DOI QR코드

DOI QR Code

Experimental Study on N2 Impurity Effect in the Pressure Drop During CO2 Mixture Transportation

CO2 파이프라인 수송에서의 N2 불순물이 압력강하에 미치는 영향에 대한 실험적 연구

  • Received : 2011.10.07
  • Accepted : 2012.04.16
  • Published : 2012.05.25

Abstract

Carbon-dioxide capture and storage (CCS) process is consisted by capturing carbon-dioxide from large point source such as power plant and steel works, transporting and sequestrating captured $CO_2$ in a stable geological structure. During CCS process, it is inevitable of introducing impurities from combustion, capture and purification process into $CO_2$ stream. Impurities such as $SO_2$, $H_2O$, CO, $N_2$, Ar, $O_2$, $H_2$, can influence on process efficiency, capital expenditure, operation expense of CCS process. In this study, experimental apparatus is built to simulate the behavior of $CO_2$ transport under various impurity composition and process pressure condition. With this apparatus, $N_2$ impurity effect on $CO_2$ mixture transportation was experimentally evaluated. The result showed that as $N_2$ ratio increased pressure drop per mass flow and specific volume of $CO_2-N_2$ mixture also increased. In 120 and 100 bar condition the mixture was in single phase supercritical condition, and as $N_2$ ratio increased gradient of specific volume change and pressure drop per mass flow did not change largely compared to low pressure condition. In 70 bar condition the mixture phase changed from single phase liquid to single phase vapor through liquid-vapor two phase region, and it showed that the gradient of specific volume change and pressure drop per mass flow varied in each phase.

이산화탄소 포집 및 저장기술(Carbon Capture and Storage, CCS)은 발전소, 제철소 등의 대량의 배출원으로부터 포집된 이산화탄소를 압축공정, 정제공정, 수송공정을 거친 후, 지중의 안전한 지질구조 내에 수백, 수천년 이상 안정적으로 저장하는 기술이다. CCS 공정 중 이산화탄소에는 이산화탄소를 발생시키는 연소공정이나 포집 경제되는 공정에서 유입되는 불순물이 섞임으로서 혼합물을 이루게 된다. 혼합물의 성분으로는 대표적으로 $SO_2$, $H_2O$, CO, $N_2$, Ar, $O_2$, $H_2$ 등이 있으며 위 공정들에서 이산화탄소 혼합물에 포함된 불순물들은 전 공정에 영향을 미치게 된다. 본연구에서는 이산화탄소 혼합물 내 다양한 불순물이 수송공정에 미치는 영향을 실험적으로 평가할 수 있도록 혼합물이송공정 모의실험장치를 설계 제작하였으며 이산화탄소 혼합물의 이송공정에 질소불순물이 미치는 영향을 실험적으로 평가하였다. 각 실험조건 마다 증가율의 차이는 있으나 $N_2$비율이 증가할수록 $CO_2-N_2$ 혼합물의 질량유량당 압력강하량 및 비체적이 증가하는 경향을 보였다. 120 bar 및 100 bar 실험조건에서는 혼합물의 상태가 단상 초임계상태이었으며 $N_2$ 조성비 증가에 따른 비체적 및 질량유량당 압력강하 기울기가 크게 변하지 않음을 확인하였다. 70 bar 실험조건에서는 액상, 이상, 기상으로 혼합물의 상이 바뀌었으며 각 상에 따라 질량유량당 압력강하 및 비체적의 기울기가 달라짐을 확인하였다.

Keywords

References

  1. 온실가스종합정보센터, 2011, "2009년 국가 온실가스 통계".
  2. 허철, 강성길, 2008, "이산화탄소 해양지중저장 처리를 위한 공정 설계: I. 수치계산을 통한 열역학 상태방정식의 비교 분석", 한국해양환경공학회지, 제11권 제4호, 181-190.
  3. 허 철, 강성길, 2009, "질소 불순물이 이산화탄소 해양 지중저장 공정설계에 미치는 영향 평가: 상태방정식의 비교 분석 및 이성분 매개변수 최적화", 한국해양환경공학회지, 제12권 제3호, 217-226.
  4. 철, 강성길, 2010, "이산화황 불순물이 이산화탄소 해양지중저장 공정설계에 미치는 영향 평가: 상태방정식의 비교 분석 및 이성분 매개변수 최적화", 한국해양환경공학회지, 제13권 제3호, 187-197.
  5. Aspelund, A. and Jordal, K., 2007, "Gas conditioning?The interface between $CO_2$ capture and transport", Int. J. Green. House. Gas. Control, 343-354.
  6. Collier, J.G. and Thome, J.R., 1994, "Convective Boiling and Condensation", Oxford, 3ed, New York.
  7. Eiken, O., Ringrose, P., Hermanrud, C., Nazarian, B., Torp, T. A., Høier, L., 2011, "Lessons learned from 14 years of CCS operations: Sleipner, In Salah and Snohvit", Energy Procedia, 5541-5548.
  8. Holman, J.P., 2001, "Experimental Methods for Engineers", McGraw-Hill, 7th ed, New York.
  9. Huh, C., Kang, S.G., Cho, M.I., Baek, J.H., 2011, "Effect of Water and Nitrogen Impurities on $CO_2$ Pipeline Transport for Geological Storage", Energy Procedia, 2214-2221.
  10. Kandlikar, S.G., 2002, "Fundamental Issues Related to Flow Boiling in Mini-channels and Micro-channels", Experimental Thermal and Fluid Science, Vol 26, 389-407. https://doi.org/10.1016/S0894-1777(02)00150-4
  11. Koeijer, G.D., Borch, J.H., Jakobsen, J. and Drescher, M., 2009, "Experiments and modeling of two-phase transient flow during $CO_2$ pipeline depressurization", GHGT-9.
  12. Metz, B., Davidson, O., Coninck, H.D., Loos, M. and Meyer, L., 2005, "Special report on carbon dioxide capture and storage", IPCC, Cambridge University Press.
  13. Munkejord, S.T., Jakobsen, J.P., Austegard, A. and Mølnvik, M.J., 2010, "Thermo-and fluid-dynamical modelling of two-phase multi-component carbon dioxide mixtures", Int. J. Green. House. Gas. Control 4, 589-596. https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2010.02.003
  14. NIST, 2010, "NIST Reference Fluid Thermodynamic and Transport Properties-REFPROP 9.0".
  15. Pettersen, J., Koeijer, G.D. and Hafner, A., 2006, "Construction of a $CO_2$ pipeline test rig for R&D and operator training", GHGT-8.
  16. Rodosta, T., Litynski, J., Spangler, L, Finley, R., Steadman, E., Ball, D., Hill, G., McPherson, B., Burton, E. and Vikara, D., 2011, "US Department of Energy's regional carbon sequestration partnership initiative: Update on validation and development phases", Energy Procedia, 3457-3464.
  17. Visser, E.D., Hendriks, C., Barrio, M., Mølnvik, M.J., Koeijer, G.D., Liljemark, S. and Gallo, Y.L., 2008, "Dynamis $CO_2$ quality recommendations", Int. J. Green. House. Gas. Control 2, 478- 484. https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2008.04.006
  18. Whittaker, S., Rostron, B., Hawkes, C., Gardner, C., White, D., Johnson, J., Chalaturnyk, R. and Seeburger, D., 2011, "A decade of $CO_2$ injection into depleting oil fields: Monitoring and research activities of the IEA GHG Weyburn-Midale $CO_2$ Monitoring and Storage Project", Energy Procedia, 6069-6076.

Cited by

  1. Numerical Analysis on Depressurization of High Pressure Carbon Dioxide Pipeline vol.19, pp.1, 2016, https://doi.org/10.7846/JKOSMEE.2016.19.1.52
  2. Prediction of heat transfer coefficient and compressor power consumption for CO2 with impurities under pipeline transporting condition vol.32, pp.5, 2018, https://doi.org/10.1007/s12206-018-0445-9