Waiting
Login processing...

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

Engineering

Design og bruk av en Full Flow Sampling System (FFS) for kvantifisering av metanutslipp

Published: June 12, 2016 doi: 10.3791/54179
Automatic Translation
1,2, 1,2, 1
1Mechanical and Aerospace Engineering Department, West Virginia University, 2Center for Alternative Fuels, Engines, and Emissions, West Virginia University

Abstract

Bruken av naturgass fortsetter å vokse med økt oppdagelse og produksjon av ukonvensjonelle ressurser skifer. Samtidig, gassindustrien ansikter fortsatte gransking for metanutslipp fra hele forsyningskjeden, på grunn av metan relativt høye globale oppvarmingspotensial (25-84x av karbondioksid, ifølge Energy Information Administration). For øyeblikket finnes en rekke teknikker for varierte usikkerhet å måle eller estimere metanutslipp fra komponenter eller anlegg. Foreløpig er kun en kommersielt system tilgjengelig for kvantifisering av komponentnivå utslipp og nylige rapporter har markert sine svakheter.

For å forbedre nøyaktigheten og øke måling fleksibilitet, har vi designet, utviklet og implementert en roman full flyt sampling system (FFS) for kvantifisering av metanutslipp og klimagasser basert på transportutslipp måleprinsipper. FFS er et modulært system som består av en eksplosiv sikkert viften (e), masseluftstrømmen sensoren (e) (MAF), termoelement, prøvesonde, konstant volum prøvetakingspumpe, laserbasert drivhusgassen sensor, datainnsamlingsanordning, og analyseprogramvare . Avhengig av blåseren og slangen konfigurasjon anvendes, er den nåværende FFS i stand til å oppnå en strømningshastighet varierende fra 40 til 1.500 kubikkfot per minutt (SCFM). Utnyttelse av laser-baserte sensorer reduserer forstyrrelser fra høyere hydrokarboner (C2 +). Samtidig måling av vanndamp gjør det mulig for fuktighet korreksjon. Systemet er bærbar, med flere konfigurasjoner for en rekke applikasjoner som spenner fra å bli båret av en person til å bli montert i en håndkjerre, on-road kjøretøy seng, eller fra seng av verktøyet terrengkjøretøy (UTVs). FFS er i stand til å kvantifisere metanutslippsprisene med en relativ usikkerhet på ± 4,4%. Den FFS har vist, virkelige verden operasjon for kvantifisering av metanutslipp skjer i Conventionale og eksterne anlegg.

Introduction

Nylige rapporter bekrefter klimaet endrer seg på grunn av menneskelig aktivitet, og ytterligere endring er uunngåelig en. Klimaendringene skjer fra en økning i gasser (GHG) konsentrasjonen i atmosfæren drivhus. Karbondioksid (CO 2) og metan er de største klimagass bidragsytere 2. CO 2 og metan stammer fra både naturlige prosesser og menneskelige aktiviteter 3. Stede atmosfæriske nivåer av CO 2 og metan har henholdsvis økt med 31% og 151% i løpet av de siste to århundrene, med metankonsentrasjonen øker med en hastighet på 2% per år 4-6. Klima konsekvenser av metan og CO 2 -utslipp avhenge av perioden anses som metan har en kortere atmosfærisk levetid i forhold til CO 2 7. Metan atmosfæriske levetid er 12-17 år, etter som oksidering til CO 2 oppstår åtte. Virkningen av metan er 72 ganger større enn CO 9. På en massebasis, er metan 23 ganger mer effektiv på å fange varme i atmosfæren enn CO 2 over en 100-årsperiode 10. Metan og CO 2 står for 10% og 82% av de totale USA (US) klimagassutslipp 11. Globale utslipp av metan fra antropogene kilder er ca 60% og de ​​resterende er fra naturlige kilder 8, 10.

I 2009 uforbrent metanutslipp mellom produksjonsbrønner og lokale distribusjonsnett tilsvarte 2,4% av brutto amerikanske naturgassproduksjon (1.9 til 3.1% på en 95% konfidensintervall) 12. Uforbrent metan utslipp er ikke bare skadelig for miljøet, men også representerer en stor kostnad å naturgasselskaper 13. Analytikere anslår at gassindustrien taper i overkant av $ 2 milliarder dollar per år på grunn av metan lekker og lufting 14. Uforbrent utslipp FareklIED som flyktning eller lufting 15, 16. Fugitive refererer til utilsiktet gassutslipp fra prosesser eller utstyr, slik som ventiler, flenser, eller beslag til omgivelses luft 17, 18. Venting refererer til forsettlig utslipp av gass fra utstyr eller driftsprosesser til omgivende luft, for eksempel pneumatiske aktuatorer 19. På onshore olje og gass anlegg, diffuse utslipp står for ~ 30% av de totale utslippene av metan 20. I 2011, US Environmental Protection Agency (EPA) anslår at mer enn 6 millioner tonn rømling metan rømt fra naturgass-systemer, som overstiger mengden av klimagasser (CO 2 -equivalent over en 100-års periode), slippes ut av alle amerikanske jern og stål, sement og aluminium produksjonsanlegg kombinert 21.

En kritisk gap eksisterer i bestemmelsen av klimapåvirkning av naturgass på grunn av mangel på nøyaktige og pålitelige estimater av forbindelse emissions. Men det er en enighet om at diffuse utslipp av metan oppstå i alle faser av naturgass livssyklus og videre forskning på nøyaktig måling og rapportering av disse verdiene er viktig 19. Studier har rapportert diffuse utslipp fra spesifikke sektorer med resultatene varierer med opptil tolv størrelsesordener 19, 22-28. Mangelen på anerkjente industristandarder og mangel på konsekvente regler innen lekkasjesøking og lekkasje kvantifisering aktivere bruken av en rekke testmetoder og utstyr, med en nøyaktighet på noen måleteknikker så høyt som ± 50% 29-35. Det foreligger derfor en betydelig usikkerhet på mengden av diffuse metan som utsendes i løpet av naturgassen livssyklusen 19, 28, 33, 36-39. Figur 1 illustrerer mengden av variasjonen i den publiserte litteratur på målte og beregnede metanutslipp i forbindelse med naturgassen liv syklus. Figur 1

Figur 1
Figur 1. Fugitive metanutslipp. Publisert gjennomsnitt diffuse utslipp av metan slippes ut som en prosent av den totale produksjonen av naturgass 13, 27, 40-59. Klikk her for å se en større versjon av dette tallet.

Foreløpig er den totale mengden av diffuse utslipp er uklart skyldes delvis til måleusikkerhet og skaleringsteknikker. Uten nøyaktige metan utslippsmålinger, politikere er ikke i stand til å ta informerte valg om saken.En gjennomgang av aktuell litteratur identifisert tre primære metoder for kvantifisering av naturgass diffuse utslipp: bagging, tracer gass, og en kommersielt tilgjengelig high flow sampler.

Den bagging metoden innebærer å plassere en innhegning i form av en "pose" eller telt rundt en flyktning utslippskilde 60. Det er to varianter av oppsamler-metoden. I en, en kjent strømningshastighet på ren gass (vanligvis inert) passerer gjennom avlukket for å skape et godt blandede miljø for måling. Når likevekt er nådd, blir en gassprøve oppsamlet fra posen og målt. Diffuse utslipp satsen bestemmes ut fra den målte strømningshastighet på ren gass gjennom kabinettet og steady-state metankonsentrasjonen i innelukket 61. Avhengig av kabinett og lekkasje størrelse, den tiden som kreves for å nå de nødvendige stabile forhold for lekkasjemåling er mellom 15 til 20 min 61. Den bagging metodekan brukes på de fleste tilgjengelige komponenter. Det kan imidlertid ikke være egnet for unormalt formede komponenter. Denne metoden typen er i stand til å måle lekkasjer varierer i størrelse fra 0,28 kubikkmeter per minutt (m 3 / min) til så stor som 6,8 m 3 / min 60 sikret andre bagging teknikken er kjent som kalibrert bagging. Her er poser med kjent volum forseglet rundt en flyktning utslippskilde. Diffuse utslipp rente er beregnet på grunnlag av hvor mye tid som kreves for utvidelse av sekken, og korrigert for å standardbetingelser.

Sporgass metoder kvantifisere en diffuse utslipp rate basert på den målte sporgasskonsentrasjon som strømmer gjennom en flyktning kilde. Tracer gasser som vanligvis benyttes er helium, argon, nitrogen, svovelheksafluorid, blant andre. Diffuse utslipp satsen bestemmes ut fra forholdet mellom en kjent frigjøringshastigheten av sporgass nær rømling kilde, målinger av lense konsentrasjoner av tracer og fugitive kilde gass, og motvind baseline 24. Diffuse utslipp rate er bare gyldig forutsatt identisk spredning og fullstendig blanding for de to kildene 62. Dette innebærer at tracer slippes nær flyktning kilde med en lignende hastighet og høyde, og vindretningen målingen er fra godt blandet fjær. Denne fremgangsmåte er tidkrevende og gir ikke for komponentnivå granularitet 63.

En kommersielt tilgjengelig høyt volum sampling system består av en bærbar batteridrevet instrument pakket i en ryggsekk til å kvantifisere diffuse utslipp priser 64. Den luft som omgir lekkasjelokalisering blir trukket inn i prøvetakeren gjennom en 1,5 tommers indre diameter slange ved en tilstrekkelig høy strømningshastighet at det kan antas at alle av de lekkende gass tas.

I prøve-strømningshastigheten er beregnet med en venturi i enheten. For lave konsentrasjoner av metan, 0,05-5% gass i volum, acatalyst metan sensoren brukes til å måle konsentrasjonen. Denne sensoren er ødeleggende for metan og andre hydrokarboner i prøven. For metan konsentrasjoner fra 5-100% etter volum, er en termisk sensor som anvendes. Systemet benytter en separat bakgrunn sensor og sonde som korrigerer lekkasjen konsentrasjon i forhold til bakgrunnen konsentrasjon. Etter at målingen er fullført, blir prøven oppbrukt tilbake til atmosfæren vekk fra samplingsområdet 64. Denne metoden kan brukes på de fleste tilgjengelige komponenter, med begrensning av målbare strømningshastigheter opptil åtte kubikkfot per minutt (scfm). Dette systemet er i stand til å teste opp til 30 prøver per time. Nylig har dette systemet er vist å ha variert nøyaktighet og problemer med hensyn til overgangen fra den katalytiske sensor til temperaturføleren 65. I tillegg krever systemet gass brøk analysen til riktig anvende en responsfaktor basert på gass kvalitet - det er ikke metanspesifikk. Systemet har vært mye brukt og kan ha tilskrevet avvik mellom top-down og bottom-up metoder i henhold til rapportering metanutslipp 65.

På grunn av begrensningene ved disse fremgangsmåter og systemer, ble en ny kvantifisering system utviklet. Den FFS benytter samme designkonsept som fortynning systemer som brukes i bilindustrien utslipp sertifisering 66-68. FFS består av en slange som mater en eksplosiv sikker blåser som eksos lekkasje og fortynning luft prøven gjennom en masse luftstrøm sensor (MAF) og prøve sonde. Prøven Sonden er koblet til en laserbasert metan analysator gjennom et prøvetakingsrør. Analysatorene benytter hulrom forbedret absorpsjon for måling av CH4, CO2 og H2O Analysatoren er i stand til å måle CH 4 fra 0% til 10 volum%, CO 2 fra 0 til 20.000 ppm, og H2O fra 0 til 70.000 ppm. Repeterbarhet / presisjon (1-sigma) for denne konfigurasjonen jegs <0,6 ppb av CH 4, <100 ppb CO 2, og <35 ppm for H 2 O 69. Prøven er tatt fra strømmen ved en konstant volumetrisk hastighet. Systemet er instrumentert med dataloggingsutstyr. Figur 2 illustrerer skjematisk av FFS. Forut for drift av FFS, blir jordingskontakten på sampler slange festet til en overflate som gjør at systemet kan være jordet. Dette er et forebyggende tiltak for å spre statisk elektrisitet på enden av slangen, noe som kan resultere fra luftstrømmen gjennom slangen. Datainnsamlingen foregår på enten en smarttelefon, nettbrett eller bærbar datamaskin. Programvaren ble utviklet for datainnsamling, bearbeiding og rapportering. Figur 3 gir en kort oversikt over de brukergrensesnitt for følgende protokoller.

Figur 2
Figur 2. FFS Skjematisk og bilde Venstre -. FFS skjematisk ogrett -. bærbare FFS under komprimert naturgass (CNG) stasjon revisjon Klikk her for å se en større versjon av dette tallet.

Figur 3
Figur 3. Påvisning og kvantifisering Program Oversikt. Kort oversikt over trinnene og bruker ber for kalibreringer, utvinning tester, og lekke kvantifisering. Klikk her for å se en større versjon av dette tallet.

Protocol

Merk: FFS har blitt konstruert med tanke på sikkerhet for å eliminere eller redusere muligheten for antennelse av en metan eller naturgass kilde. Naturgass er brennbar i omgivelsesbetingelser for volum-konsentrasjoner fra 5% til 15%. Systemet vil bli testet og demonstrert for å oppfylle sikkerhetskrav. Modifisering eller tukling med systemet kan føre til alvorlige skader.

1. Kalibrering av MAF

Merk: MAF krever periodisk kalibrering mot en National Institute of Standards and Technology (NIST) sporbar laminær element (LFE). Bruk kalibreringer verktøyene i programmet for å fullføre en MAF kalibrering mot en kjent LFE. Programmet vil samle alle nødvendige data fra trykk transdusere, fuktighet sensor, og MAF å opprette en ny kalibrering. Det anbefales at en 11-punkts kalibrering være fullført. Hvis en kalibrering er eldre enn en måned, skal en ny kalibrering være ferdig. Gamle kalibreringer kan vises oganvendes.

  1. Velge en riktig størrelse LFE for å sikre at strømningsområdet er større enn 25% av den lavere strømningsområdet for LFE.
  2. Koble MAF til en strømnings benk som sikrer innløpet til MAF er minst 10 diametre nedstrøms fra en hvilken som helst begrensning eller ekspansjon.
  3. Koble en kombinert absolutt / differensialtrykkmåler til differensialtrykk havnene i flyten benk LFE.
    1. Sørg for differensialtrykkgiveren er innen kalibrering. Koble den høye siden port av sensoren til oppstrøms LFE port. Koble den lave sideporten av sensoren til nedstrømsporten på LFE.
    2. Sørge for at den absolutte trykkgiver av den kombinerte differensial / absolutt trykkmåler er innenfor kalibrering og kobler via en "tee" tilpasning til høye siden utgangen på differensialtrykksensoren.
  4. Koble til en K-type termo til datainnsamlingsenhet (DAQ).
  5. Pass på at duggpunktet måleenheten er innenforkalibrering og koblet til DAQ og luftstrømmen.
  6. Sørg for at MAF og strømnings benk signalene er akseptable (0-5 volt) og bruke programvare kalibreringer skjermen for å starte et MAF kalibrering.
  7. Sett strømmen på 11 forskjellige strømningsrater over forventet område av MAF og innenfor det akseptable området av LFE. Samle minst 30 sek av data på hver flyt tilstand på et minimum hastighet på 1 Hz ved å klikke på collect kalibreringsdata knappen.
    Merk: Sørg for at MAF kalibrering spenner minst 25% av minimumsmengde av LFE brukes for kalibrering. Ikke overskrid den maksimale strømningshastighet på LFE, hvis større strømningsrater som skal kalibreres, bruke en større LFE.
  8. Kjør kalibreringsprogramvare ved å klikke Process kalibreringsdata knappen og velg kurve som gir minimal total feil uten en eneste punkt feil utover ± 2%.

2. Kalibrering av Greenhouse Gas Analyzer

Merk: drivhusgass analYzer bør kalibreres internt på årlig basis av en tredjepart. Brukere kan bruke kalibreringer verktøyene i programvaren for å fullføre en ekstern kalibrerings eller verifisering. Kalibrerings benytter flaske gasser med kjent konsentrasjon. Gassen blandes med nitrogen gjennom en gass-skillevegg og utganger til en oversvømt sonde. Analysatoren intakes prøven ved den kjente strømningshastighet og registrerer verdien. Det anbefales at en 11-punkts kalibrering være ferdig over området av interesse. Programmet justerer automatisk for gasskonsentrasjon og viskositet innen gass skillelinjen.

  1. Før felttesting, utføre en ekstern verifisering eller kalibrering om nødvendig (tidligere kalibreringer eldre enn en måned).
  2. Strøm GHG sensor på i 15 min før prøving / kalibrering og koble verifisering "tee" passende til innløps av sensoren.
  3. Velg en EPA-protokollen eller NIST sporbar gass for å kontrollere og bruke ultra-høy renhet nitrogen (UHPN)som balansen gass.
  4. Koble verifisering gass (metan) til komponent-porten på en kalibrert gass divider med godkjente regulatorer (CGA 580 for UPHN, CGA 350 for metan). Koble utløpet av gass deleren til "tee" i trinn 2.2.
  5. Sett komponent gass, utløpstrykk til ca 23 pounds per kvadrattomme - måler (psig) ved å justere regulatorknappen. Innstill balansen gass, utløpstrykk til ca 19 PSIG. Angi strømningshastigheten for gassen deleren til minst to ganger den indre strømningshastigheten for prøven pumpe med gassen deleren, strømningskontrollbryteren (Current prøvetakingspumpen drives ved to standard liter pr minutt (slpm) slik at utløpet av gass deleren skal settes til 4 slpm).
    Merk: Tilstrekkelig flom prøveproben med gassblandingen for å sikre en forsvarlig kontroll. Bruk sekundært rotameter hvis det er tilgjengelig for å sikre en netto positiv strømning ut av flommen sonden 'tee' i trinn 2.3.
  6. Klikk starte kalibrering og angi bottle konsentrasjon av komponentgass (i ppm). Bruk gass skillet for å velge komponent gass varierer fra null til 100% (11 poeng totalt). Samle inn data for et minimum av 30 sekunder ved hver innstilling av gass deleren for å fullføre linearisering.
  7. Velg om en ny ekstern kalibrering er brukt.
    Merk: Hvis bekreftelsen passerer innenfor usikkerheten i gassflasken konsentrasjon (typisk 1-2%) og deretter en ny ekstern kalibrerings trenger ikke å bli opprettet.
  8. Gjenta de tidligere trinnene for én eller flere punkt verifikasjoner / kalibreringer av metan, karbondioksid eller vanndamp.

3. Full systemgjenoppretting Test

Merk: En full systemgjenoppretting testen er utført for å sikre at FFS gjenvinner og nøyaktig rapporterer et kjent volum av kalibreringsgass.

  1. Strøm på FFS og sikre GHG sensoren har vært på i minst 15 min. Velg et gjenopprettings gass for å teste - metan.
  2. Koble gassbeholderen til et passenderegulator og satt utløpstrykket til ca 20 PSIG.
  3. Koble en tilførselsledning til regulatoren på gassflasken og innløpet til en kalibrert massestrømningsregulatoren (MFC). Koble utløpet av MFC til innløpet av prøvetakingsslange. Velg fanen gassutvinning verifisering i DAQ-programvare og koble den serielle tilkoblingen av MFC til DAQ.
  4. Klikk starte gassutvinning test og registrere bakgrunnsdata i minst 30 sekunder, kan den kjente strømningshastighet på gassen føres inn på dette tidspunktet.
  5. Angi strømningshastigheten for gjenvinning av gass til en gjennomsnittlig lekkasjestørrelse på grunnlag av forventede eller tidligere verdier (20 slpm eller 30 slpm). Begynn strømmer utvinning av gass og la systemet stabilisere seg i 30 sek.
  6. Etter stabilisering, klikk posten, og la programmet til å registrere lekkasje verifiseringsdata for 30 sek.
    Merk: Ved fullføring av prøvetaking programvaren vil skape en rapport som viser feilen i den mellom den kjente gass-strømningshastighet og den utvunnede gasstrømningshastighet. enfeil på ± 4,4% er akseptabel (relativ måleusikkerhet av systemet), men den målrettede utvinning feilen er på ± 2%.
  7. Gjenta gassutvinning test minst tre ganger og sikre at alle feil er innenfor det akseptable området.
  8. Undersøk system for eventuelle feil dersom feilen er utenfor ± 4,4%. Dobbeltsjekk alle tilkoblinger, strømningsrater, rette feil, og gjenta trinn 03.02 til 03.06.
    Merk: Feil kan omfatte at tilførselsledningen ikke kan ha blitt satt inn i FFS prøvetakingsslangen eller tilkoblinger var løs på eksempel beslag. En ny MAF kalibrering eller sensor bekreftelse kan være nødvendig hvis ikke tidligere gjennomført (innen en måned).

4. Leak Detection Audit

Merk: Utfør et nettsted inventar å identifisere hver potensiell kilde av diffuse utslipp. Beholdningen vil omfatte antall kilder (ventiler, flenser, pumper / kompressorer, ventiler, etc.) fordelt på kildegruppen (kompressor bygning, lagring gård, vehicle fyre rack, etc.) Den lekkasjesøk revisjon kan skje parallelt eller serien med lekkasjen kvantifisering. En håndholdt metan detektor eller optisk gassøkende kamera kan brukes til å undersøke komponenter for lekkasjer. Når lekkasjer er identifisert posten en beskrivelse, konsentrasjon, og ta et bilde. Marker lekkasjen for senere kvantifisering eller kvantifisere lekkasjen på dette tidspunktet.

  1. Opprett en ny opptelling fil i programmet. Angi detaljer på nettstedet for inventar og rapporteringsformål (navn, type nettsted, etc.). Dato, klokkeslett-stempel, og GPS-posisjonen blir automatisk fylt ut.
  2. Null den håndholdte metan detektoren på omgivende luft før bruk. Bruk en håndholdt metan detektor med prøvetakingssonden for å sjekke alle mulige grensesnitt som er tilgjengelige for tilstedeværelsen av diffuse utslipp. Posisjonere sondeprøveinnløpet ortogonalt til overflaten for å minimalisere fortynning.
    Merk: Følsomheten til den håndholdte enheten er 5 ppm over bakgrunnen når zeroed på omgivelsesluft.
    1. Dokumentere eventuelle utilgjengelige kilder eller aggregerte kilder.
      Merk: Utilgjengelige kilder kan omfatte ventilasjonsrørene som er utenfor et trygt tilgjengelig høyde som bestemmes av nettstedet operatør. Aggregerte kilder kan inneholde flere pneumatiske ventiler festet til en manifold eller omsluttet av en tjeneste boks. Hvis kilden eller flere kilder kan undersøkes i sin helhet ved hjelp av et innelukke, aggregerer kilder.
    2. Samlede flere kilder ved hjelp av en innhegning med minst én inngang og én utgang. Dokumentere alle kilder innenfor omkretsen av kabinettet. Merk kilden som en samleprøve og fortsette å bruke kvantifisering av § 5.
      Merk: Bruk av en lekkasje detektor løsning er lov til å klassifisere kilder en "ikke-lekkende". Hold flasken rett opp, gjelder nok lekkasjedetektor løsning for å dekke grensesnittet. Tillat 5-10 sek for bobler å danne.
  3. Plasser sonden innløpet til detektor på overflatenav komponenten grensesnittet. Flytt sonden langs grenseflaten periferien mens observere instrument avlesning, ta vare å vurdere forsinket responstid på instrumentet.
  4. Sakte prøve grenseflaten hvor lekkasjen er indikert inntil maksimal måleravlesning blir oppnådd.
  5. La sonden innløpet på dette Maksimal lese stedet for ca to ganger instrumentet responstid (20 sek). Hvis maksimal observert måleravlesning er større enn 500 deler per million (ppm), rekord, og rapportere resultatet. Klikk ta lekkasje bilde for rapporteringsformål.
  6. Alternativt kan du bruke en infrarød bilde enheten skal søke sakte komponentene for å undersøke om det er lekkasjer. Denne metoden er godkjent som et alternativ arbeidspraksis for å oppdage lekkasjer fra utstyr under EPA Method 21 - optisk gass bildebehandling.
    1. Slå på kameraet og gir mulighet for stabilisering.
    2. Ta av linsedekselet og bruke kameraskjermen til å skanne sakte komponentene for lekkasjer.
      Merk: Optical gass tenke kameraer er vanligvis dyrt, men gjør redusere tiden det tar å skanne komponenter for lekkasjer. Bruk av høye følsomhet modusene kan være nødvendig for små lekkasjer.
    3. Hvis det oppdages en lekkasje med kameraet, enten ta opp video eller et bilde for rapporteringsformål. Marker lekkasje steder for påfølgende kvantifisering med FFS.

5. lekkasjerate Kvantifisering

Merk: lekkasjerate kvantifisering kan være komplett samtidig som lekkasjesøk eller etter en opptelling av lekkasjer er gjennomført. Kvantifisering skjer under den nye lekkasjen knappen etter inn språk og lekkasje data. Brukeren må velge om du vil bruke en lokal eller global bakgrunn. I begge tilfeller vil systemet kontrollere de riktige magnetventiler og registrere en tidsbestemt prøve. Når en bakgrunn har blitt tatt, bør lekkasjen kvantifiseres tre ganger eller fra tre retninger for å sikre riktig lekkasje fangst. Systemet analyserer de tre målinger og rapporterevarians. Brukere kan lagre lekkasje data (separat og gjennomsnitt), gjenta fangst, eller klassifisere kilden som variabel.

  1. Mål og registrere metan bakgrunnskonsentrasjoner med jevne mellomrom gjennom hele befaring og med hver lekkasje kvantifisering.
    Merk: Det er svært viktig å ta egne bakgrunner for lekkasjer som er innenfor en tilsvarende region og under forhold når utvidelse luft kan inneholde en slipstream av nærliggende lekkasjer. Kombinert lekkasje analyse av systemer er omtalt nedenfor - 5.15.
  2. Kvantifisere eventuelle identifiserte lekkasjer. Før nærmer lekkasjen med prøven slangen sikre at jordingsstropp er i kontakt med bakken og klippet klippet sampler jordklemme til elementet i spørsmålet. Ved hjelp av FFS, plassere prøvetakingsslange ved flere punkter rundt delen av lekkasjekilden for å oppnå tre påfølgende lekkasjerate kvantifisering for den kilde som følger det registreres kontinuerlig prøvestrømmen og prøvekonsentrasjon.
  3. I programmet, trykker du kvantifisere lekkasjen knappen. Et alternativ til å bruke en global eller lokal bakgrunn vil be brukeren.
  4. Når du er i tvil om forurensning fra andre lekkasjer, alltid ta en lokal bakgrunn. Med slangen i lekkasjen kvantifisering posisjon, klikk ta lokal bakgrunn. Etter fullført programmet vil be brukeren om å kvantifisere lekkasjen.
    Merk: programmet automatisk veksle prøvetagnings plassering av utløpet av FFS til en port like bak innløpet til prøvetakingsslange for en lokal bakgrunn. Prøvetakingsslangen må være i det samme måle stilling som er brukt for prøven kvantifisering.
  5. Gjenta registd lekke rask tre ganger, spesielt i de tilfeller med høye omgivelsesvindforhold eller i komplekse former.
    1. Dersom variansen av de ytterligere kvantifisering er over 10%, undersøke for å finne ut om avviket er et resultat av instrumentet funksjonsfeil eller variasjon i lekkasjehastigheten.
    2. Dersom kilden til variasjon i lekkasjerate skyldes instrumentfeil, rette kilden til feil og re-kvantifisert. Ellers klassifisere lekkasjen som "variable" og registrere mistenkt årsak.
  6. I tilfelle av flere kilder i umiddelbar nærhet eller i en enkelt kilde omsluttet av et dekke, behandle kilden (e) det gjelder som en enkelt kilde for lekkasje kvantifisering ved hjelp av et lukket rom. Bruk kategorien Vedlegg til å utføre denne type kvantifisering.
    1. Fremstill en innhegning i sin helhet av plastfolie eller inkorporert enten fleksibel, ikke-permeabelt materiale, eller stole på en fast kapsling såsom en kompressorhuset.
      Merk: enclosure tillater kvantifisering enheten for å fange noen naturlig gass som lekker fra komponenter innenfor sine grenser, og gir rom for fortynning av fanget naturgass via hensikt plasserte hull i kabinettet eller fra eksisterende ventilasjons steder på faste kabinetter.
    2. Tillate noen naturgass blir utvannet til å bli trukket fra kabinettet og for å oppnå en jevn lesing fra GHG sensor. Varigheten for mengde sampling utføres ved hjelp av en kapsling er avhengig av størrelsen av skapet.
    3. Plassere de punkter hvor kvantifisering prøven trukket fra kammeret slik at fortynningen luft strømmer tvers over den potensielle lekkasjekilden (e) for å redusere varigheten av sampling tillater jevn konsentrasjonsavlesninger
  7. Dersom en pose prøve er nødvendig, plasseres en evakuert prøvepose av bagging boksen til utløpet av klimagasser sensoren. Bruk programvare for å spille inn bag prøve, identifikasjonsnummer og skjermutløseren til å sikre en full pose prøve foroff-site analyse har blitt tatt.

Representative Results

Flere FFS ble utviklet og anvendt for å kvantifisere en rekke metan utslippskilder. To store studier inkludert Environmental Defense Fund Heavy-Duty Natural Gas Vehicles Pumpe til Wheels (PTW) studie og Barnett koordinert kampanje (BCC). Den PTW Studien fokuserte på kvantifisering av metanutslipp fra tunge naturgass kjøretøy drivstoffsystemer, motor veivhus, komprimert naturgass tanker, flytende naturgass tanker, bensinstasjoner, dyser og andre lekkasjer.

Flere FFS systemer ble brukt under BCC, som samlet ledende eksperter fra akademiske og forskningsfasiliteter fra hele landet for å samle metanutslippsdata på tvers av naturgass forsyningskjeden (produksjon, samle og behandling, overføring og lagring, og lokal distribusjon) gjennom en kombinasjon av fly, kjøretøy og bakkebaserte målinger. Vi gjennomførte direkte kilde kvantifisering av metanutslipp ved naturliggass ​​kompressorstasjoner og lagringsanlegg som bruker utviklet metodikk og FFS-systemet. En del av resultatene fra Barnett Shale studie for målinger innhentet gjennom ansettelse av FFS har blitt presentert og publisert på fagfellevurderte konferanser og vitenskapelige tidsskrifter 70-72.

For både PTW og BCC, vi ansatt metan lekkasje deteksjonsutstyr for å kartlegge språk komponenter, inkludert ventiler, rør / rør og andre komponenter som er gjennomført eller holdt naturgass. En lekkasje ble oppdaget med en håndholdt metan detektor. Dette håndholdt detektor hjulpet i identifikasjon av lekkasjelokalisering ved å identifisere en økt konsentrasjon av metan i forhold til bakgrunnen. Når en lekkasje plassering ble oppdaget at gått konsentrasjonen terskel, forskere brukte FFS å kvantifisere lekkasjerate. FFS lekkasje Prøven ble samlet opp gjennom en slange festet til innløpssiden av en vifte. Prøven sendes gjennom en sertifisert eksplosjon prOOF blåser hvor den ble oppbrukt gjennom et rørsystem som inneholdt en MAF og metan sensor. FFS-systemet var i stand til å smake på strømningshastigheter fra 40 til 1500 SCFM avhengig av systemkonfigurasjonen. Ved å bruke den målte prøvestrømningshastighet og metankonsentrasjonen, lekkasjehastigheten i SCFM eller g / time ble beregnet.

kalibreringsdata

For kalibrering, ble en konstant strøm etableres gjennom systemet. Trykkfallet over den LFE ble oppnådd ved måling av trykkforskjellen mellom høytrykks port og den lavt-trykkporten på LFE. Det absolutte trykk ble registrert fra høytrykks-utgangen på differensialmålingslinje. Kalibreringstrykk ble målt og registrert med en kombinert differensial / absolutt trykkmåler. Den håndholdte enhet som brukes to moduler, en for absolutt trykk, og en for differensialtrykk. Det absolutte trykkmodul var i stand til å måle 0-30 PSI absolute med en usikkerhet på 0,025%. Den differensialtrykkmodul var i stand til å måle fra 0 til 10 inches av vann med en usikkerhet på 0,06%. Temperaturen på gassen prøve ble målt før LFE ved hjelp av en K-type termoelement med en usikkerhet på ± 1,1 ° C eller 0,4%. Spenningen utgang fra MAF ble spilt inn via en analog datainnsamling kort. Strømningshastigheten ble variert med en variabel begrensningsventil i innløpet til viften. Kalibreringer ble utført på MAF for forskjellige strømningshastigheter, som strekker seg opp til 1500 SCFM.

Som en konstant strømningshastighet av luft føres gjennom både LFE og MAF, trykkdifferansen, prøvetemperaturen, absolutt trykk, og MAF spenning ble registrert samtidig. Trykkforskjellen på tvers av LFE, prøvetemperatur, og absolutt trykk ble anvendt for å beregne den faktiske volumetriske strømningshastigheten gjennom LFE ved hjelp av koeffisientene levert av produsenten. Den faktiske volumetriske strømningshastigheten varkonvertert til standard volumstrøm. Den standard volumetrisk strømningshastighet gjennom LFE var relatert til den spenning oppnådd fra MAF, som vist i figur 4.

Figur 4
Figur 4. MAF Utgangssignal kalibrering. Multipoint kalibrering av MAF med en NIST sporbar LFE (se §§ 1 til 1,7). Klikk her for å se en større versjon av dette tallet.

En minste kvadraters regresjon ble utført på datasettet for å finne den optimale koeffisientene i ligningen og å beregne Ligningens regresjonsstatistikk, R2, for å undersøke sammenhengen mellom datasettene. Når ligning ble utviklet for å relatere den MAF spenningen til strømningshastigheten gjennom LFE, ble en sammenligning mellom den faktiske strømningshastighet og den målte strømningshastighet av MAF. Dette er vist i figur 5.

Figur 5
Figur 5. MAF Flow Rate korrelasjon. MAF målt strømningshastighet plottet mot LFE faktiske volumetriske strømningshastighet (se avsnitt 1.8). Klikk her for å se en større versjon av dette tallet.

Kalibreringen av metanet sensor med en 24 730 ppm metangass sylinder er vist i figur 6. Gjennomsnittlig avvik fra den faktiske metankonsentrasjonen etter at den eksterne korreksjon ble anvendt var 0,7%. Den største avviket fra den faktiske metankonsentrasjonen etter at den eksterne korreksjon ble brukt var 1,9%.

/54179/54179fig6.jpg "/>
Figur 6. Metan Sensorkalibrering / Verification. Ekstern verifisering av metan sensor med en kalibrert gass delt og NIST sporbar flasker metan (se punkt 2). Klikk her for å se en større versjon av dette tallet.

Etter at kalibreringskurvene var oppnådd og anvendt, ble verifisering av hele systemet utføres ved å fullføre en gass-gjenvinningstest. Hvori en kjent masse av metan ble injisert inn i systemet ved hjelp av en metan kalibrert MFC og en sammenligning gjøres mellom massen er angitt av systemet til den sanne masse injisert. Denne prosedyren er basert på vanlig praksis av propan injeksjoner kreves av Code of Federal Regulations for å sikre fangst og måling evne til full flyt utvannings tunneler der et kjent volum av hydrokarbon utslipp som injiseres i måling utenent systemet ved hjelp av en uavhengig kalibrert enhet og utvinning systemets evne er bekreftet. Den kontrollerende MFC ble kalibrert på metan. MFC ble satt til to strømningshastigheter på 20 og 30 slpm på 99,9% ren metan. Resultatene er presentert i tabell 1 for et system strømningshastighet på 140 SCFM. Det ble vist at i begge tilfeller den FFS systemmåleverdier var innenfor det forventede 4,4%. Den gjennomsnittlige feil i de to målingene var + 2,2%.

MFC Setpoint FFS Recovery Recovery Feil
slpm slpm %
20 20.3 1,70%
30 30.8 2.7
Gjennomsnitt 2,20%

Tabell 1. FFS utvinning resultater. Metan utvinning tester på to forskjellige simulerte lekkasjerater.

I feltet datainnsamling

Kontinuerlig Leak Kilde

Figur 6 illustrerer et eksempel på en kontinuerlig lekkasjekilder. Figur 7 kan deles inn i 4 separate regioner, ad. Disse inkluderer følgende deler: bakgrunn, nærmer lekkasjekilden, lekkasje fangst, og trakk seg tilbake fra lekkasjen kilde. Lekkasje kvantifisering oppstår under pkt. C Ved gjennomgang, den andre gjentatte målinger av samme lekkasjen oppstår etter pkt d Figur 8 viser lekkasjen sett fra infrarødt kamera -. Venstre viser metan skyen spre naturlig - til høyre viser at FFS samler alle lekkasjen pluss ytterligere utvanning luft.

Figur 7
Figur 7. Konvensjonell Kontinuerlig Leak Kontinuerlig lekkasjekilden tid spor som viser de ulike måleseksjoner (a: bakgrunn, b: nærmer lekkasjen, c: gjennomsnittlig lekkasjefrekvens, d: trakk seg tilbake fra lekkasje) (se pkt 5 - 5,6).. klikk her for å se en større versjon av dette tallet.

Figur 8
Figur 8. Infrarød Bilde av Leak Venstre -. Lekker passende og riktig -. Fanget / kvantifisert lekkasje fra samme montering (se avsnitt 4.6) Klikk her for å se en større versjon av dette tallet.

Intermittent Leak Kilde
Den totale masse forbundet med en viss hendelse ble oppnådd fra konsentrasjon-time profil gjennom anvendelse av numerisk integrasjon. For å omgå noen av ineffektivitet i forbindelse med den trapesformede regelen, ble en adaptiv kompositt Simpson regel anvendes. Dette allsidige kvadratur typen metoden gir automatiske trinn størrelse justeringer i regioner av skarpe variasjoner 73.

Behovet for numerisk integrasjon av de innsamlede data var anvendelig for intermitterende arrangement, for eksempel Figur 9 illustrerer et eksempel på en intermitterende kilde for utslipp av metan. Dette eksemplet var for en bil-tanking hendelsen. Bakgrunnen er vist 150-240 sek og fra 425 sek til slutten. Denne hendelsen var for fylling av en enkelt flytende naturgass (LNG) tank. Den lekkasjerate ble integrert for å bestemme den totale masse slippes ut (9,5 g).

Figur 9
Figur 9. Periodisk lekkasje. Intermittent lekkasjen kilde fra et kjøretøy-tanking hendelse (konsentrasjon [ppm], fortynning strømningshastighet [scfm], lekkasjerate [g / t]) (se avsnitt 5). Klikk her for å se en større versjon av dette tallet.

aggregert Source
På grunn av flere kilder være i tett nærhet og omsluttet av et dekke, ble kompressorenheten samlet og behandlet som en enkelt kilde for lekkasje kvantifisering. Figur 10 viser et eksempel på måling av de metanutslipp fra en aggregert kilde. Disse dataene ble samlet inn fra en tid-fill CNG kompressorhuset. Kompressorhus ble målt kontinuerlig i ca. 119 min. Kompressorenheten oppstått gjorde viser en liten mengde av variabilitet. Variasjoner i lekkasjerate og metankonsentrasjonen var på grunn av trykkvariasjoner og variable lekkasjer frakompressor sel. For aggregerte kilder, ble data samlet inn i lengre perioder og gjennomsnittlig lekkasjerate ble beregnet.

Figur 10
Figur 10. Samlet Eksempel. Lekkasjerate, flyt, og konsentrasjonsdata fra en samlet tid fylle kompressorhus CNG (kompressorer og vifter av) (se avsnitt 5.7). Klikk her for å se en større versjon av dette tallet.

Discussion

For å forbedre nøyaktigheten og overvinne dagens begrensninger industri, skapte vi Full Flow Sampling System (FFS) for metan kvantifisering. Forskere som brukes i systemet i en rekke former i en rekke steder i Nord-Amerika. Bruk av spektroskopi eliminerer signifikant interferens fra C2 + -forbindelsene, og de ikke-destruktive prøve natur gjør det mulig for pose prøvetaking av lekkasjen for alternativ analyse offsite. Når det kombineres med alternative vind blokkerer systemet har og nøyaktig kvantifisert metanutslipp fra følgende elementer: CNG drivstoffsystemer, LNG drivstoffsystemer, forbrenningsmotor veivhus, rør, slanger, koblinger, flenser, kompressor ventiler, brønnhodekomponenter, vann / olje separator tanker, ventiler, pneumatiske aktuatorer drevet av naturgass, foringsrør, og en rekke andre naturgass relaterte komponenter. Systemplattformer inkludert bærbare vogner, on-road og off-road kjøretøyer. Strømforbruk krever bruk aven generator eller hus makt gjennom standard 120 VAC tilkoblinger. Men gjennom denne bruken av 'grid' makt systemet kan smake på høyere strømpriser, men fortsatt brukes i forbindelse med skjøteledninger og lange prøvetaking hus for portabilitet rundt et gitt område av interesse. Nåværende batteridrevne systemer har redusert ytelse som en funksjon av batteriets ladetilstand som elimineres ved hjelp av rutenettet makt.

Periodiske kalibreringer protokoller har blitt utviklet og integrert i brukergrensesnittet. Protokoller 1-3 skal være fullført før eventuelle nye nettstedet revisjon eller på et minimum på månedlig basis. Hvis brukerne ikke følger nøye med protokollene, kan systemet under eller over-rapport utslipps priser, noe som kan ha negativ innvirkning på GHG rapportering. Det primære målet for protokollene er å sikre en nøyaktig system for å estimere total språk utslippene med komponent detalj. Hvis brukes statistisk analyse for å skape nye utslippsfaktorer, deretter hver ikke-leakonge Delen skal også registreres.

Den lekkasjesøk prosessen kan være tidkrevende med bruk av håndholdte enheter. Bruken av en optisk gass-bildekamera i betydelig grad kan redusere den tid som kreves for lekkasje oppdage. Kameraet må være i stand til å måle flyktige organiske forbindelser, inkludert metan. For tiden tilgjengelige kommersielle enheter har følsomhet på påvisbare lekkasjerater på ca 0,8 gram per time (g / t), og er avhengig av vindforholdene. Bildebehandlingsenheter er også følsom for temperatur. Sørg for å justere temperaturskalaer som nødvendig. Ekstremt kalde damper (kryogenisk naturgass) eller overopphetede damp (steam i eksos og andre) kan fremstå som overdreven lekkasjer. Etterfølgende kvantifisering må følge for å fastslå nøyaktig den faktiske lekkasjerate på noen avbildes lekkasje. Bruk av infrarøde kameraer kan redusere lekkasjesøking varelager, men er følsom for vindforhold. Mindre lekkasjer under høye vindforhold kunne diffuse raskere og ikke bli oppdaget. Når du er i tvil, alltid dobbeltsjekke med en håndholdt metan detektor.

Et brukervennlig grensesnitt sikrer enkel og riktig bruk av FFS. Integrert brukeren ber hjelpe brukeren langs protokollen og redusere etterbehandlingstiltak. For eksempel, når en lekkasje kvantifisering er fullført (§ 5), gjennomsnittlig lekkasjerate basert på beregninger med minst 30 sek kontinuerlig konsentrasjonen og strømningshastigheten opptakene vil bli rapportert. Bruker meldingene vil automatisk bruke globale eller lokale bakgrunnskonsentrasjoner. Enkel skjermvalg vil føre solenoider å drive og prøve for de riktige stedene. Brukere bør følge alle på skjermen for å sikre nøyaktig kvantifisering av lekkasjen. Programmet vil automatisk riktig for følgende: global eller lokal bakgrunn; temperatur; massestrømningshastighet (antatt luften med karbondioksid og metan rettelser); fuktighet (målt fra GHG sensor); temperatur (thermocouple - overflødig sjekk for omgivelsene)

Den relative usikkerheten målt metanutslipp prisene er ± 4,4%, bortsett fra i tilfeller hvor lekkasjen er ubetydelig som konsentrasjonen målt nærmet bakgrunn konsentrasjon. Et eksempel på komponent usikkerheter er gitt i Tabell 2.

Kilde Usikkerhet (%)
metan Sensor 1
Metan sensor kalibrering korrelasjon 0,73
Metangass flaske 1
Null luft gassflaske 0.1
LFE 0.7
MAF 4
Differensialtrykkmodulen 0.025
Absolutt trykkmodulen 0,06 Termoelement 0.4
MAF kalibrering korrelasjon 0,09
gass ​​divider 0.5

Tabell 2. Komponent Usikkerhet. Uavhengige komponent usikkerhet som brukes til å kvantifisere system usikkerhet.

Totalt sett systemet og dets metoder har vist seg gunstig i arbeidet med å tallfeste nøyaktig metanutslipp fra ulike kilder. Systemet er skalerbart og brukervennlig. Den utviklede systemet har en usikkerhet på ± 4,4% i forhold til dagens kommersielle systemer med en usikkerhet på ± 10% 74. Med riktig kalibreringer, kan dette systemet lett kvantifisere lekkasjerater opp til 140 SCFM forhold til dagens kommersielle systemer som er i stand til å kvantifisere lekkasjer opp til 8 SCFM med full Batteriet lades 64,74. Mens systemet krever tilkobling til huset makt, og tilbyr fordelene med conensartede samplingsfrekvenser og samplingsfrekvenser mye høyere enn dagens systemer. Minste deteksjonsgrensen for dagens system er 0,24 g / t eller 3.0x10 -3 SCFM. Brukergrensesnittet reduserer etterbehandlingsbehov og reduserer rapporteringsarbeidet. I tillegg laser-baserte sensorer er ikke-ødeleggende for lekkasjeprøven, som tillater direkte måling av prøven med flere analysatorer 65. Laserbaserte målinger ikke krever separate sensorer for omgivelses, liten og stor lekkasje konsentrasjoner eller sensor overganger, som bidrar til ytterligere kilder til unøyaktighet. Fremtidige studier fokuserer på fortsatt optimalisering av FFS og brukergrensesnittet. Ytterligere forskning blir gjennomført som kombinerer eksperimentelle forskningsdata og beregning fluid dynamics å utvikle flere beste praksis for å sikre konsistente og optimale måleteknikker.

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 utslipp av metan metan kvantifisering full-flow sampling system (FFS) klimagasser naturgass
Design og bruk av en Full Flow Sampling System (FFS) for kvantifisering av metanutslipp
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