ISO 7278-4:1999

Liquid hydrocarbons - Dynamic measurement - Proving systems for volumetric meters - Part 4: Guide for operators of pipe provers

Hydrocarbures liquides — Mesurage dynamique — Systèmes d'étalonnage des compteurs volumétriques — Partie 4: Manuel de référence pour les opérateurs de tubes étalons

La présente partie de l'ISO 7278 donne des indications concernant les tubes étalons qui servent à étalonner les compteurs à turbine et les compteurs à chambre mesureuse. Elle s'applique à la fois aux types de tubes étalons prescrits dans l'ISO 7278-2 qui sont appelés «tubes étalons conventionnels» et à d'autres types appelés ici «tubes étalons compacts» ou «étalons de petit volume».Elle est prévue pour être utilisée comme un manuel de référence pour l'utilisation des tubes étalons et également pour la formation du personnel. Elle ne couvre pas les différences de détail entre les étalons de type sensiblement similaire réalisés par les différents fabricants.

General Information

• Status: Withdrawn
• Publication Date: 21-Apr-1999
• ICS: 75.180.30 - Volumetric equipment and measurements
• Technical Committee: ISO/TC 28/SC 2 - Measurement of petroleum and related products
• Drafting Committee: ISO/TC 28/SC 2 - Measurement of petroleum and related products
• Current Stage: 9599 - Withdrawal of International Standard
• Start Date: 16-Nov-2022
• Completion Date: 13-Dec-2025

Relations

• Revised: ISO 7278-2:2022 - Petroleum measurement systems - Part 2: Pipe prover design, calibration and operation
• Effective Date: 06-Jun-2022

Standards Content (Sample)

INTERNATIONAL ISO
STANDARD 7278-4
First edition
1999-04-01
Liquid hydrocarbons — Dynamic
measurement — Proving systems for
volumetric meters —
Part 4:
Guide for operators of pipe provers
Hydrocarbures liquides — Mesurage dynamique — Systèmes d'étalonnage
des compteurs volumétriques —
Partie 4: Manuel de référence pour les opérateurs de tubes étalons
A
Reference number
Contents
1 Scope .1
2 Normative references .1
3 Principles.1
3.1 Ways of expressing a meter’s performance.1
3.2 How meter performance varies .3
3.3 Correction factors.4
4 Meters and provers.5
4.1 Pulse-generating meters.5
4.2 Sources of error in operating meters.5
4.3 Pulse interpolators .6
4.4 Conventional pipe provers.7
4.5 Small volume pipe provers .10
4.6 Methods of installing pipe provers .12
4.7 Sources of error in operating pipe provers.13
4.8 Prover calibration and recalibration .14
4.9 Meter installations .14
5 Safety requirements .16
5.1 General.16
5.2 Permits.17
5.3 Mechanical safety .17
5.4 Electrical safety.19
5.5 Fire precautions .20
5.6 Miscellaneous safety precautions.20
5.7 Records.21
©  ISO 1999
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International Organization for Standardization
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Internet [e-mail]
Printed in Switzerland
ii
© ISO
6 Operating a pipe prover . 21
6.1 Setting up a portable prover. 21
6.2 Warming up provers. 22
6.3 Periodical checks of factors affecting accuracy . 22
6.4 The actual proving operation . 22
6.5 Assessment of the results. 23
6.6 Fault finding . 23
Annex A (informative) Bibliography . 27
iii
© ISO
Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards bodies (ISO
member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out through ISO technical
committees. Each member body interested in a subject for which a technical committee has been established has
the right to be represented on that committee. International organizations, governmental and non-governmental, in
liaison with ISO, also take part in the work. ISO collaborates closely with the International Electrotechnical
Commission (IEC) on all matters of electrotechnical standardization.
Draft International Standards adopted by the technical committees are circulated to the member bodies for voting.
Publication as an International Standard requires approval by at least 75 % of the member bodies casting a vote.
International Standard ISO 7278-4 was prepared by Technical Committee ISO/TC 28, Petroleum products and
lubricants, Subcommittee SC 2, Dynamic petroleum measurement.
ISO 7278 consists of the following parts, under the general title Liquid hydrocarbons — Dynamic measurement —
Proving systems for volumetric meters:
 Part 1: General principles
 Part 2: Pipe provers
 Part 3: Pulse interpolation techniques
 Part 4: Guide for operators of pipe provers
 Part 5: Small volume provers
Annex A of this part of ISO 7278 is for information only.
iv
© ISO
Introduction
All measuring instruments which have to meet a standard of accuracy need periodic calibration – that is to say, a
test or series of tests has to be performed in which readings obtained from the instrument are compared with
independent measurements of higher accuracy. Petroleum meters are no exception. Nearly all those used for the
purpose of selling or assessing taxes, by national laws, need proving at intervals, and when there is a large amount
of money at stake they are likely to be calibrated quite frequently. In the petroleum industry the term 'proving' is
used to describe the procedure of calibrating volume meters on crude oil and petroleum products.
The most usual way to prove a meter is to pass a quantity of liquid through it into an accurate device for measuring
volume, known as a prover. With very small meters the proving device may be a volumetric flask or similarly shaped
vessel of metal with an accurately known volume. There are, for instance, standard measuring vessels which can
be used to prove the meters incorporated in gasoline dispensing pumps at roadside filling stations. If the pump dial
registers 10,2 litres when enough gasoline has been delivered to fill a 10 litre vessel, it is evident that the meter is
over-reading by 2 %.
In a large metering installation, where a single meter can be passing thousands of litres per second, the situation is
much more complicated. The measuring elements of the meters generally do not drive mechanical dials graduated
in units of volume like a gasoline dispenser, but instead cause a series of electrical pulses to be generated which
are registered by electrical counters. With meters of this type the purpose of proving is to determine the relationship
between the number of pulses generated/counted and the volume passed through the meter – a relationship which
varies with the design and size of the meter and can be affected by flowrate and liquid properties.
Another difficulty is that where the meters are in a pipeline the flow through these large meters usually cannot be
stopped and started at will. Consequently, both the meters and the prover have to be capable of being read
simultaneously and 'on the fly', that is, while liquid is passing through them at a full flowrate. The proving is
complicated still further by the effects of thermal expansion and compressibility on the oil, and that of thermal
expansion and elastic distortion under pressure on the steel body of the prover.
This part of ISO 7278 is concerned with only one class of provers, known as pipe provers, which are used very
widely where meters for crude oil and petroleum products have to be proved to the highest possible standards of
accuracy. In principle, a pipe prover is only a length of pipe or a cylinder whose internal volume has been measured
very accurately and having a well-fitted piston (or a tightly-fitted sphere acting like a piston) inside it, so that the
volume swept out by the piston or sphere can be compared with the meter readout while a steady flow of liquid is
passing through the meter and prover in series. In practice, however, various accessories must be added to the
simple pipe-and-piston arrangement to produce a prover that will work effectively.
v
INTERNATIONAL STANDARD  © ISO ISO 7278-4:1999(E)
Liquid hydrocarbons — Dynamic measurement — Proving systems
for volumetric meters —
Part 4:
Guide for operators of pipe provers
1 Scope
This part of ISO 7278 provides guidance on operating pipe provers to prove turbine meters and displacement
meters. It applies both to the types of pipe prover specified in ISO 7278-2, which are referred to here as
“conventional pipe provers”, and to other types referred to here as “compact pipe provers” or “small volume
provers”.
It is intended for use as a reference manual for the operation of pipe provers, and also for use in staff training. It
does not cover the detailed differences between provers of broadly similar types made by different manufacturers.
2 Normative references
The following standards contain provisions which, through reference in this text, constitute provisions of this part of
ISO 7278. At the time of publication, the editions indicated were valid. All standards are subject to revision, and
parties to agreements based on this part of ISO 7278 are encouraged to investigate the possibility of applying the
most recent editions of the International Standards indicated below. Members of IEC and ISO maintain registers of
currently valid International Standards.
ISO 2714:1980, Liquid hydrocarbons — Volumetric measurement by displacement meter systems other than
dispensing pumps.
ISO 2715:1981, Liquid hydrocarbons — Volumetric measurement by turbine meter systems.
ISO 4124:1994, Liquid hydrocarbons — Dynamic measurement — Statistical control of volumetric metering
systems.
ISO 4267-2:1988, Petroleum and liquid petroleum products — Calculation of oil quantities — Part 2: Dynamic
measurement.
ISO 7278-2:1988, Liquid hydrocarbons — Dynamic measurement — Proving systems for volumetric meters —
Part 2: Pipe provers.
ISO 7278-3:1998, Liquid hydrocarbons — Dynamic measurement — Proving systems for volumetric meters —
Part 3: Pulse interpolation techniques.
3 Principles
3.1 Ways of expressing a meter’s performance
The object of proving meters with a pipe prover is to provide a number with (usually) four or five significant digits –
such as 1,002 9, 0,999 8, or 21 586 which can afterwards be used to convert the readout of the meter into an
accurate value of the volume passed through the meter.
© ISO
There are several different forms that this numerical expression of a meter’s performance can take, but only three of
them are of importance to the pipe prover operator. They are discussed below.
3.1.1 Meter factor
The earliest petroleum meters were of the displacement type (see 4.1) with dials reading directly in units of volume
such as litres or cubic metres. Readings on the display are usually approximate values. These values may be
corrected to reflect a more accurate number by either changing the gear ratio in the display mechanism or through
the use of a meter factor. Since difficulty can arise in attempting to achieve a given volume through changing the
gears, the meter factor is more commonly used.
The meter factor, MF, is defined as the ratio of the actual volume of liquid passed through the meter (V) to the
volume indicated on the dial of the meter (V ). That is:
m
MF =VV/ (1)
m
In a proving operation the value of V is derived from the prover while V is read directly from the meter. Afterwards,
m
when the meter is being used to measure throughput, readings can be multiplied by MF to give the corrected values
of the volumes delivered.
Meter factor is a non-dimensional quantity, a pure number. This means that its value does not vary with a change in
units used to measure volume.
3.1.2 K factor
During the past quarter of a century, turbine meters (see 4.1) have come into widespread use in the petroleum
industry. They do not usually have a dial reading in units of volume, because their primary readout is simply a train
of electrical pulses. These are collected in an electronic counter, and the number of pulses counted (n) is
proportional to the volume passed by the meter.
The object of proving such a meter is to establish the relationship between n and V. One way of expressing this
relationship is through a quantity called K factor, which is defined as the number of pulses emitted by the meter
while one unit volume is delivered. That is:
Kn= V (2)
When a meter is being proved it is necessary to obtain simultaneous values of n and V, with n coming from the
meter and V from the prover. In subsequent use of the meter, the procedure is to divide the K factor into the number
of pulses emitted by the meter in order to obtain the volume delivered.
The K factor is not a pure number. It has the dimensions of reciprocal volume (1/V) and so its value depends upon
the units used to measure volume. A value of K factor expressed as pulses per cubic metre, for instance, is a
thousand times the value expressed as pulses per litre.
3.1.3 One pulse volume
Because it is easier to multiply than to divide, the reciprocal of the K factor is a more useful quantity for field use
when hand calculations are employed (but not when computers are used). This reciprocal is called the “one-pulse
volume” (q) because it indicates the volume delivered by the meter (on average) while one pulse is emitted. It is
defined by the equation:
qK==1//Vn (3)
q has the dimensions of volume per pulse. When it is multiplied by the number of pulses emitted by the meter, the
result is the volume delivered through the meter.
© ISO
3.1.4 Alternative uses of meter factor, K factor and one pulse volume
It is shown in the previous subclauses how meter factor was originally used with displacement meters. With readout
in units of volume, K factor and its reciprocal q are used with turbine meters, with the readout being a number
indicated on a pulse-counter. Nowadays however, this distinction has largely disappeared. On the one hand,
displacement meters intended for use with pipe provers are always fitted with electrical pulse-generators, so that for
the purposes of proving they behave like turbine meters and the results can be expressed as a value of K factor or
one pulse volume. On the other hand, some modern large-scale turbine metering systems incorporate a data
processing module, sometimes known as a “scaler”, which converts the number of pulses emitted into a nominal
value of the volume delivered; with such systems the earlier notion of meter factor again becomes useful in certain
circumstances.
Detailed instructions for the use of meter factor, K factor and one pulse volume are given in ISO 4267-2.
3.2 How meter performance varies
Manufacturers’ literature often states that the K factor of a certain meter is such-and-such, as if it were a constant
value. But this is only approximately correct. K factor is affected to some extent by a number of variables, some of
which are considered in 3.2.1 to 3.2.6.
3.2.1 Effect of flowrate
Meters are designed so that their factors are almost constant over a fairly wide range of flowrates. The ratio
between flowrates at the top and bottom of this range is called the “rangeability”, or the “turndown ratio”, of the
meter. Rangeabilities of the turbine and displacement meters widely used for hydrocarbon measurement generally
do not exceed ten to one although some special meters may have considerably greater rangeabilities. Within this
effective working range the factor should not vary from its mean value by more than a small amount, and the
K
extent to which it actually does vary – such as – 0,25 % or – 0,5 % –- is known as the “linearity” of the meter. When
complete information about the meter’s performance is needed it has to be proved at several different flowrates, so
that its rangeability and linearity can be established. Above and below the effective working range of a meter its
K factor is liable to vary so greatly with flowrate that it is no longer practical to use the meter for accurate
measurement.
3.2.2 Effect of viscosity
Meters of all types are affected to some degree by changes in the viscosity of the liquid being metered, although
those of certain type and design are affected more seriously than others. When the viscosity of the liquid being
metered changes it may be necessary for the meter to be re-proved. Whether it is necessary or not will depend
upon:
 the amount by which the viscosity has changed;
 the extent to which the K factor of the meter concerned is affected by changes in viscosity;
 the accuracy required.
3.2.3 Effect of temperature
Temperature changes affect factor in two ways. Thermal expansion in the meter causes dimensions and
K
clearances to alter; and temperature changes cause the viscosity of the liquid to change, and thus produce the
effect mentioned in 3.2.2. The thermal expansion effect is often negligible in turbine meters, except where large
temperature changes occur. With displacement meters the thermal expansion effect is more significant because
dissimilar metals are frequently used in the measuring chamber so clearances are changed.
3.2.4 Effect of pressure
Pressure affects K factor both by producing dimensional changes in the meter and by causing viscosity changes in
the liquid. The effect of pressure on viscosity however, is too small to be significant in most metering applications.
The dimensional effect is usually small in some designs of meters for operation at high pressures, but can be
significant in some meters. Pressure changes will not often have enough effect on K factor to justify re-proving.
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3.2.5 Effect of wear, damage and deposits
As a meter wears, its K factor will gradually change and so a meter used for custody transfer purposes should be
re-proved at regular intervals to take account of this, even if re-proving because of changes in viscosity and
temperature is not necessary. Deposits of wax and dirt can cause similar effects.
Accidental damage to a meter is likely to alter its K factor considerably. If a meter is stripped for repairs it should be
proved after it has been reassembled.
3.2.6 Frequency of proving
The necessary frequency of proving varies enormously, from several times a day to once a year, or longer. Very
frequent proving is often justified where the total value of the metered liquid is high – for instance, where crude oil is
being metered for fiscal purposes, or in major pipeline installations – and in these circumstances, it is usual for a
large pipe prover to be 'dedicated' (permanently connected and stationary) to the metering system. The meters can
easily be re-proved whenever the flowrate, temperature or viscosity change enough to warrant it, or whenever a
new type of crude or product is being pumped. In some circumstances there may be a specified interval of time or a
specified increment of throughput, after which the meter should be proved again.
In situations where not quite such a high accuracy is required, and where viscosity and temperature do not vary too
widely, it is often sufficient for meters to be re-proved at specified intervals, such as every month or two when the
metering system is new, extending to once in six or perhaps twelve months when the reliability of the meter system
has been established. Master meters and portable proving tanks are still frequently used for this purpose, but the
use of portable pipe provers is now quite common and this part of ISO 7278 therefore covers their operation as well
as that of stationary pipe provers.
3.3 Correction factors
The volume of liquid pipe prover changes with both pressure and temperature; so does the specific volume of a
liquid. To allow for these changes four correction factors are employed. These may either be used by the operator in
manual calculations, or programmed into the data processor associated with the prover.
3.3.1 Corrections for change in volume of prover
For every pipe prover there is an important figure known as its base prover volume, V . This is determined through
b
a calibration procedure which is carried out when the prover is built and subsequently at required intervals. It
represents the volume within the calibrated section of the prover at some specified pressure and temperature,
usually zero gauge pressure and 15 °C or 20 °C.
However, what the prover operator needs to know each time he carries out a proving run is the volume of the prover
at the actual gauge pressure and temperature during that run. The gauge pressure will almost always be above
zero, and this excess pressure will cause the prover to expand slightly. The temperature may be higher or lower
than the reference temperature, and so its effect will be to cause the prover either to expand or contract.
To obtain the corrected volume of the prover at the appropriate pressure and temperature, the factors C (or CPS)
ps
[correction for pressure on steel] and C (or CTS) [correction for temperature on steel] are used. Detailed
ts
instructions for the use of these correction factors are given in ISO 4267-2.
3.3.2 Correction changes in specific volume of liquid
The corresponding factors to compensate for the effect of pressure and temperature upon the specific volume (the
reciprocal of density) of the liquid are C (or CPL) [correction for pressure on liquid] and C or (CTL) [correction for
pl tl
temperature on liquid]. Their function is to convert a volume of oil, which has been measured at the observed
pressure and temperature, to what is known as the “standard volume”, which is the volume that the oil would occupy
at an absolute pressure of one standard atmosphere (approximately 101 kPa) and some specified temperature
such as 15 °C or 20 °C. Detailed instructions for the use of these correction factors are given in ISO 4267-2.
NOTE The correction factors referred to in 3.3.1 and 3.3.2 are functions of the type of liquid, its density, pressure,
temperature and the standard pressure and temperature. A numerical value of one of these factors should never be used
without checking that it is the right value for the conditions occurring at the time.
© ISO
4 Meters and provers
4.1 Pulse-generating meters
Currently only two basic types of pulse-generating meter are commonly used for high-accuracy liquid metering in
the petroleum industry.
One of these is the turbine meter. This consists essentially of a freely spinning propeller or “turbine” mounted on
axial bearings inside a short length of pipe. When liquid flows along the pipe, the turbine rotates at a speed which is
almost proportional to the flowrate and generates a series of electrical pulses. The pulses are fed into an electronic
counter, from which the total volume passed through the meter is deduced. Refer to ISO 2715 for additional
information.
The other meter type is the displacement meter, which was formerly known as the positive displacement or “PD”
meter. Many types of these are in use and are discussed in ISO 2714. They may be thought of as devices
resembling reciprocating or rotary piston pumps or perhaps gear or vane pumps which are driven by the liquid
instead of by an external motor. The number of revolutions of the meter is essentially proportional to the total
volume passing the meter, and this is normally displayed on a mechanical counter driven by a gear train. If an
electrical pulse-generator is installed on the displacement meter, its output signal can be treated as if it were that of
a turbine meter. In particular, such meters can be proved directly with a pipe prover, whereas displacement meters
without an electrical output cannot.
4.2 Sources of error in operating meters
For a pulse-generating meter to give accurate results, the following three requirements shall be met:
 it shall be in good condition, both mechanically and electrically;
 conditions of the flowing fluid shall be suitable for metering and proving;
 the system shall be arranged so that the counter registers the same number of pulses as are generated by the
meter – no more, no less.
The first of these is too obvious to need elaboration, but the other two involve some rather subtle difficulties which
are explained in 4.2.1 and 4.2.2.
4.2.1 Flow conditions
The four main problems involving the flowing liquid are entrained solids, entrained air, cavitation and swirl.
Adequate filtration should be provided upstream of the meter.
Entrained air or gas affects every type of meter but the effects are usually more severe and less predictable with
turbine meters than with displacement meters. Air or gas can get into the metered liquid in several ways. When a
system is being filled with liquid, the air initially present should be vented. If the venting is not properly carried out,
air pockets can be left in the line which will subsequently be swept through the meter. If a pump is drawing liquid
from a tank where the surface level has been allowed to fall too low, it is likely that a “bath-tub” type of vortex will
form and draw air into the pump. Where there is a danger of this occurring, a device known as a “gas separator”,
“air separator” or “air eliminator” is often installed upstream of the meter to remove any air or gas which would
otherwise enter the meter. Likewise, air or gas may enter a system under vacuum conditions.
Air or gas bubbles can also be formed right inside the liquid by a process known as “cavitation”. This occurs
whenever there are local areas of low pressure, which can cause dissolved air or gas to be drawn out of solution in
the liquid. This form of cavitation always produces a great number of very small bubbles. These minute bubbles
cannot be removed by a separator and so there is no cure for cavitation — it simply has to be prevented from
occurring. To achieve this, the pressure downstream of the meter shall not be less than the minimum specified by
the manufacturer of the meter for the fluids being metered.
© ISO
Another form of cavitation can affect volatile liquids such as crude oil, natural gas liquids, gasoline, liquefied
petroleum gas, etc. If the pressure inside the meter falls momentarily to the vapour pressure of the liquid, then the
liquid will boil. When this happens the liquid is said to “flash” within the meter. To prevent flashing, the line pressure
immediately downstream of the meter shall be kept well above the vapour pressure of the liquid. Most meter
manufacturers provide rules for the amount by which the back pressure at the meter shall exceed the vapour
pressure. General rules for back pressure in turbine meters are also given in ISO 2715.
Immediately downstream of a partially opened valve, a bend or many types of pipe fitting, the liquid in the pipe can
be subject to “swirl”. In other words, instead of following a straight path along the pipe the liquid may be moving in a
corkscrew fashion. Swirl has little or no effect on the performance of displacement meters, but it seriously affects
the performance of turbine meters. To suppress any swirl which can occur, it is usual for a device known as a flow
straightener to be installed upstream of a turbine meter.
4.2.2 Electrical disturbances
A counter can miss some of the pulses generated by the meter, in which case it will read low. Or it can count some
pulses that the meter has not generated, in which case it will read high.
If too few pulses are counted, this will usually be because the sensitivity control is improperly set, or because an
electrical fault has developed. By adjusting the sensitivity control, or by rectifying any electrical fault that may exist,
this trouble can usually be cured completely.
The counting of spurious pulses, however, is liable to be a more serious problem. It is dealt with at length in
ISO 6551 and only a brief outline of the subject is given here.
Spurious pulses can originate in two ways:
 from surges in the electrical mains supplying the counter;
 from electromagnetic radiation.
The former is often referred to as “supply-borne noise”, and the latter as “airborne noise”. Electrical welding
equipment and radio transmitters are common sources of airborne noise. Manufacturers are well aware of these
problems, and normally build metering systems that are fairly well defended against spurious pulses.
The defences will usually include:
 filters on power mains designed to exclude supply-borne noise;
 preamplifiers at the meters, which will ensure a high signal-to-noise in the transmission line and thus make it
less likely for airborne noise to be picked up;
 appropriately screened signal transmission cables earthed at only one point to avoid the occurrence of ground
loops.
The route followed by signal transmission cable is of crucial importance. It should be kept as far away from
AC power cables as possible, and if it has to cross a power cable it should do so at right angles. Spurious pulse
counting is often caused by operators making unauthorized alterations to the wiring of their systems and
inadvertently breaking these rules in the process.
Metering systems are sometimes fitted with a dual system of generating, transmitting and counting pulses to provide
an indication that spurious pulses are not being counted. These are not infallible, but are a useful supplement to the
operator’s own vigilance.
4.3 Pulse interpolators
Pulse interpolators are electronic devices that enable pulses from a meter to be counted to a fraction of a pulse,
thus reducing the rounding-off error which occurs when pulses from a short proving run are counted to the nearest
whole number. They perform best on meters with pulses emitted at regular intervals.
© ISO
The purpose of using pulse interpolation devices is to allow for a discrimination of one part in ten thousand when
you do not have 10 000 discrete pulses for one pass of the displacer. Details of various pulse interpolation systems
are given in ISO 7278-3.
4.4 Conventional pipe provers
4.4.1 Principle of operation
See figure 1.
The basic principle on which the pipe prover operates is shown in figure 1. A piston or sphere known as a displacer
is installed inside a specially prepared length of pipe. It is free to move along the pipe but it forms a sliding seal
against the inner wall of the pipe so that it always travels at exactly the same speed as the liquid flowing through the
pipe. When the prover is connected in series with a meter, the volume swept out by the displacer is equal to the
volume passing through the meter.
In some conventional provers the displacer takes the form of a steel piston with duplicate elastomer seals, but in
most conventional provers it is a slightly oversized elastomer sphere wedged in the pipe. To provide good sealing
and acceptably low friction the pipe bore shall be smooth. In conventional provers this is generally achieved by
coating or plating the bore.
At two or more points there are devices known as detectors fixed to the pipe wall. These provide an electrical signal
at the precise moment the displacer reaches them. When the displacer reaches the first detector, its signal is used
to direct the meter pulses to the prover counter. When the displacer reaches the second detector, its signal is used
to stop the prover counter. The total number of pulses shown on this counter is therefore the number emitted by the
meter while the displacer was travelling between the two detectors. The base volume (at standard pressure and
temperature) of pipe swept out by the displacer as it travels between the two detectors is accurately known from a
previous calibration of the prover. Thus it is possible to determine the number of pulses emitted by the meter while a
known volume flows through it.
4.4.2 Types of conventional pipe prover
At the end of a run the displacer shall somehow be returned to its starting point, and there are two main ways of
achieving this. In the unidirectional prover the displacer travels around a closed loop of pipe and so ends its run
almost where it began; while in the bidirectional prover it is possible to reverse the flow through the prover and so
make the displacer retrace its path. These are by far the most common types of prover, and it is with them that this
part of ISO 7278 is concerned. They are described in detail in 4.4.2.1 and 4.4.2.2.
Key
1 Calibrated length 4 Inner wall of pipe
2 Detectors 5 Displacer
3 Flow from or to the meter 6 Seal
Figure 1 — Principle of operation of pipe prover
© ISO
4.4.2.1 The unidirectional conventional prover
See figure 2.
The typical form of unidirectional prover is shown diagrammatically in figure 2. It uses an elastomer sphere as a
displacer and incorporates a sphere-handling valve, which allows the sphere to drop through it when the valve is
operated. After falling through the valve the sphere enters the flowing stream of liquid and is swept around the loop
of the pipe. At the end of its circuit it drops into its rest position immediately above the sphere-handling valve, where
it lies until the valve is actuated to launch the sphere on its next run.
Until the valve is fully seated it provides a path by which some of the flowing liquid can short-circuit the prover. It is
essential that the sphere not enter the calibrated length of the prover until the bypass flow has ceased. A pre-run (or
run-up) length of pipe is therefore provided between the point of entry of the sphere and the site of the first detector,
to give the valve time to close and seal before the sphere reaches the detector. This type of prover shall never be
used at more than its rated flowrate, or this pre-run length can prove inadequate. As an alternative, some provers
are provided with some mechanical means of holding the sphere near the beginning of its travel until the valve is
fully seated; by this means the pre-run length may be shortened considerably.
Less usual designs of the unidirectional prover use two or three spheres instead of using a sphere-handling valve.
Key
1 Block and bleed drain valve 9 Sphere
2 Sphere deflector assembly 10 Vent
3 Detector 2 11 Block and bleed drain valve
4 Calibrated volume 12 Detector 1
5 Hinged closure 13 Pulse counter
6 Sphere handling valve 14 Meter on test
7 Double block and bleed valve 15 Flow
8 Signal cable
Figure 2 — Arrangement of a typical unidirectional prover
© ISO
4.4.2.2 The bidirectional conventional prover
See figure 3.
Bidirectional provers can use either a sphere or a piston as a displacer. Spheres are more commonly used because
they will travel around bends and so a bidirectional prover employing a sphere can be built in the form of a compact
loop of pipework, as in the example shown diagrammatically in figure 3.
Key
1 Block and bleed drain valve 8 Flow reversal valve
2 Sphere 9 Detector 2
3 Detector 1 10 Meter on test
4 Calibrated volume 11 Block and bleed drain valve
5 Double block and bleed valve 12 Pulse counter
6 Hinged closure 13 Flow
7 Signal cable
Figure 3 — Arrangement of a conventional sphere type bidirectional prover
In this version, a flow reversal or four-way valve is employed to enable the flow through the prover to be reversed
while the flow through the meter continues in one direction. (In some provers a set of four on/off valves linked
together is sometimes used for flow reversal instead of a four-way valve.) The sphere in figure 3 is shown in the
position that it occupies at the end of a proving run. The sphere will start to travel on its return run as soon as the
turning of the valve begins to reverse the flow, but it will not reach its full speed until the movement of the valve is
complete. The pre-run shall be long enough to ensure that the valve operation has finished before the sphere enters
the calibrated length of the prover.
Some bidirectional provers are provided with a means of holding the sphere in its rest position while the four-way
valve is turning. After a flow reversal is complete the sphere is released, so, that it suddenly enters the stream of
© ISO
liquid which is already travelling at full velocity. Consequently, the sphere is forced to accelerate to full velocity very
rapidly and so the pre-run lengths may be shorter in provers of this type.
Detectors are never quite symmetrical in their operation, and consequently the effective calibrated volume when the
sphere travels between detector 1 and detector 2 (V ) will not be quite the same as when it travels between
1,2
detector 2 and detector 1 (V ). It is therefore usual to take the sum of (V + V ) as the calibrated base volume
2,1 1,2 2,1
of the prover. This is termed the round-trip volume. Similarly, it is customary to arrange for the counter connected to
a bidirectional prover to totalize the pulses collected in both directions (n + n ) to give the round-trip pulse count.
1,2 2,1
4.4.3 Detectors
The most common type of detector employs a steel plunger with a rounded end, which projects through the wall of
the pipe for approximately a centimetre. When the displacer makes contact, it forces the plunger outwards against
the action of a spring until it is flush with the inside of the pipe wall. At some predetermined point in its short travel,
the plunger operates a switch which may be either a mechanically operated microswitch or a magnetic switch. Other
non-contacting type switches may be used on piston provers.
Although provers will operate satisfactorily with only one detector at each end, some provers are fitted with twin
detectors at each end as a safeguard against the possible malfunctioning of one detector. Their use is described in
annex A of ISO 7278-2:1988.
4.4.4 Displacers
The majority of displacers are thick-walled hollow spheres made of some oil-resistant elastomer such as neoprene
or polyurethane. They are fitted with an inflation valve, or valves, and are intended to be inflated with water and/or
glycol to a size where they maintain an effective seal in the prover bore without creating too much sliding friction.
The manufacturer will usually specify the amount (typically between 2 % and 4 %) by which the sphere diameter
needs to exceed the pipe bore. Sometimes, inflation pressure may be specified instead. Small provers may employ
a sphere made of solid elastomer.
Spare spheres should not be stored in an inflated condition or lying on a flat surface. They should either be stored
suspended in a net or sling, or on a protective sheet supported by a hollowed-out bed of sand, according to
manufacturers’ instructions.
If a piston is used as a displacer it may be fitted with seals of the cup type, espcially in older provers. In many of the
more modern provers, and particularly those designed for use with liquefied gases, the pistons are fitted with more
elaborate seals.
4.4.5 Valves
It is essential that the sphere-handling valve in a unidirectional prover, the four-way valve or a four valve system in a
bidirectional prover, and any valve in a line bypassing a prover, should seal completely when closed. This is
because any leakage through them will bypass the prover and thus cause the prover to understate the volume
flowing.
Such valves are therefore always of the “double-block-and-bleed” type. That is to say, they are double seated, and
the space between the two seats is connected to a small bleed valve. By opening this bleed valve the operator can
make a positive check that the main valve is not leaking because any leakage across either of the valve seats will
reveal itself through the bleed. In some double-block-and-bleed systems, any leakage is allowed to pass freely
through the bleed to a place where it can be seen flowing; in others, the bleed is connected to a pressure gauge so
that rising or falling pressure is the indication of leakage.
4.5 Small volume pipe provers
Several new designs of pipe provers have been introduced within the last few years, and are gradually coming into
widespread use. They are generally referred to as “compact pipe provers” or “small volume pipe provers”, because
they are much smaller than conventional pipe provers designed for the same flowrate.
© ISO
4.5.1 Principle of operation
Small volume pipe provers employ the same basic principle as conventional pipe provers, as described in 4.4.1.
Their greatly reduced size is made possible by the use of two recent developments, as follows.
a) The manufacture of precision-bore cylinders with well-fitting pistons using electronic detectors that may be
either optical, magnetic, ultrasonic, inductive or capacitive. The best of these have a precision of more than
20 times that of the electo-mechanical detectors used in conventional provers, and thus they make it possible
for the distance between detectors to be reduced to approximately one metre.
b) Pulse interpolation, which was described in 4.3, enables pulse counts to be made to quite a small fraction of a
pulse – typically, to two decimal places; but it does not follow that the interpolated pulse count will be accurate
to two decimal places. The accuracy obtainable depends upon the method of interpolation used, and upon the
regularity of spacing of the meter pulses. In a well-designed turbine meter the interval between successive
pulses generally does not vary by more than approximately – 2 % from the mean interval, but in some
di
...

NORME ISO
INTERNATIONALE 7278-4
Première édition
1999-04-01
Hydrocarbures liquides — Mesurage
dynamique — Systèmes d'étalonnage des
compteurs volumétriques —
Partie 4:
Manuel de référence pour les opérateurs de
tubes étalons
Liquid hydrocarbons — Dynamic measurement — Proving systems for
volumetric meters —
Part 4: Guide for operators of pipe provers
A
Numéro de référence
Sommaire Page
1 Domaine d’application .1
2 Références normatives .1
3 Principes de base .2
3.1 Moyens d'exprimer les performances d'un compteur .2
3.2 Variations des performances du compteur.3
3.3 Facteurs de correction .4
4 Compteurs et étalons .5
4.1 Compteurs générateurs d'impulsions .5
4.2 Sources d'erreur des compteurs en service .5
4.3 Interpolateurs d'impulsions.7
4.4 Tubes étalons conventionnels .7
4.5 Tubes étalons compacts.11
4.6 Méthodes d'installation des tubes étalons .13
4.7 Sources d'erreur lors de l'utilisation des différents types de tubes étalons.14
4.8 Étalonnage et réétalonnage du tube étalon .15
4.9 Installations de mesurage.15
5 Prescription de sécurité.17
5.1 Principes généraux.17
5.2 Permis .18
5.3 Sécurité mécanique.18
5.4 Sécurité électrique.21
5.5 Précautions en matière de sécurité incendie.22
5.6 Précautions de sécurité diverses.22
5.7 Enregistrements de sécurité.22
©  ISO 1999
Droits de reproduction réservés. Sauf prescription différente, aucune partie de cette publication ne peut être reproduite ni utilisée sous quelque
forme que ce soit et par aucun procédé, électronique ou mécanique, y compris la photocopie et les microfilms, sans l'accord écrit de l'éditeur.
Organisation internationale de normalisation
Case postale 56 • CH-1211 Genève 20 • Suisse
Internet [e-mail]
Imprimé en Suisse
ii
© ISO
6 Fonctionnement d’un tube étalon. 23
6.1 Mise en place d'un tube étalon mobile. 23
6.2 Mise en condition thermique de tous les tubes étalons. 23
6.3 Vérifications périodiques des facteurs affectant la précision . 24
6.4 Étalonnage réel . 24
6.5 Évaluation préliminaire des résultats. 24
6.6 Détecteur des pannes . 25
Annexe A (informative) Bibliographie . 28
iii
© ISO
Avant-propos
L’ISO (Organisation Internationale de Normalisation) est une fédération mondiale d’organismes nationaux de
normalisation (comités membres de l’ISO). L’élaboration des Normes internationales est en général confiée aux
comités technique de l’ISO. Chaque membre intéressé par une étude a le droit de faire partie du comité technique
crée à cet effet. Les organisations internationales, gouvernementales et non gouvernementales, en liaison avec
l‘ISO participent également aux travaux. L’ISO collabore étroitement avec la Commission électrotechnique
internationale (CEI) en ce qui concerne la normalisation électronique.
Les projets de Normes internationales adoptés par les comités techniques sont soumis aux comités membres pour
vote. Leur publication comme Normes internationales requiert l'approbation de 75 % au moins des comités
membres votants.
La Norme internationale ISO 7278-4 a été élaborée par le comité technique ISO/TC 28, Produits pétroliers et
lubrifiants, sous-comité SC 2, Mesurage dynamique du pétrole.
L’ISO 7278 comprend les parties suivantes, présentées sous le titre général Hydrocarbures liquides — Mesurage
dynamique — Systèmes d’étalonnage des compteurs volumétriques :
 Partie 1: Principes généraux
 Partie 2: Tubes étalons
 Partie 3: Techniques d’interpolation des impulsions
 Partie 4: Manuel de référence pour les opérateurs de tubes étalons
 Partie 5: Étalons de petit volume
L’annexe A de la présente partie de l'ISO 7278 est donnée uniquement à titre d'information.
iv
© ISO
Introduction
Tous les instruments de mesure qui doivent satisfaire à un niveau de précision raisonnable nécessitent une
vérification périodique, c'est-à-dire que l'on doit effectuer un essai ou une série d'essais au cours desquels on
compare les valeurs lues sur l'instrument à des mesures indépendantes effectuées avec une meilleure précision.
Les compteurs utilisés pour le pétrole n'échappent pas à la règle: presque tous ceux que l'on utilise pour la vente ou
l'évaluation des taxes, conformément aux lois nationales, ont besoin d'être contrôlés périodiquement et lorsque
l'enjeu représente une grande somme d'argent, ils peuvent être contrôlés très fréquemment. Dans l'industrie
pétrolière, le terme d’«étalonnage» est utilisé pour décrire la procédure de vérification des compteurs de volume sur
le pétrole brut et les produits pétroliers.
La méthode la plus courante pour étalonner un compteur est de faire passer une certaine quantité de liquide à
travers ce compteur et dans un dispositif précis permettant de mesurer le volume connu sous le nom de volume
étalon. Pour les compteurs à faible débit, le dispositif d'étalonnage peut être une jauge étalonnée ou tout récipient
métallique de forme similaire dont on connaît avec précision le volume. Il existe par exemple des récipients de
mesurage normalisés que l'on peut utiliser pour étalonner les compteurs incorporés dans les distributeurs
d'essence, dans les stations service. Si l'indicateur du distributeur indique 10,2 litres lorsqu'on a livré suffisamment
d'essence pour remplir un récipient de 10 litres, il est évident que le compteur donne la valeur à + 2 %.
Dans une installation de mesurage importante où le compteur peut être traversé par des dizaines de milliers de
litres par seconde, la situation est beaucoup plus compliquée. Les éléments de mesurage des compteurs
n'actionnent pas généralement des cadrans mécaniques gradués en unités de volume comme un indicateur de
distributeur d'essence, mais ils délivrent une série d'impulsions qui sont enregistrées par des totalisateurs
électroniques. Avec des compteurs de ce type, le but de l'étalonnage est de déterminer la relation entre le nombre
d'impulsions générées/comptées et le volume qui traverse le compteur, relation qui varie selon la conception et la
taille du compteur et peut être affectée par le débit et les propriétés du liquide.
Autre difficulté-: lorsque les compteurs se trouvent dans un pipeline, on ne peut généralement pas arrêter et
déclencher à volonté le flux traversant ces compteurs à grand débit. Par conséquent, les compteurs et le tube
étalon doivent pouvoir être lus simultanément «au vol», c'est-à-dire au moment où le liquide les traverse à plein
débit. L'étalonnage se complique encore de par les effets de l'expansion thermique et de la compressibilité du
pétrole ainsi que par l'influence sur le corps en acier du tube étalon de l'expansion thermique et de la déformation
élastique sous l'effet de la pression.
La présente partie de l’ISO 7278 ne s'occupe que d'une seule classe d'étalons, connus sous le nom de tubes
étalons, utilisés très largement lorsqu'il faut étalonner les compteurs de pétrole brut et de produits pétroliers selon
les niveaux de précision les plus élevés possibles. En principe, un tube étalon est seulement une longueur de tuyau
ou un cylindre dont on a mesuré le volume interne de façon très précise. Il est équipé à l'intérieur d'un piston bien
ajusté (ou d'une sphère parfaitement dimensionnée fonctionnant comme un piston). Pendant l'écoulement du
liquide à débit constant au travers du compteur et du tube étalon montés en série, le volume parcouru par le piston
ou la sphère est comparé à la valeur indiquée par le compteur. En pratique, il faut cependant ajouter divers
accessoires au simple ensemble tube-piston pour avoir un tube étalon qui fonctionne efficacement.

v
NORME INTERNATIONALE © ISO ISO 7278-4:1999(F)

Hydrocarbures liquides — Mesurage dynamique — Systèmes
d’étalonnage des compteurs volumétriques —
Partie 4:
Manuel de référence pour les opérateurs de tubes étalons
1 Domaine d’application
La présente partie de l'ISO 7278 donne des indications concernant les tubes étalons qui servent à étalonner les
compteurs à turbine et les compteurs à chambre mesureuse. Elle s'applique à la fois aux types de tubes étalons
prescrits dans l'ISO 7278-2 qui sont appelés «tubes étalons conventionnels» et à d'autres types appelés ici «tubes
étalons compacts» ou «étalons de petit volume».
Elle est prévue pour être utilisée comme un manuel de référence pour l'utilisation des tubes étalons et également
pour la formation du personnel. Elle ne couvre pas les différences de détail entre les étalons de type sensiblement
similaire réalisés par les différents fabricants.
2 Références normatives
Les normes suivantes contiennent des dispositions qui, par suite de la référence qui en est faite, constituent des
dispositions valables pour la présente partie de l’ISO 7278. Au moment de la publication, les éditions indiquées
étaient en vigueur. Toute norme est sujette à révision et les parties prenantes des accords fondés sur la présente
partie de l'ISO 7278 sont invitées à rechercher la possibilité d'appliquer les éditions les plus récentes des normes
indiquées ci-après. Les membres de la CEI et de l'ISO possèdent le registre des normes internationales en vigueur
à un moment donné.
ISO 2714:1980, Hydrocarbures liquides — Mesurage volumétrique au moyen de compteurs à chambre mesureuse
autres que ceux des ensembles de mesurage routiers.
ISO 2715:1981, Hydrocarbures liquides — Mesurage volumétrique au moyen de compteurs à turbine.
ISO 4124:1994, Hydrocarbures liquides — Mesurage dynamique — Contrôle statistique des systèmes de
mesurage volumétrique.
ISO 4267-2:1988, Pétrole et produits pétroliers liquides — Calcul des quantités de pétrole — Partie 2: Mesurage
dynamique.
ISO 7278-2:1988, Hydrocarbures liquides — Mesurage dynamique — Systèmes d'étalonnage des compteurs
volumétriques — Partie 2: Tubes étalons.
ISO 7278-3:1998, Hydrocarbures liquides — Mesurage dynamique — Systèmes d'étalonnage des compteurs
volumétriques — Partie 3: Techniques d'interpolation des impulsions.
© ISO
3 Principes de base
3.1 Moyens d'exprimer les performances d'un compteur
L'objet de l'étalonnage d'un compteur à l'aide d'un tube étalon consiste à fournir un nombre à quatre ou cinq chiffres
significatifs (en général) — tels que 1,002 9, 0,999 8 ou 21 586 — que l'on peut utiliser ensuite pour convertir la
valeur lue sur le compteur en une valeur précise du volume traversant le compteur.
L'expression numérique des performances d'un compteur peut prendre plusieurs formes différentes, mais
seulement trois d'entre elles sont importantes pour l'opérateur du tube étalon. Elles sont présentées ci-dessous.
3.1.1 Coefficient du compteur
Les premiers compteurs de pétrole étaient du type à chambre mesureuse (voir 4.1) avec des indicateurs donnant
directement des valeurs en unités de volume telles que litres ou mètres cubes. Les lectures sur leurs indicateurs ne
sont souvent que des valeurs approximatives. Ces valeurs peuvent être corrigées pour être plus précises soit en
changeant le rapport de multiplication soit par le concept de «coefficient du compteur» Comme il peut être difficile
de parvenir à un volume donné en modifiant le rapport de multiplication, on utilise plus couramment le coefficient de
compteur, MF, défini comme étant le rapport du volume réel de liquide traversant le compteur (V) sur le volume
indiqué sur l'indicateur du compteur (V ), c'est à dire:
m
MF =VV/ (1)
m
Lors d'un étalonnage, la valeur de V est déduite à partir du tube étalon alors que V est lue directement sur
m
l'indicateur du compteur. Après quoi, lorsqu'on utilise le compteur pour mesurer le débit, les valeurs relevées
peuvent être multipliées par MF pour donner les valeurs corrigées du volume mesuré.
Le coefficient du compteur est un nombre sans dimension. Cela signifie que sa valeur est la même, quelles que
soient les unités utilisées pour mesurer le volume.
3.1.2 Facteur K
Dans les vingt-cinq dernières années, l'utilisation des compteurs à turbine (voir 4.1) s'est répandue dans l'industrie
du pétrole. En général, ils n’ont pas d'indicateur donnant des valeurs en unités de volume car leur indication
primaire est simplement un train d'impulsions électriques. Celles-ci sont collectées dans un totalisateur électronique
et le nombre d'impulsions totalisées (n) est proportionnel au volume traversant le compteur.
L'étalonnage d'un tel compteur a pour objet d'établir la relation entre n et V. L'une des façons d'exprimer cette
relation est d'utiliser une grandeur appelée facteur K, laquelle est définie comme le nombre d'impulsions émises par
le compteur lorsqu'une unité de volume est mesurée, c'est-à-dire :
Kn= V (2)
Lorsqu'on étalonne un compteur, il est nécessaire d'obtenir les valeurs simultanées de n et de V, n étant issu du
compteur et V du tube étalon. Pour la suite de l'utilisation du compteur, la procédure consiste à multiplier l'inverse
de K par le nombre d'impulsions émises par le compteur pour obtenir le volume mesuré.
Le facteur K n'est pas un nombre sans dimension. Il a les dimensions de l'inverse du volume (1/V) C'est pourquoi
sa valeur dépend des unités utilisées pour mesurer le volume. Une valeur de K exprimée en impulsions par mètre
cube, par exemple, est égale à mille fois la valeur exprimée en impulsions par litre.
3.1.3 Volume par impulsion
Comme il est plus facile de multiplier que de diviser, l’inverse de K est une grandeur beaucoup plus utile pour
l'utilisation sur le terrain que K lorsqu'il faut effectuer des calculs à la main (mais pas lorsqu’on utilise un
calculateur). Elle est appelée «volume par impulsion» (q) parce qu'elle indique le volume débité par le compteur (en
moyenne) lorsqu'une impulsion est émise. Elle est définie par l'équation
q = 1/K = V/n (3)
© ISO
q a les dimensions du volume par impulsion. Lorsqu'on multiplie le résultat par le nombre d'impulsions émises par le
compteur, on obtient le volume qui traverse le compteur.
3.1.4 Autres utilisations du coefficient de compteur, du facteur K et du volume par impulsion
Les paragraphes précédents ont montré comment le coefficient de compteur a été conçu au départ pour être utilisé
avec des compteurs à chambre mesureuse dont l'affichage se faisait en unités de volume, alors que le facteur K et
son inverse q ont été créés pour être utilisés avec des compteurs à turbine dont l'affichage est un nombre indiqué
sur un compteur d'impulsions. De nos jours, cependant, cette distinction a largement disparu. D'une part, les
compteurs à chambre mesureuse prévus pour être utilisés avec des tubes étalons sont toujours équipés de
générateurs d'impulsions électriques, si bien que, pour l'étalonnage, ils se comportent comme des compteurs à
turbine et l'on peut exprimer les résultats sous forme de valeur de K ou q. D'autre part, certains systèmes modernes
de mesurage à turbine à grand débit contiennent un module de traitement de données parfois appelé
«convertisseur», qui transforme le nombre d'impulsions émises en une valeur nominale du volume mesuré; avec ce
type de systèmes, la notion première de coefficient de compteur redevient utile dans certaines circonstances.
L'ISO 4267-2 donne des instructions détaillées concernant l'utilisation du coefficient de compteur, du facteur K ou
du volume par impulsion.
3.2 Variations des performances du compteur
La documentation des fabricants dit souvent que le facteur K d'un certain compteur a telle ou telle caractéristique,
comme s'il s'agissait de valeurs constantes. Mais ce n'est pas totalement exact. Le facteur K est affecté dans une
certaine mesure par un certain nombre de variables, dont quelques-unes sont traitées de 3.2.1 à 3.2.6.
3.2.1 Effet du débit
Les compteurs sont conçus de façon que leurs facteurs soient presque indépendants du débit dans une plage de
débits suffisamment large. Le rapport entre les débits maximum et minimum de la plage est appelé «étendue de
mesure». Les étendues de mesure des compteurs à turbine et à chambre mesureuse largement utilisés pour le
mesurage des hydrocarbures ne dépassent généralement pas 10 bien que certains compteurs spéciaux puissent
avoir des étendues de mesure nettement plus importantes. Dans cette plage de fonctionnement effective, le facteur
K ne devrait varier que d'une petite valeur par rapport à sa valeur moyenne, et la limite dans laquelle il varie
réellement — par exemple – 0,25 ou – 0,5 % — est appelée couramment la «courbe de linéarité» du compteur.
Lorsqu'on a besoin d'une information complète sur les performances d'un compteur, ce dernier doit être étalonné
pour plusieurs débits différents de façon à pouvoir établir son rapport de plage et sa courbe de linéarité. Au-delà et
en deçà de la plage de fonctionnement effective d'un compteur, le facteur K de ce dernier est susceptible de varier
tellement selon le débit qu'il n'est plus possible d'utiliser le compteur pour un mesurage précis.
3.2.2 Effet de la viscosité
Les compteurs de tous types sont affectés dans une certaine mesure par les changements de la viscosité du liquide
que l'on mesure, bien que ceux d'un certain type et d'une certaine conception soient affectés plus gravement que
d'autres. Lorsque la viscosité du liquide que l'on mesure change, il peut s'avérer nécessaire de réétalonner le
compteur. Cela dépendra
 de la variation de la viscosité;
 de la mesure dans laquelle le facteur K du compteur en question est affecté par les changements de viscosité;
 de la précision requise.
3.2.3 Effet de la température
Les changements de température affectent le coefficient du compteur de deux façons. L'expansion thermique du
compteur provoque une modification des dimensions et des jeux mécaniques, et les changements de température
provoquent une variation de la viscosité du liquide, produisant ainsi l'effet mentionné en 3.2.2. L'effet d'expansion
thermique est souvent négligeable dans les compteurs à turbine sauf lorsque de grandes variations de température
se produisent. Sur les compteurs à chambre mesureuse, l’effet d’expansion thermique est plus important car on
utilise souvent des métaux différents dans la chambre mesureuse, ce qui change les jeux mécaniques.
© ISO
3.2.4 Effet de la pression
La pression affecte également le facteur K du compteur en provoquant des changements de dimensions dans le
compteur et des changements de viscosité du liquide. L'effet de la pression sur la viscosité, cependant, est trop
faible pour être important dans la plupart des applications de comptage. L'effet dimensionnel est généralement
faible dans un compteur conçu pour un fonctionnement à haute pression, mais il peut être important sur certains
compteurs. Les changements de pression n'auront souvent pas assez d'effet sur le facteur K du compteur pour
justifier un réétalonnage.
3.2.5 Effet d'usure, d'endommagement et dépôts
Au fur et à mesure qu'un compteur s'use, son coefficient change progressivement. C'est pourquoi un compteur
utilisé pour des transferts commerciaux doit être réétalonné à intervalles réguliers pour tenir compte de cela, même
si le réétalonnage pour des raisons de modifications de viscosité et de température n'est pas nécessaire. Des
dépôts de paraffine et d'impuretés peuvent avoir des effets similaires.
L'endommagement accidentel d'un compteur est susceptible d'altérer considérablement son coefficient. Si un
compteur est démonté pour les réparations, il convient de l'étalonner après l'avoir remonté.
3.2.6 Fréquence d'étalonnage
La fréquence d'étalonnage nécessaire varie énormément, allant de plusieurs fois par jour à une fois par an, ou plus
longtemps.
Un étalonnage très fréquent se justifie souvent lorsque la quantité totale du liquide mesuré est élevée —
par exemple lorsqu'on mesure le pétrole brut pour des questions fiscales, ou dans les grandes installations de
pipelines — et dans ces circonstances, il est d'usage qu'un grand tube étalon soit «dédié» (connecté en
permanence et fixe) au système de mesurage. Les compteurs peuvent être facilement réétalonnés chaque fois que
le débit, la température ou la viscosité changent suffisamment pour que cela soit justifié ou, dans les pipelines de
pétrole brut ou de produit raffiné, chaque fois que l'on transfère un nouveau lot ou un nouveau produit. Dans
certaines circonstances, il peut y avoir un intervalle de temps prescrit, ou un volume passé prescrit après lequel il
faut réétalonner le compteur.
Dans les cas où l'on ne prescrit pas un tel niveau de précision et lorsque la viscosité et la température ne varient
pas trop, il suffit souvent de réétalonner les compteurs à intervalles prescrits, tels que chaque mois ou tous les deux
mois lorsque le système de mesurage est neuf, et pouvant aller jusqu'à une fois par semestre ou même par an
lorsque la fiabilité du compteur a été établie. Les compteurs pilotes et les jauges portables sont encore utilisés
fréquemment pour cela, mais l'utilisation de tubes étalons mobiles est maintenant tout à fait commune et la
présente partie de l’ISO 7278 couvre donc leur fonctionnement ainsi que celui des tubes étalons fixes.
3.3 Facteurs de correction
Le volume d'un tube étalon change avec la pression et la température. Il en va de même pour le volume massique
d'un liquide. Pour compenser ces changements, on utilise quatre facteurs de correction. Ceux-ci peuvent, soit être
utilisés par l'opérateur dans les calculs à la main, soit être programmés dans le calculateur associé au tube étalon.
3.3.1 Corrections pour les changements de volume du tube étalon
Pour chaque tube étalon, il y a une donnée importante que l'on appelle son «volume de référence» V . Elle est
b
déterminée par une procédure d'étalonnage qui est appliquée une fois que le tube étalon est fabriqué et, par la
suite, lorsque cela est nécessaire. Il représente le volume à l'intérieur de la section étalonnée du tube étalon, pour
une pression et une température prescrites, généralement une pression relative de zéro et une température de
15 °C ou 20 °C.
Mais, ce que l'opérateur du tube étalon a besoin de savoir chaque fois qu'il effectue une opération d'étalonnage,
c'est le volume du tube étalon à la pression relative réelle et la température pendant cette opération. La pression
relative sera presque toujours au-dessus de zéro et cette pression excédentaire provoquera une légère expansion
du tube étalon. La température peut être plus élevée ou plus basse que la température de référence et elle peut
avoir pour effet de provoquer l'expansion ou la contraction du tube étalon.
© ISO
Pour obtenir le volume corrigé du tube étalon à la pression et à la température appropriées, on utilise les facteurs
C (ou CPS) [correction de la pression sur l'acier] et C (ou CTS) [correction de la température sur l'acier]. Des
ps ts
instructions détaillées pour l'utilisation de ces facteurs de correction sont données dans l'ISO 4267-2.
3.3.2 Corrections pour les changements du volume massique de liquide
Les facteurs appropriés servant à compenser l'effet de la pression et de la température sur le volume massique
(l'inverse de la masse volumique) du liquide sont C (ou CPL) [correction de la pression sur le liquide] et C (ou
pl tl
CTL) [correction de la température sur le liquide]. Leur fonction est de convertir un volume de pétrole, que l'on a
mesuré à la pression et à la température observées, en ce que l'on appelle le «volume de base», qui est le volume
qu'occuperait le pétrole pour une pression absolue d'une atmosphère normale de référence (environ 101 kPa) et
une température prescrite telle que 15 °C ou 20 °C. Des instructions détaillées portant sur l'utilisation de ces
facteurs de correction sont également données dans l'ISO 4267-2.
NOTE Les facteurs de correction mentionnés en 3.3.1 et 3.3.2 sont fonction du type de liquide, de sa masse volumique, de
sa pression, de sa température et de la pression et de la température normales de référence. Il convient de ne jamais utiliser
une valeur numérique de l'un de ces facteurs sans vérifier qu'il s'agit de la bonne valeur pour les conditions du moment.
4 Compteurs et étalons
4.1 Compteurs générateurs d'impulsions
Actuellement, il n'y a que deux types fondamentaux de compteurs générateurs d'impulsions qui soient
communément utilisés pour le mesurage de haute précision des liquides dans l'industrie pétrolière.
Le premier type est le compteur à turbine. Il est essentiellement constitué d'une hélice ou «turbine» tournant
librement, montée sur des paliers axiaux dans une courte longueur de tuyau. Lorsque le liquide coule dans le tuyau,
la turbine tourne à une vitesse qui est pratiquement proportionnelle au débit et délivre une série d’impulsions
électriques. Les impulsions sont introduites dans un totalisateur électronique et l'on en déduit le volume total
traversant le compteur. Se reporter à l’ISO 2715 pour plus d’information.
Le second type est le compteur à chambre mesureuse anciennement appelé compteur «à déplacement positif» ou
«PD meter». De nombreux types de compteurs de ce genre sont actuellement utilisés et décrits dans l’ISO 2714.
On peut les imaginer comme des dispositifs ressemblant à une pompe à pistons plongeurs ou rotative ou peut être
une pompe à engrenages qui est actionnée par le liquide au lieu d'être entraînée par un moteur externe. Le nombre
de tours du compteur est essentiellement proportionnel au volume total traversant le compteur et il est normalement
affiché sur un indicateur mécanique entraîné par un jeu d'engrenages. Si l'on installe un générateur d'impulsions
électriques sur le compteur à chambre mesureuse, son signal de sortie peut être traité comme celui d'un compteur
à turbine. En particulier, ce type de compteurs peut être directement étalonné avec un tube étalon alors que cela
est impossible pour les compteurs à chambre mesureuse sans sortie électrique.
4.2 Sources d'erreur des compteurs en service
Pour qu'un compteur générateur d'impulsions donne des résultats précis, il doit satisfaire aux trois prescriptions
suivantes:
 il doit être en bon état mécanique et électrique;
 les caractéristiques du liquide doivent être adaptées pour le mesurage et l’étalonnage;
 le système doit être conçu de telle façon que le totalisateur compte le même nombre d'impulsions que le
compteur n'en génère, ni plus, ni moins.
La première prescription est trop évidente pour que l'on ait besoin de la développer, mais les deux autres posent
des problèmes particuliers qui seront expliqués en 4.2.1 et 4.2.2.
4.2.1 Conditions d'écoulement
Les quatre problèmes principaux que pose le liquide en circulation sont les solides entraînés, l'air entraîné, la
cavitation et la rotation de la veine liquide.
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Il convient de prévoir un filtrage adéquat en amont du compteur.
L'air entraîné affecte chaque type de compteur, mais ses effets sont généralement plus graves et moins prévisibles
avec des compteurs à turbine qu'avec des compteurs à chambre mesureuse. L'air ou le gaz peut entrer de
plusieurs façons dans le liquide mesuré. Lorsqu'on remplit de liquide un système, il convient d’évacuer l'air ou le
gaz qui s'y trouvait initialement. Si la purge n'est pas faite correctement, il peut rester des poches d'air ou de gaz
dans la canalisation qui passera ensuite par le compteur. Si une pompe aspire du liquide d'un réservoir où l'on a
laissé le niveau descendre trop bas, il est probable qu'un vortex se formera et aspirera de l'air. Lorsque cela risque
d'arriver, on installe souvent un dispositif appelé «séparateur de gaz», «séparateur d'air» ou «éliminateur d'air» en
amont du compteur pour enlever tout l'air ou le gaz qui arriverait dans le compteur. En outre, de l’air ou du gaz peut
entrer dans un système dont la pression serait inférieure à la pression atmosphérique.
Des bulles d'air ou de gaz peuvent également se former juste à l'intérieur du liquide par un processus appelé
«cavitation». Ce phénomène se produit chaque fois qu'il y a des zones locales de basse pression qui peuvent
occasionner la libération de l'air ou du gaz dissous dans le liquide. Ce type de cavitation produit de nombreuses
petites bulles. Ces bulles minuscules ne peuvent pas être éliminées par un séparateur d'air et il n'y a donc aucun
remède à la cavitation — il faut simplement empêcher que cela se produise. Pour cela, la pression en aval du
compteur ne doit pas être inférieure au minimum spécifié par le fabricant du compteur.
Une autre forme de cavitation peut affecter les liquides volatils tels que le pétrole brut, le gaz naturel liquéfié,
l'essence, le gaz de pétrole liquéfié, etc. Une pression à l'intérieur du compteur atteignant momentanément la
tension de vapeur, provoquera une ébullition. Lorsque cela se produit, on dit que le liquide «distille» dans le
compteur. Afin d'empêcher ce phénomène, il faut maintenir la pression dans la canalisation juste en aval du
compteur bien au-dessus de la tension de la vapeur. La plupart des fabricants de compteurs donnent des règles
concernant la valeur dont la pression en aval du compteur doit dépasser la tension de la vapeur. L'ISO 2715 donne
également des règles générales pour la contre pression dans les compteurs à turbine.
Juste en aval d'une vanne partiellement ouverte, d'un coude ou de raccords de tuyaux de plusieurs sortes, il peut
se produire une rotation du liquide circulant dans la canalisation. En d'autres termes, la veine fluide peut entrer en
rotation en plus de son mouvement linéaire. Le tourbillon a peu d'effet ou même aucun effet sur le fonctionnement
des compteurs à chambre mesureuse, mais il affecte gravement le fonctionnement des compteurs à turbine. Pour
supprimer tout tourbillon éventuel, on a l'habitude d'installer un système appelé «dispositif de tranquillisation» en
amont d'un compteur à turbine.
4.2.2 Perturbations électriques
Un totalisateur d'impulsions peut manquer certaines impulsions générées par le compteur, auquel cas la valeur
relevée sera trop faible. Ou bien, il peut lire certaines impulsions que le compteur n'a pas générées, auquel cas la
valeur lue sera trop élevée.
S'il compte trop peu d'impulsions, ce sera généralement dû à un réglage incorrect du seuil de détection ou à un
défaut électrique. En réglant le seuil de détection ou en rectifiant l'éventuel défaut électrique, ce problème peut
généralement être réglé entièrement.
Le comptage d'impulsions parasites cependant, est susceptible de créer un problème plus sérieux. Ce problème est
traité dans le détail dans l'ISO 6551 et on ne donne ici qu'un aperçu du sujet.
Les impulsions parasites peuvent apparaître de deux façons:
 par des surtensions dans le réseau électrique qui alimente le totalisateur d'impulsions;
 par rayonnement électromagnétique.
La première est aussi appelée «parasite d’alimentation», la seconde «bruit ambiant électromagnétique». Les
fabricants sont bien au fait de ces problèmes et construisent des systèmes de mesurage bien immunisés de ces
impulsions parasites.
Ces protections comprennent habituellement
 des filtres de secteur conçus pour éliminer les parasites de l'alimentation;
 des préamplificateurs au niveau des compteurs qui garantiront un rapport signal/bruit élevé sur la ligne de
transmission et diminueront ainsi les possibilités de capter le rayonnement électromagnétique;
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 des câbles de transmission de signaux, correctement blindés, mis à la terre en un point pour éviter l'apparition
de circuits de masse.
Le cheminement d'un câble de transmission de signaux est d'une importance cruciale. Il convient qu’il soit maintenu
aussi loin que possible des câbles de puissance, et s'il doit croiser un câble de puissance, cela devrait se faire à
angle droit. Le comptage des impulsions parasites est souvent dû aux modifications non autorisées du câblage des
systèmes, effectuées par les utilisateurs d'installation qui, par inadvertance, enfreignent ces règles.
Les systèmes de mesurage sont parfois équipés d'un système double chaîne pour la génération, la transmission et
le comptage des impulsions permettant de garantir que les impulsions parasites ne sont pas comptées. Ces
systèmes ne sont pas infaillibles, mais sont une aide supplémentaire utile à la vigilance de l'opérateur.
4.3 Interpolateurs d'impulsions
Les interpolateurs d'impulsions sont des dispositifs électroniques permettant d'effectuer des comptages
d'impulsions à une fraction d'impulsion près, à partir d'un totalisateur, réduisant ainsi l'erreur d'arrondissage qui
apparaît lorsque l'on compte les impulsions lors d'une courte opération d'étalonnage, au nombre entier le plus
proche. La meilleure performance est obtenue avec les compteurs dont les impulsions sont émises à intervalles
réguliers.
L'utilisation d'interpolateurs d'impulsions a pour objet, d’obtenir une résolution d’un dix millième lorsqu’il n’est pas
possible d’obtenir 10 000 impulsions lors d’un déplacement du mobile dans le tube étalon. L'ISO 7278-3 donne le
détail des différents systèmes d'interpolation d'impulsions.
4.4 Tubes étalons conventionnels
4.4.1 Principe de fonctionnement
Se reporter à la figure 1.
Le principe de base selon lequel fonctionne le tube étalon est représenté à la figure 1. Un corps solide appelé
«mobile» est installé dans une longueur de tuyau préparée à cet effet. Il est libre de se déplacer le long du tuyau,
mais il constitue un obturateur coulissant le long de la paroi interne du tuyau, de sorte qu'il se déplace toujours à
exactement la même vitesse que le liquide circulant dans le tuyau. Lorsque le tube étalon est connecté en série
avec un compteur, le volume que le mobile entraîne dans un temps donné est égal au volume traversant le
compteur.
Dans certains tubes étalons conventionnels, le mobile a la forme d'un piston d'acier avec des joints doubles en
élastomère, mais dans la plupart des tubes étalons conventionnels, c'est une sphère en élastomère légèrement
surdimensionnée introduite dans le tube. Afin d'assurer une bonne étanchéité et un frottement suffisamment faible,
la paroi interne du tuyau doit être lisse. Dans les tubes étalons conventionnels, cela est obtenu généralement par
un revêtement interne ou par polissage.
En deux ou plusieurs points, il y a des dispositifs appelés «détecteurs» qui sont fixés à la paroi du tuyau. Ils
émettent un signal électrique au moment précis où le mobile les atteint. Lorsque le mobile atteint le premier
détecteur, on utilise son signal pour commencer le comptage des impulsions provenant du compteur. Lorsque le
mobile atteint le second détecteur, on utilise son signal pour arrêter le comptage des impulsions. Le nombre total
d'impulsions est donc le nombre émis par le compteur pendant le déplacement du mobile entre les deux détecteurs.
Le volume de référence du tube étalon (à la pression et à la température de référence) est le volume de liquide
poussé par le mobile se déplaçant d'un détecteur à l'autre. Il est obtenu avec précision à partir d'un étalonnage
préalable du tube étalon. Il est donc possible de déterminer le nombre d'impulsions émises par le compteur lorsqu'il
est traversé par un volume de liquide connu.
4.4.2 Types de tubes étalons conventionnels
À la fin d'une opération, le mobile doit retourner à son point de départ d'une façon ou d'une autre, et il existe deux
méthodes pour y arriver. Dans l'étalon unidirectionnel, le mobile se déplace dans une boucle de tuyauterie fermée
et termine ainsi son passage à proximité de son point de départ, alors que dans l'étalon bidirectionnel, il est
possible d'inverser le flux traversant l'étalon et d'obliger le mobile à faire le même chemin en sens inverse. Ce sont
de loin les types d'étalons les plus répandus et ce sont là les deux systèmes dont traite la présente partie de
l’ISO 7278. Ils sont décrits en détail en 4.4.2.1 et 4.4.2.2.
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Légende
1 Longueur de référence 4 Paroi interne du tube
2 Détecteurs 5 Mobile
3 Sens d'écoulement 6 Joint
Figure 1 — Principe d'utilisation d'un tube étalon
4.4.2.1 Tube étalon conventionnel unidirectionnel
Se reporter à la figure 2.
La forme la plus usuelle du tube étalon unidirectionnel est représentée schématiquement à la figure 2. Il utilise
comme mobile une sphère élastique et comprend un lanceur de sphère qui est monté en position verticale de façon
que la sphère puisse le traverser lorsqu'il fonctionne. Après l'avoir traversé, la sphère arrive dans le flux de liquide
et se trouve poussée dans la boucle du tube. Au bout de ce circuit, elle tombe dans la position de repos juste
au-dessus du lanceur, où elle reste jusqu'à ce qu'il soit manœuvré pour lancer la sphère pour le prochain essai.
Tant que le lanceur n'est pas complètement fermé, il offre un passage par lequel une partie du liquide qui coule
peut bipasser le tube étalon. Il est essentiel que la sphère n'entre pas dans la longueur de référence du tube étalon
tant que l'écoulement dans le lanceur n'a pas complètement cessé. Une longueur préalable (ou longueur de
démarrage) de tuyauterie est donc prévue entre le point d'entrée de la sphère et le premier détecteur afin de laisser
au lanceur le temps de se fermer avant que la sphère n'atteigne le détecteur. Ce type de tube étalon ne doit jamais
être utilisé à plus que son débit nominal, sinon cette longueur de démarrage pourrait s'avérer inadéquate. Certains
tubes étalons peuvent également être équipés de systèmes mécaniques de maintien de la sphère près du début de
son parcours jusqu'à la fermeture complète du lanceur; par ce moyen, la longueur de démarrage peut être
considérablement réduite.
Les conceptions moins usuelles du tube étalon unidirectionnel utilisent deux ou trois sphères au lieu d'utiliser un
lanceur.
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Légende
1 Vanne d'isolement et de purge 9 Sphère
2 Guide de sphère 10 Évent
3 Détecteur 2 11 Robinet de purge avec contrôle d'étanchéité
4 Volume étalonné 12 Détecteur 1
5 Porte du lanceur 13 Totalisateur d'impulsions
6 Dispositif lanceur 14 Compteur en étalonnage
7 Vanne avec contrôle d'étanchéité 15 Sens d'écoulement
8 Liaisons électriques
Figure 2 — Exemple de tube étalon unidirectionnel
4.4.2.2 Tube étalon conventionnel bidirectionnel
Se reporter à la figure 3.
Les tubes étalons bidirectionnels peuvent utiliser comme mobile, soit une sphère, soit un piston. On utilise plus
communément les sphères, car elles se déplacent dans les coudes, et l'on peut donc construire un tube étalon
bidirectionnel à sphère en forme de boucle compacte de tuyauterie, comme pour l'exemple représenté
schématiquement à la figure 3.
Dans cette version, on utilise une vanne à quatre voies pour permettre d'inverser le sens d'écoulement dans le tube
étalon alors que l'écoulement dans le compteur est inchangé. (Dans certains tubes étalons, on utilise parfois une
série de quatre vannes à deux voies reliées entre elles pour inverser le sens d'écoulement au lieu d'une vanne à
quatre voies.) La sphère de la figure 3 est présentée dans la position qu'elle occupe à la fin d'une opération
© ISO
d'étalonnage. La sphère commencera à se déplacer sur son chemin de retour dès que le changement de position
de la vanne commence à inverser le sens d'écoulement, mais elle n'atteindra sa pleine vitesse que lorsque le
mouvement de la vanne sera terminé. La longueur de démarrage doit être suffisamment importante pour garantir
que le fonctionnement de la vanne est terminé avant que la sphère n'entre dans la partie étalonnée de référence.
Certains tubes étalons bidirectionnels sont équipés d'un système maintenant la sphère en position de repos lorsque
la vanne à quatre voies effectue sa rotation. Une fois que l'on a complètement inversé l'écoulement, la sphère est
libérée de façon à entrer brusquement dans le courant de liquide qui est déjà à pleine vitesse. Par conséquent, la
sphère est forcée d'accélérer pour arriver à la pleine vitesse très rapidement et les longueurs de démarrages
peuvent donc être plus courtes sur les tubes étalons de ce type.
Les détecteurs de sphère ne sont jamais tout à fait symétriques pendant leur fonctionnement, et par conséquent, le
volume étalonné effectif lorsque la sphère se déplace entre le détecteur 1 et le détecteur 2 (V ) est différent de
1,2
celui parcouru en sens inverse (V ) .Il est par conséquent usuel de prendre la somme de (V + V ) comme
2,1 1,2 2,1
volume de référence de l'étalon; on l'appelle le «volume aller-retour». De même, il est d'usage que le totalisateur
connecté à un tube étal
...