Design and Use of a Full Flow Sampling System (FFS) for the Quantification of Methane Emissions

Derek R. Johnson; April N. Covington; Nigel N. Clark

doi:10.3791/54179

JoVE Journal > Engineering

Ingenieurwesen

Concepção e utilização de um sistema de amostragem total do fluxo (FFS) para a quantificação das emissões de metano

Published: June 12, 2016

doi:

10.3791/54179

Derek R. Johnson^1,2, April N. Covington^1,2, Nigel N. Clark¹

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

Summary

We have designed, developed, and implemented a novel full flow sampling system (FFS) for quantification of methane emissions and greenhouse gases from across the natural gas supply chain.

Abstract

A utilização de gás natural continua a crescer com o aumento da descoberta e produção de recursos de xisto não convencionais. Ao mesmo tempo, a indústria enfrenta gás natural continuou controlo para as emissões de metano de toda a cadeia de abastecimento, devido ao relativamente alto potencial de aquecimento global do metano (25-84x o dióxido de carbono, de acordo com a Energy Information Administration). Atualmente, uma variedade de técnicas de incertezas variadas existe para medir ou estimar as emissões de metano a partir de componentes ou instalações. Atualmente, apenas um sistema comercial está disponível para a quantificação das emissões de componente e relatórios recentes puseram em evidência suas fraquezas.

A fim de melhorar a precisão e aumentar a flexibilidade de medição, temos projetado, desenvolvido e implementado um novo sistema de recolha de amostras de fluxo total (FFS) para a quantificação das emissões de metano e gases de efeito estufa com base em princípios de medição de emissões de transporte. o FFS é um sistema modular que consiste em um ventilador de explosivo-prova (s), sensor de fluxo de ar de massa (s) (MAF), termopares, sonda de amostra, bomba de amostragem volume constante, sensor laser baseado gases de efeito estufa, o dispositivo de aquisição de dados e software de análise . Dependendo da configuração do ventilador e tubo de empregues, a corrente de FFS é capaz de atingir uma taxa de fluxo variando entre 40 a 1500 pés cúbicos padrão por minuto (SCFM). A utilização de sensores baseados em laser reduz a interferência a partir de hidrocarbonetos superiores (C2 +). Co-medição do vapor de água permite a correcção da humidade. O sistema é portátil, com várias configurações para uma variedade de aplicações que vão desde a ser transportada por uma pessoa para ser montado num carrinho de mão tirada, em estrada aberta do veículo, ou a partir do leito de veículos utilidade do terreno (UTVs). O FFS é capaz de quantificar as taxas de emissão de metano com uma incerteza relativa de ± 4,4%. O FFS provou, operação mundo real para a quantificação das emissões de metano ocorre em conventioinstalações internas e remotas.

Introduction

Relatórios recentes confirmam o clima está mudando por causa das atividades humanas e mais a mudança é inevitável ^1. A mudança climática ocorre a partir de um aumento de gases de efeito estufa (GEE) concentração da atmosfera. O dióxido de carbono (CO ₂₎ e metano são as maiores contribuintes de GEE ^2. CO ₂ e metano são originários de ambos os processos naturais e actividades humanas ^3. Níveis atmosféricos atuais de CO ₂ e metano foram, respectivamente, um aumento de 31% e 151% ao longo dos últimos dois séculos, com a concentração de metano aumentando a uma taxa de 2% ao ano ^4-6. As repercussões do clima de metano e as emissões de CO ₂ dependem do período considerado, como o metano tem um menor tempo de vida atmosférica relativa ao CO ₂ ^7. Tempo de vida atmosférica de metano é 12-17 anos, após o qual a oxidação de CO ₂ ocorre ^8. O impacto de metano é 72 vezes maior do que o CO <sub> 2 em um período de 20 anos ^9. Em uma base de massa, o metano é 23 vezes mais eficaz na retenção de calor na atmosfera do que o CO ₂ ao longo de um período de 100 anos ^10. Metano e CO ₂ são responsáveis por 10% e 82% do total dos Estados Unidos (US) as emissões de GEE ^11. Emissões globais de metano de origem antropogénica são de aproximadamente 60% e os restantes são provenientes de fontes naturais ^{8, 10.}

Em 2009, não queimado emissões de metano entre os poços de produção e rede de distribuição local correspondeu a 2,4% da produção de gás natural dos EUA bruto (1,9-3,1% em um nível de confiança de 95%) ^12. As emissões de metano não queimados não só são prejudiciais ao meio ambiente, mas também representam um enorme custo para as empresas de gás natural ^13. Analistas estimam que a indústria de gás natural perde mais de US $ 2 bilhões de dólares por ano por causa de vazamentos de metano e ventilação ^14. As emissões não queimados são classifIED como fugitivo ou ventilação ^{15, 16.} Fugitive refere-se à liberação não intencional de gás a partir de processos ou equipamentos, tais como válvulas, flanges, ou acessórios ao ar ambiente ^{17, 18.} Ventilação refere-se à introdução intencional de gás a partir de processos de equipamentos ou operação para o ar ambiente, tal como actuadores pneumáticos ^19. Nas instalações de petróleo e gás natural em terra, representam emissões evasivas para ~ 30% do total das emissões de metano ^20. Em 2011, a Agência de Proteção Ambiental dos EUA (EPA) estima que mais de 6 milhões de toneladas métricas de metano fugitivo escapou de sistemas de gás natural, que excedam a quantidade de emissões de GEE (equivalente CO ₂ ao longo de um período de 100 anos), emitida por todo o ferro dos EUA e aço, cimento e instalações de fabricação de alumínio combinado ^21.

A lacuna crítica existe na determinação do impacto do clima de gás natural, devido à falta de estimativas precisas e confiáveis de em associadasissions. No entanto, há um consenso de que as emissões de metano fugitivo ocorrer em todas as fases do ciclo de vida do gás natural e mais pesquisas para medir e relatar esses valores com precisão é importante ^19. Estudos têm relatado as emissões fugitivas de sectores específicos com resultados variados por até doze ordens de magnitude ^{19, 22-28.} A falta de padrões da indústria reconhecida e uma falta de regulamentos consistentes no campo da detecção de vazamento e quantificação vazamento de permitir a utilização de uma variedade de métodos e equipamentos de teste, com a precisão de algumas técnicas de medição tão elevadas como ± 50% ^29-35. Por isso, uma considerável incerteza existe sobre a quantidade de metano fugitivo emitida sobre o gás natural de ciclo de vida ^{de 19, 28, 33, 36-39.} A Figura 1 ilustra a quantidade de variabilidade na literatura publicada sobre as emissões de metano medidos e estimados associados com a vida de gás natural ciclo. A Figura 1 </strong> mostra as emissões de metano fugitivo médios publicada emitidos como um por cento da produção total de gás natural. Se um valor médio não foi determinada a média do intervalo publicado foi feita. O desvio padrão entre os 23 estudos é 3,54, com os valores mínimos e máximos diferindo em 96,5%.

Figura 1. Emissões de Metano fugitivas. Publicado em média, as emissões de metano fugitivo emitidos como um por cento da produção total de gás natural ^{13, 27, 40-59.} Por favor clique aqui para ver uma versão maior desta figura.

Atualmente, a quantidade total de emissões fugitivas não é clara em parte devido à incerteza de medição e técnicas de dimensionamento. Sem medições das emissões de metano precisos, os políticos são incapazes de fazer escolhas informadas sobre o assunto.Uma revisão da literatura atual identificou três métodos principais para a quantificação de emissões fugitivas de gás natural: ensacamento, gás marcador, e um amostrador de alto fluxo disponível comercialmente.

O método de ensacamento envolve a colocação de um gabinete sob a forma de um "saco" ou tenda em torno de uma fonte de emissão fugitiva ^60. Existem duas variações do método de ensacamento. Em uma, um caudal de gás limpo conhecido (tipicamente inerte) passa através do recinto fechado para criar um ambiente bem misturado para a medição. Uma vez que o equilíbrio é alcançado, uma amostra de gás é coletado do saco e medido. A taxa de emissão fugitiva é determinada a partir do caudal medido do gás limpo através do recinto e a concentração de metano em estado estacionário no interior do invólucro ^61. Dependendo do invólucro e tamanho de vazamento, o tempo necessário para atingir as condições de estado estacionário necessários para a medição da taxa de vazamento situa-se entre 15 a 20 min ^61. O método de ensacamentopode ser aplicada na maioria dos componentes acessíveis. No entanto, pode não ser adequado para os componentes em forma anormalmente. Este tipo de método é capaz de medir fugas que variam em tamanho de 0,28 metros cúbicos por minuto (m ³ / min) para tão grande como de 6,8 m ³ / min ⁶⁰ .A outra técnica é conhecida como ensacamento ensacamento calibrado. Aqui, sacos de volume conhecido são selados em torno de uma fonte de emissão fugitiva. A taxa de emissão fugitivo é calculado com base na quantidade de tempo necessária para a expansão do saco, e corrigida para condições padrão.

métodos gás marcador quantificar a taxa de emissão fugitiva com base na concentração do gás marcador medida que flui através de uma fonte fugitivo. gases marcadores vulgarmente utilizados são o hélio, árgon, azoto, hexafluoreto de enxofre, entre outros. A taxa de emissão fugitivo é determinada a partir da razão de uma taxa de libertação de gás marcador conhecido perto da fonte fugitivo, as medições das concentrações de marcador e a favor do vento Fugigás fonte tiva, e contra o vento da linha de base ^24. A taxa de emissão fugitiva só é válida assumindo dispersão idênticos e mistura completa para as duas fontes ^62. Isto implica que o marcador é libertado perto da fonte a uma taxa fugitivo e altura semelhante, e a medição é a favor do vento a partir de plumas bem misturado. Este método está consumindo tempo e não prevê o nível de componente granularidade ^63.

Um sistema de amostragem alto volume disponível no mercado consiste em um instrumento operado por bateria portátil embalados dentro de uma mochila para quantificar as taxas de emissões evasivas ^64. O ar em torno do local de vazamento é arrastado para o amostrador através de um tubo de diâmetro interno de 1,5 polegadas com um caudal suficientemente elevado para que possa ser assumido que toda a fuga de gás está a ser capturada.

O caudal da amostra é calculada com um venturi dentro da unidade. Para baixas concentrações de metano, gás de 0,05-5%, em volume, acatalyst sensor de metano é utilizado para medir a concentração. Este sensor é destrutivo para o metano e outros hidrocarbonetos dentro da amostra. Para concentrações de metano de 5-100% em volume, um sensor térmico é empregada. O sistema utiliza um sensor de fundo separado e sonda que corrige a concentração de vazamento em relação à concentração de fundo. Após a medição está completa, a amostra é esgotado de volta para a atmosfera fora da área de amostragem ^64. Este método pode ser aplicado na maioria dos componentes acessíveis, com a limitação de caudais mensuráveis até oito pés cúbicos padrão por minuto (SCFM). Este sistema é capaz de testar uma amostra de 30 por hora. Recentemente, este sistema tem sido mostrado ter a precisão variada e questões sobre a transição a partir do sensor catalítico para o sensor térmico ^65. Além disso, o sistema requer uma análise fraccionada Os gases de aplicar corretamente um fator de resposta com base na qualidade do gás – não é o metanoespecífico. O sistema tem sido amplamente utilizada e pode ter atribuído a discrepâncias entre top-down e métodos de baixo para cima por debaixo de comunicação das emissões de metano ^65.

Devido às limitações destes métodos e sistemas, um novo sistema de quantificação foi desenvolvido. O FFS emprega o mesmo conceito de design como sistemas de diluição utilizados na certificação de emissões automotivas ^66-68. O FFS é composto por uma mangueira que alimenta um ventilador de explosivo-prova de que esgota a amostra de ar de vazamento e de diluição através de um sensor de fluxo de ar de massa (MAF) ea sonda de amostra. A sonda de recolha está ligado a um analisador laser de metano com base através de um tubo de amostragem. Os analisadores utiliza cavidade absorção melhorada para a medição de CH _4, CO ₂ e H ₂ O. O analisador é capaz de medir CH ₄ a partir de 0% a 10%, em volume, de CO ₂ a partir de 0 a 20000 ppm, e H ₂ O de 0 a 70000 ppm. Repetibilidade / precisão (1-sigma) para este i configuraçãos <0,6 ppb de CH _4, <100 ppb CO ₂ e <35 ppm de H ₂ O ^69. A amostra é retirada a partir do fluxo a uma taxa volumétrica constante. O sistema é instrumentada com equipamento de registo de dados. A Figura 2 ilustra o esquema de FFS. Antes de operar o FFS, a ligação à terra no tubo de amostragem é ligado a uma superfície que permite que o sistema para ser ligado à terra. Esta é uma acção preventiva para dissipar a carga estática na extremidade do tubo, o que poderia resultar de fluxo de ar através da mangueira. aquisição de dados ocorre em qualquer um telefone, tablet ou computador portátil inteligente. Software foi desenvolvido para coleta de dados, processamento e geração de relatórios. Figura 3 fornece uma visão geral das interfaces de usuário para os seguintes protocolos.

Figura 2. FFS esquemática e Imagem Esquerda -. FFS esquema edireito -. FFS portáteis durante a auditoria estação de gás natural comprimido (GNC) Por favor clique aqui para ver uma versão maior desta figura.

Figura 3. detecção e quantificação Visão Geral do Programa. Breve visão geral das etapas e do usuário solicita calibrações, testes de recuperação, e vazamento de quantificação. Por favor clique aqui para ver uma versão maior desta figura.

Protocol

Nota: Os FFS foi manipulado com segurança em mente para eliminar ou reduzir a possibilidade de ignição de uma fonte de metano ou gás natural. O gás natural é inflamável em condições ambientais para as concentrações de volume de 5% a 15%. O sistema será testado e demonstrou para atender aos requisitos de segurança. Modificação ou interferir com o sistema pode causar ferimentos graves. 1. A calibração do MAF Nota: A MAF requer calibração periódica contra um Instituto Nacional de Padrões e Tecnologia (NIST) elemento de fluxo laminar rastreável (LFE). Use as ferramentas de calibrações dentro do programa para completar uma calibração MAF contra um LFE conhecido. O programa irá recolher todos os dados necessários a partir dos transdutores de pressão, sensor de umidade, e MAF para criar uma nova calibração. Recomenda-se que uma calibração de 11 pontos ser completada. Se uma calibração é mais antiga que um mês, uma nova calibração deve ser concluída. calibrações antigos podem ser vistos eusava. Escolha um canal LFE de tamanho adequado para assegurar que a gama de fluxo é maior do que 25% da gama do fluxo inferior do canal LFE. Ligue o MAF a um banco de fluxo de assegurar a entrada do MAF é pelo menos 10 diâmetros a jusante de qualquer restrição ou expansão. Conecte um medidor combinado de pressão absoluta / diferencial para os portos de pressão diferencial da LFE banco de fluxo. Assegurar o transdutor de pressão diferencial está dentro de calibração. Ligue a porta do lado alta do sensor à porta LFE upstream. Ligue a porta do lado de baixo do sensor para o orifio de jusante do canal LFE. Certifique-se de que o transdutor de pressão absoluta do medidor combinado diferencial / absoluta pressão está dentro da calibração e se conectar através de um 'tee' encaixe para a porta do lado alta do sensor de pressão diferencial. Ligar um termopar tipo K para a unidade de aquisição de dados (DAQ). Certifique-se de que o dispositivo de medição do ponto de orvalho está dentrocalibração e ligado ao DAQ e o fluxo de ar. Certifique-se de que os sinais de bancada MAF e fluxo são aceitáveis (0-5 volts) e usar a tela calibrações de software para iniciar uma calibração MAF. Definir o escoamento em 11 diferentes taxas de fluxo em toda a gama esperada da MAF e dentro da gama aceitável de o canal LFE. Coletar um mínimo de 30 segundos dos dados a cada condição de fluxo a uma velocidade mínima de 1 Hz, clicando no botão dados de calibração a cobrar. Nota: Certifique-se de que a calibração MAF se estende por pelo menos 25% do caudal mínimo do LFE utilizado para a calibragem. Não exceda a vazão máxima do LFE, se as taxas de fluxo maiores devem ser calibrados, use uma LFE maior. Executar o software de calibração clicando Processo botão Dados de Calibração e selecione o ajuste da curva que produz o mínimo de erro total, sem um único erro ponto além ± 2%. 2. Calibração do analisador de gases com efeito de estufa Nota: A anal gases de efeito estufaYzer deve ser calibrado internamente anualmente por um terceiro. Os usuários podem usar as ferramentas calibrações dentro do software para completar uma calibração externa ou verificação. A calibração utiliza gases engarrafados de concentração conhecida. O gás é misturado com azoto, através de um divisor de gás e sai a uma sonda inundada. O analisador aspira a amostra com o caudal conhecido e registra o valor. Recomenda-se que uma calibração de 11 pontos ser completada através da gama de interesse. O programa ajusta automaticamente para a concentração de gás ea viscosidade dentro do divisor de gás. Antes de testes de campo, executar uma verificação externa ou calibração se necessário (calibrações anteriores com mais de um mês). Potência do sensor de gases de efeito estufa por 15 minutos antes da verificação / calibração e se conectar a verificação 'tee' encaixe à porta de entrada do sensor. Selecione um gás rastreável Protocolo EPA ou NIST para verificar e utilizar ultra-alta pureza do nitrogênio (UHPN)como gás de equilíbrio. Ligue o gás de verificação (metano) à porta de componente de um divisor de gás calibrado usando reguladores aprovados (CGA 580 para UPHN, CGA 350 para metano). Ligue a saída do divisor de gás para o "T" do passo 2.2. Defina o gás componente, a pressão de saída de cerca de 23 libras por polegada quadrada – calibre (psig), ajustando o botão regulador. Defina o gás de equilíbrio, a pressão de saída de cerca de 19 PSIG. Definir a taxa de fluxo do divisor de gás para, pelo menos, duas vezes a taxa de fluxo interno da bomba de amostra com o divisor de gás, o fluxo botão de controle (bomba de amostra atual opera em dois litros padrão por minuto (SLPM) para que a saída do divisor de gás deve ser fixado em 4 SLPM). Nota: adequadamente inundar a sonda de amostra com a mistura de gás para garantir uma verificação adequada. Use rotameter secundário se disponível para assegurar um fluxo líquido positivo para fora da inundação sonda "T" do passo 2.3. Clique em Iniciar calibração e entrar no bottle concentração do gás componente (em ppm). Utilizar o divisor de gás para seleccionar intervalos de gás componente de zero a 100% (11 pontos no total). Recolha de dados por um período mínimo de 30 segundos em cada regulação do divisor de gás para completar a linearização. Selecione se uma nova calibração externa é aplicada. Nota: Se a verificação passa dentro da incerteza da concentração garrafa de gás (tipicamente 1-2%), em seguida, uma nova calibração externa não precisa de ser criado. Repita os passos anteriores para verificações de ponto único ou múltiplo / calibrações de metano, dióxido de carbono ou vapor de água. 3. Teste de Recuperação de sistema completo Nota: Para determinar a recuperação completa do sistema está concluída para garantir que o FFS recupera e com precisão relata um volume conhecido de gás de calibração. Ligue os FFS e garantir o sensor de gases de efeito estufa foi por pelo menos 15 min. Selecione um gás de recuperação para testar – metano. Conectar-se a garrafa de gás a uma adequadaregulador e definir a pressão de saída de cerca de 20 psig. Conecte uma linha de abastecimento para o regulador de garrafa de gás ea entrada para um controlador de fluxo de massa calibrado (MFC). Ligue a saída do MFC para a entrada do tubo de amostragem. Selecione a guia Verificação de recuperação de gás no software DAQ e ligar a conexão serial do MFC ao DAQ. Clique em iniciar o teste de recuperação de gás e gravar os dados de base por pelo menos 30 segundos, o caudal conhecida de gás pode ser introduzido neste momento. Definir a taxa de fluxo de gás de recuperação para um tamanho médio de vazamento com base em valores esperados ou anteriores (20 SLPM ou 30 SLPM). Começar a fluir o gás recuperação e deixar que o sistema estabilizar durante 30 segundos. Após a estabilização, clique em registro, e permitir que o programa para gravar os dados de verificação de vazamento durante 30 segundos. Nota: Após a conclusão da amostragem do software irá criar um relatório mostrando o erro do entre a taxa de fluxo de gás conhecido e a taxa de fluxo de gás recuperado. Aerro de ± 4,4% é aceitável (incerteza de medida relativa do sistema), mas a recuperação de erro alvo é de ± 2%. Repetir o ensaio de recuperação de gás, pelo menos, três vezes e assegurar que todos os erros estão dentro do intervalo aceitável. Examinar o sistema para todas as falhas se o erro está além de ± 4,4%. Verifique todas as conexões, as taxas de fluxo, erros de remédio, e repita os passos 3.2 a 3.6. Nota: As falhas que podem incluir a linha de alimentação não pode ter sido inserido no tubo FFS amostragem ou ligações foram soltas em tubos de amostra. A nova calibração ou sensor MAF verificação pode ser necessário se não cumpridos anteriormente (dentro de um mês). 4. Detecção de Vazamentos de Auditoria Nota: Realizar um inventário local para identificar cada fonte potencial de emissões fugitivas. O inventário incluirá o número de fontes (válvulas, flanges, bombas / compressores, ventiladores, etc.), discriminados por grupo de origem (edifício compressor, fazenda armazenamento, veículo alimentando rack, etc.) A auditoria de detecção de vazamento pode ocorrer em paralelo ou em série com a quantificação vazamento. Um detector de metano portátil ou câmara de gás-imageamento óptico pode ser utilizado para examinar componentes para vazamentos. Quando vazamentos são identificados registro de uma descrição, concentração e ter uma imagem. Marque o vazamento para a quantificação mais tarde ou quantificar o vazamento neste momento. Criar um novo arquivo de inventário no programa. Digite os detalhes no site para fins de inventário e relatório (nome, tipo de site, etc.). Data, carimbo do tempo, e localização GPS são preenchidos automaticamente. Zero o detector de metano de mão no ar ambiente, antes da utilização. Utilizar um detector de metano portátil com sonda de amostragem para verificar todas as interfaces potenciais que são acessíveis para a presença de emissões fugitivas. Posicionar a amostra inlet sonda ortogonal à superfície para minimizar a diluição. Nota: A sensibilidade da unidade portátil é de 5 ppm acima do fundo quando zeroed em ar ambiente. Documentar quaisquer fontes inacessíveis ou fontes agregadas. Nota: fontes inacessíveis poderia incluir tubos de ventilação que estão além de uma altura de forma segura acessível, conforme determinado pelo operador da instalação. fontes de agregados pode incluir várias válvulas pneumáticas ligados a um colector ou fechados por uma caixa de serviço. Se a fonte ou fontes múltiplas pode ser examinada como um todo usando um invólucro, agregar as fontes. múltiplas fontes agregadas usando um gabinete com pelo menos uma entrada e uma saída. Documentar todas as fontes dentro do perímetro do recinto. Rotular a fonte como uma amostra global e prosseguir através de quantificação da secção 5. Nota: O uso de uma solução de detector de vazamento é permitido classificar fontes de um "não-vazamento". Segurando o frasco na posição vertical, aplicar a solução de detector de vazamento suficiente para cobrir a interface. Permitir 5-10 seg para bolhas para formar. Coloque a sonda de entrada do instrumento de detecção na superfícieda interface do componente. Mover a sonda ao longo da periferia da interface enquanto observa a leitura de instrumento, tendo o cuidado de considerar o tempo de resposta retardada do instrumento. Lentamente provar a interface onde o vazamento é indicado até que a leitura máxima do medidor é obtido. Deixar a sonda de entrada neste local leitura máxima durante aproximadamente duas vezes o tempo de resposta do instrumento (20 s). Se a leitura máxima do medidor observada for superior a 500 partes por milhão (ppm), recorde, e comunicar o resultado. Clique tomar imagem vazamento para fins de relatório. Como alternativa, use um dispositivo de imagem infravermelha para fazer a varredura lentamente os componentes para examinar se há vazamentos. Este método é aprovado como uma prática alternativa de trabalho para detectar vazamentos de equipamento sob EPA Método 21 – imaging gás óptica. Ligue a câmera e permitir a estabilização. Retire a tampa da lente e usar a tela da câmera para fazer a varredura lentamente os componentes quanto a vazamentos. Nota: Opticâmeras imaginando gás cal são tipicamente caro, mas fazer reduzir o tempo necessário para digitalizar componentes para vazamentos. Utilização de modos de alta sensibilidade podem ser necessários para pequenos vazamentos. Se for detectado um vazamento com o vídeo câmera, gravar ou uma imagem para fins de relatório. Marcar os locais de vazamento para a quantificação subsequente com os FFS. 5. taxa de fuga Quantificação Nota: O escape quantificação da taxa pode ser completa, ao mesmo tempo que ou após detecção de fugas de um inventário de fugas tiver sido concluído. Quantificação ocorre sob o novo botão de vazamento depois de entrar dados do site e vazamento. O usuário deve escolher se pretende utilizar um fundo local ou global. Em ambos os casos, o sistema vai controlar as válvulas de solenóide apropriadas e gravar uma amostra cronometrada. Uma vez que um fundo tenha sido tomada, o vazamento deve ser quantificada três vezes ou de três direções para garantir a captura vazamento adequada. O sistema irá analisar as três medidas e relatar ovariância. Os usuários podem salvar os dados de vazamento (separado e média), repita a captura, ou classificar a fonte como variável. Medir e concentrações de fundo recorde metano periodicamente durante a visita ao local e com cada quantificação vazamento. Nota: É de grande importância a tomar fundos separados para vazamentos que estão dentro de uma região semelhante e em condições quando o ar dilatação pode conter uma correção de vazamentos nas proximidades. análise vazamento combinada de sistemas é discutido abaixo – 5,15. Quantificar eventuais vazamentos identificados. Antes de se aproximar o vazamento com a mangueira de amostra garantir que a faixa de terra está em contacto com o solo e prenda o clipe da braçadeira de terra amostrador para o item em questão. Usando os FFS, posicionar a mangueira de amostragem em vários pontos ao redor da área da fonte de vazamento de obter três quantificações taxa de vazamento consecutivos para essa fonte, que incluiu a concentração de fluxo de amostra e amostra registrada continuamente. <li> Ajustar a taxa de fluxo total para aumentar o fluxo volumétrica através da abertura ou fecho da conduta de íris na parte de entrada do ventilador. Ajustar a válvula de conduta para assegurar que a concentração máxima de metano está dentro de 10% do valor mais elevado calibrado ou concentração mínima que o metano é pelo menos 2 ppm maior do que a concentração de fundo. No programa, pressione o botão vazamento de quantificar. Uma opção para usar um fundo global ou local irá solicitar ao usuário. Quando estiver em dúvida de contaminação de outros vazamentos, sempre ter um fundo local. Com a mangueira na posição quantificação vazamento, clique tomar fundo local. Depois de concluído o programa irá solicitar ao usuário para quantificar o vazamento. Nota: O programa de alternar automaticamente a localização de amostragem da saída do FFS para uma porta apenas atrás da entrada para o tubo de amostragem para um fundo local. A mangueira de amostragem tem de estar na mesma posição de medição, como é usado para a quantificação da amostra. Repita o record vazar rápidas três vezes, especialmente nos casos de condições de elevada do ar ambiente ou em geometrias complexas. Se a variância das quantificações adicional é acima de 10%, investigar para determinar se a variância é o resultado de mau funcionamento do instrumento, ou a variabilidade da taxa de vazamento. Se a fonte de variabilidade da taxa de vazamento é devido ao mau funcionamento do instrumento, remediar a fonte de mau funcionamento e re-quantificada. Caso contrário, classificam o vazamento como "variável" e gravar a causa suspeita. No caso de múltiplas fontes, em estreita proximidade ou uma única fonte fechado por uma cobertura, tratar a fonte (s) em questão como uma fonte única, para a quantificação de vazamento através de um invólucro. Use a guia de compartimento para realizar esse tipo de quantificação. Fabricar um gabinete inteiramente de folhas de plástico ou qualquer material incorporado flexível, não-permeáveis, ou confiar em um gabinete permanente, como uma carcaça do compressor. Nota: O enclosure permite que o dispositivo quantificação para capturar todo o gás natural que está vazando a partir de componentes dentro de seus limites e permite a diluição do gás natural capturado via orifícios propositadamente colocadas na caixa ou em locais de ventilação existentes em recintos permanentes. Permitir que qualquer gás natural a ser diluída para ser retirado do recinto e para conseguir uma indicação estável do sensor de gases de efeito estufa. A duração da amostragem quantificação realizada utilizando um recinto é dependente do tamanho do invólucro. Situar os pontos em que a amostra quantificação desenhadas a partir do invólucro de tal modo que o ar de diluição flui através da fonte de potencial de vazamento (s) para reduzir a duração da recolha de amostras para permitir leituras de concentração constante Se uma amostra saco é necessário, colocar um saco de recolha evacuado da caixa de ensacamento para a saída do sensor de gases de efeito estufa. Use o software para gravar amostra saco, número de identificação e temporizador na tela para assegurar uma amostra saco cheio deanálise off-site tenha sido tomada.

Representative Results

Várias FFS foram desenvolvidos e utilizados para quantificar de uma variedade de fontes de emissão de metano. Dois grandes estudos incluídos do Fundo de Defesa Ambiental Heavy-Duty Natural Veículos a Gás Bomba de Rodas estudo (PTW) ea campanha coordenada Barnett (BCC). O estudo PTW focada na quantificação das emissões de metano a partir de sistemas de combustível de veículos a gás natural pesados, cárteres de motores, comprimido tanques de gás natural, tanques de gás natural liquefeito, equipamento de posto de combustível, bicos e outros vazamentos. Vários FFS sistemas foram utilizados durante o BCC, que reuniu os principais especialistas de instalações acadêmicas e de pesquisa de todo o país para recolher dados sobre as emissões de metano em toda a cadeia de fornecimento de gás natural (produção, coleta e processamento, transmissão e armazenamento e distribuição local) através de um combinação de aviões, veículos e medições terrestres. Realizamos a quantificação fonte direta de emissões de metano no naturaisestações de compressão de gás e instalações de armazenamento, utilizando a metodologia desenvolvida e sistema FFS. Uma parte dos resultados do estudo Barnett Shale relativa a medidas obtidas através do emprego das FFS foi apresentado e publicado em conferências revisados por pares e revistas científicas 70-72. Para tanto o PTW e BCC, foram empregados metano equipamentos de detecção de vazamento para o levantamento componentes do site, incluindo válvulas, tubos / tubulação e outros componentes que transportados ou detidos gás natural. Um vazamento foi detectada com um detector de metano de mão. Este detector de mão auxiliado na identificação da localização de fugas através da identificação de um aumento da concentração de metano acima do fundo. Uma vez que um local de vazamento foi detectado que ultrapassou o limiar de concentração, os pesquisadores usaram os FFS para quantificar a taxa de vazamento. A amostra de vazamento FFS foi recolhido através de um tubo flexível ligado ao lado de entrada de um soprador. A amostra passou através de um pr explosão certificadaoof soprador onde ele estava exausto através de um sistema de tubulação que continha um MAF e sensor de metano. O sistema FFS foi capaz de provar a caudais de 40 a 1.500 SCFM depende da configuração do sistema. Utilizando a taxa de medida de amostra de fluxo e concentração de metano, a taxa de vazamento em SCFM ou g / hr foi calculado. dados de calibração Para a calibração, um fluxo constante foi estabelecida através do sistema. A queda de pressão através do canal LFE foi obtido através da medição da pressão diferencial entre a porta de alta pressão e a porta de baixa pressão sobre o canal LFE. A pressão absoluta foi registada a partir da porta de alta pressão da linha de medição diferencial. pressões de calibração foram medidos e registados com um medidor combinado diferencial / absoluta pressão. A unidade portátil usado dois módulos, um para a pressão absoluta, e uma para a pressão diferencial. O módulo de pressão absoluta era capaz de medir 0-30 PSI absolute com uma incerteza de 0,025%. O módulo de pressão diferencial foi capaz de medir a partir de 0 a 10 polegadas de água com uma incerteza de 0,06%. A temperatura do gás de amostra foi medido antes da LFE usando um termopar tipo K com uma incerteza de ± 1,1 ° C ou 0,4%. A saída de tensão do MAF foi registada por meio de um cartão de aquisição de dados analógicos. A taxa de fluxo foi variado com uma válvula de restrição de variável na entrada do ventilador. As calibrações foram realizadas no MAF para várias taxas de fluxo, que vão até 1500 SCFM. Como uma taxa de fluxo constante de ar que passa através de ambos o canal LFE e MAF, o diferencial de pressão, a temperatura da amostra, de pressão absoluta, e a tensão MAF foram gravadas simultaneamente. O diferencial de pressão através do canal LFE, a temperatura da amostra, e a pressão absoluta foram utilizados para calcular a taxa de fluxo volumétrico actual através do canal LFE usando coeficientes fornecidos pelo fabricante. O caudal volumétrico actual foiconvertido para o fluxo volumétrico padrão. A taxa de fluxo volumétrica através da LFE foi relacionada com a tensão obtida do MAF, como mostrado na Figura 4. Figura 4. Saída MAF sinal de calibração. Multipoint calibração do MAF com um LFE rastreável NIST (ver secções 1 a 1.7). Por favor clique aqui para ver uma versão maior desta figura. Um dos mínimos quadrados de regressão foi realizada no conjunto de dados para determinar os coeficientes de melhor ajuste da equação para calcular e estatísticas de regressão da equação, R 2, para examinar correlação entre os conjuntos de dados. Uma vez que a equação foi desenvolvida, para relacionar a tensão MAF para a taxa de fluxo através o canal LFE, foi feita uma comparação entre o real taxa de fluxo e a taxa de fluxo medido do MAF. Isto é mostrado na Figura 5. Figura 5. MAF Vazão Correlação MAF vazão medida. Plotados contra a vazão volumétrica real LFE (ver secções 1.8). Por favor clique aqui para ver uma versão maior desta figura. A calibração do sensor de metano com um cilindro de gás de metano-24730 ppm é mostrado na Figura 6. O desvio médio da concentração de metano real após a correcção externo foi aplicado foi de 0,7%. A maior desvio em relação à concentração de metano real após a correcção externo foi aplicado foi de 1,9%. /54179/54179fig6.jpg "/> Figura 6. O metano Sensor de Calibração / Verificação. A verificação externa do sensor de metano usando um gás calibrado dividida e NIST metano engarrafada rastreáveis (ver Secção 2). Por favor clique aqui para ver uma versão maior desta figura. Após as curvas de calibração foi obtido e aplicado, a verificação de todo o sistema foi realizada através do preenchimento de um teste de recuperação de gás. Em que uma massa conhecida de metano foi injectado no sistema usando um metano calibrado MFC e uma comparação feita entre a massa indicada pelo sistema para a verdadeira massa injectada. Este procedimento foi baseada na prática comum de injeções de propano exigidos pelo Código de regulamentos federais para assegurar a capacidade de captura e medição de túneis diluição do fluxo total, onde um volume conhecido de emissão de hidrocarbonetos são injetadas no measurement sistema usando um dispositivo calibrado de forma independente e a capacidade de recuperação do sistema é verificada. O MFC controle foi calibrado em metano. A MFC foi fixado em duas taxas de fluxo de 20 e 30 SLPM de 99,9% de metano puro. Os resultados são apresentados na Tabela 1 para uma taxa de fluxo de sistema de 140 SCFM. Mostrou-se que em ambos os casos, os valores medidos do sistema FFS estavam dentro da espera de 4,4%. O erro médio nas duas medições foi de + 2,2%. Setpoint MFC Recuperação FFS Erro de recuperação SLPM SLPM % 20 20.3 1,70% 30 30,8 2.7 Média 2,20% Tabela 1. FFS resultados de recuperação. Testes de recuperação de metano em duas taxas de vazamento simuladas diferentes. Na coleta de dados de campo Contínua fonte de vazamento A Figura 6 ilustra um exemplo de uma fontes de vazamento contínuo. Figura 7 pode ser dividido em 4 regiões separadas, AD. Estes incluem as seguintes partes: fundo, aproximando-se fonte de vazamento, captura de vazamento, e recuando a partir da fonte de vazamento. quantificação vazamento ocorre durante secção c. Após a revisão, a segunda medição repetida do mesmo vazamento ocorre após a secção d Figura 8 mostra o vazamento como visto de câmera infravermelha -. À esquerda mostra a nuvem de metano dispersar naturalmente – à direita mostra que o FFS recolhe todo o vazamento de mais de diluição adicional ar. <br/> Figura 7. convencional contínuo vazamento traço do tempo fonte de vazamento contínuo que mostra as várias secções de medição (a: fundo, b: aproximando o vazamento, c: taxa de vazamento média, d: recuando de vazamento) (ver secções 5 – 5.6).. por favor clique aqui para ver uma versão maior desta figura. Figura 8. Infravermelha de vazamento de Esquerda -. Vazando digno e justo -. / Vazamento quantificados capturado a partir da mesma montagem (ver secção 4.6) Por favor clique aqui para ver uma versão maior desta figura. Intermitente Leak Fonte A massa total associado com um determinado evento foi obtido a partir da concentração-time perfil através da aplicação de integração numérica. A fim de contornar algumas das ineficiências associadas com a regra trapezoidal, foi empregado regra de um compósito de Simpson adaptativa. Este método de tipo de quadratura adaptativa permite ajustes automáticos de tamanho de etapa em regiões de variações bruscas 73. A necessidade de integração numérica dos dados recolhidos foi aplicável para eventos intermitentes, tais como a Figura 9 ilustra um exemplo de uma fonte intermitente de emissões de metano. Este exemplo foi para um evento de veículo de reabastecimento. Fundo é mostrado 150-240 seg e de 425 segundos até o fim. Este evento em particular foi para o reabastecimento de um tanque de gás natural liquefeito única (GNL). A taxa de vazamento foi integrado para determinar a massa total emitida (9,5 g). Figura 9. Source 'vazamento' intermitente Leak. Intermitente de um evento veículo de reabastecimento (concentração [ppm], taxa de fluxo de diluição [scfm], o índice de fuga [g / h]) (ver Secção 5). Por favor clique aqui para ver uma versão maior esta figura. agregada Fonte Devido a várias fontes sendo na proximidade apertado e fechado por uma cobertura, a unidade de compressor foi agregados e tratados como uma única fonte para a quantificação vazamento. A Figura 10 mostra um exemplo de medir as emissões de metano de uma fonte agregada. Estes dados foram coletados a partir de um tempo de enchimento CNG carcaça do compressor. A carcaça do compressor foi medida continuamente por aproximadamente 119 min. A unidade de compressor encontrou fez exibir uma pequena quantidade de variabilidade. Variações na taxa de vazamento e concentração de metano foram devido a flutuações de pressão e vazamentos variáveis deselos compressor. Para fontes de agregados, foram coletados dados por longos períodos e a taxa de vazamento média foi calculada. Figura 10. Exemplo Aggregate. Regime de fuga, fluxo e dados de concentração de um tempo agregado preencher CNG carcaça do compressor (compressores e ventiladores off) (ver secção 5.7). Por favor clique aqui para ver uma versão maior desta figura.

Discussion

A fim de melhorar a precisão e superar as limitações atuais do setor, criamos o sistema de amostragem de fluxo total (FFS) para a quantificação de metano. Os pesquisadores utilizaram o sistema em uma variedade de formas, em vários locais em toda a América do Norte. Uso de espectroscopia elimina a interferência significativa do C2 + compostos ea natureza de amostragem não destrutiva permite a amostragem em sacos do vazamento para fora do local análise alternativa. Quando combinado com blocos de vento alternativas que o sistema tenha êxito e precisa quantificadas as emissões de metano a partir dos seguintes itens: sistemas de combustível GNV, sistemas de combustível de GNL, cárteres de motores de combustão interna, tubulação, tubos, conexões, flanges, aberturas de compressores, bem componentes da cabeça, água / tanques de separador de óleo, válvula, atuadores pneumáticos movidos por gás natural, bem tripas, e numerosos outros componentes relacionados gás natural. plataformas de sistema incluídos carrinhos portáteis, on-road e off-road veículos. O consumo de energia requer o uso deum poder gerador ou casa através de 120 ligações standard VCA. No entanto, através deste uso do poder 'grid' o sistema pode provar a taxas de fluxo mais elevadas e ainda ser usados em conjunto com cabos de extensão e casas de amostragem longos para a portabilidade em torno de um determinado local de interesse. sistemas alimentados por bateria atuais têm desempenho reduzido em função do estado de carga da bateria, que é eliminado usando energia da rede.

calibrações periódicas protocolos têm sido desenvolvidos e integrado na interface de utilizador. Protocolos 1-3 deve ser concluída antes de qualquer nova auditoria site ou no mínimo em uma base mensal. Se os usuários não diligentemente seguir os protocolos, o sistema pode sob ou sobre-relatório taxas de emissões, o que poderia afetar negativamente relatórios GHG. O principal objetivo dos protocolos é garantir um sistema preciso para estimar as emissões totais do site com granularidade componente. Se a análise estatística são usados para criar novos factores de emissão, em seguida, cada um não-Leacomponente rei também deve ser gravado.

O processo de detecção de fugas pode ser demorado com a utilização de unidades portáteis. A utilização de uma câmara de gás-imagiologia óptica pode reduzir significativamente o tempo necessário para detectar fugas. A câmara deve ser capaz de medir os compostos orgânicos voláteis, incluindo metano. Atualmente unidades comerciais disponíveis têm sensibilidades sobre taxas de vazamento detectáveis de cerca de 0,8 gramas por hora (g / h) e são dependentes de condições de vento. dispositivos de imagem também são sensíveis à temperatura. Certifique-se de ajustar escalas de temperatura, conforme necessário. Extremamente vapor frio (gás natural) ou criogênico superaquecidos vapores (vapor escape e outros) podem aparecer vazamentos como excessivos. quantificação subsequente deve seguir para determinar com precisão a taxa de vazamento real de qualquer vazamento trabalhada. O uso de câmeras infravermelhas podem reduzir significativamente os estoques de detecção de fugas, mas são sensíveis às condições do vento. vazamentos menores em condições de vento forte poderia diffuse mais rapidamente e não ser notado. Quando em dúvida, sempre verifique com uma mão detector de metano.

A interface amigável garante uma utilização fácil e adequada dos FFS. usuário integrada solicita auxiliar o usuário ao longo do protocolo e reduzir os esforços de pós-processamento. Por exemplo, uma vez por quantificação vazamento for concluído (Seção 5), a taxa de vazamento média com base em cálculos utilizando pelo menos 30 segundos de concentração contínua e fluem gravações taxa será relatado. solicita que o usuário irá automaticamente usar concentrações globais ou locais de fundo. Simples seleção na tela fará com solenóides de operar e de exemplo para os locais corretos. Os usuários devem seguir todas as instruções na tela para garantir a quantificação precisa do vazamento. O programa irá corrigir automaticamente para o seguinte: fundo global ou local; temperatura; taxa de fluxo de massa (ar assumido com dióxido de carbono e metano correções); humidade (medido a partir do sensor de gases de efeito estufa); temperatura (THERMocouple – verificação redundante para condições ambientais)

A incerteza relativa das taxas de emissões de metano medido é ± 4,4%, excepto em circunstâncias onde o vazamento é irrelevante como a concentração medida concentração de fundo se aproximou. Um exemplo de incertezas componente é fornecido na Tabela 2.

</tr>

Fonte	Incerteza (%)
Sensor de metano	1
Metano correlação calibração do sensor	0,73
garrafa de gás metano	1
garrafa de gás Zero ar	0,1
LFE	0,7
MAF	4
módulo de pressão diferencial	0,025
módulo de pressão absoluta	0,06
Par termoelétrico	0,4
correlação de calibração MAF	0,09
divisor de gás	0,5

Tabela 2. Incerteza Component. Incertezas componentes independentes usadas para quantificar a incerteza do sistema.

No geral, o sistema e seus métodos provaram benéficos em esforços para quantificar com precisão as emissões de metano a partir de várias fontes. O sistema é escalável e fácil de usar. O sistema desenvolvido tem uma incerteza de ± 4,4% em comparação com sistemas comerciais atuais com uma incerteza de ± 10% ^74. Com calibrações adequadas, este sistema pode facilmente quantificar taxas de vazamento de até 140 SCFM em comparação com sistemas comerciais atuais que são capazes de quantificar vazamentos até 8 SCFM com cargas de bateria cheia ^64,74. Enquanto o sistema requer conexão ao poder casa, isso oferece vantagens de contaxas de amostragem sistente e taxas de amostragem muito mais elevados do que os sistemas atuais. O limite mínimo de detecção do sistema actual é de 0,24 g / h ou 3,0×10 ^-3 SCFM. A interface do usuário reduz os requisitos de pós-processamento e reduz os esforços de comunicação. Além disso, os sensores baseados em laser são não destrutivo para a amostra de vazamento, que permite a medição directa da amostra com vários analisadores ^65. medições a laser com base também não exigem sensores separados para as concentrações ambiente, pequeno e grande vazamento ou transições de sensores, que contribuem para fontes adicionais de imprecisão. Estudos futuros se concentrar na otimização contínua das FFS e sua interface de usuário. A pesquisa adicional está sendo conduzido que combina a dinâmica de dados de pesquisa e de fluidos computacional experimentais para desenvolver as melhores práticas adicionais para garantir técnicas de medição consistentes e ideais.

Offenlegungen

The authors have nothing to disclose.

Acknowledgements

The authors thank the staff of the WVU Center for Alternative Fuels, Engines, and Emissions, including Mr. Zachary Luzader and Mr. Christopher Rowe. The author’s thank the Environmental Defense Fund, the WVU Research Corporation, and the George Berry Foundation for funding the research programs that provided field data and a variety of test conditions under which to use the developed FFS.

Materials

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%) 2010 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

Referenzen

Hansen, J. Climate impact of increasing atmospheric carbon dioxide. Science. 213 (4511), 957-966 (1981).
Ramanathan, V., Feng, Y. Air pollution, greenhouse gases and climate change: Global and regional perspectives. Atmos. Environ. 43 (1), 37-50 (2009).
Sims, R. Renewable energy: a response to climate change. Sol. Ener. 76 (1), 9-17 (2004).
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).
Rasmussen, R., Khalil, M. Atmospheric methane (CH4): Trends and seasonal cycles. J.Geophys.Res. 86 (C10), 9826-9832 (1981).
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).
Mosier, A. Soil processes and global change. Biol. Fert. Soils. 27 (3), 221-229 (1998).
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).
Kruger, D., Franklin, P. The Methane to Markets Partnership: Opportunities for coal mine methane utilization. , 3-8 (2006).
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).
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).
Marano, J. J., Ciferno, J. P. Life-cycle greenhouse-gas emissions inventory for Fischer-Tropsch fuels. Energy and Environmental Solution, LLC. , (2001).
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).
Hostage, B., Perry, G. Federal notification requirements for releases of oil and hazardous substances. (1), 631-634 (1993).
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)
Brandt, A. R., et al. Energy and environment. Methane leaks from North American natural gas systems. Science. 343 (6172), 733-735 (2014).
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).
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).
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).
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).
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).
Mix, P. E. . Introduction to nondestructive testing: a training guide. , (2005).
Murvay, P., Silea, I. A survey on gas leak detection and localization techniques. J. Loss. Prev Process. Ind. 25 (6), 966-973 (2012).
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. , (1996).
Shorter, J. H. . Results of tracer measurements of methane emissions from natural gas system facilities. , (1995).
Folga, S. M. . Natural gas pipeline technology overview. , (2007).
Bousquet, P., et al. Contribution of anthropogenic and natural sources to atmospheric methane variability. Nature. 443 (7110), 439-443 (2006).
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).
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).
Brandt, A., et al. Methane leaks from North American natural gas systems. Science. 343 (6172), 733-735 (2014).
Wigley, T. M. Coal to gas: the influence of methane leakage. Clim. Chang. 108 (3), 601-608 (2011).
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).
Lelieveld, J. Greenhouse gases: Low methane leakage from gas pipelines. Nature. 434 (7035), 841-842 (2005).
Percival, P. Update on “lost and unaccounted for” natural gas in Texas. Basin Oil and Gas. 32, (2010).
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).
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).
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).
Mitchell, C., Sweet, J., Jackson, T. A study of leakage from the UK natural gas distribution system. Energy Policy. 18 (9), 809-818 (1990).
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).
O’Sullivan, F., Paltsev, S. Shale gas production: potential versus actual greenhouse gas emissions. Environ. Res. Let. 7 (4), 044030 (2012).
Cathles, L. M., Brown, L., Taam, M., Hunter, A. A commentary on “The greenhouse-gas footprint of natural gas in shale formations” by RW Howarth, R. Santoro, and Anthony Ingraffea. Clim Chang. 113 (2), 525-535 (2012).
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).
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).
Hultman, N., Rebois, D., Scholten, M., Ramig, C. The greenhouse impact of unconventional gas for electricity generation. Environ. Res. Lett. 6 (4), 044008 (2011).
Miller, S. M., et al. Anthropogenic emissions of methane in the United States. Proc. Natl. Acad. Sci. 110 (50), 20018-20022 (2013).
Tollefson, J. Methane leaks erode green credentials of natural gas. Nature. 493 (7430), 12 (2013).
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)
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)
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)
Pétron, G., et al. Hydrocarbon emissions characterization in the Colorado Front Range: A pilot study. J. Geophys. Res (1984-2012). 117 (D4), (2012).
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)
. 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)
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).
Shorter, J. H., et al. . Results of tracer measurements of methane emissions from natural gas system facilities. , (1995).
Howard, H. M. High flow rate sampler for measuring emissions at process components. US Patent. , (1996).
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).
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).
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).
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).
Davis, J. . Methods of numerical integration. , (2007).

Play Video

PDF

DOI

DOWNLOAD MATERIALS LIST

Diesen Artikel zitieren

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).