CO₂하이드레이트 혼합물의 관내 이송 시 대류 열전달 및 압력강하에 관한 연구 : Convective Heat Transfer and Pressure Drop of CO₂ Hydrate Mixture in Pipelines :

Benedict Prah

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자료유형: 학위논문

저자정보: Benedict Prah (한밭대학교, 한밭대학교 일반대학원)

지도교수: 윤린

발행연도: 2016

저작권: 한밭대학교 논문은 저작권에 의해 보호받습니다.

이용수1

이 논문의 연구 히스토리 (3)

2018

Experimental Study on CO₂ Hydrate Flow Pattern and Pressure Drop in a Flow Loop

Benedict P , ah , Rin Yun 대한설비공학회 학술발표대회논문집 2018.06 학술대회자료

2016

CO₂하이드레이트 혼합물의 관내 이송 시 대류 열전달 및 압력강하에 관한 연구 : Convective Heat Transfer and Pressure Drop of CO₂ Hydrate Mixture in Pipelines

Benedict P , ah 2016.01 학위논문

2015

In-Tube Heat transfer Coefficient and Pressure Drop of CO₂-hydrate Mixture with Transporting Pressure

Benedict P , ah , Rin Yun 대한설비공학회 학술발표대회논문집 2015.06 학술대회자료

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이산화탄소 하이드레이트(CO₂ hydrates)는 물과 이산화탄소 가스 분자로 구성된 결정질 혼합물이다. 지상 및 해양에서 이용되는 파이프라인과 관련하여 이산화탄소 하이드레이트 형성이 관을 막는 원인이 될 수 있는데, 특히 이산화탄소 포집 및 저장 기술의 이행 단계에서 원인으로 작용될 수 있는 것이다. 지상(매립된 형태) 혹은 해상(침수된 형태)에 둘러싸여 있는 파이프라인의 형태가 이산화탄소 하이드레이트의 형성에 기여한다는 것이 일반적인 견해이다. 이에 본 연구는 크게 2가지로 구분될 수 있다. 첫째, 파이프라인을 둘러싸고 있는 환경과의 매개(매질)효과와 이산화탄소 하이드레이트 열전달 하의 이송압력, 둘째, 실험실용 파이프라인과 모의실험을 위한 CFD 모델 하에서 압력강하의 특징을 실증적으로 연구하는 것이다.
구체적으로 본 연구는 9.52mm X 4m 크기의 튜브(관) 속에서 이산화탄소 하이드레이트의 형성과 해리에 관한 관련 매개체(토양과 에틸렌글리콜)의 효과를 연구하는 것을 하나의 큰 목적으로 삼는다. 덧붙여, 이산화탄소 하이드레이트 혼합물 유입의 가시화현상은 하이드레이트 혼합물의 유입 경로(형태)에 관한 연구를 수행하는 것으로 한다.
이 실험을 바탕으로 CFD 모델은 이산화탄소 하이드레이트 유입 경로(형태)를 실험과 예측을 위해 상용 시뮬레이션 COMSOL Multiphysics 프로그램을 활용함으로써 구축되어진다. 결합된 다상 난류 및 비등온 흐름(A coupled turbulent multiphase and non-isothermal flow)모델은 이산화탄소 혼합물의 유입과 관련하여 온도와 경로를 조사하기 위해서 고안되었다. 여기에서, 다상(the multiphase) 모델은 오일러 모델링(the Eulerian modelling) 접근에 기반한다. 열 전달율은 주변 매개물(the surrounding media) 및 유입구(inlet) 하이드레이트 혼합물과 하이드레이트 분자율 및 이산화탄소 하이드레이트 혼합물의 유입률 사이에 온도 차이의 함수인 것을 발견하였다. 또한, 측정된 열전달계수와 압력은 54에서 4712W/m²K, 101에서 996 kPa 로 각각 감소한 것으로 밝혀졌다.

CO₂ hydrates are crystalline compounds composed of water and CO₂ gas molecules. CO₂ hydrate formation within both offshore and onshore pipelines can cause clogging during the transportation step of carbon capture and storage (CCS) technology. The type of pipeline surroundings; onshore (buried) or offshore (submerged) is viewed to contribute to the formation of CO₂ hydrate within the pipelines. This work includes both an experimental study on the effects of pipeline surroundings and transporting pressure on CO₂ hydrate heat transfer and pressure drop characteristics in a lab-scale pipeline and a CFD model that mimics the experiment.
The experimental part is focused on investigating the effects of pipeline surroundings (soil and ethylene glycol) on CO₂ hydrate formation and dissociation in tube (9.52 mm x 4 m). Heat transfer characteristics and pressure drop of CO₂ hydrate mixture are experimentally investigated under varying conditions of test inlet pressure of 3000 and 4000 kPa, inlet mole fractions of 0.1 to 0.8, and surrounding soil and coolant temperature of 0 to 12℃. Furthermore, visualization of CO₂ hydrate mixture flow is conducted to study the flow behaviour of the hydrate mixture within pipelines. The accumulated hydrate particles at the bottom of the pipeline acted as a thermal resistant layer with increase in inlet CO₂ hydrate fraction. The overall heat transfer coefficient and pressure drop at experimental conditions ranged from 54 to 4712 W/m²K and 101 to 996 kPa respectively.
Based on the experiment, a CFD model is built using the commercial simulation package COMSOL Multiphysics to simulate and predict the CO₂ hydrate flow behaviour. A coupled turbulent multiphase and non-isothermal flow model is developed to simulate the heat transfer and flow characteristics of the CO₂ hydrate mixture flow. The multiphase model is based on the Eulerian modelling approach. Heat transfer rate was found to be a function of the temperature difference between the surrounding media and inlet hydrate mixture, hydrate particle mole fraction and CO₂ hydrate mixture flow rate.

List of Tables i
List of Figures ii
Nomenclature v
ABSTRACT vii
1. Introduction 1
1.1 Background 1
1.2 Literature review 4
1.3 Research objectives 7
1.4 Theory of CO₂ hydrate 8
1.4.1 CO₂ hydrate composition, structure and properties 8
1.4.2 CO₂ hydrate formation and dissociation mechanism 11
1.4.3 CO₂ hydrate phase equilibria 14
2. Research Methods 16
2.1 Modelling and simulation 16
2.1.1 Two-phase flow model 17
2.1.2 Energy model 21
2.1.3 Domain description and boundary conditions 22
2.2 Experimental setup and methodology 25
2.2.1 Experimental setup 25
2.2.2 Experiment methodology 34
2.2.3 Data reduction and uncertainty analysis 36
3. Results and Discussion 45
3.1 Simulation results 45
3.1.1 Particle distribution and flow characteristics 45
3.1.2 Heat transfer and pressure drop 50
3.2 Visualization of flow 54
3.3 Experimental results under sea pipeline transportation condition 56
3.3.1 Heat transfer and pressure drop of CO₂ hydrate under 3000 kPa 56
3.3.2 Heat transfer and pressure drop of CO₂ hydrate under 4000 kPa 59
3.4 Experimental results under land pipeline transportation condition 63
3.4.1 Heat transfer and pressure drop of CO₂ hydrate under 3000 kPa 63
3.4.2 Heat transfer and pressure drop of CO₂ hydrate under 4000 kPa 68
3.4.3 Comparison of heat transfer and pressure drop between 3000 kPa and 4000 kPa 72
3.5 Comparison of heat transfer and pressure drop between sea and land conditions (4000 kPa) 74
3.6 Comparison between simulation and experimental results 76
4. Conclusion and Future Work 77
4.1 Conclusion 77
4.2 Future work 79
References 80
국 문 요 약 88
Acknowledgement 90
Appendix 91
A-1 CSMGem hydrate prediction software 91
A-2 CO₂ hydrate heat of formation 92
A-3 EES code for CO₂ and water mole fraction calculation 92
A-4 Calibration of instruments 93
A-5 Soil temperature variation 95

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