Waiting
Login processing...

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

Engineering

Разработка и применение системы Full Flow сэмплирования (FFS) для определения объема выбросов метана

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

Использование природного газа продолжает расти с увеличением открытия и добычи нетрадиционного сланцевого ресурсов. В то же время, природный газ лица промышленности продолжали исследования в течение выбросов метана от всей цепочке поставок, в связи с относительно высоким потенциалом глобального потепления метана (в 25-84x, что углекислого газа, в соответствии с энергетической информации). В настоящее время целый ряд методик различных неопределенностей существует для измерения или оценки выбросов метана из компонентов или объектов. В настоящее время только одна коммерческая система доступна для количественной оценки выбросов компонентов уровня и последние отчеты выдвинули на первый план свои слабые стороны.

В целях повышения точности и повышения гибкости измерения, мы разработали, разработаны и внедрены новую полную систему отбора проб потока (FFS) для количественной оценки выбросов метана и парниковых газов на основе принципов измерения выбросов транспортных. FFS представляет собой модульную систему, которая состоит из взрывобезопасные вентилятора (ов), датчик массового расхода воздуха (ов) (МАФ), термопарой, образец зонда, насос постоянного отбора проб объем, лазерный датчик на основе углекислого газа, устройства сбора данных и программного обеспечения для анализа , В зависимости от конфигурации вентилятора и шланга, используемого, ток FFS способен достичь скорости потока в диапазоне от 40 до 1500 стандартных кубических футов в минуту (SCFM). Использование лазерных датчиков на основе уменьшает помехи от высших углеводородов (С2 +). Совместное измерение водяного пара позволяет для коррекции влажности. Система является портативным, с различными конфигурациями для различных применений, начиная от осуществляется лицом, монтируется в рисованной тележку, на дорожное полотно транспортного средства, либо от кровати транспортных средств полезности местности (UTVs). FFS может дать количественную оценку интенсивности выбросов метана с относительной погрешностью ± 4,4%. FFS доказала, реальное функционирование мира для количественной оценки выбросов метана, происходящих в conventioНаль и удаленных объектов.

Introduction

Последние сообщения подтверждают , что климат меняется из - за деятельности человека и дальнейшее изменение неизбежно 1. Изменение климата происходит с увеличением выбросов парниковых газов (ПГ) концентрации в атмосфере. Диоксид углерода (CO 2) и метан являются крупнейшими донорами ПГ 2. CO 2 и метана происходят из обоих природных процессов и деятельности человека 3. Нынешние атмосферные уровни CO 2 и метан , соответственно увеличился на 31% и 151% в течение последних двух столетий, с концентрацией метана увеличивается со скоростью 2% в год 4-6. Климатические последствия метана и выбросов CO 2 зависят от рассматриваемого периода , как метан имеет более короткую продолжительность жизни в атмосфере по сравнению с СО 2 7. Атмосферная продолжительность жизни метана составляет 12-17 лет, после чего Окисление СО 2 происходит 8. Воздействие метана в 72 раза больше, чем CO 9. На массовой основе метана составляет 23 раз эффективнее задерживает тепло в атмосфере , чем СО 2 в течение периода 10 100 лет. Метан и CO 2 составляют 10% и 82% от общего объема выбросов парниковых газов 11 Соединенные Штаты Америки (США). Глобальные выбросы метана из антропогенных источников составляют примерно 60% , а остальные взяты из природных источников , 8, 10.

В 2009 году , не сгорает выбросов метана между добывающих скважин и местной распределительной сети соответствует 2,4% от валового США добычи природного газа (1.9-3.1% при уровне достоверности 95%) 12. Несгоревшей выбросы метана являются не только вредными для окружающей среды, но и представляют собой огромные затраты на природный газ компании 13. По оценкам аналитиков, газовая отрасль теряет более $ 2 млрд долларов в год из - за утечки метана и вентиляции 14. Несгоревшей выбросы объявлIED , как беглец или вентилирования 15, 16. Беглец относится к непреднамеренного высвобождения газа из процессов или оборудования, таких как клапаны, фланцы, или фитингов в атмосферный воздух 17, 18. Отвод относится к преднамеренным выпуском газа из оборудования или рабочих процессов окружающего воздуха, такие как пневматические приводы 19. На суше нефти и природного газа объектов, счет неорганизованных выбросов на ~ 30% от общего объема выбросов метана 20. В 2011 году Агентство по охране окружающей среды США (EPA) считает , что более 6 миллионов метрических тонн беглого метана бежал из природного газа систем, которые превышают объем выбросов парниковых газов (CO 2 -эквивалентно над периодом 100 лет), испускаемое все США железо и сталь, цемент, и производственные мощности алюминия в сочетании 21.

Критический разрыв существует в определении влияния климата природного газа из-за отсутствия точных и надежных оценок, связанных EMissions. Тем не менее, существует мнение , что неорганизованные выбросы метана происходят на каждом этапе природного газа жизненного цикла и дальнейших исследований в точном измерении и отчетности этих значений имеет важное значение 19. Исследования сообщили неорганизованных выбросов в конкретных секторах с результатами той или иной вплоть до двенадцати порядков 19, 22-28. Отсутствие признанных отраслевых стандартов и нехватка согласованных правил в области обнаружения утечек и количественной оценки утечки позволяют использование различных методов и оборудования тестирования, с точностью некоторых методов измерений достигает ± 50% 29-35. Таким образом, существует значительная неопределенность существует на количество нестойкого метана , выделяемого в течение природного газа жизненного цикла 19, 28, 33, 36-39. На рисунке 1 показано количество изменчивости в опубликованной литературе по измерений и оценок выбросов метана , связанных с жизнью природного газа цикл. Рисунок 1

Рисунок 1
Рисунок 1. Летучие выбросы метана. Напечатано в среднем неорганизованных выбросов метана , выделяемого в виде процента от общего производства природного газа 13, 27, 40-59. Пожалуйста , нажмите здесь , чтобы посмотреть увеличенную версию этой фигуры.

В настоящее время общее количество неорганизованных выбросов неясна частично из-за неопределенности измерений и методов масштабирования. Без точных измерений выбросов метана, политики не в состоянии принимать обоснованные решения по данному вопросу.Обзор современной литературы были определены три основных метода для количественного определения неорганизованных выбросов природного газа: расфасовки, индикаторного газа и коммерчески доступного сэмплер высокого потока.

Способ включает в себя размещение в травосборник кожух в виде «мешка» или палатки вокруг беглого источника излучения 60. Есть два варианта метода расфасовке. В одной, известной скорости потока чистого газа (обычно инертный) проходит через камеру, чтобы создать хорошо перемешанную среду для измерения. После того, как будет достигнуто равновесие, образец газа собирают из мешка и измерить. Беглеца скорость эмиссии определяется из измеренного расхода чистого газа через камеру и стационарной концентрации метана в корпусе 61. В зависимости от корпуса и утечки размер, время , необходимое для достижения необходимого устойчивого состояния для измерения скорости утечки составляет от 15 до 20 мин 61. Способ упаковки в мешкимогут быть применены на большинстве доступных компонентов. Тем не менее, оно не может быть пригодным для ненормально формы компонентов. Этот тип метод способен измерять утечки в диапазоне размеров от 0,28 кубических метров в минуту (м 3 / мин) до такого размера , как 6,8 м 3 / мин 60 .The другой метод расфасовки известен как калиброванный расфасовки. Здесь, мешки известного объема запечатаны вокруг беглого источника излучения. Беглеца скорость эмиссии рассчитывается на основе количества времени, необходимого для расширения мешка, и скорректированный на стандартные условия.

методы индикаторного газа количественно беглого интенсивность выбросов на основании измеренной концентрации индикаторного газа, протекающего через беглого источник. Tracer газы, обычно используемые являются гелий, аргон, азот, гексафторид серы, среди других. Беглец скорость эмиссии определяется из соотношения известной скорости высвобождения индикаторного газа вблизи беглого источника, измерения Подветренном концентраций трассера и fugiный источник газа, и наветренной базового уровня 24. Беглец скорость эмиссии действительна только при условии , одинаковую дисперсию и полное перемешивание для двух источников 62. Это означает, что индикаторный высвобождается около беглого источника с одинаковой скоростью и высотой, а с подветренной стороны измерения из хорошо перемешанных шлейфов. Этот метод отнимает много времени и не обеспечивает уровня компонента зернистостью 63.

Коммерчески доступная система отбора проб большого объема состоит из портативного , работающий от батареи прибора упакованного внутри рюкзака , чтобы количественно оценить неорганизованных цены 64 выбросов. Воздух, окружающий определение места утечки втягивается в пробоотборник через внутренний шланга диаметром 1,5 дюймов при достаточно высокой скорости потока, что можно предположить, что все протечки газа захвата.

Скорость потока пробы рассчитывается с трубкой Вентури в блоке. Для низких концентраций метана, 0,05-5% газа по объему, ACatalyst датчик метана используется для измерения концентрации. Этот датчик является разрушительной для метана и других углеводородов в образце. Для концентрации метана от 5-100% по объему, тепловой датчик используется. Система использует отдельный фоновый датчик и датчик, который корректирует концентрацию утечки относительно фоновой концентрации. После завершения измерения, образец исчерпал обратно в атмосферу из зоны выборки 64. Этот метод может быть применен на большинстве доступных компонентов, с ограничением измеряемых скоростей потока до восьми стандартных кубических футов в минуту (SCFM). Эта система способна испытывать до 30 проб в час. В последнее время эта система была показана иметь разнообразную точность и вопросы , связанные с переходом от каталитического датчика к датчику 65 термическим. Кроме того, система требует газа фракционного анализа, чтобы правильно применить коэффициент отклика в зависимости от качества газа - это не метанконкретный. Система широко используется и , возможно, связано с расхождениями между сверху вниз и снизу вверх методов, в рамках отчетности по выбросам метана 65.

Из-за ограничений этих методов и систем, была разработана новая система количественной оценки. FFS использует ту же концепцию дизайна как системы разбавления , используемые в сертификации автомобильных выбросов 66-68. FFS состоит из шланга, который питает взрывобезопасные вентилятор, который исчерпывает утечки и разбавление пробы воздуха через датчик массового расхода воздуха (MAF) и пробозаборном. Пробоотборник соединяется с лазерным на основе анализатора метана через пробоотборную трубку. Анализаторы использует полости повышенной абсорбции для измерения CH 4, CO 2 и H 2 O. Анализатор способен измерять СН 4 от 0% до 10% по объему, CO 2 от 0 до 20000 частей на миллион, и H 2 O от 0 до 70000 частей на миллион. Повторяемость / точность (1-сигма) для этой конфигурации Is <0,6 частей на миллиард СН 4, <100 частей на миллиард CO 2, и <35 частей на миллион для H 2 O 69. Выборка составляется из потока при постоянной объемной скорости. Система инструментальными с регистрации данных оборудования. Рисунок 2 иллюстрирует схему ФФС. Перед началом работы с FFS, заземляющего сэмплера шланг прикреплен к поверхности, что позволяет системе быть заземлен. Это превентивные меры, чтобы снять статический заряд на конце шланга, который может возникнуть в результате воздушного потока через шланг. Сбор данных происходит либо на смартфон, планшет или ноутбук. Программное обеспечение было разработано для сбора данных, их обработки и составления отчетов. На рисунке 3 представлен краткий обзор пользовательских интерфейсов для следующих протоколов.

фигура 2
Рисунок 2. Схема и FFS изображение слева -. FFS схематичны исправа -. портативные FFS во время сжатого природного газа (CNG) аудита станции Пожалуйста , нажмите здесь , чтобы посмотреть увеличенную версию этой фигуры.

Рисунок 3
Рисунок 3. Обнаружение и Количественное Обзор программы. Краткий обзор шагов , и пользователь запрашивает калибровок, тесты восстановления, и утечки количественной оценки. Пожалуйста , нажмите здесь , чтобы посмотреть увеличенную версию этой фигуры.

Protocol

Примечание: FFS была спроектирована с учетом требований безопасности , чтобы исключить или уменьшить возможность воспламенения метана или источника природного газа. Природный газ является горючим в условиях окружающей среды для объемных концентраций от 5% до 15%. Система будет испытана и подтверждение соответствия требованиям безопасности. Модификация или нарушение целостности системы может привести к серьезным травмам.

1. Калибровка МАФ

Примечание: МАФ требует периодической калибровки от Национального института стандартов и технологий (NIST) элемент прослеживаемы ламинарного потока (LFE). Используйте инструменты калибровок в рамках программы для завершения калибровки MAF против известного LFE. Программа будет собирать все необходимые данные от датчиков давления, датчик влажности, и МАФ для создания новой калибровки. Рекомендуется, что калибровка 11-точка будет завершена. Если калибровка старше одного месяца, новая калибровка должна быть завершена. Старые калибровок можно просматривать ииспользуемый.

  1. Выберите соответствующего размера LFE, чтобы гарантировать, что диапазон расхода больше, чем 25% от нижнего диапазона потока LFE.
  2. Подключите MAF к скамейке потока, обеспечивающего вход к МАФ составляет по меньшей мере 10 диаметров ниже по течению от каких-либо ограничений или расширения.
  3. Подключите комбинированный абсолютное / дифференциальный манометр к портам перепада давления скамьи потока LFE.
    1. Убедитесь, что преобразователь дифференциального давления находится в пределах калибровки. Подключите высокий номер порта на стороне датчика к восходящему LFE порту. Подключите низкий боковой порт датчика к нисходящему порту LFE.
    2. Убедитесь в том, что абсолютное датчик давления комбинированного дифференциального / метр абсолютного давления находится в пределах калибровки и подключения через "тройник" Присоединение к высокой боковой порт датчика перепада давления.
  4. Подключите K-термопары типа в блок сбора данных (DAQ).
  5. Убедитесь в том, что устройство для измерения точки росы находится в пределахкалибровки и подключен к DAQ и воздушный поток.
  6. Убедитесь в том, что МАФ и потока стендовые сигналы являются приемлемыми (0-5 вольт) и использовать экран программного обеспечения калибровок, чтобы начать калибровку МАФ.
  7. Установите поток на 11 различных скоростях потока через ожидаемый диапазон МАФ и в пределах допустимого диапазона LFE. Соберите как минимум 30 сек данных при каждом условии потока с минимальной частотой 1 Гц, нажав кнопку оплаченный калибровки данных.
    Примечание: Убедитесь в том, что калибровка MAF охватывает по меньшей мере, 25% от минимальной скорости потока LFE, используемого для калибровки. Не превышать максимальную скорость потока LFE, если большие скорости потока должны быть откалиброваны, используйте больший LFE.
  8. Запустите программу калибровки, нажав кнопку Process Data Calibration и выберите кривую подгонки, которая дает минимальную суммарную погрешность без единой ошибки точки за пределами ± 2%.

2. Калибровка анализатора инвентаризаций парниковых газов

Примечание: парниковый анальныйyzer должен быть откалиброван внутри страны на ежегодной основе третьей стороной. Пользователи могут использовать инструменты калибровок в рамках программного обеспечения для завершения внешней калибровки или проверки. Калибровка использует бутилированные газы известной концентрации. Этот газ смешивается с азотом через газовый делитель и выходит к влажному зонда. Анализатор всасывает образца при известной скорости потока и записывает значение. Рекомендуется, что калибровка 11-точка будет завершена в диапазоне интересов. Программа автоматически корректирует концентрации газа и вязкости внутри газового сепаратора.

  1. До начала полевых испытаний, выполнить внешнюю проверку или калибровку при необходимости (предыдущие калибровки старше одного месяца).
  2. Мощность датчик на ПГ в течение 15 мин до начала проверки / калибровки и подключение проверки "тройник" прилегают к входному отверстию датчика.
  3. Выберите EPA Протокол или по NIST газ для проверки и использовать ультра-азота высокой чистоты (UHPN)как баланса газа.
  4. Подключить проверочный газ (метан) к компонентному порту калиброванного газового сепаратора с использованием утвержденных регуляторов (CGA 580 для UPHN, CGA 350 для метана). Подключите выход газового делителя на "тройник" шага 2.2.
  5. Установить газовый компонент, выходное давление до приблизительно 23 фунтов на квадратный дюйм - калибровочных (ати), регулируя регулятор. Установите баланс газа, выходное давление приблизительно 19 фунтов на кв. Установка скорости потока газа делителя, по крайней мере в два раза внутренняя скорость потока образца насоса с газовым делителем, проточная ручка управления (ток образца насос работает на двух стандартных литров в минуту (СЛМ), так что на выходе из газового сепаратора должен быть установлен на уровне 4 SLPM).
    Примечание: Адекватно затопить пробозаборное с газовой смесью, чтобы обеспечить надлежащую проверку. Используйте вторичную ротаметр если таковые имеются, чтобы обеспечить чистый положительный поток из паводкового зонда «тройник» стадии 2.3.
  6. Нажмите кнопку Пуск калибровки и введите Ьottle концентрация компонента газа (в м.д.). С помощью газового сепаратора для выбора компонентов газа диапазоны от нуля до 100% (11 всего баллов). Сбор данных в течение как минимум 30 с при каждой установке газового сепаратора для завершения линеаризацию.
  7. Выберите, применяется ли новая внешняя калибровка.
    Примечание: Если проверка проходит в пределах погрешности концентрации газового баллона (обычно 1-2%), то новая внешняя калибровка не нужно создавать.
  8. Повторите предыдущие шаги для одного или нескольких точечных поверок / калибровок метана, углекислого газа или водяного пара.

3. Тест Полное восстановление системы

Примечание: Полный тест восстановления системы завершен, чтобы гарантировать, что FFS восстанавливает и точно передает известный объем калибровочного газа.

  1. Мощность на FFS и обеспечить датчик выбросов ПГ был включен по крайней мере, 15 мин. Выберите газ восстановления для тестирования - метан.
  2. Подсоедините газовый баллон к соответствующемурегулятор и установите выходное давление приблизительно 20 фунтов на кв.
  3. Подключите линию подачи газа на регулятор газового баллона и входом в контроллер откалиброван массового расхода (MFC). Подключение к выходному отверстию МФЦ к входному отверстию шланга отбора проб. Выберите вкладку проверки восстановления газа в программном обеспечении DAQ и подключить последовательное подключение МФЦ к DAQ.
  4. Нажмите кнопку Пуск тест восстановления газа и записи данных в фоновом режиме, по крайней мере, 30 секунд, известная скорость потока газа может быть введен в это время.
  5. Установите скорость потока газа регенерации до среднего размера утечки на основе ожидаемых или предыдущих значений (20 или 30 SLPM СЛМ). Начать поступать газ восстановления и пусть система стабилизации в течение 30 сек.
  6. После стабилизации, нажмите запись, и позволить программе для записи данных проверки на герметичность в течение 30 сек.
    Примечание: По завершении отбора проб программного обеспечения создаст отчет, показывающий погрешность между известной скоростью потока газа и извлеченного расхода газа.погрешность ± 4,4% является приемлемым (относительная погрешность измерения системы), но целевая ошибка восстановления составляет ± 2%.
  7. Повторите тест-реаниматор газа, по крайней мере в три раза и убедитесь, что все ошибки находятся в пределах допустимого диапазона.
  8. Проверьте систему на наличие неисправностей, если ошибка находится за пределами ± 4,4%. Дважды проверьте все соединения, скорость потока, ошибки по исправлению ситуации, и повторите шаги с 3,2 до 3,6.
    Примечание: Неисправности могут включать в себя, что линия питания не может быть вставлен в шланг FFS выборки или соединения были свободны от образца арматуры. Новый МАФ калибровки или датчик проверки может быть необходимо, если ранее не завершено (в течение месяца).

4. Обнаружение утечек Аудит

Примечание: Произвести инвентаризацию сайта для идентификации каждого потенциального источника неорганизованных выбросов. Этот перечень будет включать в себя ряд источников (клапаны, фланцы, насосы / компрессоры, вентиляционные отверстия и т.д.) с разбивкой по источникам группы (здание компрессорной, хранения фермы, vehicle заправки стойки и т.д.) Проверка обнаружения утечек может происходить параллельно или последовательно с количественной оценки утечки. Портативный детектор метана или камеры оптического газа визуализации может быть использован для изучения компонентов на наличие утечек. При утечке идентифицируются запись описание, концентрация, и сделайте снимок. Отметьте утечку для последующего количественного или количественно утечку в это время.

  1. Создайте новый файл инвентаризации в программе. Введите информацию на сайте для инвентаризации и отчетности целей (имя, тип сайта и т.д.). Дата, штамп времени, и местоположение GPS автоматически заполняются.
  2. Нулевой карманный детектор метана на окружающем воздухе перед использованием. Использование портативного детектора метана с пробоотборник, чтобы проверить все возможные интерфейсы, которые доступны на наличие неорганизованных выбросов. Входное положение ортогональным Пробозаборное на поверхность, чтобы свести к минимуму разбавление.
    Примечание: Чувствительность ручного устройства составляет 5 частей на миллион выше фона при zeroed на атмосферный воздух.
    1. Документ любые недоступные источники или агрегированные источники.
      Примечание: Недоступные источники могут включать в вентиляционные трубы, которые находятся дальше безопасно доступной высоте, определяется оператором сайта. Совокупные источники могут включать в себя несколько пневматических клапанов, присоединенных к коллектору или загорожен коробкой обслуживания. Если источник или несколько источников можно рассматривать в целом с использованием корпуса, агрегировать источники.
    2. Совокупные несколько источников с использованием монтажного шкафа с по меньшей мере одним входом и одним выходом. Документ все источники внутри периметра корпуса. Добавьте в качестве источника совокупного образца и продолжения работы с количественной оценки раздела 5.
      Примечание: Применение раствора детектора утечки допускается классифицировать источники "не-негерметичность". Удерживая флакон в вертикальном положении, нанесите достаточное количество раствора детектора утечки, чтобы покрыть интерфейс. Разрешить 5-10 секунд для пузырьков с образованием.
  3. Впускное отверстие должно зонда прибора обнаружения на поверхностиинтерфейса компонента. Перемещение зонда вдоль интерфейса периферии, наблюдая за прибор считывания, следя за тем, чтобы рассмотреть вопрос о замедленное время отклика прибора.
  4. Медленно образец интерфейс, где утечки указывается до тех пор, пока не будет получено максимальное показание измерителя.
  5. Оставьте входное отверстие зонда на этом месте максимального чтения для примерно в два раза время отклика прибора (20 сек). Если максимальное наблюдаемое показание индикатора больше, чем 500 частей на миллион (промилле), запись, и сообщить о результатах. Нажмите на изображение принять утечки для целей отчетности.
  6. В качестве альтернативы, использовать инфракрасное устройство обработки изображений для сканирования медленно компонентов, чтобы исследовать на наличие утечек. Этот метод утвержден в качестве альтернативной трудовой практики для обнаружения утечек из оборудования по методу EPA 21 - изображение оптического газа.
    1. Включите камеру и дайте стабилизации.
    2. Снимите крышку объектива и использовать экран камеры для сканирования медленно компоненты на наличие утечек.
      Примечание: Optiческие воображая газовые камеры, как правило, дороже, но действительно уменьшают время, необходимое для сканирования компоненты на наличие утечек. Использование высоких режимов чувствительности может потребоваться для небольших утечек.
    3. Если утечка обнаружена с камерой, либо записывать видео или изображения для целей отчетности. Отметьте места утечки для последующей количественной оценки с ФФС.

5. течи Количественное

Примечание: Течь количественной оценки скорости может быть завершена в то же время, как обнаружение утечек или после инвентаризации утечек было завершено. Количественное происходит под кнопкой новой утечки после ввода данных сайта и утечки. Пользователь должен выбрать, следует ли использовать локальный или глобальный фон. В любом случае, система будет контролировать соответствующие электромагнитные клапаны и записать приуроченный образца. После того, как фон был взят, утечка должна быть определена количественно в три раза или с трех сторон для обеспечения надлежащего захвата утечки. Система будет анализировать три измерения и сообщать одисперсия. Пользователи могут сохранять данные утечки (отдельно и в среднем), повторите захват, или классифицировать в качестве источника переменной.

  1. Мера и фоновые концентрации метана запись периодически по всему сайту визита и с каждым количественной оценки утечки.
    Примечание: Это имеет большое значение, чтобы принимать отдельные фоны на наличие утечек, которые находятся в аналогичной области и в условиях, когда дилатация воздух может содержать слипстрим ближайших утечек. Комбинированный анализ утечек систем обсуждается ниже - 5,15.
  2. Количественно выявленных утечек. До приближения к утечки с помощью шланга образца убедитесь, что заземляющий браслет находится в контакте с землей и клип Клип зажим заземления сэмплера к пункту о котором идет речь. Используя FFS, поместите шланг отбора проб в нескольких точках вокруг области источника утечки, чтобы получить три последовательных количественными скорость утечки для этого источника, который включал непрерывно регистрируемой концентрации потока пробы и пробы.
  3. В программе, нажмите кнопку количественной оценки утечки. Возможность использовать глобальный или локальный фон предложит пользователю.
  4. В случае сомнений загрязнения от других утечек, всегда имеют локальный фон. С помощью шланга в положении утечки количественной оценки, нажмите принять местный фон. После завершения программа предложит пользователю дать количественную оценку утечки.
    Примечание: Программа автоматически переключает местоположение выборки на выходе из ФФС к порту сразу за входным отверстием для шланга отбора проб для локального фона. Шланг отбора проб должен находиться в том же самом положении измерения, как используется для образца квантификации.
  5. Повторите Record утечка незамедлительные три раза, особенно в случаях высоких окружающих условиях ветра или в сложной геометрии.
    1. Если дисперсия дополнительных количественными выше 10%, исследование с целью определить, является ли дисперсия является результатом неисправности прибора или изменчивости скорости утечки.
    2. Если источник изменчивости скорости утечки из-за неисправности прибора, устранить источник неисправности и повторно количественно. В противном случае, классифицировать утечку как "переменная" и запишите предполагаемую причину.
  6. В случае нескольких источников в непосредственной близости или одного источника охваченной покрытия, обработать источник (ы) в вопросе в качестве единственного источника для количественной оценки утечки с использованием корпуса. Используйте вкладку Корпусная, чтобы выполнить этот тип количественной оценки.
    1. Изготовить кожух полностью из пластиковой пленки или встроенным либо гибким, не проницаемого материала, или полагаться на постоянной корпуса, такого как корпус компрессора.
      Примечание: EnclosЮр позволяет Количественное устройство для захвата любого природного газа, который просачивается из компонентов в пределах его границ и допускает разбавление захваченного природного газа через специально размещенных отверстий в корпусе или из существующих мест сброса давлени на постоянных корпусах.
    2. Разрешить любой природный газ разбавляется следует извлечь из корпуса и добиться стабилизации показаний от датчика выбросов парниковых газов. Продолжительность выборки квантификации выполняется с использованием корпуса зависит от размеров шкафа.
    3. Расположите точки, при которой образец Количественное взяты из корпуса таким образом, что разбавление воздух проходит через потенциальный источник утечки (ы), чтобы уменьшить продолжительность отбора проб, позволяющих установившихся показаний концентрации
  7. Если требуется мешок образца, поместите вакуумированный мешок образца коробки упаковочную к выходу датчика ПГ. Используйте программное обеспечение для записи мешок образца, идентификационный номер и таймер на экране, чтобы обеспечить полный мешок образца дляанализ за пределами площадки было принято.

Representative Results

Несколько FFS были разработаны и использованы для количественной оценки различных источников выбросов метана. Два крупных исследования включали сверхпрочная природном газе насос Фонд защиты окружающей среды по колесам (PTW) исследования и скоординированную кампанию Барнетта (BCC). Исследование PTW сосредоточены на количественной оценке выбросов метана от тяжелых природного газа систем транспортного средства на топливо, картеров двигателей, сжатого природного газа танков, сжиженного природного газа, резервуары для топлива станции оборудование, форсунки и другие утечки.

Несколько FFS использовались системы во время БКК, в котором приняли участие ведущие специалисты из академических и научно-исследовательских учреждений со всей страны, чтобы собрать данные о выбросах метана по всей цепочке поставок природного газа (производство, сбор и обработка, передача и хранение и локальное распределение) через сочетание воздушных судов, транспортных средств и наземных измерений. Мы провели прямой источник количественной оценки выбросов метана на природныйкомпрессорных станций газа и хранилищ с использованием разработанной методологии и системы FFS. Часть результатов исследования Barnett Shale , относящихся к измерениям , полученным посредством приема на работу ФФС была представлена ​​и опубликована в рецензируемых конференциях и научных журналах 70-72.

Для обоих PTW и БЦК, мы использовали метан оборудования для обнаружения утечек для обследования компонентов сайта, включая клапаны, насосно-компрессорных труб / трубопроводов и других компонентов, которые несли или проводимых на природном газе. Утечка была обнаружена с ручным детектором метана. Этот ручной детектор помог в определении местоположения утечки путем выявления повышенной концентрации метана над фоном. После того, как определение места утечки было обнаружено, что превысило порог концентрации, исследователи использовали FFS для количественного определения скорости утечки. Образец утечки ФФС собирали через шланг, прикрепленного к всасывающей стороне вентилятора. Образец пропускали через сертифицированного пр взрывауф воздуходувка, где он был истощен через систему труб, которая содержала MAF и датчик метана. Система ФФС смогла образца при скорости потока от 40 до 1500 SCFM зависит от конфигурации системы. Используя измеренные значения расхода проб и концентрации метана, скорость утечки в Госфинмониторинг или г / ч рассчитывали.

Данные калибровки

Для калибровки, постоянный поток был создан через систему. Падение давления через LFE был получен путем измерения перепада давления между портом высокого давления и порт низкого давления на LFE. Абсолютное давление регистрировали с порта высокого давления линии дифференциальное измерение. Давление калибровки были измерены и записаны с комбинированной дифференциальной / метр абсолютного давления. РПУ используется два модуля, один для абсолютного давления, и один для дифференциального давления. Модуль абсолютного давления был способен измерять 0-30 PSI ABSOLUт.е с погрешностью 0,025%. Модуль дифференциального давления был способен измерять от 0 до 10 дюймов воды с погрешностью 0,06%. Температура пробы газа измеряли до LFE с использованием К-термопара типа с погрешностью ± 1,1 ° С или 0,4%. Выходное напряжение от MAF был записан с помощью аналоговой картой сбора данных. Скорость потока изменялась с переменным ограничителем клапана на входе вентилятора. Калибровки были выполнены на МАФ для различных скоростей потока, вплоть до 1500 SCFM.

Поскольку константа скорости потока воздуха, прошедшего через оба канала LFE и МАФ, перепада давления, температуры образца, абсолютного давления и напряжения MAF записывались одновременно. Перепад давлений на LFE, температуру пробы, и абсолютного давления использовались для расчета фактического объемного расхода через LFE с использованием коэффициентов, предоставляемых производителем. Фактическая объемная скорость потока былапреобразуется в стандартный объемный расход. Стандартный объемный расход через LFE был связан с напряжением , полученным от MAF, как показано на рисунке 4.

Рисунок 4
Рисунок 4. МАФ Выходной сигнал калибровки. Многоточечная калибровка МАФ с отслеживаемой LFE NIST (см разделы 1 до 1.7). Пожалуйста , нажмите здесь , чтобы посмотреть увеличенную версию этой фигуры.

Регрессии методом наименьших квадратов проводили на наборе данных , чтобы определить наиболее подходящую коэффициенты уравнения и вычислить статистику по регрессии уравнения в, R 2, для изучения корреляции между наборами данных. После того, как уравнение было разработано, чтобы связать напряжение MAF к скорости потока через LFE, было проведено сравнение между фактическим Скорость потока и измеренный расход МАФ. Это показано на рисунке 5.

Рисунок 5
Рисунок 5. МАФ расхода Корреляция. МАФ измеренный расход в виде зависимости от фактической скорости объемного расхода LFE (см разделы 1.8). Пожалуйста , нажмите здесь , чтобы посмотреть увеличенную версию этой фигуры.

Калибровка датчика метана с 24730 частей на миллион в цилиндре газа метана показан на рисунке 6. Среднее отклонение от фактической концентрации метана после того, как внешняя коррекция прикладывания 0,7%. Наибольшее отклонение от фактической концентрации метана после того, как внешняя коррекция была применена составила 1,9%.

/54179/54179fig6.jpg "/>
Рисунок 6. Метан калибровки датчика / Проверка. Внешняя проверка датчика метана с использованием калиброванного газа и разделенную по NIST бутилированную метана (раздел 2). Пожалуйста , нажмите здесь , чтобы посмотреть увеличенную версию этой фигуры.

После того, как Калибровочные кривые были получены и применены, проверка всей системы была выполнена после завершения испытания по улавливанию газа. В котором известной массы метана, вводили в систему с использованием метана, калиброванный МФЦ и сравнение, сделанное между массой, указанной системы к истинной массы впрыскиваемого. Эта процедура была основана на общей практике пропановых инъекций, требуемых федеральных норм и правил для обеспечения захвата и измерения способности полного разрежения потока туннелей, в которых известный объем эмиссии углеводородов впрыскивают в measuremСистема лор с использованием калиброванного независимо друг от друга устройства и возможность восстановления системы проверяется. Управления МФЦ был откалиброван на метан. МФЦ был установлен на двух скоростях потока 20 и 30 SLPM 99,9% чистого метана. Результаты представлены в таблице 1 , что соответствует скорости потока системы 140 SCFM. Было показано, что в обоих случаях система ФФС измеренные значения были в пределах ожидаемых 4,4%. Средняя погрешность в двух измерениях составил + 2,2%.

MFC заданного значения FFS Восстановление Error Recovery
СЛМ СЛМ %
20 20,3 1,70%
30 30,8 2.7
В среднем 2.20%

Таблица 1. Результаты FFS восстановления. Тесты извлечения метана на двух разных скоростях моделируемых утечка.

В сбора данных в полевых

Непрерывная Leak Источник

На рисунке 6 показан пример непрерывного источников утечки. Рисунок 7 можно разделить на 4 отдельных регионах, объявления. К ним относятся следующие части: фон, приближается источник утечки, захват утечки, и отступая от источника утечки. Утечки Количественное происходит в разделе с. По результатам обзора, второй повторил измерение той же утечки происходит после раздела D Рисунок 8 показывает утечку, если смотреть с инфракрасной камеры. - Слева показывает шлейф метана диспергирующие естественно - право показывает , что FFS собирает все утечки плюс дополнительное разбавление воздух.

Рисунок 7
Рисунок 7. Обычные непрерывной утечки Непрерывный источник утечки времени трассировки , показывающий различные измерения сечения (а: фон, б: приближаясь к утечке, с: средняя скорость утечки, d: отступая от утечки) (см разделы 5 - 5.6).. Пожалуйста , нажмите здесь , чтобы посмотреть увеличенную версию этой фигуры.

Рисунок 8
Рисунок 8. Инфракрасное изображение утечки слева. - Протечки фитинга и правый -. Захватил / количественно утечку из того же фитинга (см раздел 4.6) Пожалуйста , нажмите здесь , чтобы посмотреть увеличенную версию этой фигуры.

Периодическое Leak Источник
Общая масса, связанная с определенным событием было получено из концентрационного-ТИМе профиль путем применения численного интегрирования. Для того чтобы обойти некоторые из связанных с неэффективностью трапеций, использовали правило адаптивный композитный Симпсона. Этот адаптивный метод квадратурного типа допускает корректировку автоматического размера шага в областях резких изменений 73.

Необходимость численного интегрирования собранных данных применимо для прерывистых событий, таких , как показано на рисунке 9 показан пример прерывистой источника выбросов метана. Этот пример был для события транспортного средства дозаправки. Фон показан от 150-240 сек и с 425 сек до конца. Это особое событие было для заправки одного сжиженного природного газа (СПГ) бака. Скорость утечки была интегрирована, чтобы определить общую массу, излучаемого (9,5 г).

Рисунок 9
Рисунок 9, Прерывистый протечь. Перемежающейся "утечка" источник из события транспортного средства дозаправки (концентрация [м.д.], скорость потока разбавления [Госфинмониторинг], скорости утечки [г / ч]) (смотрите раздел 5). Пожалуйста , нажмите здесь , чтобы увидеть увеличенную версию эта фигура.

Агрегированный Источник
Из - за многочисленных источников , находящихся в тесной близости и заключены покрытием, компрессорная установка была агрегируются и рассматривать как единый источник для количественной оценки утечки. На рисунке 10 показан пример измерения выбросов метана из агрегированной источника. Эти данные были собраны из времени заполнения CNG корпус компрессора. Корпус компрессора измеряли непрерывно в течение приблизительно 119 мин. Компрессорная столкнулись сделал дисплей небольшое количество изменчивости. Изменения скорости утечки и концентрации метана были из-за колебаний давления и переменных утечек изУплотнения компрессора. Для получения агрегированных источников, данные были собраны в течение длительного периода, а средняя скорость утечки была рассчитана.

Рисунок 10
Рисунок 10. Совокупное Пример. Течь скорость, расход, и данные о концентрации от агрегированной время заполнения CNG корпус компрессора (компрессоров и вентиляторов в выключенном состоянии ) (см раздел 5.7). Пожалуйста , нажмите здесь , чтобы посмотреть увеличенную версию этой фигуры.

Discussion

В целях повышения точности и преодолеть существующие ограничения в отрасли, мы создали систему отбора проб (Полный Flow FFS) для количественной оценки метана. Исследователи использовали систему в разнообразных формах во многих местах по всей Северной Америке. Использование спектроскопии устраняет значительные помехи от С2 + соединений и неразрушающий характер выборки позволяет пробоотборник утечки для альтернативного анализа вне офиса. В сочетании с альтернативными ветровые блоков система успешно и точно количественно выбросы метана из следующих элементов: системы CNG топлива, системы СПГ топлива, картеры двигателя внутреннего сгорания, трубы, трубы, соединители, фланцы, компрессорные вентиляционные отверстия, а компоненты головки, вода / сборщиков маслосодержащих резервуаров, клапанов, пневматические приводы управляемые природным газом, обсадных труб, а также множество других связанных компонентов природного газа. Системные платформы включены портативные тележки, на дороге, а также внедорожников. Потребляемая мощность требует использованиягенератор или дом питания через стандартные 120 соединений переменного тока. Тем не менее, за счет этого использования силы "Сетка" система может попробовать на более высоких скоростях потока пока еще быть использованы в сочетании с удлинителями и длинных домов отбора проб для портативности вокруг данного участка, представляющего интерес. В настоящее время с батарейным питанием системы уменьшились производительность в зависимости от состояния заряда батареи, которая устраняется с помощью власти сетки.

Периодические калибровок протоколы были разработаны и интегрированы в пользовательский интерфейс. Протоколы 1-3 должны быть завершены до любого нового аудита сайта или, как минимум, на ежемесячной основе. Если пользователи не прилежно следовать протоколам, система может под или над-отчета уровню выбросов, которые могут негативно повлиять на отчетность ПГ. Основная цель протоколов заключается в обеспечении точной системы для оценки суммарных выбросов сайта с компонентом зернистости. Если статистический анализ используются для создания новых факторов выбросов, то каждый не-Leaкороль компонент также должен быть записан.

Процесс обнаружения утечек может потребовать много времени с использованием ручных устройств. Использование камеры оптического газового изображения может значительно сократить время, необходимое для обнаружения утечки. Камера должна быть способна измерять летучих органических соединений, в том числе метана. Доступные в настоящее время коммерческие единицы имеют чувствительность по обнаружению утечек ставок примерно по 0,8 грамма в час (г / ч) и зависят от условий ветра. Устройства обработки изображений также чувствительны к температуре. Убедитесь, что для регулировки температуры весы по мере необходимости. Чрезвычайно холодные пары (криогенная природный газ) или перегретой пары (пара в выхлопных газах и других) могут появиться как чрезмерные утечки. Последующее Количественное должны следовать, чтобы точно определить фактическую скорость утечки любого изображаемого утечки. Использование инфракрасных камер может значительно сократить запасы обнаружения утечек, но чувствительны к условиям ветра. Небольшие утечки при высоких ветровых условиях может diffuсе более быстро и не могут быть замечены. Если есть сомнения, всегда двойная проверка с помощью ручного детектора метана.

Удобный интерфейс обеспечивает простоту и надлежащее использование ФФС. Интегрированный пользователь запрашивает помощь пользователю по протоколу и сократить усилия после обработки. Например, когда количественное утечка завершено (раздел 5), средняя скорость утечки на основе расчетов с использованием по меньшей мере, 30 секунд непрерывной концентрации и потока для скорости записи будут сообщены. Пользовательские запросы будут автоматически использовать глобальные или локальные фоновые концентрации. Простой на экране выбора будет вызывать соленоидов работать и образец для правильных местах. Пользователи должны следовать всем инструкциям на экране, чтобы обеспечить точную количественную оценку утечки. Программа автоматически исправит для следующего: глобального или локального фона; температура; массовый расход (предполагается, что воздух с диоксидом углерода и метана поправок); влажность (измеряется от датчика выбросов парниковых газов); Температура (термocouple - избыточная проверка для условий окружающей среды)

Относительная неопределенность измеренных скоростей выбросов метана составляет ± 4,4%, за исключением случаев, когда утечка является несущественным, как измеренная концентрация приближались фоновые концентрации. Примером компонента неопределенности приведена в таблице 2.

Источник Неопределенность (%)
Датчик Метан 1
Метан калибровка датчика корреляции 0,73
бутылка Метан 1
бутылка Нулевой воздух газ 0,1
LFE 0,7
MAF 4
Модуль дифференциального давления 0.025
модуль абсолютного давления 0.06 термопара 0,4
МАФ калибровка корреляции 0,09
Газовый делитель 0,5

Таблица 2. Компонент неопределенности. Независимые неопределенности компонент , используемый для количественной оценки неопределенности системы.

В целом, система и ее методы оказались полезными в рамках усилий по количественной оценке точно выбросов метана из различных источников. Система является масштабируемой и дружественным к пользователю. Разработанная система имеет погрешность ± 4,4% по сравнению с существующими коммерческими системами с погрешностью ± 10% 74. При правильной калибровок, эта система может легко определить количество скорости утечки до 140 SCFM по сравнению с существующими коммерческими системами, которые способны к количественной оценки утечки до 8 SCFM с полными заряжает батарею 64,74. В то время как система требует подключения к домашней власти, это дает преимущества Conчастота дискретизации няющиеся и частоты дискретизации намного выше, чем существующие системы. Минимальный предел обнаружения существующей системы составляет 0,24 г / ч или 3.0x10 -3 Госфинмониторинг. Пользовательский интерфейс снижает требования к постобработки и уменьшает усилия отчетности. Кроме того, лазерные датчики на основе не деструктивные для образца утечки, что позволяет осуществлять прямое измерение образца с несколькими анализаторами 65. Лазерные на основе измерения также не требуют отдельных датчиков для концентраций окружающего воздуха, малые и большие утечки или датчик переходов, которые способствуют к дополнительным источникам неточность. Будущие исследования сосредоточены на продолжении оптимизации ФФС и пользовательского интерфейса. Дополнительные исследования проводятся который сочетает в себе экспериментальные исследования динамики и расчета данных жидкости для разработки дополнительных передового опыта в целях обеспечения последовательного и оптимальных методов измерения.

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

Инженерия выпуск 112 WVU выбросы метана метан Количественное полнопоточного система отбора проб (FFS) парниковые газы природный газ
Разработка и применение системы Full Flow сэмплирования (FFS) для определения объема выбросов метана
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