V-15 — Correction manuelle des volumes de liquides mesurés en des volumes équivalents à des conditions de référence

Catégorie : Volume
Bulletin : V-15 (rév. 3)
Document(s) :
Date de diffusion : 2012-07-31
Entrée en vigueur : 2012-07-31
Remplace : V-15 (rév. 2)


Table des matières


1.0 Domaine d'application

Le présent bulletin énonce la politique et décrit la méthode permettant d'effectuer la correction manuelle des volumes de liquides mesurés en des volumes équivalents à des conditions de référence.

2.0 Contexte

2.1 À l'exception des Normes sur les distributeurs de propane (SVM-3) qui exigent que les distributeurs de propane ayant été approuvés et/ou ayant subi une inspection initiale après l'adoption de ces normes (11 septembre 1991) soient équipés de compensateurs automatiques de température, la Loi sur les poids et mesures ne contient aucune disposition concernant la

correction manuelle d'un volume à une température ou à une pression de référence, ou la conversion du volume en masse. Toutefois, de telles corrections ou conversions doivent être

effectuées selon les méthodes prescrites adéquates afin d'assurer une déclaration exacte de la quantité nette.

2.2 Les tables de correction du volume à utiliser doivent être réputées pour leur exactitude, selon des études fiables, et autorisées par Mesures Canada. Ces tables sont résumées dans le tableau 1.

3.0 Méthode de correction manuelle de la température

3.1 Le présent bulletin avait initialement été élaboré pour permettre à l'industrie de mettre en place la compensation de température dans ses réseaux de distribution, à une époque où l'équipement nécessaire pour effectuer une compensation automatique de la température était difficile à obtenir et relativement coûteux. Depuis, la demande pour cet équipement a baissé et les prix sont plus compétitifs. Dans le cadre des activités de surveillance du marché, on a constaté que le manque d'uniformité dans l'application des procédures énoncées dans le présent bulletin a donné lieu à des mesures commerciales inexactes et des risques de fraudes. C'est pour ces raisons que la compensation manuelle de la température, quel que soit le niveau commercial, ne sera plus permise après le 1er janvier 2003. La décision a été prise et la date choisie en consultation avec toutes les parties intéressées lors du Forum canadien des mesures commerciales organisé par Mesures Canada, qui a eu lieu en novembre 2000 à Montréal.

3.2 La correction manuelle de la température des liquides pétroliers doit être faite en fonction d'une température de référence de 15 °C.

3.3 La température du liquide devrait être déterminée à l'aide d'un thermomètre traçable à un étalon national ou international reconnu, présentant une plage adéquate, un échelon minimal de 0,5 °C et une précision de ±0,5 °C.

3.4 Le capteur de température et le puits thermique d'essai doivent être installés et positionnés conformément aux exigences des Normes sur les ensembles de mesurage avec CAT électroniques (SVM-2).

3.5 La température utilisée, lorsqu'on se reporte au tableau de référence, devrait correspondre à la moyenne arithmétique d'au moins quatre mesures de température prises lors de la livraison du produit, la première étant effectuée lorsque 10 % du produit est livré et la dernière, lorsque 90 % du produit est livré.

3.6 Pour obtenir le facteur de correction du volume (FCV) à la température de mesure moyenne, il faut utiliser un tableau autorisé applicable au liquide en question. Ce tableau doit être conforme aux exigences de l'article 270 du Règlement sur les poids et mesures ou à celles du bulletin pertinent. Se référer à la colonne appropriée du tableau correspondant à la masse volumique connue du produit à 15 °C. Lire le FCV correspondant à la température moyenne du liquide. Au besoin, interpoler et arrondir le FCV à 0,1 °C près.

3.7 Pour établir la quantité nette de l'enregistrement « corrigé à 15 °C », le FCV est multiplié par l'enregistrement brut du compteur.

3.8 Le connaissement doit être fourni et doit, en plus de comprendre les renseignements prescrits dans le Règlement, indiquer que l'enregistrement brut du compteur a été manuellement corrigé à 15 °C. Il doit également préciser la masse volumique de référence utilisée, la température moyenne, l'enregistrement brut du compteur et la quantité nette calculée.

4.0 Méthode de correction manuelle de la pression

4.1 La correction manuelle de la pression des liquides pétroliers doit être faite à une pression de référence de 101,325 kPa, dans le cas des liquides ayant des pressions de vapeur d'équilibre inférieures à 101,325 kPa à 15 °C, et à la pression de vapeur du liquide à 15 °C, dans le cas des liquides ayant des pressions de vapeur d'équilibre supérieures à 101,325 kPa.

4.2 Pour déterminer la pression et/ou la pression de vapeur d'équilibre d'un liquide, il faut utiliser un manomètre ou un manomètre différentiel traçable à un étalon national ou international reconnu, présentant une plage adéquate et un échelon minimal de 50 kPa.

4.3 Le capteur de pression doit satisfaire aux exigences de précision et d'installation du projet de Norme sur les transducteurs de pression électroniques.

4.4 La pression du compteur utilisée devrait correspondre à la moyenne arithmétique d'au moins 4 lectures de pression faites lors de la livraison du produit, la première lecture étant faite lorsque 10 % du produit est livré et la dernière, lorsque 90 % du produit est livré.

4.5 La température utilisée doit être fournie par un capteur de température certifié. Si l'on doit déterminer la température manuellement, le contenu de la section 3 du présent bulletin s'applique.

4.6 Dans le cas des liquides ayant des pressions de vapeur d'équilibre supérieures à 101,325 kPa à 15 °C, il faut effectuer une deuxième lecture de la pression de vapeur à la température du liquide.

4.7 La pression de vapeur d'équilibre du liquide peut être déterminée en mesurant la pression dans le réservoir de vapeur, dans le cas d'une installation dotée d'un réservoir de condensation, ou en mesurant la pression dans la conduite de retour de la vapeur dans une installation dotée d'un éliminateur de vapeur.

4.8 Les facteurs de correction de la pression ou de la compressibilité (Cpl) peuvent être calculés en utilisant les données compilées dans le tableau du chapitre 11.22.2 M du manuel de l'American Petroleum Institute (API) intitulé Manual of Petroleum Measurement Standards et l'équation ci-dessous.

Cpl = (1 ÷ (1 − [ P − Pe ] × F))

Où :

  • P = Pression moyenne au compteur en kPa.
  • PE = Pression de vapeur d'équilibre en kPa à la température de mesure du liquide. PE correspond à « 0 » pour les liquides ayant une pression de vapeur d'équilibre inférieure à 101,325 kPa à 15 °C.
  • F = Facteur de compressibilité des hydrocarbures tiré du chapitre 11.2.2 M (350 à 637 kg/m³) et chapitre 11.2.1 (638 à 1074 kg/m³) de l'API.

4.9 Les facteurs de correction pour le propane (masse volumique = 505 kg/m³ @ 15 °C) ont été calculés et se trouvent au tableau 2.

4.10 Le Cpl est ensuite multiplié par le volume net compensé en température indiqué par le compteur pour obtenir un relevé net « ramené à des conditions de référence et à une pression de vapeur à 15 °C ».

4.11 Le connaissement doit être fourni et doit, en plus de comprendre les renseignements prescrits dans le Règlement, indiquer que le volume a été manuellement corrigé à 15 °C et manuellement corrigé à une pression de référence. Il doit également préciser la pression de référence utilisée, la masse volumique de référence utilisée, la température moyenne, la pression moyenne ainsi que les enregistrements nets et bruts au compteur.

5.0 Interdiction des facteurs de correction composites

5.1 Un facteur de correction composite résulte de la multiplication d'un facteur de correction déterminé pendant l'étalonnage par un facteur de pression additionnel, qui est le Cpl, au moment de l'étalonnage.

5.2 Ainsi, les facteurs de correction composites n'admettent aucun changement de pression du système lors du fonctionnement de ce dernier.

5.3 C'est pourquoi l'emploi des facteurs de correction composites n'est pas admis dans le commerce. Lorsqu'une compensation de la pression est souhaitable, des éléments capteurs de pression dynamique supplémentaires doivent être intégrés à l'installation de mesurage.

6.0 Révisions

Le but de la révision 1 était :

  • de modifier le tableau 1 du bulletin pour ajouter une catégorie séparée pour le carburéacteur Jet B,
  • d'ajouter les masses volumiques normalisées dans la colonne pour le facteur de correction du volume,
  • d'apporter des changements mineurs au texte.

Le but de la révision 2 était d'établir une date après laquelle aucune compensation manuelle de la température ne sera permise.

La révision 3 visait à mettre à jour la mise en forme du bulletin afin de répondre aux exigences en matière d'accessibilité Web.

7.0 Renseignements supplémentaires

Pour obtenir de plus amples renseignements au sujet du présent bulletin, veuillez communiquer avec l'agent principal de programme responsable de la mesure du volume.

Dennis Beattie, TSAI
Agent principal de programme, Mesure du volume
Division des poids et mesures

Annexe

Tableau 1 : Résumé des tables autorisées pour la correction manuelle du volume
Description du produit Pression de vapeur d'équilibre à 15 °C Facteur de correction de la masse volumique Facteur de correction du volume (FCV) Facteur de correction de la pression (Cpl)
Propane, butane >101.325 kPa Tableau 53 de ASTM-IP Tableau 54 de ASTM-IP (masse vol. moyenne .510) Chapitre 11.2.2M de l'API
Essence, diesel <101.325 kPa Tableau 53B, chapitre 11.1 de l'API Tableau 54B du chapitre 11.1 de l'API (masse vol. moyenne .730/essence et .840/diesel) Chapitre 11.2.1M de l'API
Carburéacteur Jet A <101.325 kPa Tableau 53B, chapitre 11.1 de l'API Tableau 54B du chapitre 11.1 de l'API (masse vol. moyenne .800) Chapitre 11.2.1M de l'API
Carburéacteur Jet B <101.325 kPa Tableau 53A, chapitre 11.1 de l'API Tableau 54A du chapitre 11.1 de l'API (masse vol. moyenne .760) Chapitre 11.2.1M de l'API
Huiles lubrifiantes <101.325 kPa Tableau 53D, chapitre 11.1 de l'API Tableau 54D du chapitre 11.1 de l'API (masse vol. moyenne .880) Chapitre 11.2.1M de l'API
Autres produits Consulter les bulletins pertinents pour les tableaux approuvés pour des produits autres que ceux à base de pétrole. Consulter les bulletins pertinents pour les tableaux approuvés pour des produits autres que ceux à base de pétrole. Consulter les bulletins pertinents pour les tableaux approuvés pour des produits autres que ceux à base de pétrole. Consulter les bulletins pertinents pour les tableaux approuvés pour des produits autres que ceux à base de pétrole.
Tableau 2 : Facteurs de correction pour l'effet de la pression (Cpl) sur le volume du propane liquide (Source : Chapitre 11.2.2M de l'API)
Pression kPaNote de bas de page 1 Température
−20.0 à −10.1 °C −10.0 à −0.01 °C 0.0 à +9.9 °C +10.0 à +19.9 °C +20.0 à +29.9 °C +30.0 à +39.9 °C
50 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000
100 1.000 1.000 1.000 1.001 1.001 1.001
150 1.000 1.001 1.001 1.001 1.001 1.001
200 1.001 1.001 1.001 1.001 1.001 1.002
250 1.001 1.001 1.001 1.001 1.002 1.002
300 1.001 1.001 1.001 1.002 1.002 1.002
350 1.001 1.001 1.002 1.002 1.002 1.003
400 1.001 1.001 1.002 1.002 1.003 1.003
450 1.001 1.002 1.002 1.002 1.003 1.004
500 1.002 1.002 1.002 1.003 1.003 1.004
550 1.002 1.002 1.002 1.003 1.004 1.004
600 1.002 1.002 1.003 1.003 1.004 1.005
650 1.002 1.002 1.003 1.003 1.004 1.005
700 1.002 1.002 1.003 1.004 1.004 1.005
750 1.002 1.003 1.003 1.004 1.005 1.006
800 1.002 1.003 1.003 1.004 1.005 1.006
850 1.003 1.003 1.004 1.004 1.005 1.007
900 1.003 1.003 1.004 1.005 1.006 1.007
950 1.003 1.003 1.004 1.005 1.006 1.008
1000 1.003 1.004 1.004 1.005 1.006 1.008
1050 1.003 1.004 1.004 1.005 1.007 1.008
1100 1.003 1.004 1.005 1.006 1.007 1.009
1150 1.003 1.004 1.005 1.006 1.007 1.009
1200 1.004 1.004 1.005 1.006 1.008 1.009
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