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Engineering

Design und die Verwendung eines Vollstrom-Probenahmesystem (FFS) für die Quantifizierung von Methanemissionen

Published: June 12, 2016 doi: 10.3791/54179

Abstract

Der Einsatz von Erdgas weiterhin mit erhöhter Entdeckung und Produktion von unkonventionellen Schieferressourcen zu wachsen. Zur gleichen Zeit werden die Erdgasindustrie Gesichter fortgesetzt Kontrolle für die Methanemissionen aus der gesamten Lieferkette aufgrund des Methan relativ hohes Treibhauspotenzial (25-84x das von Kohlendioxid gemäß der Energy Information Administration). Derzeit gibt es eine Vielzahl von Techniken verschiedener Unsicherheiten zu messen oder die Methanemissionen aus Komponenten oder Anlagen abzuschätzen. Derzeit ist nur ein kommerzielles System ist für die Quantifizierung der Komponentenebene Emissionen zur Verfügung und die jüngsten Berichte haben ihre Schwächen hervorgehoben.

Um die Genauigkeit zu verbessern und Mess Flexibilität zu erhöhen, haben wir entworfen, entwickelt und implementiert einen neuartigen Vollstromprobenahmesystem (FFS) für die Quantifizierung von Methanemissionen und Treibhausgase basierend auf Transport-Emissionen Messprinzipien. Die FFS ist ein modulares System, das aus einem explosionssichere Gebläse besteht (s), Luftmassenmesser (n) (MAF), Thermoelement, Probensonde, konstantes Volumen Probenpumpe, laserbasierte Treibhaus-Gassensor, Datenerfassungsgerät und Analysesoftware . Abhängig von dem Gebläse und Schlauchkonfiguration eingesetzt wird, ist die aktuelle FFS der Lage, eine Strömungsgeschwindigkeit von 40 bis 1500 Standard-Kubikfuß pro Minute (SCFM) bis hin zu erreichen. Verwendung von laserbasierten Sensoren mildert Störungen durch höhere Kohlenwasserstoffe (C2 +). Co-Messung von Wasserdampf ermöglicht Feuchtigkeitskorrektur. Das System ist tragbar, mit mehreren Konfigurationen für eine Vielzahl von Anwendungen im Bereich von einer Person getragen werden, um in einer Hand gezogenen Wagen montiert ist, auf den Straßenverkehr Fahrzeug Bett oder aus dem Bett von Utility Terrain Vehicles (UTVs). Das FFS ist in der Lage Methan-Emissionsraten mit einer relativen Unsicherheit von ± 4,4% zu beziffern. Die FFS hat bewiesen, realen Welt Betrieb für die Quantifizierung von Methanemissionen in conventio vorkommendennal und Remote-Einrichtungen.

Introduction

Jüngste Berichte bestätigen das Klima aufgrund menschlicher Aktivitäten verändert und weitere Veränderung ist unvermeidlich 1. Der Klimawandel kommt von einer Zunahme der Treibhausgase (THG) Konzentration der Atmosphäre. Kohlendioxid (CO 2) und Methan sind die größten Treibhausgas - Beiträger 2. CO 2 und Methan aus natürlichen Prozessen stammen und menschliche Aktivitäten 3. Anwesend atmosphärische Niveaus von CO 2 und Methan sind jeweils um 31% und 151% in den letzten zwei Jahrhunderten zugenommen, wobei die Methankonzentration 4-6 mit einer Rate von 2% pro Jahr zu erhöhen. Die Klima Auswirkungen von Methan und CO 2 -Emissionen sind abhängig von der Bezugszeitraum als Methan hat eine kürzere atmosphärische Lebensdauer relativ 2 7 zu CO. Methan atmosphärische Lebensdauer beträgt 12-17 Jahre, nach denen Oxidierung 2 8 tritt an CO. Die Auswirkungen von Methan ist 72 mal größer als CO 9. Auf Basis der Masse, Methan ist 23 - mal effektiver bei der Wärme in der Atmosphäre als CO 2 über einen Zeitraum von 100 Jahren 10 Trapping. Methan und CO 2 - Konto für 10% und 82% der gesamten Vereinigten Staaten (US) THG - Emissionen 11. Globale Methanemissionen aus anthropogenen Quellen sind etwa 60% und die restlichen sind aus natürlichen Quellen 8, 10.

Im Jahr 2009 nicht verbranntem Methan - Emissionen zwischen Produktionsbohrungen und lokalen Vertriebsnetz entsprach 2,4% des Brutto natürlichen US - Gasproduktion (1,9-3,1% bei einem Konfidenzniveau von 95%) 12. Nicht verbrannten Methan - Emissionen sind nicht nur schädlich für die Umwelt, sondern auch hohe Kosten für Erdgas - Unternehmen 13 darstellen. Analysten schätzen , dass die Erdgasindustrie von über $ 2 Milliarden Dollar pro Jahr 14 wegen Methanlecks und Entlüftung verliert. Nicht verbrannt Emissionen sind classified als Flüchtling oder 15 Entlüftung 16. Fugitive bezieht sich auf die unbeabsichtigte Freisetzung von Gas aus Verfahren oder Einrichtungen, wie Ventile, Flansche, oder Armaturen 17 zur Umgebungsluft, 18. Venting bezieht sich auf die absichtliche Freisetzung von Gas aus Geräten oder Betriebsprozesse Umgebungsluft, wie beispielsweise pneumatische Stellantriebe 19. Bei Onshore - Öl- und Erdgasanlagen entfallen auf die diffusen Emissionen für ~ 30% der gesamten Methanemissionen 20. Im Jahr 2011 nach Schätzungen der US Environmental Protection Agency (EPA) , dass mehr als 6 Millionen Tonnen flüchtige Methan aus Erdgassystemen entkommen, die die Menge an Treibhausgas - Emissionen (CO 2 -Äquivalent über einen Zeitraum von 100 Jahren) nicht überschreiten, emittiert von alle US Eisen und Stahl, Zement und Einrichtungen der Aluminiumherstellung kombiniert 21.

Eine kritische Lücke besteht in der Bestimmung der Klimaauswirkungen von Erdgas durch das Fehlen von genauen und zuverlässigen Schätzungen der zugehörigen emissionen. Allerdings gibt es einen Konsens , dass flüchtige Methanemissionen in jeder Phase des Erdgases Lebenszyklus auftreten und die weitere Forschung in genau zu messen und diese Werte Berichterstattung ist wichtig 19. Variiert um bis zu zwölf Größenordnungen 19 Studien haben mit den Ergebnissen aus bestimmten Sektoren diffusen Emissionen berichtet 22-28. Der Mangel an anerkannten Industriestandards und ein Mangel an konsistenten Vorschriften im Bereich der Leckerkennung und Leck Quantifizierung ermöglichen die Verwendung einer Vielzahl von Testverfahren und Ausrüstung, mit der Genauigkeit von einigen Messverfahren so hoch wie ± 50% 29-35. Daher besteht erhebliche Unsicherheit über die Menge der flüchtigen Methan über das Erdgas emittiert Lebenszyklus 19, 28, 33, 36-39. Abbildung 1 zeigt die Menge an Variabilität in der veröffentlichten Literatur über die gemessenen und geschätzten Methan - Emissionen mit dem Erdgas Leben verbunden Zyklus. Abbildung 1

Abbildung 1
Abbildung 1. Flüchtige Methanemissionen. Flüchtige Methanemissionen emittiert als Prozent des gesamten Erdgasproduktion 13, 27, 40-59. Gemittelt Veröffentlicht Bitte klicken Sie hier eine größere Version dieser Figur zu sehen.

Derzeit ist die Gesamtmenge der diffusen Emissionen unklar zum Teil aufgrund der Messunsicherheit und Skalierungstechniken. Ohne genaue Methan Emissionsmessungen, sind die politischen Entscheidungsträger nicht in der Lage, fundierte Entscheidungen über die Angelegenheit zu machen.Eine Überprüfung der aktuellen Literatur identifiziert drei wichtigsten Methoden zur Quantifizierung von Erdgas diffusen Emissionen: Absacken, Tracergas, und einem im Handel erhältlichen High Flow-Sampler.

Das Absacken Verfahren beinhaltet 60 ein Gehäuse in der Form einer "Tasche" oder Zelt um eine diffuse Emissionen Quelle platzieren. Es gibt zwei Varianten der Absackung Methode. In einem, eine bekannte Durchflussmenge von Reingas (typischerweise inert) durch das Gehäuse mit einer gut gemischten Umgebung für die Messung zu schaffen. Sobald das Gleichgewicht erreicht ist, wird eine Gasprobe aus dem Beutel gesammelt und gemessen. Die diffuse Emission Rate wird aus der gemessenen Durchflussrate von Reingas durch das Gehäuse und die Steady-State - Methan - Konzentration innerhalb des Gehäuses 61 bestimmt. In Abhängigkeit von Gehäuse und Leckgröße die erforderliche Zeit , um die erforderlichen Gleichgewichtsbedingungen für die Leckratenmessung zu erreichen , ist zwischen 15 bis 20 min 61. Das Absacken Verfahrenkann auf den meisten zugänglichen Komponenten angewendet werden. Es kann jedoch nicht für ungewöhnlich geformte Komponenten geeignet sein. Diese Methode Typ in der Lage , Lecks in einer Größe von 0,28 Kubikmeter pro Minute (m 3 / min) bis so groß wie 6,8 m 3 / min 60 .Die andere bagging Technik als kalibrierte Absacken bekannt messen. Hier, Taschen mit bekanntem Volumen sind um einen diffusen Emissionen Quelle versiegelt. Die diffuse Emission Rate basiert auf der Höhe der Zeit für den Ausbau des Beutels erforderlich berechnet und korrigiert auf Normalbedingungen.

Tracergas Methoden quantifizieren einen Flüchtigen Rate Emission auf der Grundlage der gemessenen Konzentration Tracergas durch eine flüchtige Quelle fließt. Tracer Gase üblicherweise verwendeten sind Helium, Argon, Stickstoff, Schwefelhexafluorid, unter anderem. Die diffuse Emission Rate wird aus dem Verhältnis eines bekannten Freisetzungsrate von Tracergas in der Nähe der diffusen Quelle bestimmt, Messungen der Abwind Konzentrationen von Tracer und fugitive Quellengas und gegen den Wind Basislinie 24. Die diffuse Emission Rate ist nur gültig , unter der Annahme identischer Dispersion und eine vollständige Durchmischung für die beiden Quellen 62. Dies bedeutet, dass der Indikator in der Nähe der diffusen Quelle mit einer ähnlichen Geschwindigkeit und Höhe freigegeben wird, und der Abwind Messung von gut gemischten Federn. Diese Methode ist zeitraubend und bietet keine für Komponentenebene Granularität 63.

Ein kommerziell erhältliches hohes Volumen - Probenahmesystem besteht aus einem tragbaren , batteriebetriebenen Instrument in einem Rucksack verpackt 64 diffuse Emissionsraten zu quantifizieren. Die Luft, die die Leckstelle umgibt, wird in den Probennehmer durch einen bei einer ausreichend hohen Strömungsgeschwindigkeit 1,5 Zoll Innendurchmesser Schlauch gezogen, dass davon ausgegangen werden kann, dass alle der Leckgas erfasst wird.

Die Probenflussrate wird mit einem Venturi in der Einheit berechnet. Bei niedrigen Konzentrationen von Methan, 0,05-5% Gasvolumen acatalyst Methan-Sensor wird verwendet, Konzentration zu messen. Dieser Sensor ist zerstörerisch für die Methan und anderen Kohlenwasserstoffen in der Probe. Für Methan-Konzentrationen von 5 bis 100 Vol%, wird ein thermischer Sensor verwendet. Das System verwendet einen separaten Hintergrundsensor und Sonde, die die Leck Konzentration relativ zu dem Hintergrundkonzentration korrigiert. Nachdem die Messung abgeschlossen ist, wird die Probe 64 weg von der Probenahmebereich in die Atmosphäre abgegeben zurück. Diese Methode kann auf den meisten zugänglichen Komponenten angewendet werden, mit der Einschränkung, messbarer Flussraten bis zu acht Standard-Kubikfuß pro Minute (SCFM). Dieses System ist in der Lage bis zu 30 Proben pro Stunde Testen auf. Kürzlich wurde dieses System wurde von dem katalytischen Sensor dem thermischen Sensor 65 in Bezug auf die Übergangs variiert Genauigkeit und Probleme gezeigt haben. Darüber hinaus erfordert das System der fraktionierten Analyse Gas richtig ein Responsefaktor Qualität auf Basis von Gas anwenden - es ist kein Methanspezifisch. Das System ist weit verbreitet und haben von unter Berichtsmethanemissionen 65 bis Diskrepanzen zwischen Top-down- und Bottom-up - Methoden zurückzuführen.

Aufgrund der Beschränkungen dieser Methoden und Systemen wurde ein neues Quantifizierungssystem entwickelt. Die FFS verwendet das gleiche Design - Konzept als Verdünnungssysteme in der Automobil Emissionen Zertifizierung verwendet 66-68. Die FFS besteht aus einem Schlauch, der ein explosives sichere Gebläse zuführt, die das Leck und der Verdünnungsluftprobe durch ein Luftmassensensor (MAF) und Probensonde erschöpft. Die Probensonde ist mit einem laserbasierten Methan-Analysator durch ein Probenrohr verbunden ist. Die Analysatoren verwendet Hohlraum verstärkte Absorption zur Messung von CH 4, CO 2 und H 2 O. Der Analysator ist in der Lage CH 4 von 0% bis 10 Vol%, CO 2 von 0 bis 20.000 ppm zu messen, und H 2 O von 0 bis 70.000 ppm. Wiederholbarkeit / Genauigkeit (1-Sigma) für diese Konfiguration is <0,6 ppb von CH 4, <100 ppb CO 2 und <35 ppm für H 2 O 69. Die Probe wird aus dem Strom bei einer konstanten volumetrischen Rate gezogen. Das System ist mit Datenerfassungs Meßgeräten. 2 zeigt die schematische Darstellung der FFS. Bevor die FFS Betrieb ist, wird der Erdungsanschluss auf der Probenschlauch an einer Oberfläche befestigt, die geerdet werden kann. Dies ist eine vorbeugende Maßnahmen eventuell vorhandene statische Ladung auf dem Ende des Schlauchs zu dissipieren, die von Luftstrom durch den Schlauch führen könnte. Die Datenerfassung erfolgt entweder auf einem Smartphone, Tablet oder Laptop-Computer. Es wurde eine Software für die Datenerfassung entwickelt, Verarbeitung und Reporting. Abbildung 3 gibt einen kurzen Überblick über die Benutzerschnittstellen für die folgenden Protokolle.

Figur 2
Abbildung 2. FFS Schaltplan und Bild links -. FFS schematisch undRecht -. portable FFS bei Compressed Natural Gas (CNG) Station Audit Bitte klicken Sie hier um eine größere Version dieser Figur zu sehen.

Figur 3
Abbildung 3. Erkennung und Quantifizierung Programmübersicht. Kurze Übersicht über die Schritte und Benutzer auffordert , für Kalibrierungen, Recovery - Tests und Leck Quantifizierung. Bitte hier klicken , um eine größere Version dieser Figur zu sehen.

Protocol

Hinweis: Die FFS hat mit Sicherheit im Verstand entworfen worden , zu beseitigen oder die Möglichkeit der Zündung eines Methan oder Erdgas Quelle zu reduzieren. Erdgas ist entzündlich in Umgebungsbedingungen für Volumenkonzentrationen von 5% bis 15%. Das System wird getestet und zeigten Sicherheitsanforderungen zu erfüllen. Änderung oder Manipulation des Systems kann zu schweren Verletzungen führen.

1. Kalibrierung des MAF

Hinweis: Die MAF regelmäßige Kalibrierung gegen einen National Institute of Standards and Technology (NIST) rückführbar Laminar-Flow-Element (LFE) erfordert. Verwenden Sie die Kalibrierungen Tools innerhalb des Programms ein MAF-Kalibrierung gegen einen bekannten LFE abzuschließen. Das Programm wird alle notwendigen Daten von den Drucksensoren, Feuchtesensor sammeln und MAF eine neue Kalibrierung zu erstellen. Es wird empfohlen, dass ein 11-Punkt-Kalibrierung durchgeführt werden. Wenn eine Kalibrierung älter als ein Monat ist, sollte eine neue Kalibrierung durchgeführt werden. Alte Kalibrierungen angezeigt werden können undbenutzt.

  1. Wählen Sie einen ausreichend dimensionierten LFE, um sicherzustellen, dass der Durchflussbereich ist größer als 25% des unteren Strömungsbereich des LFE.
  2. Verbinden den MAF zu einer Strömungs bench dem Einlass zu dem MAF gewährleisten mindestens 10 Durchmessern stromabwärts von jeder Einschränkung oder Erweiterung.
  3. Schließen Sie eine kombinierte absolut / Differenzdruck-Messgerät an die Differenzdruckanschlüsse der Strömungs Bank LFE.
    1. Sicherstellen, dass der Differenzdruckwandler innerhalb Kalibrierung ist. Schließen Sie den High-Side-Anschluss des Sensors an den Upstream LFE-Anschluss. Schließen Sie den Low-Side-Anschluss des Sensors an den Downstream-Port des LFE.
    2. Stellen Sie sicher, dass der absolute Druckwandler des kombinierten Differenz- / Absolutdruckmessgerät innerhalb Kalibrierung ist und über ein T-Stück der "Anpassung an High-Side-Anschluss des Differenzdrucksensors verbinden.
  4. Schließen Sie einen K-Typ-Thermoelement an die Datenerfassungseinheit (DAQ).
  5. Stellen Sie sicher, dass der Taupunkt-Messvorrichtung ist innerhalbKalibrierung und mit der DAQ und dem Luftstrom.
  6. Stellen Sie sicher, dass MAF und Flussbank Signale akzeptabel sind (0-5 Volt) und verwenden Sie die Software Kalibrierungen Bildschirm ein MAF-Kalibrierung zu beginnen.
  7. Stellen Sie den Durchfluss bei 11 verschiedenen Strömungsgeschwindigkeiten über den erwarteten Bereich des MAF und innerhalb des akzeptablen Bereichs des LFE. Sammeln Sie ein Minimum von 30 Sekunden von Daten bei jeder Strömungszustand bei einer Mindestgeschwindigkeit von 1 Hz durch die collect Kalibrierdaten Schaltfläche klicken.
    Hinweis: Stellen Sie sicher, dass die MAF Kalibrierung mindestens 25% der minimalen Strömungsgeschwindigkeit des LFE für die Kalibrierung verwendet umspannt. Sie nicht die maximale Durchflussrate des LFE überschreiten, wenn größere Durchflussraten zu kalibrieren sind, verwenden Sie einen größeren LFE.
  8. Führen Sie die Kalibrierungssoftware von Prozesskalibrierung Daten Schaltfläche und wählen Sie die Kurvenanpassung, die ohne einen einzigen Punktfehler über ± 2% minimale Gesamtfehler ergibt.

2. Kalibrierung des Treibhausgas-Analyzer

Hinweis: Die Treibhausgas-analYzer sollte von einem Dritten intern auf Jahresbasis kalibriert werden. Die Benutzer können die Kalibrierungen Tools innerhalb der Software verwenden, um eine externe Kalibrierung oder Überprüfung abzuschließen. Die Kalibrierung verwendet Flaschengase bekannter Konzentration. Das Gas wird mit Stickstoff durch einen Gasteiler und Ausfahrten zu einer überfluteten Sonde gemischt. Der Analysator Lufteinlässe die Probe mit einer Fließgeschwindigkeit bekannt und zeichnet den Wert. Es wird empfohlen, dass ein 11-Punkt-Kalibrierung über den Bereich von Interesse abgeschlossen werden. Das Programm passt sich automatisch für die Gaskonzentration und Viskosität innerhalb des Gasteilers.

  1. Vor der Feldversuche, führen Sie eine externe Überprüfung oder Kalibrierung, falls erforderlich (vorherige Kalibrierung älter als ein Monat).
  2. Schalten Sie den THG-Sensor auf 15 Minuten vor der Eichung / Kalibrierung und die Überprüfung 'tee' Anpassung an die Einlassöffnung des Sensors verbinden.
  3. Wählen Sie ein EPA-Protokoll oder NIST Gas zu überprüfen und zu verwenden, um ultrahochreinem Stickstoff (UHPN)als Ausgleichsgas.
  4. Schließen Sie das Verifikationsgas (Methan) zu der Komponente Anschluss eines kalibrierten Gasteiler mit zugelassenen Regler (CGA 580 für UPHN, CGA 350 für Methan). Verbinden Sie den Ausgang des Gasteiler mit dem "T-Stück" der Schritt 2.2.
  5. Stellen Sie den Komponentengas, Ausgangsdruck auf etwa 23 Pfund pro Quadratzoll - Manometer (PSIG), indem Sie den Reglerknopf einstellen. Stellen Sie die Balance Gas, Ausgangsdruck auf etwa 19 PSIG. Stellen Sie die Durchflussrate des Gasteilers zu mindestens zwei Mal die interne Durchflussrate der Probenpumpe mit dem Gasteiler, Strömungssteuerknopf (Aktuelle Probenpumpe arbeitet mit zwei Standardlitern pro Minute (SLPM) so Auslass des Gasteilers sollte bei 4 SLPM eingestellt werden).
    Hinweis: Adäquat die Probensonde mit dem Gasgemisch fluten eine ordnungsgemäße Überprüfung zu gewährleisten. Verwenden Sie sekundäre rotameter falls vorhanden eine positive Nettostrom aus der Flut Sonde 'tee' von Schritt 2.3 zu gewährleisten.
  6. Klicken Sie auf Start Kalibrierung und geben Sie die bottle Konzentration des Komponentengases (in ppm). Verwenden Sie den Gasteiler Gaskomponente im Bereich von Null bis 100% (insgesamt 11 Punkte) wählen. Sammeln von Daten für mindestens 30 Sekunden bei jeder Einstellung des Gasteiler, um die Linearisierung zu vervollständigen.
  7. Wählen Sie, ob eine neue externe Kalibrierung angewendet wird.
    Hinweis: Falls die Überprüfung geht in der Unsicherheit der Gasflasche Konzentration (typischerweise 1-2%) wird eine neue externe Kalibrierung nicht erstellt werden muss.
  8. Wiederholen Sie die vorherigen Schritte für einzelne oder mehrere Punktprüfungen / Kalibrierungen von Methan, Kohlendioxid oder Wasserdampf.

3. Full System Recovery Test

Hinweis: Eine vollständige Systemwiederherstellung Test abgeschlossen ist, um sicherzustellen, dass die FFS erholt und genau berichtet von einem bekannten Volumen von Kalibriergas.

  1. Schalten Sie die FFS und sorgen für die THG-Sensor für mindestens 15 min gewesen auf. Wählen Sie eine Recovery-Gas zu testen - Methan.
  2. Schließen Sie die Gasflasche an einen geeignetenRegler und stellen Sie den Ausgangsdruck auf etwa 20 PSIG.
  3. Verbinden einer Zuleitung zur Gasflasche Reglers und dem Einlaß zu einem kalibrierten Massendurchflussregler (MFC). Verbinden des Auslasses des MFC zu dem Einlaß des Entnahmeschlauch. Wählen Sie die Gas-Recovery-Verifizierung Registerkarte in der DAQ-Software und verbinden Sie den seriellen Anschluss des MFC an den DAQ.
  4. Klicken Sie auf die Gas-Recovery-Test starten und die Hintergrunddaten für mindestens 30 sec, die bekannte Strömungsgeschwindigkeit des Gases aufnehmen kann zu diesem Zeitpunkt eingegeben werden.
  5. Stellen Sie die Durchflussrate der Erholung Gas auf eine durchschnittliche Leckgröße basierend auf erwarteten oder vorherigen Werte (20 SLPM oder 30 SLPM). Beginnen Sie mit der Erholung Gas fließt, und lassen Sie das System für 30 Sekunden stabilisieren.
  6. Nach der Stabilisierung klicken Sie auf Datensatz, und lassen Sie das Programm, um die undichte Stelle Verifizierungsdaten für 30 Sekunden aufzeichnen.
    Hinweis: Nach Abschluss der Software-Sampling wird über einen Bericht, der Fehler der zwischen dem bekannten Gasströmungsgeschwindigkeit und dem wiedergewonnenen Gasdurchsatz erstellen. EinFehler von ± 4,4% ist akzeptabel (relative Messunsicherheit des Systems), aber die gezielte Wiederherstellungsfehler beträgt ± 2%.
  7. Wiederholen Sie die Gas-Recovery-Test mindestens dreimal und sicherzustellen, dass alle Fehler innerhalb des zulässigen Bereichs liegen.
  8. Überprüfen Sie das System auf eventuelle Fehler, wenn der Fehler über ± 4,4% liegt. Doppelklicken überprüfen Sie alle Verbindungen, Flussraten, Abhilfe Fehler, und wiederholen Sie die Schritte 3.2 bis 3.6.
    Hinweis: Fehler enthalten kann, dass die Versorgungsleitung nicht in die FFS-Entnahmeschlauch eingeführt wurden oder Verbindungen waren lose auf Probe Armaturen. Ein neuer MAF Kalibrierung oder Überprüfung des Sensors kann notwendig sein, wenn sie nicht vorher abgeschlossen (innerhalb eines Monats).

4. Leak Detection Audit

Hinweis: Führen Sie eine Bestandsaufnahme vor Ort jede mögliche Quelle der diffusen Emissionen zu identifizieren. Das Inventar wird die Anzahl der Quellen (Ventile, Flansche, Pumpen / Kompressoren, Lüfter, etc.) sind durch Quellengruppe (Kompressor Gebäude, Lager Farm aufgeschlüsselt, vehicle Betankung Rack, etc.) Die Leckerkennung Prüfung parallel oder in Reihe mit dem Leck Quantifizierung auftreten können. Ein Handheld-Methan-Detektor oder optische Gasbildkamera kann verwendet werden, um Komponenten auf Dichtigkeit zu prüfen. Wenn Leckagen Datensatz identifiziert eine Beschreibung, Konzentration und ein Bild nehmen. Markieren Sie die undichte Stelle für eine spätere Quantifizierung oder zu quantifizieren, das Leck zu diesem Zeitpunkt.

  1. Erstellen Sie eine neue Bestandsdatei im Programm. Geben Sie die Daten auf der Website für die Inventarisierung und Reporting - Zwecke (Name, Art der Website, etc.). Datum, Zeitstempel und GPS-Position werden automatisch ausgefüllt.
  2. Null der Hand Methan-Detektor auf Umgebungsluft vor dem Gebrauch. Nutzen Sie einen Handheld-Methan-Detektor mit Probenahmesonde alle möglichen Schnittstellen zu überprüfen, die auf die Anwesenheit von diffusen Emissionen zugänglich sind. Positionieren Sie die Sondenprobe auf die Oberfläche senkrecht Einlass Verdünnung zu minimieren.
    Anmerkung: Die Empfindlichkeit der tragbaren Einheit 5 ppm über dem Hintergrund ist, wenn zeroed auf Umgebungsluft.
    1. Dokumentieren Sie alle unzugänglichen Quellen oder aggregiert Quellen.
      Hinweis: unzugängliche Quellen Entlüftungsrohre enthalten könnte, die über eine sicher zugänglich Höhe sind wie vom Betreiber bestimmt. Aggregierte Quellen können mehrere pneumatische Ventile an einem Verteiler oder umschlossen von einem Service-Box enthalten. Wenn die Quelle oder mehreren Quellen kann als Ganzes unter Verwendung eines Gehäuses untersucht werden, aggregieren die Quellen.
    2. Aggregate mehrere Quellen ein Gehäuse mit mindestens einem Eingang und einem Ausgang verwendet wird. Dokumentieren Sie alle Quellen innerhalb des Umfangs des Gehäuses. Beschriften Sie die Quelle als Sammelprobe und gehen mit Quantifizierung des § 5.
      Hinweis: Die Verwendung eines Lecksuchers Lösung erlaubt Quellen ein "nicht-undichten" zu klassifizieren. die Flasche aufrecht halten, genug Leckdetektor Lösung gelten die Schnittstelle zu decken. Lassen Sie 5-10 sec für Blasen zu bilden.
  3. Setzen Sie den Sondeneingang des Erfassungsinstrument an der Oberflächeder Komponentenschnittstelle. Bewegen Sie die Sonde entlang der Schnittstelle Peripherie, während das Instrument zeigt die Beobachtung, wobei darauf geachtet die verzögerte Reaktionszeit des Instruments zu berücksichtigen.
  4. Probe langsam die Schnittstelle, wo Leckage angezeigt wird, bis der maximale Zählerstand erreicht wird.
  5. Lassen Sie den Sondeneingang bei dieser maximalen Lese Lage für etwa zwei Mal der Instrumentenantwortzeit (20 sec). Wenn die maximale beobachtete Zählerstand größer als 500 Teile pro Million (ppm), aufnehmen und das Ergebnis berichten. Klicken Sie Leck Bild nehmen für Zwecke der Berichterstattung.
  6. Alternativ können Sie eine Infrarot-Imaging-Gerät langsam die Komponenten zum Scannen auf Dichtigkeit zu prüfen. Diese Methode wird als alternative Arbeitspraxis genehmigt Lecks von Ausrüstung unter EPA-Methode 21 zu erkennen - optische Gas-Bildgebung.
    1. Schalten Sie die Kamera ein und ermöglichen eine Stabilisierung.
    2. Entfernen Sie die Objektivabdeckung und verwenden Sie die Kamera Bildschirm langsam die Komponenten auf Dichtigkeit zu prüfen.
      Hinweis: Optical Gas vorstellen Kameras sind in der Regel teuer, aber die Zeit tun reduzieren benötigten Komponenten auf Dichtigkeit zu prüfen. Verwendung von Hochempfindlichkeitsmodus kann für kleine Lecks erforderlich.
    3. Wenn ein Leck mit der Kamera erfasst wird, entweder Video aufnehmen oder ein Bild für Zwecke der Berichterstattung. Markieren Sie die Leckstellen für die anschließende Quantifizierung mit den FFS.

5. Leckrate Quantifizierung

Hinweis: Rate Quantifizierung Leck kann zur gleichen Zeit wie die Lecksuche oder nach einer Bestands von Lecks vollständig abgeschlossen ist. Die Quantifizierung erfolgt unter dem neuen Leck-Taste nach Standort und Leck Daten eingeben. Der Benutzer muss wählen, ob eine lokale oder globale Hintergrund zu verwenden. In jedem Fall steuert das System die richtige Magnetventile und eine zeitlich Probe aufzuzeichnen. Sobald ein Hintergrund genommen wurde, sollte das Leck dreimal oder aus drei Richtungen quantifiziert werden, um eine ordnungsgemäße Leck Erfassung sicherzustellen. Das System wird die drei Messungen analysieren und berichten über dieVarianz. Die Benutzer können die Leck Daten (getrennte und Durchschnitt) zu speichern, wiederholen Sie die Erfassung, oder die Quelle als Variable zu klassifizieren.

  1. Messen und notieren Methan Hintergrundkonzentrationen in regelmäßigen Abständen während der Besichtigung vor Ort und mit jedem Leck Quantifizierung.
    Hinweis: Es ist von großer Bedeutung separaten Hintergründe für Lecks zu nehmen, die in einem ähnlichen Bereich sind und unter Bedingungen, wenn die Dilatation Luft eine Slipstream von in der Nähe Lecks enthalten. 5,15 - kombinierte Leckanalyse von Systemen wird unten diskutiert.
  2. Quantifizieren gestellter Leckagen. Vor dem Leck mit dem Probenschlauch zu nähern sicherzustellen, dass das Erdungsband in Kontakt mit dem Boden ist und den Clip den Sampler Erdungsklemme auf das Element in Frage. Mit Hilfe der FFS, positionieren Sie den Entnahmeschlauch an mehreren Stellen rund um den Bereich der Leckquelle in drei aufeinander folgenden Leckrate Quantifizierungen für diese Quelle zu erhalten, die die kontinuierlich aufgezeichnet Probenfluss und Probenkonzentration enthalten.
  3. In dem Programm, drücken Sie die quantify Leck-Taste. Eine Möglichkeit, einen globalen oder lokalen Hintergrund verwenden wird der Benutzer aufgefordert.
  4. Im Zweifelsfall der Kontamination von anderen Lecks, nehmen Sie immer einen lokalen Hintergrund. Mit dem Schlauch in der Quantifizierung Position Leck, klicken Sie auf lokalen Hintergrund nehmen. Nach Abschluss des Programms wird der Benutzer aufgefordert, das Leck zu quantifizieren.
    Hinweis: Das Programm automatisch die Entnahmestelle des Auslasses der FFS zu einem Port direkt hinter dem Einlass zu dem Entnahmeschlauch für einen lokalen Hintergrund wechseln. Der Entnahmeschlauch muß in der gleichen Messposition wie für die Probe Quantifizierung verwendet wird.
  5. Wiederholen Sie den record Leck dreimal Aufforderung, insbesondere in den Fällen von hohen Umgebungswindbedingungen oder in komplexen Geometrien.
    1. Wenn die Varianz der zusätzlichen Quantifizierungen von über 10% ist, zu untersuchen, um zu bestimmen, ob die Abweichung das Ergebnis einer Fehlfunktion des Geräts oder Variabilität der Leckrate ist.
    2. Wenn die Quelle der Variabilität in Leckrate zu Fehlfunktionen des Geräts zurückzuführen ist, beheben die Quelle der Störung und Wieder quantifiziert. Andernfalls klassifizieren das Leck als "Variable" und die vermutete Ursache aufzunehmen.
  6. Im Falle von mehreren Quellen in unmittelbarer Nähe oder einer Hand durch eine Abdeckung umschlossen, behandeln die Quelle (n) in Frage als eine einzige Quelle für die Leck Quantifizierung ein Gehäuse verwendet wird. Verwenden Sie das Gehäuse Tab diese Art der Quantifizierung durchzuführen.
    1. Fabrizieren ein Gehäuse vollständig aus Kunststofffolien oder eingebaut entweder flexible, nicht-durchlässigen Material, oder sich auf einem permanenten Gehäuse, wie beispielsweise einem Verdichtergehäuse.
      Hinweis: Die enclosure ermöglicht die Quantifizierung Gerät jede natürliche Gas zu erfassen, die in dem Gehäuse oder aus vorhandenen Lüftungsstellen auf permanente Gehäuse über absichtlich platzierten Löchern von Komponenten innerhalb seiner Grenzen und ermöglicht eine Verdünnung des aufgenommenen Erdgas austritt.
    2. Lassen Sie jede Erdgas aus dem Gehäuse gezogen werden verdünnt und eine stetige Lesung aus dem THG-Sensor zu erreichen. Die Dauer der Abtastung durchgeführt Quantifizierung eines Gehäuses unter Verwendung von der Größe des Behälters abhängig ist.
    3. Situate die Punkte, an denen die Quantifizierung Probe aus dem Gehäuse gezogen, so dass die Verdünnungsluft über die Potentialleckquelle fließt (e) die Dauer der Probenahme zu reduzieren für die stationäre Konzentrationswerte ermöglichen
  7. Wenn eine Beutelprobe erforderlich ist, legen Sie eine evakuierte Probenbeutel des Beutelkasten mit dem Ausgang des GHG-Sensor. Verwenden Sie die Software Beutelprobe, Identifikationsnummer und On-Screen-Timer zur Aufzeichnung eine volle Tasche Probe, um sicherzustellen, fürOff-Site-Analyse getroffen worden sind.

Representative Results

Mehrere FFS wurden entwickelt und verwendet eine Vielzahl von Methanemissionsquellen zu quantifizieren. Zwei große Studien, die die Environmental Defense Fund Heavy-Duty-Erdgasfahrzeuge Pumpe auf Rädern (PTW) Studie und die Barnett Koordinierte Kampagne (BCC). Die PTW Studie konzentrierte sich auf die Quantifizierung von Methanemissionen aus schweren Erdgasfahrzeug Kraftstoffsysteme, Motorkurbelgehäusen, komprimiertes Erdgas-Tanks, Flüssigerdgastanks, Tankstellenausrüstung, Düsen und andere Lecks.

Mehrere FFS-Systeme während des BCC verwendet wurden, die aus akademischen und Forschungseinrichtungen aus dem ganzen Land zusammen führenden Experten gebracht Methanemissionen Daten über die Erdgasversorgungskette (Erzeugung, Erfassung und Verarbeitung, Übertragung und Speicherung und lokale Verteilung) durch eine zu sammeln Kombination von Flugzeug-, Fahrzeug- und Bodenmessungen. Wir haben direkte Quelle Quantifizierung von Methanemissionen bei natürlichenGasverdichterstationen und Lagermöglichkeiten des entwickelten Methodik und FFS-System. Ein Teil der Ergebnisse aus der Studie Barnett Shale auf Messungen beziehen , durch den Einsatz der FFS erhalten hat 70-72 in Peer - Review - Konferenzen und wissenschaftlichen Zeitschriften vorgestellt und veröffentlicht.

Sowohl für die PTW und BCC beschäftigten wir Methan-Lecksuchgeräte, um vor Ort Komponenten einschließlich Ventile, Schläuche / Rohrleitungen und anderen Komponenten überwachen, die Erdgas getragen oder gehalten wird. Ein Leck wurde mit einer Hand gehalten Methan-Detektor nachgewiesen. Dieser Handdetektor in der Identifizierung der Leckstelle unterstützt durch eine erhöhte Methankonzentration über dem Hintergrund zu identifizieren. Einmal wurde eine Leckstelle festgestellt, dass die Konzentrationsschwelle überschritten, verwendeten die Forscher die FFS die Leckrate zu quantifizieren. Das FFS Leck Probe wurde durch einen Schlauch gesammelt mit der Einlaßseite eines Gebläses befestigt. Die Probe wird durch eine zertifizierte Explosion pr bestandenoof Gebläse, wo es durch ein Rohrsystem erschöpft war, die einen MAF und Methan-Sensor enthalten. Die FFS-System konnte von 40 bis 1.500 SCFM abhängig von der Systemkonfiguration bei Flussraten zu probieren. Unter Verwendung der gemessenen Probenströmungsrate und Methankonzentration wurde die Leckrate in SCFM oder g / h berechnet.

Kalibrierdatenbericht

Für die Kalibrierung wurde ein Konstantstrom durch das System festgelegt. Der Druckabfall über den LFE wurde zwischen dem Hochdruckanschluss und dem Niederdruckanschluss auf dem LFE durch die Messung des Differenzdrucks erhalten. Der Absolutdruck wurde aus dem Hochdruckanschluss des Differenzmesslinie aufgezeichnet. Kalibrierdrücke wurden gemessen und mit einem kombinierten Differenz- / Absolutdruck-Messgerät erfasst. Das Handgerät zwei Module verwendet, eine für Absolutdruck und eine für Differenzdruck. Der Absolutdruck-Modul war ein messen kann 0-30 PSI absolute mit einer Unsicherheit von 0,025%. Der Differenzdruck-Modul war eine Lage, von 0 bis 10 Zoll Wasser mit einer Unsicherheit von 0,06% gemessen wird. Die Temperatur der Gasprobe wurde vor dem LFE mit einem K-Typ-Thermoelement mit einer Unsicherheit von ± 1,1 ° C bzw. 0,4% gemessen. Der Spannungsausgang von dem MAF wurde über eine analoge Datenerfassungskarte aufgezeichnet. Die Fließgeschwindigkeit wurde mit einem variablen Drosselventil an dem Einlass des Gebläses verändert. Calibra wurden für verschiedene Strömungsgeschwindigkeiten auf der MAF durchgeführt, bis 1500 SCFM reicht.

Als eine konstante Strömungsgeschwindigkeit der Luft durch den LFE und MAF beide bestanden, die Druckdifferenz, Probentemperatur, Absolutdruck und MAF Spannung wurden gleichzeitig aufgezeichnet. Die Druckdifferenz über die LFE, Probentemperatur, und Absolutdruck verwendet, um die tatsächliche volumetrische Strömungsrate durch die LFE-Koeffizienten unter Verwendung von vom Hersteller bereitgestellten zu berechnen. Die tatsächliche Volumenstrom warIn den Standard-Volumenstrom umgewandelt. Die Standard - Volumenstrom durch wurde der LFE auf die von der MAF erhaltene Spannung bezogen, wie in Abbildung 4 dargestellt.

Abbildung 4
Abbildung 4. MAF Ausgangssignal Kalibrierung. Mehrpunktkalibration des MAF mit einem NIST LFE (siehe Abschnitte 1 bis 1.7). Bitte klicken Sie hier , um eine größere Version dieser Figur zu sehen.

Eine Regression der kleinsten Quadrate wurde auf den Daten durchgeführt setzen die Best-Fit - Koeffizienten der Gleichung zu bestimmen und die Gleichung der Regressionsstatistik, R 2, zu untersuchen Korrelation zwischen den Datensätzen zu berechnen. Sobald die Gleichung entwickelt wurde, die MAF Spannung an die Strömungsrate durch das LFE zu beziehen, wurde ein Vergleich zwischen der tatsächlichen gemacht Flussrate und der gemessenen Strömungsrate des MAF. Dies ist in Figur 5 gezeigt.

Abbildung 5
Abbildung 5. MAF Flow Rate Korrelation. MAF gemessene Durchflussrate , aufgetragen gegen die LFE tatsächliche Rate Volumenstrom (siehe Abschnitte 1.8). Bitte hier klicken , um eine größere Version dieser Figur zu sehen.

Die Kalibrierung des Methansensors mit einem 24.730-ppm Methangaszylinder ist in 6 gezeigt. Die durchschnittliche Abweichung von der eigentlichen Methankonzentration , nachdem die externe Korrektur angewendet wurde , war 0,7%. Die größte Abweichung von der tatsächlichen Methankonzentration, nachdem die externe Korrektur wurde betrug 1,9% angewandt.

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Abbildung 6. Methan - Sensor Kalibrierung / Verifizierung. Externe Verifizierung des Methan - Sensor einen kalibrierten Gas aufgeteilt und NIST Flaschen Methan (siehe Kapitel 2). Bitte klicken Sie hier , um eine größere Version dieser Figur zu sehen.

Nachdem die Eichkurven erhalten und angewandt wurde, die Überprüfung des gesamten Systems wurde durch Abschluss eines Gas-Recovery-Test durchgeführt. In der eine bekannte Menge von Methan in das System injiziert, um einen Methan geeicht MFC und ein Vergleich zwischen dem durch das System auf die wahre Masse injiziert angegeben Masse verwendet wird. Dieses Verfahren wurde auf die gängige Praxis von Propan Injektionen Basis des Code of Federal Regulations, die für die Erfassung und Messung Fähigkeit von Vollstromverdünnungstunnel gewährleistet, wo ein bekanntes Volumen von Kohlenwasserstoff-Emission in die Measurem injiziert werdenent-System eine unabhängig kalibrierten Gerät und die Erholungsfähigkeit des Systems überprüft werden. Die Steuerung MFC wurde auf Methan kalibriert. Das MFC wurde an zwei Flussraten von 20 und 30 SLPM von 99,9% reines Methan eingestellt. Die Ergebnisse sind in Tabelle 1 für ein System Flussrate von 140 SCFM dargestellt. Es wurde, dass das FFS-System Messwerte innerhalb der erwarteten 4,4% waren in beiden Fällen gezeigt. Der durchschnittliche Fehler in den beiden Messungen betrug + 2,2%.

MFC Setpoint FFS Erholung Recovery - Fehler
SLPM SLPM %
20 20.3 1,70%
30 30.8 2.7
Durchschnittlich 2,20%

Tabelle 1. FFS Recovery - Ergebnisse. Methane Recovery - Tests bei zwei verschiedenen simulierten Leckraten.

In Felddatenerfassung

Kontinuierliche Leckquelle

6 veranschaulicht ein Beispiel eines kontinuierlichen Leckquellen dar. 7 kann in 4 getrennte Bereiche, ad unterteilt werden. Dazu gehören die folgenden Teile: Hintergrund, nähern Leckquelle, Leck zu erfassen, und dem Rückzug aus dem Leck Quelle. Leak Quantifizierung erfolgt während Abschnitt c. Nach einer Überprüfung, tritt die zweite wiederholte Messung des gleichen Leck nach Abschnitt d Abbildung 8 zeigt das Leck als von Infrarot - Kamera betrachtet -. Links zeigt die Methanwolke natürlich Dispergieren - das Recht zeigt , dass das FFS alle des Lecks sammelt plus zusätzliche Verdünnung Luft.

7
Abbildung 7. Herkömmliche kontinuierliche Leck Kontinuierliche Zeitspur Leckquelle die verschiedenen Messabschnitte zeigt (a: Hintergrund, b: das Leck, c nähert: durchschnittliche Leckrate, d: von Leck Rückzug) (Abschnitte 5 zu sehen - 5.6).. Bitte klicken Sie hier , um eine größere Version dieser Figur zu sehen.

Abbildung 8
Abbildung 8. Infrarotbild von Leck links -. Undichte Armatur und rechts -. Erfasst / quantifiziert Leck aus dem gleichen Fitting (siehe Abschnitt 4.6) Bitte klicken Sie hier , um eine größere Version dieser Figur zu sehen.

Intermittent Leckquelle
Die Gesamtmasse mit einem bestimmten Ereignis zugeordnet wurde aus der Konzentrations-tim erhaltene Profil durch die Anwendung von numerischen Integration. Um einige der Ineffizienzen mit der Trapezregel eine adaptive Verbund Simpson-Regel angewendet wurde assoziiert zu umgehen. Diese adaptive Quadratur - Typ Verfahren ermöglicht die automatische Schrittweite Anpassungen in Regionen von scharfen Variationen 73.

Die Notwendigkeit für die numerische Integration der gesammelten Daten anwendbar war für die intermittierende Ereignisse, wie Figur 9 ein Beispiel eines intermittierenden Quelle von Methanemissionen zeigt. Dieses Beispiel wurde für ein Fahrzeug-Nachfüllvorgang. Hintergrund ist 150 bis 240 sec und 425 sec bis zum Ende gezeigt. Diese besondere Veranstaltung war für die Betankung eines einzigen verflüssigtem Erdgas (LNG) Tank. Die Leckrate wurde integriert, um die Gesamtmasse emittiert, um zu bestimmen (9,5 g).

9
9. Intermittent Leak. Intermittent 'Leck' Quelle von einem Fahrzeug-Auftankereignis (Konzentration [ppm], Verdünnungsstrom [scfm], Leckrate [g / h]) (siehe Abschnitt 5). Bitte hier klicken , um eine größere Version zu sehen diese Figur.

aggregierte Quelle
Aufgrund mehreren Quellen in enge Nähe zu sein und durch eine Abdeckung umschlossen wurde die Verdichtereinheit zusammengefasst und als eine einzige Quelle zur Leckquantifizierungs behandelt. Figur 10 zeigt ein Beispiel , die Methanemissionen aus einer aggregierten Quelle zu messen. Diese Daten wurden aus einer Zeit-fill CNG Kompressorgehäuse gesammelt. Das Kompressorgehäuse wurde kontinuierlich für etwa 119 min gemessen. Die Verdichtereinheit angetroffen hat eine geringe Menge an Variabilität anzuzeigen. Variationen in Leckrate und Methankonzentration waren aufgrund von Druckschwankungen und variable Lecks ausKompressor Dichtungen. Für aggregierte Quellen wurden Daten über längere Zeiträume und die durchschnittliche Leckrate gesammelt wurde berechnet.

10
Abbildung 10. Aggregate Beispiel. Leckrate, Durchfluss und Konzentration von Daten aus einer aggregierten Zeit CNG Kompressorgehäuse füllen (Verdichter und Ventilatoren aus) (siehe Abschnitt 5.7). Bitte klicken Sie hier , um eine größere Version dieser Figur zu sehen.

Discussion

Um die Genauigkeit zu verbessern und aktuellen Branchen Einschränkungen zu überwinden, haben wir die Vollstrom-Probenahmesystem (FFS) für Methan Quantifizierung. Die Forscher verwendeten das System in einer Vielzahl von Formen in zahlreichen Standorten in ganz Nordamerika. Die Verwendung von Spektroskopie beseitigt wesentliche Beeinflussung von C2 + Verbindungen und der nichtdestruktiven Probenahme Natur ermöglicht Probenahmebeutel des Lecks für alternative Analyse Offsite. Wenn mit alternativen Windblöcken kombiniert wurde das System erfolgreich und genau Methanemissionen aus den folgenden Punkten quantifiziert: CNG Kraftstoffsysteme, LNG Kraftstoffsysteme, Verbrennungsmotor Kurbelgehäusen, Rohrleitungen, Schläuche, Verbinder, Flansche, Kompressor Öffnungen, Bohrlochkopf-Komponenten, Wasser / Ölabscheider Tanks, Ventile, pneumatische Antriebe mit Erdgas angetrieben werden, auch Gehäuse und zahlreiche andere Erdgasbezogenen Komponenten zusammen. Systemplattformen enthalten tragbare Karren, On-Road und Off-Road-Fahrzeuge. Stromverbrauch erfordert die Verwendung vonein Generator oder ein Haus Energie über Standard-120-VAC-Verbindungen. Doch durch diese Verwendung von "Raster" Macht das System noch bei höheren Flussraten Probe noch in Verbindung mit Verlängerungskabel und lange Probenahme Häuser für die Portabilität um einen bestimmten Standort von Interesse verwendet werden. Aktuelle batteriebetriebene Systeme haben die Leistung in Abhängigkeit von der Batterieladezustand verringert die Netzleistung mit eliminiert wird.

Periodische Eichungen Protokolle wurden in die Benutzerschnittstelle entwickelt und integriert. Protokolle 1-3 sollte vor jeder neuen Ort-Audit oder zumindest auf monatlicher Basis durchgeführt werden. Wenn Benutzer fleißig nicht die Protokolle folgen, kann das System unter oder über-Bericht Emissionsraten, die könnten sich negativ auf THG-Berichterstattung. Das primäre Ziel der Protokolle ist es, ein genaues System, um sicherzustellen, insgesamt Website-Emissionen mit der Komponente Granularität abzuschätzen. Wenn die statistische Analyse verwendet werden neue Emissionsfaktoren zu schaffen, dann wird jeder nicht-leaKönig Komponente muss auch aufgezeichnet werden.

Das Leckdetektionsprozess kann die Zeit mit der Verwendung von Handgeräten raubend sein. Die Verwendung eines optischen Gasbildkamera kann signifikant die Zeit für die Leck detektieren erforderlich reduzieren. Die Kamera muss zur Messung flüchtiger organischer Verbindungen einschließlich Methan fähig sein. Derzeit verfügbare Gewerbeeinheiten haben Empfindlichkeiten auf nachweisbare Leckraten von etwa 0,8 Gramm pro Stunde (g / h) und sind abhängig von Windverhältnisse. Imaging-Geräte sind auch temperaturempfindlich. Achten Sie darauf, Temperaturskalen nach Bedarf anzupassen. Extrem kalte Dämpfe (Kryo-Erdgas) oder überhitztem Dampf (Dampf in den Abgasen und andere) können als übermäßige Leckage auftreten. Die anschließende Quantifizierung müssen folgen genau den tatsächlichen Leckrate von jedem abgebildeten Leck zu bestimmen. Die Verwendung von Infrarot-Kameras deutlich Lecksuche Vorräte, reduzieren aber sind empfindlich gegen Wind. Kleinere Lecks unter starkem Wind könnte DIFFUse schneller und nicht entdeckt werden. Im Zweifelsfall prüfen immer mit einer Hand gehalten Methan-Detektor.

Eine benutzerfreundliche Oberfläche sorgt für eine einfache und ordnungsgemäße Verwendung der FFS. Integrierte Benutzer fordert den Benutzer auf dem Protokoll unterstützen und Nachbearbeitung Anstrengungen zu reduzieren. Zum Beispiel, wenn ein Leck Quantifizierung (Abschnitt 5), die durchschnittliche Leckrate auf Berechnungen basieren abgeschlossen ist mindestens 30 Sekunden kontinuierlicher Konzentration verwendet und die Strömungsgeschwindigkeit Aufnahmen berichtet. Benutzeraufforderungen verwenden automatisch globale oder lokale Hintergrundkonzentrationen. Einfache Bildschirm Auswahl wird Magnete verursachen für den richtigen Stellen zu betreiben und Probe. Benutzer sollten alle auf dem Bildschirm aufgefordert, genaue Quantifizierung des Lecks zu gewährleisten. Das Programm wird automatisch richtig für die folgenden: global oder lokal Hintergrund; Temperatur; Massefließrate (angenommen Luft mit Kohlendioxid und Methan Korrekturen); Feuchtigkeit (aus dem THG-Sensor gemessen); Temperatur (thermocouple - redundante Prüfung für Umgebungsbedingungen)

Die relative Unsicherheit der gemessenen Methanemissionen Raten beträgt ± 4,4%, außer in Fällen, wo das Leck ist inkonsequent, wenn die Konzentration näherte Hintergrundkonzentration gemessen. Ein Beispiel der Komponente Unsicherheiten ist in Tabelle 2 bereitgestellt.

Quelle Die Unsicherheit (%)
Methan-Sensor 1
Methan Sensorkalibrierung Korrelation 0,73
Methangasflasche 1
Null-Luft-Gasflasche 0,1
LFE 0,7
MAF 4
Differenzdruckmodul 0,025
Absolutdruckmodul 0,06 Thermoelement 0,4
MAF Kalibrierung Korrelation 0,09
Gasteiler 0,5

Tabelle 2. Komponente Unsicherheit. Unabhängige Komponente Unsicherheiten verwendeten System Unsicherheit zu quantifizieren.

Insgesamt haben das System und seine Methoden als vorteilhaft erwiesen bei den Bemühungen um genau die Methanemissionen aus verschiedenen Quellen zu quantifizieren. Das System ist skalierbar und benutzerfreundlich. Das entwickelte System hat eine Unsicherheit von ± 4,4% im Vergleich zu gegenwärtigen kommerziellen Systemen mit einer Unsicherheit von ± 10% 74. Mit der richtigen Kalibrierungen kann dieses System leicht Leckraten bis zu 140 SCFM im Vergleich zu aktuellen kommerziellen Systemen zu quantifizieren , die Lecks bis zu 8 SCFM mit voller Batterie lädt zur Quantifizierung 64,74 fähig sind. Während die Systemverbindung zu Haus Energie erfordert, bietet diese Vorteile conkonsistente Abtastraten und Sampleraten viel höher als die aktuellen Systeme. Die minimale Nachweisgrenze des aktuellen Systems ist 0,24 g / h oder 3,0x10 -3 SCFM. Die Benutzeroberfläche reduziert die Nachbearbeitung Anforderungen und reduziert die Berichterstattung Bemühungen. Darüber hinaus sind die laserbasierten Sensoren zerstörungs zur Leckprobe, die 65 zur direkten Messung der Probe mit mehreren Analysatoren erlaubt. Lasergestützte Messungen erfordern auch keine separaten Sensoren für Umgebungs, kleine und große Leck Konzentrationen oder Sensorübergänge, die zu zusätzlichen Quellen der Ungenauigkeit beitragen. Zukünftige Studien konzentrieren sich auf fortlaufenden Optimierung der FFS und seine Benutzeroberfläche. Weitere Forschung wird durchgeführt, die experimentelle Forschungsdaten und die Berechnung der Strömungsdynamik kombiniert weitere Best Practices zu entwickeln konsistente und optimale Messtechniken zu gewährleisten.

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

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Design und die Verwendung eines Vollstrom-Probenahmesystem (FFS) für die Quantifizierung von Methanemissionen
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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).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).

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