Method Article

Projektowanie i stosowanie układu pobierania próbek przepływu pełnego (FFS) do ilościowego określania wielkości emisji metanu

DOI:

10.3791/54179

⸱

June 12th, 2016

 ,  , 
1Mechanical and Aerospace Engineering Department, West Virginia University, 2Center for Alternative Fuels, Engines, and Emissions, West Virginia University

In This Article

Summary

$$\rightleftharpoonup{xx}$$ $$\longleftharp{xx}$$, $$\longrightharp{xx}$$,

Zaprojektowaliśmy, opracowaliśmy i wdrożyliśmy nowatorski system próbkowania pełnego przepływu (FFS) do ilościowego oznaczania emisji metanu i gazów cieplarnianych z całego łańcucha dostaw gazu ziemnego.

Abstract

$$\rightleftharpoonup{xx}$$ $$\longleftharp{xx}$$, $$\longrightharp{xx}$$,

Wykorzystanie gazu ziemnego nadal rośnie wraz ze wzrostem odkryć i produkcji niekonwencjonalnych zasobów łupkowych. Jednocześnie przemysł gazu ziemnego stoi w obliczu ciągłej kontroli pod kątem emisji metanu w całym łańcuchu dostaw, ze względu na stosunkowo wysoki potencjał metanu w zakresie tworzenia efektu cieplarnianego (25-84 razy większy niż w przypadku dwutlenku węgla, według Energy Information Administration). Obecnie istnieje wiele technik o różnej niepewności do pomiaru lub szacowania emisji metanu z komponentów lub obiektów. Obecnie dostępny jest tylko jeden komercyjny system do ilościowego określania emisji na poziomie komponentów, a ostatnie sprawozdania uwypukliły jego słabe punkty.

W celu poprawy dokładności i zwiększenia elastyczności pomiarów, zaprojektowaliśmy, opracowaliśmy i wdrożyliśmy nowatorski system próbkowania pełnego przepływu (FFS) do ilościowego oznaczania emisji metanu i gazów cieplarnianych w oparciu o zasady pomiaru emisji z transportu. FFS to modułowy system, który składa się z odpornej na wybuch dmuchawy (dmuchaw), czujnika (czujników) masowego przepływu powietrza (MAF), termopary, sondy do próbki, pompy do pobierania próbek o stałej objętości, laserowego czujnika gazów cieplarnianych, urządzenia do akwizycji danych i oprogramowania analitycznego. W zależności od zastosowanej konfiguracji dmuchawy i węża, obecny FFS jest w stanie osiągnąć natężenie przepływu w zakresie od 40 do 1,500 standardowych stóp sześciennych na minutę (SCFM). Zastosowanie czujników laserowych zmniejsza zakłócenia powodowane przez wyższe węglowodory (C2+). Współpomiar pary wodnej pozwala na korektę wilgotności. System jest przenośny, z wieloma konfiguracjami do różnych zastosowań, od przenoszenia przez człowieka po montaż w ręcznie ciągniętym wózku, łożu pojazdu drogowego lub na łożu pojazdów terenowych (UTV). Na symulatorze FFS jest w stanie określić ilościowo wskaźniki emisji metanu ze względną niepewnością wynoszącą ± 4,4%. Wykrywacz FFS sprawdził się w rzeczywistych warunkach w zakresie ilościowego określania emisji metanu występujących w konwencjonalnych i odległych obiektach.

Introduction

$$\rightleftharpoonup{xx}$$ $$\longleftharp{xx}$$, $$\longrightharp{xx}$$,

Ostatnie raporty potwierdzają, że klimat zmienia się z powodu działalności człowieka i dalsze zmiany są nieuniknione 1. Zmiana klimatu wynika ze wzrostu stężenia gazów cieplarnianych (GHG) w atmosferze. Dwutlenek węgla (CO2 ) i metan są największymi czynnikami gazów cieplarnianych 2 . CO2 i metan pochodzą zarówno z procesów naturalnych, jak i z działalności człowieka 3. Obecne poziomy CO2 i metanu w atmosferze wzrosły odpowiednio o 31% i 151% w ciągu ostatnich dwóch stuleci, przy czym stężenie metanu wzrasta w tempie 2% rocznie 4-6. Skutki emisji metanu i CO2 dla klimatu zależą od rozpatrywanego okresu, ponieważ metan ma krótszą żywotność atmosfery w porównaniu z CO2 7 . Długość życia metanu w atmosferze wynosi 12-17 lat, po czym następuje utlenianie do CO2 8. Wpływ metanu jest 72 razy większy niż CO2 w okresie 20 lat 9. W przeliczeniu na masę metan jest 23 razy skuteczniejszy w zatrzymywaniu ciepła w atmosferze niż CO2 w okresie 100 lat10. Metan i CO2 stanowią odpowiednio 10% i 82% całkowitej ilości odpadów w Stanach Zjednoczonych (USA) Emisje gazów cieplarnianych 11. Globalne emisje metanu ze źródeł antropogenicznych wynoszą około 60%, a pozostała część pochodzi ze źródeł naturalnych 8, 10.

W 2009 roku emisje metanu z niespalonych źródeł między odwiertami produkcyjnymi a lokalną siecią dystrybucyjną odpowiadały 2,4% produkcji brutto gazu ziemnego w USA (1,9-3,1% przy poziomie ufności 95%) 12. Emisje metanu ze spalania są nie tylko szkodliwe dla środowiska, ale także stanowią ogromny koszt dla przedsiębiorstw zajmujących się gazem ziemnym 13. Analitycy szacują, że przemysł gazu ziemnego traci ponad 2 miliardy dolarów rocznie z powodu wycieków metanu i uwalniania 14. Emisje niespalane są klasyfikowane jako ulotne lub odprowadzające się do atmosfery 15, 16. Uciekinier odnosi się do niezamierzonego uwolnienia gazu z procesów lub urządzeń, takich jak zawory, kołnierze lub armatura, do otaczającego powietrza 17, 18. Wentylacja odnosi się do celowego uwalniania gazu z urządzeń lub procesów operacyjnych do otaczającego powietrza, takiego jak siłowniki pneumatyczne 19. W lądowych instalacjach wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego emisje niezorganizowane stanowią ~30% całkowitych emisji metanu 20. W 2011 roku amerykańska Agencja Ochrony Środowiska (EPA) oszacowała, że ponad 6 milionów ton metrycznych ulotnego metanu uciekło z systemów gazu ziemnego, co przekracza ilość emisji gazów cieplarnianych (ekwiwalentu CO2 w okresie 100 lat), emitowanych przez wszystkie amerykańskie zakłady produkujące żelazo i stal, cement i aluminium łącznie 21.

Istnieje krytyczna luka w określaniu wpływu gazu ziemnego na klimat z powodu braku dokładnych i wiarygodnych szacunków związanych z tym emisji. Istnieje jednak zgoda co do tego, że uchodzące emisje metanu występują na każdym etapie cyklu życia gazu ziemnego i ważne są dalsze badania w celu dokładnego pomiaru i raportowania tych wartości 19. Badania wykazały emisje niezorganizowane z określonych sektorów, a wyniki różniły się nawet o dwanaście rzędów wielkości 19, 22-28. Brak uznanych standardów branżowych oraz brak spójnych regulacji w zakresie wykrywania nieszczelności i kwantyfikacji nieszczelności umożliwiają stosowanie różnorodnych metod i urządzeń badawczych, z dokładnością niektórych technik pomiarowych sięgającą nawet ± 50% 29-35. W związku z tym istnieje znaczna niepewność co do ilości ulotnego metanu emitowanego w cyklu życia gazu ziemnego 19, 28, 33, 36-39. Rysunek 1 ilustruje wielkość zmienności w opublikowanej literaturze dotyczącej zmierzonych i oszacowanych emisji metanu związanych z cyklem życia gazu ziemnego. Na rys. 1 przedstawiono średnią publikowaną emisję metanu niezorganizowanego jako odsetek całkowitej produkcji gazu ziemnego. Jeśli wartość średnia nie została podana, brana była średnia z opublikowanego zakresu. Odchylenie standardowe między 23 badaniami wynosi 3,54, przy czym najniższe i najwyższe wartości różnią się o 96,5%.

figure-introduction-1
Rysunek 1. Emisje niezorganizowane metanu. Opublikowane uśrednione emisje metanu emitowanego uchodząco jako procent całkowitej produkcji gazu ziemnego 13, 27, 40-59. Kliknij tutaj, aby zobaczyć większą wersję tego rysunku.

Obecnie, całkowita ilość emisji niezorganizowanych jest niejasna, częściowo z powodu niepewności pomiarów i technik skalowania. Bez dokładnych pomiarów emisji metanu decydenci polityczni nie są w stanie dokonywać świadomych wyborów w tej kwestii. Przegląd aktualnej literatury pozwolił zidentyfikować trzy podstawowe metody kwantyfikacji emisji ulotnych gazu ziemnego: workowanie, gaz znakujący i dostępny na rynku próbnik o wysokim przepływie.

Metoda pakowania polega na umieszczeniu ogrodzenia w formie 'torby' lub namiotu wokół źródła emisji ulotnych 60. Istnieją dwie wersje metody pakowania w worki. W jednym z nich znane natężenie przepływu czystego gazu (zwykle obojętnego) przechodzi przez obudowę, tworząc dobrze wymieszane środowisko do pomiaru. Po osiągnięciu równowagi pobiera się próbkę gazu z worka i mierzy ją. Wielkość emisji uchodzącej określa się na podstawie zmierzonego natężenia przepływu czystego gazu przez komorę i stężenia metanu w stanie ustalonym w komorze 61. W zależności od obudowy i wielkości przecieku, czas wymagany do osiągnięcia niezbędnych warunków stanu ustalonego do pomiaru szybkości nieszczelności wynosi od 15 do 20 minut 61. Metoda pakowania w worki może być stosowana na najbardziej dostępnych elementach. Może jednak nie być odpowiedni dla elementów o nietypowych kształtach. Ten typ metody jest w stanie mierzyć nieszczelności w zakresie wielkości od 0,28 metra sześciennego na minutę (m3 / min) do nawet 6,8 m3 / min 60. Druga technika pakowania w worki jest znana jako pakowanie kalibrowane. W tym przypadku worki o znanej objętości są zamykane wokół źródła emisji ulotnej. Wskaźnik emisji uchodzącej jest obliczany na podstawie czasu potrzebnego do rozprężenia worka i korygowany do warunków standardowych.

Metody gazu znakującego określają ilościowo wskaźnik emisji ulotnej na podstawie zmierzonego stężenia gazu znakującego przepływającego przez źródło ulotne. Powszechnie stosowanymi gazami znakującymi są między innymi hel, argon, azot, sześciofluorek siarki. Wielkość emisji ulotnej wyznacza się na podstawie stosunku znanej szybkości uwalniania gazu znakującego w pobliżu źródła ulotnego, pomiarów stężeń gazu znakującego i gazu ulotnego z wiatrem oraz linii bazowej 24 pod wiatr. Wielkość emisji uchodzącej jest ważna tylko przy założeniu identycznej dyspersji i całkowitego wymieszania dla dwóch źródeł 62. Oznacza to, że znacznik jest uwalniany w pobliżu źródła ulotności w podobnym tempie i na podobnej wysokości, a pomiar z wiatrem odbywa się z dobrze wymieszanych pióropuszy. Ta metoda jest czasochłonna i nie zapewnia szczegółowości na poziomie komponentu 63.

Komercyjnie dostępny system pobierania próbek o dużej objętości składa się z przenośnego instrumentu zasilanego bateryjnie, umieszczonego w plecaku do ilościowego określania wskaźników emisji ulotnych 64. Powietrze otaczające miejsce wycieku jest zasysane do próbnika przez wąż o średnicy wewnętrznej 1,5 cala przy wystarczająco dużym natężeniu przepływu, aby można było założyć, że cały wyciekający gaz jest wychwytywany.

Natężenie przepływu próbki jest obliczane za pomocą zwężki Venturiego w urządzeniu. W przypadku niskich stężeń metanu, 0,05-5% objętości gazu, do pomiaru stężenia stosuje się katalizatorowy czujnik metanu. Czujnik ten jest destrukcyjny dla metanu i innych węglowodorów w próbce. W przypadku stężeń metanu od 5 do 100% objętości stosuje się czujnik termiczny. System wykorzystuje oddzielny czujnik tła i sondę, która koryguje stężenie nieszczelności w stosunku do stężenia tła. Po zakończeniu pomiaru próbka jest odprowadzana z powrotem do atmosfery z dala od obszaru pobierania próbek 64. Metoda ta może być stosowana do większości dostępnych komponentów, z ograniczeniem mierzalnych natężeń przepływu do ośmiu standardowych stóp sześciennych na minutę (SCFM). System ten jest w stanie przebadać do 30 próbek na godzinę. Ostatnio wykazano, że system ten ma różną dokładność i problemy związane z przejściem z czujnika katalitycznego na czujnik termiczny 65. Ponadto system wymaga analizy frakcyjnej gazu w celu prawidłowego zastosowania współczynnika odpowiedzi w oparciu o jakość gazu — nie jest on specyficzny dla metanu. System ten jest szeroko stosowany i może wynikać z rozbieżności między metodami odgórnymi i oddolnymi poprzez niedostateczne zgłaszanie emisji metanu 65.

Ze względu na ograniczenia tych metod i systemów, opracowano nowy system kwantyfikacji. Na symulatorze FFS zastosowano tę samą koncepcję konstrukcyjną, co systemy rozcieńczania stosowane w certyfikacji emisji spalin samochodowych 66-68. FFS składa się z węża, który zasila dmuchawę przeciwwybuchową, która odprowadza próbkę powietrza nieszczelnego i rozcieńczającego przez czujnik masowego przepływu powietrza (MAF) i sondę do pobierania próbek. Sonda do pobierania próbek jest podłączona do laserowego analizatora metanu za pomocą rurki do pobierania próbek. Analizatory wykorzystują absorpcję o zwiększonej wnęce do pomiaru CH4, CO2 i H2O. Analizator jest w stanie mierzyć CH4 od 0% do 10% objętości, CO2 od 0 do 20 000 ppm iH2Ood 0 do 70 000 ppm. Powtarzalność/precyzja (1-sigma) dla tej konfiguracji wynosi <0,6 ppb dla CH4, <100 ppb CO2 i <35 ppm dla H2O 69. Próbkę pobiera się ze strumienia ze stałą szybkością objętościową. System jest oprzyrządowany sprzętem do rejestracji danych. Na rys. 2 przedstawiono schemat symulatora FFS. Przed uruchomieniem symulatora FFS przyłącze uziemiające węża próbnika jest przymocowane do powierzchni umożliwiającej uziemienie systemu. Jest to działanie zapobiegawcze mające na celu rozproszenie wszelkich ładunków elektrostatycznych na końcu węża, które mogą wynikać z przepływu powietrza przez wąż. Akwizycja danych odbywa się na smartfonie, tablecie lub laptopie. Oprogramowanie zostało opracowane do gromadzenia, przetwarzania i raportowania danych. Rysunek 3 przedstawia krótki przegląd interfejsów użytkownika dla następujących protokołów.

figure-introduction-2
Rysunek 2. Schemat i obraz FFS. Po lewej - schemat FFS i po prawej - przenośny FFS podczas audytu stacji sprężonego gazu ziemnego (CNG). Kliknij tutaj, aby zobaczyć większą wersję tego rysunku.

figure-introduction-3
Rysunek 3. Przegląd programu detekcji i kwantyfikacji. Krótki przegląd kroków i monity użytkownika dotyczące kalibracji, testów odzyskiwania i kwantyfikacji nieszczelności. Kliknij tutaj, aby zobaczyć większą wersję tego rysunku.

Protocol

$$\rightleftharpoonup{xx}$$ $$\longleftharp{xx}$$, $$\longrightharp{xx}$$,

Uwaga: Tymulator FFS został zaprojektowany z myślą o bezpieczeństwie w celu wyeliminowania lub zmniejszenia możliwości zapłonu źródła metanu lub gazu ziemnego. Gaz ziemny jest łatwopalny w warunkach otoczenia dla stężeń objętościowych od 5% do 15%. System zostanie przetestowany i zademonstrowany, że spełnia wymogi bezpieczeństwa. Modyfikacja lub tampz systemem może spowodować poważne obrażenia.

1. Kalibracja MAF

Uwaga: MAF wymaga okresowej kalibracji względem identyfikowalnego elementu przepływu laminarnego (LFE) Narodowego Instytutu Standaryzacji i Technologii (NIST). Użyj narzędzi do kalibracji w programie, aby wykonać kalibrację MAF względem znanego LFE. Program zbierze wszystkie niezbędne dane z przetworników ciśnienia, czujnika wilgotności i MAF w celu utworzenia nowej kalibracji. Zaleca się wykonanie kalibracji 11-punktowej. Jeśli kalibracja jest starsza niż jeden miesiąc, należy przeprowadzić nową kalibrację. Stare kalibracje można przeglądać i używać.

  1. Wybierz LFE o odpowiednim rozmiarze, aby upewnić się, że zakres przepływu jest większy niż 25% dolnego zakresu przepływu LFE.
  2. Podłącz MAF do stołu przepływowego, upewniając się, że wlot do MAF znajduje się co najmniej 10 średnic za jakimkolwiek ograniczeniem lub rozszerzeniem.
  3. Podłączyć kombinowany miernik ciśnienia bezwzględnego/różnicowego do portów różnicy ciśnień w ławce przepływowej LFE.
    1. Upewnij się, że przetwornik różnicy ciśnień jest w kalibracji. Podłącz port po stronie górnej czujnika do portu LFE upstream. Podłącz dolny port boczny czujnika do dolnego portu LFE.
    2. Upewnij się, że przetwornik ciśnienia bezwzględnego kombinowanego miernika różnicy/ciśnienia bezwzględnego jest w kalibracji i podłącz za pomocą złączki trójnikowej do portu po stronie wysokiej czujnika różnicy ciśnień.
  4. Podłącz termoparę typu K do jednostki akwizycji danych (DAQ).
  5. Upewnij się, że urządzenie do pomiaru punktu rosy jest w kalibracji i jest podłączone do DAQ i strumienia powietrza.
  6. Upewnij się, że sygnały MAF i stanowiska przepływowego są akceptowalne (0-5 V) i użyj ekranu kalibracji oprogramowania, aby rozpocząć kalibrację MAF.
  7. Ustaw przepływ na 11 różnych natężeniach przepływu w oczekiwanym zakresie MAF i w dopuszczalnym zakresie LFE. Zbierz co najmniej 30 sekund danych w każdych warunkach przepływu z minimalną częstotliwością 1 Hz, klikając przycisk zbierania danych kalibracyjnych.
    Uwaga: Upewnij się, że kalibracja MAF obejmuje co najmniej 25% minimalnego natężenia przepływu LFE używanego do kalibracji. Nie przekraczaj maksymalnego natężenia przepływu LFE, jeśli ma być kalibrowane większe natężenie przepływu, użyj większego LFE.
  8. Uruchom oprogramowanie kalibracyjne, klikając przycisk Process Calibration Data (Przetwarzaj dane kalibracji) i wybierz pasowanie krzywej, które daje minimalny błąd całkowity bez pojedynczego błędu punktowego powyżej ± 2%.

2. Kalibracja analizatora gazów cieplarnianych

Uwaga: Analizator gazów cieplarnianych powinien być kalibrowany wewnętrznie co roku przez stronę trzecią. Użytkownicy mogą korzystać z narzędzi do kalibracji w oprogramowaniu, aby przeprowadzić zewnętrzną kalibrację lub weryfikację. Do kalibracji wykorzystuje się gazy w butlach o znanym stężeniu. Gaz jest mieszany z azotem przez rozdzielacz gazu i wychodzi do zalanej sondy. Analizator pobiera próbkę ze znanym natężeniem przepływu i rejestruje wartość. Zaleca się wykonanie 11-punktowej kalibracji w zakresie zainteresowania. Program automatycznie dostosowuje się do stężenia gazu i lepkości w dzielniku gazu.

  1. Przed przystąpieniem do badań terenowych należy przeprowadzić zewnętrzną weryfikację lub kalibrację, jeśli to konieczne (poprzednie kalibracje starsze niż jeden miesiąc).
  2. Włącz czujnik GHG na 15 minut przed weryfikacją/kalibracją i podłącz trójnik weryfikacyjny do portu wlotowego czujnika.
  3. Wybierz protokół EPA lub gaz identyfikowalny NIST, aby zweryfikować i użyć azotu o ultrawysokiej czystości (UHPN) jako gazu równoważącego.
  4. Podłączyć gaz weryfikacyjny (metan) do portu komponentu skalibrowanego rozdzielacza gazu za pomocą zatwierdzonych regulatorów (CGA 580 dla UPHN, CGA 350 dla metanu). Podłącz wylot rozdzielacza gazu do "trójnika" z kroku 2.2.
  5. Ustaw gaz składowy, ciśnienie wylotowe na około 23 funty na cal kwadratowy - manometr (PSIG), regulując pokrętło regulatora. Ustaw gaz równoważący, ciśnienie wylotowe na około 19 PSIG. Ustaw natężenie przepływu rozdzielacza gazu na co najmniej dwukrotność wewnętrznego natężenia przepływu pompy próbki za pomocą dzielnika gazu, pokrętła regulacji przepływu (Obecna pompa próbki działa z prędkością dwóch standardowych litrów na minutę (SLPM), więc wylot rozdzielacza gazu powinien być ustawiony na 4 SLPM).
    Uwaga: Odpowiednio zalać sondę próbki mieszaniną gazów, aby zapewnić prawidłową weryfikację. Użyj rotametru wtórnego, jeśli jest dostępny, aby zapewnić dodatni przepływ netto z "trójnika" sondy powodziowej w kroku 2.3.
  6. Kliknij przycisk Rozpocznij kalibrację i wprowadź stężenie gazu składnika w butli (w ppm). Użyj dzielnika gazu, aby wybrać zakres gazu składowego od zera do 100% (łącznie 11 punktów). Zbieraj dane przez co najmniej 30 sekund przy każdym ustawieniu rozdzielacza gazu, aby zakończyć linearyzację.
  7. Wybierz, czy ma być stosowana nowa kalibracja zewnętrzna.
    Uwaga: Jeśli weryfikacja przejdzie w granicach niepewności stężenia w butli z gazem (zwykle 1-2%), nie ma potrzeby tworzenia nowej kalibracji zewnętrznej.
  8. Powtórz poprzednie kroki dla jedno- lub wielopunktowej weryfikacji/kalibracji metanu, dwutlenku węgla lub pary wodnej.

3. Pełny test odzyskiwania systemu

Uwaga: Przeprowadza się pełny test odzyskiwania systemu, aby upewnić się, że symulator FFS jest w stanie odzyskać sprawność i dokładnie podać znaną objętość gazu kalibracyjnego.

  1. Włącz symulator FFS i upewnij się, że czujnik emisji gazów cieplarnianych jest włączony przez co najmniej 15 minut. Wybierz gaz odzyskowy do przetestowania - metan.
  2. Podłącz butlę z gazem do odpowiedniego regulatora i ustaw ciśnienie wylotowe na około 20 PSIG.
  3. Podłącz przewód zasilający do reduktora butli gazowej, a wlot do skalibrowanego regulatora przepływu masowego (MFC). Podłączyć wylot MFC do wlotu węża do pobierania próbek. Wybierz zakładkę weryfikacji odzysku gazu w oprogramowaniu DAQ i podłącz połączenie szeregowe MFC z DAQ.
  4. Kliknij rozpocznij test odzyskiwania gazu i zapisuj dane tła przez co najmniej 30 sekund, w tym momencie można wprowadzić znane natężenie przepływu gazu.
  5. Ustawić natężenie przepływu gazu odzyskowego na średnią wielkość wycieku w oparciu o oczekiwane lub poprzednie wartości (20 SLPM lub 30 SLPM). Rozpocznij przepływ gazu regeneracyjnego i pozwól systemowi ustabilizować się przez 30 sekund.
  6. Po ustabilizowaniu kliknij przycisk nagrywania i pozwól programowi zapisać dane weryfikacyjne wycieku przez 30 sek.
    Uwaga: Po zakończeniu pobierania próbek oprogramowanie utworzy raport pokazujący błąd między znanym natężeniem przepływu gazu a natężeniem przepływu odzyskanego gazu. Dopuszczalny jest błąd ±4,4% (względna niepewność pomiaru systemu), ale docelowy błąd odzyskiwania wynosi ±2%.
  7. Powtórzyć test odzyskiwania gazu co najmniej trzy razy i upewnić się, że wszystkie błędy mieszczą się w dopuszczalnym zakresie.
  8. Sprawdź system pod kątem usterek, jeśli błąd przekracza ±4,4%. Dokładnie sprawdź wszystkie połączenia, natężenia przepływu, usuń błędy i powtórz kroki od 3.2 do 3.6.
    Uwaga: Usterki mogą polegać na tym, że przewód zasilający mógł nie zostać włożony do węża do pobierania próbek symulatora FFS lub że połączenia na złączkach do pobierania próbek były luźne. Może być konieczna nowa kalibracja MAF lub weryfikacja czujnika, jeśli nie została wcześniej zakończona (w ciągu miesiąca).

4. Audyt wykrywania nieszczelności

Uwaga: Wykonaj inwentaryzację terenu, aby zidentyfikować każde potencjalne źródło emisji niezorganizowanych. Inwentaryzacja będzie zawierała liczbę źródeł (zawory, kołnierze, pompy/sprężarki, odpowietrzniki itp.) w podziale na grupy źródeł (budynek sprężarki, farma magazynowa, stojak do tankowania pojazdów itp.) Audyt wykrywania nieszczelności może odbywać się równolegle lub szeregowo z kwantyfikacją nieszczelności. Ręczny detektor metanu lub optyczna kamera do obrazowania gazów mogą być używane do badania komponentów pod kątem wycieków. Po zidentyfikowaniu wycieków zapisz opis, stężenie i zrób zdjęcie. Oznacz wyciek w celu późniejszej oceny ilościowej lub określ ilościowo wyciek w tym momencie.

  1. Utwórz nowy plik inwentaryzacyjny w programie. Wprowadź szczegółowe informacje o witrynie na potrzeby inwentaryzacji i raportowania (nazwa, typ witryny itp.). Data, znacznik czasu i lokalizacja GPS są wypełniane automatycznie.
  2. Przed użyciem wyzeruj ręczny detektor metanu na otaczającym powietrzu. Wykorzystaj ręczny detektor metanu z sondą do pobierania próbek, aby sprawdzić wszystkie potencjalne interfejsy, które są dostępne pod kątem obecności emisji niezorganizowanych. Ustawić wlot próbki sondy prostopadle do powierzchni, aby zminimalizować rozcieńczenie.
    Uwaga: Czułość urządzenia ręcznego wynosi 5 ppm powyżej tła po wyzerowaniu na powietrzu otoczenia.
    1. Udokumentuj wszelkie niedostępne źródła lub źródła zagregowane.
      Uwaga: Niedostępne źródła mogą obejmować rury wentylacyjne, które znajdują się poza bezpiecznie dostępną wysokością określoną przez operatora witryny. Zagregowane źródła mogą obejmować wiele zaworów pneumatycznych przymocowanych do kolektora lub zamkniętych skrzynką serwisową. Jeśli źródło lub wiele źródeł można zbadać jako całość za pomocą obudowy, należy zagregować źródła.
    2. Agreguj wiele źródeł za pomocą obudowy z co najmniej jednym wejściem i jednym wyjściem. Udokumentuj wszystkie źródła w obwodzie obudowy. Oznaczyć źródło jako próbkę zbiorczą i postępować, stosując oznaczanie ilościowe zgodnie z sekcją 5.
      Uwaga: Użycie roztworu do wykrywania nieszczelności jest dozwolone w celu sklasyfikowania źródeł jako "nieprzeciekające". Trzymając butelkę w pozycji pionowej, nałóż wystarczającą ilość roztworu wykrywacza nieszczelności, aby zakryć interfejs. Odczekaj 5-10 sekund, aż utworzą się bąbelki.
  3. Umieść wlot sondy przyrządu detekcyjnego na powierzchni interfejsu komponentu. Przesuwaj sondę wzdłuż obwodu interfejsu, obserwując odczyt przyrządu, zwracając uwagę na opóźniony czas reakcji przyrządu.
  4. Powoli pobieraj próbki interfejsu, w którym wskazywany jest wyciek, aż do uzyskania maksymalnego odczytu miernika.
  5. Pozostaw wlot sondy w tym maksymalnym miejscu odczytu na około dwa razy dłuższy czas reakcji przyrządu (20 sekund). Jeśli maksymalny obserwowany odczyt miernika jest większy niż 500 części na milion (ppm), zapisz i podaj wynik. Kliknij zrób zdjęcie wycieku w celu zgłoszenia.
  6. Alternatywnie użyj urządzenia do obrazowania w podczerwieni, aby powoli skanować elementy w celu sprawdzenia szczelności. Metoda ta została zatwierdzona jako alternatywna praktyka pracy do wykrywania wycieków z urządzeń w ramach metody EPA 21 - optyczne obrazowanie gazu.
    1. Włącz aparat i pozwól na stabilizację.
    2. Zdejmij osłonę obiektywu i użyj ekranu aparatu, aby powoli skanować komponenty w poszukiwaniu wycieków.
      Uwaga: Kamery optyczne do obrazowania gazu są zazwyczaj drogie, ale skracają czas potrzebny na skanowanie komponentów w poszukiwaniu wycieków. W przypadku małych wycieków może być wymagane użycie trybów wysokiej czułości.
    3. Jeśli w aparacie zostanie wykryty wyciek, nagraj wideo lub obraz w celu zgłoszenia. Oznaczyć miejsca wycieków w celu późniejszej oceny ilościowej za pomocą symulatora FFS.

5. Kwantyfikacja współczynnika nieszczelności

Uwaga: Kwantyfikacja wskaźnika nieszczelności może być zakończona w tym samym czasie, co wykrywanie nieszczelności lub po zakończeniu inwentaryzacji nieszczelności. Kwantyfikacja odbywa się pod nowym przyciskiem wycieku po wprowadzeniu danych o lokalizacji i wycieku. Użytkownik musi wybrać, czy chce używać tła lokalnego, czy globalnego. W obu przypadkach system będzie sterował odpowiednimi zaworami elektromagnetycznymi i rejestrował próbkę w określonym czasie. Po pobraniu tła wyciek powinien zostać oznaczony ilościowo trzykrotnie lub z trzech kierunków, aby zapewnić prawidłowe wychwycenie wycieku. System przeanalizuje trzy pomiary i poda wariancję. Użytkownicy mogą zapisać dane wycieku (oddzielne i uśrednione), powtórzyć przechwytywanie lub sklasyfikować źródło jako zmienne.

  1. Okresowo mierz i rejestruj stężenia tła metanu podczas wizyty na miejscu i przy każdej kwantyfikacji wycieku.
    Uwaga: Bardzo ważne jest, aby wziąć osobne tła dla nieszczelności, które znajdują się w podobnym regionie i w warunkach, w których powietrze dylatacyjne może zawierać strumień powietrzny pobliskich nieszczelności. Połączona analiza szczelności systemów została omówiona poniżej — 5.15.
  2. Określ ilościowo wszelkie zidentyfikowane wycieki. Przed zbliżeniem się do wycieku za pomocą węża do próbki upewnij się, że pasek uziemiający styka się z ziemią i przypnij zacisk uziemienia próbnika clamp do danego przedmiotu. Korzystając z symulatora FFS, należy umieścić wąż do pobierania próbek w wielu punktach wokół obszaru źródła wycieku, aby uzyskać trzy kolejne kwantyfikacje szybkości wycieków dla tego źródła, które obejmowały stale rejestrowany przepływ próbki i stężenie próbki.
  3. Wyreguluj pełne natężenie przepływu, aby zwiększyć przepływ objętościowy, otwierając lub zamykając kanał tęczówki na wlocie dmuchawy. Wyreguluj zawór kanałowy, aby upewnić się, że maksymalne stężenie metanu mieści się w granicach 10% najwyższej skalibrowanej wartości lub że minimalne stężenie metanu jest co najmniej 2 ppm wyższe niż stężenie tła.
  4. W programie naciśnij przycisk kwantyfikacji wycieku. Opcja użycia tła globalnego lub lokalnego spowoduje wyświetlenie monitu użytkownika.
  5. W razie wątpliwości co do zanieczyszczenia z innych wycieków zawsze weź lokalne tło. Gdy wąż znajduje się w pozycji kwantyfikacji nieszczelności, kliknij opcję take local background (weź tło lokalne). Po zakończeniu program poprosi użytkownika o ilościowe określenie wycieku.
    Uwaga: Program automatycznie przełącza miejsce próbkowania wylotu symulatora FFS na port znajdujący się tuż za wlotem do węża do pobierania próbek w celu uzyskania lokalnego tła. Wąż do pobierania próbek musi znajdować się w tej samej pozycji pomiarowej, która jest używana do oznaczania ilościowego próbki.
  6. Powtórz trzykrotnie monit o rekord wycieku, szczególnie w przypadku silnego wiatru otoczenia lub w złożonych geometriach.
    1. Jeśli wariancja dodatkowych kwantyfikacji jest wyższa niż 10%, należy zbadać, czy wariancja jest wynikiem nieprawidłowego działania urządzenia, czy zmienności szybkości przecieków.
    2. Jeśli źródłem zmienności szybkości przecieków jest awaria urządzenia, należy usunąć źródło nieprawidłowego działania i ponownie określić ilościowo. W przeciwnym razie zaklasyfikuj wyciek jako "zmienny" i zapisz podejrzaną przyczynę.
  7. W przypadku wielu źródeł znajdujących się w bliskiej odległości lub pojedynczego źródła zamkniętego pokrywą, dane źródło (źródła) należy traktować jako pojedyncze źródło do ilościowego określenia nieszczelności za pomocą obudowy. Zakładka Szafa sterownicza służy do wykonywania tego typu kwantyfikacji.
    1. Wykonaj obudowę w całości z folii z tworzywa sztucznego lub z elastycznego, nieprzepuszczalnego materiału lub polegaj na trwałej obudowie, takiej jak obudowa sprężarki.
      Uwaga: Obudowa umożliwia urządzeniu do oznaczania ilościowego wychwytywanie gazu ziemnego, który wycieka z elementów znajdujących się w jego granicach, oraz pozwala na rozcieńczenie wychwyconego gazu ziemnego przez celowo umieszczone otwory w obudowie lub z istniejących miejsc wentylacyjnych na stałych obudowach.
    2. Pozwól, aby rozcieńczany gaz ziemny został pobrany z obudowy i aby uzyskać stały odczyt z czujnika gazów cieplarnianych. Czas trwania pobierania próbek do oznaczania ilościowego przeprowadzanego przy użyciu komory zależy od wielkości komory.
    3. Umieścić punkty, w których próbka do oznaczania ilościowego pobrana z komory, w taki sposób, aby powietrze rozcieńczające przepływało przez potencjalne źródło (źródła) nieszczelności, aby skrócić czas pobierania próbek, umożliwiając uzyskanie stałych odczytów stężenia
  8. Jeśli wymagana jest próbka w worku, należy umieścić opróżniony worek na próbkę z pojemnika na worki do wylotu czujnika gazów cieplarnianych. Użyj oprogramowania, aby zarejestrować próbkę worka, numer identyfikacyjny i timer na ekranie, aby upewnić się, że pobrano pełną próbkę worka do analizy poza terenem zakładu.

Results

$$\rightleftharpoonup{xx}$$ $$\longleftharp{xx}$$, $$\longrightharp{xx}$$,

Wiele FFS zostało opracowanych i wykorzystanych do ilościowego określenia różnych źródeł emisji metanu. Dwa główne badania obejmowały badanie Environmental Defense Fund Heavy-Duty Natural Gas Vehicles Pump to Wheels (PTW) oraz Barnett Coordinated Campaign (BCC). Badanie PTW koncentrowało się na ilościowym określeniu emisji metanu z układów paliwowych pojazdów zasilanych gazem ziemnym o dużej ładowności, skrzyń korbowych silników, zbiorników sprężonego gazu ziemnego, zbiorników skroplonego gazu ziemnego, wyposażenia stacji paliw, dysz i innych wycieków.

Wiele systemów FFS zostało użytych podczas BCC, które zgromadziło czołowych ekspertów z ośrodków akademickich i badawczych z całego kraju w celu zebrania danych o emisjach metanu w całym łańcuchu dostaw gazu ziemnego (produkcja, gromadzenie i przetwarzanie, przesył i magazynowanie oraz lokalna dystrybucja) poprzez kombinację pomiarów lotniczych, samochodowych i naziemnych. Przeprowadziliśmy bezpośrednią kwantyfikację źródeł emisji metanu w tłoczniach i magazynach gazu ziemnego z wykorzystaniem opracowanej metodyki i systemu FFS. Część wyników badań Barnett Shale odnoszących się do pomiarów uzyskanych dzięki zastosowaniu symulatora FFS została zaprezentowana i opublikowana na recenzowanych konferencjach i w czasopismach naukowych 70-72.

Zarówno dla PTW, jak i BCC, zastosowaliśmy sprzęt do wykrywania wycieków metanu do zbadania elementów obiektu, w tym zaworów, rur/rurociągów i innych komponentów, które transportowały lub utrzymywały gaz ziemny. Wyciek wykryto za pomocą ręcznego detektora metanu. Ten ręczny detektor pomógł w identyfikacji miejsca wycieku poprzez zidentyfikowanie zwiększonego stężenia metanu nad tłem. Po wykryciu miejsca wycieku, które przekroczyło próg stężenia, naukowcy wykorzystali FFS do ilościowego określenia wskaźnika wycieku. Próbkę wycieku z symulatora FFS pobrano przez wąż przymocowany do strony wlotowej dmuchawy. Próbka przeszła przez certyfikowaną dmuchawę przeciwwybuchową, gdzie została odciągnięta przez system rurociągów, który zawierał MAF i czujnik metanu. System FFS był w stanie pobierać próbki przy natężeniu przepływu od 40 do 1500 SCFM, w zależności od konfiguracji systemu. Na podstawie zmierzonego natężenia przepływu próbki i stężenia metanu obliczono szybkość wycieku w SCFM lub g/h.

Dane kalibracyjne

Dla kalibracji ustalony został stały przepływ przez system. Spadek ciśnienia na LFE uzyskano poprzez pomiar różnicy ciśnień między portem wysokiego ciśnienia a portem niskiego ciśnienia na LFE. Ciśnienie bezwzględne zarejestrowano z portu wysokiego ciśnienia różnicowej linii pomiarowej. Ciśnienia kalibracyjne były mierzone i rejestrowane za pomocą kombinowanego miernika różnicy ciśnień / ciśnienia bezwzględnego. Jednostka ręczna wykorzystywała dwa moduły, jeden dla ciśnienia bezwzględnego, a drugi dla różnicy ciśnień. Moduł ciśnienia bezwzględnego był w stanie zmierzyć wartość bezwzględną 0-30 PSI z niepewnością 0,025%. Moduł różnicy ciśnień był w stanie zmierzyć od 0 do 10 cali wody z niepewnością 0,06%. Temperaturę próbki gazu zmierzono przed LFE przy użyciu termopary typu K z niepewnością ±1,1 °C lub 0,4%. Napięcie wyjściowe z MAF było rejestrowane za pomocą analogowej karty akwizycji danych. Natężenie przepływu było zmieniane za pomocą zmiennego zaworu ograniczającego na wlocie dmuchawy. Kalibracje MAF przeprowadzono dla różnych natężeń przepływu, w zakresie do 1 500 SCFM.

Jako stałe natężenie przepływu powietrza przepływającego zarówno przez LFE, jak i MAF, różnica ciśnień, temperatura próbki, ciśnienie bezwzględne i napięcie MAF były rejestrowane jednocześnie. Różnica ciśnień w LFE, temperatura próbki i ciśnienie bezwzględne zostały wykorzystane do obliczenia rzeczywistego objętościowego natężenia przepływu przez LFE przy użyciu współczynników dostarczonych przez producenta. Rzeczywiste natężenie przepływu objętościowego zostało przeliczone na standardowy przepływ objętościowy. Standardowe objętościowe natężenie przepływu przez LFE było związane z napięciem uzyskanym z MAF, jak pokazano na rysunku 4.

figure-results-1
Rysunek 4. Kalibracja sygnału wyjściowego MAF. Wielopunktowa kalibracja MAF za pomocą LFE identyfikowalnego przez NIST (patrz sekcje od 1 do 1.7). Kliknij tutaj, aby zobaczyć większą wersję tego rysunku.

Przeprowadzono regresję metodą najmniejszych kwadratów na zbiorze danych w celu określenia najlepiej dopasowanych współczynników równania i obliczenia statystyk regresji równania, R2, w celu zbadania korelacji między zestawami danych. Po opracowaniu równania, aby powiązać napięcie MAF z natężeniem przepływu przez LFE, porównano rzeczywiste natężenie przepływu ze zmierzonym natężeniem przepływu MAF. Jest to pokazane na rysunku 5.

figure-results-2
Rysunek 5. Korelacja natężenia przepływu MAF. MAF zmierzone natężenie przepływu wykreślone w stosunku do rzeczywistego objętościowego natężenia przepływu LFE (patrz sekcje 1.8). Kliknij tutaj, aby zobaczyć większą wersję tego rysunku.

Kalibracja czujnika metanu za pomocą butli z metanem o stężeniu 24 730 ppm jest pokazana na rysunku 6. Średnie odchylenie od rzeczywistego stężenia metanu po zastosowaniu korekty zewnętrznej wyniosło 0,7%. Największe odchylenie od rzeczywistego stężenia metanu po zastosowaniu korekty zewnętrznej wyniosło 1,9%.

figure-results-3
Rysunek 6. Kalibracja/weryfikacja czujnika metanu. Zewnętrzna weryfikacja czujnika metanu przy użyciu skalibrowanego metanu w butli z podziałem na gaz i identyfikowalnych przez NIST (zob. sekcja 2). Kliknij tutaj, aby zobaczyć większą wersję tego rysunku.

Po uzyskaniu i zastosowaniu krzywych kalibracyjnych, przeprowadzono weryfikację całego systemu, przeprowadzając test odzyskiwania gazu. W którym znana masa metanu została wstrzyknięta do układu przy użyciu MFC skalibrowanego do metanu i dokonano porównania między masą wskazaną przez system a masą rzeczywistą wtryskiwaną. Procedura ta opierała się na powszechnej praktyce wtryskiwania propanu wymaganej przez Kodeks Przepisów Federalnych w celu zapewnienia zdolności wychwytywania i pomiaru tuneli rozcieńczających pełny przepływ, w których znana objętość emisji węglowodorów jest wtryskiwana do systemu pomiarowego za pomocą niezależnie skalibrowanego urządzenia i weryfikowana jest zdolność odzysku systemu. Kontrolny MFC został skalibrowany na metanie. MFC ustalono na dwa natężenia przepływu 20 i 30 SLPM 99,9% czystego metanu. Wyniki przedstawiono w tabeli 1 dla natężenia przepływu w systemie wynoszącego 140 SCFM. Wykazano, że w obu przypadkach zmierzone wartości systemu FFS mieściły się w oczekiwanych granicach 4,4%. Średni błąd w obu pomiarach wyniósł +2,2%.

Nastawa MFC Odzyskiwanie systemu FFS Błąd odzyskiwania SLPM (Protokół SLPM) SLPM (Protokół SLPM) % 20 Dnia 20,3 1,70% Rozdział 30 30,8 pkt. 2.7 Średnia 2,20%

Tabela 1. Wyniki odzyskiwania FFS. Testy odzysku metanu przy dwóch różnych symulowanych wskaźnikach wycieku.

W zbieraniu danych terenowych

Źródło ciągłego wycieku

Rysunek 6 ilustruje przykład ciągłych źródeł wycieków. Rysunek 7 można podzielić na 4 oddzielne regiony, a-d. Obejmują one następujące części: tło, zbliżanie się do źródła wycieku, przechwytywanie wycieku i wycofywanie się ze źródła wycieku. Kwantyfikacja nieszczelności następuje podczas sekcji c. Po przeglądzie, drugi powtórzony pomiar tego samego wycieku następuje po sekcji d. Rysunek 8 pokazuje wyciek widziany z kamery na podczerwień - po lewej stronie widać pióropusz metanu rozpraszający się w sposób naturalny - po prawej stronie widać, że FFS zbiera cały wyciek plus dodatkowe powietrze rozcieńczające.

figure-results-4
Rysunek 7. Konwencjonalny ciągły wyciek. Ciągły ślad źródła przecieku w czasie pokazujący różne odcinki pomiaru (a: tło, b: zbliżanie się do nieszczelności, c: średnia szybkość wycieku, d: wycofywanie się od nieszczelności) (patrz sekcje 5 - 5.6). Kliknij tutaj, aby zobaczyć większą wersję tego rysunku.

figure-results-5
Rysunek 8. Obraz wycieku w podczerwieni. Lewa - nieszczelna złączka i prawa - wychwycony/określony ilościowo wyciek z tej samej złączki (patrz sekcja 4.6). Kliknij tutaj, aby zobaczyć większą wersję tego rysunku.

Źródło przerywanego wycieku
Całkowita masa związana z określonym zdarzeniem została uzyskana z profilu stężenie-czas poprzez zastosowanie całkowania numerycznego. Aby obejść niektóre nieefektywności związane z regułą trapezu, zastosowano adaptacyjną złożoną regułę Simpsona. Ta adaptacyjna metoda typu kwadraturowego pozwala na automatyczną regulację rozmiaru kroku w obszarach ostrych wariacji 73.

Potrzeba numerycznej integracji zebranych danych miała zastosowanie do zdarzeń przerywanych, takich jak Rysunek 9 ilustruje przykład przerywanego źródła emisji metanu. Ten przykład dotyczył zdarzenia tankowania pojazdu. Tło pokazywane jest od 150-240 sekund i od 425 sekund do końca. To szczególne wydarzenie dotyczyło zatankowania pojedynczego zbiornika skroplonego gazu ziemnego (LNG). Współczynnik przecieków został zintegrowany w celu określenia całkowitej wyemitowanej masy (9,5 g).

figure-results-6
Rysunek 9. Przerywany wyciek. Przerywane źródło "wycieków" z tankowania pojazdu (stężenie [ppm], natężenie przepływu rozcieńczania [scfm], natężenie wycieku [g/h]) (zob. sekcja 5). Kliknij tutaj, aby zobaczyć większą wersję tego rysunku.

Zagregowane źródło
Ze względu na to, że wiele źródeł znajduje się w bliskiej odległości i jest otoczonych pokrywą, jednostka sprężarkowa została zagregowana i potraktowana jako pojedyncze źródło do ilościowej oceny nieszczelności. Na rys. 10 przedstawiono przykład pomiaru emisji metanu ze źródła zagregowanego. Dane te zostały zebrane z obudowy sprężarki CNG z czasem napełniania. Obudowa sprężarki była mierzona w sposób ciągły przez około 119 minut. Napotkana sprężarka wykazywała niewielką zmienność. Różnice w szybkości wycieków i stężeniu metanu wynikały z wahań ciśnienia i zmiennych nieszczelności z uszczelek sprężarki. W przypadku źródeł zagregowanych dane zbierano przez dłuższe okresy i obliczano średni wskaźnik wycieków.

figure-results-7
Rysunek 10. Przykład zagregowany. Dane dotyczące szybkości wycieku, przepływu i stężenia z zagregowanego czasu napełniania obudowy sprężarki CNG (sprężarki i wentylatory wyłączone) (patrz sekcja 5.7). Kliknij tutaj, aby zobaczyć większą wersję tego rysunku.

Discussion

$$\rightleftharpoonup{xx}$$ $$\longleftharp{xx}$$, $$\longrightharp{xx}$$,

Aby poprawić dokładność i przezwyciężyć obecne ograniczenia branżowe, stworzyliśmy system pobierania próbek z pełnym przepływem (FFS) do ilościowego oznaczania metanu. Naukowcy wykorzystali system w różnych formach w wielu miejscach w Ameryce Północnej. Zastosowanie spektroskopii eliminuje znaczne zakłócenia powodowane przez związki C2+, a nieniszczący charakter pobierania próbek pozwala na pobieranie próbek nieszczelności w worku do alternatywnej analizy poza siedzibą firmy. W połączeniu z alternatywnymi blokami wiatrowymi system z powodzeniem i dokładnie określił ilościowo emisje metanu z następujących elementów: układy paliwowe CNG, układy paliwowe LNG, skrzynie korbowe silników spalinowych, rurociągi, rury, złącza, kołnierze, odpowietrzniki sprężarki, elementy głowicy odwiertu, zbiorniki separatora wody/oleju, zawory, siłowniki pneumatyczne napędzane gazem ziemnym, obudowy odwiertów i wiele innych elementów związanych z gazem ziemnym. Platformy systemu obejmowały przenośne wózki, pojazdy drogowe i terenowe. Pobór mocy wymaga użycia generatora lub zasilania domowego przez standardowe połączenia 120 VAC. Jednak dzięki takiemu wykorzystaniu energii "sieciowej" system może pobierać próbki przy wyższych natężeniach przepływu, a jednocześnie być używany w połączeniu z przedłużaczami i długimi domkami do pobierania próbek w celu przenoszenia wokół danego miejsca zainteresowania. Obecne systemy zasilane bateryjnie mają zmniejszoną wydajność w funkcji stanu naładowania akumulatora, który jest eliminowany za pomocą energii z sieci.

Protokoły okresowych kalibracji zostały opracowane i zintegrowane z interfejsem użytkownika. Protokoły 1-3 powinny być wypełniane przed każdym nowym audytem zakładu lub co najmniej raz w miesiącu. Jeśli użytkownicy nie będą sumiennie przestrzegać protokołów, system może zaniżać lub zawyżać wskaźniki emisji, co może negatywnie wpłynąć na raportowanie emisji gazów cieplarnianych. Głównym celem protokołów jest zapewnienie dokładnego systemu do szacowania całkowitych emisji z zakładu z dokładnością do jednego składnika. Jeżeli do stworzenia nowych współczynników emisji wykorzystuje się analizę statystyczną, należy również zarejestrować każdy składnik niepowodujący wycieków.

Proces wykrywania nieszczelności może być czasochłonny przy użyciu urządzeń ręcznych. Zastosowanie optycznej kamery do obrazowania gazów może znacznie skrócić czas potrzebny na wykrycie nieszczelności. Kamera musi być zdolna do pomiaru lotnych związków organicznych, w tym metanu. Obecnie dostępne jednostki komercyjne mają czułość wykrywalnych nieszczelności wynoszącą około 0,8 grama na godzinę (g/h) i są zależne od warunków wiatrowych. Urządzenia do obrazowania są również wrażliwe na temperaturę. Pamiętaj, aby w razie potrzeby dostosować skalę temperatury. Ekstremalnie zimne opary (kriogeniczny gaz ziemny) lub przegrzane opary (para w spalinach i inne) mogą wydawać się nadmiernymi wyciekami. Następnie należy przeprowadzić kwantyfikację w celu dokładnego określenia rzeczywistego współczynnika nieszczelności każdego zobrazowanego wycieku. Zastosowanie kamer termowizyjnych może znacznie zmniejszyć ilość wykrywanych nieszczelności, ale są one wrażliwe na warunki wiatrowe. Mniejsze wycieki w warunkach silnego wiatru mogą rozpraszać się szybciej i nie zostać zauważone. W razie wątpliwości zawsze dokładnie sprawdź za pomocą ręcznego detektora metanu.

Przyjazny dla użytkownika interfejs zapewnia łatwe i prawidłowe korzystanie z symulatora FFS. Zintegrowane podpowiedzi użytkownika pomagają użytkownikowi wzdłuż protokołu i zmniejszają wysiłek związany z przetwarzaniem końcowym. Na przykład po zakończeniu kwantyfikacji nieszczelności (sekcja 5) należy podać średni wskaźnik nieszczelności oparty na obliczeniach wykorzystujących co najmniej 30-sekundowe ciągłe zapisy stężenia i natężenia przepływu. Monity użytkownika będą automatycznie używać globalnych lub lokalnych stężeń tła. Prosty wybór na ekranie spowoduje, że elektrozawory będą działać i pobierać próbki we właściwych lokalizacjach. Użytkownicy powinni postępować zgodnie ze wszystkimi instrukcjami wyświetlanymi na ekranie, aby zapewnić dokładne określenie ilościowe wycieku. Program automatycznie skoryguje następujące elementy: tło globalne lub lokalne; temperatura; masowe natężenie przepływu (zakładane powietrze z poprawkami na dwutlenek węgla i metan); wilgotność (mierzona z czujnika emisji gazów cieplarnianych); Temperatura (termopara - nadmiarowa kontrola warunków otoczenia)

Względna niepewność zmierzonych poziomów emisji metanu wynosi ±4,4 %, z wyjątkiem okoliczności, w których wyciek jest nieistotny, ponieważ zmierzone stężenie zbliża się do stężenia tła. Przykład niepewności składowych przedstawiono w tabeli 2.

ŹródłoNiepewność (%)
Czujnik metanu1
Korelacja kalibracji czujnika metanu0.73
Butla z metanem1
Butla z gazem bez powietrza0.1
LFE0.7
MAF4
Moduł różnicy ciśnień0.025
Moduł ciśnienia bezwzględnego0.06
Termoelement0.4
Korelacja kalibracji MAF0.09
Rozdzielacz gazu0.5

Tabela 2. Niepewność składowej. Niepewności składowych niezależnych stosowane do ilościowego określania niepewności układu.

Ogólnie rzecz biorąc, system i stosowane w nim metody okazały się korzystne w wysiłkach na rzecz dokładnego określenia ilościowego emisji metanu z różnych źródeł. System jest skalowalny i przyjazny dla użytkownika. Opracowany system jest obarczony niepewnością wynoszącą ±4,4% w porównaniu z obecnymi systemami komercyjnymi z niepewnością wynoszącą ±10% 74. Przy odpowiednich kalibracjach system ten może z łatwością określić ilościowo wskaźniki wycieków do 140 SCFM w porównaniu z obecnymi systemami komercyjnymi, które są w stanie określić ilościowo wycieki do 8 SCFM przy pełnym naładowaniu akumulatora 64,74. Chociaż system wymaga podłączenia do zasilania domowego, zapewnia to korzyści w postaci stałych częstotliwości próbkowania i częstotliwości próbkowania znacznie wyższych niż obecne systemy. Minimalna granica wykrywalności obecnego systemu wynosi 0,24 g/h lub 3,0x10-3 SCFM. Interfejs użytkownika zmniejsza wymagania dotyczące przetwarzania końcowego i zmniejsza nakłady związane z raportowaniem. Ponadto czujniki laserowe są nieniszczące dla nieszczelnej próbki, co pozwala na bezpośredni pomiar próbki za pomocą wielu analizatorów 65. Pomiary laserowe nie wymagają również oddzielnych czujników dla stężeń nieszczelności otoczenia, małych i dużych lub przejść czujników, co przyczynia się do dodatkowych źródeł niedokładności. Przyszłe badania koncentrują się na ciągłej optymalizacji symulatora FFS i jego interfejsu użytkownika. Prowadzone są dodatkowe badania, które łączą dane z badań eksperymentalnych i obliczeniową dynamikę płynów w celu opracowania dodatkowych najlepszych praktyk w celu zapewnienia spójnych i optymalnych technik pomiarowych.

Disclosures

$$\rightleftharpoonup{xx}$$ $$\longleftharp{xx}$$, $$\longrightharp{xx}$$,

Autorzy, wraz z Christopherem Rowe i Zacharym Luzaderem, złożyli wnioski o ujawnienie wynalazków i tymczasowe patenty w Korporacji Badawczej i Biurze Transferu Technologii Uniwersytetu Zachodniej Wirginii w celu ochrony własności intelektualnej związanej z tym systemem.

Acknowledgements

$$\rightleftharpoonup{xx}$$ $$\longleftharp{xx}$$, $$\longrightharp{xx}$$,

Autorzy dziękują pracownikom Centrum Paliw Alternatywnych, Silników i Emisji WVU, w tym Panu Zachary'emu Luzaderowi i Panu Christopherowi Rowe'owi. Autor dziękuje Environmental Defense Fund, WVU Research Corporation i Fundacji George'a Berry'ego za sfinansowanie programów badawczych, które dostarczyły danych terenowych i różnych warunków testowych, w których można było korzystać z opracowanego FFS.

Materials

List of materials used in this article
NameCompanyCatalog NumberComments
Abaco DBX 97 mm Abaco Performance, LLChttp://www.abacoperformance.com/products.htmczujnik masowego przepływu powietrza
Ultraprzenośny analizator gazów cieplarnianychLos Gatos Researchhttp://www.lgrinc.com/analyzers/ultraportable-greenhouse-gas-analyzer/czujnik metanu, CO2 i wody
Wyciąg oparów 3AA20 Daytonahttp://www.sustainablesupply.com/Dayton-3AA20-Exhauster-Fume-Smoke-p/w267066.htm?gclid=CI2Dm9ffrcgCFUYTHwodyusFRg&CAWELAID=1307486526dmuchawa/rozcieńczalnik
Eagle II RKI Instrumentshttp://www.rkiinstruments.com/pdf/eagle2brochure.pdfDetektor ręczny
MCR 50 Alicat Scientifichttp://www.alicat.com/skalibrowany na wkładzie
przepływu laminarnego metanu, numer modelu: Z50MC2-6, numer seryjny 707230-Y1Meriamhttp://www.meriam.com/product-category/laminar-flow-element/kalibrowana na powietrzu
termopara typuK Kalibrator Omegahttp://www.omega.com/
PTE-1Heisehttp://www.heise.com/products/calibrators/urządzenie ręczne do użytku z modułami Dressor
Model HQS-2 Moduł ciśnienia bezwzględnegokomody/Ashcroft
http://www.ashcroft.eu/download/data%20sheet/englisch/MODULE_E.pdf Model HQS-1 Komoda/Ashcrofthttp://www.ashcroft.eu/download/data%20sheet/englisch/MODULE_E.pdfmoduł różnicy ciśnień
Dzielnik gazu - SGD-710CHoribahttp://www.horiba.com/us/en/kalibrowany dzielnik gazu
Metan (99,9%)Mathenson TriGashttp://www.mathesongas.com/czysty metan do testu odzyskiwania
gazu Metan (± 1%) 2,5%Mathenson TriGashttp://www.mathesongas.com/wysokie stężenie
metanu (± 1%) 2,010  ppmMathenson TriGashttp://www.mathesongas.com/niskie stężenie
azotu o ultra wysokiej czystości (UPHN)Mathenson TriGashttp://www.mathesongas.com/99,9% gaz azotowy
10-litrowy worek TedlarDuponthttp://www.dupont.com/products-and-services/membranes-films/pvf-films/brands/tedlar-pvf-films/uses-and-applications/tedlar-gas-sample-bag-applications.htmlużywany do próbek workowych do pobierania próbek gazów alternatywnych
PET-7018ZICP DAS USAJednostka DAQ
Edgetech Dew Prime HirgrometrEdgetech Instrumentshttp://www.edgetechinstruments.com/moisture-humidityhigrometr do stołu przepływowego
Złączki Swagelok ze stali nierdzewnej (1/4 cala)Swagelokhttps://www.swagelok.com/products/fittings.aspxtrójnik i inne złączki Rurki
PTFEMcMaster-Carrhttp://www.mcmaster.com/#standard-hollow-tubing-(made-with-teflon-ptfe)/=z8xrzlrurki do pobierania próbek i kalibracji
FLIR GF 320FLIRhttp://www.flir.com/ogi/display/?id=55671kamera termowizyjna
CGA 580 Regulator
Regulator CGA 350Airgashttp://airgas.com/category/_/N-1z13vaqMetan w regulatorze azotu
Rozwiązanie do wykrywania nieszczelności (Snoop)Swagelokhttps://www.swagelok.com/search/find_products_home.aspx?show_results=Y&item=5e208092-ed6c-4251-9202-ed8a2aae5811roztwór bąbelkowy do weryfikacji szczelności
http://www.icpdas-usa.com/pet_7018z.html http://airgas.com/category/_/N-1z13vaq UHPN

References

$$\rightleftharpoonup{xx}$$ $$\longleftharp{xx}$$, $$\longrightharp{xx}$$,
  1. http://www.ipcc-nggip.iges.or.jp/public/2006gl/ (2006).">2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories. Intergovernmental Panel on Climate Change. , Available from: http://www.ipcc-nggip.iges.or.jp/public/2006gl/ (2006).
  2. Climate impact of increasing atmospheric carbon dioxide. Science. 213 (4511), 957-966 (1981).">Hansen, J. Climate impact of increasing atmospheric carbon dioxide. Science. 213 (4511), 957-966 (1981).
  3. Air pollution, greenhouse gases and climate change: Global and regional perspectives. Atmos. Environ. 43 (1), 37-50 (2009).">Ramanathan, V., Feng, Y. Air pollution, greenhouse gases and climate change: Global and regional perspectives. Atmos. Environ. 43 (1), 37-50 (2009).
  4. Renewable energy: a response to climate change. Sol. Ener. 76 (1), 9-17 (2004).">Sims, R. Renewable energy: a response to climate change. Sol. Ener. 76 (1), 9-17 (2004).
  5. Atmospheric methane in the recent and ancient atmospheres: concentrations, trends, and interhemispheric gradient. J. Geophys. Res. 89 (7), 11599-11605 (1984).">Rasmussen, R., Khalil, M. Atmospheric methane in the recent and ancient atmospheres: concentrations, trends, and interhemispheric gradient. J. Geophys. Res. 89 (7), 11599-11605 (1984).
  6. Atmospheric methane (CH4): Trends and seasonal cycles. J.Geophys.Res. 86 (C10), 9826-9832 (1981).">Rasmussen, R., Khalil, M. Atmospheric methane (CH4): Trends and seasonal cycles. J.Geophys.Res. 86 (C10), 9826-9832 (1981).
  7. Atmospheric methane between 1000 AD and present: Evidence of anthropogenic emissions and climatic variability. J. Geophys. Res. 103 (D13), 15979-15993 (1998).">Etheridge, D., Steele, L., Francey, R., Langenfelds, R. Atmospheric methane between 1000 AD and present: Evidence of anthropogenic emissions and climatic variability. J. Geophys. Res. 103 (D13), 15979-15993 (1998).
  8. Soil processes and global change. Biol. Fert. Soils. 27 (3), 221-229 (1998).">Mosier, A. Soil processes and global change. Biol. Fert. Soils. 27 (3), 221-229 (1998).
  9. Alternatives to the global warming potential for comparing climate impacts of emissions of greenhouse gases. Clim. Chang. 68 (3), 281-302 (2005).">Shine, K. P., Fuglestvedt, J. S., Hailemariam, K., Stuber, N. Alternatives to the global warming potential for comparing climate impacts of emissions of greenhouse gases. Clim. Chang. 68 (3), 281-302 (2005).
  10. Kruger, D., Franklin, P. The Methane to Markets Partnership: Opportunities for coal mine methane utilization. 11.th. U.S./North American Mine Ventilation Symposium, , 3-8 (2006).
  11. Inventory of U.S. Greenhouse Gas Emissions and Sinks:.1990-2013. U.S. Environmental Protection Agency. , EPA 430-R-15-004 (2015).
  12. Greater focus needed on methane leakage from natural gas infrastructure. Proc. Natl. Acad. Sci. 109 (17), 6435-6440 (2012).">Alvarez, R. A., Pacala, S. W., Winebrake, J. J., Chameides, W. L., Hamburg, S. P. Greater focus needed on methane leakage from natural gas infrastructure. Proc. Natl. Acad. Sci. 109 (17), 6435-6440 (2012).
  13. A new look at methane and nonmethane hydrocarbon emissions from oil and natural gas operations in the Colorado Denver-Julesburg Basin. J. Geophys. Res. 119 (11), 6836-6852 (2014).">Pétron, G., et al. A new look at methane and nonmethane hydrocarbon emissions from oil and natural gas operations in the Colorado Denver-Julesburg Basin. J. Geophys. Res. 119 (11), 6836-6852 (2014).
  14. http://www.nrdc.org/energy/files/Leaking-Profits-Report.pdf (2012).">Leaking Profits: the U.S. Oil and Gas Industry can Reduce Pollution, Conserve Resources, and Make Money by Preventing Methane Waste. Natural Resources Defense Council. , Available from: http://www.nrdc.org/energy/files/Leaking-Profits-Report.pdf (2012).
  15. Life-cycle greenhouse-gas emissions inventory for Fischer-Tropsch fuels. Energy and Environmental Solution, LLC. , Gaithersburg, MD, USA. Report Prepared for the US Department of Energy (2001).">Marano, J. J., Ciferno, J. P. Life-cycle greenhouse-gas emissions inventory for Fischer-Tropsch fuels. Energy and Environmental Solution, LLC. , Gaithersburg, MD, USA. Report Prepared for the US Department of Energy (2001).
  16. Uncertainty in life cycle greenhouse gas emissions from United States natural gas end-uses and its effects on policy. Environ. Sci. Technol. 45 (19), 8182-8189 (2011).">Venkatesh, A., Jaramillo, P., Griffin, W. M., Matthews, H. S. Uncertainty in life cycle greenhouse gas emissions from United States natural gas end-uses and its effects on policy. Environ. Sci. Technol. 45 (19), 8182-8189 (2011).
  17. Hostage, B., Perry, G. Federal notification requirements for releases of oil and hazardous substances. International. Oil. Spill. Conference. Proceedings, (1), 631-634 (1993).
  18. http://www.baaqmd.gov/~/media/Files/Technical%20Services/DRI_Final_Report_061113.ashx (2013).">Fujita, E. M., Campbell, D. E. Review of Current Air Monitoring Capabilities near Refineries in the San Francisco Bay Area. Desert Research Institute. , Available from: http://www.baaqmd.gov/~/media/Files/Technical%20Services/DRI_Final_Report_061113.ashx (2013).
  19. http://www.wri.org/sites/default/files/pdf/clearing_the_air_summary_for_policymakers.pdf (2013).">Bradbury, J., Obeiter, M., Draucker, L., Wang, W., Stevens, A. Clearing the air: Reducing upstream greenhouse gas emissions from US natural gas systems. World Resources Institute. , Washington, DC. Available from: http://www.wri.org/sites/default/files/pdf/clearing_the_air_summary_for_policymakers.pdf (2013).
  20. http://www.edf.org/sites/default/files/methan_cost_curve_report.pdf (2014).">Economic Analysis of Methane Emission Reduction Opportunities in the U.S. Onshore Oil and Natural Gas Industries. ICF International. , Available from: http://www.edf.org/sites/default/files/methan_cost_curve_report.pdf (2014).
  21. https://www3.epa.gov/climatechange/Downloads/ghgemissions/US-GHG-Inventory-2014-Main-Text.pdf (2014).">Inventory of US Greenhouse Gas Emissions and Sinks: 1990-2012. U.S. Environmental Protection Agency. , Available from: https://www3.epa.gov/climatechange/Downloads/ghgemissions/US-GHG-Inventory-2014-Main-Text.pdf (2014).
  22. Energy and environment. Methane leaks from North American natural gas systems. Science. 343 (6172), 733-735 (2014).">Brandt, A. R., et al. Energy and environment. Methane leaks from North American natural gas systems. Science. 343 (6172), 733-735 (2014).
  23. Measurements of methane emissions at natural gas production sites in the United States. Proc. Natl. Acad. Sci. 110 (44), 17768-17773 (2013).">Allen, D. T., et al. Measurements of methane emissions at natural gas production sites in the United States. Proc. Natl. Acad. Sci. 110 (44), 17768-17773 (2013).
  24. Collection of leakage statistics in the natural gas system by tracer methods. Environ. Sci. Technol. 31 (7), 2012-2019 (1997).">Shorter, J. H., et al. Collection of leakage statistics in the natural gas system by tracer methods. Environ. Sci. Technol. 31 (7), 2012-2019 (1997).
  25. Greater focus needed on methane leakage from natural gas infrastructure. Proc. Natl. Acad. Sci. 109 (17), 6435-6440 (2012).">Alvarez, R. A., Pacala, S. W., Winebrake, J. J., Chameides, W. L., Hamburg, S. P. Greater focus needed on methane leakage from natural gas infrastructure. Proc. Natl. Acad. Sci. 109 (17), 6435-6440 (2012).
  26. Estimate of methane emissions from the U.S. natural gas industry. Chemosphere. 35, 1365-1390 (1997).">Kirchgessner, D. A., Lott, R. A., Michael Cowgill, R., Harrison, M. R., Shires, T. M. Estimate of methane emissions from the U.S. natural gas industry. Chemosphere. 35, 1365-1390 (1997).
  27. Methane and the greenhouse-gas footprint of natural gas from shale formations. Clim. Chang. 106 (4), 679-690 (2011).">Howarth, R. W., Santoro, R., Ingraffea, A. Methane and the greenhouse-gas footprint of natural gas from shale formations. Clim. Chang. 106 (4), 679-690 (2011).
  28. Harrison, M. R., Shires, T. M., Wessels, J. K., Cowgill, R. Methane emissions from the natural gas industry. US Environmental Protection Agency. , National Risk Management Research Laboratory (1996).
  29. Introduction to nondestructive testing: a training guide. , John Wiley & Sons. (2005).">Mix, P. E. Introduction to nondestructive testing: a training guide. , John Wiley & Sons. (2005).
  30. A survey on gas leak detection and localization techniques. J. Loss. Prev Process. Ind. 25 (6), 966-973 (2012).">Murvay, P., Silea, I. A survey on gas leak detection and localization techniques. J. Loss. Prev Process. Ind. 25 (6), 966-973 (2012).
  31. http://www.ptac.org/projects/199 (2004).">Chambers, A. Optical Measurement Technology for Fugitive Emissions from Upstream Oil and Gas Facilities Alberta Research Council, CEM P004. 03. CAPP. , Calgary, AB. Available from: http://www.ptac.org/projects/199 (2004).
  32. Preferred and Alternative Methods for Estimating Fugitive Emissions from Equipment Leaks. Point Sources Committee, Emission Inventory Improvement Program. , (Technical Report for Point Source Committee, Emission Inventory Improvement Program) (1996).">Epperson, D., Barbour, W., Zarate, M., Beauregard, D. Preferred and Alternative Methods for Estimating Fugitive Emissions from Equipment Leaks. Point Sources Committee, Emission Inventory Improvement Program. , (Technical Report for Point Source Committee, Emission Inventory Improvement Program) (1996).
  33. Results of tracer measurements of methane emissions from natural gas system facilities. , (1995).">Shorter, J. H. Results of tracer measurements of methane emissions from natural gas system facilities. , (1995).
  34. Natural gas pipeline technology overview. , ANL/EVS/TM/08-5 (2007).">Folga, S. M. Natural gas pipeline technology overview. , ANL/EVS/TM/08-5 (2007).
  35. Contribution of anthropogenic and natural sources to atmospheric methane variability. Nature. 443 (7110), 439-443 (2006).">Bousquet, P., et al. Contribution of anthropogenic and natural sources to atmospheric methane variability. Nature. 443 (7110), 439-443 (2006).
  36. Methane and the greenhouse-gas footprint of natural gas from shale formations. Clim. Chang. 106 (4), 679-690 (2011).">Howarth, R. W., Santoro, R., Ingraffea, A. Methane and the greenhouse-gas footprint of natural gas from shale formations. Clim. Chang. 106 (4), 679-690 (2011).
  37. Estimate of methane emissions from the U.S. natural gas industry. Chemosphere. 35, 1365-1390 (1997).">Kirchgessner, D. A., Lott, R. A., Michael Cowgill, R., Harrison, M. R., Shires, T. M. Estimate of methane emissions from the U.S. natural gas industry. Chemosphere. 35, 1365-1390 (1997).
  38. Methane leaks from North American natural gas systems. Science. 343 (6172), 733-735 (2014).">Brandt, A., et al. Methane leaks from North American natural gas systems. Science. 343 (6172), 733-735 (2014).
  39. Coal to gas: the influence of methane leakage. Clim. Chang. 108 (3), 601-608 (2011).">Wigley, T. M. Coal to gas: the influence of methane leakage. Clim. Chang. 108 (3), 601-608 (2011).
  40. Life cycle carbon footprint of shale gas: Review of evidence and implications. Environ. Sci. Technol. 46 (11), 5688-5695 (2012).">Weber, C. L., Clavin, C. Life cycle carbon footprint of shale gas: Review of evidence and implications. Environ. Sci. Technol. 46 (11), 5688-5695 (2012).
  41. Greenhouse gases: Low methane leakage from gas pipelines. Nature. 434 (7035), 841-842 (2005).">Lelieveld, J. Greenhouse gases: Low methane leakage from gas pipelines. Nature. 434 (7035), 841-842 (2005).
  42. Update on "lost and unaccounted for" natural gas in Texas. Basin Oil and Gas. 32, (2010).">Percival, P. Update on "lost and unaccounted for" natural gas in Texas. Basin Oil and Gas. 32, (2010).
  43. Substitution of natural gas for coal: climatic effects of utility sector emissions. Clim. Chang. 54 (1-2), 107-139 (2002).">Hayhoe, K., Kheshgi, H. S., Jain, A. K., Wuebbles, D. J. Substitution of natural gas for coal: climatic effects of utility sector emissions. Clim. Chang. 54 (1-2), 107-139 (2002).
  44. Methane emissions estimate from airborne measurements over a western United States natural gas field. Geophys. Res. Lett. 40 (16), 4393-4397 (2013).">Karion, A., et al. Methane emissions estimate from airborne measurements over a western United States natural gas field. Geophys. Res. Lett. 40 (16), 4393-4397 (2013).
  45. Quantifying sources of methane using light alkanes in the Los Angeles basin, California. J. Geophys. Res. 118 (10), 4974-4990 (2013).">Peischl, J., et al. Quantifying sources of methane using light alkanes in the Los Angeles basin, California. J. Geophys. Res. 118 (10), 4974-4990 (2013).
  46. A study of leakage from the UK natural gas distribution system. Energy Policy. 18 (9), 809-818 (1990).">Mitchell, C., Sweet, J., Jackson, T. A study of leakage from the UK natural gas distribution system. Energy Policy. 18 (9), 809-818 (1990).
  47. Modeling the relative GHG emissions of conventional and shale gas production. Environ. Sci. Technol. 45 (24), 10757-10764 (2011).">Stephenson, T., Valle, J. E., Riera-Palou, X. Modeling the relative GHG emissions of conventional and shale gas production. Environ. Sci. Technol. 45 (24), 10757-10764 (2011).
  48. Shale gas production: potential versus actual greenhouse gas emissions. Environ. Res. Let. 7 (4), 044030(2012).">O'Sullivan, F., Paltsev, S. Shale gas production: potential versus actual greenhouse gas emissions. Environ. Res. Let. 7 (4), 044030(2012).
  49. A commentary on "The greenhouse-gas footprint of natural gas in shale formations" by RW Howarth, R. Santoro, and Anthony Ingraffea. Clim Chang. 113 (2), 525-535 (2012).">Cathles, L. M., Brown, L., Taam, M., Hunter, A. A commentary on "The greenhouse-gas footprint of natural gas in shale formations" by RW Howarth, R. Santoro, and Anthony Ingraffea. Clim Chang. 113 (2), 525-535 (2012).
  50. Life-cycle greenhouse gas emissions of shale gas, natural gas, coal, and petroleum. Environ. Sci. Technol. 46 (2), 619-627 (2011).">Burnham, A., Han, J., Clark, C. E., Wang, M., Dunn, J. B., Palou-Rivera, I. Life-cycle greenhouse gas emissions of shale gas, natural gas, coal, and petroleum. Environ. Sci. Technol. 46 (2), 619-627 (2011).
  51. Life cycle greenhouse gas emissions of Marcellus shale gas. Environ. Res. Lett. 6 (>3), 034014(2011).">Jiang, M., Griffin, W. M., Hendrickson, C., Jaramillo, P., VanBriesen, J., Venkatesh, A. Life cycle greenhouse gas emissions of Marcellus shale gas. Environ. Res. Lett. 6 (>3), 034014(2011).
  52. The greenhouse impact of unconventional gas for electricity generation. Environ. Res. Lett. 6 (4), 044008(2011).">Hultman, N., Rebois, D., Scholten, M., Ramig, C. The greenhouse impact of unconventional gas for electricity generation. Environ. Res. Lett. 6 (4), 044008(2011).
  53. Anthropogenic emissions of methane in the United States. Proc. Natl. Acad. Sci. 110 (50), 20018-20022 (2013).">Miller, S. M., et al. Anthropogenic emissions of methane in the United States. Proc. Natl. Acad. Sci. 110 (50), 20018-20022 (2013).
  54. Methane leaks erode green credentials of natural gas. Nature. 493 (7430), 12(2013).">Tollefson, J. Methane leaks erode green credentials of natural gas. Nature. 493 (7430), 12(2013).
  55. http://www.netl.doe.gov/energy-analyses/temp/FY12_RoleofAlternativeEnergySourcesNaturalGasTechnologyAssessment_060112.pdf (2012).">Skone, T. J. Role of alternative energy sources: Natural gas technology assessment. NETL Office of Strategic Energy Analysis and Planning. , Available from: http://www.netl.doe.gov/energy-analyses/temp/FY12_RoleofAlternativeEnergySourcesNaturalGasTechnologyAssessment_060112.pdf (2012).
  56. https://www3.epa.gov/climatechange/Downloads/ghgemissions/US-GHG-Inventory-2011-Complete_Report.pdf (2011).">Inventory of US Greenhouse Gas Emissions and Sinks: 1990-2009. U.S. Environmental Protection Agency. , Available from: https://www3.epa.gov/climatechange/Downloads/ghgemissions/US-GHG-Inventory-2011-Complete_Report.pdf (2011).
  57. https://www3.epa.gov/climatechange/Downloads/ghgemissions/US-GHG-Inventory-2012-Main-Text.pdf (2012).">Inventory of US Greenhouse Gas Emissions and Sinks: 1990-2010 (EPA 430-R-12-001). US EPA. , Available from: https://www3.epa.gov/climatechange/Downloads/ghgemissions/US-GHG-Inventory-2012-Main-Text.pdf (2012).
  58. https://www3.epa.gov/climatechange/Downloads/ghgemissions/US-GHG-Inventory-2014-Main-Text.pdf (2014).">Inventory of US Greenhouse Gas Emissions and Sinks: 1990-2012. U.S. Environmental Protection Agency. , Available from: https://www3.epa.gov/climatechange/Downloads/ghgemissions/US-GHG-Inventory-2014-Main-Text.pdf (2014).
  59. Hydrocarbon emissions characterization in the Colorado Front Range: A pilot study. J. Geophys. Res (1984-2012). 117 (D4), (2012).">Pétron, G., et al. Hydrocarbon emissions characterization in the Colorado Front Range: A pilot study. J. Geophys. Res (1984-2012). 117 (D4), (2012).
  60. https://www3.epa.gov/gasstar/documents/ll_dimgatestat.pdf (2003).">U.S. Environmental Protection Agency Natural Gas STAR Program. Lessons Learned - Directed Inspection and Maintenance at Gate Stations and Surface Facilities, EPA430-B-03-007. U.S. Environmental Protection Agency. , Available from: https://www3.epa.gov/gasstar/documents/ll_dimgatestat.pdf (2003).
  61. https://www.researchgate.net/publication/265656519_HANDBOOK_FOR_ESTIMATING_METHANE_EMISSIONS_FROM_CANADIAN_NATURAL_GAS_SYSTEMS (1998).">Picard, D., Stribrny, M., Harrison, M. Handbook For Estimating Methane Emissions From Canadian Natural Gas Systems. , Available from: https://www.researchgate.net/publication/265656519_HANDBOOK_FOR_ESTIMATING_METHANE_EMISSIONS_FROM_CANADIAN_NATURAL_GAS_SYSTEMS (1998).
  62. Measurement of methane emissions from ruminant livestock using a sulfur hexafluoride tracer technique. Environ.Sci.Technol. 282, 359-362 (1994).">Johnson, K., Huyler, M., Westberg, H., Lamb, B., Zimmerman, P. Measurement of methane emissions from ruminant livestock using a sulfur hexafluoride tracer technique. Environ.Sci.Technol. 282, 359-362 (1994).
  63. Results of tracer measurements of methane emissions from natural gas system facilities. , (1995).">Shorter, J. H., et al. Results of tracer measurements of methane emissions from natural gas system facilities. , (1995).
  64. Howard, H. M. High flow rate sampler for measuring emissions at process components. US Patent. , US5563335A (1996).
  65. Sensor transition failure in the high flow sampler: Implications for methane emission inventories of natural gas infrastructure. J.Air Waste Manage.Assoc. 67, 852-862 (2015).">Howard, T., Ferrara, T. W., Townsend-Small, A. Sensor transition failure in the high flow sampler: Implications for methane emission inventories of natural gas infrastructure. J.Air Waste Manage.Assoc. 67, 852-862 (2015).
  66. http://proceedings.asmedigitalcollection.asme.org/proceeding.aspx?articleid=1622304 (2009).">Wu, Y., Carder, D., Shade, B., Atkinson, R., Clark, N., Gautam, M. A CFR1065-Compliant Transportable/On-Road Low Emissions Measurement Laboratory with Dual Primary Full-Flow Dilution Tunnels. ASME. , Available from: http://proceedings.asmedigitalcollection.asme.org/proceeding.aspx?articleid=1622304 (2009).
  67. A predictive tool for emissions from heavy-duty diesel vehicles. Environ. Sci. Technol. 37 (1), 7-15 (2003).">Clark, N. N., Gajendran, P., Kern, J. M. A predictive tool for emissions from heavy-duty diesel vehicles. Environ. Sci. Technol. 37 (1), 7-15 (2003).
  68. http://papers.sae.org/912668/ (1991).">Bata, R., et al. The first transportable heavy duty vehicle emissions testing laboratory. SAE. , Available from: http://papers.sae.org/912668/ (1991).
  69. http://www.lgrinc.com/documents/LGR_Ultraportable_GGA_Datasheet.pdf (2015).">Ultraportable Greenhouse Gas Analyzer (CH4, CO2, H2O). , Available from: http://www.lgrinc.com/documents/LGR_Ultraportable_GGA_Datasheet.pdf (2015).
  70. Environmental and Economic Assessment of Leak and Loss Audits at Natural Gas Compressor and Storage Facilities. Energy Technology. 2 (12), 1027-1032 (2014).">Johnson, D., Covington, A., Clark, N. Environmental and Economic Assessment of Leak and Loss Audits at Natural Gas Compressor and Storage Facilities. Energy Technology. 2 (12), 1027-1032 (2014).
  71. http://proceedings.asmedigitalcollection.asme.org/proceeding.aspx?articleid=2204975 (2014).">Johnson, D., Covington, A. Potential Reduction of Fugitive Methane Emissions at Compressor Stations and Storage Facilities Powered by Natural Gas Engines. ASME. , Available from: http://proceedings.asmedigitalcollection.asme.org/proceeding.aspx?articleid=2204975 (2014).
  72. Methane Emissions from Leak and Loss Audits of Natural Gas Compressor Stations and Storage Facilities. Environ. Sci. Technol. 49 (13), 8132-8138 (2015).">Johnson, D., Covington, A., Clark, N. Methane Emissions from Leak and Loss Audits of Natural Gas Compressor Stations and Storage Facilities. Environ. Sci. Technol. 49 (13), 8132-8138 (2015).
  73. Methods of numerical integration. , Courier Dover Publications. (2007).">Davis, J. Methods of numerical integration. , Courier Dover Publications. (2007).
  74. http://www.mybacharach.com/wp-content/uploads/2015/08/0055-9017-Rev-7.pdf (2015).">HI FLOW Sampler Operation and Maintenance. , Available from: http://www.mybacharach.com/wp-content/uploads/2015/08/0055-9017-Rev-7.pdf (2015).

Reprints and Permissions

Request permission to reuse the text or figures of this JoVE article

Request Permission

Tags

Full Flow Sampling SystemMethane Emissions QuantificationMass Airflow SensorLaser Based Greenhouse Gas SensorStandard Cubic Feet Per MinuteFugitive Emissions DetectionGreenhouse Gas InventoryEmission Factor DevelopmentPortable Gas AnalyzerBackground Concentration Measurement

Related Articles