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

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Engineering

Progettazione e l'uso di un sistema di campionamento a flusso pieno (FFS) per la quantificazione delle emissioni di 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

L'utilizzo del gas naturale continua a crescere con un aumento scoperta e la produzione di risorse di scisto non convenzionali. Allo stesso tempo, i volti industria del gas naturale hanno continuato controllo per le emissioni di metano provenienti da tutta la catena di approvvigionamento, a causa di relativamente elevato potenziale di riscaldamento globale del metano (25-84x quello dell'anidride carbonica, secondo l'Energy Information Administration). Attualmente, una varietà di tecniche di incertezze varie esiste per misurare o stimare le emissioni di metano da componenti o strutture. Attualmente, solo un sistema commerciale è disponibile per la quantificazione delle emissioni a livello di componenti e le relazioni recenti hanno messo in luce le sue debolezze.

Al fine di migliorare la precisione e aumentare la flessibilità di misura, abbiamo progettato, sviluppato e implementato un nuovo sistema completo di campionamento a flusso (FFS) per la quantificazione delle emissioni di metano e gas serra basati su principi di misura trasporto emissioni. la FFS è un sistema modulare che consiste di un ventilatore a prova di esplosivo (s), sensore di flusso d'aria di massa (s) (MAF), termocoppia, sonda di campionamento, pompa di campionamento a volume costante, sensore laser a gas ad effetto serra in base, dispositivo di acquisizione dati e software di analisi . A seconda della configurazione del ventilatore e il tubo impiegato, la corrente FFS è in grado di raggiungere una portata compresa tra 40 a 1500 piedi cubi standard al minuto (SCFM). Utilizzo di sensori laser a base attenua interferenza da idrocarburi superiori (C2 +). Co-misurazione del vapore acqueo permette la correzione dell'umidità. Il sistema è portatile, con più configurazioni per una varietà di applicazioni che vanno da essere portato da una persona ad essere montato in un carro tirato mano, su strada pianale del veicolo o dal letto di veicoli fuoristrada utilità (UTVs). La FFS è in grado di quantificare i tassi di emissione di metano con un'incertezza relativa di ± 4,4%. La FFS ha dimostrato, il funzionamento del mondo reale per la quantificazione delle emissioni di metano che si verificano in Conventioimpianti interni ed a distanza.

Introduction

Recenti rapporti confermano il clima sta cambiando a causa delle attività umane e l'ulteriore cambiamento è inevitabile ^1. I cambiamenti climatici si verifica da un aumento di gas serra (GHG) concentrazione nell'atmosfera. L'anidride carbonica (CO ₂₎ e metano sono i maggiori contribuenti di gas serra ^2. CO ₂ e metano provengono da entrambi i processi naturali e attività umane ^3. Attuali livelli atmosferici di _CO2 e metano sono rispettivamente aumentate del 31% e 151% negli ultimi due secoli, con la concentrazione di metano in aumento a un tasso del 2% annuo ^4-6. Le ripercussioni del clima di metano e di emissioni di CO ₂ dipendono dal periodo considerato come il metano ha una più breve durata di vita atmosferica rispetto al CO ₂ ^7. La durata della vita atmosferica di metano è 12-17 anni, dopo di che l'ossidazione di CO ₂ si verifica ^8. L'impatto del metano è 72 volte maggiore di CO <sub> 2 in un periodo di 20 anni ^9. Su una base di massa, il metano è 23 volte più efficace a intrappolare calore nell'atmosfera di CO ₂ nel corso di un periodo di 100 anni ^10. Il metano e CO ₂ rappresentano il 10% e il 82% del totale degli Stati Uniti (US) emissioni di gas serra ^11. Le emissioni globali di metano provenienti da fonti antropiche sono circa il 60% e il restante sono da fonti naturali ^{8, 10.}

Nel 2009, non combusto emissioni di metano tra i pozzi di produzione e rete di distribuzione locale corrispondeva al 2,4% della produzione di gas naturale lordo degli Stati Uniti (1,9-3,1% ad un livello di confidenza del 95%) ^12. Le emissioni di metano non-combusti non sono solo dannosi per l'ambiente, ma rappresentano anche un costo enorme per le aziende del gas naturale ^13. Gli analisti stimano che l'industria del gas naturale perde al di sopra di $ 2 miliardi di dollari l'anno a causa di fughe di metano e di sfiato ^14. le emissioni non-incombusti sono classifIED come latitante o sfiato ^{15, 16.} Fugitive si riferisce al rilascio accidentale di gas da processi o attrezzature, come ad esempio valvole, flange, o raccordi all'aria ambiente ^{17, 18.} sfiato si riferisce al rilascio intenzionale di gas da apparecchiature o di funzionamento dei processi ad aria ambiente, come ad esempio attuatori pneumatici ^19. A onshore impianti petroliferi e di gas naturale, le emissioni fuggitive rappresentano circa il 30% del totale delle emissioni di metano ^20. Nel 2011, la US Environmental Protection Agency (EPA) stima che più di 6 milioni di tonnellate di metano fuggitivo fuggiti dai sistemi di gas naturale, che superano la quantità di emissioni di gas serra (CO ₂ equivalente per un periodo di 100 anni), emesso da tutto il ferro degli Stati Uniti e l'acciaio, il cemento, e impianti di produzione di alluminio combinati ^21.

Un vuoto critico esiste nella determinazione dell'impatto climatico del gas naturale a causa della mancanza di stime accurate ed affidabili em associatoissioni. Tuttavia, vi è un consenso sul fatto che le emissioni di metano fuggitive si verificano in ogni fase del ciclo di vita del gas naturale e ulteriori ricerche nella misurazione e segnalato questi valori con precisione è importante ^19. Gli studi hanno riportato le emissioni fuggitive provenienti da specifici settori con risultati variabili da un massimo di dodici ordini di grandezza ^{19, 22-28.} La mancanza di standard industriali riconosciuti e la carenza di regolamenti compatibili nel campo del rilevamento di perdite e perdite quantificazione consentono l'uso di una varietà di metodi e apparecchiature di prova, con la precisione di alcune tecniche di misurazione alto come ± 50% ^29-35. Pertanto, esiste una notevole incertezza sulla quantità di metano fuggitivo emesso il gas naturale ciclo di vita ^{19, 28, 33, 36-39.} Figura 1 illustra la quantità di variabilità nella letteratura pubblicata sulle emissioni di metano misurati e stimati connessi con la vita metano ciclo. Figura 1 </strong> mostra la media pubblicato emissioni di metano fuggitive emessi come percentuale della produzione totale di gas naturale. Se un valore medio non è stata data è stata presa la media della gamma pubblicata. La deviazione standard tra i 23 studi è 3.54, con i valori minimo e massimo che differiscono di 96,5%.

Figura 1. Le emissioni di metano fuggitive. Published media di emissioni di metano fuggitive emessi come percentuale di produzione di gas naturale totale ^{13, 27, 40-59.} Si prega di cliccare qui per vedere una versione più grande di questa figura.

Attualmente, la quantità totale di emissioni fuggitive non è chiaro in parte a causa dell'incertezza di misura e le tecniche di scala. Senza misure accurate delle emissioni di metano, i politici non sono in grado di fare scelte informate sulla questione.Una revisione della letteratura ha individuato tre metodi principali per la quantificazione delle emissioni fuggitive di gas naturale: insaccamento, gas tracciante, e un campionatore ad alto flusso disponibile in commercio.

Il metodo di insaccamento prevede il posizionamento di un recinto sotto forma di un 'sacco' o tenda intorno a una fonte di emissione fuggitiva ^60. Ci sono due varianti del metodo di insacco. In uno, una portata nota di gas pulito (tipicamente inerte) passa attraverso il contenitore per creare un ambiente ben miscelato per la misurazione. Una volta equilibrio è raggiunto, il campione di gas viene raccolto dal sacchetto e misurato. Il tasso di emissione diffusa è determinato in base alla portata misurata di gas pulito attraverso il contenitore e la concentrazione di metano allo stato stazionario all'interno della custodia ^61. A seconda della custodia e perdite dimensioni, il tempo necessario per raggiungere le necessarie condizioni di stato stazionario per la misurazione della portata di fuga è compresa tra 15 a 20 min ^61. Il metodo di insaccamentopuò essere applicato sulla maggior parte dei componenti accessibili. Tuttavia, potrebbe non essere adatto per componenti di forma anormale. Questo tipo di metodo è in grado di misurare le perdite di dimensioni variabili da 0,28 metri cubi al minuto (m ³ / min) a grande come 6.8 m ³ / min ⁶⁰ .Il altra tecnica insaccatura è noto come insaccamento calibrato. Qui, sacchetti di volume noto sono sigillate attorno una sorgente di emissione diffusa. Il tasso di emissione diffusa è calcolata in base alla quantità di tempo necessario per l'espansione del sacco, e corretta a condizioni standard.

Metodi gas tracciante quantificare un tasso di emissione diffusa basata sulla concentrazione di gas tracciante misurata fluisce attraverso una fonte fuggitivo. gas traccianti comunemente impiegati sono elio, argon, azoto, esafluoruro di zolfo, tra gli altri. Il tasso di emissione diffusa è determinato dal rapporto tra un tasso di rilascio nota di gas tracciante nei pressi della sorgente fuggitivo, misurazioni delle concentrazioni sottovento di tracciante e fugitiva gas sorgente, e controvento della linea di base ^24. Il tasso di emissione diffusa è valida solo assumendo la dispersione identici e completa miscelazione per le due fonti ^62. Ciò implica che il tracciante viene rilasciato nei pressi della sorgente fuggitiva ad una velocità simile e altezza, e la misurazione poppa è da pennacchi ben mescolato. Questo metodo richiede tempo e non prevede livello di componente granularità ^63.

Un sistema di campionamento ad alto volume disponibile in commercio costituito da uno strumento a batteria portatile confezionato all'interno di uno zaino per quantificare i tassi di emissione diffusa ^64. L'aria che circonda la posizione della perdita viene aspirato nel campionatore attraverso un tubo di diametro interno 1,5 pollici con una portata sufficientemente alto che si può presumere che tutto il gas che fuoriesce viene catturato.

La portata del campione viene calcolata con un venturi all'interno dell'unità. Per basse concentrazioni di metano, gas 0,05-5% in volume, acatalyst sensore metano viene utilizzato per misurare la concentrazione. Questo sensore è distruttivo per il metano ed altri idrocarburi all'interno del campione. Per le concentrazioni di metano da 5-100% in volume, un sensore termico è impiegato. Il sistema utilizza un sensore di sfondo separata e sonda che corregge la concentrazione perdita rispetto alla concentrazione di fondo. Dopo la misurazione, il campione è esaurito nell'atmosfera dalla zona di campionamento ^64. Questo metodo può essere applicato sulla maggior parte dei componenti accessibili, con la limitazione della portata misurabili fino a otto piedi cubi standard al minuto (SCFM). Questo sistema è in grado di testare fino a 30 campioni all'ora. Recentemente, questo sistema ha dimostrato di avere varia precisione e problemi sulla transizione dal sensore catalitico al sensore termico ^65. Inoltre, il sistema richiede un'analisi frazionario Il gas di applicare correttamente un fattore di risposta basata sulla qualità del gas – non è il metanospecifica. Il sistema è stato ampiamente utilizzato e potrebbe essere attribuito a discrepanze tra top-down e bottom-up metodi da sotto segnalazione emissioni di metano ^65.

A causa di limitazioni di questi metodi e sistemi, un nuovo sistema di quantificazione è stato sviluppato. La FFS impiega lo stesso concetto di design come i sistemi di diluizione utilizzate nella certificazione delle emissioni automobilistiche ^66-68. La FFS è costituito da un tubo che alimenta un ventilatore a prova di esplosivo che esaurisce il campione di aria di perdite e di diluizione attraverso un sensore di flusso d'aria di massa (MAF) e sonda di campionamento. La sonda di campionamento è collegato ad un analizzatore di metano laser base attraverso un tubo di campionamento. Gli analizzatori utilizza cavità migliore assorbimento per la misura di CH _4, CO ₂ e H ₂ O. L'analizzatore è in grado di misurare CH ₄ da 0% a 10% in volume, CO ₂ da 0 a 20.000 ppm, e H ₂ O da 0 a 70.000 ppm. Ripetibilità / precisione (1-sigma) per questa configurazione is <0,6 ppb di CH _4, <100 ppb di CO _2, e <35 ppm per H ₂ O ^69. Il campione viene prelevato dal flusso a una velocità volumetrica costante. Il sistema è munito, apparecchi di registrazione dati. Figura 2 illustra lo schema del FFS. Prima di utilizzare le FFS, il collegamento a terra sul tubo campionatore è attaccato ad una superficie che permette al sistema di essere messo a terra. Questa è un'azione preventiva per dissipare le cariche elettrostatiche sulla estremità del tubo, che potrebbe derivare da un flusso d'aria attraverso il tubo. L'acquisizione dei dati avviene sia su un telefono, tablet o computer intelligente portatile. Software è stato sviluppato per la raccolta di dati, l'elaborazione e il reporting. La figura 3 fornisce una breve panoramica delle interfacce utente per i seguenti protocolli.

Figura 2. Schema FFS e immagine di sinistra -. FFS schematico edestro -. FFS portatili durante l'audit stazione gas naturale compresso (CNG) Clicca qui per vedere una versione più grande di questa figura.

Figura 3. individuazione e la quantificazione Panoramica del programma. Breve panoramica dei passi e richiesta dell'utente per tarature, prove di recupero, e perdite quantificazione. Clicca qui per vedere una versione più grande di questa figura.

Protocol

Nota: Le FFS è stato progettato con sicurezza in mente per eliminare o ridurre la possibilità di accensione di un metano o fonte di gas naturale. Il gas naturale è infiammabile in condizioni ambientali per le concentrazioni di volume da 5% a 15%. Il sistema sarà testato e dimostrato di soddisfare i requisiti di sicurezza. Modifica o manomissione del sistema potrebbe causare lesioni gravi. 1. La calibrazione del MAF Nota: Il MAF richiede taratura periodica contro un National Institute of Standards and Technology (NIST) elemento tracciabile flusso laminare (LFE). Utilizzare gli strumenti di calibrazioni all'interno del programma per completare una calibrazione MAF contro un LFE nota. Il programma raccogliere tutti i dati necessari dai trasduttori di pressione, sensore di umidità, e MAF per creare una nuova calibrazione. Si consiglia una taratura 11 punti essere completata. Se una calibrazione è più vecchio di un mese, una nuova calibrazione dovrebbe essere completato. I vecchi calibrazioni possono essere visualizzati eusato. Scegliere un LFE di dimensioni adeguate per garantire che il campo di portata è superiore al 25% del campo di portata inferiore del canale LFE. Collegare il MAF ad un flussometro garantire l'ingresso al MAF è almeno 10 diametri a valle di qualsiasi restrizione o di espansione. Collegare un assoluto / manometro per pressione differenziale combinato alle porte di pressione differenziale della LFE banco di flusso. Verificare che il trasduttore di pressione differenziale è a taratura. Collegare la porta lato alto del sensore alla porta LFE monte. Collegare la porta lato basso del sensore alla porta a valle del canale LFE. Assicurarsi che il trasduttore di pressione assoluta del differenziale / misuratore di pressione assoluta combinato è all'interno di calibrazione e collegare tramite un 'tee' adatto alla porta lato alto del sensore di pressione differenziale. Collegare un termocoppia di tipo K per l'unità di acquisizione dati (DAQ). Assicurarsi che il dispositivo di misurazione del punto di rugiada è dentrocalibrazione e collegato al DAQ e il flusso d'aria. Assicurarsi che MAF e del flusso di segnali da banco sono accettabili (0-5 volt) e utilizzare lo schermo calibrazioni software per iniziare una calibrazione MAF. Impostare il flusso a 11 diverse portate tutta la gamma prevista del MAF e nel range di tolleranza del canale LFE. Raccogliere un minimo di 30 secondi dei dati a ogni condizione di flusso ad una velocità minima di 1 Hz facendo clic sul pulsante dati di calibrazione raccogliere. Nota: Assicurarsi che la calibrazione MAF si estende almeno il 25% della portata minima del canale LFE utilizzato per la calibrazione. Non superare la portata massima della LFE, se portate più grandi sono da tarare, utilizzare un LFE più grande. Eseguire il software di calibrazione cliccando Process pulsante Dati calibrazione e seleziona la forma curva che produce errore totale minimo senza un solo errore punto oltre ± 2%. 2. La calibrazione del Greenhouse Gas Analyzer Nota: L'anale gas a effetto serraYzer dovrebbe essere calibrato internamente su base annua da parte di terzi. Gli utenti possono utilizzare gli strumenti calibrazioni all'interno del software per completare una calibrazione o di verifica esterna. La calibrazione utilizza gas in bottiglia di concentrazione nota. Il gas viene miscelato con azoto attraverso un divisore di gas ed esce ad una sonda allagata. L'analizzatore aspira il campione alla portata nota e registra il valore. Si consiglia una taratura 11 punti completare il campo di interesse. Il programma regola automaticamente per la concentrazione di gas e la viscosità all'interno del divisore di gas. Prima di test sul campo, eseguire una verifica esterna o la taratura se necessario (calibrazioni precedenti più vecchio di un mese). Alimentazione del sensore gas serra per 15 min prima verifica / calibrazione e collegare la verifica 'T' adatta alla porta di ingresso del sensore. Selezionare un gas tracciabile EPA Protocollo o NIST per verificare e utilizzare l'azoto ultra-elevata purezza (UHPN)come gas di bilanciamento. Collegare il gas di verifica (metano) alla porta componente di un divisore di gas calibrato utilizzando regolatori approvati (CGA 580 per UPHN, CGA 350 per il metano). Collegare l'uscita del divisore di gas allo 'tee' del passo 2.2. Impostare il gas componente, pressione in uscita a circa 23 libbre per pollice quadrato – calibro (psig) regolando la manopola di regolazione. Impostare il gas di bilanciamento, pressione in uscita a circa 19 PSIG. Impostare la portata del divisore di gas ad almeno due volte la portata interna della pompa campione con il divisore di gas, di flusso manopola (pompa campione attuale funziona a due litri standard al minuto (SLPM) quindi l'uscita del divisore di gas dovrebbe essere fissato a 4 SLPM). Nota: adeguatamente inondare la sonda campione con la miscela di gas per assicurare una corretta verifica. Utilizzare rotametro secondaria, se disponibile per garantire un flusso netto positivo dal diluvio della sonda 'tee' di passo 2.3. Fare clic su Start calibrazione e inserire il bconcentrazione ottle del gas componente (in ppm). Utilizzare il divisore di gas per selezionare cucine a gas componenti da zero a 100% (11 punti totali). Raccogliere dati per un minimo di 30 secondi ad ogni regolazione del divisore di gas per completare la linearizzazione. Selezionare se viene applicata una nuova calibrazione esterna. Nota: Se la verifica passa entro l'incertezza della concentrazione bombola del gas (tipicamente 1-2%) poi una nuova taratura esterna non deve essere creato. Ripetere i passaggi precedenti per il punto singolo o multiplo verifiche / tarature di metano, anidride carbonica, o vapore acqueo. 3. Prova ripristino completo del sistema Nota: Un test completo ripristino del sistema viene completato per garantire che la FFS recupera e riporta un volume noto di gas di taratura con precisione. Accendere le FFS e di garantire il sensore di gas serra è stato in funzione per almeno 15 minuti. Selezionare un gas di recupero per testare – metano. Collegare la bombola di gas ad un appropriatoregolatore e impostare la pressione di uscita a circa 20 psig. Collegare una linea di alimentazione al regolatore bombola del gas e l'ingresso ad un controllore di flusso di massa calibrato (MFC). Collegare l'uscita del MFC all'ingresso del tubo di campionamento. Selezionare la scheda di verifica di recupero di gas nel software DAQ e collegare il collegamento in serie di MFC al DAQ. Scegliere avviare il test di recupero del gas e registrare i dati di fondo per almeno 30 sec, la portata nota di gas può essere inserito in questo momento. Impostare la portata di gas di recupero per una dimensione media perdita sulla base di valori previsti o precedenti (20 SLPM o 30 SLPM). Inizia scorre il gas di recupero e lasciare che il sistema si stabilizzi per 30 sec. Dopo la stabilizzazione, fare clic su record e consentire al programma di registrare i dati di verifica di perdite per 30 sec. Nota: Al termine del campionamento software creerà un rapporto che mostra l'errore del tra la portata di gas noto e la portata del gas recuperato. Unerrore di ± 4,4% è accettabile (relativa incertezza di misura del sistema), ma l'errore recupero mirato è ± 2%. Ripetere la prova di recupero del gas almeno tre volte e garantire che tutti gli errori sono all'interno del range accettabile. Controllare il sistema per eventuali guasti se l'errore è oltre ± 4,4%. Doppio controllare tutte le connessioni, le portate, errori rimedio, e ripetere i passaggi da 3.2 a 3.6. Nota: I guasti possono comprendere che la linea di alimentazione potrebbe non essere stato inserito nel tubo FFS di campionamento o le connessioni erano sciolti sulle raccordi campione. Una nuova calibrazione o il sensore di verifica MAF può essere necessario se non precedentemente completato (entro un mese). 4. Leak Detection Audit Nota: Eseguire un inventario sito per identificare ogni potenziale fonte di emissioni fuggitive. L'inventario includerà il numero di fonti (valvole, flange, pompe / compressori, prese d'aria, ecc) ripartiti per gruppo fonte (edificio compressore, azienda di stoccaggio, vehicle alimentando cremagliera, ecc) L'audit rilevamento delle perdite può avvenire in parallelo o in serie con la quantificazione delle perdite. Un rivelatore metano palmare o fotocamera gas-imaging ottico possono essere utilizzati per esaminare componenti per perdite. Quando le perdite sono identificate registrare una descrizione, la concentrazione, e scattare una foto. Segnare la perdita per la quantificazione tardive e quantificare la perdita in questo momento. Creare un nuovo file di inventario nel programma. Inserire i dettagli sul sito per scopi di inventario e di reportistica (nome, tipo di sito, etc.). Data, data e ora, e la posizione GPS vengono compilati automaticamente. Zero il rilevatore di metano palmare dall'aria ambiente prima dell'uso. Utilizzare un rilevatore di metano palmare con sonda per controllare tutti i potenziali interfacce accessibili per la presenza di emissioni fuggitive. Posizionare il campione di ingresso della sonda ortogonale alla superficie per ridurre al minimo la diluizione. Nota: La sensibilità dell'unità palmare è 5 ppm sopra sfondo quando ZeroEd dall'aria ambiente. Documentare tutte le fonti inaccessibili o fonti aggregati. Nota: le fonti inaccessibili potrebbero includere tubi di sfiato che sono al di là di una altezza in modo sicuro accessibile come determinato dal gestore del sito. fonti aggregate possono includere più valvole pneumatiche collegati a un collettore o racchiusi da una scatola di servizio. Se la sorgente o sorgenti multiple possono essere esaminata globalmente impiego di un alloggiamento, aggregare le fonti. fonti multiple aggregate utilizzando una custodia con almeno un ingresso e una di uscita. Documentare tutte le fonti all'interno del perimetro del recinto. Etichettare la fonte come un campione globale e procedere con la quantificazione della sezione 5. Nota: L'uso di una soluzione di rilevatore di perdite è permesso di classificare le fonti di un "non-colante". Tenendo il flacone in posizione verticale, si applicano abbastanza soluzione rilevatore di perdite per coprire l'interfaccia. Consentire 5-10 sec per le bolle per formare. Posizionare la sonda ingresso dello strumento di rilevamento in superficiedell'interfaccia componente. Spostare la sonda lungo la periferia interfaccia osservando la lettura dello strumento, avendo cura di considerare il tempo di risposta ritardata dello strumento. Lentamente assaggiare l'interfaccia in cui perdita è indicato fino ad ottenere la massima lettura metro. Lasciare la sonda ingresso in questa posizione massima di lettura per circa due volte il tempo di risposta dello strumento (20 sec). Se la lettura massima metro osservata è superiore a 500 parti per milione (ppm), registrare, e comunicano il risultato. Clicca prendere l'immagine di perdite ai fini di comunicazione. In alternativa, utilizzare un dispositivo di imaging a raggi infrarossi per la scansione lentamente i componenti per esaminare la presenza di perdite. Questo metodo è approvato come una pratica di lavoro alternativo per rilevare le perdite da apparecchiature sotto il Metodo EPA 21 – l'imaging del gas ottica. Accendere la fotocamera e consentire la stabilizzazione. Rimuovere il coperchio dell'obiettivo e usare lo schermo della fotocamera per la scansione lentamente i componenti non vi siano perdite. Nota: OptiCAL telecamere gas immaginando sono in genere costosi, ma fanno ridurre il tempo necessario per eseguire la scansione dei componenti la presenza di perdite. L'uso della modalità ad alta sensibilità può essere richiesto per piccole perdite. Se una perdita viene rilevato con la videocamera, sia record o una immagine a fini di reporting. Segnare i punti di fuga per la successiva quantificazione con le FFS. 5. portata di fuga Quantificazione Nota: perdite quantificazione tasso può essere completa al tempo stesso come il rilevamento di perdite o dopo un inventario di perdite è stato completato. La quantificazione avviene sotto il nuovo pulsante di fuga dopo aver inserito i dati del sito e delle perdite. L'utente deve scegliere se utilizzare un fondo locale o globale. In entrambi i casi, il sistema controlla le elettrovalvole appropriati e registrare un campione temporizzato. Una volta che un fondo è stata presa, la perdita dovrebbe essere quantificato tre volte o da tre direzioni per garantire la cattura di perdite corretta. Il sistema analizzerà le tre misure e segnalare ilvarianza. Gli utenti possono salvare i dati di perdita (separata e media), ripetere la cattura, o classificare la fonte come variabile. Misurare e registrare le concentrazioni di metano fondo periodicamente durante la visita in loco e con ogni quantificazione delle perdite. Nota: E 'di grande importanza per prendere sfondi separate per le perdite che si trovano all'interno di una regione simile e in condizioni in cui l'aria può contenere la dilatazione di una scia di perdite vicine. l'analisi delle perdite combinato di più sistemi è discusso qui di seguito – 5.15. Quantificare eventuali perdite individuate. Prima si avvicina la fuga con il tubo del campione assicurarsi che la cinghia di messa a terra è in contatto con il suolo e la clip la clip della presa di terra campionatore per l'oggetto in questione. Utilizzando le FFS, posizionare il tubo di campionamento in più punti intorno all'area della fonte di perdite di ottenere tre quantificazioni portata di fuga consecutivi per quella sorgente che includeva la concentrazione del flusso del campione e del campione registrazione costante. <li> regolare la portata totale di aumentare il flusso volumetrico aprendo o chiudendo il condotto diaframma sull'aspirazione della soffiante. Regolare la serranda per assicurare che la concentrazione massima metano è entro il 10% del valore massimo tarato o che la concentrazione minima di metano è di almeno 2 ppm superiore alla concentrazione di fondo. Nel programma, premere il pulsante di fuga quantificare. La possibilità di utilizzare un fondo globale o locale chiederà all'utente. In caso di dubbio di contaminazione da altre perdite, prendere sempre un fondo locale. Con il tubo in posizione di quantificazione delle perdite, clicca prendere fondo locale. Una volta completato il programma chiederà all'utente di quantificare la perdita. Nota: il programma commuta automaticamente la posizione di campionamento della presa delle FFS a una porta dietro di alimentazione del tubo di campionamento per uno sfondo locale. Il tubo di campionamento deve essere nella stessa posizione di misura come viene utilizzato per la quantificazione del campione. Ripetere la Record perdite rapide tre volte, soprattutto nei casi di condizioni di vento forte ambientali o geometrie complesse. Se la varianza delle quantificazioni aggiuntivi è superiore al 10%, indagare per determinare se la varianza è il risultato di malfunzionamento strumento o variabilità portata di fuga. Se la fonte di variabilità del tasso di perdita è causa di un malfunzionamento dello strumento, porre rimedio alla fonte di malfunzionamento e ri-quantificato. In caso contrario, classificare la perdita come "variabile" e registrare la causa sospetta. Nel caso di più fonti in prossimità o una sorgente chiusa da una copertura, trattare la sorgente (s) in questione come unica fonte per la quantificazione di perdite impiego di un alloggiamento. Utilizzare la scheda custodia per eseguire questo tipo di quantificazione. Realizzare un involucro interamente in teli di plastica o incorporati o flessibili, materiale non permeabile, o affidarsi a un contenitore permanente quale un alloggiamento del compressore. Nota: L'enclosure consente al dispositivo di quantificazione per catturare qualsiasi gas naturale che perde dai componenti all'interno dei suoi confini e permette per la diluizione del gas naturale, catturata attraverso i fori appositamente piazzati nel recinto o da posizioni di ventilazione esistenti sul recinzioni permanenti. Consentire a qualsiasi gas naturale viene diluito da trarre dal recinto e per ottenere una lettura costante dal sensore gas serra. La durata del campionamento quantificazione effettuata utilizzando una custodia dipende dalla grandezza della custodia. Collocare i punti in cui il campione quantificazione prelevati dal contenitore in modo tale che l'aria di diluizione scorre attraverso la fonte potenziale di perdite (s) per ridurre la durata del campionamento consentendo letture di concentrazione costante Se è richiesto un campione sacchetto, posizionare un sacchetto di campionamento evacuato della casella insaccamento all'uscita del sensore gas serra. Utilizzare il software per registrare campione borsa, numero di identificazione e timer sullo schermo per garantire un campione borsa piena dianalisi off-site è stato preso.

Representative Results

FFS multipli sono stati sviluppati e utilizzati per quantificare una varietà di fonti di emissione di metano. Due importanti studi inclusi Fondo di Difesa Ambientale di Heavy-Duty Naturale veicoli a gas Pompa a rotelle studio (PTW) e la campagna coordinata Barnett (BCC). Lo studio PTW focalizzata sulla quantificazione delle emissioni di metano dai sistemi di alimentazione dei veicoli a gas naturale, pesanti, carter motore, compresso serbatoi di gas naturale, serbatoi di gas naturale liquefatto, apparecchiature delle stazioni di carburante, ugelli, e altre perdite. FFS multipli sistemi sono stati utilizzati durante la BCC, che ha riunito i maggiori esperti di strutture accademiche e di ricerca da tutto il paese per raccogliere i dati relativi alle emissioni di metano in tutta la catena di approvvigionamento di gas naturale (produzione, raccolta ed elaborazione, trasmissione e stoccaggio e distribuzione locale) attraverso una combinazione di aeromobili, veicoli, e misurazioni terrestri. Abbiamo condotto la quantificazione fonte diretta di emissioni di metano al naturalestazioni di compressione gas e impianti di stoccaggio utilizzando la metodologia sviluppata e del sistema FFS. Una parte dei risultati dello studio Barnett Shale in materia di misure ottenute attraverso l'impiego delle FFS è stato presentato e pubblicato in peer reviewed conferenze e riviste scientifiche 70-72. Sia per il PTW e BCC, abbiamo impiegato il metano apparecchiature di rilevamento delle perdite per esaminare i componenti del sito comprese le valvole, tubi / tubazioni e altri componenti che hanno effettuato o detenuto gas naturale. Una perdita è stata rilevata con una mano tesa rilevatore di metano. Questo rivelatore tenuto in mano aiutato nella identificazione della localizzazione delle perdite identificando un aumento della concentrazione di metano sopra sfondo. Una volta che una localizzazione delle perdite è stato rilevato che ha superato la soglia di concentrazione, i ricercatori hanno utilizzato le FFS per quantificare il tasso di perdita. Il campione perdita FFS stati raccolti attraverso un tubo collegato al lato di aspirazione di un ventilatore. Il campione passato attraverso un pr esplosione certificatooof soffiatore dove è stato scaricato attraverso un sistema di tubazioni che conteneva un MAF e sensore metano. Il sistema FFS era in grado di campionare a portate da 40 a 1500 SCFM dipende dalla configurazione del sistema. Utilizzando il tasso di campionamento misurata portata e concentrazione di metano, il tasso di perdita in SCFM o g / hr è stato calcolato. I dati di calibrazione Per la calibrazione, un flusso costante stato stabilito attraverso il sistema. La caduta di pressione attraverso il LFE è stata ottenuta attraverso la misura della pressione differenziale tra la porta ad alta pressione e la porta a bassa pressione sul LFE. La pressione assoluta è stata registrata dalla porta ad alta pressione della linea di misura differenziale. pressioni di taratura sono stati misurati e registrati con un differenziale / misuratore di pressione assoluta combinato. L'unità palmare utilizzato due moduli, uno per pressione assoluta, e uno per pressione differenziale. Il modulo di pressione assoluta è stato un grado di misurare 0-30 PSI absoluTE con un margine di 0,025%. Il modulo di pressione differenziale era un grado di misurare da 0 a 10 pollici di acqua con un margine di 0,06%. La temperatura del gas campione è stato misurato prima della LFE utilizzando una termocoppia di tipo K con un'incertezza di ± 1,1 ° C o 0,4%. L'uscita di tensione dal MAF stato registrato tramite una scheda di acquisizione dati analogici. La portata è stata variata con una valvola di strozzatura variabile all'ingresso della soffiante. Calibrazioni sono state effettuate su MAF per varie portate, che vanno fino a 1500 SCFM. Come una portata costante di aria passa attraverso sia il LFE e MAF, il differenziale di pressione, temperatura del campione, pressione assoluta, e la tensione MAF sono stati registrati simultaneamente. Il differenziale di pressione attraverso il canale LFE, temperatura del campione, e la pressione assoluta sono stati usati per calcolare la portata volumetrica reale attraverso il canale LFE applicando coefficienti fornite dal produttore. Il tasso effettivo portata volumetrica eraconvertita in portata volumetrica standard. La portata volumetrica standard attraverso la LFE stata correlata alla tensione ottenuto dalla MAF, come mostrato nella figura 4. Figura 4. uscita MAF calibrazione del segnale di calibrazione. Multipunto del MAF con un LFE tracciabile NIST (vedi punti da 1 a 1.7). Clicca qui per vedere una versione più grande di questa figura. Un minimi quadrati di regressione è stata effettuata su set di dati per determinare i coefficienti di best-fit dell'equazione e per calcolare le statistiche di regressione della equazione, R 2, per esaminare la correlazione tra le serie di dati. Una volta che l'equazione è stata sviluppata, per correlare la tensione MAF alla portata attraverso la LFE, è effettuato un confronto tra il reale portata e la portata misurata del MAF. Questo è mostrato in Figura 5. Figura 5. MAF portata di correlazione. Portata misurata MAF tracciata contro l'attuale portata volumetrica LFE (vedi Sezioni 1.8). Clicca qui per vedere una versione più grande di questa figura. La taratura del sensore metano con una bombola di gas metano 24.730 ppm è mostrato in Figura 6. La deviazione media della concentrazione effettiva di metano dopo l'applicazione della correzione esterno era 0,7%. Il grande scarto rispetto alla concentrazione effettiva di metano dopo l'applicazione della correzione esterno era 1,9%. /54179/54179fig6.jpg "/> Figura 6. Il metano sensore di calibrazione / verifica. La verifica esterna del sensore di metano utilizzando un gas calibrato diviso e NIST metano in bottiglia tracciabile (vedere Sezione 2). Si prega di cliccare qui per vedere una versione più grande di questa figura. Dopo le curve di calibrazione erano stati ottenuti e applicata, la verifica dell'intero sistema è stata eseguita completando la prova di recupero di gas. In cui una massa nota di metano è stato iniettato nel sistema usando una metano calibrato MFC e un confronto tra la massa indicata dal sistema alla vera massa iniettata. Questa procedura è stata basata sulla pratica comune di iniezioni di propano richiesti dal codice dei regolamenti federali di assicurare la capacità di cattura e la misurazione delle gallerie di diluizione a flusso pieno in cui un volume noto di emissioni di idrocarburi vengono iniettati nella measuremSistema ent utilizzando un dispositivo tarato in modo indipendente e la capacità di recupero del sistema è verificata. L'MFC controllo è stato calibrato a metano. L'MFC è stato fissato a due portate di 20 e 30 SLPM del 99,9% di metano puro. I risultati sono riportati in Tabella 1 per una portata di 140 SCFM sistema. È stato dimostrato che in entrambi i casi il sistema FFS valori misurati erano entro l'atteso 4,4%. L'errore medio nei due misurazioni era + 2,2%. setpoint MFC FFS di recupero Errore di recupero SLPM SLPM % 20 20.3 1,70% 30 30.8 2.7 Media 2,20% Tabella 1. FFS Recovery Risultati. Prove di recupero del metano in due differenti flussi di perdita simulati. Nel Campo di raccolta dei dati Continua sorgente di perdite La Figura 6 illustra un esempio di fonti di tenuta continua. Figura 7 può essere divisa in 4 regioni distinte, ad. Questi includono le seguenti parti: fondo, si avvicina fonte di perdite, la cattura di perdite, e ritirandosi dalla fonte di perdite. quantificazione delle perdite si verifica durante la sezione c. Dopo la revisione, la seconda misurazione ripetuta della stessa perdita si è verificata dopo la sezione d Figura 8 mostra la perdita come visto dalla telecamera a infrarossi -. Sinistra mostra il pennacchio metano disperdendo naturalmente – destra mostra che la FFS raccoglie tutta la perdita più di diluizione aggiuntiva aria. <br/> Figura 7. convenzionale continua perdite fonte di tenuta continua tempo traccia che mostra le varie sezioni di misura (un fondo, B: si avvicina la perdita, c: tasso di perdita media, d: ritirata da perdita) (vedi Sezioni 5 – 5.6).. clicca qui per vedere una versione più grande di questa figura. Figura 8. Immagine infrarossa di Leak Sinistra -. Fuoriuscita di montaggio e destro -. Catturato perdita / quantificato dallo stesso raccordo (vedere paragrafo 4.6) Clicca qui per vedere una versione più grande di questa figura. Intermittente Leak Fonte La massa totale associato a un certo evento è stato ottenuto dalla concentrazione-TIMe profilo attraverso l'applicazione di integrazione numerica. Al fine di aggirare alcune delle inefficienze legate alla regola trapezoidale, è stato impiegato un composito regola di Simpson adattiva. Questo metodo di tipo adattivo quadratura consente regolazioni automatiche dimensione del passo nelle regioni di brusche variazioni 73. La necessità di integrazione numerica dei dati raccolti era applicabile per eventi intermittenti, come ad esempio la figura 9 illustra un esempio di una fonte intermittente delle emissioni di metano. Questo esempio è stato per un evento veicolo rifornimento. Sfondo è mostrato 150-240 sec e da 425 sec fino alla fine. Questo particolare evento è stato per il rifornimento di un serbatoio unico di gas naturale liquefatto (GNL). Il tasso di perdita è stato integrato per determinare la massa totale emessa (9,5 g). Figura 9. Intermittente Leak. Intermittente 'fuga' origine da un evento veicolo di rifornimento (concentrazione [ppm], portata di diluizione [scfm], del coefficiente di perdite [g / h]) (vedi sezione 5). Clicca qui per vedere una versione più grande di questa figura. Fonte aggregati A causa di molteplici fonti essendo in prossimità stretto e chiuso da una copertura, il compressore è stato aggregato e trattato come una singola fonte di perdite quantificazione. La Figura 10 mostra un esempio di misurare le emissioni di metano da una fonte aggregata. Questi dati sono stati raccolti da un tempo di riempimento CNG alloggiamento del compressore. Il corpo del compressore è stata misurata in continuo per circa 119 min. Il compressore incontrato fatto visualizzare una piccola quantità di variabilità. Le variazioni di tasso di perdita e la concentrazione di metano sono dovute alle variazioni di pressione e perdite variabili daGuarnizioni compressore. Per le fonti aggregati, i dati sono stati raccolti per lunghi periodi e il tasso di perdita media è stata calcolata. Figura 10. Aggregato Esempio. Perdite tasso, il flusso, e dati di concentrazione da un tempo aggregato riempire CNG scatola del compressore (compressori e ventilatori off) (vedere Sezione 5.7). Clicca qui per vedere una versione più grande di questa figura.

Discussion

Al fine di migliorare la precisione e superare i limiti attuali del settore, abbiamo creato il sistema di campionamento a flusso pieno (FFS) per il metano quantificazione. I ricercatori hanno usato il sistema in una varietà di forme in numerose sedi in tutta l'America del Nord. L'uso della spettroscopia elimina le interferenze significative da C2 + composti e la natura di campionamento non distruttivo permette sacco di campionamento della perdita per fuori sede di analisi alternativa. In combinazione con i blocchi di vento alternativa il sistema ha successo e accuratamente quantificate le emissioni di metano dalle seguenti voci: sistemi di alimentazione a metano, sistemi di alimentazione GNL, carter motore a combustione interna, tubazioni, tubi, raccordi, flange, prese d'aria del compressore, ben componenti della testa, acqua / serbatoi di separazione olio, valvole, attuatori pneumatici azionati da gas naturale, e involucri, e numerosi altri componenti relativi del gas naturale. piattaforme di sistema inclusi i carrelli portatili, su strada e fuoristrada. Assorbimento richiede l'uso diun generatore o casa di potere attraverso standard di 120 connessioni VAC. Tuttavia, attraverso questo uso del potere 'griglia' il sistema può campionare a portate superiori ma ancora essere utilizzato in combinazione con prolunghe e case di campionamento a lungo per la portabilità intorno a un dato sito di interesse. sistemi alimentati a batteria attuali sono diminuite prestazioni in funzione dello stato di carica della batteria che viene eliminato mediante rete elettrica.

tarature periodiche protocolli sono stati sviluppati e integrati nella interfaccia utente. I protocolli 1-3 devono essere completate prima di ogni nuova verifica sito o come minimo su base mensile. Se gli utenti non diligentemente seguire i protocolli, il sistema può sotto o sopra-report tassi di emissioni, che potrebbe influenzare negativamente la segnalazione dei gas serra. L'obiettivo primario dei protocolli è quello di garantire un accurato sistema per stimare le emissioni totali del sito con granularità componente. Se l'analisi statistica vengono utilizzati per creare nuovi fattori di emissione, allora ogni non-leacomponente re deve essere registrato anche.

Il processo di rilevamento perdita può richiedere molto tempo con l'uso di unità portatili. L'utilizzo di una telecamera gas-imaging ottico può ridurre significativamente il tempo richiesto per perdite rilevare. La telecamera deve essere in grado di misurare composti organici volatili compreso il metano. Attualmente disponibili unità commerciali hanno sensibilità sui tassi di perdita rilevabili di circa 0,8 grammi per ora (g / ora) e dipendono da condizioni di vento. dispositivi di imaging sono anche sensibili alla temperatura. Assicurarsi di regolare scale di temperatura, se necessario. Estremamente vapori freddi (gas naturale criogenico) o vapori surriscaldati (vapore a scarichi e altri) possono apparire perdite come eccessivi. Successivamente quantificazione deve seguire per determinare con precisione il tasso di perdita reale di eventuali perdite ripreso. L'utilizzo di telecamere a infrarossi in grado di ridurre in maniera significativa le scorte di rilevamento delle perdite, ma sono sensibili alle condizioni del vento. perdite più piccole in condizioni di vento forte potrebbero diffuse più rapidamente e non essere individuati. In caso di dubbio, sempre doppio controllo con una mano tesa rilevatore di metano.

Una interfaccia user-friendly garantisce un utilizzo semplice e corretto delle FFS. utente integrata richiede assistere l'utente lungo il protocollo e ridurre gli sforzi di post-processing. Ad esempio, una volta alla quantificazione delle perdite è completata (sezione 5), il tasso medio di perdita basa su calcoli che utilizzano almeno 30 secondi di concentrazione continua e sarà segnalato flusso registrazioni dei tassi. istruzioni utente utilizzerà automaticamente le concentrazioni di fondo globali o locali. Semplice selezione sullo schermo causerà solenoidi di operare e di esempio per le posizioni corrette. Gli utenti devono seguire tutte indicazioni sullo schermo per garantire una quantificazione precisa della perdita. Il programma verrà automaticamente corretto per il seguente: fondo globale o locale; temperatura; portata massica (aria assunti con anidride carbonica e metano correzioni); umidità (misurata dal sensore di gas serra); temperatura (termocouple – controllo ridondante per condizioni ambientali)

L'incertezza relativa dei tassi di emissioni di metano misurato è ± 4,4%, tranne nei casi in cui la perdita è irrilevante in quanto la concentrazione misurata concentrazione di fondo avvicinato. Un esempio di incertezze componente viene fornito nella tabella 2.

</tr>

fonte	Incertezza (%)
Sensore Metano	1
Metano correlazione calibrazione del sensore	0.73
bombola del gas metano	1
bombola del gas Zero Air	0.1
LFE	0.7
MAF	4
modulo di pressione differenziale	0,025
modulo di pressione assoluta	0.06
Termocoppia	0.4
correlazione calibrazione MAF	0.09
divisore di gas	0.5

Tabella 2. L'incertezza dei componenti. Incertezze componenti indipendenti utilizzati per quantificare l'incertezza del sistema.

Nel complesso, il sistema ei suoi metodi hanno dimostrato utile nel tentativo di quantificare con precisione le emissioni di metano da varie fonti. Il sistema è scalabile e facile da usare. Il sistema sviluppato ha un'incertezza di ± 4,4% rispetto ai sistemi commerciali correnti con un'incertezza di ± 10% ^74. Con tarature adeguate, questo sistema può facilmente quantificare di fuga fino a 140 SCFM rispetto ai sistemi commerciali attuali che sono in grado di quantificare perdite fino a 8 SCFM con cariche batteria completi ^64,74. Mentre il sistema richiede il collegamento all'alimentazione casa, questo offre vantaggi confrequenze di campionamento coerente e frequenze di campionamento molto più alti rispetto ai sistemi attuali. Il limite minimo di rilevazione del sistema attuale è 0,24 g / hr o 3.0×10 ^-3 SCFM. L'interfaccia utente riduce i requisiti di post-processing e riduce gli sforzi di rendicontazione. Inoltre, i sensori laser-based sono non distruttiva al campione perdita, che consente la misurazione diretta del campione con più analizzatori ^65. misurazioni laser basato, inoltre, non richiedono sensori separati per le concentrazioni ambiente, piccole e grandi perdite o transizioni dei sensori, che contribuiscono a ulteriori fonti di imprecisione. Gli studi futuri si concentrano sulla continua ottimizzazione delle FFS e la sua interfaccia utente. Ulteriori ricerche è stato condotto che unisce la dinamica di dati di ricerca e fluidi di calcolo sperimentali per sviluppare le migliori pratiche supplementari per assicurare tecniche di misurazione coerenti e ottimali.

Disclosures

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

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

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