ISO 11223:2004
(Main)Petroleum and liquid petroleum products — Direct static measurements — Measurement of content of vertical storage tanks by hydrostatic tank gauging
Petroleum and liquid petroleum products — Direct static measurements — Measurement of content of vertical storage tanks by hydrostatic tank gauging
ISO 11223:2004 gives guidance on the selection, installation, commissioning, maintenance, validation and calibration of hydrostatic tank-gauging (HTG) systems for the direct measurement of static mass in petroleum storage tanks. It is intended to cover custody transfer applications, although details of other, less accurate, measurements are included for information. It also gives guidance on calculations of standard volume from measured mass and independently measured reference density. Information is also included on measurements of observed and standard volume using density measured by the HTG system itself. ISO 11223:2004 is applicable to hydrostatic tank-gauging systems which use pressure sensors with one port open to the atmosphere. It is applicable to the use of hydrostatic tank gauging on vertical, cylindrical, atmospheric storage tanks with either fixed or floating roofs. ISO 11223:2004 is not applicable to the use of hydrostatic tank gauging on pressurized tanks.
Pétrole et produits pétroliers liquides — Mesurage statique direct — Mesurage du contenu des réservoirs verticaux de stockage par jaugeage hydrostatique des réservoirs
L'ISO 11223:2004 donne des indications concernant le choix, l'installation, la mise en service, la maintenance, la validation et l'étalonnage des systèmes de jaugeage hydrostatique de réservoirs (JHR) utilisés pour le mesurage direct de la masse statique contenue dans les réservoirs de stockage de produits pétroliers. Elle est prévue pour couvrir les applications de transferts à des fins de transactions commerciales, néanmoins des détails relatifs à d'autres mesurages moins précis sont inclus pour information. Elle donne aussi des indications sur le calcul du volume de référence à partir de la masse mesurée et de la masse volumique de référence mesurée séparément. Des renseignements sur le mesurage du volume observé et du volume aux conditions de référence à partir de la masse volumique mesurée par le système de JHR lui-même, sont également inclus. L'ISO 11223:2004 est applicable aux systèmes de jaugeage hydrostatique de réservoirs faisant appel à des capteurs de pression ayant un orifice ouvert à l'atmosphère. Elle est applicable à l'utilisation du jaugeage hydrostatique des réservoirs de stockage verticaux, cylindriques et à pression atmosphérique, à toit fixe ou à toit flottant. L'ISO 11223:2004 n'est pas applicable à l'utilisation du jaugeage hydrostatique des réservoirs sous pression.
General Information
Relations
Standards Content (Sample)
INTERNATIONAL ISO
STANDARD 11223
First edition
2004-08-15
Petroleum and liquid petroleum
products — Direct static
measurements — Measurement of
content of vertical storage tanks by
hydrostatic tank gauging
Pétrole et produits pétroliers liquides — Mesurage statique direct —
Mesurage du contenu des réservoirs verticaux de stockage par
jaugeage hydrostatique des réservoirs
Reference number
©
ISO 2004
PDF disclaimer
This PDF file may contain embedded typefaces. In accordance with Adobe's licensing policy, this file may be printed or viewed but
shall not be edited unless the typefaces which are embedded are licensed to and installed on the computer performing the editing. In
downloading this file, parties accept therein the responsibility of not infringing Adobe's licensing policy. The ISO Central Secretariat
accepts no liability in this area.
Adobe is a trademark of Adobe Systems Incorporated.
Details of the software products used to create this PDF file can be found in the General Info relative to the file; the PDF-creation
parameters were optimized for printing. Every care has been taken to ensure that the file is suitable for use by ISO member bodies. In
the unlikely event that a problem relating to it is found, please inform the Central Secretariat at the address given below.
© ISO 2004
All rights reserved. Unless otherwise specified, no part of this publication may be reproduced or utilized in any form or by any means,
electronic or mechanical, including photocopying and microfilm, without permission in writing from either ISO at the address below or
ISO's member body in the country of the requester.
ISO copyright office
Case postale 56 • CH-1211 Geneva 20
Tel. + 41 22 749 01 11
Fax + 41 22 749 09 47
E-mail copyright@iso.org
Web www.iso.org
Published in Switzerland
ii © ISO 2004 – All rights reserved
Contents Page
Foreword. iv
Introduction . v
1 Scope. 1
2 Normative references . 1
3 Terms and definitions. 2
4 System description . 6
4.1 General. 6
4.2 Sensors . 7
4.3 HTG data processor. 8
5 Installation and initial commissioning. 9
5.1 Pressure sensors . 9
5.2 Temperature sensors. 13
5.3 Reference points for the HTG system. 14
5.4 Commissioning . 14
6 Maintenance . 16
6.1 General. 16
6.2 Validation . 16
6.3 Calibration. 18
7 Safety. 20
7.1 Mechanical safety . 20
7.2 Electrical safety. 20
Annex A (normative) Calculation overview . 21
Annex B (normative) Volume measurement using independent density. 36
Annex C (informative) Volume measurement with density measured by hydrostatic tank gauge . 38
Annex D (normative) Second-order influences. 53
Bibliography . 54
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.
International Standards are drafted in accordance with the rules given in the ISO/IEC Directives, Part 2.
The main task of technical committees is to prepare International Standards. 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.
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.
ISO 11223 was prepared by Technical Committee ISO/TC 28, Petroleum products and lubricants,
Subcommittee SC 3, Static petroleum measurement.
This first edition of ISO 11223 cancels and replaces ISO 11223-1:1995, which has been technically revised.
iv © ISO 2004 – All rights reserved
Introduction
Hydrostatic tank gauging (HTG) is a method for the determination of total static mass of liquid petroleum and
petroleum products in vertical cylindrical storage tanks.
HTG uses high-precision stable pressure sensors mounted at specific locations on the tank shell.
Total static mass is derived from the measured pressures and the tank capacity table. Other variables, such
as level, observed and standard volumes and observed and reference densities, can be calculated from the
product type and temperature using the established industry standards for inventory calculations.
The term “mass” is used in this International Standard to indicate mass in vacuum (true mass). In the
petroleum industry, it is not uncommon to use apparent mass (in air) for commercial transactions.
INTERNATIONAL STANDARD ISO 11223:2004(E)
Petroleum and liquid petroleum products — Direct static
measurements — Measurement of content of vertical storage
tanks by hydrostatic tank gauging
1 Scope
This International Standard gives guidance on the selection, installation, commissioning, maintenance,
validation and calibration of hydrostatic tank-gauging (HTG) systems for the direct measurement of static
mass in petroleum storage tanks. It is intended to cover custody transfer applications, although details of other,
less accurate, measurements are included for information. It also gives guidance on calculations of standard
volume from measured mass and independently measured reference density. Information is also included on
measurements of observed and standard volume using density measured by the HTG system itself.
This International Standard is applicable to hydrostatic tank-gauging systems which use pressure sensors with
one port open to the atmosphere. It is applicable to the use of hydrostatic tank gauging on vertical, cylindrical,
atmospheric storage tanks with either fixed or floating roofs.
This International Standard is not applicable to the use of hydrostatic tank gauging on pressurized tanks.
2 Normative references
The following referenced documents are indispensable for the application 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 91-1:1992, Petroleum measurement tables — Part 1: Tables based on reference temperatures of
15 degrees C and 60 degrees F
ISO 91-2:1991, Petroleum measurement tables — Part 2: Tables based on a reference temperature of
20 degrees C
ISO 1998 (all parts), Petroleum industry — Terminology
ISO 3170:2004, Petroleum liquids — Manual sampling
ISO 3675:1998, Crude petroleum and liquid petroleum products — Laboratory determination of density —
Hydrometer method
ISO 3838:2004, Crude petroleum and liquid or solid petroleum products — Determination of density or relative
density — Capillary-stoppered pyknometer and graduated bicapillary pyknometer methods
ISO 3993:1984, Liquefied petroleum gas and light hydrocarbons — Determination of density or relative
density — Pressure hydrometer method
ISO 4266-4:2002, Petroleum and liquid petroleum products — Measurement of level and temperature in
storage tanks by automatic methods — Part 4: Measurement of temperature in atmospheric tanks
ISO 4267-2:1988, Petroleum and liquid petroleum products — Calculation of oil quantities — Part 2: Dynamic
measurement
ISO 4268:2000, Petroleum and liquid petroleum products — Temperature measurements — Manual methods
ISO 4512:2000, Petroleum and liquid petroleum products — Equipment for measurement of liquid levels in
storage tanks — Manual methods
ISO 7078:1985, Building construction — Procedures for setting out, measurement and surveying —
Vocabulary and guidance notes
ISO 7507-1:2003, Petroleum and liquid petroleum products — Calibration of vertical cylindrical tanks —
Part 1: Strapping method
1)
ISO 9857:— Petroleum and liquid petroleum products — Continuous density measurement
ISO 12185:1996, Crude petroleum and petroleum products — Determination of density — Oscillating U-tube
method
IEC 60079-0:2004, Electrical apparatus for explosive gas atmospheres — Part 0: General requirements
API, Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 3 — Tank Gauging Section 1A — Standard
Practice for the Manual Gauging of Petroleum and Petroleum Products, First Edition
3 Terms and definitions
For the purposes of this document, the following terms and definitions apply.
3.1
ambient air density
density of ambient air at the tank side on which the pressure sensors are mounted
3.2
ambient air temperature
representative temperature of the ambient air at the tank side on which the HTG pressure sensors are
mounted
3.3
apparent mass in air
value obtained by weighing in air against standard masses without making correction for the effect of air
buoyancy on either the standard masses or the object weighed
[ISO 3838]
3.4
capacity table
table, often referred to as a tank table or a tank calibration table, showing the capacities of, or volumes in a
tank corresponding to various liquid levels measured from a stable reference point
[ISO 7507-1]
3.5
critical zone height
upper limit of the critical zone; the level at which one or more of the floating-roof or floating-blanket legs first
touch the tank bottom
1) To be published.
2 © ISO 2004 – All rights reserved
3.6
critical zone
level range through which the floating roof or floating blanket is partially supported by its legs
3.7
density
mass of the substance divided by its volume
[ISO 3838]
NOTE When reporting the density, it is necessary to explicitly state the unit of density used, together with the
temperature. The standard reference temperature for international trade in petroleum and its products is 15 °C (see
ISO 5024). Other reference temperatures might be required for legal metrology or other special purposes (see ISO 3993).
3.8
dip
innage
depth of a liquid in a tank
[adapted from ISO 7507-1]
3.9
dipped volume
observed volume of product, sediment and water, calculated from the dip level and the tank capacity table
3.10
fixed-roof tank
vertical cylindrical storage vessel with either a cone- or domed-shaped roof of either the non-pressurized
(freely vented) type or the low-pressure type
[ISO 1998]
3.11
floating blanket
cover
screen
light-weight cover of either metal or plastic material designed to float on the surface of the liquid in a fixed-roof
tank
NOTE The blanket is used to retard the evaporation of volatile products in a tank.
[adapted from ISO 7507-1]
3.12
floating-roof mass
value of the floating-roof mass, inclusive of any mass load on the roof, manually entered in the data processor
3.13
floating-roof tank
tank in which the roof floats freely on the surface of the liquid contents except at low levels when the weight of
the roof is taken, through its supports, by the tank bottom
[ISO 7507-1]
3.14
free-water level
level of any water and sediment that exist as a separate layer underneath the product
3.15
gross standard volume
volume of oil, including dissolved water, suspended water and suspended sediment, but excluding free water
and bottom sediment, calculated at standard conditions
3.16
head mass
total measured mass between the HTG bottom sensor and the top of the tank
3.17
heel space
space inside the tank, below the bottom HTG sensor
3.18
HTG reference point
stable reference point from which the HTG sensor positions are measured
3.19
hydrostatic tank gauging
HTG
method of direct measurement of liquid mass in a storage tank based on measuring static pressures caused
by the liquid head above the pressure sensor
3.20
in-tank vapour density
density of the gas or vapour (mixture) in the ullage space at the observed conditions of product temperature
and pressure
3.21
observed density
value obtained at a test temperature which differs from the calibration temperature of the apparatus
[adapted from ISO 3838]
3.22
pin height
lower limit of the critical zone, i.e. the level at which the floating roof or floating blanket rests fully on its legs
3.23
product heel mass
mass of product below the bottom HTG sensor
3.24
product heel volume
observed volume of product below the bottom HTG sensor, calculated by subtracting the water volume from
the total heel volume
3.25
product mass
sum of the head mass and the product heel mass, reduced by the floating-roof mass (if applicable) and the
vapour mass
3.26
product temperature
temperature of the tank liquid in the region where the HTG measurements are performed
3.27
reference density
density at the reference temperature
4 © ISO 2004 – All rights reserved
3.28
reference temperature
temperature to which reference density and standard volumes are referred
3.29
tank average cross-sectional area
average cross-sectional area between the level of the bottom HTG sensor and the dip level, over which the
hydrostatic pressures are integrated in order to obtain the head mass
3.30
tank lip
tank bottom plate on the outside of the tank shell
3.31
tank shell
outer casing of a storage tank that on land is secured to the ground and includes the roof, if it is a fixed-roof
tank (3.10)
3.32
total heel volume
observed volume below the bottom HTG sensor, calculated from the level of the bottom sensor and the tank
capacity table, corrected for observed temperature
3.33
total volume
indicated volume, including all water and sediment without correction for temperature and pressure.
[adapted from ISO 4267-2]
3.34
ullage pressure
absolute pressure of the atmosphere (air or vapour) inside the tank, above the product
3.35
vapour relative density
ratio of molecular mass of vapour (mixture) to that of air (mixture)
3.36
water volume
observed volume of free sediment and water, calculated from the free water level and the tank capacity tables
3.37
ullage
outage
capacity of the tank not occupied by the liquid
[ISO 7507-1]
3.38
uncertainties
unless stated otherwise, all uncertainties, including maximum permissible errors, are assumed to be extended
uncertainties with coverage factor k = 2
4 System description
4.1 General
A hydrostatic tank gauging (HTG) system is a static mass-measuring system. It uses pressure and
temperature inputs, the parameters of the tank and of the stored liquid to compute the mass of the tank
contents and other variables as described in Table 1 and Annex A (see Figure 1).
Determination of the other variables shown in brackets in Figure 1 is not included in the scope of this
International Standard. However, information on them is given in Annexes B and C.
Key
1 storage tank
2 sensor P3 (ullage pressure)
3 sensor P2 (density measurements)
4 liquid temperature sensor
5 sensor P1 (liquid head measurements)
6 ambient pressure sensor
7 ambient temperature sensor
8 HTG processor (calculations)
9 HTG interface (display, printing, configuration, control)
a
Calculated outputs: mass (volume, density, level).
b
Input parameters: tank, ambient, sensor, liquid.
Figure 1 — HTG system — Functional diagram
6 © ISO 2004 – All rights reserved
4.2 Sensors
4.2.1 Pressure sensors
The hydrostatic tank gauging (HTG) system consists of up to three pressure sensors mounted on the tank
shell. An ambient air pressure sensor (Pa) may be installed for measurements requiring high accuracy.
Sensor P1 is installed at or near the tank bottom.
Sensor P2 is the middle pressure sensor and is required for the calculation of density and levels. If the product
density is known, the HTG system can operate without sensor P2 (in the absence of P2, the density data
should be manually entered in the data processor). Sensor P2, if installed, should be at a fixed vertical
distance above sensor P1.
Sensor P3 is the tank ullage space pressure sensor, normally installed on the tank roof. If the tank is freely
vented, the HTG system can operate without P3. P3 is not required on floating-roof tanks.
4.2.2 Temperature sensors
Temperature sensors may be included to measure the temperature of the tank contents (T) and of the ambient
air (T ).
a
The tank content (product) temperature is needed for
a) calculation of volumetric expansion of the tank shell;
b) calculation of reference density from observed density (used in HTG systems which calculate level and
density as well as mass).
If the reference density is known and sensor P2 is not used, a temperature sensor may still be required for
calculation of observed density.
The ambient air temperature is needed for
a) calculation of ambient air density;
b) calculation of volumetric expansion of the tank shell;
c) corrections for thermal expansion of the tie bars to sensor P1 and between sensors P1 and P2.
4.2.3 System configuration
4.2.3.1 General
The sensor configurations vary depending on the application and data required. Some of the more common
variations are as described in 4.2.3.2 to 4.2.3.5.
4.2.3.2 Known liquid density
Sensor P2 is normally used for the automatic measurement of the tank liquid density. It is not required if the
average liquid density is known.
4.2.3.3 Known ullage pressure
Sensor P3 is not required for those tanks which are vented to atmosphere (the ullage gauge pressure
equals 0). This includes all floating-roof tanks and all fixed-roof tanks that are freely vented or that have
gauging hatches that are not sealed.
NOTE 1 Tanks with pressure/vacuum (PV) relief valves are not considered as vented to atmosphere for the purposes
of hydrostatic gauging. Their ullage pressures normally vary more than the expected uncertainties of pressure
measurements.
NOTE 2 Tank ullage pressure on atmospheric fixed-roof tanks might differ slightly from atmospheric pressure during
transfers to and from the tank. Since inventory measurements are not taken during a transfer, errors due to this effect are
not significant.
If the ullage pressure is known, pressure p may be entered into the data processor as a constant and
sensor P3 omitted on non-vented tanks.
4.2.3.4 Known tank liquid temperature
Tank liquid and ambient temperatures are used to correct for shell thermal expansion. The tank liquid
temperature sensor is not required for mass measurement if the temperature of the liquid in the tank is known
(see ISO 4266-4 or ISO 4268).
4.2.3.5 Varying atmospheric conditions
Ambient temperature and pressure sensors may be used to remove secondary errors for measurements
requiring high accuracy. Single measurements of ambient air temperature and pressure may be used for all
tanks at the same location.
4.3 HTG data processor
A processor receives data from the sensors and uses the data together with the tank and liquid parameters to
compute the mass inventory in the storage tank (see Figure 1).
The stored parameters fall into four groups: tank data, sensor data, liquid data and ambient data (see Table 1).
Those parameters in Table 1 that are required by the application should be programmed into the HTG system.
NOTE The data processor can also calculate level, observed and standard volumes, and observed and reference
densities. These calculations are given for information in Annex A.
When the product level drops below the level of the sensor P2, density can no longer be measured by HTG.
Below this level, the last measured value of product density may be used.
The data processor may be dedicated to a single tank or it may be shared among several tanks. The
processor may also perform linearization and/or temperature-compensation corrections for the pressure
sensors.
All variables provided by the data processor can be displayed, printed or communicated to another processor.
Computations normally performed by the data processor are described in Annex A
8 © ISO 2004 – All rights reserved
Table 1 — Stored parameters for HTG data processing
Parameter group Parameter Remarks
Tank data Tank roof type Fixed or floating or both
Tank roof mass Floating roofs only
Critical zone height Floating roofs only
Pin height Floating roofs only
Tank wall type Insulated or non-insulated
Tank wall material Two thermal expansion constants (see ISO 7507-1)
Tank capacity table Volumes at given levels
Temperatures to which the tank capacity table was
Tank calibration temperature
corrected
HTG sensor data Sensor configuration Tank with 1, 2 or 3 sensors
HTG reference point height To tank calibration datum point
P1 sensor height To HTG reference point
P2 sensor height Referenced to P1
P3 sensor height Referenced to P1
Liquid data Liquid density If no P2 sensor
Liquid expansion coefficients See ISO 91-1 and ISO 91-2
Free water level —
Ambient data Local acceleration due to gravity Obtained from a recognized source
Ambient temperature Optional
Ambient pressure Optional
5 Installation and initial commissioning
5.1 Pressure sensors
5.1.1 Selection of pressure sensors
The pressure sensors should be selected in accordance with the uncertainty calculation. The maximum
permissible errors for custody transfer applications are given in Table 2. These figures are considered to be
extended uncertainties with a coverage factor k = 2.
Table 2 — Maximum permissible errors for pressure sensor(s) for custody transfer applications
Maximum permissible error of pressure sensors
a
P1
P3
Zero error Linearity error Zero error Linearity error
Pa % of reading Pa % of reading
± 50 ± 0,07 ± 24 ± 0,2
a
If P3 is used.
The range of pressure sensor P3 may be much smaller than that chosen for pressure sensor P1 because the
gauge vapour pressure is typically limited to a maximum of approximately 5 kPa.
Zero and linearity errors should be assessed independently of one another. The requirements for linearity
errors also apply to differences in readings for a single pressure sensor.
The combination of zero and linearity errors influences the uncertainties of inventory measurements.
For transfers, uncertainties are those of pressure differences between the start and the end of transfers. Zero
errors (partly) cancel out and transfer uncertainties are primarily those of linearity.
Analogue or digital sensor output should be selected as appropriate in order to meet the accuracy
requirements.
5.1.2 Tank preparation
5.1.2.1 General
Prior to installation of the HTG pressure sensors, it is necessary to perform the activities given in 5.1.2.2 to
5.1.2.5.
5.1.2.2 Selection of sensor positions
All HTG pressure sensors external to the tank should be installed on the same side of the tank and, if
necessary, should be protected from sun and wind.
The pressure tappings on the tank wall should be located where the product is relatively static. Product
movements caused by pumping or mixing operations may produce additional static pressures.
Pressure sensor P1 is the lowest of the pressure sensors, mounted a distance H from the HTG reference
b
point. Sensor P1 should be installed as low as possible on the tank, but above the level of any sediment or
water.
Pressure sensor P2, if used, is located a vertical distance H above sensor P1. The maximum P2-to-P1 vertical
distance is not specified, the restricting factor being that when the liquid level drops below sensor P2, the
observed density can no longer be measured. The minimum P2-to-P1 vertical distance depends on the
requirements for density measurement accuracy and on the sensor performance. Usually, sensor P2 is
installed approximately 2 m to 3 m above sensor P1.
Pressure sensor P3, if used on fixed-roof tanks, should be installed so that it always measures the vapour-
phase pressure. If it is mounted on the roof, a sun/wind shade should be provided.
5.1.2.3 Process taps
Process taps and block valves should be fitted to the tank either when the tank is out of service or when using
prescribed hot-tap techniques.
5.1.2.4 HTG reference point
The location of the HTG reference point for each tank should be established. If necessary, the height of the
HTG reference point for each tank may be referred to the tank calibration datum point using optical-surveying
techniques (see ISO 7078).
5.1.2.5 Tie bars
Tie bars are used to prevent excessive movement of the HTG pressure sensors relative to the HTG reference
point due to bulging of the tank as the tank is filled (see 5.1.4 and Annex D). The need for tie bars may be
assessed by direct measurement on the tanks or from an assessment of the tank construction parameters. If
they are necessary, a detailed technical evaluation should be undertaken as to the number and the design of
the tie bars.
10 © ISO 2004 – All rights reserved
5.1.3 Pressure sensor installation
5.1.3.1 Process connections
All pressure sensor installations should allow in situ isolation from the tank and connection to a
testing/calibration device (prover). Block valves should be used to isolate the pressure sensors from the tank.
Bleed vents may be sufficient for connections to provers. Sensors should be installed such that the sensor
diaphragm remains covered with liquid during operation. Drain valves should be provided to allow draining of
the process fluid when calibration or verification of the system is required.
5.1.3.2 Protection against overpressure
Closing the block valves without opening the bleed vent will create a pocket of trapped liquid whose thermal
expansion or contraction may over-pressurize the sensor. Depending on the design of the block valve, closing
the valve may result in the displacement of fluid, which may also result in over-pressurizing of the sensors.
Pressure snubbers between the block valves and the sensors may be required to avoid over-pressurizing the
sensors. Alternatively, the bleed vent may be opened to relieve pressure build-up as the block valve is closed.
5.1.4 Determination of pressure sensor position
Sensor positions should be measured to the effective centres of the pressure sensors. Since the sensor
diaphragms are not normally accessible, external reference markings on the sensor body should be provided.
An estimate of the uncertainty in the external reference marking should also be provided.
The uncertainties of the sensor positions and those of the distances between sensors are important for
achieving a high accuracy of HTG measurement. Guidelines for distance measurement uncertainties are as
follows.
a) P1 sensor height, H , above the HTG reference point is used to calculate the tank bottom mass. The
b
uncertainty of the P1 height measurement should not exceed 1 mm.
b) P1-to-P2 vertical distance, H, is used to calculate the observed density, which in turn is used to calculate
the heel mass. The uncertainty of the vertical distance P1-to-P2 should not exceed 1 mm.
c) P1-to-P3 vertical distance, H, is used to calculate the magnitude of vapour mass and the effects of
t
ambient air. Both the vapour mass and the ambient air are secondary correction factors which are subject
to a number of approximations. The uncertainty of the vertical height, H , should not exceed 50 mm.
t
5.1.5 Limitation of pressure sensor movement
Tank walls undergo hydrostatic deformation during tank filling and discharge. This results in movements of the
sensors, such that the height of sensor P1 above the HTG reference point and the vertical distance of
sensor P2 above sensor P1 may not be constant.
Changes in sensor P1 height will have a direct effect on measured mass and should therefore be minimized.
Sensor P1 is normally mounted on the lower part of the tank where the movements of the tank shell are small
(tank datum plates fixed to the tank shell may incur similar movements). The height of sensor P1 above the
HTG reference point should be measured with the tank full and again with the tank empty. If the height
changes by more than 1 mm, a tie bar should be fitted which holds the P1 pressure sensor a constant vertical
distance above the HTG reference point.
Changes in sensor P2 vertical distance above sensor P1 affect only the HTG density and level calculations. In
vertical tanks, the effect on measured mass is negligible. If HTG is used to compute levels and densities as
well as mass, the use of a tie bar between sensors P1 and P2 should be considered to maintain a constant
vertical distance between sensors P1 and P2.
HTG sensor movement is described in D.1. If any tie bars are used, the pressure-sensor connections to the
tank should be made flexible enough to satisfy the mechanical safety requirements. The tie bar should be
fitted to the process end of the pressure sensors to avoid over-stressing the sensors.
5.1.6 Wind effect
Wind impacting the tank causes variations in the static ambient air pressure. Depending on local
circumstances, the ambient air pressure may be different at P1, P2 and P3. Since the sensors measure gauge
pressures (referenced to atmosphere), wind-induced differences in ambient pressures at each of the sensors
will cause additional measurement errors.
Wind effects will be minimal when all three pressure sensors are mounted on one side of the tank, in a vertical
straight line.
The differences between the ambient pressures of sensors P1 and P3 will have a direct impact on the HTG
mass measurement. If exposed to strong winds, the outside ports of sensors P1 and P3 should be connected
together by a pressure-equalization pipe. This pipe should be essentially vertical, with no seals or traps,
closed at the top and open at the bottom, to eliminate the risk of becoming filled with condensed water.
If sensor P3 is not used, variations in the P1 ambient pressure reading will have a direct impact on the HTG
mass measurement accuracy (note that atmospheric tanks do not require P3). If the HTG installation is
exposed to strong winds, the outside port of the sensor P1 should be connected to a pipe which slopes down
and away from the tank and is open at a point where the ambient pressure variations due to wind are minimal.
A minimum distance of 0,5 m away from the tank at ground level is recommended.
5.1.7 Thermal effect
For measurements requiring high accuracy, the HTG performance may be improved by the following:
a) elimination of temperature gradients through the sensor bodies;
b) maintaining the sensors at constant temperatures.
The sensor manufacturer’s recommendations on the need for and the types of thermal insulation required for
performance improvement should be sought and followed.
5.1.8 Uncertainties of pressure measurements
Outputs of pressure sensors are subject to measurement uncertainties whose magnitude may vary with
operating conditions (e.g. the hydrostatic head, liquid temperature as well as ambient conditions, such as
ambient air temperature).
The uncertainty of a pressure sensor will normally exhibit zero and linearity components. The zero component
is absolute in character, normally expressed in the units of measurement (pascal in SI units). It remains
unchanged through the measuring range. The linearity component will vary with measured pressure and is
typically expressed as a relative figure, e.g. as a percentage of the pressure reading. The manufacturer
should unambiguously state both the zero and linearity uncertainties and their variations over the anticipated
operating ranges, in particular over the ranges of the temperature sensors. This is to enable the user to verify
that the contribution of the pressure sensor will result in an acceptable overall uncertainty of HTG
measurement(s) (see Table 2 for maximum permissible zero and linearity errors).
The total absolute uncertainty of a pressure sensor may be calculated from Equation (1):
pu×p
applied linearity
up =+up (1)
total zero
12 © ISO 2004 – All rights reserved
where
up is the total absolute uncertainty, expressed, for example, in pascals, of the pressure sensor;
total
up is the absolute zero component, expressed, for example, in pascals, of pressure sensor
zero
uncertainty;
p is the pressure, expressed, for example, in pascals, as input to the pressure sensor;
applied
up is the relative linearity component, expressed in percent of p , of pressure sensor
linearity applied
uncertainty.
NOTE 1 The applied pressure p is approximately the sum of the liquid head above the P1 level, the vapour
1-applied
head and the pressure p .
NOTE 2 The applied pressure p is approximately the sum of the liquid head above the P2 level, the vapour
2-applied
head and the pressure p .
NOTE 3 The applied pressure p is approximately equal to the vapour pressure, independent of the liquid level.
3-applied
5.2 Temperature sensors
5.2.1 General
The temperature input to the data processor may be either automatic or manual. HTG systems are generally
installed with a tank-temperature-measuring device (see ISO 4266-4) and may also include an ambient air
temperature-measuring device.
If product or air temperature is determined by other means, the value(s) may be input manually to the HTG
data processor.
5.2.2 Sensor positions
The product temperature sensor may be a single-point temperature element, installed between pressure
sensors P1 and P2, or an averaging bulb system.
The ambient air temperature sensor (if required) should be installed on the same side and at the same
distance from the tank as the pressure sensors, with the same environmental protection.
5.2.3 Uncertainty of temperature measurement
The accuracy of the measured temperature directly affects the reference density and standard volume
accuracy. The accuracy of the temperature measurement has only a secondary effect on the accuracy of the
mass, through thermal expansion of the tank shell, which has impact on the tank capacity table. In most cases,
a single-point or spot temperature sensor (e.g. RTD) should be considered adequate.
Average tank shell temperature is required for calculation of the thermal expansion of the tank shell. It may be
calculated as a weighted average of the temperature of the liquid on the inside and the ambient air on the
outside of the shell.
The uncertainty of the measurement of the liquid temperature has two components:
uncertainty u of the total temperature measurement (sensor; transmitter and converter), normally
equipment
available from the sensor manufacturer;
uncertainty u due to thermal gradients that are influenced by position of the sensor, thermal
grad
stratification in the process liquid, quality of the thermal contact with the liquid, etc. This is normally
estimated between 1 °C for liquids stored at ambient conditions (with no or minimal thermal gradients)
and 5 °C for tanks that contain heated liquids.
Overall uncertainty may be obtained from Equation (2):
2 2 1/2
u = (u + u ) (2)
total equipment grad
5.3 Reference points for the HTG system
5.3.1 HTG and level gauge references
The HTG reference point should be on the outside of the tank, directly under the sensor P1. The preferred
reference point is the tank lip; if the tank lip is not accessible, the reference point may be a mark on the tank
shell.
The HTG reference point allows installation of the pressure sensor(s) without having to measure their
height(s) above the datum point inside the tank.
The HTG reference point differs from the level gauge reference. The level gauge reference is either a manual
gauging datum point or the mark on the tank gauge hatch at a fixed distance above the manual-gauging
datum point.
The vertical height between the HTG and level reference points should be used whenever comparisons are
made between HTG measurements and manual measurement of level.
5.3.2 HTG and tank calibration reference
Tank calibration uses a reference point that does not coincide either with the level gauge reference or with the
HTG reference point.
5.4 Commissioning
5.4.1 General
Commissioning is performed following HTG system installation. Some or all parts of the commissioning
procedure may also be repeated if some or all of the HTG system is replaced after a hardware failure or a
system update. Records should be kept of all data for future use during maintenance (Clause 6).
5.4.2 Establishment of HTG reference points
The vertical distances should be measured between the HTG reference point and
tank calibration reference (datum) point, height H ;
level gauge reference (datum) point, height H .
g
The vertical distances should also be established between
effective centre of pressure sensor P1 and the HTG reference point (height H );
b
effective centres of sensors P1 and P2 (height H);
effective centres of sensors P1 and P3 (height H ).
t
All heights should be measured using a standard survey technique (for example ISO 7078).
14 © ISO 2004 – All rights reserved
5.4.3 HTG parameter entry
All tank, ambient, HTG sensor and liquid parameters listed in Table 1 should be established and entered into
the HTG processor.
The height of the pressure sensor P1 above the tank calibration datum plate (Z = H + H ) as well as the
0 b
heights of sensors P2 and P3 above sensor P1 (H and H , respectively) should then be entered into the HTG
t
processor.
The height of the HTG reference point above the gauging reference point does not normally form part of
calculations performed by the HTG processor.
NOTE The tank parameters will normally remain unchanged. HTG sensor parameters might change if any item of
HTG hardware is replaced. Liquid parameters might change if a new product is introduced into the tank.
If any parameters have changed, their new values should be entered into the HTG processor.
5.4.4 Pressure-sensor zero adjustment
In order to check and adjust the pressure-sensor zero, the following procedure should be followed.
a) If the outside ports of the sensors are connected together to prevent wind effects, remove the
connections when adjusting the sensor zeros.
b) Isolate the sensor from the tank by shutting the block valve; their bleed valve may need to be released at
the same time in order to avoid over-ranging the sensor.
c) Remove all liquid from the process connection to the sensor by draining.
d) Vent to the atmosphere the process connection to the sensor.
e) Adjust the sensor zero following the manufacturer’s instructions.
f) After the adjustment, wait for 15 min and then monitor the zero reading of the sensor for approximately
2 min and make further adjustments, if necessary.
5.4.5 Tank-capacity table validation
Some tanks currently in service have been calibrated using out-of-date, non-standard methods. Highly
accurate mass measurements assume a minimal error in the tank-capacity table. It is recommended that the
tank-capacity table be verified for conformance with ISO 7507-1 and a new tank calibration performed, if
necessary.
Capacity tables are normally derived from calibration reports that give break points in the volume/level table
(see ISO 7507-1 for development of the tank calibration report).
The capacity table is subject to second-order influences (see D.2 and D.3).
The HTG data processor will normally store sufficient data to reproduce the tank-capacity table. These data
should be checked against the data in the tank-capacity table.
5.4.6 Verification of HTG processor calculations
As part of the approval performed either by the manufacturer or by another qualified authority, the HTG
processor calculations should be checked against manual calculations in order to verify the calculation
algorithms and proper parameter entry.
The equipment user should verify t
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 11223
Première édition
2004-08-15
Pétrole et produits pétroliers liquides —
Mesurage statique direct — Mesurage du
contenu des réservoirs verticaux de
stockage par jaugeage hydrostatique des
réservoirs
Petroleum and liquid petroleum products — Direct static
measurements — Measurement of content of vertical storage tanks by
hydrostatic tank gauging
Numéro de référence
©
ISO 2004
PDF – Exonération de responsabilité
Le présent fichier PDF peut contenir des polices de caractères intégrées. Conformément aux conditions de licence d'Adobe, ce fichier
peut être imprimé ou visualisé, mais ne doit pas être modifié à moins que l'ordinateur employé à cet effet ne bénéficie d'une licence
autorisant l'utilisation de ces polices et que celles-ci y soient installées. Lors du téléchargement de ce fichier, les parties concernées
acceptent de fait la responsabilité de ne pas enfreindre les conditions de licence d'Adobe. Le Secrétariat central de l'ISO décline toute
responsabilité en la matière.
Adobe est une marque déposée d'Adobe Systems Incorporated.
Les détails relatifs aux produits logiciels utilisés pour la création du présent fichier PDF sont disponibles dans la rubrique General Info
du fichier; les paramètres de création PDF ont été optimisés pour l'impression. Toutes les mesures ont été prises pour garantir
l'exploitation de ce fichier par les comités membres de l'ISO. Dans le cas peu probable où surviendrait un problème d'utilisation,
veuillez en informer le Secrétariat central à l'adresse donnée ci-dessous.
© ISO 2004
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'ISO à l'adresse ci-après ou du comité membre de l'ISO dans le pays du demandeur.
ISO copyright office
Case postale 56 • CH-1211 Geneva 20
Tel. + 41 22 749 01 11
Fax. + 41 22 749 09 47
E-mail copyright@iso.org
Web www.iso.org
Publié en Suisse
ii © ISO 2004 – Tous droits réservés
Sommaire Page
Avant-propos. iv
Introduction . v
1 Domaine d'application. 1
2 Références normatives. 1
3 Termes et définitions . 2
4 Description du système. 6
4.1 Généralités. 6
4.2 Capteurs. 7
4.3 Processeur de données du système de JHR . 8
5 Installation et mise en service initiale. 9
5.1 Capteurs de pression . 9
5.2 Capteurs de température. 14
5.3 Points de référence du système de JHR . 14
5.4 Mise en service. 15
6 Maintenance . 17
6.1 Généralités. 17
6.2 Validation . 17
6.3 Étalonnage. 19
7 Sécurité . 21
7.1 Sécurité mécanique . 21
7.2 Sécurité électrique . 21
Annexe A (normative) Présentation des calculs. 22
Annexe B (normative) Mesurage du volume à l'aide de la masse volumique mesurée séparément . 37
Annexe C (informative) Mesurage du volume avec la masse volumique mesurée par jaugeage
hydrostatique des réservoirs. 39
Annexe D (normative) Influences de second ordre . 54
Bibliographie . 56
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 (CEI) en ce qui concerne la normalisation électrotechnique.
Les Normes internationales sont rédigées conformément aux règles données dans les Directives ISO/CEI,
Partie 2.
La tâche principale des comités techniques est d'élaborer les Normes internationales. 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.
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 11223 a été élaborée par le comité technique ISO/TC 28, Produits pétroliers et lubrifiants, sous-comité
SC 3, Mesurage statique du pétrole.
Cette première édition de l'ISO 11223 annule et remplace l'ISO 11223-1:1995, qui a fait l'objet d'une révision
technique.
iv © ISO 2004 – Tous droits réservés
Introduction
Le jaugeage hydrostatique des réservoirs (JHR) est une technique permettant la détermination de la masse
statique totale de pétrole et de produits pétroliers liquides dans des réservoirs de stockage cylindriques
verticaux.
Les systèmes de JHR font appel à des capteurs de pression stables de haute précision, installés en certains
emplacements spécifiques de la robe du réservoir.
La masse statique totale est calculée à partir des pressions mesurées et du barème de jaugeage du réservoir.
D'autres variables, comme le niveau, les volumes et les masses volumiques observés et aux conditions de
référence, peuvent être calculées à partir du type de produit et de la température en utilisant les normes
industrielles reconnues pour les calculs d'inventaires.
Le terme «masse» utilisé dans la présente Norme internationale désigne la masse dans le vide (masse réelle).
Dans l'industrie pétrolière, il est courant d'employer la masse apparente (dans l'air) pour les transactions
commerciales.
NORME INTERNATIONALE ISO 11223:2004(F)
Pétrole et produits pétroliers liquides — Mesurage statique
direct — Mesurage du contenu des réservoirs verticaux de
stockage par jaugeage hydrostatique des réservoirs
1 Domaine d'application
La présente Norme internationale donne des indications concernant le choix, l'installation, la mise en service,
la maintenance, la validation et l'étalonnage des systèmes de jaugeage hydrostatique de réservoirs (JHR),
utilisés pour le mesurage direct de la masse statique contenue dans les réservoirs de stockage de produits
pétroliers. Elle est prévue pour couvrir les applications de transferts à des fins de transactions commerciales,
néanmoins des détails relatifs à d'autres mesurages moins précis sont inclus pour information. Elle donne
aussi des indications sur le calcul du volume de référence à partir de la masse mesurée et de la masse
volumique de référence mesurée séparément. Des renseignements sur le mesurage du volume observé et du
volume aux conditions de référence, à partir de la masse volumique mesurée par le système de JHR
lui-même, sont également inclus.
La présente Norme internationale est applicable aux systèmes de jaugeage hydrostatique de réservoirs
faisant appel à des capteurs de pression ayant un orifice ouvert à l'atmosphère. Elle est applicable à
l'utilisation du jaugeage hydrostatique des réservoirs de stockage verticaux, cylindriques et à pression
atmosphérique, à toit fixe ou à toit flottant.
La présente Norme internationale n'est pas applicable à l'utilisation du jaugeage hydrostatique des réservoirs
sous pression.
2 Références normatives
Les documents de référence suivants sont indispensables pour l'application 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).
ISO 91-1:1992, Tables de mesure du pétrole — Partie 1: Tables basées sur les températures de référence de
15 degrés C et 60 degrés F
ISO 91-2:1991, Tables de mesurage du pétrole — Partie 2: Tables basées sur la température de référence de
20 degrés C
ISO 1998 (toutes les parties), Industrie pétrolière — Terminologie
ISO 3170:2004, Produits pétroliers liquides — Échantillonnage manuel
ISO 3675:1998, Pétrole brut et produits pétroliers liquides — Détermination en laboratoire de la masse
volumique — Méthode à l'aréomètre
ISO 3838:2004, Pétrole brut et produits pétroliers liquides ou solides — Détermination de la masse volumique
ou de la densité — Méthodes du pycnomètre à bouchon capillaire et du pycnomètre bicapillaire gradué
ISO 3993:1984, Gaz de pétrole liquéfiés et hydrocarbures légers — Détermination de la masse volumique ou
de la densité relative — Méthode de l'aréomètre sous pression
ISO 4266-4:2002, Pétrole et produits pétroliers liquides — Mesurage du niveau et de la température dans les
réservoirs de stockage par méthodes automatiques — Partie 4: Mesurage de la température dans les
réservoirs à pression atmosphérique
ISO 4267-2:1988, Pétrole et produits pétroliers liquides — Calcul des quantités de pétrole — Partie 2:
Mesurage dynamique
ISO 4268:2000, Pétrole et produits pétroliers liquides — Mesurages de la température — Méthodes
manuelles
ISO 4512:2000, Pétrole et produits pétroliers liquides — Appareils de mesure du niveau des liquides dans les
réservoirs — Méthodes manuelles
ISO 7078:1985, Construction immobilière — Procédés pour l'implantation, le mesurage et la topométrie —
Vocabulaire et notes explicatives
ISO 7507-1:2003, Pétrole et produits pétroliers liquides — Jaugeage des réservoirs cylindriques verticaux —
Partie 1: Méthode par ceinturage
1)
ISO 9857— , Pétrole et produits pétroliers liquides — Mesurage en continu de la masse volumique
ISO 12185:1996, Pétroles bruts et produits pétroliers — Détermination de la masse volumique — Méthode du
type en U oscillant
CEI 60079-0:2004, Matériel électrique pour atmosphères explosives gazeuses — Partie 0: Règles générales
API MPMS, Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 3 — Tank Gauging Section 1A —
Standard Practice for the Manual Gauging of Petroleum and Petroleum Products, First Edition (Manuel de
mesurage pour le pétrole et les produits pétroliers, Chapitre 3)
3 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions suivants s'appliquent.
3.1
masse volumique de l'air ambiant
masse volumique de l'air ambiant sur le côté du réservoir où sont installés les capteurs de pression
3.2
température de l'air ambiant
température représentative de l'air ambiant sur le côté du réservoir où sont installés les capteurs de JHR
3.3
masse apparente dans l'air
valeur obtenue lors de pesées dans l'air avec des masses étalons, sans effectuer de corrections
correspondant à la poussée de l'air, aussi bien sur ces masses que sur le produit pesé
[ISO 3838]
3.4
barème de jaugeage
table, souvent appelée table de jaugeage ou table d'épalement d'un réservoir, indiquant la capacité de, ou les
volumes dans, un réservoir correspondant à divers niveaux de liquide repérés à partir d'un point de référence
stable
[ISO 7507-1]
1) À publier.
2 © ISO 2004 – Tous droits réservés
3.5
limite supérieure de la zone d'indétermination
niveau supérieur de la zone d'indétermination; niveau à partir duquel un ou plusieurs des supports d'un toit
flottant ou d'un écran flottant vien(nen)t en contact avec le fond du réservoir
3.6
zone d'indétermination
plage des niveaux pour lesquels le toit flottant ou l'écran flottant ne repose que partiellement sur ses supports
3.7
masse volumique
rapport de la masse du produit à son volume
[ISO 3838]
NOTE Dans l'expression des valeurs de masse volumique, l'unité utilisée ainsi que la température doivent être
explicitement précisées. La température de référence, dans le cadre du commerce international du pétrole et des produits
pétroliers, est de 15 °C (voir ISO 5024). D'autres températures de référence peuvent être demandées par la métrologie
légale ou pour d'autres raisons particulières (voir ISO 3993).
3.8
niveau
hauteur de plein
hauteur de liquide dans un réservoir
[Adapté de l'ISO 7507-1]
3.9
volume de plein
volume observé de l'ensemble du produit, sédiments et eau, calculé à partir de la hauteur de plein et du
barème de jaugeage du réservoir
3.10
réservoir à toit fixe
réservoir de stockage cylindrique vertical ayant un toit en forme de cône ou de dôme, pouvant être de type
non pressurisé ou à ventilation libre, ou à basse pression
NOTE [ISO 1998]
3.11
écran flottant
écran léger, en métal ou en plastique, conçu pour flotter à la surface d'un liquide contenu dans un réservoir à
toit fixe
NOTE Cet écran est utilisé pour retarder l'évaporation des produits volatils contenus dans un réservoir.
[Adapté de l'ISO 7507-1]
3.12
masse du toit flottant
valeur de la masse du toit flottant, incluant toute masse reposant sur le toit, entrée manuellement dans le
processeur
3.13
réservoir à toit flottant
réservoir dont le toit flotte librement à la surface du liquide contenu, sauf lorsque le niveau est bas, le poids du
toit étant alors supporté par le fond du réservoir par l'intermédiaire de béquilles
[ISO 7507-1]
3.14
niveau d'eau libre
niveau d'eau et de sédiments qui existent sous forme de couches inférieures séparées du produit
3.15
volume brut aux conditions de référence
volume de l'ensemble pétrole, eau dissoute, eau et sédiments en suspension, à l'exclusion de l'eau libre et du
dépôt, ramené aux conditions de référence
3.16
masse de la charge
masse totale mesurée entre le capteur inférieur de JHR et le sommet du réservoir
3.17
talon
espace, à l'intérieur du réservoir, situé sous le capteur inférieur de JHR
3.18
point de référence de JHR
point de référence stable à partir duquel sont mesurées les positions du capteur de JHR
3.19
jaugeage hydrostatique d'un réservoir
JHR
méthode de mesurage direct de la masse de liquide dans un réservoir de stockage, basée sur le mesurage
des pressions statiques exercées par la hauteur du liquide situé au-dessus du capteur de pression
3.20
masse volumique de la vapeur dans le réservoir
masse volumique du gaz ou des vapeurs (mélange) dans l'espace de creux aux conditions réelles de
température et de pression du produit
3.21
masse volumique observée
valeur obtenue à une température d'essai différente de la température d'étalonnage de l'appareil
[Adapté de l'ISO 3838]
3.22
limite inférieure de la zone d'indétermination
niveau auquel le toit flottant ou l'écran flottant repose entièrement sur ses supports
3.23
masse du talon de produit
masse du produit situé au-dessous du capteur inférieur de JHR
3.24
volume du talon de produit
volume observé de produit situé au-dessous du capteur inférieur de JHR, calculé en soustrayant le volume
d'eau du volume total du talon
3.25
masse de produit
somme de la masse de la charge et de la masse du talon de produit, diminuée (le cas échéant) de la masse
du toit flottant et de la masse des vapeurs
3.26
température du produit
température du liquide dans la zone du réservoir où sont effectués les mesurages par JHR
4 © ISO 2004 – Tous droits réservés
3.27
masse volumique de référence
masse volumique à la température de référence
3.28
température de référence
température à laquelle la masse volumique de référence et les volumes aux conditions de référence se
rapportent
3.29
section droite moyenne du réservoir
section droite moyenne entre la hauteur verticale du capteur inférieur du système de JHR et le niveau de plein,
au-dessous duquel sont intégrées les pressions hydrostatiques afin d'obtenir la masse de la charge
3.30
collerette du réservoir
partie extérieure de la tôle de fond du réservoir
3.31
robe du réservoir
ensemble des parois extérieures d'un réservoir de stockage, ancré au sol dans le cas d'un réservoir à terre et
incluant le toit, lorsqu'il s'agit d'un réservoir à toit fixe
3.32
volume total du talon
volume observé au-dessous du capteur inférieur de JHR, calculé à partir de la hauteur du capteur inférieur et
du barème de jaugeage du réservoir, corrigé à la température réelle
3.33
volume total
volume indiqué sans correction de température et de pression. Il comprend l'eau et les sédiments
[Adapté de l'ISO 4267-2]
3.34
pression de creux
pression absolue de l'atmosphère (air ou vapeurs) à l'intérieur du réservoir, au-dessus du produit
3.35
densité relative des vapeurs
rapport de la masse moléculaire des vapeurs (mélange) à celle de l'air (mélange)
3.36
volume d'eau
volume observé de sédiments et d'eau libres, calculé à partir du niveau d'eau libre et du barème de jaugeage
du réservoir
3.37
creux d'un réservoir
volume d'un réservoir non occupé par le liquide
[ISO 7507-1]
3.38
incertitude
sauf stipulé autrement, toutes les incertitudes, y compris les erreurs maximales admises, sont supposées être
des incertitudes étendues avec un coefficient de couverture k = 2
4 Description du système
4.1 Généralités
Un système de jaugeage hydrostatique de réservoir (JHR) est un système statique de mesurage de masses.
Il utilise les valeurs mesurées de pression et de température, les paramètres du réservoir et du liquide stocké,
pour calculer la masse du contenu du réservoir ainsi que d'autres variables, comme décrit dans le Tableau 1
et dans l'Annexe A (voir Figure 1).
La détermination des autres variables, indiquées entre parenthèses sur la Figure 1, ne sont pas le propos de
la présente Norme internationale. Toutefois, des renseignements relatifs à ces variables sont donnés dans les
Annexes B et C.
Key
1 réservoir de stockage
2 capteur P3 (pression de creux)
3 capteur P2 (mesurages de masse volumique)
4 capteur de température du liquide
5 capteur P1 (mesurage de la charge de liquide)
6 capteur de pression ambiante
7 capteur de température ambiante
8 processeur du système de JHR (calculs)
9 interface du JHR (affichage, impression, configuration, contrôle)
a
Valeurs de sortie calculées: masse (volume, masse volumique, niveau).
b
Paramètres d'entrée: réservoir, ambiants, capteur, liquide.
Figure 1 — Système de JHR — Schéma fonctionnel
6 © ISO 2004 – Tous droits réservés
4.2 Capteurs
4.2.1 Capteurs de pression
Le système de jaugeage hydrostatique de réservoir (JHR) comporte jusqu'à trois capteurs de pression
montés sur la robe du réservoir. Un capteur de pression de l'air ambiant, Pa, peut être installé pour des
mesurages de haute précision.
Le capteur P1 est installé au fond ou à proximité du fond du réservoir.
Le capteur P2 est le capteur intermédiaire de pression; il est nécessaire pour réaliser les calculs de masse
volumique et de niveau. Si la masse volumique du produit est connue, le système de JHR peut fonctionner
sans ce capteur P2 (dans le cas où il n'y a pas de capteur P2, il convient d'entrer manuellement la valeur de
la masse volumique dans le processeur). Lorsqu'un capteur P2 est installé, il convient que celui-ci se trouve à
une distance verticale fixe au-dessus du capteur P1.
Le capteur P3 est le capteur de pression de l'espace de creux du réservoir, il est normalement installé sur le
toit du réservoir. Si le réservoir est ouvert à l'atmosphère, le système de JHR peut fonctionner sans ce
capteur P3. Les réservoirs à toit flottant ne nécessitent pas de capteur P3.
4.2.2 Capteurs de température
Des capteurs de température peuvent être prévus pour mesurer la température du contenu du réservoir (T) et
celle de l'air ambiant (T ).
a
La température du contenu du réservoir (produit) est indispensable pour
a) calculer la dilatation de la robe du réservoir;
b) calculer la masse volumique de référence à partir de la masse volumique observée (pour les systèmes
de JHR qui calculent le niveau, la masse volumique ainsi que la masse).
Si la masse volumique de référence est connue et que le capteur P2 ne soit pas utilisé, un capteur de
température peut cependant être nécessaire pour le calcul de la masse volumique observée.
La température de l'air ambiant est nécessaire pour
a) calculer la masse volumique de l'air ambiant;
b) calculer la dilatation de la robe du réservoir;
c) corriger la dilatation thermique des barres de liaison au capteur P1 et entre les capteurs P1 et P2.
4.2.3 Configuration du système
4.2.3.1 Généralités
La configuration des capteurs varie en fonction de l'application concernée et des caractéristiques souhaitées.
Quelques-unes des variantes les plus courantes sont décrites de 4.2.3.2 à 4.2.3.5.
4.2.3.2 Masse volumique du liquide connue
Le capteur P2 est normalement utilisé pour le mesurage automatique de la masse volumique du liquide
contenu dans le réservoir. Il n'est pas nécessaire si la masse volumique moyenne du liquide est connue.
4.2.3.3 Pression de creux connue
Le capteur P3 n'est pas nécessaire pour les réservoirs ouverts à l'atmosphère (la pression relative de creux
est égale à 0). Cela concerne tous les réservoirs à toit fixe ou à toit flottant qui sont ouverts à l'atmosphère ou
dotés d'orifices de jaugeage non hermétiques.
NOTE 1 Les réservoirs dotés de soupapes casse-vide de décharge ne sont pas considérés comme étant réellement
ouverts à l'atmosphère pour les besoins du jaugeage hydrostatique. Leur pression de creux varie généralement plus que
les incertitudes des mesurages de pression.
NOTE 2 La pression de creux dans les réservoirs à toit fixe ouverts à l'atmosphère peut différer légèrement de la
pression atmosphérique lors de transferts de produits. Les mesurages d'inventaires n'étant pas effectués durant les
transferts, les erreurs dues à cet effet ne sont pas significatives.
Si la pression de creux est connue, la pression p peut être entrée comme constante dans le processeur et le
capteur P3 omis sur les réservoirs qui ne sont pas ouverts à l'atmosphère.
4.2.3.4 Température du liquide du réservoir connue
La température du liquide du réservoir et la température ambiante sont utilisées pour corriger la dilatation
thermique de la robe. Le capteur de température du liquide du réservoir n'est pas nécessaire pour la
détermination de la masse si la température du liquide dans le réservoir est connue (voir l'ISO 4266-4 ou
l'ISO 4268).
4.2.3.5 Conditions atmosphériques variables
Des capteurs de température et de pression ambiantes peuvent être utilisés pour éliminer les erreurs
secondaires dans les mesurages de haute précision. Des mesurages uniques de la température et de la
pression ambiantes peuvent être utilisés pour l'ensemble des réservoirs situés sur un même site.
4.3 Processeur de données du système de JHR
Un processeur reçoit des données provenant des capteurs et les utilise conjointement avec les
caractéristiques du réservoir et du liquide pour calculer l'inventaire en masse du contenu du réservoir de
stockage (voir Figure 1).
Les paramètres stockés sont divisés en quatre groupes: les caractéristiques relatives au réservoir, aux
capteurs, au liquide et aux conditions ambiantes (voir le Tableau 1). Il convient de programmer dans le
système de JHR les paramètres du Tableau 1 qui sont nécessaires à l'application concernée.
NOTE Le processeur peut également calculer le niveau, les volumes et masses volumiques observés et aux
conditions de référence. Ces calculs sont donnés à titre d'information en Annexe A.
Lorsque le niveau de liquide descend au-dessous du niveau du capteur P2, la masse volumique du liquide ne
peut plus être mesurée par le système de JHR. Au-dessous de ce niveau, on peut utiliser la dernière valeur
mesurée de masse volumique du liquide.
Le processeur peut être dédié à un réservoir particulier ou commun à plusieurs réservoirs. Le processeur peut
également effectuer des corrections de linéarisation et/ou de l'influence de la température sur les capteurs de
pression.
Toutes les variables fournies par le processeur peuvent être affichées, imprimées ou transmises à un autre
processeur.
Les calculs normalement effectués par le processeur sont décrits en Annexe A.
8 © ISO 2004 – Tous droits réservés
Tableau 1 — Paramètres enregistrés pour le traitement des données par le système de JHR
Groupe de paramètres Paramètre Remarques
Caractéristiques du réservoir Type de toit du réservoir Fixe ou flottant ou les deux
Masse du toit du réservoir Toits flottants uniquement
Hauteur de la zone d'indétermination Toits flottants uniquement
Limite inférieure de la zone Toits flottants uniquement
d'indétermination
Type de robe du réservoir Calorifugée ou non
Matériau de la robe du réservoir Deux coefficients de dilatation
thermique (voir l'ISO 7507-1)
Barème de jaugeage du réservoir Volumes à des niveaux donnés
Température d'étalonnage du réservoir Température à laquelle le barème de
jaugeage du réservoir a été établi
Caractéristiques des capteurs de JHR Configuration des capteurs Réservoirs avec 1, 2 ou 3 capteurs
Hauteur du point de référence du Par rapport au point de repère du
système de JHR réservoir
Hauteur du capteur P1 Par rapport au point de référence du
système de JHR
Hauteur du capteur P2 Par rapport au capteur P1
Hauteur du capteur P3 Par rapport au capteur P1
Caractéristiques du liquide Masse volumique du liquide Si absence de capteur P2
Coefficients de dilatation du liquide Voir l'ISO 91-1 et l'ISO 91-2
Niveau d'eau libre
Conditions ambiantes Accélération locale due à la pesanteur Obtenue à partir d'un organisme
habilité
Température ambiante Facultative
Pression ambiante Facultative
5 Installation et mise en service initiale
5.1 Capteurs de pression
5.1.1 Choix des capteurs de pression
Il convient de choisir les capteurs de pression en fonction des calculs d'incertitudes. Les erreurs maximales
admises pour les transferts à des fins de transactions commerciales sont indiquées dans le Tableau 2. Ces
valeurs sont des incertitudes étendues avec un coefficient de couverture k = 2.
Tableau 2 — Erreurs maximales admises pour les capteurs de pression utilisés pour des transferts
à des fins de transactions commerciales
Erreur maximale admise pour les capteurs de pression
a
P1 P3
Erreur sur le zéro Erreur de linéarité Erreur sur le zéro Erreur de linéarité
Pa % de l'indication Pa % de l'indication
± 50 ± 0,07 ± 24 ± 0,2
a
Si utilisation de P3.
L'échelle du capteur de pression P3 peut être beaucoup plus petite que l'échelle choisie pour le capteur P1,
parce que la pression de vapeur relative est typiquement d'environ 5 kPa au maximum.
Il convient d'évaluer les erreurs de zéro et de linéarité indépendamment les unes des autres. Les exigences
relatives aux erreurs de linéarité s'appliquent aussi aux différences d'indications d'un même capteur de
pression.
La combinaison des erreurs de linéarité et de zéro a une influence sur les incertitudes des mesurages
d'inventaire.
Pour les transferts, les incertitudes sont celles des différences de pression entre le début et la fin du transfert.
Les erreurs de zéro s'annulent (en partie) et les incertitudes sur le transfert sont essentiellement celles de
linéarité.
Il convient de choisir des capteurs à sortie analogique ou numérique, selon ce qui permet de répondre aux
impératifs de précision.
5.1.2 Préparation du réservoir
5.1.2.1 Généralités
Avant de procéder à l'installation des capteurs de pression du système de JHR, il est nécessaire de réaliser
les opérations indiquées de 5.1.2.2 à 5.1.2.5.
5.1.2.2 Choix des emplacements des capteurs
Il convient d'installer tous les capteurs de JHR externes du réservoir du même côté de celui-ci et, si
nécessaire, de les protéger du soleil et du vent.
Il convient de situer les prises de pression à des endroits de la robe du réservoir où le produit est relativement
immobile. En effet, les mouvements du produit provoqués par le pompage ou les opérations de mélange
peuvent créer des pressions statiques supplémentaires.
Le capteur de pression P1 est le capteur situé le plus bas. Il est monté à une distance H du point de
b
référence du système de JHR. Il convient d'installer le capteur P1 aussi bas que possible sur le réservoir,
mais au-dessus du niveau de sédiments ou d'eau.
Le capteur de pression P2, s'il est utilisé, est situé à une distance verticale H au-dessus du capteur P1. La
distance verticale maximale entre P2 et P1 n'est pas spécifiée, le seul facteur de restriction étant que lorsque
le niveau du liquide descend au-dessous du capteur P2, la masse volumique observée ne peut plus être
mesurée. La distance verticale minimale entre P2 et P1 est fonction des impératifs de précision des
mesurages de masse volumique et des performances du capteur. Généralement, le capteur P2 est installé
approximativement de 2 m à 3 m au-dessus du capteur P1.
Il convient d'installer le capteur de pression P3, lorsqu'il est utilisé sur des réservoirs à toit fixe, de manière à
mesurer en permanence la pression de la phase gazeuse. S'il est installé sur le toit, il convient de prévoir un
écran de protection contre le soleil et le vent.
5.1.2.3 Prises de mesurage
Il convient d'installer les prises de mesure et les robinets d'isolement sur le réservoir soit lorsque celui-ci n'est
pas en service, soit en utilisant les techniques prescrites pour l'installation de prises de mesure sur un
réservoir en fonctionnement.
10 © ISO 2004 – Tous droits réservés
5.1.2.4 Point de référence du système de JHR
Il convient de déterminer l'emplacement du point de référence pour chaque réservoir. Si nécessaire, la
hauteur du point de référence du système de JHR de chaque réservoir peut être repérée par rapport au point
de repère du réservoir, en utilisant des méthodes de nivellement optique (voir l'ISO 7078).
5.1.2.5 Barres de liaison
Les barres de liaison sont utilisées pour prévenir tout déplacement excessif des capteurs de pression de JHR
par rapport au point de référence du système de JHR. Ces déplacements sont dus au gonflement du réservoir
au cours de son remplissage (voir 5.1.4 et l'Annexe D). Le besoin de barres de liaison peut être estimé en
effectuant des mesurages directs sur les réservoirs ou à partir des caractéristiques de construction du
réservoir. Si elles s'avèrent nécessaires, il conviendra de procéder à une évaluation technique détaillée pour
en confirmer le nombre et pour en étudier la conception.
5.1.3 Installation des capteurs de pression
5.1.3.1 Raccordement au réservoir
Il convient d'installer les capteurs de pression de manière à permettre leur isolement in situ par rapport au
réservoir et leur raccordement à un appareil d'essai/d'étalonnage. Pour isoler les capteurs de pression du
contenu du réservoir, il convient d'utiliser des robinets d'isolement. Des orifices de purge d'air peuvent être
suffisants pour raccorder les appareils d'étalonnage. Il convient d'installer les capteurs de façon que leur
diaphragme reste immergé dans le liquide durant l'utilisation. Il convient également de prévoir des robinets de
vidange pour permettre la vidange du produit lorsqu'il est nécessaire de procéder à un étalonnage ou à une
vérification du système.
5.1.3.2 Protection contre les surpressions
La fermeture des robinets d'isolement sans ouverture des orifices de purge d'air a pour effet d'emprisonner un
volume de liquide dont la dilatation ou la contraction thermique peut créer une surpression au niveau du
capteur. Selon le modèle de robinet d'isolement, la fermeture du robinet peut faire varier le volume du liquide,
ce qui peut également entraîner une surpression au niveau des capteurs.
Des amortisseurs de pression entre les robinets d'isolement et les capteurs peuvent être nécessaires pour
éviter toute surpression au niveau des capteurs. Une autre solution consiste à ouvrir les orifices de purge d'air
lors de la fermeture du robinet pour éliminer l'excès de pression.
5.1.4 Détermination de l'emplacement des capteurs de pression
Il convient de mesurer les emplacements des capteurs de pression aux centres effectifs de ceux-ci. Étant
donné que les diaphragmes des capteurs ne sont en principe pas accessibles, il convient de prévoir des
repères de référence externes sur le corps des capteurs. Il convient également de fournir une estimation de
l'incertitude sur la position du repère externe.
La précision des emplacements des capteurs et des distances entre capteurs est importante pour l'obtention
d'une précision élevée des mesurages par JHR. Ci-dessous sont données quelques indications concernant la
précision de la mesure des distances entre capteurs.
a) La distance verticale H du capteur P1 au-dessus du point de référence du système de JHR est utilisée
b
pour calculer la masse du talon de produit. Il convient que l'incertitude sur la mesure de hauteur du
capteur P1 ne dépasse pas 1 mm.
b) La distance verticale H entre les capteurs P1 et P2 est utilisée pour calculer la masse volumique
observée qui, à son tour, est utilisée pour calculer la masse du talon. Il convient que l'incertitude sur la
mesure de la distance verticale entre les capteurs P1 et P2 ne dépasse pas 1 mm.
c) La distance verticale H entre les capteurs P1 et P3 est utilisée pour calculer la masse des vapeurs et les
t
effets de l'air ambiant. La masse des vapeurs et l'air ambiant sont des facteurs de correction secondaires
soumis à un certain nombre d'approximations. Il convient que l'erreur sur la distance verticale H ne
t
dépasse pas 50 mm.
5.1.5 Limitation des déplacements des capteurs de pression
Les parois du réservoir subissent des déformations hydrostatiques lors du remplissage et du déchargement
du réservoir. Cela a pour effet de créer des déplacements des capteurs, de sorte que la hauteur verticale du
capteur P1 au-dessus du point de référence du système de JHR et la distance verticale du capteur P2
au-dessus du capteur P1 peuvent ne pas être constantes.
Les variations de hauteur du capteur P1 agissent directement sur la masse mesurée, il convient donc de les
réduire au minimum. Le capteur P1 est normalement monté sur la partie inférieure du réservoir, là où les
mouvements de la robe sont faibles (les plaques de touche du réservoir, fixées sur la robe du réservoir,
peuvent subir des mouvements similaires). Il convient de mesurer la hauteur du capteur P1 au-dessus du
point de référence du JHR, le réservoir étant plein, puis de nouveau le réservoir étant vide. Si la hauteur varie
de plus de 1 mm, il convient d'installer une barre de liaison pour maintenir le capteur de pression P1 à une
distance verticale constante au-dessus du point de référence du système de JHR.
Les variations de distance verticale du capteur P2 au-dessus du capteur P1 n'affectent que les calculs de
masse volumique et de niveau effectués par JHR. Dans les réservoirs verticaux, l'effet sur la masse
volumique mesurée est négligeable. Si le système de JHR est utilisé pour calculer à la fois le niveau, la
masse volumique et la masse, il convient d'envisager l'emploi d'une barre de liaison entre les capteurs P1 et
P2 pour maintenir constante la distance verticale entre ces deux capteurs.
Le déplacement des capteurs du JHR est décrit en D.1. Lorsque des barres de liaison sont utilisées, il
convient que les raccordements des capteurs au réservoir soient suffisamment souples pour répondre aux
impératifs de sécurité mécanique. Il convient de monter les barres de liaison du côté prise de mesure des
capteurs de pression, pour éviter des contraintes trop importantes sur ceux-ci.
5.1.6 Effets du vent
L'impact du vent sur le réservoir entraîne des variations de pression statique de l'air ambiant. Selon les
conditions locales, la pression de l'air ambiant peut être différente au niveau des capteurs P1, P2 et P3. Étant
donné que les capteurs mesurent des pressions relatives (par rapport à l'atmosphère), les différences de
pressions ambiantes induites par le vent sur chaque capteur entraînent des incertitudes de mesurage
supplémentaires.
Les effets du vent sont minimaux lorsque les trois capteurs de pression sont montés sur le même côté du
réservoir, selon une ligne droite verticale.
Les différences de pression entre les pressions ambiantes au niveau des capteurs P1 et P3 ont un impact
direct sur le mesurage de la masse par JHR. Il convient de relier l'un à l'autre les orifices extérieurs des
capteurs P1 et P3 par un tuyau d'égalisation de pression, s'ils sont exposés à de forts vents. Il convient que
ce tuyau soit essentiellement vertical, qu'il ne comporte aucune obstruction ni siphon et qu'il soit fermé à
l'extrémité supérieure et ouvert à l'extrémité inférieure, de façon à éliminer tout risque de remplissage par de
l'eau de condensation.
Si le capteur P3 n'est pas utilisé, les variations de lecture de pression ambiante du capteur P1 ont des
répercussions directes sur la précision du mesurage de masse par JHR (à noter que les réservoirs
atmosphériques ne nécessitent pas de capteur P3). Si l'installation de JHR est exposée à des vents forts, il
convient de relier l'orifice extérieur du capteur P1 à un tuyau disposé en pente descendante qui s'éloigne du
réservoir et qui est ouvert en un point où les variations de pression ambiante dues au vent sont minimes. Un
écart minimal de 0,5 m par rapport au réservoir au niveau du sol est recommandé.
12 © ISO 2004 – Tous droits réservés
5.1.7 Effets thermiques
Pour les mesurages de haute précision, le fonctionnement du système de JHR peut être amélioré par
a) l'élimination des gradients de température dans le corps des capteurs;
b) le maintien des capteurs à des températures constantes.
Il convient de rechercher et de suivre les recommandations du fabricant des capteurs quant aux besoins et
aux types d'isolation thermique nécessaires à l'amélioration des performances.
5.1.8 Incertitudes sur les mesurages de pression
Les indications données par les capteurs de pression sont sujettes à des incertitudes de mesurage dont
l'importance peut varier selon les conditions de fonctionnement (par exemple la charge hydrostatique, la
température du liquide ainsi que les conditions ambiantes, comme la température de l'air ambiant).
L'incertitude d'un capteur de pression présente normalement des éléments de zéro et de linéarité. L'élément
de zéro est absolu en caractère, il est normalement exprimé dans l'unité de mesurage concernée (pascal en
unités SI). Il reste constant sur toute la plage de mesurage. L'élément de linéarité varie avec la pression
mesurée et il est généralement exprimé en valeur relative, par exemple en pourcentage de l'indication de
pression. Il convient que le fabricant indique clairement les incertitudes à la fois sur le zéro et sur la linéarité,
ainsi que leurs variations sur les plages de fonctionnement prévues, notamment sur les plages des capteurs
de température. Cela permettra à l'utilisateur de vérifier que la contribution du capteur de pression conduit à
une incertitude globale acceptable sur le(s) mesurage(s) par JHR (voir le Tableau 2 pour les erreurs
maximales admises sur le zéro et la linéarité).
L'incertitude absolue totale d'un capteur de pression peut être calculée à partir de l'Équation (1):
pu×p
appliquée linéarité
up =+up (1)
totale zéro
où
up est l'incertitude absolue totale du capteur de pression, exprimée, par exemple, en Pa;
totale
up est l'élément absolu de zéro de l'incertitude du capteur de pression, exprimé, par exemple, en
zéro
Pa;
p est la pression appliquée au capteur de pression, exprimée, par exemple, en Pa;
appliquée
up est l'élément relatif de la linéarité de l'incertitude du capteur de pression, exprimé en
linéarité
pourcentage de p .
appliquée
NOTE 1 La pression appliquée p est approximativement égale à la somme de la charge de liquide au-dessus
1-appliquée
de la hauteur du capteur P1, de la charge des vapeurs et de la pression p .
NOTE 2 La pression appliquée p est approximativement égale à la somme de la charge de liquide au-dessus
2-appliquée
de la hauteur du capteur P2, de la charge des vapeurs et de la pression p .
NOTE 3 La pression appliquée p est approximativement égale à la pression de vapeur; elle est indépendante
3-appliquée
du niveau de liquide.
...
МЕЖДУНАРОДНЫЙ ISO
СТАНДАРТ 11223
Первое издание
2004-08-15
Нефть и жидкие нефтепродукты.
Прямые статические измерения.
Измерение содержимого вертикальных
резервуаров - хранилищ путем
гидростатического резервуарного
измерения
Petroleum and liquid petroleum products — Direct static measurements
— Measurement of content of vertical storage tanks by hydrostatic tank
gauging
Ответственность за подготовку русской версии несёт GOST R
(Российская Федерация) в соответствии со статьёй 18.1 Устава ISO
Ссылочный номер
©
ISO 2004
Отказ от ответственности при работе в PDF
Настоящий файл PDF может содержать интегрированные шрифты. В соответствии с условиями лицензирования, принятыми
фирмой Adobe, этот файл можно распечатать или смотреть на экране, но его нельзя изменить, пока не будет получена
лицензия на интегрированные шрифты и они не будут установлены на компьютере, на котором ведется редактирование. В
случае загрузки настоящего файла заинтересованные стороны принимают на себя ответственность за соблюдение
лицензионных условий фирмы Adobe. Центральный секретариат ISO не несет никакой ответственности в этом отношении.
Adobe - торговый знак фирмы Adobe Systems Incorporated.
Подробности, относящиеся к программным продуктам, использованные для создания настоящего файла PDF, можно найти в
рубрике General Info файла; параметры создания PDF были оптимизированы для печати. Были приняты во внимание все
меры предосторожности с тем, чтобы обеспечить пригодность настоящего файла для использования комитетами-членами
ISO. В редких случаях возникновения проблемы, связанной со сказанным выше, просьба проинформировать Центральный
секретариат по адресу, приведенному ниже.
ДОКУМЕНТ ОХРАНЯЕТСЯ АВТОРСКИМ ПРАВОМ
Если не указано иное, никакую часть настоящей публикации нельзя копировать или использовать в какой-либо форме или
каким-либо электронным или механическим способом, включая фотокопии и микрофильмы, без предварительного письменного
согласия ISO, которое должно быть получено после запроса о разрешении, направленного по адресу, приведенному ниже, или в
комитет-член ISO в стране запрашивающей стороны.
ISO copyright office
Case postale 56 • CH-1211 Geneva 20
Tel. + 41 22 749 01 11
Fax + 41 22 734 09 47
E-mail copyright @ iso.org
Web www.iso.org
Опубликовано в Швейцарии
ii © ISO 2004 – Все права сохраняются
Содержание Страница
Предисловие .iv
Введение .v
1 Область применения .1
2 Нормативные ссылки .1
3 Термины и определения .2
4 Описание системы .7
4.1 Общие положения .7
4.2 Датчики .7
4.3 Процессор данных ГРСИ.9
5 Установка и первоначальный ввод в эксплуатацию.10
5.1 Датчики давления.10
5.2 Датчики температуры .15
5.3 Опорные точки для ГРСИ.15
5.4 Ввод в промышленную эксплуатацию .16
6 Техническое обслуживание.18
6.1 Общие положения .18
6.2 Валидация.18
6.3 Калибровка .20
7 Безопасность.22
7.1 Механическая безопасность .22
7.2 Электрическая безопасность.22
Приложение A (нормативное) Анализ расчетов.23
Приложение B (нормативное) Измерение объема с использованием независимо
определенной плотности.38
Приложение C (информативное) Измерение объема при плотности, измеренной с
помощью ГРИ (гидростатического резервуарного измерения) .40
Приложение D (нормативное) Влияющие факторы второго порядка .55
Библиография.56
Предисловие
Международная организация по стандартизации (ISO) является всемирной федерацией национальных
организаций по стандартизации (комитетов-членов ISO). Разработка международных стандартов
обычно осуществляется техническими комитетами ISO. Каждый комитет-член, заинтересованный в
деятельности, для которой был создан технический комитет, имеет право быть представленным в этом
комитете. Международные правительственные и неправительственные организации, имеющие связи с
ISO, также принимают участие в работах. Что касается стандартизации в области электротехники, то
ISO работает в тесном сотрудничестве с Международной электротехнической комиссией (IEC).
Проекты международных стандартов разрабатываются в соответствии с правилами Директив ISO/IEC,
Часть 2.
Основная задача технических комитетов заключается в подготовке международных стандартов.
Проекты международных стандартов, принятые техническими комитетами, рассылаются комитетам-
членам на голосование. Их опубликование в качестве международных стандартов требует одобрения
не менее 75 % комитетов-членов, принимающих участие в голосовании.
Следует иметь в виду, что некоторые элементы настоящего международного стандарта могут быть
объектом патентных прав. ISO не может нести ответственность за идентификацию какого-либо одного
или всех патентных прав.
Международный стандарт ISO 11223 подготовлен Техническим комитетом ISO/TC 28,
Нефтепродукты и смазочные материалы, Подкомитетом SC 3, Статическое измерение нефти.
Настоящее первое издание ISO 11223 отменяет и замещает ISO 11223-1:1995, которое было
технически пересмотрено.
iv © ISO 2004 – Все права сохраняются
Введение
Гидростатическая резервуарная система измерений (ГРСИ) для коммерческого учета содержимого в
резервуарах использует метод определения общей статической массы жидкой нефти и
нефтепродуктов в вертикальных цилиндрических резервуарах-хранилищах.
ГРСИ использует стабильные высокоточные датчики давления, которые монтируются в специальных
местах на вертикальном корпусе резервуара.
Общая статическая масса выводится по данным измерения давления и таблицы емкости резервуара.
Другие переменные, например уровень, объемы (наблюдаемый и “стандартный”), плотность
(наблюдаемая и эталонная), могут быть вычислены на основе типа продукта и температуры, используя
установленные промышленные стандарты для вычислений переходящего запаса (остатка).
Термин “масса” используется в настоящем международном стандарте для показа массы в вакууме
(истиной массы). В нефтяной промышленности присоединенная масса (в воздухе) нередко находит
применение для коммерческих операций.
МЕЖДУНАРОДНЫЙ СТАНДАРТ ISO 11223:2004(R)
Нефть и жидкие нефтепродукты. Прямые статические
измерения. Измерение содержимого вертикальных
резервуаров - хранилищ путем гидростатического
резервуарного измерения
1 Область применения
Настоящий международный стандарт дает руководство по выбору, монтажу, пуску в эксплуатацию,
техническому обслуживанию, валидации и калибровке гидростатических резервуарных систем
измерений (ГРСИ) для прямого измерения статической массы в нефтяных резервуарах – хранилищах.
В нем предполагается охват применений для перекачивания нефти и нефтепродуктов потребителю,
хотя детали других, менее точных, измерений включены для информации. Здесь также дается
указание по вычислениям стандартного объема по измеренной массе и независимо измеренной
эталонной плотности. В стандарте содержится также информация по измерениям объема,
наблюдаемого и стандартного, с использованием плотности, измеренной самой ГРСИ.
Настоящий международный стандарт применяется к ГРСИ, где используются датчики давления с
одним каналом, открытым в атмосферу. Он пригоден для использования ГРСИ на вертикальных,
цилиндрических резервуарах с фиксированными или плавающими крышами для хранения нефти и
нефтепродуктов в атмосферных условиях.
Настоящий международный стандарт не применим для использования ГРСИ в резервуарах под
давлением
2 Нормативные ссылки
Следующие нормативные документы являются обязательными для применения с настоящим
международным стандартом. Для жестких ссылок применяются только указанное по тексту издание.
Для плавающих ссылок необходимо использовать самое последнее издание нормативного ссылочного
документа (включая любые изменения).
ISO 91-1:1992, Таблицы измерений параметров нефти. Часть 1. Таблицы, основанные на
нормальных температурах 15 град. C и 60 град. F
ISO 91-2:1991, Таблицы измерений параметров нефти. Часть 2. Таблицы, основанные на
стандартных температурах 20 град. C
ISO 1998 (все части), Нефтяная промышленность. Терминология
ISO 3170:2004, Нефтепродукты жидкие. Ручной отбор проб
ISO 3675:1998, Нефть сырая и жидкие нефтепродукты. Лабораторное определение плотности.
Метод с использованием ареометра
ISO 3838:2004, Нефть сырая и жидкие или твердые нефтепродукты. Определение плотности или
относительной плотности. Методы с использованием пикнометра с капиллярной трубкой и
градуированного 2-капиллярного пикнометра
ISO 3993:1984, Сжиженный нефтяной газ и легкие углеводороды. Определение плотности или
относительной плотности. Метод с использованием гидрометрического давления
ISO 4266-4:2002, Нефть и жидкие нефтепродукты. Измерение уровня и температуры в резевуарах-
хранилищах автоматическими методами. Часть 4.Измерение температуры в резервуарах с
атмосферным давлением
ISO 4267-2:1988, Нефть и жидкие нефтепродукты. Расчет содержания масла. Часть 2.
Динамические измерения
ISO 4268:2000, Нефть и жидкие нефтепродукты. Измерение температуры. Ручные методы
ISO 4512:2000, Нефть и жидкие нефтепродукты. Оборудование для измерения уровня жидкости в
резервуарах хранилищах. Ручные методы
ISO 7078:1985, Строительство зданий. Процедуры для разбивки, измерения и топографической
съемки. Словарь и примечания
ISO 7507-1:2003, Нефть и жидкие нефтепродукты. Калибровка вертикальных цилиндрических
резервуаров. Часть 1. Метод обмера резервуаров (измерение вместимости)
ISO 9857: - Нефть и жидкие нефтепродукты. Непрерывное измерение плотности
ISO 12185:1996, Нефть сырая и нефтепродукты. Определение плотности. Метод измерения
затухания колебаний на приборе с U-образной трубкой
IEC 60079-0:2004, Оборудование электрическое для взрывоопасных газовых сред. Часть 0. Общие
требования
Американский институт нефти (API) Глава 3. Руководство по стандартам измерения нефти. Секция
1A. Измерения в резервуаре. Стандартная практика для ручного измерения нефти и
нефтепродуктов. Первое издание
3 Термины и определения
В настоящем документе применяются следующие термины и определения.
3.1
плотность воздуха окружающей среды
ambient air density
плотность наружного воздуха на той стороне резервуара, где монтируются датчики давления
3.2
температура воздуха окружающей среды
ambient air temperature
представительная температура наружного воздуха на той стороне резервуара, где монтируются
датчики давления ГРСИ
3.3
присоединенная масса в воздухе
apparent mass in air
значение, полученное взвешиванием в воздухе в сравнении с эталонными массами без внесения
поправки влияния воздушной плавучести на эталонные массы или взвешенный объект
[ISO 3838]
Готовится к публикации.
2 © ISO 2004 – Все права сохраняются
3.4
таблица емкости
capacity table
таблица, на которую часто ссылаются как на таблицу резервуара или таблицу калибровки резервуара,
показывающая вместимости или объемы в резервуаре, соответствующие разным уровням жидкости,
измеренным от стабильной опорной точки
[ISO 7507-1]
3.5
высота критической зоны
critical zone height
верхний предел критической зоны; уровень, на котором одна или больше опор плавающей крыши или
плавучего экрана впервые касаются днища резервуара
3.6
критическая зона
critical zone
диапазон уровня, сквозь который плавающая крыша или плавучий экран частично поддерживаются их
опорами
3.7
плотность
density
масса вещества, деленная на объем
[ISO 3838]
ПРИМЕЧАНИЕ В отчетных документах значение плотности необходимо указывать в единицах измерения,
которые использовались, вместе с температурой. Стандартная нормальная температура для международной
торговли нефтью и нефтепродуктами составляет 15 °C (см. ISO 5024). Другие нормальные температуры могут
потребоваться для законодательной метрологии или других специальных целей (см. ISO 3993).
3.8
глубина погружения
dip
innage
высота заполненного пространства
глубина жидкости в резервуаре
[адаптировано из ISO 7507-1]
3.9
объем по глубине погружения
dipped volume
наблюдаемый объем продукта, донных осадков и подтоварной воды, вычисленный из уровня глубины
погружения и таблицы емкости резервуара
3.10
резервуар с фиксированной крышей
fixed-roof tank
вертикальный цилиндрический резервуар-хранилище с конусо или куполообразной крышей свободно
вентилируемого типа или под низким давлением
[ISO 1998]
3.11
плавучий экран
крышка
щит
floating blanket
cover
screen
легковесная крышка, металлическая или пластиковая, рассчитанная плавать на поверхности жидкости
резервуара с фиксированной крышей
ПРИМЕЧАНИЕ Экран используется для замедления испарения летучих продуктов в резервуаре.
[адаптировано из ISO 7507-1]
3.12
масса плавающей крыши
floating-roof mass
значение массы плавающей крыши, включая нагрузку любой массы на крышу, вручную введенной в
процессор данных
3.13
резервуар с плавающей крышей
floating-roof tank
резервуар, в котором крыша свободно плавает на поверхности жидкого содержимого, за исключением
низких уровней, когда днище резервуара принимает вес крыши через ее опоры
[ISO 7507-1]
3.14
уровень подтоварной воды
free-water level
уровень любой воды или осадка, которые существуют как отдельный слой снизу продукта
3.15
стандартный объем брутто
gross standard volume
объем нефти, включая растворенную воду, взвешенную вадозную воду и взвешенный осадок, но
исключая подтоварную воду и донные отложения, вычисленный при нормальных условиях
3.16
масса высоты столба жидкости
head mass
общая измеренная масса между нижним датчиком ГРСИ и верхом резервуара
3.17
пространство в основании резервуара
heel space
пространство внутри резервуара, находящееся под нижним датчиком ГРСИ
3.18
опорная точка ГРСИ
HTG reference point
устойчивая опорная точка, от которой измеряются позиции датчиков ГРСИ
3.19
гидростатическое резервуарное измерение
ГРИ
hydrostatic tank gauging
HTG
метод прямого измерения жидкой массы в резервуаре-хранилище, основанный на измерении значений
статических давлений, создаваемых высотой столба жидкости над датчиком давления
4 © ISO 2004 – Все права сохраняются
3.20
плотность паров в резервуаре
in-tank vapour density
плотность газа или паров (смеси) в незаполненном пространстве при условиях наблюдения за
температурой и давлением продукта
3.21
наблюдаемая плотность
observed density
значение, полученное при испытательной температуре, которая отличается от температуры при
калибровке аппаратуры
[адаптировано из ISO 3838]
3.22
высота опоры
pin height
нижний предел критической зоны, т.е. уровень, на котором плавающая крыша или плавающий экран
полностью опускается на свои опорные стойки
3.23
масса продукта в основании резервуара
product heel mass
масса продукта под диафрагмой нижнего датчика ГРСИ
3.24
объем продукта в основании резервуара
product heel volume
наблюдаемый объем продукта под нижним датчиком ГРСИ, вычисленный путем вычитания объема
воды из всего объема нижней части резервуара
3.25
масса продукта
product mass
суммарная масса высоты столба продукта и объема продукта в основании резервуара, уменьшенная
на массу плавающей крыши (при наличии) и массу паров
3.26
температура продукта
product temperature
температура жидкости резервуара в зоне, где осуществляются измерения с помощью ГРСИ
3.27
стандартная плотность
reference density
плотность при обычной температуре
3.28
нормальная температура
reference temperature
температура, к которой относятся стандартная плотность и стандартные объемы
3.29
средняя площадь поперечного сечения резервуара
tank average cross-sectional area
средняя площадь поперечного сечения резервуара между уровнем нижнего датчика ГРСИ и уровнем
глубины погружения, на которой интегрируются гидростатические давления, чтобы получить массу
столба жидкости
3.30
выступ резервуара
tank lip
часть донной плита резервуара, выходящая снаружи за пределы его обшивки
3.31
обшивка резервуара
tank shell
наружная обшивка резервуара - хранилища, которая на территории хранилища закрепляется в земле и
включает крышу, если это резервуар с фиксированной крышей (3.10)
3.32
совокупный объем основания резервуара
total heel volume
наблюдаемый объем под нижним датчиком ГРСИ, вычисленный с использованием уровня нижнего
датчика и табличной емкости резервуара с поправкой на температуру, при которой осуществлялось
наблюдение
3.33
суммарный объем
total volume
обозначенный объем, включающий всю воду и осадки без коррекции на температуру и давление
[адаптировано из ISO 4267-2]
3.34
давление в незаполненном пространстве
ullage pressure
абсолютное давление атмосферы (воздуха или паров) внутри резервуара над продуктом
3.35
относительная плотность паров
vapour relative density
отношение молекулярной массы паров (смеси) к молекулярной массе воздуха (воздушной смеси)
3.36
объем воды
water volume
наблюдаемый объем подтоварного осадка и воды, вычисленный из уровня подтоварной воды и таблиц
емкости резервуара
3.37
незаполненное пространство
свободный объем
ullage
outage
емкость резервуара, не заполненная жидкостью
[ISO 7507-1]
3.38
неопределенности
uncertainties
если не заявлено иначе, то все неопределенности, включающие максимально допускаемые
погрешности, принимаются за расширенные неопределенности с коэффициентом охвата k = 2
6 © ISO 2004 – Все права сохраняются
4 Описание системы
4.1 Общие положения
Гидростатическая система измерений нефти или нефтепродуктов в резервуаре является системой
измерения статической массы. Она использует входные данные давления и температуры, параметры
резервуара и хранящейся в нем жидкости, чтобы вычислять массу содержимого резервуара и другие
переменные согласно описанию в Таблице 1 Приложения A (см. Рисунок 1).
Определение других переменных, показанных в скобках на Рисунке 1 (обозначение), не включается в
область применения настоящего международного стандарта. Однако информация о них содержится в
Приложениях B и C.
Обозначение
1 резервуар-хранилище
2 датчик P3 (давление в незаполненном пространстве)
3 датчик P2 (измерения плотности)
4 датчик температуры жидкости
5 датчик P1 (измерения столба жидкости в основании - нижней части резервуара)
6 датчик давления окружающей среды
7 датчик температуры окружающей среды
8 процессор ГРСИ (вычисления)
9 операторский интерфейс ГРСИ (отображение, печать, конфигурация, управление)
a
Вычисленные выходные данные: масса (объем, плотность, уровень)
b
Входные параметры: резервуар, окружающая среда, датчик, жидкость
Рисунок 1 — ГРСИ. Функциональная схема
4.2 Датчики
4.2.1 Датчики давления
Гидростатическая система измерений (ГРСИ) нефти и нефтепродуктов в резервуаре состоит из трех
датчиков давления, смонтированных на обшивке резервуара. Датчик давления воздуха окружающей
среды (Pa) может быть установлен для измерений, требующих высокую точность.
Датчик P1 устанавливается на дне или вблизи дна резервуара.
Датчик P2 служит для измерения давления в середине резервуара и требуется для вычисления
плотности и уровней. Если плотность продукта известна, то ГРСИ может работать без датчика P2 (в
случае отсутствия P2 данные плотности следует вручную вводить в процессор данных). Датчик P2,
если установлен, следует располагать на фиксированном вертикальном расстоянии выше датчика P1.
Датчик P3 измеряет давление в незаполненном пространстве резервуара, обычно устанавливается на
крышке резервуара. Если резервуар является свободно вентилируемым, то ГРСИ может работать без
P3. Этот датчик не требуется в резервуарах с плавающей крышей.
4.2.2 Датчики температуры
Температурные датчики могут быть включены для измерения температуры содержимого резервуара
(T) и окружающего воздуха (T ).
a
Температура содержимого резервуара (продукта) необходима в следующих случаях
a) вычисление объемного расширения обшивки резервуара;
b) вычисление эталонной плотности по данным наблюдаемой плотности (используемой в ГРСИ,
которая вычисляет уровень и плотность, а также массу).
Если эталонная плотность известна и датчик P2 не используется, то температурный датчик все еще
может потребоваться для вычисления наблюдаемой плотности.
Температура окружающего воздуха необходима в следующих случаях
a) вычисление плотности воздуха окружающей среды;
b) вычисление объемного расширения обшивки резервуара;
c) внесение поправок на температурное расширение стяжек к датчику P1 и между датчиками P1 и P2.
4.2.3 Конфигурация системы
4.2.3.1 Общие положения
Конфигурации датчиков изменяются в зависимости от применения и требуемых данных. Некоторые из
более общепринятых вариаций характеризуются с 4.2.3.2 по 4.2.3.5.
4.2.3.2 Плотность жидкости известна
Датчик P2 обычно используется для автоматического измерения плотности жидкости в резервуаре.
Этот датчик не требуется, если средняя плотность жидкости известна.
4.2.3.3 Давление в незаполненном пространстве известно
Датчик P3 не требуется для тех резервуаров, которые вентилируются в атмосферу (давление
манометра в незаполненном пространстве равно 0). К таким резервуарам относятся все резервуары с
плавающей и фиксированной крышей, которые имеют свободную вентиляцию или замерные люки,
которые не герметизированы.
ПРИМЕЧАНИЕ 1 Резервуары с предохранительными клапанами давления/вакуума (PV) не считаются
вентилируемыми в атмосферу для целей гидростатического измерения. Давления в их незаполненном
пространстве обычно изменяются больше ожидаемых неопределенностей измерений давления.
8 © ISO 2004 – Все права сохраняются
ПРИМЕЧАНИЕ 2 Давление в незаполненном пространстве резервуаров с атмосферными фиксированными
крышами может несколько отличаться от атмосферного давления при перекачке в резервуар или из него. Так как
измерения переходящего запаса не осуществляются при операциях перекачки, то погрешности в этом случае не
является значимыми.
Если давление в незаполненном пространстве известно, то давление p может быть введено в
процессор данных как постоянная величина, а датчик P3 не устанавливается на резервуарах, которые
не вентилируются.
4.2.3.4 Температура жидкости резервуара известна
Температуры жидкости резервуара и окружающей среды используются для внесения поправки на
температурное расширение обшивки. Датчик температуры жидкости резервуара не требуется для
измерения массы, если температура жидкости в резервуаре известна (см. ISO 4266-4 или ISO 4268).
4.2.3.5 Изменение атмосферных условий
Датчики измерения температуры окружающей среды и давления могут быть применены для
устранения вторичных погрешностей измерений, требующих высокой точности. Единичные измерения
температуры окружающей среды и давления могут быть использованы для всех резервуаров,
расположенных на одной и той же площадке.
4.3 Процессор данных ГРСИ
Процессор принимает данные от датчиков и использует их вместе с параметрами жидкости и
резервуара, чтобы вычислять переходящий запас массы в резервуаре-хранилище (см. Рисунок 1).
Параметры, хранящиеся в памяти процессора, делятся на четыре группы: данные резервуара,
датчиков, жидкости и окружающей среды (см. Таблицу 1). Те параметры в Таблице 1, которые
требуются для применения, следует программировать в ГРСИ.
ПРИМЕЧАНИЕ Процессор данных может также вычислять уровень, объемы (наблюдаемый и стандартный)
плотность (наблюдаемую и эталонную). Эти вычисления даются для информации в Приложении A.
Когда уровень продукта падает ниже уровня датчика P2, ГРСИ не может далее измерять плотность.
Ниже этого уровня можно использовать последнее измеренное значение плотности продукта.
Процессор данных может обслуживать один резервуар или его могут совместно использовать
несколько резервуаров. Процессор может также осуществлять линеаризацию и/или коррекцию на
температурную компенсацию для датчиков давления.
Все переменные, выдаваемые процессором, могут быть отображены, напечатаны или переданы по
линии передачи данных на другой процессор.
Описание вычислений, обычно осуществляемых процессором, дано в Приложении A.
Таблица 1 — Параметры, хранящиеся в памяти ПК для обработки данных ГРСИ
Группа параметров Параметр Примечания
Данные резервуара Тип крыши резервуара Плавающая или фиксированная или та и другая
Масса крыши резервуара Только плавающие крыши
Высота критической зоны Только плавающие крыши
Высота опоры Только плавающие крыши
Тип стенки резервуара Изолированная или не изолированная
Две постоянные температурного расширения
Материал стенки резервуара
(ISO 7507-1)
Таблица емкости резервуара Объемы на заданных уровнях
Температура для поправок табличной емкости
Температура при калибровке
резервуара
Данные датчиков Конфигурация датчика Резервуар с 1, 2 или 3 датчиками
ГРСИ
Нормальная точка калибровки аппаратуры
Высота опорной точки ГРСИ
резервуара
Высота датчика P1 До опорной точки ГРСИ
Высота датчика P2 Приведенная к P1
Высота датчика P3 Приведенная к P1
Данные жидкости Плотность жидкости Если нет датчика P2
Коэффициенты расширения
См. ISO 91-1 и ISO 91-2
жидкости
Уровень свободной воды –
Данные окружающей Местное ускорение силы
Получено из признанного источника
среды тяжести
Температура окружающей
Необязательный параметр
среды
Давление окружающей
Необязательный параметр
среды
5 Установка и первоначальный ввод в эксплуатацию
5.1 Датчики давления
5.1.1 Выбор датчиков давления
Датчики давления следует выбирать в соответствии с неопределенностью вычисления. Максимальные
допускаемые погрешности для коммерческого учета откачки нефти потребителю даны в Таблице 2.
Эти цифры считаются расширенными неопределенностями, имеющими коэффициент охвата k= 2.
10 © ISO 2004 – Все права сохраняются
Таблица 2 — Максимально допускаемые погрешности датчика(ов) давления для применений,
связанных с коммерческим учетом и откачкой нефти и нефтепродуктов потребителю
Максимально допускаемая погрешность датчиков давления
a
P1 P3
Погрешность Погрешность Погрешность Погрешность
установки нуля линеаризации установки нуля линеаризации
Pa % считывания Pa % считывания
± 50 ± 0,07 ± 24 ± 0,2
a
Если используется датчик P3
Диапазон датчика давления P3 может быть намного меньше диапазона, выбранного для датчика
давления P1, потому что манометрическое давление паров типично ограничивается до максимума
приблизительно 5 кПа.
Погрешность установки нуля и линеаризации следует оценивать независимо друг от друга.
Требования к погрешностям линеаризации также применяются к разностям в показаниях для
отдельного датчика давления.
Комбинация погрешностей установки нуля и линеаризации влияет на неопределенности измерений
переходящего запаса нефти или нефтепродуктов в резервуаре.
В случае перекачек продукта, неопределенностями считаются неопределенности разности давлений
между началом и концом перекачек. Погрешности установок нуля (частично) балансируются и
неопределенности перекачки в основном связаны с погрешностьми линеаризации.
Аналоговые или цифровые выходные данные датчиков следует выбирать так, чтобы удовлетворять
требованиям точности.
5.1.2 Приготовление резервуара
5.1.2.1 Общие положения
Предварительно до установки датчиков давления ГРСИ необходимо выполнить действия, заданные с
5.1.2.2 по 5.1.2.5
5.1.2.2 Выбор позиций датчиков
Вся датчики давления ГРСИ, внешние относительно резервуара, следует устанавливать на одной и
той же стороне резервуара и, если необходимо, обеспечивать средством предохранения от
воздействия солнца и ветра.
Отверстия на стенке резервуара для измерения следует располагать там, где продукт является
относительно статичным. Перемещения продукта, вызванные работой насоса или операциями
перемешивания, могут создавать дополнительные статические давления.
Датчик давления P1 является самым низким из датчиков давления. Он монтируется на расстоянии H
b
от опорной точки ГРСИ. Датчик P1 следует устанавливать на резервуаре как можно ниже, но выше
уровня любого осадка или подтоварной воды.
Датчик давления P2, если используется, располагается на расстоянии H выше по вертикали датчика
P1. Максимальное расстояние по вертикали между датчиками P2 и P1 не задается. Ограничительным
фактором являются падения уровня жидкости ниже датчика P2, когда наблюдаемая плотность не
может быть больше измерена. Минимальное расстояние по вертикали от P2 до P1 зависит от
требований к точности измерений плотности и функционирования датчика. Обычно датчик P2
устанавливается приблизительно на 2 м – 3 м выше датчика P1.
Датчик давления P3, если используется на резервуарах с фиксированной крышей, следует
монтировать так, чтобы он всегда измерял давление в паровой фазе. Если этот датчик монтируется на
крыше, то следует обеспечить защиту от воздействия солнца/ветра.
5.1.2.3 Технологические отверстия
Технологические отверстия и клиновые задвижки следует делать на резервуаре, выведенным из
эксплуатации или при использовании предписанных горячих технологии пробивки отверстий.
5.1.2.4 Опорная точка ГРСИ
Следует установить местоположение опорной точки ГРСИ на каждом резервуаре. Если необходимо, то
высота опорной точки ГРСИ для каждого резервуара может быть отнесена к точке отсчета калибровки
резервуара, используя оптико-геодезическую технику (см. ISO 7078).
5.1.2.5 Стяжки
Стяжки используются для предотвращения чрезмерного перемещения датчиков давления ГРСИ
относительно опорной точки вследствие выпучивания резервуара по мере его заполнения (см. 5.1.4 и
Приложение D). Необходимость в стяжках может быть оценена путем прямых измерений резервуаров
или оценки их конструкционных параметров. Если стяжки необходимы, то следует сделать подробную
техническую оценку в отношении их количества и конструкции.
5.1.3 Установка датчиков давления
5.1.3.1 Соединения технологического процесса
Установки всех датчиков давления должны обеспечивать изоляцию в месте установки от резервуара и
подсоединение к устройствам испытания/калибровки (пруверу). Следует использовать клиновые
задвижки, чтобы изолировать датчики давления от резервуара. Отводящие отверстия могут быть
достаточными для соединений с пруверами. Датчики следует устанавливать таким образом, что
диафрагма датчика остается покрытой жидкостью во время функционирования. Сливные краны
следует предусмотреть для обеспечения слива технологической жидкости, когда требуется калибровка
или проверка системы.
5.1.3.2 Защита от избыточного давления
Закрытие клиновых задвижек без открытия отводящего отверстия ведет к образованию раковины или
уловленной жидкости, чье тепловое расширение или сужение может создавать избыточное давление
на датчик. В зависимости от конструкции клиновой задвижки, закрытие задвижки может иметь
результатом смещение жидкости, которое может привести к избыточному давлению на датчики.
Гасители пульсаций между клиновыми задвижками и датчиками могут потребоваться, чтобы избежать
избыточного давления на датчики. Альтернативно, отводное отверстие может быть открыто, чтобы
снять наращивание давления при закрытии клиновой задвижки.
5.1.4 Определение позиции датчика давления
Позиции датчиков следует измерить по действительным центрам датчиков давления. Так как
диафрагмы датчиков обычно не являются доступными, то следует нанести внешние опорные метки на
корпусе датчика. Также следует обеспечить оценку неопределенности внешней опорной маркировки.
Неопределенности позиций датчиков и неопределенности расстояний между датчиками являются
важными для достижения высокой точности измерений ГРСИ. Руководящими указаниями для
неопределенностей измерения расстояний являются следующие:
12 © ISO 2004 – Все права сохраняются
a) высота датчика P1, H , выше опорной точки ГРСИ, используется для вычисления донной массы
b
резервуара. Неопределенность измерения высоты P1 не должна превышать 1 мм.
b) расстояние по вертикали между P1 и P2, H, используется для вычисления наблюдаемой
плотности, которая в свою очередь используется, чтобы рассчитывать массу в основании
(нижней части) резервуара. Неопределенность вертикального расстояния P1 - P2 не должна
превышать 1 мм.
c) расстояние по вертикали от P1 до P3, H , используется для вычисления величины массы
t
испарений и воздействий воздуха окружающей среды. Массы пара и воздуха окружающей среды
является вторичными факторами коррекции, которые подлежат ряду аппроксимаций.
Неопределенность вертикальной высоты H не должна превышать 50 мм.
t
5.1.5 Ограничение перемещения датчика давления
Стенки резервуара подвергаются гидростатической деформации при наполнении резервуара и
осушении. Это ведет к перемещениям датчиков, так что высота датчика P1 выше опорной точки ГРСИ
и вертикальное расстояние датчика P2 над датчиком P1 могут не быть постоянными.
Изменения высоты датчика P1 будут непосредственно влиять на измеренную массу, и поэтому их
следует минимизировать. Датчик P1 обычно монтируется на нижней части резервуара, где
перемещение обшивки резервуара являются незначительными (плиты исходного уровня резервуара,
прикрепленные к обшивке резервуара могут испытывать аналогичные перемещения). Высоту датчика
P1 выше опорной точки ГРСИ следует измерять при полном и еще раз при пустом резервуаре. Если
высота изменяется больше чем на 1 мм, то следует закрепить стяжки, которые удерживают датчик
давления P1 на постоянном вертикальном расстоянии выше опорной точки ГРСИ.
Изменения вертикального расстояния датчика P2 над P1 влияют только на вычисления с помощью
ГРСИ плотности и уровня продукта. В вертикальных резервуарах это влияние на измеренную массу
можно не принимать во внимание. Если ГРСИ используется для вычисления уровней и плотностей, а
так же массы, то следует рассмотреть использование стяжки между датчиками P1 и P2, чтобы
поддерживать постоянным вертикальное расстояние между этими датчиками.
Перемещение датчика ГРСИ характеризуется в Приложении D.1. Если используются какие-либо
стяжки, то соединения датчиков давления к резервуару следует делать достаточно гибкими, чтобы
удовлетворить требования механической безопасности. Стяжку следует прикреплять к
технологическому торцу (фланцу) датчика давления, чтобы избежать избыточного давления на
датчики.
5.1.6 Влияние ветра
Ветер, влияющий на резервуар, вызывает изменения статического давления воздуха окружающей
среды. В зависимости от местных обстоятельств давление воздуха окружающей среды может быть
разным на P1, P2 и P3. Так как датчики измеряют манометрическое давление (приведенное к
атмосферному давлению), то разности наведенных ветром внешних давлений на каждом датчике
будут причиной дополнительных погрешностей измерений.
Влияние ветра будет минимальным при монтаже всех трех датчиков давления на одной стороне
резервуара по прямой вертикальной линии.
Разности между внешними давлениями датчиков P1 и P3 будут оказывать прямое воздействие на
измерение массы с помощью ГРСИ. Если наружные каналы датчиков P1 и P3 открыты для
воздействия ветра, то их следует соединить вместе трубкой уравнивания давления. Эту трубку
следует монтировать строго вертикально, без перемычек или ловушек, закрытой сверху и открытой
снизу, чтобы исключить риск наполнения водяным конденсатом.
Если датчик P3 не используется, то изменения в показании внешнего давления P1 будут оказывать
прямое воздействие на точность измерения массы с помощью ГРСИ (заметим, что для атмосферных
резервуаров датчик P3 не требуется). Если оборудование ГРСИ открыто для воздействия сильного
ветра, то наружный канал датчика P1 следует соединить с трубкой, которая опускается с наклоном
вниз и от резервуара и открыта в точке минимального изменения наружного давления из-за ветра.
Рекомендуется минимальная дистанция 0,5 м от резервуара на уровне земли.
5.1.7 Тепловой эффект
Для измерений, требующих высокой точности, функционирование ГРСИ может быть улучшено за счет
следующего:
a) исключения температурных градиентов через корпуса датчиков;
b) поддержания датчиков при постоянных температурах.
Следует соблюдать рекомендации производителей датчиков в отношении необходимости и типов
термоизоляции, которая требуется для улучшения работы.
5.1.8 Неопределенности измерений давления
Выходные сигналы датчиков давления зависят от неопределенностей измерения, величина которых
может изменяться вместе с колебаниями рабочего режима (гидростатического напора, температуры
жидкости, а также условий окружающей среды, например, температуры наружного воздуха).
Неопределенность датчика давления обычно проявляется через составляющие от установки нуля ои
линеаризации. Составляющая обнуления является абсолютной по характеру, обычно выражается в
единицах измерения (Паскаль в единицах СИ). Она остается неизменной во всем диапазоне
измерения. Составляющая линеаризации изменяется вместе с измеренным давлением и типично
выражается относительной цифрой, например, как процент показания давления. Производителю
следует однозначно заявить неопределенности обнуления и линеаризации и их изменения в
ожидаемых рабочих диапазонах, в частности, в диапазонах датчиков температуры. Это дает
возможность потребителю проверить, что вклад датчика давления имеет результатом приемлемую
общую неопределенность измерения (ий) с помощью ГРСИ. (См. Таблицу 2 в отношении максимально
допускаемых погрешностей обнуления и линеаризации).
Суммарная абсолютная неопределенность датчика давления может быть вычислена по Формуле (1):
pu×p
⎛⎞
applied linearity
up =+up (1)
⎜⎟
total zero
⎜⎟
⎝⎠
где
up суммарная абсолютная неопределенность датчика давления, выраженная, например, в
total
паскалях;
up абсолютная составляющая установки нуля в неопределенности датчика давления,
zero
выраженная, например, в паскалях;
p давление, выраженное, например, в паскалях, как входной сигнал датчика давления;
applied
up относительная составляющая линеаризации в неопределенности датчика давления,
linearity
выраженная, например, в процентах p .
applied.
ПРИМЕЧАНИЕ 1 Приложенное давление p есть приблизительно сумма гидростатического давления
1-applied
столба жидкости выше уровня P1, напора паров и давления p .
ПРИМЕЧАНИЕ 2 Приложенное давление p есть приблизительно сумма гидростатического давления столба
2-applied
жидкости выше уровня P2, напора паров и давления p .
ПРИМЕЧАНИЕ 3 Приложенное давление p приблизительно равно давлению паров, независимо от уровня
3-applied
жидкости.
14 © ISO 2004 – Все права сохраняются
5.2 Датчики температуры
5.2.1 Общие положения
Ввод сигнала температуры в процессор данных может быть автоматическим или ручным. ГРСИ, как
правило, устанавливается с устройством измерения температуры в резервуаре (см. ISO 4266-4) и
может также включать устройство измерения температуры наружного воздуха.
Если температура продукта или воздуха определяется другими средствами, то значения могут быть
введены в процессор данных ГРСИ вручную.
5.2.2. Позиции датчиков
Датчик температуры продукта может быть одноточечным температурным элементом, установленным
между датчиками P1 и P2, или усредняющей системой с шариком.
Датчик температуры наружного воздуха (если требуется) следует устанавливать на той же самой
стороне и на том же самом расстоянии от резервуара, как датчики давления с таким же
предохранением от воздействий окружающей среды.
5.2.3 Неопределенность измерения температуры
Точность измеренной температуры непосредственно влияет на точность исходной плотности и
стандартного объема. Точность измерения температуры оказывает только вторичный эффект на
точность массы через тепловое расширение обшивки резервуара, которое влияет на данные таблицы
емкости резервуара. В большинстве случаев следует считать адекватными одноточечный или местный
датчик температуры (например, термометр сопротивления).
Средняя температура обшивки резервуара требуется для вычисления ее теплового расширения. Оно
может быть вычислено как взвешенное среднее температуры жидкости внутри и наружного воздуха
снаружи обшивки.
Неопределенность измерения температуры жидкости имеет две составляющие:
– неопределенность u суммарного измерения температуры (датчик, передатчик и
equipment
преобразователь), которую обычно предоставляет производитель датчика;
– неопределенность u из-за температурных градиентов, которые влияют на позицию датчика,
grad
термическую стратификацию в технологической жидкости, качество термического контакта с
жидкостью и т.д. Она обычно оценивается между 1 °C для жидкостей, хранящихся в условиях
окружающей среды (с отсутствием или минимальн
...
Questions, Comments and Discussion
Ask us and Technical Secretary will try to provide an answer. You can facilitate discussion about the standard in here.
Loading comments...