Waiting
Login processing...

Trial ends in Request Full Access Tell Your Colleague About Jove
Click here for the English version

Engineering

Design og brug af en Full Flow Sampling System (FFS) til kvantificering af Metan emissioner

Published: June 12, 2016 doi: 10.3791/54179

Abstract

Anvendelsen af ​​naturgas fortsætter med at vokse med forøget opdagelse og produktion af ukonventionelle shale ressourcer. Samtidig, naturgas industrien ansigter løbende overvågning for udledningen af ​​metan fra hele forsyningskæden, på grund af metan relativt højt globalt opvarmningspotentiale (25-84x for kuldioxid, i henhold til Energy Information Administration). I øjeblikket en række forskellige teknikker til forskellige usikkerheder eksisterer for at måle eller skønne metanudslip fra komponenter eller faciliteter. I øjeblikket er der kun ét kommercielt system er til rådighed for kvantificering af emissioner komponentniveau og de seneste rapporter har fremhævet dens svagheder.

For at forbedre nøjagtigheden og øge fleksibiliteten måling, har vi designet, udviklet og implementeret en roman fuld prøveudtagning flow-system (FFS) til kvantificering af metan emissioner og drivhusgasser baseret på transport emissionsmålingssystemer principper. FFS er et modulopbygget system, der består af en eksplosiv-bevis blæser (s), masse luftstrøm sensor (er) (MAF), termoelement, prøvesonde, konstant volumen prøvetagningspumpen laserbaseret drivhusgas sensor, datafangst enhed, og analysesoftware . Afhængig af blæseren og slange konfiguration anvendes, den nuværende FFS er i stand til at opnå en flowhastighed i området fra 40 til 1.500 standard cubic feet per minut (scfm). Udnyttelse af laser-baserede sensorer afbøder indblanding fra højere kulbrinter (C2 +). Co-måling af vanddamp giver mulighed for fugt korrektion. Systemet er bærbare, med flere konfigurationer til en lang række applikationer lige fra at blive båret af en person til at blive monteret i en hånd trukket vogn, on-road køretøjer seng, eller fra laget i hjælpeprogrammet terrængående køretøjer (UTVs). Den FFS er i stand til at kvantificere metan emission satser med en relativ usikkerhed på ± 4,4%. Den FFS har vist, virkelige verden operation til kvantificering af metanudslip forekommer i conventionale og fjerntliggende faciliteter.

Introduction

Nylige rapporter bekræfter klimaet ændrer på grund af menneskelige aktiviteter og yderligere forandringer er uundgåelige 1. Klimaforandringerne sker en stigning i drivhusgasser (GHG) koncentration af atmosfæren. Kuldioxid (CO 2) og metan er de største GHG bidragsydere 2. CO 2 og metan stammer fra både naturlige processer og menneskelige aktiviteter 3. Nuværende atmosfæriske niveauer af CO 2 og metan har henholdsvis steg med 31% og 151% i løbet af de sidste to århundreder, med metan koncentrationen stiger med en sats på 2% om året 4-6. Klimaet konsekvenser af metan og CO 2 -udledning afhænger den betragtede som metan har en kortere atmosfærisk levetid i forhold til CO 2 7 periode. Metan atmosfæriske levetid er 12-17 år, hvorefter oxidation til CO2 opstår 8. Virkningen af ​​methan er 72 gange større end CO 9. På et masse basis, metan er 23 gange mere effektiv til at fange varme i atmosfæren end CO 2 over en 100-årig periode 10. Metan og CO 2 udgør 10% og 82% af de samlede USA (US) drivhusgasemissioner 11. Globale metan emissioner fra menneskeskabte kilder er cirka 60%, og de ​​resterende er fra naturlige kilder 8, 10.

I 2009, non-forbrændes metanudslip mellem produktionsbrønde og lokale distributionsnet svarede til 2,4% af brutto naturgasproduktion USA (1,9-3,1% med et konfidensniveau på 95%) 12. Ikke-forbrændte metanudslip er ikke kun skadeligt for miljøet, men også udgør en meget stor omkostning for naturgasselskaberne 13. Analytikere vurderer, at den naturlige gasindustrien taber på over $ 2 milliarder dollars om året på grund af metan lækager og udluftning 14. Ikke-forbrændte emissioner klassifIED som flygtning eller udluftning 15, 16. Fugitive refererer til den utilsigtet udslip af gas fra processer eller udstyr, såsom ventiler, flanger eller fittings til den omgivende luft 17, 18. Udluftning refererer til udsætning af gas fra udstyr eller drift processer til omgivende luft, såsom pneumatiske aktuatorer 19. Ved onshore olie og naturgas faciliteter, flygtige emissioner udgør ~ 30% af de samlede udledning af metan 20. I 2011 det amerikanske Environmental Protection Agency (EPA) vurderer, at mere end 6 millioner tons flygtige metan undsluppet fra naturgas systemer, som overstiger mængden af drivhusgasemissioner (CO 2 -ækvivalent over en 100-årig periode), der udsendes af alle amerikanske jern og stål, cement og aluminium produktionsfaciliteter kombineret 21.

En kritisk hul findes i bestemmelsen af ​​klimapåvirkningen af ​​naturgas på grund af mangel på nøjagtige og pålidelige skøn over tilhørende emissions. Men der er enighed om, at flygtige emissioner af metan forekomme på alle stadier af naturgas livscyklus og yderligere forskning i nøjagtig måling og rapportering af disse værdier er vigtigt 19. Undersøgelser har rapporteret flygtige emissioner fra bestemte sektorer med resultater varierende med op til tolv størrelsesordener 19, 22-28. Manglen på anerkendte branchestandarder og mangel på sammenhængende regler på området for lækagesøgning og lække kvantificering aktivere brugen af en række forskellige metoder og udstyr testning, med nøjagtigheden af nogle målemetoder så højt som ± 50% 29-35. Derfor eksisterer der betydelig usikkerhed om mængden af flygtige metan over naturgas livscyklus 19, 28, 33, 36-39. Figur 1 illustrerer mængden af variation i publiceret litteratur på målte og estimerede metan emissioner i forbindelse med naturgas liv cyklus. Figur 1

figur 1
Figur 1. Flygtige Metan emissioner. Udgivet gennemsnit flygtige metan emissioner udledt som procent af den samlede produktion af naturgas 13, 27, 40-59. Klik her for at se en større version af dette tal.

I øjeblikket er den totale mængde af flygtige emissioner er uklar skyldes til dels måleusikkerhed og skalering teknikker. Uden nøjagtige målinger metan emission, politikerne ikke er i stand til at træffe informerede valg om sagen.En gennemgang af aktuel litteratur identificeret tre primære metoder til kvantificering af naturgas flygtige emissioner: sække, sporgas, og en kommercielt tilgængelig højt flow sampler.

Den sække metode indebærer at placere et indelukke i form af en "pose" eller telt rundt om en diffus emission kilde 60. Der findes to varianter af sække metoden. I én, en kendt strømningshastighed på ren gas (typisk inert) passerer gennem indelukket for at skabe en velblandet miljø for måling. Når ligevægt er nået, en prøve gas opsamlet fra posen og måles. For diffus emission sats bestemmes ud fra den målte flow på ren gas gennem kabinettet og steady-state metan fusion i kabinettet 61. Afhængig kabinet og lække størrelse, den tid, der kræves for at nå de nødvendige steady state betingelser for udsivningshastigheden måling er mellem 15 til 20 min 61. Den sække metodekan anvendes på de fleste tilgængelige komponenter. Det kan dog ikke være egnet til unormalt formede komponenter. Denne metode typen kan måle lækager i størrelser fra 0,28 kubikmeter per minut (m3 / min) til så store som 6,8 m 3 / min 60 .Den anden sække teknik er kendt som kalibrerede sække. Her er poser med kendt volumen forseglet omkring en diffus emission kilde. Diffus emission beregnes på basis af mængden af ​​tid, der kræves til udvidelse af posen, og korrigeret til standardbetingelser.

Sporgas metoder kvantificere en diffus emission beregnet ud fra målte sporgas koncentration strømmer gennem en flygtig kilde. Sporgasser almindeligvis anvendes, er helium, argon, nitrogen, svovlhexafluorid, blandt andre. For diffus emission sats bestemmes ud fra forholdet mellem en kendt release på sporgas nær den flygtige kilde, målinger af vindretningen koncentrationer af sporstof og fugitive kilde gas, og vindretningen baseline 24. Diffus emission sats er kun gældende under forudsætning af ens spredning og fuldstændig blanding af de to kilder 62. Dette indebærer, at sporstoffet frigives nær den flygtende kilde med samme hastighed og højde, og vindretningen måling er fra godt blandede fjer. Denne metode er tidskrævende og ikke fastsætter komponentniveau granularitet 63.

Et kommercielt tilgængeligt prøveudtagningssystem høj lydstyrke består af en bærbar batteridrevet instrument pakket inde i en rygsæk til at kvantificere diffus emission satser 64. For ventilation af lækage placering trækkes ind i prøveudtageren via en slange indvendig diameter 1,5-inch ved en tilstrækkeligt høj strømningshastighed, at det kan antages, at alle de udsivende gas bliver fanget.

Prøven flow beregnes med en venturi i enheden. For lave koncentrationer af metan, 0,05-5% gas i volumen, acatalyst methan sensor anvendes til at måle koncentrationen. Denne sensor er ødelæggende for methan og andre carbonhydrider i prøven. For koncentrationer af metan fra 5-100% i volumen, er en termisk sensor benyttes. Systemet bruger en separat baggrund sensor og sonde, som korrigerer læk koncentrationen i forhold til koncentrationen baggrunden. Efter målingen er færdig, er prøven opbrugt tilbage i atmosfæren væk fra prøveudtagningsarealet 64. Denne metode kan anvendes på de fleste tilgængelige komponenter, med begrænsning af målbare strømningshastigheder op til otte standard cubic feet per minut (scfm). Dette system er i stand til at teste op til 30 prøver pr time. For nylig er dette system vist sig at have varieret nøjagtighed og spørgsmål vedrørende overgangen fra den katalytiske sensor til termoføleren 65. Derudover kræver gas fraktioneret analyse at anvende korrekt en reaktion faktor baseret på gas kvalitet - det er ikke metanbestemt. Systemet er blevet meget udbredt og kan have tilskrevet uoverensstemmelser mellem top-down og bottom-up metoder under rapportering metan emissioner 65.

På grund af begrænsninger af disse metoder og systemer blev en ny kvantificering system udviklet. Den FFS beskæftiger samme design koncept som udvanding, der anvendes i bilindustrien emissioner certificering 66-68. Den FFS består af en slange, der føder en eksplosiv-bevis blæser der udtømmer prøven læk og fortyndingsluft gennem en masse luftstrøm sensor (MAF) og prøve sonde. Prøvesonden er tilsluttet en laserbaseret methan analysator gennem et prøverør. Analysatorerne bruger hulrum forbedret absorption til måling af CH 4, CO 2 og H 2 O. Analysatoren kan måle CH 4 fra 0% til 10% efter volumen, CO 2 fra 0 til 20.000 ppm, og H2O fra 0 til 70.000 ppm. Reproducerbarhed / præcision (1-sigma) til denne konfiguration is <0,6 ppb CH 4, <100 ppb CO 2, og <35 ppm for H 2 O 69. Prøven trækkes fra strømmen ved en konstant volumetrisk hastighed. Systemet er instrumenteret med datalogning udstyr. Figur 2 illustrerer den skematiske af FFS. Før betjening af FFS, er jordforbindelse på sampler slange fastgjort til en overflade, der giver systemet mulighed for at blive jordet. Dette er en forebyggende foranstaltning for at fjerne eventuelt statisk ladning på enden af ​​slangen, som kunne opstå ved luftstrømmen gennem slangen. Dataopsamling sker på enten en smartphone, tablet eller bærbar computer. Softwaren er udviklet til dataindsamling, bearbejdning og rapportering. Figur 3 giver en kort oversigt over de brugergrænseflader til følgende protokoller.

Figur 2
Figur 2. FFS Skematisk og Image Venstre -. FFS skematisk oghøjre -. bærbare FFS løbet komprimeret naturgas (CNG) station revision Klik her for at se en større version af dette tal.

Figur 3
Figur 3. Påvisning og kvantificering Program Oversigt. Kort oversigt over de trin og bruger beder om kalibreringer, nyttiggørelse test, og lække kvantificering. Klik her for at se en større version af dette tal.

Protocol

Bemærk: De FFS er udviklet med sikkerhed for øje at eliminere eller reducere muligheden for antændelse af en metan eller naturgas kilde. Naturgas er brændbart i omgivelsesbetingelser for koncentrationerne volumen fra 5% til 15%. Systemet vil blive afprøvet og demonstreret at opfylde sikkerhedskravene. Ændring eller manipulation med systemet kan forårsage alvorlig personskade.

1. Kalibrering af MAF

Bemærk: Den MAF kræver periodisk kalibrering mod en Nationale Institut for Standarder og Teknologi (NIST) sporbar laminar flow element (LFE). Brug kalibreringer værktøjer i programmet til at fuldføre en MAF kalibrering mod en kendt LFE. Programmet vil indsamle alle nødvendige fra tryk- transducere, fugtighedssensor data, og MAF til at oprette en ny kalibrering. Det anbefales, at en 11-punkts kalibrering udfyldes. Hvis en kalibrering er ældre end en måned, skal en ny kalibrering være afsluttet. Gamle kalibreringer kan ses oganvendes.

  1. Vælg en korrekt størrelse LFE at sikre, at strømmen interval er større end 25% af den lavere række LFE.
  2. Slut MAF til en flow bænk sikrer indløbet til MAF er mindst 10 nedstrøms for enhver begrænsning eller udvidelse.
  3. Tilslut en kombineret absolut / differenstryk måler til differenstrykket havne i flow bænk LFE.
    1. Sørg for differenstryk transduceren er inden kalibrering. Tilslut den høje side port af sensoren til upstream LFE-porten. Tilslut den lave side porten af ​​sensoren til den nedstrøms port LFE.
    2. Sørg for, at det absolutte tryk transducer af den kombinerede differential / absolut tryk måleren er inden for kalibrering og tilslutte via en "tee" montering på høje side port af den differentierede tryksensor.
  4. Tilslut en K-typen termoelement til datafangst enhed (DAQ).
  5. Sørg for, at dugpunktet måling enhed er inden forkalibrering og forbundet til DAQ og luftstrømmen.
  6. Sørg for, at MAF og flow bænk signaler er acceptable (0-5 volt) og bruge skærmen software kalibreringer til at begynde en MAF kalibrering.
  7. Indstille flowet på 11 forskellige strømningshastigheder på tværs af forventede område af MAF og inden for det acceptable interval af LFE. Indsamle mindst 30 sekunder af data på hver strøm tilstand med en hastighed på 1 Hz minimum ved at klikke COLLECT knappen kalibreringsdata.
    Bemærk: Sørg for, at MAF kalibreringen spænder mindst 25% af strømningshastigheden af ​​LFE anvendes til kalibrering minimum. Overskrid ikke den maksimale flow af LFE, hvis større strømningshastigheder skal kalibreres, bruge en større LFE.
  8. Kør kalibreringen software ved at klikke Process knappen Kalibrering Data og vælg kurven pasform, der giver minimal total fejl uden et enkelt punkt fejl over ± 2%.

2. Kalibrering af Greenhouse Gas Analyzer

Bemærk: drivhusgas analYzer bør kalibreres internt på årsbasis af en tredjepart. Brugere kan bruge kalibreringer værktøjer i softwaren til at fuldføre en ekstern kalibrering eller verificering. Kalibreringen bruger flasker gasser med kendt koncentration. Gassen blandes med nitrogen gennem et gasdeleapparat og udgange til en oversvømmet sonde. Analysatoren indtag prøven ved det kendte flow og registrerer værdien. Det anbefales, at en 11-punkts kalibrering fuldføres over området af interesse. Programmet justerer automatisk for gas koncentration og viskositet i gasdeleapparat.

  1. Forud for feltet-test, udføre en ekstern verificering eller kalibrering om nødvendigt (tidligere kalibreringer ældre end en måned).
  2. Power GHG sensor på i 15 min før verificering / kalibrering og tilslut verifikation "tee" montering til indgangsporten af ​​sensoren.
  3. Vælg en EPA-protokollen eller NIST sporbart gas til at kontrollere og bruge ultra-høj renhed kvælstof (UHPN)som balancen gas.
  4. Tilslut verifikation gas (metan) til komponent-porten på en kalibreret gasdeleapparat hjælp godkendte regulatorer (CGA 580 for UPHN, CGA 350 for methan). Forbind udgangen fra gasdoseringsapparat til 'tee' af trin 2.2.
  5. Indstil komponent gas, Outlet tryk til ca. 23 pounds per square inch - gauge (psig) ved at justere regulatorknap. Indstil balance gas, Outlet tryk til ca. 19 psig. Indstil strømningshastigheden af ​​gassen divider til mindst to gange den interne flow af prøven pumpe med gassen divider, flow drejeknap (Aktuel prøve pumpe opererer på to standard liter i minuttet (slpm) så udløb gasdoseringsapparat bør fastsættes til 4 SLPM).
    Bemærk: Tilstrækkeligt oversvømme prøvesonden med gasblandingen at sikre en korrekt verifikation. Brug sekundært rotameter hvis rådighed for at sikre et positivt flow ud af oversvømmelse sonde "tee" af trin 2.3.
  6. Klik på Start kalibrering og indtast bottle koncentration af komponenten gas (i ppm). Brug gasdeleapparat at vælge komponent gas intervaller fra nul til 100% (11 point i alt). Indsaml data for minimum 30 sek ved hver indstilling af gassen divider at fuldføre linearisering.
  7. Vælg, om en ny ekstern kalibrering anvendes.
    Bemærk: Hvis bekræftelsen passerer inden usikkerheden på gasflasken koncentrationen (typisk 1-2%), så en ny ekstern kalibrering behøver ikke at blive oprettet.
  8. Gentag de forudgående trin for en enkelt eller flere point kontrol / kalibreringer af metan, kuldioxid eller vanddamp.

3. Fuld systemgenoprettelse Test

Bemærk: En komplet systemgendannelse testen er afsluttet for at sikre, at FFS genopretter og præcist rapporterer et kendt volumen kalibreringsgas.

  1. Tænd FFS og sikre drivhusgasser sensoren har været på i mindst 15 min. Vælg et opsving gas for at teste - metan.
  2. Forbind gasflasken til et passenderegulator og indstil trykket stikkontakt til ca. 20 PSIG.
  3. Tilslut en forsyningsledning til gasflasken regulator og indløbet til et kalibreret massestrømstyring (MFC). Forbind udgangen fra MFC til indløbet af prøveslange. Vælg verifikation fanen gasudvinding i DAQ software, og tilslut den serielle tilslutning af MFC'en til DAQ.
  4. Klik starte gasudvinding test og registrere baggrundsdata i mindst 30 sek, kan den kendte flowhastighed af gas indtastes på dette tidspunkt.
  5. Indstil strømningshastigheden af ​​recovery gas til en gennemsnitlig læk størrelse baseret på forventede eller tidligere værdier (20 slpm eller 30 slpm). Begynd flyder genopretning gas og lade systemet stabiliseres i 30 sek.
  6. Efter stabilisering, klik rekord, og programmet lov til at registrere læk verifikationsdata i 30 sek.
    Bemærk: Ved afslutningen af ​​prøveudtagning software vil skabe en rapport, der viser fejl på mellem det kendte gas- strømningshastigheden og den genvundne gas flow. enfejl på ± 4,4% er acceptabel (relativ måleusikkerhed af systemet), men den målrettede opsving fejl er ± 2%.
  7. Gentag gasudvinding test mindst tre gange, og sikre, at alle fejl er inden for det acceptable område.
  8. Undersøg systemet for eventuelle fejl, hvis fejlen er ud over ± 4,4%. Dobbelt-tjek alle forbindelser, flowhastigheder, afhjælpe fejl, og gentag trin 3.2.-3.6.
    Bemærk: Fejl kan omfatte, at forsyningsledningen muligvis ikke er blevet indsat i FFS prøveslange eller tilslutninger var løs på prøve fittings. En ny MAF kalibrering eller sensor kontrol kan være nødvendig, hvis ikke tidligere har fuldført (inden for en måned).

4. Leak Detection Audit

Bemærk: Udfør et websted opgørelse til at identificere hver enkelt potentiel kilde til flygtige emissioner. Oversigten vil omfatte antallet af kilder (ventiler, flanger, pumper / kompressorer, ventilationskanaler etc.) fordelt på kilde gruppe (kompressor bygning, opbevaring gård, vehicle brændstofpåfyldning rack, etc.) påvisning revision Lækagen kan forekomme parallelt eller serie med lækagen kvantificering. En håndholdt metan detektor eller optisk gas-imaging kamera kan bruges til at undersøge komponenter for lækager. Når lækager identificeres rekord en beskrivelse, koncentration, og tage et billede. Marker lækagen til senere kvantificering eller kvantificere lækage på dette tidspunkt.

  1. Opret en ny opgørelse fil i programmet. Indtast detaljer på webstedet for opgørelse og rapportering (navn, type af site, etc.). Dato, tid stempel, og GPS-position er automatisk udfyldt.
  2. Zero den håndholdte methan detektoren på luften inden brug. Udnyt en håndholdt metan detektor med prøvetagningssonden til at kontrollere alle potentielle grænseflader, der er tilgængelige for tilstedeværelsen af ​​flygtige emissioner. Placer sonden prøveindløbet vinkelret på overfladen for at minimere fortynding.
    Bemærk: Følsomheden af ​​den håndholdte enhed er 5 ppm over baggrunden, når zeroed på den omgivende luft.
    1. Dokumentere eventuelle utilgængelige kilder eller aggregerede kilder.
      Bemærk: Utilgængelige kilder kan omfatte udluftningsrør, der er ud over en sikker tilgængelig højde som bestemt af stedets operatør. Aggregerede kilder kan omfatte flere pneumatiske ventiler knyttet til en manifold eller omgivet af en tjeneste boks. Hvis kilden eller flere kilder kan undersøges som en helhed ved hjælp af et kabinet, aggregere kilder.
    2. Aggregerede flere kilder ved hjælp af en indhegning med mindst én indgang og én udgang. Dokumentere alle kilder i omkredsen af ​​kabinettet. Mærk kilden som en samlet prøve og fortsæt bruge kvantificering af afsnit 5.
      Bemærk: Anvendelse af en lækage detektor løsning er tilladt at klassificere kilderne en "ikke-utætte". Hold flasken lodret, anvende nok læk detektor løsning til at dække interfacet. Tillad 5-10 sek for bobler til at danne.
  3. Placer sonden indløbet til påvisning instrument ved overfladenaf komponenten grænseflade. Flyt sonden langs grænsefladen periferi under iagttagelse af instrumentet udlæsning, idet man overveje det forsinkede reaktionstid af instrumentet.
  4. prøve langsomt grænsefladen hvor udsivning er angivet indtil den maksimale måleraflæsning er opnået.
  5. Lad sonden indløb ved denne maksimale læsning placering for cirka to gange instrumentets responstid (20 sek). Hvis den maksimale observerede måleraflæsning er større end 500 dele per million (ppm), rekord, og rapportere resultatet. Klik tage læk billede til rapportering.
  6. Alternativt kan du bruge en infrarød imaging enhed langsomt at scanne de komponenter, for at undersøge for utætheder. Denne metode er godkendt som alternativ arbejde praksis at detektere lækager fra udstyr under EPA Method 21 - optisk gas billeddannelse.
    1. Tænd kameraet, og give mulighed for stabilisering.
    2. Fjern objektivdækslet, og brug kameraskærmen langsomt at scanne komponenterne for utætheder.
      Bemærk: Optical gas forestille kameraer er typisk dyrere, men gør reducere den tid, der kræves for at scanne komponenter for utætheder. Anvendelse af høje modes kan være nødvendig for små utætheder.
    3. Hvis en lækage opdages med kameraet, enten optage video eller et billede til rapportering. Markér lækage steder for efterfølgende kvantificering med FFS.

5. Leak Rate Kvantificering

Bemærk: lækager kvantificering kan være komplet på samme tid som lækagesøgning eller efter en oversigt over lækager er afsluttet. Kvantificering sker under den nye læk knappen efter indtastning stedet og læk af data. Brugeren skal vælge om du vil bruge en lokal eller global baggrund. I begge tilfælde vil systemet styre den korrekte magnetventiler og registrere en tidsindstillet prøve. Når en baggrund er taget, bør lækagen kvantificeres tre gange eller fra tre retninger for at sikre korrekt læk capture. Systemet analyserer de tre målinger og rapporterevarians. Brugerne kan gemme læk af data (separat og gennemsnit), gentag indfangning, eller klassificere kilden som variabel.

  1. Mål og optage metan baggrundskoncentrationer jævne hele besøg og med hver lækage kvantificering.
    Bemærk: Det er af stor betydning at tage særskilte baggrunde for utætheder, der er inden for en lignende region, og under forhold, når dilatation luft kan indeholde en slipstrøm af nærliggende lækager. Kombineret lækage analyse af systemer diskuteres nedenfor - 5.15.
  2. Kvantificere eventuelle identificerede lækager. Før nærmer lækagen med prøven slangen sikre, at jordingsrem er i kontakt med jorden og klip klippet sampler jorden klemme til det pågældende emne. Ved hjælp af FFS, placere prøveslange på flere punkter omkring det område af lækagen kilde til at opnå tre på hinanden følgende lækagehastigheder kvantificeringer for denne kilde, der omfattede registreres løbende prøve flow og prøve koncentration.
  3. I programmet, trykke på den kvantificere lækage-knappen. En mulighed for at bruge en global eller lokal baggrund vil bede brugeren.
  4. Når du er i tvivl om forurening fra andre lækager, altid tage en lokal baggrund. Med slangen i lækagen kvantificering position, skal du klikke tage lokal baggrund. Når gennemført programmet vil bede brugeren om at kvantificere lækagen.
    Bemærk: Programmet automatisk placeringen prøvetagning af udløbet af FFS til en havn lige bag indløbet til prøveslange for en lokal baggrund. Den prøveslange skal være i samme måleposition som anvendes til prøven kvantificering.
  5. Gentag RECORd lække hurtige tre gange, især i tilfælde af høje omgivende vindforhold eller i komplekse geometrier.
    1. Hvis variansen af ​​de yderligere kvantificeringer er over 10%, undersøge at bestemme, om variansen er resultatet af instrumentets funktionsfejl eller variabilitet i lækager.
    2. Hvis kilden til variabilitet i lækager skyldes instrument fejlfunktion, afhjælpe kilden til funktionsfejl og re-kvantificeres. Ellers klassificere lækagen som "variabel" og notere den formodede årsag.
  6. I tilfælde af flere kilder i umiddelbar nærhed eller en enkelt kilde omgivet af en følgeskrivelse, behandle kilden (er) som en enkelt kilde til lækage kvantificering ved hjælp af et kabinet. Brug fanen Enclosure til at udføre denne type kvantificering.
    1. Fabrikere et kabinet udelukkende af plast eller inkorporeret enten fleksibel, ikke-permeabelt materiale, eller stole på en permanent kabinet, såsom en kompressor hus.
      Bemærk: enclosure tillader kvantificering enhed til at fange enhver fysisk gas, der siver fra komponenter inden for sine grænser og giver mulighed for fortynding af erobrede naturgas via bevidst placerede huller i kabinettet eller fra eksisterende udluftning steder på permanente indhegninger.
    2. Tillad enhver naturgas fortyndes der kan drages af prøvelokalet og for at opnå en stabil aflæsning fra GHG sensoren. Varigheden af ​​kvantificering sampling udført ved anvendelse en kapsling er afhængig af størrelsen af ​​indelukket.
    3. Placere de punkter, hvor kvantificering prøve trukket fra kabinettet sådan, at fortyndingsluften strømmer over den potentielle læk kilde (r) for at reducere varigheden af ​​prøveudtagningen tillader stabile koncentration aflæsninger
  7. Hvis en pose prøve er påkrævet, anbringes en evakueret prøve pose af sække boksen til udløbet af GHG sensoren. Brug softwaren til at optage taske prøve, identifikationsnummer og på skærmen timer for at sikre en fuld taske prøve tiler taget off-site analyse.

Representative Results

Multiple FFS blev udviklet og anvendt til at kvantificere en række methan udledningskilder. To store undersøgelser omfattede Environmental Defense Fund s Heavy-Duty Natural Gas Vehicles Pumpe til Wheels (PTW) undersøgelse og Barnett Koordinerede Campaign (BCC). Den PTW Undersøgelsen fokuserede på kvantificering af metanudslip fra tunge naturgas køretøjer brændstofsystemer, motor krumtaphuse, komprimeret naturgas tanke, flydende naturgas tanke, tankstation udstyr, dyser og andre utætheder.

Flere FFS systemer blev brugt under BCC, som samlede førende eksperter fra akademiske og forskningsfaciliteter fra hele landet for at indsamle data metanudslip på tværs af naturgas forsyningskæden (produktion, indsamling og behandling, transmission og opbevaring og lokal distribution) gennem en kombination af fly, køretøjer, og jordbaserede målinger. Vi har udført direkte kilde kvantificering af udledning af metan ved naturliggas kompressor lagervirksomheder ved hjælp af den udviklede metode og FFS-systemet. En del af resultaterne fra Barnett Shale undersøgelsen vedrørende målinger opnået gennem ansættelse af FFS er blevet forelagt og offentliggjort på peer reviewed konferencer og videnskabelige tidsskrifter 70-72.

For både PTW og BCC, vi ansat metan læk sporingsudstyr at overskue webstedet komponenter, herunder ventiler, slanger / rør og andre komponenter, der transporteres eller holdt naturgas. En lækage blev påvist med en håndholdt methan detektor. Denne håndholdte detektor aided i identifikationen af ​​lækagen placering ved at identificere en forøget koncentration methan over baggrund. Når en lækage placering blev registreret, overgået tærskelkoncentrationen, forskerne brugte FFS at kvantificere lækager. Lækagen prøve FFS blev opsamlet gennem en slange fastgjort til sugesiden af ​​en blæser. Prøven ledes gennem en certificeret eksplosion PRoof blæser hvor den blev udtømt gennem et rørsystem, der indeholdt en MAF og methan sensor. Det FFS-systemet var i stand til at prøve ved strømningshastigheder fra 40 til 1500 SCFM afhængig af systemets konfiguration. Brug den målte strømningshastighed og metan koncentration, læk sats i SCFM eller g / time blev beregnet.

Kalibrering data

Til kalibrering blev en konstant strøm etableret gennem systemet. Trykfaldet over LFE blev opnået ved måling af trykforskellen mellem højtryksporten og lavtryks-port på LFE. Det absolutte tryk blev registreret fra højtryks- port af den differentierede måling linje. Kalibrering tryk blev målt og registreret med en kombineret differential / absolut tryk meter. Den håndholdte enhed, der anvendes to moduler, en for absolut tryk, og en til differenstryk. Det absolutte tryk modulet var en stand til at måle 0-30 PSI absolute med en usikkerhed på 0,025%. Det differenstryk modulet var en stand til at måle fra 0 til 10 inches af vand med en usikkerhed på 0,06%. Temperaturen af ​​prøven gas blev målt før LFE ved hjælp af en K-Type termoelement med en usikkerhed på ± 1,1 ° C eller 0,4%. Spændingen output fra MAF blev registreret via en analog erhvervelse datakort. Strømningshastigheden blev varieret med en variabel drossel ventil på indløbet af blæseren. Kalibreringer blev udført på MAF til forskellige strømningshastigheder, nemlig op til 1.500 SCFM.

Som en konstant strømningshastighed af luft ledes gennem både LFE og MAF, trykforskellen, prøvetemperatur, absolut tryk, og MAF spænding blev registreret samtidigt. Trykforskellen over LFE, prøvetemperatur, og absolut tryk blev anvendt til at beregne den faktiske volumetriske strømningshastighed gennem LFE af koefficienter leveret af fabrikanten. Den faktiske volumetriske strømningshastighed varkonverteret til standard volumenstrøm. Standard volumetriske strømningshastighed gennem LFE var relateret til spændingen opnået fra MAF, som vist i figur 4.

Figur 4
Figur 4. MAF udgangssignal Kalibrering. Multipoint kalibrering af MAF med en NIST sporbart LFE (se afsnit 1 til 1.7). Klik her for at se en større version af dette tal.

En mindste kvadraters regression blev udført på datasættet for at bestemme de bedst fit koefficienter af ligningen og at beregne ligningen s regressionsstatistik, R2, at undersøge sammenhængen mellem datasættene. Når ligningen blev udviklet, at relatere MAF spænding til strømningshastigheden gennem LFE, blev der foretaget en sammenligning mellem den faktiske strømningshastighed og den målte strømningshastighed MAF. Dette er vist i figur 5.

Figur 5
Figur 5. MAF Flow Rate Correlation. MAF målte flow plottet mod LFE faktiske volumenstrøm (se afsnit 1.8). Klik her for at se en større version af dette tal.

Kalibreringen af methan sensor med en 24.730-ppm metangas cylinder er vist i figur 6. Den gennemsnitlige afvigelse fra den faktiske methan koncentrationen efter at den eksterne korrektion blev anvendt var 0,7%. Den største afvigelse fra den faktiske methan koncentrationen efter at den eksterne korrektion blev anvendt var 1,9%.

/54179/54179fig6.jpg "/>
Figur 6. Metan Sensor Calibration / Verifikation. Ekstern kontrol af metan sensoren ved hjælp af en kalibreret gas delt og NIST sporbart flaske metan (se afsnit 2). Klik her for at se en større version af dette tal.

Efter kalibreringskurverne var blevet opnået og anvendt, blev kontrol af hele systemet udføres ved at udfylde en gasudvinding test. Hvori en kendt masse af methan blev injiceret i systemet ved hjælp af en methan kalibreret MFC og en sammenligning mellem massen angives af systemet til den sande masse injiceres. Denne procedure var baseret på den almindelige praksis med propan injektioner kræves af Code of Federal Regulations for at sikre opsamling og måling evne totalstrømsfortyndingssystem tunneler, hvor et kendt volumen kulbrinteemissionen injiceres i measurement system ved hjælp af en selvstændigt kalibreret enhed og inddrivelse systemets evne til verificeres. Den kontrollerende MFC blev kalibreret på metan. MFC blev fastsat til to strømningshastigheder på 20 og 30 SLPM på 99,9% ren metan. Resultaterne er vist i tabel 1 for et system strømningshastighed på 140 SCFM. Det blev vist, at i begge tilfælde FFS systemet målte værdier var inden det forventede 4,4%. Den gennemsnitlige fejl i de to målinger var + 2,2%.

MFC Setpunkt FFS Recovery Recovery Fejl
SLPM SLPM %
20 20.3 1,70%
30 30.8 2.7
Gennemsnit 2,20%

Tabel 1. FFS Recovery Resultater. Metan recovery test på to forskellige simulerede udsivningshastigheder.

I Field Dataindsamling

Kontinuerlig Leak Source

Figur 6 illustrerer et eksempel på en kontinuerlig læk kilder. Figur 7 kan opdeles i 4 separate regioner, annonce. Disse omfatter følgende dele: baggrund, nærmer læk kilde, lække capture, og trak sig tilbage fra læk kilde. Lækage kvantificering opstår under afsnit c. Efter gennemgang, den anden gentagne målinger af den samme lækage opstår efter sektion d Figur 8 viser læk set fra infrarødt kamera -. Venstre viser metan røgfane sprede naturligt - til højre viser, at FFS samler alle af lækagen plus yderligere fortynding luft.

Figur 7
Figur 7. Konventionel Kontinuerlig Leak læk kilde Kontinuerlig tid spor, der viser de forskellige måle- sektioner (a: baggrund, b: nærmer lækagen, c: gennemsnitlig lækager, d: tilbagetog fra læk) (se afsnit 5 - 5.6).. klik her for at se en større version af dette tal.

Figur 8
Figur 8. Infrarød Billede af Leak Venstre -. Utætte montering og højre -. Erobrede / kvantificeret lækage fra samme fitting (se afsnit 4.6) Klik her for at se en større version af dette tal.

Intermitterende Leak Source
Den samlede masse er forbundet med en bestemt begivenhed blev opnået fra koncentration-time profil ved anvendelse af numerisk integration. For at omgå nogle af ineffektivitet forbundet med den trapezformede reglen, blev en adaptiv komposit Simpsons regel ansat. Denne alsidige kvadratur typen metode giver mulighed for automatiske trin størrelse justeringer i regioner af skarpe variationer 73.

Behovet for numerisk integration af de indsamlede data var gældende for intermitterende begivenheder, såsom Figur 9 illustrerer et eksempel på en intermitterende kilde til udledning af metan. Dette eksempel var for et køretøj-tankning begivenhed. Baggrund vises 150-240 sek og fra 425 sek til det sidste. Denne særlige begivenhed var til tankning af en enkelt flydende naturgas (LNG) tank. Den lækager blev integreret for at bestemme den samlede masse udsendes (9,5 g).

Figur 9
Figur 9. Intermitterende Leak. Intermitterende 'lækage' kilde fra et køretøj-optankning begivenhed (koncentration [ppm], fortynding flow [scfm], lækage [g / h]) (se afsnit 5). Klik her for at se en større udgave af dette tal.

aggregeret Kilde
På grund af flere kilder være i stram nærhed og omgivet af en følgeskrivelse, blev kompressoren sammen og behandles som en enkelt kilde til lækage kvantificering. Figur 10 viser et eksempel på måling af metanudslip fra en samlet kilde. Disse data blev indsamlet fra en tid-fill CNG kompressor boliger. Kompressorhuset blev målt kontinuerligt i ca. 119 min. Kompressorenheden stødt gjorde vise en lille mængde af variabilitet. Variationer i lækager og metan koncentration skyldtes tryksvingninger og variable lækager frakompressor sæler. For aggregerede kilder blev der indsamlet data i længere perioder og den gennemsnitlige læk blev beregnet.

Figur 10
Figur 10. Aggregate eksempel. Lækager, flow, og koncentration af data fra en aggregeret tid fylde CNG kompressor hus (kompressorer og ventilatorer off) (se afsnit 5.7). Klik her for at se en større version af dette tal.

Discussion

For at forbedre nøjagtigheden og overvinde de nuværende begrænsninger industrien, vi skabte Full Flow Sampling System (FFS) for metan kvantificering. Forskere brugt systemet i en række forskellige former i talrige steder i hele Nordamerika. Anvendelse af spektroskopi eliminerer signifikant interferens fra C2 + forbindelser og de ikke-destruktive prøveudtagning naturen giver mulighed for opsamling i sæk af lækagen for alternative analyse offsite. Når det kombineres med alternative vind blokerer systemet har nøjagtigt held og kvantificerede metan emissioner fra følgende: CNG brændstofsystemer, LNG brændstofsystemer, forbrændingsmotor crankcases, rør, slanger, stik, flanger, kompressor ventilationskanaler, godt hoved komponenter, vand / olieudskiller tanke, ventil, pneumatiske aktuatorer drevet af naturgas, samt tarme, og talrige andre naturgas relaterede komponenter. System platforme omfattede bærbare vogne, on-road og off-road køretøjer. Strømforbrug kræver anvendelse afen generator eller hus magt gennem standard 120 VAC-forbindelser. Men gennem denne brug af 'gitter »power systemet kan prøve ved højere strømningshastigheder og stadig anvendes sammen med forlængerledninger og lange sampling huse til bærbarhed om et givet sted af interesse. Aktuelle batteridrevne systemer har nedsat ydeevne som funktion af batteriets ladetilstand, som er elimineret ved hjælp af gitter magt.

Periodiske kalibreringer protokoller er blevet udviklet og integreret i brugergrænsefladen. Protokoller 1-3 skal være afsluttet forud for enhver ny hjemmeside revision eller på et minimum på månedsbasis. Hvis brugerne ikke flittigt skal protokollerne, kan systemet under eller over-rapport emissioner satser, der kunne influere negativt drivhusgasser rapportering. Det primære mål med de protokoller, er at sikre en nøjagtig system til at vurdere de samlede websted emissioner med komponent granularitet. Hvis der anvendes statistisk analyse til at skabe nye emissionsfaktorer, så hver ikke-leakonge komponent skal også registreres.

Påvisningen proces lækage kan være meget tidskrævende med brugen af ​​håndholdte enheder. Anvendelsen af ​​et optisk gas-billedkamera kan reducere den nødvendige tid til lækage detektere betydeligt. Kameraet skal kunne måle flygtige organiske forbindelser, herunder methan. For tiden tilgængelige kommercielle enheder har følsomheder på detekterbare udsivningshastigheder på ca. 0,8 g pr time (g / time) og er afhængige af vindforholdene. Billeddannende indretninger er også følsomme over for temperatur. Sørg for at justere temperaturen skalaer efter behov. Ekstremt kolde dampe (kryogen naturgas) eller overhedet dampe (damp i udstødninger og andre) kan vises som store utætheder. Efterfølgende kvantificering skal følge nøjagtigt at bestemme den faktiske lækage på enhver afbildet lækage. Anvendelse af infrarøde kameraer kan reducere læk afsløring opgørelser, men er følsomme over for vindforhold. Mindre lækager under høje vindforhold kunne diffuse hurtigere og ikke blive opdaget. I tvivlstilfælde, altid dobbelttjekke med en håndholdt metan detektor.

En brugervenlig grænseflade sikrer nem og korrekt brug af FFS. Integreret bruger beder hjælpe brugeren langs protokollen og reducere efterbehandling indsats. For eksempel, når en lækage kvantificering er afsluttet (afsnit 5), den gennemsnitlige læk rente baseret på beregninger ved hjælp af mindst 30 sek kontinuerlig koncentration og flow rate optagelser vil blive rapporteret. Bruger prompter vil automatisk bruge globale eller lokale baggrundskoncentrationer. Simple valg på skærmen vil forårsage solenoider til at drive og prøve til de korrekte placeringer. Brugerne skal følge alle på skærmen for at sikre nøjagtig kvantificering af lækagen. Programmet vil automatisk korrigere for følgende: global eller lokal baggrund; temperatur; massestrømmen (antaget luft med kuldioxid og metan rettelser); fugtighed (målt fra GHG sensor); temperatur (thermocouple - redundant check for omgivelserne)

Den relative usikkerhed af målte satser metanudslip er ± 4,4%, undtagen i tilfælde, hvor lækagen er ligegyldig som koncentrationen målte koncentration nærmede baggrund. Et eksempel på komponent usikkerheder er tilvejebragt i tabel 2.

Kilde Usikkerhed (%)
Metan Sensor 1
Metan sensor kalibrering korrelation 0,73
Methan gas flaske 1
gasflaske Zero luft 0,1
LFE 0,7
MAF 4
Differenstryk modul 0,025
Absolut tryk modul 0.06 Termoelement 0.4
MAF kalibrering korrelation 0,09
Gas divider 0.5

Tabel 2. Komponent Usikkerhed. Uafhængige komponent usikkerheder anvendes til at kvantificere systemet usikkerhed.

Samlet set har systemet og dets metoder vist sig gavnlig i bestræbelserne på at kvantificere præcist metanudslip fra forskellige kilder. Systemet er skalerbart og brugervenligt. Det udviklede system har en usikkerhed på ± 4,4% i forhold til nuværende kommercielle systemer med en usikkerhed på ± 10% 74. Med ordentlig kalibreringer, kan dette system let kvantificere udsivningshastigheder op til 140 SCFM forhold til nuværende kommercielle systemer, der er i stand til at kvantificere lækager op til 8 SCFM med fuld Batteriet oplades 64,74. Mens systemet kræver tilslutning til hus magt, det giver fordele contede sample rates og sample rates meget højere end de nuværende systemer. Detektionsgrænsen for det nuværende system minimum er 0,24 g / t eller 3.0x10 -3 SCFM. Brugergrænsefladen reducerer efterbehandling krav og reducerer indsatsen rapportering. Derudover laser-baserede sensorer er ikke-ødelæggende for lækage prøven, som giver mulighed for direkte måling af prøven med flere analysatorer 65. Laser målinger heller ikke kræver separate sensorer til ambient, små og store læk koncentrationer eller sensor overgange, som bidrager til yderligere kilder til unøjagtighed. Fremtidige undersøgelser fokuserer på fortsat optimering af FFS og dens brugergrænseflade. Yderligere forskning udføres som kombinerer eksperimentelle forskning data og CFD at udvikle yderligere bedste praksis for at sikre ensartede og optimale målemetoder.

Materials

Name Company Catalog Number Comments
Abaco DBX 97 mm  Abaco Performance, LLC http://www.abacoperformance.com/products.htm mass air flow sensor
Ultraportable Greenhouse Gas Analyzer Los Gatos Research http://www.lgrinc.com/analyzers/ultraportable-greenhouse-gas-analyzer/ methane, CO2, and water sensor
3AA20 Fume Exhauster  Daytona http://www.sustainablesupply.com/Dayton-3AA20-Exhauster-Fume-Smoke-p/w267066.htm?gclid=CI2Dm9ffrcgCFUYTHwodyusFRg&CAWELAID=1307486526 blower/dilutor
Eagle II  RKI Instruments http://www.rkiinstruments.com/pdf/eagle2brochure.pdf Handheld detector
MCR 50  Alicat Scientific http://www.alicat.com/ calibrated on methane
Laminar Flow Element, Model Number: Z50MC2-6, Serial Number 707230-Y1 Meriam http://www.meriam.com/product-category/laminar-flow-element/ calibrated on air
K-Type thermocouple Omega http://www.omega.com/
PTE-1 Calibrator Heise http://www.heise.com/products/calibrators/ handheld unit for use with Dressor modules
Model HQS-2  Dresser/Ashcroft http://www.ashcroft.eu/download/data%20sheet/englisch/MODULE_E.pdf absolute pressure module
Model HQS-1  Dresser/Ashcroft http://www.ashcroft.eu/download/data%20sheet/englisch/MODULE_E.pdf differential pressure module
Gas Divider - SGD-710C Horiba http://www.horiba.com/us/en/ calibrated gas divider
Methane (99.9%) Mathenson TriGas http://www.mathesongas.com/ pure methane for gas recovery test
Methane (±1%) 2.5% Mathenson TriGas http://www.mathesongas.com/ high concentration
Methane (±1%) 2,010 ppm Mathenson TriGas http://www.mathesongas.com/ low concentration
Ultra High Purity Nitrogen (UPHN) Mathenson TriGas http://www.mathesongas.com/ 99.9% nitrogent gas
10 Liter Tedlar Bag Dupont http://www.dupont.com/products-and-services/membranes-films/pvf-films/brands/tedlar-pvf-films/uses-and-applications/tedlar-gas-sample-bag-applications.html used for bag samples for alternative gas sampling
PET-7018Z ICP DAS USA http://www.icpdas-usa.com/pet_7018z.html DAQ unit
Edgetech Dew Prime Hyrgrometer Edgetech Instruments http://www.edgetechinstruments.com/moisture-humidity hygrometer for flowbench
Stainless steel Swagelok fittings (1/4 inch) Swagelok https://www.swagelok.com/products/fittings.aspx tee and other fittings
PTFE Tubing McMaster-Carr http://www.mcmaster.com/#standard-hollow-tubing-(made-with-teflon-ptfe)/=z8xrzl tubing for sampling and calibration
FLIR GF 320 FLIR http://www.flir.com/ogi/display/?id=55671 infrared camera
CGA 580 Regulator Airgas http://airgas.com/category/_/N-1z13vaq UHPN regulator
CGA 350 Regulator Airgas http://airgas.com/category/_/N-1z13vaq Methane in nitrogen regulator
Leak detection solution (Snoop) Swagelok https://www.swagelok.com/search/find_products_home.aspx?show_results=Y&item=5e208092-ed6c-4251-9202-ed8a2aae5811 bubble solution for non-leak verification

DOWNLOAD MATERIALS LIST

References

  1. 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. Hansen, J. Climate impact of increasing atmospheric carbon dioxide. Science. 213 (4511), 957-966 (1981).
  3. Ramanathan, V., Feng, Y. Air pollution, greenhouse gases and climate change: Global and regional perspectives. Atmos. Environ. 43 (1), 37-50 (2009).
  4. Sims, R. Renewable energy: a response to climate change. Sol. Ener. 76 (1), 9-17 (2004).
  5. 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. Rasmussen, R., Khalil, M. Atmospheric methane (CH4): Trends and seasonal cycles. J.Geophys.Res. 86 (C10), 9826-9832 (1981).
  7. 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. Mosier, A. Soil processes and global change. Biol. Fert. Soils. 27 (3), 221-229 (1998).
  9. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. Brandt, A. R., et al. Energy and environment. Methane leaks from North American natural gas systems. Science. 343 (6172), 733-735 (2014).
  23. 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. 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. 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. 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. 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. Mix, P. E. Introduction to nondestructive testing: a training guide. , John Wiley & Sons. (2005).
  30. Murvay, P., Silea, I. A survey on gas leak detection and localization techniques. J. Loss. Prev Process. Ind. 25 (6), 966-973 (2012).
  31. 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. 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. Shorter, J. H. Results of tracer measurements of methane emissions from natural gas system facilities. , (1995).
  34. Folga, S. M. Natural gas pipeline technology overview. , ANL/EVS/TM/08-5 (2007).
  35. Bousquet, P., et al. Contribution of anthropogenic and natural sources to atmospheric methane variability. Nature. 443 (7110), 439-443 (2006).
  36. 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. 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. Brandt, A., et al. Methane leaks from North American natural gas systems. Science. 343 (6172), 733-735 (2014).
  39. Wigley, T. M. Coal to gas: the influence of methane leakage. Clim. Chang. 108 (3), 601-608 (2011).
  40. 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. Lelieveld, J. Greenhouse gases: Low methane leakage from gas pipelines. Nature. 434 (7035), 841-842 (2005).
  42. Percival, P. Update on "lost and unaccounted for" natural gas in Texas. Basin Oil and Gas. 32, (2010).
  43. 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. 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. 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. 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. 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. O'Sullivan, F., Paltsev, S. Shale gas production: potential versus actual greenhouse gas emissions. Environ. Res. Let. 7 (4), 044030 (2012).
  49. 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. 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. 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. 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. Miller, S. M., et al. Anthropogenic emissions of methane in the United States. Proc. Natl. Acad. Sci. 110 (50), 20018-20022 (2013).
  54. Tollefson, J. Methane leaks erode green credentials of natural gas. Nature. 493 (7430), 12 (2013).
  55. 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. 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. 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. 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. Pétron, G., et al. Hydrocarbon emissions characterization in the Colorado Front Range: A pilot study. J. Geophys. Res (1984-2012). 117 (D4), (2012).
  60. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. Bata, R., et al. The first transportable heavy duty vehicle emissions testing laboratory. SAE. , Available from: http://papers.sae.org/912668/ (1991).
  69. Ultraportable Greenhouse Gas Analyzer (CH4, CO2, H2O). , Available from: http://www.lgrinc.com/documents/LGR_Ultraportable_GGA_Datasheet.pdf (2015).
  70. 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. 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. 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. Davis, J. Methods of numerical integration. , Courier Dover Publications. (2007).
  74. HI FLOW Sampler Operation and Maintenance. , Available from: http://www.mybacharach.com/wp-content/uploads/2015/08/0055-9017-Rev-7.pdf (2015).

Tags

Engineering WVU metanudslip metan kvantificering full-flow prøveudtagningssystemet (FFS) drivhusgasser naturgas
Design og brug af en Full Flow Sampling System (FFS) til kvantificering af Metan emissioner
Play Video
PDF DOI DOWNLOAD MATERIALS LIST

Cite this Article

Johnson, D. R., Covington, A. N.,More

Johnson, D. R., Covington, A. N., Clark, N. N. Design and Use of a Full Flow Sampling System (FFS) for the Quantification of Methane Emissions. J. Vis. Exp. (112), e54179, doi:10.3791/54179 (2016).

Less
Copy Citation Download Citation Reprints and Permissions
View Video

Get cutting-edge science videos from JoVE sent straight to your inbox every month.

Waiting X
Simple Hit Counter