Conception et utilisation d'un système d'échantillonnage plein débit (FFS) pour la quantification des émissions de méthane

Résumé

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.

Résumé

L'utilisation du gaz naturel ne cesse de croître avec l'augmentation découverte et la production de ressources de schiste non conventionnelles. Dans le même temps, l'industrie est confrontée au gaz naturel ont continué l'examen des émissions de méthane à travers la chaîne d'approvisionnement, en raison de potentiel relativement élevé de réchauffement global de méthane (25-84x celui du dioxyde de carbone, selon l'Energy Information Administration). Actuellement, une variété de techniques d'incertitudes variées existe pour mesurer ou estimer les émissions de méthane à partir de composants ou des installations. Actuellement, un seul système commercial est disponible pour la quantification des émissions de niveau des composantes et des rapports récents ont mis en évidence ses faiblesses.

Afin d'améliorer la précision et augmenter la flexibilité de mesure, nous avons conçu, développé et mis en œuvre un système d'échantillonnage à plein débit roman (FFS) pour la quantification des émissions de méthane et de gaz à effet de serre fondés sur des principes de mesure des émissions de transport. Le FFS est un système modulaire qui se compose d'un ventilateur explosif à l'épreuve (s), capteur de débit massique d'air (s) (MAF), thermocouple, sonde de prélèvement, pompe de prélèvement à volume constant, capteur de gaz à effet de serre à base de laser, dispositif d'acquisition de données et des logiciels d'analyse . Dépend de la configuration de la soufflante et le tuyau utilisé, le courant FFS est capable d'atteindre un débit d'écoulement allant de 40 à 1500 pieds cubes standard par minute (SCFM). L'utilisation de capteurs à base de laser atténue les interférences d'hydrocarbures supérieurs (C2) de +. Comesure de vapeur d'eau permet une correction de l'humidité. Le système est portable, avec des configurations multiples pour une variété d'applications allant d'être porté par une personne pour être monté dans un chariot à main tirée sur route plancher du véhicule ou à partir du lit de véhicules tout terrain utilitaire (les UTVs). Le FFS est en mesure de quantifier les taux d'émission de méthane avec une incertitude relative de ± 4,4%. Le FFS a prouvé, le fonctionnement du monde réel pour la quantification des émissions de méthane se produisant dans conventioinstallations internes et distants.

Introduction

Des rapports récents confirment que le climat change à cause des activités humaines et plus le changement est inévitable ^1. Le changement climatique se produit à partir d'une augmentation des GES (GES) concentration de l'atmosphère. Le dioxyde de carbone (CO ₂₎ et le méthane sont les plus grands contributeurs de GES ^2. CO ₂ et de méthane proviennent à la fois des processus naturels et les activités humaines ^3. Les niveaux atmosphériques actuelles de CO ₂ et de méthane ont respectivement augmenté de 31% et 151% au cours des deux derniers siècles, avec la concentration en méthane augmente à un taux de 2% par an ^4-6. Les répercussions sur le climat de méthane et d' émissions de CO ₂ dépendent de la période considérée , comme le méthane a une durée de vie plus courte atmosphérique par rapport au CO ₂ ^7. Durée de vie atmosphérique de méthane est 12-17 ans, après quoi l' oxydation en CO ₂ se produit ^8. L'impact du méthane est 72 fois plus élevé que le CO _{2 dans une période de 20 ans ^9. Sur une base de masse, le méthane est 23 fois plus efficace pour piéger la chaleur dans l'atmosphère que le CO 2 sur une période de 100 ans ^10. Le méthane et le CO 2 représentent 10% et 82% du total des États-Unis (US) les émissions de GES ^11. Les émissions mondiales de méthane provenant de sources anthropiques sont environ 60% et le reste sont des sources naturelles ^{8, 10.}}

En 2009, non-combustion des émissions de méthane entre les puits de production et réseau de distribution local correspondait à 2,4% du brut américain production de gaz naturel (1,9-3,1% à un niveau de confiance de 95%) ^12. Les émissions de méthane non brûlés sont non seulement nocifs pour l'environnement, mais représentent aussi un coût énorme pour les entreprises de gaz naturel ^13. Les analystes estiment que l'industrie du gaz naturel perd plus de 2 milliards de dollars par an en raison de fuites de méthane et d' aération ^14. les émissions non brûlés sont classified comme fugitif ou d' évent ^{15, 16.} Fugitive fait référence au rejet accidentel de gaz à partir de procédés ou d' équipements, tels que les vannes, les brides ou raccords à l' air ambiant ^{17, 18.} Venting fait référence à la libération intentionnelle de gaz de processus d'équipement ou de fonctionnement à l' air ambiant, tels que des vérins pneumatiques ^19. A terre les installations de pétrole et de gaz naturel, les émissions fugitives représentent environ 30% des émissions totales de méthane ^20. En 2011, l'Environmental Protection Agency des États - Unis (EPA) estime que plus de 6 millions de tonnes de méthane fugitif échappé de systèmes de gaz naturel, qui dépassent le montant des émissions de GES (équivalent CO ₂ sur une période de 100 ans), émis par tout le fer et l' acier des États - Unis, du ciment et des installations de fabrication d'aluminium combinés ^21.

Un écart important existe dans la détermination de l'impact climatique du gaz naturel en raison de l'absence d'estimations précises et fiables des em associésissions. Cependant, il existe un consensus que les émissions fugitives de méthane se produisent à chaque étape du cycle de vie du gaz naturel et d' autres recherches dans la mesure et la déclaration de ces valeurs avec précision est importante ^19. Des études ont rapporté les émissions fugitives des secteurs spécifiques avec des résultats variables pouvant aller jusqu'à douze ordres de grandeur ^{19, 22-28.} L'absence de normes reconnues de l' industrie et un manque de réglementations cohérentes dans le domaine de la détection des fuites et fuites quantification permettent l'utilisation d'une variété de méthodes et de l' équipement d' essai, avec la précision de certaines techniques de mesure aussi élevées que ± 50% ^29-35. Par conséquent, une grande incertitude existe sur la quantité de méthane fugitif émis sur le gaz naturel du cycle de vie ^{19, 28, 33, 36-39.} Figure 1 illustre la quantité de variabilité dans la littérature publiée sur les émissions de méthane mesurées et estimées associés à la vie du gaz naturel cycle. Figure 1 montre les émissions fugitives de méthane de moyenne publié émis comme un pour cent de la production totale de gaz naturel. Si une valeur moyenne n'a pas été donné à la moyenne de la fourchette publiée a été prise. L'écart-type entre les 23 études est de 3,54, avec les valeurs les plus basses et les plus élevées différant de 96,5%.

Figure 1. Les émissions fugitives de méthane. Publié en moyenne les émissions fugitives de méthane émis comme un pour cent de la production totale de gaz naturel ^{13, 27, 40-59.} S'il vous plaît cliquer ici pour voir une version plus grande de cette figure.

Actuellement, le montant total des émissions fugitives est difficile en partie en raison de l'incertitude de mesure et des techniques de mise à l'échelle. Sans des mesures précises des émissions de méthane, les décideurs sont incapables de faire des choix éclairés sur la question.Une revue de la littérature actuelle a identifié trois principales méthodes pour la quantification des émissions fugitives de gaz naturel: ensachage, gaz traceur, et un échantillonneur à haut débit disponible dans le commerce.

La méthode d'ensachage consiste à placer une enceinte sous la forme d'un «sac» ou tente autour d' une source d'émission diffuse ^60. Il existe deux variantes du procédé d'ensachage. Dans l'une, un débit connu de gaz propre (généralement inerte) passe à travers l'enceinte pour créer un environnement bien mélangé pour la mesure. Une fois que l'équilibre est atteint, un échantillon de gaz est prélevé du sac et mesurée. Le taux d'émission fugitive est déterminée à partir du débit mesuré de gaz propre à travers l'enceinte et la concentration de méthane à l' état ​​stable dans l'enceinte ^61. Selon enceinte et fuite taille, le temps nécessaire pour atteindre les conditions stables nécessaires à la mesure du taux de fuite se situe entre 15 à 20 min ^61. La méthode d'ensachagepeut être appliqué sur la plupart des composants accessibles. Cependant, il peut ne pas être approprié pour les composants en forme de façon anormale. Ce type de procédé est capable de mesurer des fuites d'une taille allant de 0,28 mètre cube par minute (m ³ / min) à aussi grande que 6,8 m ³ / min ⁶⁰ .La autre technique d'ensachage est connu sous ensachage calibrée. Ici, des sacs de volume connu sont scellées autour d'une source d'émissions fugitives. Le taux d'émission fugitive est calculée sur la base de la quantité de temps nécessaire pour l'expansion du sac, et ramené aux conditions normales.

méthodes de gaz de traçage quantifier un taux d'émission fugitive en fonction de la concentration en gaz traceur mesuré circulant à travers une source fugitive. les traceurs gazeux couramment utilisés sont l'hélium, l'argon, l'azote, l'hexafluorure de soufre, parmi d'autres. Le taux d'émission fugitive est déterminée à partir du rapport d'un taux de libération connu de gaz traceur près de la source fugitive, les mesures des concentrations sous le vent de traceur et fugitive gaz source, et en amont de référence ^24. Le taux d'émission fugitive est valable uniquement en supposant une dispersion identique et un mélange complet pour les deux sources ^62. Cela implique que le traceur est libéré près de la source fugitive à une vitesse et la même hauteur, et la mesure sous le vent est de plumes bien mélangés. Cette méthode est consommatrice de temps et ne prévoit pas de composante niveau granularité ^63.

Un système d'échantillonnage élevé de volume disponible dans le commerce est constitué d'un instrument de batterie portable fonctionnant emballé dans un sac à dos pour quantifier les taux d'émissions fugitives ^64. L'air entourant l'emplacement de la fuite est aspiré dans l'échantillonneur à travers un diamètre intérieur flexible de 1,5 pouces à un débit suffisamment élevé pour que l'on peut supposer que la totalité du gaz qui fuit est capturée.

Le débit de l'échantillon est calculée avec un venturi à l'intérieur de l'appareil. Pour de faibles concentrations de méthane, gaz 0,05-5 de% en volume, acatalyst capteur de méthane est utilisé pour mesurer la concentration. Ce capteur est destructive pour le méthane et d'autres hydrocarbures à l'intérieur de l'échantillon. Pour les concentrations de méthane à partir de 5-100% en volume, un capteur thermique est utilisé. Le système utilise un capteur de fond séparé et d'une sonde qui corrige la concentration de fuite par rapport à la concentration de fond. Après la mesure est terminée, l'échantillon est épuisé dans l'atmosphère loin de la zone d'échantillonnage ^64. Cette méthode peut être appliquée sur la plupart des composants accessibles, avec la limitation des débits mesurables jusqu'à huit pieds cubes standard par minute (SCFM). Ce système est capable de tester jusqu'à 30 échantillons par heure. Récemment, ce système a été montré que la précision variées et des problèmes en ce qui concerne le passage du détecteur catalytique vers le capteur thermique ^65. En outre, le système nécessite une analyse fractionnelle de gaz à appliquer correctement un facteur de réponse basé sur la qualité du gaz - il est pas de méthanespécifique. Le système a été largement utilisé et peut - être attribué à des divergences entre top-down et bottom-up méthodes par la sous déclaration des émissions de méthane ^65.

En raison des limites de ces méthodes et systèmes, un nouveau système de quantification a été développé. Le FFS utilise le même concept que les systèmes de dilution utilisés dans la certification des émissions automobiles ^66-68. Le FFS est constitué d'un tuyau qui alimente un ventilateur explosif à l'épreuve qui épuise l'échantillon d'air de fuite et de dilution à travers un capteur de débit d'air massique (MAF) et sonde de prélèvement. La sonde de prélèvement est relié à un laser à base de méthane, l'analyseur à travers un tube d'échantillonnage. Les analyseurs utilise cavité absorption accrue pour la mesure de CH _4, CO ₂ et H ₂ O. L'analyseur est capable de mesurer CH ₄ de 0% à 10% en volume de CO ₂ de 0 à 20 000 ppm, et H ₂ O de 0 à 70 000 ppm. Répétabilité / précision (1-sigma) pour cette configuration is <0,6 ppb de CH ₄ <100 ppb de CO ₂ et <35 ppm de H ₂ O ^69. L'échantillon est tiré du courant à un débit volumétrique constant. Le système est instrumenté avec un équipement d'enregistrement de données. La figure 2 illustre le schéma de la FFS. Avant de faire fonctionner le FFS, la connexion de mise à la terre sur le tuyau d'échantillonnage est fixée à une surface qui permet au système d'être mis à la terre. Ceci est une action préventive pour dissiper toute charge statique sur l'extrémité du tuyau, ce qui pourrait résulter de l'écoulement d'air à travers le tuyau. L'acquisition des données se produit soit sur un téléphone, tablette ou ordinateur portable à puce. Le logiciel a été développé pour la collecte des données, le traitement et le reporting. La figure 3 donne un bref aperçu des interfaces utilisateur pour les protocoles suivants.

Figure 2. Schéma FFS et de l' image gauche -. FFS schématique etdroit -. FFS portables au cours du gaz naturel comprimé (GNC) vérification de la station S'il vous plaît cliquer ici pour voir une version plus grande de cette figure.

Figure 3. Détection et programme Quantification Aperçu. Bref aperçu des étapes et des invites utilisateur pour les étalonnages, tests de récupération et de fuite quantification. S'il vous plaît cliquez ici pour voir une version plus grande de cette figure.

Protocole

Remarque: Le FFS a été conçu avec la sécurité à l' esprit pour éliminer ou réduire la possibilité d'allumage d'un méthane ou source de gaz naturel. Le gaz naturel est inflammable dans les conditions ambiantes pour des concentrations en volume de 5% à 15%. Le système sera testé et démontré pour répondre aux exigences de sécurité. Modification ou altération du système pourrait causer des blessures graves.

1. Calibration du CRG

Remarque: Le CRG nécessite un calibrage périodique contre un Institut National des Standards and Technology (NIST) élément d'écoulement laminaire traçable (LFE). Utilisez les outils étalonnages dans le programme pour terminer un étalonnage MAF contre un LFE connu. Le programme permettra de recueillir toutes les données nécessaires à partir des transducteurs de pression, capteur d'humidité, et MAF pour créer un nouvel étalonnage. Il est recommandé que la calibration 11 points est terminé. Si un étalonnage est plus d'un mois, un nouvel étalonnage doit être terminé. Old étalonnages peuvent être consultés etutilisé.

1. Choisissez un LFE correctement dimensionné pour assurer que la gamme de débit est supérieur à 25% de la plage de débit inférieure de la LFE.
2. Connecter le CRG à un banc d'écoulement assurant l'entrée du MAF est d'au moins 10 diamètres en aval de toute restriction ou d'expansion.
3. Connecter une absolue / différentielle mètres combinée de pression pour les ports de la LFE banc de flux de pression différentielle.
   1. Assurer que le capteur de pression différentielle est à l'intérieur de l'étalonnage. Connectez le port côté haute du capteur au port LFE amont. Connectez le port de bas côté du capteur au port aval de la LFE.
   2. Assurez-vous que le capteur de pression absolue du différentiel / absolu mètre combiné pression est dans l'étalonnage et se connecter via un 'tee' raccord au port de côté haut du capteur de pression différentielle.
4. Relier un thermocouple de type K à l'unité d'acquisition de données (DAQ).
5. Assurez-vous que le dispositif de mesure du point de rosée est dansle calibrage et connecté à l'acquisition de données et le flux d'air.
6. Veiller à ce que les signaux de banc du CRG et de débit sont acceptables (0-5 volts) et utiliser l'écran étalonnages de logiciels pour commencer un étalonnage du CRG.
7. Régler le débit à 11 débits différents à travers la gamme attendue du CRG et dans les limites acceptables de la LFE. Prélever un minimum de 30 secondes de données à chaque condition d'écoulement à un débit minimal de 1 Hz en cliquant sur le bouton de collecte de données d'étalonnage.
   Remarque: Assurez-vous que le calibrage du CRG couvre au moins 25% du débit minimum de la LFE utilisée pour l'étalonnage. Ne pas dépasser le débit maximal de la LFE, si des débits plus importants doivent être calibrés, utilisez un LFE plus grande.
8. Exécutez le logiciel de calibrage en cliquant sur le bouton Processus de données d'étalonnage et sélectionnez l'ajustement de la courbe qui donne l'erreur totale minimale sans une seule erreur de point au-delà de ± 2%.

2. Etalonnage de l'analyseur de gaz à effet de serre

Note: anal de gaz à effet de serreYzer doit être étalonné en interne sur une base annuelle par un tiers. Les utilisateurs peuvent utiliser les outils étalonnages dans le logiciel pour effectuer une calibration externe ou de vérification. L'étalonnage utilise des bouteilles de gaz de concentration connue. Le gaz est mélangé avec de l'azote à travers un diviseur de gaz et sort à une sonde inondée. L'analyseur Prises d'échantillon au débit connu et enregistre la valeur. Il est recommandé que la calibration 11 points être complété sur la plage d'intérêt. Le programme ajuste automatiquement la concentration en gaz et la viscosité dans le séparateur de gaz.

1. Avant tests sur le terrain, effectuer une vérification ou étalonnage externe si nécessaire (étalonnages précédents plus d'un mois).
2. Puissance du capteur de GES pendant 15 min avant la vérification / étalonnage et connecter la vérification 'tee' raccord à l'orifice d'entrée du capteur.
3. Sélectionnez un gaz traçables Protocole EPA ou NIST pour vérifier et utiliser de l'azote ultra haute pureté (UHPN)en tant que gaz de la balance.
4. Raccorder le gaz de vérification (méthane) au port composante d'un diviseur de gaz calibré en utilisant les régulateurs agréés (CGA 580 pour RCSU, CGA 350 pour le méthane). Branchez la sortie du diviseur de gaz vers le 'tee' de l'étape 2.2.
5. Réglez le composant gazeux, la pression de sortie à environ 23 livres par pouce carré - jauge (GSE) en réglant le bouton du régulateur. Réglez le gaz de l'équilibre, la pression de sortie à environ 19 PSIG. Régler la vitesse du diviseur de gaz à au moins deux fois le taux d'écoulement interne de la pompe à échantillon avec le diviseur de gaz d'écoulement, à bouton de commande (pompe de prélèvement actuel fonctionne à deux litres standard par minute (SLPM) de sorte que la sortie du diviseur de gaz devrait être fixé à 4 SLPM).
   Remarque: inonder adéquatement la sonde d'échantillon avec le mélange de gaz afin d'assurer une vérification adéquate. Utilisez rotamètre secondaire si disponible pour assurer un flux net positif sur l'inondation sonde 'tee' de l'étape 2.3.
6. Cliquez sur Démarrer le calibrage et entrez le bottle concentration du composant gazeux (en ppm). Utilisez le diviseur de gaz pour sélectionner les gammes de gaz composant de zéro à 100% (11 points au total). Recueillir des données pour un minimum de 30 secondes à chaque réglage du diviseur de gaz pour terminer la linéarisation.
7. Sélectionnez si un nouvel étalonnage externe est appliquée.
   Remarque: Si la vérification passe au sein de l'incertitude de la concentration de la bouteille de gaz (typiquement 1-2%), puis un nouvel étalonnage externe n'a pas besoin d'être créé.
8. Répéter les étapes précédentes pour un seul point ou plusieurs vérifications / étalonnages de méthane, le dioxyde de carbone ou la vapeur d'eau.

3. Test complet System Recovery

Remarque: Un test de récupération complète du système est complété afin d'assurer que le FFS récupère et avec précision fait état d'un volume connu de gaz d'étalonnage.

1. Allumez le FFS et d'assurer le capteur de GES a été pendant au moins 15 min. Sélectionnez un gaz de récupération pour tester - méthane.
2. Connecter la bouteille de gaz à un appropriérégulateur et régler la pression de sortie à environ 20 PSIG.
3. Connecter une ligne d'alimentation du régulateur de la bouteille de gaz et l'entrée d'un régulateur de débit massique calibré (MFC). Raccorder la sortie du MFC à l'entrée du tuyau d'échantillonnage. Sélectionnez l'onglet de vérification de récupération de gaz dans le logiciel DAQ et connectez la connexion série du MFC à la DAQ.
4. Cliquez sur Démarrer le test de récupération de gaz et d'enregistrer les données de base pendant au moins 30 secondes, le débit connu de gaz peut être saisi à ce moment.
5. Régler le débit de gaz de récupération de flux à une taille de fuite moyenne basée sur les valeurs attendues ou précédentes (20 SLPM ou 30 SLPM). Commencez l'écoulement du gaz de récupération et de laisser le système se stabiliser pendant 30 sec.
6. Après stabilisation, cliquez sur dossier, et permettre au programme d'enregistrer les données de vérification de fuite pendant 30 sec.
   Remarque: À la fin de l'échantillonnage du logiciel va créer un rapport montrant l'erreur de l'entre le débit de gaz connu et le débit de gaz récupéré. Unerreur de ± 4,4% est acceptable (par rapport l'incertitude de mesure du système), mais l'écart de récupération ciblée est de ± 2%.
7. Répétez le test de récupération de gaz au moins trois fois et veiller à ce que toutes les erreurs sont dans la fourchette acceptable.
8. Examiner le système des fautes si l'erreur est au-delà de ± 4,4%. Double-vérifier toutes les connexions, les débits, les erreurs de mesures correctives, et répétez les étapes 3.2 à 3.6.
   Remarque: Les défauts peuvent comprendre que la ligne d'alimentation peut ne pas avoir été inséré dans le tuyau FFS d'échantillonnage ou les connexions sont lâches sur les raccords d'échantillon. Un nouvel étalonnage ou le capteur de vérification du CRG peut être nécessaire si pas terminé antérieurement (dans un mois).

4. Détection de fuites d'audit

Remarque: Effectuer un inventaire du site pour identifier chaque source potentielle d'émissions fugitives. L'inventaire comprendra le nombre de sources (vannes, brides, pompes / compresseurs, évents, etc.) ventilées par groupe source (bâtiment compresseur, ferme de stockage, véhicule alimentant rack, etc.) La vérification de détection de fuite peut se produire en parallèle ou en série avec la quantification des fuites. Un détecteur de méthane de poche ou optique caméra gaz-imagerie peuvent être utilisées pour examiner les composants pour détecter les fuites. Lorsque des fuites sont identifiées fiche une description, la concentration, et de prendre une image. Marquez la fuite pour la quantification plus tard ou de quantifier la fuite à ce moment.

1. Créez un nouveau fichier d'inventaire dans le programme. Entrez les détails sur le site pour l' inventaire et de reporting fins (nom, type de site, etc.). Date, horodatage, et l'emplacement du GPS sont automatiquement.
2. Zéro le détecteur de méthane de poche sur l'air ambiant avant utilisation. Utiliser un détecteur de méthane de poche avec sonde d'échantillonnage pour vérifier toutes les interfaces possibles qui sont accessibles pour la présence d'émissions fugitives. Placer l'échantillon de la sonde d'entrée orthogonale à la surface pour minimiser la dilution.
   Remarque: La sensibilité de l'appareil portatif est de 5 ppm au-dessus de fond lorsque zeroed l'air ambiant.
   1. Documenter toutes les sources inaccessibles ou sources agrégées.
      Note: les sources Inaccessible pourraient inclure des tuyaux de ventilation qui sont au-delà d'une hauteur accessible en toute sécurité tel que déterminé par l'exploitant du site. sources agrégées peuvent inclure plusieurs vannes pneumatiques fixées à un collecteur ou fermés par une boîte de service. Si la source ou plusieurs sources peuvent être examinées dans son ensemble à l'aide d'une enceinte, agréger les sources.
   2. plusieurs sources agrégées en utilisant une enceinte avec au moins une entrée et une sortie. Documenter toutes les sources dans le périmètre de l'enceinte. Etiqueter la source comme un échantillon global et procéder en utilisant la quantification de l'article 5.
      Remarque: L'utilisation d'une solution de détection de fuites est autorisé à classer les sources «non-fuites». Tenir la bouteille debout, appliquer suffisamment de solution de détection de fuite pour couvrir l'interface. Autoriser 5-10 secondes pour la formation de bulles.
3. Placer l'entrée de la sonde de l'instrument de détection à la surfacede l'interface de composant. Déplacez la sonde le long de la périphérie de l'interface tout en observant l'affichage de l'instrument, en prenant soin de tenir compte du temps de réponse retardée de l'instrument.
4. Lentement échantillonner l'interface où la fuite est indiquée jusqu'à ce que la valeur maximale du compteur est obtenu.
5. Laisser l'entrée de la sonde à cet endroit de lecture maximale pendant environ deux fois le temps de réponse de l'instrument (20 sec). Si la lecture maximale du compteur observée est supérieure à 500 parties par million (ppm), fiche et signaler le résultat. Cliquez sur l'image prendre la fuite à des fins de reporting.
6. Vous pouvez également utiliser un dispositif d'imagerie infrarouge pour balayer lentement les composants pour examiner les fuites. Cette méthode est approuvée comme une pratique de travail de remplacement pour détecter les fuites provenant des équipements sous Méthode EPA 21 - imagerie de gaz optique.
   1. Allumez l'appareil photo et permettre la stabilisation.
   2. Retirez le couvercle de la lentille et utiliser l'écran de la caméra pour balayer lentement les composants pour les fuites.
      Note: Optical gaz imaginant les caméras sont généralement coûteux, mais réduisent le temps nécessaire pour analyser les composants des fuites. Utilisation des modes de haute sensibilité peut être nécessaire pour les petites fuites.
   3. Si une fuite est détectée avec la caméra vidéo, soit relevé ou une image à des fins de reporting. Marquer les points de fuite pour la quantification ultérieure avec le FFS.

5. Taux de fuite Quantification

Remarque: Fuite quantification du taux peut être complet en même temps que la détection des fuites ou après un inventaire des fuites est terminée. Quantification se produit sous le nouveau bouton de fuite après avoir entré les données du site et de fuite. L'utilisateur doit choisir d'utiliser un fond local ou global. Dans les deux cas, le système contrôlera les électrovannes appropriées et enregistrer un échantillon chronométré. Une fois un arrière-plan a été prise, la fuite doit être quantifiée trois fois ou à partir de trois directions pour assurer la capture de fuite appropriée. Le système analysera les trois mesures et déclarer lavariance. Les utilisateurs peuvent enregistrer les données de fuite (séparée et moyenne), répéter la capture, ou de classer la source comme variable.

1. Mesurer et concentrations fiche méthane de fond périodiquement tout au long de la visite du site et avec chaque quantification des fuites.
   Note: Il est d'une grande importance de prendre milieux distincts pour les fuites qui se trouvent dans une région similaire et dans des conditions où l'air de dilatation peut contenir un sillage de fuites à proximité. Analyse combinée de fuite des systèmes est discutée ci-dessous - 5.15.
2. Quantifier les fuites identifiées. Avant d'approcher la fuite avec le tuyau d'échantillon veiller à ce que la sangle de mise à la terre est en contact avec le sol et clip le clip de la pince de masse de l'échantillonneur à l'article en question. En utilisant le FFS, positionner le tuyau d'échantillonnage en plusieurs points autour de la zone de la source de fuite pour obtenir trois quantifications taux de fuite consécutifs de cette source qui comprend la concentration d'écoulement d'échantillon et enregistrée en continu.
3. Régler le débit total pour augmenter le débit volumétrique en ouvrant ou fermant le canal de l'iris sur l'apport de la soufflerie. Régler la vanne du conduit pour assurer que la concentration en méthane est maximale à moins de 10% de la valeur la plus élevée calibrée ou que la concentration en méthane minimale est d'au moins 2 ppm supérieure à la concentration de fond.
4. Dans le programme, appuyez sur le bouton de fuite quantifier. Une option pour utiliser un fond global ou local invite l'utilisateur.
5. En cas de doute de contamination par d'autres fuites, prenez toujours un fond local. Avec le tuyau dans la position de quantification de fuites, cliquez prendre fond local. Une fois terminé le programme invite l'utilisateur à quantifier la fuite.
   Remarque: Le programme passe automatiquement l'emplacement d'échantillonnage de la sortie du FFS à un port juste derrière l'entrée du tuyau d'échantillonnage d'un arrière-plan local. Le tuyau d'échantillonnage doit être dans la même position de mesure que celle utilisée pour la quantification de l'échantillon.
6. Répétez l'enreD fuite invite trois fois, en particulier dans les cas de conditions de vent ambiantes élevées ou dans des géométries complexes.
   1. Si la variance des quantifications supplémentaires est supérieure à 10%, une enquête pour déterminer si la variance est le résultat d'un dysfonctionnement de l'appareil ou de la variabilité du taux de fuite.
   2. Si la source de la variabilité des taux de fuite est due à un mauvais fonctionnement de l'instrument, la source de remédier à un dysfonctionnement et re-quantifiés. Sinon, classer la fuite comme "variable" et enregistrer la cause suspectée.
7. Dans le cas de plusieurs sources à proximité ou d'une source unique fermée par un revêtement, traiter la source (s) en question comme une source unique pour la quantification de fuite à l'aide d'une enceinte. Utilisez l'onglet de châssis pour effectuer ce type de quantification.
   1. Fabriquez une enceinte entièrement de bâches en plastique ou incorporé soit matériau souple, non-perméable, ou compter sur une enceinte permanente, comme un carter de compresseur.
      Remarque: Le Enclosure permet au dispositif de quantification pour capturer tout le gaz naturel qui fuit à partir de composants à l'intérieur de ses frontières et permet la dilution du gaz naturel capturé par des trous délibérément placés dans l'enceinte ou à partir d'emplacements de ventilation existants sur des enclos permanents.
   2. Laisser tout le gaz naturel étant dilué à tirer de l'enceinte et à une lecture constante du capteur de GES. La durée de quantification d'échantillonnage effectuée en utilisant une enceinte dépend de la taille de l'enceinte.
   3. Placer les points au niveau desquels l'échantillon de quantification tirée de l'enceinte de telle sorte que l'air de dilution circule à travers la source potentielle de fuite (s) afin de réduire la durée d'échantillonnage permettant de lectures de concentration stationnaires
8. Si un échantillon de sac est nécessaire, placez un sac de prélèvement sous vide de la boîte d'ensachage à la sortie du capteur de GES. Utilisez le logiciel pour enregistrer sac échantillon, numéro d'identification et la minuterie à l'écran pour obtenir un échantillon de sac plein pouranalyse hors site a été prise.

Résultats

FFS multiples ont été élaborés et utilisés pour quantifier une variété de sources d'émission de méthane. Deux grandes études incluses Heavy-Duty Natural Gas Pump Véhicules de l'Environmental Defense Fund Wheels (PTW) l'étude et la Campagne coordonnée Barnett (BCC). L'étude PTW a porté sur la quantification des émissions de méthane provenant des systèmes de carburant des véhicules au gaz naturel lourds, carters de moteurs, comprimé réservoirs de gaz naturel, les réservoirs de gaz naturel liquéfié, les équipements de la station de carburant, buses, et d'autres fuites.

FFS Plusieurs systèmes ont été utilisés au cours de la BCC, qui a réuni d'éminents experts des installations universitaires et de recherche de tout le pays pour recueillir des données sur les émissions de méthane à travers la chaîne d'approvisionnement de gaz naturel (production, la collecte et le traitement, la transmission et le stockage et la distribution locale) par le biais d'un combinaison d'aéronefs, de véhicules, et des mesures au sol. Nous avons effectué la quantification de source directe d'émissions de méthane au naturelstations de compression de gaz et des installations de stockage en utilisant la méthodologie développée et un système FFS. Une partie des résultats de l'étude Barnett Shale relative aux mesures obtenues grâce à l'emploi de la FFS a été présenté et publié au revus par des pairs conférences et revues scientifiques ^70-72.

Pour les deux PTW et BCC, nous avons utilisé l'équipement de détection des fuites de méthane pour étudier les composants de site y compris les vannes, tubes / tuyaux, et d'autres composants qui ont porté ou détenus gaz naturel. Une fuite a été détectée avec un détecteur de méthane à main. Ce détecteur tenu à la main a aidé à l'identification de l'emplacement de la fuite en repérant une concentration accrue en méthane dessus du fond. Une fois l'emplacement de fuite a été détectée qui a dépassé le seuil de concentration, les chercheurs ont utilisé le FFS pour quantifier le taux de fuite. L'échantillon de fuite FFS a été recueilli par l'intermédiaire d'un tuyau fixé sur le côté d'entrée d'un ventilateur. L'échantillon passe à travers un pr explosion certifiéoof souffleur où il a été évacué à travers un système de tuyauterie qui contenait un MAF et un capteur de méthane. Le système FFS a pu goûter à des débits de 40 à 1500 SCFM dépend de la configuration du système. En utilisant la vitesse mesurée de l'échantillon d'écoulement et la concentration de méthane, le taux de fuite ou SCFM g / h a été calculée.

données d'étalonnage

Pour l'étalonnage, un flux constant a été établi par le système. La chute de pression à travers le canal LFE a été obtenue par la mesure de la pression différentielle entre l'orifice à haute pression et l'orifice de basse pression sur la LFE. La pression absolue a été enregistrée à partir de l'orifice à haute pression de la ligne de mesure différentielle. pressions d'étalonnage ont été mesurées et enregistrées avec un différentiel / absolu mètre combiné de pression. L'appareil portatif utilisé deux modules, l'un pour la pression absolue, et une pour la pression différentielle. Le module de pression absolue était capable de mesurer 0-30 psi absoluTé avec une incertitude de 0,025%. Le module de pression différentielle était capable de mesurer de 0 à 10 pouces d'eau avec une incertitude de 0,06%. La température de l'échantillon de gaz a été mesurée avant la LFE en utilisant un thermocouple de type K avec une incertitude de ± 1,1 ° C ou 0,4%. La tension de sortie du CRG a été enregistrée au moyen d'une carte d'acquisition de données analogiques. Le débit a été modifiée avec une vanne d'étranglement variable sur l'entrée de la soufflante. Calibrages ont été effectuées sur le MAF pour différents débits allant jusqu'à 1500 SCFM.

Comme un débit constant d'air passe à travers à la fois la LFE et MAF, le différentiel de pression, température de l'échantillon, la pression absolue, et la tension du CRG ont été enregistrées simultanément. Le différentiel de pression à travers le LFE, température de l'échantillon, et la pression absolue ont été utilisés pour calculer le débit volumétrique réel à travers le LFE en utilisant des coefficients fournis par le fabricant. Le débit volumétrique réel étaitconverti en débit volumétrique standard. Le débit volumétrique standard par la LFE est liée à la tension obtenue à partir du CRG, comme le montre la figure 4.

Figure 4. MAF Signal de sortie Calibration. Multipoint calibration du CRG avec un LFE traçables NIST (voir les sections 1 à 1,7). S'il vous plaît cliquer ici pour voir une version plus grande de cette figure.

Une régression des moindres carrés a été réalisée sur l'ensemble pour déterminer les coefficients de meilleur ajustement de l'équation et de calculer les statistiques de régression de l'équation, R ^2, pour examiner la corrélation entre les ensembles de données de données. Une fois que l'équation a été développée, de relier la tension du CRG au taux d'écoulement à travers le canal LFE, une comparaison a été faite entre le réel débit et le débit mesuré du CRG. Ceci est représenté sur la figure 5.

Figure 5. Corrélation débit MAF Débit. MAF mesurée en fonction du taux de débit volumétrique réel LFE (voir sections 1.8). S'il vous plaît cliquer ici pour voir une version plus grande de cette figure.

L'étalonnage du capteur de méthane , avec une bouteille de gaz de méthane 24730 ppm est représenté sur la figure 6. L'écart moyen par rapport à la concentration en méthane réelle après la correction externe a été appliqué est de 0,7%. Le plus grand écart par rapport à la concentration en méthane réelle après la correction externe a été appliquée a été de 1,9%.

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Figure 6. Méthane Sensor Calibration / vérification. De vérification externe du capteur de méthane en utilisant un gaz calibré divisé et NIST méthane en bouteille traçable (voir la section 2). S'il vous plaît cliquer ici pour voir une version plus grande de cette figure.

Une fois que les courbes d'étalonnage ont été obtenus et appliqués, la vérification de l'ensemble du système a été réalisée en effectuant un test de récupération de gaz. Dans lequel une masse connue de méthane a été injecté dans le système en utilisant un méthane calibré SFM et une comparaison faite entre la masse indiquée par le système à la masse réelle injectée. Cette procédure a été fondée sur la pratique courante des injections de propane requises par le Code des règlements fédéraux pour assurer la capture et de la mesure la capacité des tunnels pleins de dilution en circuit où un volume connu d'émissions d'hydrocarbures sont injectés dans le MeasuremSystème d'ents au moyen d'un appareil étalonné de manière indépendante et la capacité du système de récupération est vérifiée. Le MFC contrôle a été calibré sur le méthane. Le MFC a été fixé à deux débits de 20 et 30 SLPM de 99,9% de méthane pur. Les résultats sont présentés dans le tableau 1 pour un débit de 140 SCFM de système. Il a été montré que dans les deux cas, le système FFS valeurs mesurées se situent dans la attendue de 4,4%. L'erreur moyenne dans les deux mesures a été de + 2,2%.

MFC Setpoint	FFS Recovery	Erreur de récupération
SLPM	SLPM	%
20	20,3	1,70%
30	30,8	2.7
Moyenne		2,20%

Tableau 1. Résultats FFS de récupération. Tests de récupération de méthane à deux taux de fuite simulées différentes.

Dans la collecte des données de terrain

Continuous fuite Source

La figure 6 illustre un exemple d'une source de fuite en continu. La figure 7 peut être divisée en 4 zones distinctes, ad. Ceux-ci comprennent les parties suivantes: fond, approchant la source de fuite, la fuite de capture, et se retirant de la source de la fuite. quantification fuite se produit au cours de la section c. Après examen, la deuxième mesure répétée de la même fuite se produit après l' article d Figure 8 montre la fuite vu de caméra infrarouge -. Gauche montre le panache de méthane dispersant naturellement - le droit montre que le FFS recueille tous la fuite , plus une dilution supplémentaire air.

Figure 7. conventionnelle continue de fuite source de la fuite continue de trace de temps montrant les différentes sections de mesure (a: fond, b: approche de la fuite, c: taux de fuite moyenne, d: recul de fuite) (voir les sections 5 - 5.6).. S'il vous plaît cliquer ici pour voir une version plus grande de cette figure.

Figure 8. infrarouge Image de fuite gauche -. Fuite de montage et à droite -. Capturé fuite / quantifiée de la même raccord (voir section 4.6) S'il vous plaît cliquer ici pour voir une version plus grande de cette figure.

Intermittent fuite Source
La masse totale associée à un certain événement a été obtenu à partir de la concentration teme profil par l'application d'une intégration numérique. Afin de contourner certaines des inefficacités associées à la règle trapézoïdale, la règle d'une adaptation composite Simpson a été employé. Cette méthode de type quadrature adaptative permet des réglages automatiques de la taille des pas dans les régions de fortes variations ^73.

La nécessité d' une intégration numérique des données recueillies est applicable pour des événements intermittents, tels que la figure 9 illustre un exemple d'une source intermittente d'émissions de méthane. Cet exemple a été pour un événement de ravitaillement de véhicules. Arrière-plan est représenté 150-240 sec et de 425 sec jusqu'à la fin. Cet événement particulier a été pour le ravitaillement en carburant d'un seul gaz naturel liquéfié (GNL) réservoir. Le taux de fuite a été intégré pour déterminer la masse totale émise (9,5 g).

Figure 9. «Fuite» source intermittente fuite. Intermittente d'un événement de ravitaillement de véhicules (concentration [ppm], débit de dilution [scfm], taux de fuite [g / h]) (voir la section 5). S'il vous plaît cliquer ici pour voir une version plus grande cette figure.

agrégé Source
En raison de multiples sources étant à proximité étroite et clos par un revêtement, le compresseur a été regroupées et traitées comme une source unique pour la fuite quantification. La figure 10 montre un exemple de mesurer les émissions de méthane provenant d' une source agrégée. Ces données ont été recueillies à partir d'un temps de remplissage GNC carter du compresseur. Le carter du compresseur est mesurée en continu pendant environ 119 minutes. Le compresseur rencontré a fait afficher une petite quantité de variabilité. Les variations de taux de fuite et de la concentration de méthane étaient dues à des fluctuations de pression et les fuites variables dejoints de compression. Pour les sources agrégées, les données ont été recueillies pour des périodes prolongées et le taux de fuite moyen a été calculé.

Figure 10. Exemple d' agrégat. Taux de fuite, le débit et les données de concentration d'un temps cumulé de remplir GNC carter du compresseur (compresseurs et ventilateurs off) (voir section 5.7). S'il vous plaît cliquer ici pour voir une version plus grande de cette figure.

Discussion

Afin d'améliorer la précision et surmonter les limites actuelles de l'industrie, nous avons créé le système d'échantillonnage de flux complet (FFS) pour le méthane quantification. Les chercheurs ont utilisé le système dans une variété de formes dans de nombreux endroits à travers l'Amérique du Nord. L'utilisation de la spectroscopie élimine l'interférence significative de C2 + composés et la nature de l'échantillonnage non destructif permet des sacs de prélèvement de la fuite pour l'analyse de remplacement hors site. Lorsqu'il est combiné avec des blocs de vent alternatifs le système a réussi et avec précision quantifiées des émissions de méthane à partir des éléments suivants: les systèmes de carburant GNC, les systèmes de carburant de GNL, carters de moteurs à combustion interne, de la tuyauterie, des tubes, des connecteurs, des brides, des évents de compression, ainsi composants de la tête, l'eau / réservoirs de séparation d'huile, soupapes, actionneurs pneumatiques entraînés par le gaz naturel, ainsi carters, et de nombreux autres composants liés au gaz naturel. plates-formes de système inclus chariots portables, sur la route et les véhicules hors route. Consommation d'énergie nécessite l'utilisation deune puissance de générateur ou de la maison par le biais standards 120 connexions ACC. Cependant, grâce à cette utilisation du pouvoir »de la grille du système peut échantillonner à des débits plus élevés encore encore être utilisés en conjonction avec des rallonges et des maisons d'échantillonnage longues pour la portabilité autour d'un site d'intérêt donné. Les systèmes à piles actuelles ont une baisse des performances en fonction de l'état de charge de la batterie qui est éliminé en utilisant la puissance de la grille.

protocoles étalonnages périodiques ont été développés et intégrés dans l'interface utilisateur. Protocoles 1-3 devraient être achevées avant toute nouvelle vérification du site ou au minimum sur une base mensuelle. Si les utilisateurs ne suivent pas assidûment les protocoles, le système peut sous ou sur-rapport des taux d'émissions, ce qui pourrait avoir une incidence négative sur la déclaration des GES. Le principal objectif des protocoles est d'assurer un système précis pour estimer les émissions totales du site avec une granularité composante. Si l'analyse statistique sont utilisés pour créer de nouveaux facteurs d'émission, chaque non-leacomposant roi doit également être enregistré.

Le processus de détection de fuite peut prendre beaucoup de temps avec l'utilisation d'appareils portatifs. L'utilisation d'une caméra optique gaz-imagerie peut réduire considérablement le temps nécessaire pour détecter la fuite. L'appareil doit être capable de mesurer les composés organiques volatils, y compris le méthane. Actuellement les unités commerciales disponibles ont des sensibilités sur les taux de fuites détectables d'environ 0,8 grammes par heure (g / h) et dépendent des conditions de vent. les dispositifs d'imagerie sont également sensibles à la température. Assurez-vous d'ajuster les échelles de température nécessaire. Extrêmement vapeurs froides (gaz naturel cryogénique) ou vapeurs surchauffées (vapeur d'eau dans les échappements et autres) peuvent apparaître comme des fuites excessives. quantification ultérieure doit suivre pour déterminer avec précision le taux de fuite réel de toute fuite imagée. L'utilisation de caméras infrarouges peut réduire de manière significative les stocks de détection de fuites, mais sont sensibles aux conditions de vent. Les petites fuites dans des conditions de vent élevées pourraient Diffuse plus rapidement et ne pas être repéré. En cas de doute, vérifiez toujours avec une main tenue détecteur de méthane.

Une interface conviviale permet une utilisation facile et correcte de la FFS. utilisateur intégré invite aider l'utilisateur le long du Protocole et de réduire les efforts de post-traitement. Par exemple, une fois une quantification de fuite est terminée (article 5), le taux de fuite moyenne basée sur des calculs en utilisant au moins 30 secondes de la concentration continue et de débit des enregistrements de taux sera signalé. invites de l'utilisateur utilisera automatiquement les concentrations globales ou locales fond. Sélection simple sur l'écran provoquera solénoïdes de fonctionner et de l'échantillon pour les emplacements corrects. Les utilisateurs doivent suivre toutes les instructions à l'écran pour assurer une quantification précise de la fuite. Le programme sera automatiquement correct pour ce qui suit: fond global ou local; température; débit massique (air supposé avec le dioxyde de carbone et de méthane corrections); l'humidité (mesurée par le capteur de GES); température (thermocouple - contrôle redondant pour les conditions ambiantes)

L'incertitude relative de mesure des taux d'émissions de méthane est de ± 4,4%, sauf dans les cas où la fuite est sans conséquence que la concentration mesurée la concentration de fond approché. Un exemple d'incertitudes composant est fourni dans le tableau 2.

La source	Incertitude (%)
Capteur de méthane	1
Méthane calibration du capteur de corrélation	0,73
bouteille de gaz de méthane	1
bouteille de gaz zéro de l'air	0,1
LFE	0,7
MAF	4
Module de pression différentielle	0,025
module de pression absolue	0,06
Thermocouple	0,4
MAF calibration corrélation	0,09
diviseur de gaz	0,5

Tableau 2. L' incertitude des composants. Des incertitudes de composants indépendants utilisés pour quantifier l' incertitude du système.

Dans l'ensemble, le système et ses méthodes se sont avérées bénéfiques dans les efforts visant à quantifier avec précision les émissions de méthane provenant de diverses sources. Le système est évolutif et convivial. Le système développé a une incertitude de ± 4,4% par rapport aux systèmes commerciaux actuels avec une incertitude de ± 10% ^74. Avec étalonnages appropriés, ce système peut facilement quantifier les taux jusqu'à 140 SCFM de fuite par rapport aux systèmes commerciaux actuels qui sont capables de quantifier les fuites jusqu'à 8 SCFM avec des charges de batterie complet ^64,74. Bien que le système nécessite une connexion à l'alimentation de la maison, ce qui offre des avantages de contaux d'échantillonnage de cohérents et des taux beaucoup plus élevés que les systèmes actuels de l'échantillon. La limite de détection minimale du système actuel est de 0,24 g / h ou 3.0x10 ^-3 SCFM. L'interface utilisateur permet de réduire les exigences de post-traitement et réduit les efforts d'établissement de rapports. En outre, les capteurs à laser sont non-destructive pour l'échantillon de fuite, ce qui permet une mesure directe de l'échantillon avec plusieurs analyseurs ^65. Les mesures de laser à base ne nécessitent pas des capteurs séparés pour les concentrations ambiantes, petites et grandes fuites ou des transitions de capteurs, qui contribuent à d'autres sources d'inexactitude. Les études futures se concentrent sur l'optimisation continue de la FFS et son interface utilisateur. Des recherches complémentaires sont en cours qui combine les données de recherche et des fluides de calcul dynamique expérimentales pour développer les meilleures pratiques supplémentaires afin d'assurer des techniques de mesure cohérentes et optimales.

matériels

Name	Company	Catalog Number	Comments
Abaco DBX 97 mm	Abaco Performance, LLC	http://www.abacoperformance.com/products.htm	mass air flow sensor
Ultraportable Greenhouse Gas Analyzer	Los Gatos Research	http://www.lgrinc.com/analyzers/ultraportable-greenhouse-gas-analyzer/	methane, CO2, and water sensor
3AA20 Fume Exhauster	Daytona	http://www.sustainablesupply.com/Dayton-3AA20-Exhauster-Fume-Smoke-p/w267066.htm?gclid=CI2Dm9ffrcgCFUYTHwodyusFRg&CAWELAID=1307486526	blower/dilutor
Eagle II	RKI Instruments	http://www.rkiinstruments.com/pdf/eagle2brochure.pdf	Handheld detector
MCR 50	Alicat Scientific	http://www.alicat.com/	calibrated on methane
Laminar Flow Element, Model Number: Z50MC2-6, Serial Number 707230-Y1	Meriam	http://www.meriam.com/product-category/laminar-flow-element/	calibrated on air
K-Type thermocouple	Omega	http://www.omega.com/
PTE-1 Calibrator	Heise	http://www.heise.com/products/calibrators/	handheld unit for use with Dressor modules
Model HQS-2	Dresser/Ashcroft	http://www.ashcroft.eu/download/data%20sheet/englisch/MODULE_E.pdf	absolute pressure module
Model HQS-1	Dresser/Ashcroft	http://www.ashcroft.eu/download/data%20sheet/englisch/MODULE_E.pdf	differential pressure module
Gas Divider - SGD-710C	Horiba	http://www.horiba.com/us/en/	calibrated gas divider
Methane (99.9%)	Mathenson TriGas	http://www.mathesongas.com/	pure methane for gas recovery test
Methane (±1%) 2.5%	Mathenson TriGas	http://www.mathesongas.com/	high concentration
Methane (±1%) 2,010 ppm	Mathenson TriGas	http://www.mathesongas.com/	low concentration
Ultra High Purity Nitrogen (UPHN)	Mathenson TriGas	http://www.mathesongas.com/	99.9% nitrogent gas
10 Liter Tedlar Bag	Dupont	http://www.dupont.com/products-and-services/membranes-films/pvf-films/brands/tedlar-pvf-films/uses-and-applications/tedlar-gas-sample-bag-applications.html	used for bag samples for alternative gas sampling
PET-7018Z	ICP DAS USA	http://www.icpdas-usa.com/pet_7018z.html	DAQ unit
Edgetech Dew Prime Hyrgrometer	Edgetech Instruments	http://www.edgetechinstruments.com/moisture-humidity	hygrometer for flowbench
Stainless steel Swagelok fittings (1/4 inch)	Swagelok	https://www.swagelok.com/products/fittings.aspx	tee and other fittings
PTFE Tubing	McMaster-Carr	http://www.mcmaster.com/#standard-hollow-tubing-(made-with-teflon-ptfe)/=z8xrzl	tubing for sampling and calibration
FLIR GF 320	FLIR	http://www.flir.com/ogi/display/?id=55671	infrared camera
CGA 580 Regulator	Airgas	http://airgas.com/category/_/N-1z13vaq	UHPN regulator
CGA 350 Regulator	Airgas	http://airgas.com/category/_/N-1z13vaq	Methane in nitrogen regulator
Leak detection solution (Snoop)	Swagelok	https://www.swagelok.com/search/find_products_home.aspx?show_results=Y&item=5e208092-ed6c-4251-9202-ed8a2aae5811	bubble solution for non-leak verification