Partie 4: Manuel de référence pour les opérateurs de tubes étalons
Partie 5: Étalons de petit volume
L’annexe A de la présente partie de l'ISO 7278 est donnée uniquement à titre d'information.
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ISO 7278-4:1999(F)
Introduction
Tous les instruments de mesure qui doivent satisfaire à un niveau de précision raisonnable nécessitent une
vérification périodique, c'est-à-dire que l'on doit effectuer un essai ou une série d'essais au cours desquels on
compare les valeurs lues sur l'instrument à des mesures indépendantes effectuées avec une meilleure précision.
Les compteurs utilisés pour le pétrole n'échappent pas à la règle: presque tous ceux que l'on utilise pour la vente ou
l'évaluation des taxes, conformément aux lois nationales, ont besoin d'être contrôlés périodiquement et lorsque
l'enjeu représente une grande somme d'argent, ils peuvent être contrôlés très fréquemment. Dans l'industrie
pétrolière, le terme d’«étalonnage» est utilisé pour décrire la procédure de vérification des compteurs de volume sur
le pétrole brut et les produits pétroliers.
La méthode la plus courante pour étalonner un compteur est de faire passer une certaine quantité de liquide à
travers ce compteur et dans un dispositif précis permettant de mesurer le volume connu sous le nom de volume
étalon. Pour les compteurs à faible débit, le dispositif d'étalonnage peut être une jauge étalonnée ou tout récipient
métallique de forme similaire dont on connaît avec précision le volume. Il existe par exemple des récipients de
mesurage normalisés que l'on peut utiliser pour étalonner les compteurs incorporés dans les distributeurs
d'essence, dans les stations service. Si l'indicateur du distributeur indique 10,2 litres lorsqu'on a livré suffisamment
d'essence pour remplir un récipient de 10 litres, il est évident que le compteur donne la valeur à + 2 %.
Dans une installation de mesurage importante où le compteur peut être traversé par des dizaines de milliers de
litres par seconde, la situation est beaucoup plus compliquée. Les éléments de mesurage des compteurs
n'actionnent pas généralement des cadrans mécaniques gradués en unités de volume comme un indicateur de
distributeur d'essence, mais ils délivrent une série d'impulsions qui sont enregistrées par des totalisateurs
électroniques. Avec des compteurs de ce type, le but de l'étalonnage est de déterminer la relation entre le nombre
d'impulsions générées/comptées et le volume qui traverse le compteur, relation qui varie selon la conception et la
taille du compteur et peut être affectée par le débit et les propriétés du liquide.
Autre difficulté-: lorsque les compteurs se trouvent dans un pipeline, on ne peut généralement pas arrêter et
déclencher à volonté le flux traversant ces compteurs à grand débit. Par conséquent, les compteurs et le tube
étalon doivent pouvoir être lus simultanément «au vol», c'est-à-dire au moment où le liquide les traverse à plein
débit. L'étalonnage se complique encore de par les effets de l'expansion thermique et de la compressibilité du
pétrole ainsi que par l'influence sur le corps en acier du tube étalon de l'expansion thermique et de la déformation
élastique sous l'effet de la pression.
La présente partie de l’ISO 7278 ne s'occupe que d'une seule classe d'étalons, connus sous le nom de tubes
étalons, utilisés très largement lorsqu'il faut étalonner les compteurs de pétrole brut et de produits pétroliers selon
les niveaux de précision les plus élevés possibles. En principe, un tube étalon est seulement une longueur de tuyau
ou un cylindre dont on a mesuré le volume interne de façon très précise. Il est équipé à l'intérieur d'un piston bien
ajusté (ou d'une sphère parfaitement dimensionnée fonctionnant comme un piston). Pendant l'écoulement du
liquide à débit constant au travers du compteur et du tube étalon montés en série, le volume parcouru par le piston
ou la sphère est comparé à la valeur indiquée par le compteur. En pratique, il faut cependant ajouter divers
accessoires au simple ensemble tube-piston pour avoir un tube étalon qui fonctionne efficacement.
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NORME INTERNATIONALE © ISO ISO 7278-4:1999(F)
Hydrocarbures liquides — Mesurage dynamique — Systèmes
d’étalonnage des compteurs volumétriques —
Partie 4:
Manuel de référence pour les opérateurs de tubes étalons
1 Domaine d’application
La présente partie de l'ISO 7278 donne des indications concernant les tubes étalons qui servent à étalonner les
compteurs à turbine et les compteurs à chambre mesureuse. Elle s'applique à la fois aux types de tubes étalons
prescrits dans l'ISO 7278-2 qui sont appelés «tubes étalons conventionnels» et à d'autres types appelés ici «tubes
étalons compacts» ou «étalons de petit volume».
Elle est prévue pour être utilisée comme un manuel de référence pour l'utilisation des tubes étalons et également
pour la formation du personnel. Elle ne couvre pas les différences de détail entre les étalons de type sensiblement
similaire réalisés par les différents fabricants.
2 Références normatives
Les normes suivantes contiennent des dispositions qui, par suite de la référence qui en est faite, constituent des
dispositions valables pour la présente partie de l’ISO 7278. Au moment de la publication, les éditions indiquées
étaient en vigueur. Toute norme est sujette à révision et les parties prenantes des accords fondés sur la présente
partie de l'ISO 7278 sont invitées à rechercher la possibilité d'appliquer les éditions les plus récentes des normes
indiquées ci-après. Les membres de la CEI et de l'ISO possèdent le registre des normes internationales en vigueur
à un moment donné.
ISO 2714:1980, Hydrocarbures liquides — Mesurage volumétrique au moyen de compteurs à chambre mesureuse
autres que ceux des ensembles de mesurage routiers.
ISO 2715:1981, Hydrocarbures liquides — Mesurage volumétrique au moyen de compteurs à turbine.
ISO 4124:1994, Hydrocarbures liquides — Mesurage dynamique — Contrôle statistique des systèmes de
mesurage volumétrique.
ISO 4267-2:1988, Pétrole et produits pétroliers liquides — Calcul des quantités de pétrole — Partie 2: Mesurage
dynamique.
ISO 7278-2:1988, Hydrocarbures liquides — Mesurage dynamique — Systèmes d'étalonnage des compteurs
volumétriques — Partie 2: Tubes étalons.
ISO 7278-3:1998, Hydrocarbures liquides — Mesurage dynamique — Systèmes d'étalonnage des compteurs
volumétriques — Partie 3: Techniques d'interpolation des impulsions.
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ISO 7278-4:1999(F)
3 Principes de base
3.1 Moyens d'exprimer les performances d'un compteur
L'objet de l'étalonnage d'un compteur à l'aide d'un tube étalon consiste à fournir un nombre à quatre ou cinq chiffres
significatifs (en général) — tels que 1,002 9, 0,999 8 ou 21 586 — que l'on peut utiliser ensuite pour convertir la
valeur lue sur le compteur en une valeur précise du volume traversant le compteur.
L'expression numérique des performances d'un compteur peut prendre plusieurs formes différentes, mais
seulement trois d'entre elles sont importantes pour l'opérateur du tube étalon. Elles sont présentées ci-dessous.
3.1.1 Coefficient du compteur
Les premiers compteurs de pétrole étaient du type à chambre mesureuse (voir 4.1) avec des indicateurs donnant
directement des valeurs en unités de volume telles que litres ou mètres cubes. Les lectures sur leurs indicateurs ne
sont souvent que des valeurs approximatives. Ces valeurs peuvent être corrigées pour être plus précises soit en
changeant le rapport de multiplication soit par le concept de «coefficient du compteur» Comme il peut être difficile
de parvenir à un volume donné en modifiant le rapport de multiplication, on utilise plus couramment le coefficient de
compteur, MF, défini comme étant le rapport du volume réel de liquide traversant le compteur (V) sur le volume
indiqué sur l'indicateur du compteur (V ), c'est à dire:
m
MF =VV/ (1)
m
Lors d'un étalonnage, la valeur de V est déduite à partir du tube étalon alors que V est lue directement sur
m
l'indicateur du compteur. Après quoi, lorsqu'on utilise le compteur pour mesurer le débit, les valeurs relevées
peuvent être multipliées par MF pour donner les valeurs corrigées du volume mesuré.
Le coefficient du compteur est un nombre sans dimension. Cela signifie que sa valeur est la même, quelles que
soient les unités utilisées pour mesurer le volume.
3.1.2 Facteur K
Dans les vingt-cinq dernières années, l'utilisation des compteurs à turbine (voir 4.1) s'est répandue dans l'industrie
du pétrole. En général, ils n’ont pas d'indicateur donnant des valeurs en unités de volume car leur indication
primaire est simplement un train d'impulsions électriques. Celles-ci sont collectées dans un totalisateur électronique
et le nombre d'impulsions totalisées (n) est proportionnel au volume traversant le compteur.
L'étalonnage d'un tel compteur a pour objet d'établir la relation entre n et V. L'une des façons d'exprimer cette
relation est d'utiliser une grandeur appelée facteur K, laquelle est définie comme le nombre d'impulsions émises par
le compteur lorsqu'une unité de volume est mesurée, c'est-à-dire :
Kn= V (2)
Lorsqu'on étalonne un compteur, il est nécessaire d'obtenir les valeurs simultanées de n et de V, n étant issu du
compteur et V du tube étalon. Pour la suite de l'utilisation du compteur, la procédure consiste à multiplier l'inverse
de K par le nombre d'impulsions émises par le compteur pour obtenir le volume mesuré.
Le facteur K n'est pas un nombre sans dimension. Il a les dimensions de l'inverse du volume (1/V) C'est pourquoi
sa valeur dépend des unités utilisées pour mesurer le volume. Une valeur de K exprimée en impulsions par mètre
cube, par exemple, est égale à mille fois la valeur exprimée en impulsions par litre.
3.1.3 Volume par impulsion
Comme il est plus facile de multiplier que de diviser, l’inverse de K est une grandeur beaucoup plus utile pour
l'utilisation sur le terrain que K lorsqu'il faut effectuer des calculs à la main (mais pas lorsqu’on utilise un
calculateur). Elle est appelée «volume par impulsion» (q) parce qu'elle indique le volume débité par le compteur (en
moyenne) lorsqu'une impulsion est émise. Elle est définie par l'équation
q = 1/K = V/n (3)
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q a les dimensions du volume par impulsion. Lorsqu'on multiplie le résultat par le nombre d'impulsions émises par le
compteur, on obtient le volume qui traverse le compteur.
3.1.4 Autres utilisations du coefficient de compteur, du facteur K et du volume par impulsion
Les paragraphes précédents ont montré comment le coefficient de compteur a été conçu au départ pour être utilisé
avec des compteurs à chambre mesureuse dont l'affichage se faisait en unités de volume, alors que le facteur K et
son inverse q ont été créés pour être utilisés avec des compteurs à turbine dont l'affichage est un nombre indiqué
sur un compteur d'impulsions. De nos jours, cependant, cette distinction a largement disparu. D'une part, les
compteurs à chambre mesureuse prévus pour être utilisés avec des tubes étalons sont toujours équipés de
générateurs d'impulsions électriques, si bien que, pour l'étalonnage, ils se comportent comme des compteurs à
turbine et l'on peut exprimer les résultats sous forme de valeur de K ou q. D'autre part, certains systèmes modernes
de mesurage à turbine à grand débit contiennent un module de traitement de données parfois appelé
«convertisseur», qui transforme le nombre d'impulsions émises en une valeur nominale du volume mesuré; avec ce
type de systèmes, la notion première de coefficient de compteur redevient utile dans certaines circonstances.
L'ISO 4267-2 donne des instructions détaillées concernant l'utilisation du coefficient de compteur, du facteur K ou
du volume par impulsion.
3.2 Variations des performances du compteur
La documentation des fabricants dit souvent que le facteur K d'un certain compteur a telle ou telle caractéristique,
comme s'il s'agissait de valeurs constantes. Mais ce n'est pas totalement exact. Le facteur K est affecté dans une
certaine mesure par un certain nombre de variables, dont quelques-unes sont traitées de 3.2.1 à 3.2.6.
3.2.1 Effet du débit
Les compteurs sont conçus de façon que leurs facteurs soient presque indépendants du débit dans une plage de
débits suffisamment large. Le rapport entre les débits maximum et minimum de la plage est appelé «étendue de
mesure». Les étendues de mesure des compteurs à turbine et à chambre mesureuse largement utilisés pour le
mesurage des hydrocarbures ne dépassent généralement pas 10 bien que certains compteurs spéciaux puissent
avoir des étendues de mesure nettement plus importantes. Dans cette plage de fonctionnement effective, le facteur
K ne devrait varier que d'une petite valeur par rapport à sa valeur moyenne, et la limite dans laquelle il varie
réellement — par exemple – 0,25 ou – 0,5 % — est appelée couramment la «courbe de linéarité» du compteur.
Lorsqu'on a besoin d'une information complète sur les performances d'un compteur, ce dernier doit être étalonné
pour plusieurs débits différents de façon à pouvoir établir son rapport de plage et sa courbe de linéarité. Au-delà et
en deçà de la plage de fonctionnement effective d'un compteur, le facteur K de ce dernier est susceptible de varier
tellement selon le débit qu'il n'est plus possible d'utiliser le compteur pour un mesurage précis.
3.2.2 Effet de la viscosité
Les compteurs de tous types sont affectés dans une certaine mesure par les changements de la viscosité du liquide
que l'on mesure, bien que ceux d'un certain type et d'une certaine conception soient affectés plus gravement que
d'autres. Lorsque la viscosité du liquide que l'on mesure change, il peut s'avérer nécessaire de réétalonner le
compteur. Cela dépendra
de la variation de la viscosité;
de la mesure dans laquelle le facteur K du compteur en question est affecté par les changements de viscosité;
de la précision requise.
3.2.3 Effet de la température
Les changements de température affectent le coefficient du compteur de deux façons. L'expansion thermique du
compteur provoque une modification des dimensions et des jeux mécaniques, et les changements de température
provoquent une variation de la viscosité du liquide, produisant ainsi l'effet mentionné en 3.2.2. L'effet d'expansion
thermique est souvent négligeable dans les compteurs à turbine sauf lorsque de grandes variations de température
se produisent. Sur les compteurs à chambre mesureuse, l’effet d’expansion thermique est plus important car on
utilise souvent des métaux différents dans la chambre mesureuse, ce qui change les jeux mécaniques.
3
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3.2.4 Effet de la pression
La pression affecte également le facteur K du compteur en provoquant des changements de dimensions dans le
compteur et des changements de viscosité du liquide. L'effet de la pression sur la viscosité, cependant, est trop
faible pour être important dans la plupart des applications de comptage. L'effet dimensionnel est généralement
faible dans un compteur conçu pour un fonctionnement à haute pression, mais il peut être important sur certains
compteurs. Les changements de pression n'auront souvent pas assez d'effet sur le facteur K du compteur pour
justifier un réétalonnage.
3.2.5 Effet d'usure, d'endommagement et dépôts
Au fur et à mesure qu'un compteur s'use, son coefficient change progressivement. C'est pourquoi un compteur
utilisé pour des transferts commerciaux doit être réétalonné à intervalles réguliers pour tenir compte de cela, même
si le réétalonnage pour des raisons de modifications de viscosité et de température n'est pas nécessaire. Des
dépôts de paraffine et d'impuretés peuvent avoir des effets similaires.
L'endommagement accidentel d'un compteur est susceptible d'altérer considérablement son coefficient. Si un
compteur est démonté pour les réparations, il convient de l'étalonner après l'avoir remonté.
3.2.6 Fréquence d'étalonnage
La fréquence d'étalonnage nécessaire varie énormément, allant de plusieurs fois par jour à une fois par an, ou plus
longtemps.
Un étalonnage très fréquent se justifie souvent lorsque la quantité totale du liquide mesuré est élevée —
par exemple lorsqu'on mesure le pétrole brut pour des questions fiscales, ou dans les grandes installations de
pipelines — et dans ces circonstances, il est d'usage qu'un grand tube étalon soit «dédié» (connecté en
permanence et fixe) au système de mesurage. Les compteurs peuvent être facilement réétalonnés chaque fois que
le débit, la température ou la viscosité changent suffisamment pour que cela soit justifié ou, dans les pipelines de
pétrole brut ou de produit raffiné, chaque fois que l'on transfère un nouveau lot ou un nouveau produit. Dans
certaines circonstances, il peut y avoir un intervalle de temps prescrit, ou un volume passé prescrit après lequel il
faut réétalonner le compteur.
Dans les cas où l'on ne prescrit pas un tel niveau de précision et lorsque la viscosité et la température ne varient
pas trop, il suffit souvent de réétalonner les compteurs à intervalles prescrits, tels que chaque mois ou tous les deux
mois lorsque le système de mesurage est neuf, et pouvant aller jusqu'à une fois par semestre ou même par an
lorsque la fiabilité du compteur a été établie. Les compteurs pilotes et les jauges portables sont encore utilisés
fréquemment pour cela, mais l'utilisation de tubes étalons mobiles est maintenant tout à fait commune et la
présente partie de l’ISO 7278 couvre donc leur fonctionnement ainsi que celui des tubes étalons fixes.
3.3 Facteurs de correction
Le volume d'un tube étalon change avec la pression et la température. Il en va de même pour le volume massique
d'un liquide. Pour compenser ces changements, on utilise quatre facteurs de correction. Ceux-ci peuvent, soit être
utilisés par l'opérateur dans les calculs à la main, soit être programmés dans le calculateur associé au tube étalon.
3.3.1 Corrections pour les changements de volume du tube étalon
Pour chaque tube étalon, il y a une donnée importante que l'on appelle son «volume de référence» V . Elle est
b
déterminée par une procédure d'étalonnage qui est appliquée une fois que le tube étalon est fabriqué et, par la
suite, lorsque cela est nécessaire. Il représente le volume à l'intérieur de la section étalonnée du tube étalon, pour
une pression et une température prescrites, généralement une pression relative de zéro et une température de
15 °C ou 20 °C.
Mais, ce que l'opérateur du tube étalon a besoin de savoir chaque fois qu'il effectue une opération d'étalonnage,
c'est le volume du tube étalon à la pression relative réelle et la température pendant cette opération. La pression
relative sera presque toujours au-dessus de zéro et cette pression excédentaire provoquera une légère expansion
du tube étalon. La température peut être plus élevée ou plus basse que la température de référence et elle peut
avoir pour effet de provoquer l'expansion ou la contraction du tube étalon.
4
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Pour obtenir le volume corrigé du tube étalon à la pression et à la température appropriées, on utilise les facteurs
C (ou CPS) [correction de la pression sur l'acier] et C (ou CTS) [correction de la température sur l'acier]. Des
ps ts
instructions détaillées pour l'utilisation de ces facteurs de correction sont données dans l'ISO 4267-2.
3.3.2 Corrections pour les changements du volume massique de liquide
Les facteurs appropriés servant à compenser l'effet de la pression et de la température sur le volume massique
(l'inverse de la masse volumique) du liquide sont C (ou CPL) [correction de la pression sur le liquide] et C (ou
pl tl
CTL) [correction de la température sur le liquide]. Leur fonction est de convertir un volume de pétrole, que l'on a
mesuré à la pression et à la température observées, en ce que l'on appelle le «volume de base», qui est le volume
qu'occuperait le pétrole pour une pression absolue d'une atmosphère normale de référence (environ 101 kPa) et
une température prescrite telle que 15 °C ou 20 °C. Des instructions détaillées portant sur l'utilisation de ces
facteurs de correction sont également données dans l'ISO 4267-2.
NOTE Les facteurs de correction mentionnés en 3.3.1 et 3.3.2 sont fonction du type de liquide, de sa masse volumique, de
sa pression, de sa température et de la pression et de la température normales de référence. Il convient de ne jamais utiliser
une valeur numérique de l'un de ces facteurs sans vérifier qu'il s'agit de la bonne valeur pour les conditions du moment.
4 Compteurs et étalons
4.1 Compteurs générateurs d'impulsions
Actuellement, il n'y a que deux types fondamentaux de compteurs générateurs d'impulsions qui soient
communément utilisés pour le mesurage de haute précision des liquides dans l'industrie pétrolière.
Le premier type est le compteur à turbine. Il est essentiellement constitué d'une hélice ou «turbine» tournant
librement, montée sur des paliers axiaux dans une courte longueur de tuyau. Lorsque le liquide coule dans le tuyau,
la turbine tourne à une vitesse qui est pratiquement proportionnelle au débit et délivre une série d’impulsions
électriques. Les impulsions sont introduites dans un totalisateur électronique et l'on en déduit le volume total
traversant le compteur. Se reporter à l’ISO 2715 pour plus d’information.
Le second type est le compteur à chambre mesureuse anciennement appelé compteur «à déplacement positif» ou
«PD meter». De nombreux types de compteurs de ce genre sont actuellement utilisés et décrits dans l’ISO 2714.
On peut les imaginer comme des dispositifs ressemblant à une pompe à pistons plongeurs ou rotative ou peut être
une pompe à engrenages qui est actionnée par le liquide au lieu d'être entraînée par un moteur externe. Le nombre
de tours du compteur est essentiellement proportionnel au volume total traversant le compteur et il est normalement
affiché sur un indicateur mécanique entraîné par un jeu d'engrenages. Si l'on installe un générateur d'impulsions
électriques sur le compteur à chambre mesureuse, son signal de sortie peut être traité comme celui d'un compteur
à turbine. En particulier, ce type de compteurs peut être directement étalonné avec un tube étalon alors que cela
...
Questions, Comments and Discussion
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