ISO 2715:2017
(Main)Liquid hydrocarbons — Volumetric measurement by turbine flowmeter
Liquid hydrocarbons — Volumetric measurement by turbine flowmeter
ISO 2715:2017 describes and discusses the characteristics of turbine flowmeters. Attention is given to the factors to be considered in the application of turbine meters to liquid metering. These include the properties and nature of the liquid to be metered, the correct installation and operation of the meter, environmental effects, and the wide choice of secondary and ancillary equipment. Aspects of meter proving and maintenance are also discussed. ISO 2715:2017 is applicable to the metering of any appropriate liquid. Guidance is given on the use of turbine meters in the metering of two-component liquid mixtures such as water and oil. It is not applicable to two-phase flow when gases or solids are present under metering conditions (i.e. two-phase flow). It can be applied to the many and varied liquids encountered in industry for liquid metering and is not restricted to hydrocarbons. Guidance on the performance expected for fiscal/custody transfer applications for hydrocarbons is outlined. ISO 2715:2017 is not applicable to cryogenic liquids, such as liquefied natural gas (LNG) and refrigerated petroleum gas. It does not cover potable water applications.
Hydrocarbures liquides — Mesurage volumétrique au moyen de compteurs à turbine
Le présent document décrit et analyse les caractéristiques des compteurs à turbine (plutôt que le terme «mesureur», généralement utilisé en français dans un tel contexte, il a été retenu le terme «compteur», en cohérence avec le titre de la présente norme). Il analyse les facteurs à prendre en considération lors de l'utilisation de compteurs à turbine au mesurage de liquides. Cette analyse intègre les propriétés et la nature du liquide à mesurer, l'installation et l'utilisation correctes du compteur, les aspects environnementaux et le large choix d'équipements secondaires et auxiliaires. Certains aspects liés à l'étalonnage et à la maintenance des compteurs sont également abordés. Le présent document s'applique au mesurage de tout type de liquide. Des recommandations sont précisées pour l'utilisation des compteurs à turbine pour le mesurage de mélanges de deux liquides, tel qu'un mélange eau-huile. Il ne s'applique pas aux écoulements diphasiques lorsque du gaz ou des solides sont présents lors du mesurage. Il peut être appliqué pour le mesurage des nombreux types de liquides industriels et ne se limite pas aux hydrocarbures. Des préconisations relatives aux performances attendues dans le cadre de mesurage règlementé et de transactions commerciales des hydrocarbures sont également présentées. Le présent document ne s'applique pas aux liquides cryogéniques tels que le gaz naturel liquéfié (GNL) ou le gaz de pétrole réfrigéré. Il ne couvre pas non plus les applications de mesurage d'eau potable.
General Information
Relations
Standards Content (Sample)
INTERNATIONAL ISO
STANDARD 2715
Second edition
2017-11
Liquid hydrocarbons — Volumetric
measurement by turbine flowmeter
Hydrocarbures liquides — Mesurage volumétrique au moyen de
compteurs à turbine
Reference number
©
ISO 2017
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ii © ISO 2017 – All rights reserved
Contents Page
Foreword .v
Introduction .vi
1 Scope . 1
2 Normative references . 1
3 Terms, definitions, symbols and abbreviated terms . 1
3.1 Terms and definitions . 2
3.2 Symbols and units . 5
4 Design and operation of turbine flowmeters . 5
4.1 Basic characteristics and mode of operation . 5
4.2 Output signal. 6
4.3 Pressure loss . 8
5 Performance aspects . 8
5.1 General . 8
5.2 Factors affecting meter performance . 8
5.3 General performance characteristics . 8
5.4 Pressure drop and back-pressure considerations .10
5.4.1 Pressure loss .10
5.4.2 Flashing and cavitation .11
5.5 Flow profile .12
6 Liquid property effects .12
6.1 General .12
6.2 Effect of viscosity .12
6.3 Universal viscosity curve .13
6.4 Effect of temperature .16
6.5 Effect of pressure .16
6.6 Lubricity and liquid cleanliness .16
6.7 Two-phase flow .17
6.8 Two-component operation .17
6.9 Pulsating and fluctuating flow .17
7 System design .18
7.1 Design considerations.18
7.2 Selection of turbine meter.19
7.3 Ancillary equipment .20
7.3.1 General.20
7.3.2 Mechanical accessories .20
7.3.3 Secondary electronic instrumentation .21
7.4 Flow algorithms .21
8 Installation aspects .22
8.1 General .22
8.2 Installation pipework .22
8.2.1 Effect of bends .22
8.2.2 Effect of valves .23
8.2.3 Reducers and expanders .23
8.2.4 Step in the pipe .23
8.2.5 Minimizing installation effects .23
8.3 Valves .23
8.4 Flow pulsation .24
8.5 Electrical installation .25
8.6 Pulse security .25
9 Environmental considerations .25
9.1 General .25
9.2 Electrical interference .25
9.3 Humidity .26
9.4 Safety .26
10 Calibration .26
10.1 Proving and verification .26
10.2 General considerations .26
10.3 Proving conditions .26
10.4 Proving methods .26
10.5 Proving frequency .27
11 Operation and maintenance .27
11.1 General .27
11.2 Initial start-up .28
11.3 Meter maintenance .28
11.4 System diagnostics and control charts .28
Annex A (informative) Specification of performance.30
Bibliography .37
iv © ISO 2017 – All rights reserved
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.
The procedures used to develop this document and those intended for its further maintenance are
described in the ISO/IEC Directives, Part 1. In particular the different approval criteria needed for the
different types of ISO documents should be noted. This document was drafted in accordance with the
editorial rules of the ISO/IEC Directives, Part 2 (see www.iso.org/directives).
Attention is drawn to the possibility that some of the elements of this document may be the subject of
patent rights. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights. Details of
any patent rights identified during the development of the document will be in the Introduction and/or
on the ISO list of patent declarations received (see www.iso.org/patents).
Any trade name used in this document is information given for the convenience of users and does not
constitute an endorsement.
For an explanation on the voluntary nature of standards, the meaning of ISO specific terms and
expressions related to conformity assessment, as well as information about ISO's adherence to the
World Trade Organization (WTO) principles in the Technical Barriers to Trade (TBT) see the following
URL: www.iso.org/iso/foreword.html.
This document was prepared by Technical Committee ISO/TC 28, Petroleum and related products, fuels
and lubricants from natural or synthetic sources, Subcommittee SC 2, Measurement of petroleum and
related products, in collaboration with Technical Committee ISO/TC 30, Measurement of fluid flow in
closed conduits.
This second edition cancels and replaces the first edition (ISO 2715:1981), which has been technically
revised.
Introduction
This document gives recommendations on the design, installation, operation and maintenance of
turbine metering systems used for liquid measurement. This widens the application scope from the
previous document, which was primarily aimed at hydrocarbon custody transfer applications. The
guidance now applies to all suitable liquids measured across different applications and industry sectors.
Turbine meters for liquids are extensively used in general fluid measurement in addition to fiscal,
custody transfer and legal metrology applications involving hydrocarbon and non-hydrocarbon
products. These can range from the light products such as gasoline, through to higher viscosity fluids
and non-hydrocarbon liquids.
The document has an extended scope from the first edition to cover applications for a wider range of
liquids and duties and to remove restriction to hydrocarbon liquids. It now provides guidance, rather
than mandatory requirements, on performance to allow meters to be specified and verified to meet
relevant regulatory, fiscal and custody transfer specifications. The document also now includes
additional meter designs. This revision has been achieved through the participation of ISO/TC 30 in the
preparation, hence, providing a single standard for the measurement of flowing liquids using turbine
flowmeters.
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INTERNATIONAL STANDARD ISO 2715:2017(E)
Liquid hydrocarbons — Volumetric measurement by
turbine flowmeter
WARNING — The use of this document might involve hazardous materials, operations and
equipment. This document does not purport to address all of the safety problems associated
with its use. It is the responsibility of the user of this document to establish appropriate safety
and health practices.
1 Scope
This document describes and discusses the characteristics of turbine flowmeters. Attention is given to
the factors to be considered in the application of turbine meters to liquid metering. These include the
properties and nature of the liquid to be metered, the correct installation and operation of the meter,
environmental effects, and the wide choice of secondary and ancillary equipment. Aspects of meter
proving and maintenance are also discussed.
This document is applicable to the metering of any appropriate liquid. Guidance is given on the use of
turbine meters in the metering of two-component liquid mixtures such as water and oil.
It is not applicable to two-phase flow when gases or solids are present under metering conditions (i.e.
two-phase flow). It can be applied to the many and varied liquids encountered in industry for liquid
metering and is not restricted to hydrocarbons.
Guidance on the performance expected for fiscal/custody transfer applications for hydrocarbons is
outlined.
This document is not applicable to cryogenic liquids, such as liquefied natural gas (LNG) and refrigerated
petroleum gas. It does not cover potable water applications.
2 Normative references
The following documents are referred to in the text in such a way that some or all of their content
constitutes requirements of this document. For dated references, only the edition cited applies. For
undated references, the latest edition of the referenced document (including any amendments) applies.
ISO/IEC Guide 99, International vocabulary of basic and general terms in metrology (VIM)
ISO 4006, Measurement of fluid flow in closed conduits — Vocabulary and symbols
3 Terms, definitions, symbols and abbreviated terms
For the purposes of this document, the following terms and definitions apply.
ISO and IEC maintain terminological databases for use in standardization at the following addresses:
— ISO Online browsing platform: available at https://www.iso.org/obp
— IEC Electropedia: available at https://www.electropedia.org/
3.1 Terms and definitions
3.1.1
accuracy
closeness of the agreement between the measured quantity value and a true quantity value of a
measurand
Note 1 to entry: The concept “measurement accuracy” is not a quantity, and should not be given a numerical value.
The quantitative expression of accuracy should be in terms of uncertainty. “Good accuracy” or “more accurate”
implies small measurement error. Any given numerical value should be taken as indicative of this.
[SOURCE: ISO/IEC Guide 99:2007, 2.13, modified]
3.1.2
adjustment
set of operations carried out on a meter or measuring system so that it provides prescribed indications
corresponding to given values of the quantity measured
EXAMPLE This entails bringing a measuring instrument (meter) into a satisfactory performance and
accuracy.
Note 1 to entry: Adjustment can be of zero point, span, linearity or other factors affecting the performance of
the meter.
Note 2 to entry: Adjustment should not be confused with calibration, which is a prerequisite for adjustment.
Note 3 to entry: After adjustment, a recalibration is usually required.
[SOURCE: ISO/IEC Guide 99:2007, 3.11]
3.1.3
calibration
set of operations that establish, under specified conditions, the relationship between quantities
indicated by an instrument and the corresponding values realized by standards
Note 1 to entry: Calibration should not be confused with adjustment of a measuring system.
[SOURCE: ISO/IEC Guide 99:2007, 2.39, modified]
3.1.4
cavitation
phenomenon related to, and following, flashing (3.1.6) where vapour bubbles or voids form and
subsequently collapse or implode
Note 1 to entry: Cavitation causes significant measurement error and also potentially causes damage to the pipe
and meter through erosion.
3.1.5
error
measured value minus a reference value
Note 1 to entry: Relative error is error divided by a reference value. This can be expressed as a percentage.
[SOURCE: ISO/IEC Guide 99:2007, 2.16, modified]
3.1.6
flashing
phenomenon which occurs when the line pressure drops to, or below, the vapour pressure of the liquid,
allowing gas to appear from solution or through a component phase change
Note 1 to entry: Vapour pressure of the fluid can reduce with increasing temperature.
2 © ISO 2017 – All rights reserved
Note 2 to entry: Flashing is often due to a local pressure drop caused by an increase in liquid velocity, and
generally causes significant measurement error.
Note 3 to entry: The free gas produced will remain for a considerable distance downstream of the meter even if
pressure recovers.
3.1.7
flow conditioner
flow straightener
device installed upstream of a turbine meter to reduce swirl and velocity profile distortions
3.1.8
K-factor
ratio of the number of pulses obtained from a meter, and the quantity passed through the meter
3.1.9
linearity
total range of deviation of the accuracy curve from a constant value across a specified measurement range
Note 1 to entry: The maximum deviation is based on the mean of derived values at any one flow point.
Note 2 to entry: The deviation is the largest, minus the smallest value of mean values at each flowrate.
Note 3 to entry: Relative linearity is the range of values divided by a specified value, e.g. the independent linearity,
as defined in ISO 11631.
3.1.10
lubricity
liquid property which affects friction between moving surfaces
Note 1 to entry: Good lubricity allows the formation of a liquid film between surfaces, and thereby reduces
friction. Poor lubricity, where little or no film is formed, can result in accelerated component wear.
3.1.11
meter factor
ratio of the quantity indicated by the reference standard and the quantity indicated by the meter
3.1.12
performance indicator
derived value which may be used to indicate the performance of the meter
EXAMPLE Error, K-factor, or meter factor.
3.1.13
proving
calibration with comparison to defined acceptance criteria
Note 1 to entry: Proving is a term used in the oil industry, and is similar to “verification”.
Note 2 to entry: Proving is a calibration, sometimes of limited measurement range, according to methods defined
by standards, regulation or procedures providing a determination of the errors of a meter and showing (proving)
it performs to defined acceptance criteria.
3.1.14
pulse interpolation
means of increasing the effective resolution of the pulses output from a meter by multiplying the pulse
frequency or measuring the fraction of a pulse associated with the total collected across a time period
Note 1 to entry: The latter is the most common method through a double timing technique.
3.1.15
range
measuring range
set of values of flowrate for which the error of a measuring instrument (flowmeter) is intended to lie
within specified limits
[SOURCE: ISO Guide 99:1993]
3.1.16
range
range of values
difference between the maximum and minimum values of a set of values
Note 1 to entry: This can be expressed as a half range (±) number. Relative range is normally expressed as a
percentage of a specified value, e.g. mean, minimum, or other calculated value.
3.1.17
repeatability
a
closeness of agreement between indications or measured quantity values obtained by replicate
measurements under specified conditions
Note 1 to entry: Specified conditions normally imply the same reference, same conditions, same operators and
procedures, and that the data are obtained sequentially over a short period of time.
Note 2 to entry: Repeatability can be expressed as the range (difference between the maximum and minimum)
values of error or K-factor. Alternatively, repeatability can be expressed as a function of the standard deviation
of the values.
Note 3 to entry: Dividing repeatability by the mean gives the relative value which can be expressed as a
percentage. Some standards suggest dividing by the minimum value.
[SOURCE: ISO/IEC Guide 99:2007, 2.21, modified]
3.1.18
slip
measure of the fluid which passes through the meter without being directly measured
3.1.18.1
dynamic slip
slip measured when the meter is rotating
3.1.18.2
static slip
slip measured when the meter is not rotating
3.1.19
standard conditions
conditions of temperature and pressure to which measurements of volume or density are referred to
standardize the quantity
Note 1 to entry: These are the specified values of the conditions to which the measured quantity is converted.
Note 2 to entry: For the petroleum industry, these are usually 15 °C, 20 °C or 60 °F and 101,325 kPa.
Note 3 to entry: Quantities expressed at standard conditions are shown by prefixing the volume unit by “S”, e.g.
3 3
4 Sm or 700 kg/Sm .
Note 4 to entry: Definition has been adapted from Energy Institute HM 0 and OIML R 117. Some other petroleum
standards employ the term “base” conditions.
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Note 5 to entry: In some other documents, “standard” conditions are described as “base” conditions and,
incorrectly, as “reference” conditions. Reference conditions are conditions of use (influence quantities) prescribed
for testing the performance of a measuring instrument.
[SOURCE: ISO Guide 99:1993]
3.1.20
swirl
condition where the liquid flowing through a pipeline rotates with an associated high tangential
component of velocity relative to the axial component
3.1.21
uncertainty
non-negative parameter characterizing the dispersion of the quantity values attributed to a measurand
based on the information used
Note 1 to entry: Uncertainty is normally expressed as a half width range along with the probability distribution
with that range. It can be expressed as a value, or as a percentage of the perceived true value.
[SOURCE: ISO/IEC Guide 99:2007, 2.26, modified]
3.1.22
velocity profile distortion
deviation from a fully developed velocity profile within a pipeline
3.2 Symbols and units
For the purposes of this document, the symbols given in ISO 4006 and ISO/IEC Guide 99 apply.
NOTE The preferred unit for kinematic viscosity is metre squared per second (m /s) or millimetres squared
per second (mm /s). The practical unit used in this document is the industry recognized unit centistoke (cSt);
1 cSt = 1 mm /s.
4 Design and operation of turbine flowmeters
4.1 Basic characteristics and mode of operation
An axial-flow turbine meter comprises a meter body, normally a section of pipe, containing a free-
running rotor assembly mounted on an axial central shaft. The shaft is supported on bearings held
within hanger assemblies, which align the rotor centrally within the meter body and parallel to the
direction of the flow.
The rotor is fitted with multiple straight or curved blades positioned round the rotor and extending
outward to the body wall, minimizing blade tip clearance. It is the action of the flowing liquid on the
blades which causes rotation of the rotor at a speed proportional to the fluid velocity.
Although rotor speed is proportional to fluid velocity, it is normal to relate rotor speed to volumetric
flowrate.
Rotor design varies widely with 2 to 20, or more, blades fitted. These can be straight and angled to the
flow, contoured, or helically cut covering up to 180° circumference.
Some designs have a ring around the outside of the blade tips (rimmed rotor).
The bearings can be journal or ball bearing type, and chosen to suit the liquid and application. The
bearings are housed in the upstream and downstream hangers. Thrust bearings take the force generated
by the flow. Many designs have hydro-dynamically designed cones upstream and downstream of the
rotor, allowing the rotor to “float” between the bearings, hence, minimizing drag and wear.
Hangers can be flat plates or tube bundles, aligned to the flow direction, and secured to the body. They
can assist in conditioning the flow.
The body is a piece of pipe which contains the pressure of the liquid. To provide ease of assembly, and
to minimize the pressure effect on the measuring section, a double-case construction can be used,
where the rotor is enclosed in a second internal housing. Some designs have such a construction as a
replaceable “cartridge” containing the rotor and components, allowing a meter to be pre-calibrated in
one body, then used in another.
A further modification allows such a construction to provide a reduced diameter for the rotor assembly
through the use of carefully designed cones. This increases the velocity of the fluid in the meter,
potentially improving the measurement range.
The major components of typical designs are shown in Figure 1.
Key
1 meter body 9 shaft
2 thrust washer 10 pick-ups A and B
3 upstream cone 11 head pre-amplifier
4 deflector ring 12 rimmed rotor
5 upstream hanger 13 bladed rotor
6 optional flow conditioner (plate/tubes) 14 helical bladed rotor
7 downstream cone 15 cartridge insert
8 downstream hanger
Figure 1 — Components of a turbine meter
4.2 Output signal
The meter output is in the form of electrical pulses generated by a sensor located in the body wall.
This detects the rotation of the rotor through inductive, magnetic, or radio-frequency sensing of the
6 © ISO 2017 – All rights reserved
blade tip passage. Alternatively, a rimmed rotor ring can carry magnetic markers or slots, which allow
a higher pulse output resolution. More novel detection methods are possible, such as optical sensors.
Pick-ups are normally located in a fitting on the pipe wall, and can sense the rotor through the wall,
ensuring pressure integrity of the body. As the sensing is through the wall, it is vital that the pick-
up is fully inserted into the fitting, as an increased distance from the pipe wall will lead to a reduced
amplitude signal.
By using magnetic/inductive sensing, the signal is generally a modified sine wave with an amplitude,
which increases with speed of the rotor. Generally, the amplitude of the pulses is in the range between
10 mV and 1 V, depending on speed and design. Care should be taken to ensure that the detection of
pulses allows for this change in amplitude with speed and to avoid the danger of missing pulses at low
flowrates or double counting as the amplitude rises. A typical signal is shown in Figure 2.
Pulse output frequency varies with flowrate, but also with rotor design. Straight-bladed turbines
normally operate at a maximum frequency of 10 kHz, while helical rotors with two blades operate with
a significantly lower frequency output. A low frequency gives rise to issues regarding electronic noise
filtering and also a low resolution, especially when proving.
Key
1 typical raw signal from magnetic pick up 4 pulse counter trigger threshold
2 zero volts 5 potential for noise pick up and false pulses
3 maximum voltage increasing with frequency 6 amplified signal
(e.g. 10 mV to 200 mV)
7 amplified output from second pick-up
Figure 2 — Typical pulse output signal
Each generated pulse can be related to the passage of a quantity of liquid and, hence, the primary output
parameter describing the meter performance indicator is K-factor, expressed as pulses per unit volume.
Where security of measurement is important or a regulatory requirement, the meter pulse pick-up can
be sealed, and in some cases, the meter body and associated pipework can also be sealed to prevent
misalignment. Two pick-ups are installed for fiscal meters, allowing integrity of pulse counting to be
ensured. Suitable spacing of the pick-ups allows direction sensing.
A pre-amplifier can be installed at the meter to provide amplified and square-edged pulses for
transmission. Proprietary pre-amplifiers are available from manufacturers to match the potential
signal amplitudes, frequencies, and pulse shape from their design. The amplifier may incorporate a
digital to analogue converter, allowing a 4 mA to 20 mA signal to be transmitted. However, this would
only be recommended for process control applications. Some amplifiers also allow for linearization and
digital output in volumetric units.
4.3 Pressure loss
The pressure loss follows a classical relationship, increasing with the square of the flowrate when the
flow is turbulent.
In certain applications, too high a pressure loss leads to increased forces being applied to bearings,
particularly thrust bearings, leading to component wear and increased linearity.
5 Performance aspects
5.1 General
This clause discusses the general performance of turbine flowmeters and the various factors which can
affect the characteristic curve. Performance is normally stated in terms of variation in performance
indicator as function of volumetric flowrate through the meter. The performance indicator is usually
K-factor (pulses per unit volume). However, meter factor and error are also used.
Meters can have a single value determined and applied across the flow range, or a number of values
determined across the range, and by appropriate interpolation, applied to the operating flowrate.
5.2 Factors affecting meter performance
The performance of turbine meters is affected by a number of variables, depending on the metering
element design and the geometry of body and measuring chambers. The most important are:
a) liquid flowrate;
b) liquid viscosity;
c) liquid temperature;
d) upstream and downstream flow profile (pipework);
e) liquid pressure and pressure drop through the meter;
f) meter construction and metering element design;
g) blade angle, geometry and tip clearance;
h) lubricating properties of the liquid;
i) debris and deposits;
j) wear characteristics affecting bearings and blade surfaces;
k) secondary components, e.g. solids or gases.
5.3 General performance characteristics
While turbine meters are supplied with a nominal K-factor and performance characteristic, to achieve
accurate measurement, all turbine meters would need calibration. This establishes the meter K-factor
and general performance characteristics, such as the sensor output signal and pressure drop. Typical
characteristics of the variation in meter performance as a function of flowrate through the meter for
low-viscosity hydrocarbon usage are shown in Figure 3. This illustrates the performance, as relative
error from a nominal K-factor, as a function of normalized flowrate.
8 © ISO 2017 – All rights reserved
y ,
,
,
,
,
,
,
,
,
Key
x normalized flowrate
y relative error
Figure 3 — Classical performance curve
The illustrative curve can be divided into distinct parts. However, this curve is not for a particular
meter, and different designs show different characteristics.
In a classic meter performance curve, there is a linear section B, from flowrate A to flowrate C, where the
meter has a predictable and stable K-factor. A constant value of K-factor can be used, or if a predictable
curve shape is identified, reliable linearization can be applied. The flowrate range of the linear portion
of the characteristic curve for a turbine meter depends on the meter size, the blade design and the
viscosity of the fluid. To a lesser extent, the density of the liquid can have an effect. If the meter is
always operated within this portion of its range, the use of an arithmetic or weighted mean value of the
meter factor (or the meter K-factor) will cause only a small measurement error. This practice can be
acceptable in situations where the flowrate is fairly constant for extended periods, such as in pipeline
operations. If there is a change in properties of the liquid, for example, in the batch transfer of liquids
in a multi-product pipeline, then establishing a K-factor through re-proving at each liquid batch can be
necessary.
The linear part of the curve can be followed by a “hump”, D. The height, flowrate range and position
of the “hump” are very dependent on the meter design, size and fluid viscosity. It varies from being
almost non-existent in some designs and in higher viscosity liquids, to a very sharp peak in some meter
designs.
This non-linear section of the curve across the “hump”, from flowrate C to flowrate E, provides a less
reliable K-factor curve, and one where linearization can or cannot be applied successfully. This is
a flowrate range where the meter should be used only with a knowledge of the performance of the
particular meter, design, and size.
Data collected below the linear flow range E to F is considered to be inaccurate, since the non-
repeatability due to the steep slope of the characteristic causes unacceptable errors.
At very low flowrates, the retarding torque of the bearings overcomes the driving torque and the rotor
stops, even though a small flow is still passing through the meter.
Provided there is sufficient back-pressure to suppress cavitation within the meter, the turbine can be
run for short periods above the rated maximum flowrate. However, the characteristic curve shows a
drop in K-factor as the blade tip drag increases, effectively slowing the rotor. Continuous running at
high speed can be detrimental to bearing life and can affect meter performance.
Generally, a measurement range of 10:1 can be achieved within a linearity band of 0,2 % for fluids with
viscosity less than 20 cSt. However, this might reduce to 2:1 for higher viscosity liquids. Using a meter
in the non-linear portion of the range might be invalid, since the non-repeatability, which is present in
this portion of the characteristic, causes unacceptable errors.
An assessment of meter performance can be best made through calibration in different fluids at
different viscosities and subsequent use of a meter control chart (see ISO 4124) to record performance
with time and fluid. The control chart plots successive meter factors (or meter K-factors) obtained over
a period of time and calibrations. It enables changes in meter factor (or meter K-factor) to be identified
over short or long periods and gives confidence in the reproducibility of the meter. Further guidance is
given in 11.4.
5.4 Pressure drop and back-pressure considerations
5.4.1 Pressure loss
The pressure loss through a meter is proportional to the square of the flowrate when the meter is
operated in the turbulent flow regime. For a constant inlet pressure, there is a maximum flowrate at
which a turbine meter can be operated within acceptable error limits before performance deteriorates
due to the differential pressure across the meter.
Since there are many different designs of turbine meter, each manufacturer should be able to provide
the pressure drop characteristics for different viscosities, hence, defining the maximum flowrate
(velocity).
Figure 4 shows a typical pressure drop profile (which is design dependent) along the axial length of the
meter. This simplified plot does not show the possibility of local pressure drop and recovery which can
occur within the meter.
Key
Meter
1 inlet 4 downstream hub and support
2 upstream hub and support 5 outlet
3 rotor 6 downstream pressure point
Pressure profile
P1 inlet pressure A pressure loss
P2 lowest pressure B recovered pressure
P3 downstream pressure C approximately 4 diameters
Figure 4 — Pressure profile through a turbine meter
10 © ISO 2017 – All rights reserved
Pressure loss should be measured from immediately upstream of the meter to a point around 4 pipe
diameters downstream of the outlet, which is where the back pressure is also measured.
High differential pressure increases the loads applied to the bearings of the meter, causing wear and,
potentially, a drop in meter K-factor through increased friction. The maximum recommended flowrate
for continuous running or for extended limited time running should not be exceeded. If utilizing the
extended range, the meter calibration should include these flowrates.
5.4.2 Flashing and cavitation
“Flashing” occurs when the fluid, or a component in the fluid, “flashes” (boils) to gas or when gas comes
out of solution. Flashing occurs when the temperature rises or the pressure drops below the boiling
point (or saturation point) of the fluid.
Figure 4 illustrates that the pressure within a meter reduces to the lowest value at, or just downstream
of, the smallest internal area where the velocity is highest. The pressure then recovers downstream.
The complex internal design of a flowmeter provides different points where low pressure occurs:
the meter hub, the downstream hangers and at the blade tips. At the blade tips, low pressure can be
influenced by the velocity of the blade and the blade tip to body gap. This suggests flashing might occur
at different points within the meter and not just at the smallest cross sectional area.
Free gas from solution is not generally re-absorbed as the pressure recovers until some distance
downstream of the meter.
Cavitation can follow flashing when the released gas bubbles from boiling implode as the pressure
recovers. This can happen immediately after a pressure reduction or further downstream. This
implosion can be violent, and might lead to meter damage through erosion of components within the
meter. Cavitation can sometimes be detected acoustically. However, this requires some experience, and
lack of discernible sound does not indicate that no cavitation is present.
Cavitation and flashing within, or downstream of, the meter should be a
...
PROJET DE NORME INTERNATIONALE
ISO/DIS 2715
ISO/TC 28/SC 2 Secrétariat: BSI
Début de vote: Vote clos le:
2017-01-11 2017-04-04
Hydrocarbures liquides — Mesurage volumétrique au
moyen de compteurs à turbine
Liquid hydrocarbons — Volumetric measurement by turbine flowmeter
ICS: 75.180.30
CE DOCUMENT EST UN PROJET DIFFUSÉ POUR
OBSERVATIONS ET APPROBATION. IL EST DONC
SUSCEPTIBLE DE MODIFICATION ET NE PEUT
ÊTRE CITÉ COMME NORME INTERNATIONALE
AVANT SA PUBLICATION EN TANT QUE TELLE.
OUTRE LE FAIT D’ÊTRE EXAMINÉS POUR
ÉTABLIR S’ILS SONT ACCEPTABLES À DES
FINS INDUSTRIELLES, TECHNOLOGIQUES ET
COMMERCIALES, AINSI QUE DU POINT DE VUE
Le présent document est distribué tel qu’il est parvenu du secrétariat du comité.
DES UTILISATEURS, LES PROJETS DE NORMES
INTERNATIONALES DOIVENT PARFOIS ÊTRE
CONSIDÉRÉS DU POINT DE VUE DE LEUR
POSSIBILITÉ DE DEVENIR DES NORMES
POUVANT SERVIR DE RÉFÉRENCE DANS LA
RÉGLEMENTATION NATIONALE.
Numéro de référence
LES DESTINATAIRES DU PRÉSENT PROJET
ISO/DIS 2715:2017(F)
SONT INVITÉS À PRÉSENTER, AVEC LEURS
OBSERVATIONS, NOTIFICATION DES DROITS
DE PROPRIÉTÉ DONT ILS AURAIENT
ÉVENTUELLEMENT CONNAISSANCE ET À
©
FOURNIR UNE DOCUMENTATION EXPLICATIVE. ISO 2017
ISO/DIS 2715:2017(F) ISO/DIS 2715:2017(F)
Sommaire Page
Avant-propos . v
Introduction . vi
1 Domaine d'application . 1
2 Termes, définitions, symboles et abréviations . 1
2.1 Termes et définitions . 1
2.2 Symboles et unités . 5
3 Conception et utilisation des compteurs à turbine . 5
3.1 Caractéristiques fondamentales et mode de fonctionnement . 5
3.2 Signal de sortie . 6
3.3 Perte de charge. 8
4 Aspects liés aux performances . 8
4.1 Généralités . 8
4.2 Facteurs ayant une influence sur les performances des compteurs . 8
4.3 Caractéristiques générales de performance . 8
4.4 Considérations liées à la perte de charge et à la contre-pression . 10
4.4.1 Perte de charge . 10
4.4.2 Vaporisation instantanée et cavitation . 11
4.5 Profil d'écoulement . 13
5 Effets des propriétés des liquides . 13
5.1 Généralités . 13
5.2 Effet de la viscosité . 13
5.3 Courbe de viscosité universelle . 14
5.4 Effet de la température . 16
5.5 Effet de la pression . 17
5.6 Pouvoir lubrifiant et propreté du liquide . 17
5.7 Écoulement diphasique . 17
5.8 Fonctionnement binaire . 18
5.9 Écoulement pulsatoire et fluctuant . 18
6 Conception du système . 18
6.1 Considérations liées à la conception . 18
6.2 Sélection du compteur à turbine . 19
6.3 Équipements auxiliaires . 20
6.3.1 Généralités . 20
6.3.2 Accessoires mécaniques . 21
6.3.3 Appareillage électronique secondaire . 21
6.4 Algorithmes de débit . 22
7 Aspects liés à l'installation . 22
7.1 Généralités . 22
7.2 Exigences en matière de tuyauterie . 23
7.2.1 Effet des coudes . 23
DOCUMENT PROTÉGÉ PAR COPYRIGHT
7.2.2 Effet de la robinetterie . 23
7.2.3 Réducteurs et expanseurs . 24
© ISO 2017, Publié en Suisse
7.2.4 Palier sur le tuyau . 24
Droits de reproduction réservés. Sauf indication contraire, 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, l’affichage sur 7.2.5 Minimisation des effets de l'installation . 24
l’internet ou sur un Intranet, sans autorisation écrite préalable. Les demandes d’autorisation peuvent être adressées à l’ISO à
7.3 Exigences en matière de robinetterie . 24
l’adresse ci-après ou au comité membre de l’ISO dans le pays du demandeur.
7.4 Considérations liées aux pulsations d'écoulement . 25
ISO copyright office
7.5 Installation électrique . 25
Ch. de Blandonnet 8 • CP 401
7.6 Sécurité des impulsions . 26
CH-1214 Vernier, Geneva, Switzerland
Tel. +41 22 749 01 11
8 Considérations liées à l'environnement . 26
Fax +41 22 749 09 47
8.1 Généralités . 26
copyright@iso.org
8.2 Interférences électriques . 26
www.iso.org
ii © ISO 2017 – Tous droits réservés © ISO 2017 – Tous droits iii
ISO/DIS 2715:2017(F)
Sommaire Page
Avant-propos . v
Introduction . vi
1 Domaine d'application . 1
2 Termes, définitions, symboles et abréviations . 1
2.1 Termes et définitions . 1
2.2 Symboles et unités . 5
3 Conception et utilisation des compteurs à turbine . 5
3.1 Caractéristiques fondamentales et mode de fonctionnement . 5
3.2 Signal de sortie . 6
3.3 Perte de charge. 8
4 Aspects liés aux performances . 8
4.1 Généralités . 8
4.2 Facteurs ayant une influence sur les performances des compteurs . 8
4.3 Caractéristiques générales de performance . 8
4.4 Considérations liées à la perte de charge et à la contre-pression . 10
4.4.1 Perte de charge . 10
4.4.2 Vaporisation instantanée et cavitation . 11
4.5 Profil d'écoulement . 13
5 Effets des propriétés des liquides . 13
5.1 Généralités . 13
5.2 Effet de la viscosité . 13
5.3 Courbe de viscosité universelle . 14
5.4 Effet de la température . 16
5.5 Effet de la pression . 17
5.6 Pouvoir lubrifiant et propreté du liquide . 17
5.7 Écoulement diphasique . 17
5.8 Fonctionnement binaire . 18
5.9 Écoulement pulsatoire et fluctuant . 18
6 Conception du système . 18
6.1 Considérations liées à la conception . 18
6.2 Sélection du compteur à turbine . 19
6.3 Équipements auxiliaires . 20
6.3.1 Généralités . 20
6.3.2 Accessoires mécaniques . 21
6.3.3 Appareillage électronique secondaire . 21
6.4 Algorithmes de débit . 22
7 Aspects liés à l'installation . 22
7.1 Généralités . 22
7.2 Exigences en matière de tuyauterie . 23
7.2.1 Effet des coudes . 23
7.2.2 Effet de la robinetterie . 23
7.2.3 Réducteurs et expanseurs . 24
7.2.4 Palier sur le tuyau . 24
7.2.5 Minimisation des effets de l'installation . 24
7.3 Exigences en matière de robinetterie . 24
7.4 Considérations liées aux pulsations d'écoulement . 25
7.5 Installation électrique . 25
7.6 Sécurité des impulsions . 26
8 Considérations liées à l'environnement . 26
8.1 Généralités . 26
8.2 Interférences électriques . 26
ISO/DIS 2715:2017(F)
8.3 Humidité . 26
8.4 Sécurité . 27
9 Étalonnage . 27
9.1 Épreuve et vérification . 27
9.2 Considérations générales . 27
9.3 Conditions d'épreuve . 27
9.4 Méthodes d'épreuve . 27
9.5 Fréquence des épreuves . 28
10 Utilisation et maintenance . 28
10.1 Généralités . 28
10.2 Démarrage initial. 28
10.3 Maintenance du compteur. 29
10.4 Diagnostics de système et graphes de contrôle . 29
Annexe A (informative) Spécification de performance . 31
Bibliographie . 38
iv © ISO 2017 – Tous droits
ISO/DIS 2715:2017(F) ISO/DIS 2715:2017(F)
8.3 Humidité . 26
Avant-propos
8.4 Sécurité . 27
9 Étalonnage . 27
L'ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d'organismes
9.1 Épreuve et vérification . 27
nationaux de normalisation (comités membres de l'ISO). L'élaboration des Normes internationales est
9.2 Considérations générales . 27
en général confiée aux comités techniques de l'ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude a le
9.3 Conditions d'épreuve . 27
droit de faire partie du comité technique créé à cet effet. Les organisations internationales,
9.4 Méthodes d'épreuve . 27
gouvernementales et non gouvernementales, en liaison avec l'ISO participent également aux travaux.
9.5 Fréquence des épreuves . 28
L'ISO collabore étroitement avec la Commission électrotechnique internationale (IEC) en ce qui
concerne la normalisation électrotechnique.
10 Utilisation et maintenance . 28
10.1 Généralités . 28
Les Normes internationales sont rédigées conformément aux règles données dans les
10.2 Démarrage initial. 28
Directives ISO/IEC, Partie 2.
10.3 Maintenance du compteur. 29
10.4 Diagnostics de système et graphes de contrôle . 29
La tâche principale des comités techniques est d'élaborer les Normes internationales. Les projets de
Annexe A (informative) Spécification de performance . 31
Normes internationales adoptés par les comités techniques sont soumis aux comités membres pour
Bibliographie . 38
vote. Leur publication comme Normes internationales requiert l'approbation de 75 % au moins des
comités membres votants.
L'attention est appelée sur le fait que certains des éléments du présent document peuvent faire l'objet
de droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L'ISO ne saurait être tenue pour
responsable de ne pas avoir identifié de tels droits de propriété et averti de leur existence.
L'ISO 2715 a été élaborée par le comité technique ISO/TC 28, Produits pétroliers et lubrifiants, sous-
comité SC 2, Mesurage dynamique du pétrole, en collaboration avec l'ISO/TC 30, Mesure de débit des
fluides dans les conduites fermées.
Cette deuxième édition annule et remplace la première édition (1981), qui a fait l'objet d'une révision
technique.
iv © ISO 2017 – Tous droits © ISO 2017 – Tous droits v
ISO/DIS 2715:2017(F)
Introduction
Le présent Guide donne des recommandations concernant la conception, l'installation, l'utilisation et la
maintenance des systèmes de compteurs à turbine utilisés pour le mesurage de liquides. Son domaine
d'application est plus large que celui de la norme précédente, qui était principalement destinée aux
applications de transfert et comptage d'hydrocarbures. Les préconisations données s'appliquent
maintenant à tous les liquides appropriés mesurés pour des applications différentes et dans des
secteurs industriels différents.
Les compteurs à turbine pour liquides sont largement utilisés pour le mesurage général de fluides, en
plus des applications fiscales, de transfert et comptage et de métrologie légale mettant en jeu des
produits hydrocarbonés et non hydrocarbonés pouvant aller de produits légers comme l'essence à des
liquides non hydrocarbonés et des fluides de viscosité supérieure.
vi © ISO 2017 – Tous droits
ISO/DIS 2715:2017(F)
ISO/DIS 2715:2017(F)
PROJET DE NORME
Introduction
Le présent Guide donne des recommandations concernant la conception, l'installation, l'utilisation et la
Hydrocarbures liquides — Mesurage volumétrique au
maintenance des systèmes de compteurs à turbine utilisés pour le mesurage de liquides. Son domaine
moyen de compteurs à turbine
d'application est plus large que celui de la norme précédente, qui était principalement destinée aux
applications de transfert et comptage d'hydrocarbures. Les préconisations données s'appliquent
maintenant à tous les liquides appropriés mesurés pour des applications différentes et dans des
AVERTISSEMENT — L'utilisation du présent Guide peut impliquer l'intervention de produits,
secteurs industriels différents.
d'opérations et d'équipements à caractère dangereux. La présente Norme internationale n'est
pas censée aborder tous les problèmes de sécurité concernés par son usage. Il est de la
Les compteurs à turbine pour liquides sont largement utilisés pour le mesurage général de fluides, en
responsabilité de l'utilisateur du Guide d'établir des règles de sécurité et d'hygiène appropriées
plus des applications fiscales, de transfert et comptage et de métrologie légale mettant en jeu des
et de déterminer l'applicabilité des restrictions réglementaires avant utilisation.
produits hydrocarbonés et non hydrocarbonés pouvant aller de produits légers comme l'essence à des
liquides non hydrocarbonés et des fluides de viscosité supérieure.
1 Domaine d'application
Le présent Guide spécifie et examine les caractéristiques des compteurs à turbine. Il s'intéresse aux
facteurs à prendre en considération lors de l'application de compteurs à turbine au mesurage de
liquides. Parmi ces facteurs on trouve les propriétés et la nature du liquide à doser, l'installation et
l'utilisation correctes du compteur, les effets environnementaux et le large choix d'équipements
secondaires et auxiliaires. Certains aspects liés à l'épreuve et à la maintenance des compteurs sont
également abordés.
Le présent Guide s'applique au mesurage de liquides. Il donne des préconisations concernant
l'utilisation des compteurs à turbine pour le mesurage de mélanges liquides binaires, par exemple de
l'eau avec de l'huile.
Il ne s'applique pas au mesurage d'écoulements diphasiques en présence de gaz ou de solides. Il peut
être appliqué aux nombreux liquides divers que l'on trouve dans l'industrie et ne se limite pas aux
liquides hydrocarbonés.
Des préconisations concernant les performances attendues pour les applications fiscales/de transfert et
comptage mettant en jeu des hydrocarbures y sont brièvement présentées.
Le présent Guide ne s'applique pas aux liquides cryogéniques tels que le gaz naturel liquéfié (GNL) et le
gaz de pétrole réfrigéré. Il ne concerne pas les applications d'eau potable.
2 Termes, définitions, symboles et abréviations
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions donnés dans le VIM:2012, l'ISO 4006 et
les vocabulaires publiés par l'American Petroleum Institute (API –MPMS Chapitre 1) et l'Energy
Institute (EI –HM0) ont été utilisés.
2.1 Termes et définitions
2.1.1
exactitude
étroitesse de l'accord entre la valeur mesurée et une valeur vraie d'un mesurande, déterminée au
moyen d'un étalon de référence
[SOURCE : VIM:2012]
Note 1 à l'article : L'exactitude de mesure n'est pas une grandeur et il n'y a pas lieu de l'exprimer numériquement.
Il convient que l'exactitude soit quantitativement exprimée en termes d'incertitude. Les expressions « exactitude
correcte » et « plus exact » impliquent une petite erreur de mesure. Il convient de considérer toute valeur
numérique donnée comme une indication de cette erreur.
vi © ISO 2017 – Tous droits © ISO 2017 – Tous droits 1
ISO/DIS 2715:2017(F)
2.1.2
ajustage
ensemble d'opérations réalisées sur un compteur ou un système de mesure pour qu'il fournisse des
indications prescrites correspondant à des valeurs données des grandeurs mesurées
[SOURCE : VIM:2012]
EXEMPLE Ceci implique d'amener un instrument de mesure (compteur) à un niveau satisfaisant de
performance et d'exactitude.
Note 1 à l'article : L'ajustage peut porter sur le point zéro, l'étendue, la linéarité ou d'autres facteurs ayant une
influence sur les performances du compteur.
Note 2 à l'article : Il convient de ne pas confondre l'ajustage avec l'étalonnage, qui sera un préalable à l'ajustage.
Note 3 à l'article : Après un ajustage, un réétalonnage est généralement nécessaire.
2.1.3
étalonnage
ensemble d'opérations qui, dans des conditions spécifiées, établissent la relation entre les grandeurs
indiquées par un instrument et les valeurs correspondantes obtenues par des étalons
[SOURCE : VIM:1993 et VIM:2012]
Note 1 à l'article : Il convient de ne pas confondre l'étalonnage avec l'ajustage d'un système de mesure.
2.1.4
cavitation
phénomène lié à la vaporisation instantanée et y faisant suite, dans lequel des bulles de vapeur ou des
vides se forment avant de se désintégrer ou d'imploser
Note 1 à l'article : La cavitation entraînera une erreur de mesure importante et pourra endommager
le tuyau et le compteur par érosion.
2.1.5
erreur
différence entre la valeur mesurée et une valeur de référence
[SOURCE : VIM:2012]
2.1.6
erreur (relative)
quotient de la valeur mesurée par une valeur de référence
Note 1 à l'article : Cette erreur peut être exprimée sous forme de pourcentage.
2.1.7
vaporisation instantanée
phénomène qui se produit lorsque la pression de ligne descend jusqu'à une valeur inférieure ou égale à la
pression de vapeur du liquide, permettant la formation de gaz à partir de la solution ou sous l'effet d'un
changement de phase de composant
Note 1 à l'article : La vaporisation instantanée entraîne généralement une erreur de mesure importante.
Note 2 à l'article : Ce phénomène est souvent dû à une perte de charge locale causée par une augmentation de la
vitesse du liquide.
Note 3 à l'article : Le gaz libre ainsi produit restera bien en aval du compteur, même en cas de restauration de la
pression.
2.1.8
conditionneur/tranquiliseur d'écoulement
dispositif installé en amont d'un compteur à turbine afin de réduire les turbulences et les déformations
du profil de vitesse
2 © ISO 2017 – Tous droits
ISO/DIS 2715:2017(F) ISO/DIS 2715:2017(F)
2.1.2 2.1.9
ajustage facteur K
nombre obtenu en divisant le nombre d'impulsions provenant du compteur par la quantité l'ayant
ensemble d'opérations réalisées sur un compteur ou un système de mesure pour qu'il fournisse des
indications prescrites correspondant à des valeurs données des grandeurs mesurées traversé
[SOURCE : VIM:2012] 2.1.10
linéarité (d'un compteur)
EXEMPLE Ceci implique d'amener un instrument de mesure (compteur) à un niveau satisfaisant de
amplitude totale d'écart de la courbe d'exactitude par rapport à une erreur constante sur une plage de
performance et d'exactitude.
débits spécifiée
Note 1 à l'article : L'ajustage peut porter sur le point zéro, l'étendue, la linéarité ou d'autres facteurs ayant une
[SOURCE : VIM:2012]
influence sur les performances du compteur.
Note 1 à l'article : L'écart maximal est basé sur la moyenne des erreurs dérivées en n'importe quel point
Note 2 à l'article : Il convient de ne pas confondre l'ajustage avec l'étalonnage, qui sera un préalable à l'ajustage.
d'écoulement particulier.
Note 3 à l'article : Après un ajustage, un réétalonnage est généralement nécessaire.
Note 2 à l'article : L'écart est exprimé par la différence entre la plus grande valeur et la plus petite valeur ou la
moyenne des valeurs à chaque débit.
2.1.3
étalonnage
Note 3 à l'article : La linéarité relative correspond au quotient de l'amplitude par une valeur d'erreur spécifiée, par
ensemble d'opérations qui, dans des conditions spécifiées, établissent la relation entre les grandeurs
exemple la linéarité indépendante définie dans l'ISO 11631.
indiquées par un instrument et les valeurs correspondantes obtenues par des étalons
2.1.11
[SOURCE : VIM:1993 et VIM:2012]
pouvoir lubrifiant
propriété d'un liquide qui a une incidence sur les frottements entre des surfaces en mouvement
Note 1 à l'article : Il convient de ne pas confondre l'étalonnage avec l'ajustage d'un système de mesure.
Note 1 à l'article : Un bon pouvoir lubrifiant permet la formation d'un film liquide entre les surfaces, ce qui a pour
2.1.4
effet de réduire les frottements. Un pouvoir lubrifiant insuffisant, qui s'accompagne d'une formation de film faible
cavitation
voire inexistante, peut être à l'origine d'une usure accélérée des composants.
phénomène lié à la vaporisation instantanée et y faisant suite, dans lequel des bulles de vapeur ou des
vides se forment avant de se désintégrer ou d'imploser
2.1.12
indice du compteur
Note 1 à l'article : La cavitation entraînera une erreur de mesure importante et pourra endommager
nombre obtenu en divisant la grandeur indiquée par la norme de référence, par la grandeur indiquée
le tuyau et le compteur par érosion.
par le compteur
2.1.5
2.1.13
erreur
indicateur de performance
différence entre la valeur mesurée et une valeur de référence
valeur dérivée qui peut servir à indiquer les performances du compteur
[SOURCE : VIM:2012]
EXEMPLES Erreur, facteur K ou indice du compteur.
2.1.6
2.1.14
erreur (relative)
épreuve
quotient de la valeur mesurée par une valeur de référence
étalonnage qui s'accompagne d'une comparaison avec des critères d'acceptation définis
Note 1 à l'article : Cette erreur peut être exprimée sous forme de pourcentage.
Note 1 à l'article : Le terme « épreuve » est employé dans l'industrie pétrolière et s'apparente au
terme « vérification ».
2.1.7
vaporisation instantanée
Note 2 à l'article : L'épreuve est un étalonnage, parfois d'une portée limitée, réalisé suivant des méthodes définies
phénomène qui se produit lorsque la pression de ligne descend jusqu'à une valeur inférieure ou égale à la par des normes, règlements ou procédures, qui permet de déterminer les erreurs d'un compteur et qui indique
(prouve) que ce dernier fonctionne conformément à des critères d'acceptation définis.
pression de vapeur du liquide, permettant la formation de gaz à partir de la solution ou sous l'effet d'un
changement de phase de composant
2.1.15
interpolation d'impulsions
Note 1 à l'article : La vaporisation instantanée entraîne généralement une erreur de mesure importante.
moyen permettant d'augmenter la résolution effective de la sortie d'impulsion d'un compteur en
Note 2 à l'article : Ce phénomène est souvent dû à une perte de charge locale causée par une augmentation de la
multipliant la fréquence des impulsions ou en mesurant la fraction d'une impulsion associée au total
vitesse du liquide.
recueilli sur une période donnée
Note 3 à l'article : Le gaz libre ainsi produit restera bien en aval du compteur, même en cas de restauration de la
Note 1 à l'article : La dernière méthode est la plus communément employée, avec une technique de double
pression.
temporisation.
2.1.8
2.1.16
conditionneur/tranquiliseur d'écoulement
gamme (d'un compteur)
dispositif installé en amont d'un compteur à turbine afin de réduire les turbulences et les déformations
marge de réglage théorique
du profil de vitesse
plage de débits sur laquelle un compteur est capable d'effectuer des mesurages dans les limites d'une
2 © ISO 2017 – Tous droits © ISO 2017 – Tous droits 3
ISO/DIS 2715:2017(F)
tolérance précisée
2.1.17
plage (de valeurs)
différence entre les valeurs maximale et minimale
[SOURCE : VIM:2012]
Note Cet intervalle peut être exprimé sous la forme (± x) où x est équivalent à la moitié de la valeur définissant cet
intervalle. Un intervalle relatif est en général exprimé sous la forme d'un pourcentage d'une valeur spécifiée, par
exemple une moyenne, un minimum ou une autre valeur calculée.
2.1.18
répétabilité (fidélité de mesure)
étroitesse de l'accord entre les indications ou les valeurs mesurées obtenues par des mesurages répétés
dans des conditions spécifiées
[SOURCE : VIM:2012]
Note 1 Les conditions spécifiées impliquent en général la même référence, les mêmes conditions et les mêmes
opérateurs et procédures, et supposent d'obtenir les données successivement sur une courte période.
Note 2 La répétabilité peut être exprimée par la différence entre les valeurs maximale et minimale de l'erreur ou
du facteur K. Une autre possibilité consiste à exprimer la répétabilité en fonction de l'écart-type des résultats
dérivés.
Note 3 La division de la répétabilité par la moyenne permet d'obtenir la valeur relative, qui peut être exprimée
sous forme de pourcentage. Il est à noter que certaines normes préconisent d'effectuer une division par la valeur
minimale.
2.1.19
fuite
mesure du fluide qui traverse le compteur sans être directement mesuré
2.1.19.1
fuite dynamique
fuite mesurée alors que le compteur tourne
2.1.19.2
fuite statique
fuite mesurée alors que le compteur ne tourne pas
2.1.20
conditions normales (ou de base)
conditions de température et de pression auxquelles se réfèrent les mesurages de volume ou de masse
volumique pour normaliser la grandeur
Note 1 à l'article : Il s'agit des valeurs spécifiées pour les conditions pour lesquelles la grandeur mesurée doit être
convertie. Note 2 à l'article : Dans l'industrie pétrolière, ces valeurs sont généralement de 15 °C, 20 °C ou 60 °F et
de 101,325 kPa.
Note 3 à l'article : Pour indiquer qu'une grandeur est exprimée dans les conditions normales, on ajoute un « S » au
3 3
début de l'unité de volume utilisée, par exemple 4 Sm ou 700 kg/Sm .
Note 4 à l'article : Définition extraite du HM0 de l'Energy Institute et de l'OIML R117.
Note 5 à l'article : Les conditions « de référence » sont les conditions normales des grandeurs d'influence lors de
l'essai ou de la vérification du dispositif. [SOURCE : VIM:2012]
2.1.21
turbulence
condition dans laquelle le liquide qui s'écoule dans un oléoduc tourne avec une composante tangentielle
de vitesse élevée par rapport à la composante axiale
4 © ISO 2017 – Tous droits
ISO/DIS 2715:2017(F) ISO/DIS 2715:2017(F)
tolérance précisée
2.1.22
2.1.17
incertitude
plage (de valeurs)
paramètre non négatif qui caractérise la dispersion des valeurs attribuées à un mesurande
différence entre les valeurs maximale et minimale
[SOURCE : VIM:2012]
[SOURCE : VIM:2012]
Note 1 à l'article : L'incertitude est en général exprimée sous la forme d'une demi-plage avec la loi
Note Cet intervalle peut être exprimé sous la forme (± x) où x est équivalent à la moitié de la valeur définissant cet
de probabilité dans cette plage. Elle peut être exprimée sous la forme d'une valeur ou d'un pourcentage de la valeur
intervalle. Un intervalle relatif est en général exprimé sous la forme d'un pourcentage d'une valeur spécifiée, par
vraie perçue.
exemple une moyenne, un minimum ou une autre valeur calculée.
2.1.23
2.1.18
répétabilité (fidélité de mesure) déformation du profil de vitesse
écart par rapport à un profil de vitesse pleinement développé dans un oléoduc
étroitesse de l'accord entre les indications ou les valeurs mesurées obtenues par des mesurages répétés
dans des conditions spécifiées
2.2 Symboles et unités
[SOURCE : VIM:2012]
Pour les besoins du présent Guide, la liste de symboles donnée dans l'ISO 4006 ainsi que les symboles
Note 1 Les conditions spécifiées impliquent en général la même référence, les mêmes conditions et les mêmes
utilisés dans le VIM:2012 s'appliquent.
opérateurs et procédures, et supposent d'obtenir les données successivement sur une courte période.
NOTE L'unité de viscosité cinématique privilégiée est le mètre carré par seconde (m /s) ou le millimètre carré par
Note 2 La répétabilité peut être exprimée par la différence entre les valeurs maximale et minimale de l'erreur ou
seconde (mm /s). L'unité pratique utilisée dans le présent Guide est l'unité reconnue par l'industrie, à savoir le
du facteur K. Une autre possibilité consiste à exprimer la répétabilité en fonction de l'écart-type des résultats
centistoke (cSt) ; 1 cSt = 1 mm /s.
dérivés.
Note 3 La division de la répétabilité par la moyenne permet d'obtenir la valeur relative, qui peut être exprimée
3 Conception et utilisation des compteurs à turbine
sous forme de pourcentage. Il est à noter que certaines normes préconisent d'effectuer une division par la valeur
minimale.
3.1 Caractéristiques fondamentales et mode de fonctionnement
2.1.19
fuite
Un compteur à turbine axiale comprend un corps de compteur, généralement une section de tuyau,
mesure du fluide qui traverse le compteur sans être directement mesuré
contenant un bloc rotor libre monté sur un arbre central axial. L'arbre est soutenu par des paliers
maintenus dans des ensembles de suspension qui alignent le rotor au centre du corps du compteur,
2.1.19.1
parallèlement au sens de l'écoulement.
fuite dynamique
fuite mesurée alors que le compteur tourne
Le rotor est équipé de plusieurs aubes droites ou courbes qui sont positionnées autour de lui et qui
s'étendent vers l'extérieur jusqu'à la paroi du corps, minimisant ainsi le jeu d'extrémité d'aube. C'est
2.1.19.2
l'action du liquide qui s'écoule sur les aubes qui entraîne la rotation du rotor à une vitesse
fuite statique
proportionnelle à la vitesse du fluide.
fuite mesurée alors que le compteur ne tourne pas
Bien que la vitesse du rotor soit proportionnelle à la vitesse du fluide, il est normal de corréler la vitesse
2.1.20
du rotor avec le débit volumétrique.
conditions normales (ou de base)
conditions de température et de pression auxquelles se réfèrent les mesurages de volume ou de masse
La conception des rotors varie considérablement, avec de 2 à 20 aubes montées, voire plus. Les aubes
volumique pour normaliser la grandeur
peuvent être droites et former un angle par rapport à l'écoulement, être galbées ou être coupées de
manière hélicoïdale pour couvrir jusqu'à 180° de circonférence.
Note 1 à l'article : Il s'agit des valeurs spécifiées pour les conditions pour lesquelles la grandeur mesurée doit être
Certains modèles sont dotés d'une couronne qui encercle les extrémités d'aube.
convertie. Note 2 à l'article : Dans l'industrie pétrolière, ces valeurs sont généralement de 15 °C, 20 °C ou 60 °F et
Les paliers peuvent être de type lisse ou à billes et être choisis en fonction du liquide et de l'application
de 101,325 kPa.
concernés. Les paliers seront logés dans les suspentes amont et aval. Les paliers de butée reçoivent la
force générée par l'écouleme
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 2715
Deuxième édition
2017-11
Hydrocarbures liquides — Mesurage
volumétrique au moyen de compteurs
à turbine
Liquid hydrocarbons — Volumetric measurement by turbine
flowmeter
Numéro de référence
©
ISO 2017
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Publié en Suisse
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Sommaire Page
Avant-propos .v
Introduction .vi
1 Domaine d'application . 1
2 Références normatives . 1
3 Termes, définitions, symboles et termes abrégés . 1
3.1 Termes et définitions . 2
3.2 Symboles et unités . 5
4 Conception et utilisation des compteurs à turbine . 5
4.1 Caractéristiques essentielles et principe de fonctionnement . 5
4.2 Signal de sortie . 7
4.3 Perte de charge . 9
5 Aspects liés aux performances . 9
5.1 Généralités . 9
5.2 Facteurs ayant une influence sur les performances des compteurs . 9
5.3 Caractéristiques générales de performance . 9
5.4 Considérations liées à la perte de charge et à la contre-pression .11
5.4.1 Perte de charge .11
5.4.2 Vaporisation instantanée et cavitation .12
5.5 Profil d'écoulement .13
6 Effets des propriétés des liquides .14
6.1 Généralités .14
6.2 Effet de la viscosité .14
6.3 Courbe universelle de viscosité .15
6.4 Effet de la température .17
6.5 Effet de la pression .18
6.6 Pouvoir lubrifiant et propreté du liquide .18
6.7 Écoulement diphasique .19
6.8 Écoulement liquide bi-phasique .19
6.9 Écoulement pulsatoire et fluctuant .19
7 Conception du système de comptage .20
7.1 Considérations liées à la conception .20
7.2 Sélection du compteur à turbine .21
7.3 Équipements auxiliaires .22
7.3.1 Généralités .22
7.3.2 Accessoires mécaniques .22
7.3.3 Instrumentation électronique secondaire .23
7.4 Algorithmes de conversion de volume .23
8 Éléments liés à l'installation .24
8.1 Généralités .24
8.2 Montages de tuyauterie .24
8.2.1 Effet des coudes .24
8.2.2 Effet de la robinetterie .25
8.2.3 Réducteurs et extendeurs .25
8.2.4 Variation brusque de section .25
8.2.5 Réduction des perturbations liées à l'installation .25
8.3 Robinetterie .26
8.4 Pulsations d'écoulement .27
8.5 Installation électrique .27
8.6 Sécurité des impulsions .28
9 Considérations liées à l'environnement .28
9.1 Généralités .28
9.2 Interférences électriques .28
9.3 Humidité .28
9.4 Sécurité .29
10 Étalonnage .29
10.1 Étalonnage et vérification.29
10.2 Considérations générales .29
10.3 Conditions d’étalonnage .29
10.4 Méthodes d’étalonnage .29
10.5 Fréquence des étalonnages (périodicité).30
11 Utilisation et maintenance .31
11.1 Généralités .31
11.2 Démarrage initial .31
11.3 Maintenance du compteur .31
11.4 Diagnostics de système et cartes de contrôle .31
Annexe A (informative) Spécification de performance .33
Bibliographie .41
iv © ISO 2017 – Tous droits réservés
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 techniques de l'ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude
a le droit de faire partie du comité technique créé 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 (IEC) en ce qui
concerne la normalisation électrotechnique.
Les procédures utilisées pour élaborer le présent document et celles destinées à sa mise à jour sont
décrites dans les Directives ISO/IEC, Partie 1. Il convient, en particulier, de prendre note des différents
critères d'approbation requis pour les différents types de documents ISO. Le présent document a été
rédigé conformément aux règles de rédaction données dans les Directives ISO/IEC, Partie 2 (voir www
.iso .org/ directives).
L'attention est attirée sur le fait que certains des éléments du présent document peuvent faire l'objet de
droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L'ISO ne saurait être tenue pour responsable
de ne pas avoir identifié de tels droits de propriété et averti de leur existence. Les détails concernant
les références aux droits de propriété intellectuelle ou autres droits analogues identifiés lors de
l'élaboration du document sont indiqués dans l'Introduction et/ou dans la liste des déclarations de
brevets reçues par l'ISO (voir www .iso .org/ brevets).
Les appellations commerciales éventuellement mentionnées dans le présent document sont données
pour information, par souci de commodité, à l’intention des utilisateurs et ne sauraient constituer un
engagement.
Pour une explication de la nature volontaire des normes, la signification des termes et expressions
spécifiques de l'ISO liés à l'évaluation de la conformité, ou pour toute information au sujet de l'adhésion
de l'ISO aux principes de l’Organisation mondiale du commerce (OMC) concernant les obstacles
techniques au commerce (OTC), voir www .iso .org/ avant -propos.
Le présent document a été élaboré par le comité technique ISO/TC 28, Produits pétroliers et lubrifiants,
sous-comité SC 2, Mesurage dynamique du pétrole en collaboration avec l'ISO/TC 30, Mesure de débit des
fluides dans les conduites fermées.
Cette deuxième édition annule et remplace la première édition (ISO 2715:1981), qui a fait l’objet d’une
révision technique.
Introduction
Le présent document donne des recommandations relatives à la conception, l'installation, l'utilisation
et la maintenance des systèmes intégrant des compteurs à turbine utilisés pour le mesurage de liquides.
Son domaine d'application est plus large que celui de la révision précédente qui couvrait essentiellement
les transactions commerciales d'hydrocarbures. Les préconisations s'appliquent désormais à tous types
de liquides mesurés pour des applications différentes et dans des secteurs industriels différents.
Les compteurs à turbine sont largement utilisés pour le mesurage technique de liquides, au-delà
des applications liées aux transactions commerciales et aux comptages soumis aux exigences de la
métrologie légale. Le domaine de mesurage de liquides couvre une large gamme de produits allant des
produits légers (essence) à des liquides de viscosité plus élevée, hydrocarbures, ou non-hydrocarbures.
Par rapport à la première édition ce document propose donc un domaine d’application étendu
permettant de couvrir une gamme plus large de liquides et d’usages et à supprimer la limitation aux
seuls hydrocarbures liquides. Ce document n’est plus présenté sous forme d’un recueil d’exigences
mais sous forme d’un guide sur les performances requises en matière de spécification et vérification
des compteurs permettant de répondre aux exigences légales, fiscales et commerciales en vigueur.
Ce document intègre également plusieurs technologies de compteurs à turbine. Cette révision a été
réalisée grâce à la participation de l'ISO/TC 30 permettant l’élaboration d’un document normatif unique
pour les mesures de débit de liquides à l’aide de compteurs à turbine.
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NORME INTERNATIONALE ISO 2715:2017(F)
Hydrocarbures liquides — Mesurage volumétrique au
moyen de compteurs à turbine
AVERTISSEMENT — L'utilisation du présent document peut se traduire par la mise en œuvre
de produits, d’opérations et d’équipements à caractère dangereux. Ce document n'est pas censé
aborder tous les problèmes de sécurité concernés par son usage. Il est de la responsabilité
de l'utilisateur de ce document de consulter et d'établir les mesures appropriées en termes
d’hygiène et sécurité.
1 Domaine d'application
Le présent document décrit et analyse les caractéristiques des compteurs à turbine (plutôt que le terme
«mesureur», généralement utilisé en français dans un tel contexte, il a été retenu le terme «compteur»,
en cohérence avec le titre de la présente norme). Il analyse les facteurs à prendre en considération lors
de l’utilisation de compteurs à turbine au mesurage de liquides. Cette analyse intègre les propriétés
et la nature du liquide à mesurer, l'installation et l'utilisation correctes du compteur, les aspects
environnementaux et le large choix d'équipements secondaires et auxiliaires. Certains aspects liés à
l’étalonnage et à la maintenance des compteurs sont également abordés.
Le présent document s'applique au mesurage de tout type de liquide. Des recommandations sont
précisées pour l'utilisation des compteurs à turbine pour le mesurage de mélanges de deux liquides, tel
qu’un mélange eau-huile.
Il ne s'applique pas aux écoulements diphasiques lorsque du gaz ou des solides sont présents lors du
mesurage. Il peut être appliqué pour le mesurage des nombreux types de liquides industriels et ne se
limite pas aux hydrocarbures.
Des préconisations relatives aux performances attendues dans le cadre de mesurage règlementé et de
transactions commerciales des hydrocarbures sont également présentées.
Le présent document ne s'applique pas aux liquides cryogéniques tels que le gaz naturel liquéfié (GNL)
ou le gaz de pétrole réfrigéré. Il ne couvre pas non plus les applications de mesurage d'eau potable.
2 Références normatives
Les documents suivants, cités dans le texte, constituent pour tout ou partie de leur contenu des
exigences du présent document. Pour les références datées, seule l'édition citée s'applique. Pour les
références non datées, la dernière édition du document de référence s'applique (y compris les éventuels
amendements).
Guide ISO/IEC 99, Vocabulaire international de métrologie — Concepts fondamentaux et généraux et
termes associés (VIM)
ISO 4006, Mesure de débit des fluides dans les conduites fermées — Vocabulaire et symboles
3 Termes, définitions, symboles et termes abrégés
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions suivants s'appliquent.
L’ISO et l’IEC tiennent à jour des bases de données terminologiques destinées à être utilisées en
normalisation, consultables aux adresses suivantes:
— ISO Online browsing platform: disponible à l’adresse https:// www .iso .org/ obp
— IEC Electropedia: disponible à l’adresse http:// www .electropedia .org/
3.1 Termes et définitions
3.1.1
exactitude
étroitesse de l'accord entre la valeur mesurée et une valeur vraie d'un mesurande
Note 1 à l'article: L'exactitude de mesure n'est pas une grandeur et ne s’exprime pas numériquement. Il convient
d’exprimer l’expression numérique de l’exactitude en termes d’incertitude. Les expressions «bonne exactitude»
et «plus exact» impliquent une petite erreur de mesure. Il convient de considérer toute valeur numérique donnée
comme une indication de cette erreur.
[SOURCE: Guide ISO/IEC 99:2007, 2.13, modifié]
3.1.2
ajustage
ensemble d'opérations réalisées sur un compteur ou un système de mesure pour qu'il fournisse des
indications prescrites correspondant à des valeurs données des grandeurs mesurées
EXEMPLE Ceci implique d'amener un instrument de mesure (compteur) à un niveau satisfaisant de
performance et d'exactitude.
Note 1 à l'article: L'ajustage peut porter sur le point zéro, l'étendue, la linéarité ou d'autres facteurs ayant une
influence sur les performances du compteur.
Note 2 à l'article: Il convient de ne pas confondre l'ajustage avec l'étalonnage, qui sera un préalable à l'ajustage.
Note 3 à l'article: Après un ajustage, un réétalonnage est généralement requis.
[SOURCE: Guide ISO/IEC 99:2007, 3.11]
3.1.3
étalonnage
ensemble d'opérations qui, dans des conditions spécifiées, établissent la relation entre les grandeurs
indiquées par un instrument et les valeurs correspondantes obtenues par des étalons
Note 1 à l'article: Il convient de ne pas confondre l'étalonnage avec l'ajustage d'un système de mesure.
[SOURCE: Guide ISO/IEC 99:2007, 2.39, modifié]
3.1.4
cavitation
phénomène lié à la vaporisation instantanée (3.1.6) et y faisant suite, dans lequel des bulles de vapeur ou
des vides se forment avant de se désintégrer ou d'imploser
Note 1 à l'article: La cavitation entraîne une erreur de mesure importante et peut endommager par érosion la
canalisation et le compteur.
3.1.5
erreur
différence entre la valeur mesurée et une valeur de référence
Note 1 à l'article: L’erreur relative correspond au quotient de l’erreur par la valeur de référence. Elle peut être
exprimé sous forme de pourcentage.
[SOURCE: Guide ISO/IEC 99:2007, 2.16, modifié]
3.1.6
vaporisation instantanée
phénomène qui se produit lorsque la pression de ligne descend jusqu'à une valeur inférieure ou égale à
la pression de vapeur du liquide, permettant la formation de gaz au sein du mélange ou sous l'effet d'un
changement de phase d’un composant
Note 1 à l'article: La pression de vapeur d’un fluide peut diminuer lorsque la température augmente.
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Note 2 à l'article: La vaporisation instantanée est souvent due à une perte de charge locale causée par une
augmentation de la vitesse du liquide, et entraîne généralement une erreur de mesure significative.
Note 3 à l'article: Le gaz libre ainsi produit subsistera sur une grande distance en aval du compteur, même en cas
de restauration de la pression.
3.1.7
conditionneur d’écoulement
tranquilliseur d'écoulement
dispositif installé en amont d'un compteur à turbine afin de réduire les turbulences et les déformations
du profil de vitesse
3.1.8
facteur K
quotient du nombre d'impulsions relevées par le compteur par la quantité de liquide l'ayant traversé
3.1.9
linéarité (d'un compteur)
amplitude totale d'écarts de la courbe d'exactitude par rapport à une valeur constante, sur une étendue
de mesure définie
Note 1 à l'article: L'écart maximal est basé sur la moyenne des valeurs dérivées en n'importe quel point de débit.
Note 2 à l'article: L'écart est la différence entre la plus grande et la plus petite des valeurs moyennes à chaque débit.
Note 3 à l'article: La linéarité relative correspond au quotient de l'amplitude de valeurs par une valeur spécifiée,
par exemple la linéarité indépendante, telle que définie dans l'ISO 11631.
3.1.10
pouvoir lubrifiant
propriété d'un liquide affectant le frottement entre des surfaces en mouvement
Note 1 à l'article: Un bon pouvoir lubrifiant permet la formation d'un film liquide entre les surfaces, ayant pour
effet de réduire les frottements. Un pouvoir lubrifiant insuffisant, se traduit par la génération d’un film fluide
trop faible voire inexistant pouvant être à l'origine d'une usure accélérée des composants.
3.1.11
facteur de correction MF du compteur
quotient de la quantité indiquée par l’étalon de référence, par la quantité indiquée par le compteur, et
noté MF pour «Meter Factor»
3.1.12
indicateur de performance
valeur dérivée qui peut servir à indiquer les performances du compteur
EXEMPLE Erreur, facteur K ou facteur de correction MF du compteur.
3.1.13
vérification
étalonnage par comparaison avec des critères d'acceptation définis
Note 1 à l'article: Le terme «prouver / épreuve» parfois utilisé dans l’industrie pétrolière s’apparente au terme
«vérifier / vérification».
Note 2 à l'article: La vérification est un étalonnage, parfois sur une étendue de mesure limitée, réalisée suivant
des méthodes définies par des normes, règlements ou procédures, qui permet de déterminer les erreurs d'un
compteur et qui indique (vérifie ou prouve) que ce dernier fonctionne conformément à des critères d'acceptation
définis.
3.1.14
interpolation d'impulsions
moyen permettant d'augmenter la résolution effective de la sortie d'impulsions d'un compteur en
multipliant la fréquence des impulsions ou en mesurant la fraction d'une impulsion associée au total
recueilli sur une période donnée
Note 1 à l'article: Cette dernière méthode est la plus communément utilisée, en faisant appel à une technique de
double chronométrage.
3.1.15
gamme
étendue de mesure
ensemble de valeurs de débits sur laquelle les erreurs de mesure du compteur sont censées être
inférieures aux tolérances spécifiées
[SOURCE: Guide ISO 99:1993]
3.1.16
gamme
plage de valeurs
différence entre les valeurs maximale et minimale d’un ensemble de valeurs
Note 1 à l'article: Elle peut s’exprimer en (±) de la valeur de la demi-plage. Une plage relative s’exprime, en
principe, sous la forme d'un pourcentage d'une valeur spécifiée, par exemple une moyenne, un minimum ou une
autre valeur calculée.
3.1.17
répétabilité
a
étroitesse de l'accord entre les indications ou les valeurs mesurées obtenues par des mesurages répétés
dans des conditions spécifiées
Note 1 à l'article: Les conditions spécifiées impliquent en général la même référence, les mêmes conditions et les
mêmes opérateurs et procédures, et supposent d'obtenir les données successivement pendant une courte période
de temps.
Note 2 à l'article: La répétabilité peut être exprimée par une plage de valeurs (différence entre les valeurs
maximale et minimale) de l'erreur ou du facteur K. Une autre possibilité consiste à exprimer la répétabilité en
fonction de l'écart-type de ces valeurs.
Note 3 à l'article: La division de la répétabilité par la valeur moyenne donne la valeur relative, qui peut être
exprimée sous forme de pourcentage. Certaines normes préconisent d'effectuer une division par la valeur
minimale.
[SOURCE: Guide ISO/IEC 99:2007, 2.21, modifié]
3.1.18
fuite
mesure du fluide qui traverse le compteur sans être mesuré directement
3.1.18.1
fuite dynamique
fuite mesurée alors que le compteur tourne
3.1.18.2
fuite statique
fuite mesurée alors que le compteur ne tourne pas
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3.1.19
conditions de référence standard
conditions de température et de pression auxquelles se réfèrent les mesurages de volume ou de masse
volumique pour convertir la grandeur
Note 1 à l'article: Il s'agit des conditions auxquelles la grandeur mesurée doit être rapportée.
Note 2 à l'article: Dans l'industrie pétrolière, ces valeurs sont généralement de 15 °C, 20 °C ou 60 °F et de
101,325 kPa.
Note 3 à l'article: Pour indiquer qu'une grandeur est exprimée dans les conditions référence standard, on ajoute
3 3
un «S» au début de l'unité de volume utilisée, par exemple 4 Sm ou 700 kg/Sm .
Note 4 à l'article: Cette terminologie a été adaptée du HM0 de l'Energy Institute et de l'OIML R117. D’autres
normes dans le domaine du pétrole utilisent parfois le terme conditions «de base».
Note 5 à l'article: Dans certains documents, les conditions «de référence standard» sont décrites comme les
conditions «de base» et, parfois de façon incorrecte, comme les conditions «de référence» en tant que conditions
d’utilisation (grandeurs d'influence) prescrites pour tester les performances d’un instrument de mesure.
[SOURCE: Guide ISO 99:1993]
3.1.20
écoulement tourbillonnaire
condition dans laquelle le liquide qui s'écoule dans une canalisation tourne avec une composante
tangentielle de vitesse élevée par rapport à la composante axiale
3.1.21
incertitude
paramètre non négatif qui caractérise la dispersion des valeurs attribuées à un mesurande basé sur les
informations utilisées
Note 1 à l'article: L'incertitude est normalement exprimée sous la forme d'une demi-plage assortie de la loi de
probabilité dans cette plage. Elle peut être exprimée sous forme d'une valeur ou d'un pourcentage de la valeur
vraie perçue.
[SOURCE: Guide ISO/IEC 99:2007, 2.26, modifié]
3.1.22
déformation du profil de vitesse
écart par rapport à un profil de vitesse pleinement développé dans une canalisation
3.2 Symboles et unités
Les symboles donnés dans l’ISO 4006 et le Guide ISO/IEC 99 s’appliquent au présent document.
NOTE Les unités privilégiées pour l’expression de la viscosité cinématique sont le mètre carré par
2 2
seconde (m /s) ou le millimètre carré par seconde (mm /s). Dans la pratique ce document utilise toutefois le
centistoke (cSt) car c’est l’unité reconnue par l’industrie; 1 cSt = 1 mm /s.
4 Conception et utilisation des compteurs à turbine
4.1 Caractéristiques essentielles et principe de fonctionnement
Un compteur à turbine axiale comprend le corps du compteur (généralement une section de tuyauterie)
intégrant le sous-ensemble rotor libre monté sur un arbre central axial. L'arbre est soutenu par des
paliers maintenus dans des supports amont et aval qui centrent le rotor par rapport au corps du
compteur, et qui l’alignent parallèlement au sens de l'écoulement.
Le rotor intègre plusieurs pales, droites ou courbes, qui sont positionnées autour du moyeu et
s’étendent vers l'extérieur, presque jusqu'à la paroi du corps, minimisant ainsi le jeu en extrémité de
pales. C'est l'action du liquide qui s'écoule sur les pales qui entraîne la rotation du rotor à une vitesse
proportionnelle à la vitesse du fluide.
La vitesse de rotation du rotor étant proportionnelle à la vitesse d’écoulement du fluide, il est normal de
corréler la vitesse de rotation du rotor avec le débit volumétrique.
La conception des rotors varie considérablement, avec de 2 à 20 pales montées, voire plus. Les pales
peuvent être plates et former un angle par rapport à l'écoulement, être galbées ou être de forme
hélicoïdale pour couvrir jusqu'à 180° de circonférence.
Certains modèles sont dotés d'une couronne qui encercle les extrémités de pales (rotor cerclé).
Les paliers peuvent être de type lisse ou à billes et être choisis en fonction du liquide et de l'application
concernés. Les paliers sont logés dans des supports amont et aval. Les butées reçoivent la force axiale
générée par l'écoulement. Certains modèles intègrent des géométries spécifiques en amont et en aval
du rotor permettant de le faire «flotter» et ainsi de minimiser la trainée et l’usure.
Les supports amont et aval peuvent être constitués de plaques planes ou de faisceaux de tubes fixés
sur le corps et alignés dans le sens de l’écoulement. Ils peuvent participer au conditionnement de
l'écoulement.
Le corps est un tronçon de tuyauterie soumis à la pression du liquide. Pour faciliter l'assemblage et
minimiser l'effet de la pression sur la section de mesure, il est possible d'utiliser une conception à
double paroi, dans laquelle le rotor est positionné dans une sorte de deuxième enveloppe. Certains
modèles proposent une construction à «cartouche» remplaçable contenant le rotor et les composants
qui permettent de pré-étalonner un compteur dans un corps puis de l'utiliser dans un autre.
Certains modèles intègrent une réduction de section de mesure au travers de convergents, afin d'augmenter
la vitesse du fluide dans le compteur, élargissant ainsi potentiellement son étendue de mesure.
Les principaux composants des conceptions types sont présentés à la Figure 1.
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Légende
1 corps du compteur 9 axe
2 rondelle de butée 10 capteurs a et b
3 cône amont 11 préamplificateur
4 déflecteur 12 rotor cerclé
5 support amont 13 rotor à pales droites
6 conditionneur d'écoulement facultatif (plaque/tubes) 14 rotor à pales hélicoïdales
7 cône aval 15 cartouche
8 support aval
Figure 1 — Composants d'un compteur à turbine
4.2 Signal de sortie
Le signal de sortie du compteur se présente sous la forme d'impulsions électriques générées par un
capteur situé dans la paroi du corps. Ce capteur détecte la rotation du rotor au passage des extrémités
des pales au moyen de systèmes inductifs, magnétiques ou radiofréquences. Une autre possibilité
consiste à utiliser un rotor cerclé dont la couronne est équipée d’aimants ou de fentes, permettant une
résolution de génération d'impulsions plus élevée. Des méthodes de détection plus innovantes, comme
par exemple des capteurs optiques, peuvent également être utilisées.
Les capteurs sont généralement positionnés dans un support placé sur la paroi du corps et sont capables
de détecter le passage du rotor au travers de la paroi garantissant l'intégrité à la pression du corps. Pour
que la détection puisse se faire au travers de la paroi, il est essentiel que le capteur soit parfaitement
inséré dans le support, au plus près de la paroi, car une augmentation de la distance entre le capteur et
le rotor entraînerait une réduction de l'amplitude du signal.
Pour les capteurs à détection magnétique ou par induction, le signal se présente généralement sous
la forme d'une onde pseudo-sinusoïdale, dont l’amplitude augmente proportionnellement à la vitesse
de rotation du rotor. L'amplitude des impulsions est en général comprise entre 10 mV et 1 V, suivant la
vitesse et la conception de compteur. Il convient de s'assurer que la détection des impulsions permet
ce changement d'amplitude avec la vitesse, et d'éliminer le risque de non détection des impulsions à
bas débit ou de les compter deux fois lorsque l'amplitude augmente. Un signal type est représenté à la
Figure 2.
La fréquence de sortie des impulsions varie en fonction du débit ainsi qu'en fonction du type de rotor.
Les turbines à pales droites génèrent une fréquence maximale de 10 kHz, alors que les rotors munies
de deux pales hélicoïdales fonctionnent avec une sortie à une fréquence bien inférieure. Une basse
fréquence risque de causer des problèmes de filtrage du bruit électronique et d’engendrer une faible
résolution, particulièrement lors des étalonnages.
Légende
1 signal brut provenant d’un capteur magnétique 5 risque de génération de double- impulsions (bruit)
2 zéro volt 6 signal amplifié
3 tension maximale; augmente avec la fréquence 7 sortie amplifiée d’un deuxième capteur
(par exemple de 10 mv à 200 mv)
4 seuil de déclenchement du compteur
Figure 2 — Signal type de sortie d'impulsion
Chaque impulsion générée peut être reliée au passage d'une quantité de liquide; par conséquent,
le paramètre de sortie primaire caractérisant les indicateurs de performances du compteur est le
facteur K exprimé en impulsions par unité de volume.
Si la sureté des mesurages est importante ou constitue une exigence réglementaire, le capteur
d'impulsions du compteur peut être scellé et, dans certains cas, le corps du compteur et la tuyauterie
associée peuvent l'être également pour prévenir tout risque de désalignement. Deux capteurs sont
installés pour les compteurs destinés à des transactions commerciales, ce qui permet d'assurer
l'intégrité du comptage des impulsions. Un espacement approprié des capteurs permet de détecter le
sens de l’écoulement.
Un préamplificateur peut être installé au niveau du compteur afin de fournir des impulsions amplifiées
sous forme d’un signal carré pour transmission. Des préamplificateurs standards sont disponibles
auprès des fabricants qui peuvent s’adapter aux potentielles amplitudes de signal, fréquences et formes
d'impulsion. L'amplificateur peut comporter un convertisseur numérique-analogique permettant de
transmettre un signal de 4 mA à 20 mA; il est cependant recommandé de limiter l'utilisation de ce type
d'amplificateur aux applications de régulation de procédé. Certains amplificateurs permettent aussi la
linéarisation et offrent une sortie digitale en unités volumiques.
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4.3 Perte de charge
La perte de charge suit une relation classique, elle augmente proportionnellement au carré du débit
quand l'écoulement est en régime turbulent.
Dans certaines applications, une perte de charge trop élevée entraîne une augmentation des forces
appliquées sur les paliers, notamment sur les butées, ce qui entraine l'usure des composants et dégrade
la linéarité.
5 Aspects liés aux performances
5.1 Généralités
Cette section traite des performances générales des compteurs à turbine et des différents facteurs qui
peuvent avoir une incidence sur leur courbe de caractéristiques. Les performances sont en général
données en termes de variation de l'indicateur de performance en fonction du débit volumique
traversant le compteur. L'indicateur de performance est habituellement appelé facteur K (impulsions
par unité de volume), mais le facteur de correction MF du compteur et l'erreur sont également utilisés.
Les compteurs peuvent avoir une seule valeur déterminée et appliquée sur toute la plage de débits, ou
plusieurs valeurs déterminées sur cette plage et appliquées au débit de fonctionnement grâce à une
interpolation appropriée.
5.2 Facteurs ayant une influence sur les performances des compteurs
Les performances des compteurs à turbine subissent l'influence de plusieurs variables, en fonction de la
conception de l'élément de mesure, de la géométrie du corps et de la chambre de mesure. Les influences
les plus importantes sont:
a) le débit du liquide;
b) la viscosité du liquide;
c) la température du liquide;
d) le profil d'écoulement en amont et en aval (tuyauterie);
e) la pression du liquide et la perte de charge générée par le compteur;
f) la construction du compteur et la conception du dispositif de comptage (ou mesurage);
g) l'incidence, la géométrie et le jeu d'extrémité des pales;
h) les propriétés lubrifiantes du liquide;
i) les débris et dépôts;
j) les phénomènes d'usure affectant les paliers et la surface des pales;
k) les composants polluant le liquide tels que des particules solides ou du gaz.
5.3 Caractéristiques générales de performance
Bien que les compteurs à turbine soient fournis avec un facteur K et des caractéristiques de performance
nominaux, il y a lieu d’étalonner tous les compteurs à turbine pour garantir des mesures précises. Cet
étalonnage permet d'établir le facteur K et les caractéristiques générales de performance du compteur,
telles que le signal de sortie du capteur et la perte de charge. Les performances types du compteur
en fonction du débit pour des hydrocarbures de faible viscosité sont représentées en Figure 3. Cette
dernière représente les performances sous forme d'une courbe où l'erreur relative par rapport à un
facteur K nominal est exprimée en fonction du débit normalisé.
y ,
,
,
,
,
,
,
,
,
Légende
x débit normalisé
y erreur relative
Figure 3 — Courbe de performance classique
Cette courbe indicative peut être divisée en plusieurs parties. Cependant il convient de noter qu'elle
ne correspond pas à un compteur en particulier, chaque modèle présentant des caractéristiques
différentes.
Sur la courbe de performance d’un compteur classique se trouve une section linéaire B, du débit A au
débit C, pour laquelle le compteur présente un facteur K prévisible et stable. Il est possible d'utiliser
une valeur de facteur K constante ou, si une forme de courbe prévisible est connue, d'appliquer une
linéarisation fiable. La plage de débits correspondant à la portion linéaire de la courbe caractéristique
d'un compteur à turbine dépend de la taille du compteur, de la conception du rotor (pales) et de la
viscosité du fluide. Dans une moindre mesure, la masse volumique du liquide peut avoir une incidence.
Si le compteur est toujours utilisé dans cette portion de la plage, l'utilisation d'une valeur moyenne
arithmétique ou pondérée du facteur de correction MF (ou du facteur K) du compteur n'entraînera
qu'une faible erreur de mesure. Cette pratique peut être acceptable dans des situations où le débit est
relativement constant sur de longues périodes, comme dans le cas de l'exploitation d'oléoducs. En cas
de changement des propriétés du liquide, par exemple lors du transfert de liquides différents par lot
dans un oléoduc multi produit, il peut s'avérer nécessaire de déterminer le facteur K par un nouvel
étalonnage et ce, à chaque changement de lot de liquide.
La partie linéaire de la courbe peut être précédée d'une «bosse», D. L’amplitude, la plage de débit et
la position de cette «bosse» dépendent du modèle de compteur, de sa dimension et de la viscosité du
liquide. Cette «bosse» peut ne pas exister pour certains modèles et des liquides de viscosité élevée,
mais peut être significativement marquée pour d'autres modèles de compteurs, allant parfois jusqu’à
prendre la forme d'un pic très prononcé.
La section non linéaire de la courbe passant par la «bosse», du débit C au débit E, donne une courbe
de facteur K moins fiable, et une courbe où la linéarisation pourra ou non être appliquée de façon
satisfaisante. L'utilisation du compteur sur cette plage de débits nécessite de connaître sa performance
spécifique (associée à un modèle et une taille donnés).
Les mesures réalisées en dessous de la plage de débits linéaire allant de E à F sont considérées comme
inexactes: la non-répétabilité due à la forte pente de la courbe entraîne des erreurs inacceptables.
À très bas débits, le couple de frottement généré par les paliers et la butée peut dépasser le couple
d'entrainement généré par l'écoulement du fluide sur le rotor jusqu’à l’arrêt de la rotation, même si un
débit réduit continue de traverser le compteur.
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