초록 ▼

가스 하이드레이트의 연구동향은 주관연구기관과 MOU를 체결한 각국의 연구기관 및 참언기업인 한국가스공사와 협력관계를 맺고 있는 기업체로부터 입수한 자료와 함께 국외출장, 국제학회참석 및 논문 등을 통하여 파악하였다. 가스 하이드레이트 연구사, 결정구조 및 일반적인 특성에 대한 연구는 Berecz and Balla-Achs (1983), Ginsburg and Soloviev (1994), 송본 외 (1994), Max (1990, 2000), Max et at (1997), Makogon (1997), Sloan (1991, 199

가스 하이드레이트의 연구동향은 주관연구기관과 MOU를 체결한 각국의 연구기관 및 참언기업인 한국가스공사와 협력관계를 맺고 있는 기업체로부터 입수한 자료와 함께 국외출장, 국제학회참석 및 논문 등을 통하여 파악하였다. 가스 하이드레이트 연구사, 결정구조 및 일반적인 특성에 대한 연구는 Berecz and Balla-Achs (1983), Ginsburg and Soloviev (1994), 송본 외 (1994), Max (1990, 2000), Max et at (1997), Makogon (1997), Sloan (1991, 1998), Henriet and Mienert (1998), Paull and Dillon (2001) 등의 책자, 금년까지 4차에 걸쳐 개최된 "International Conference on Natural Gas Hydrates"의 논문집 그리고 "Marine Geology" 등 각종 연구논문 등을 이용하여 수행하였다.
가스 하이드레이트의 밀도, 포화도, 생성/해리열 (heat of hydrate formation/dissociation), 열전도도 (thermal conductivity) 등의 물성은 자체적으로 설계·제작한 장치를 이용한 실험연구를 통하여 측정하였다 천연가스의 구성성분인 메탄, 질소 및 이산화탄소 하이드레이트의 생성/해리열을 등온열량측정기 (isothermal micro-calorimeter)와 자체적으로 개량한 '고압 셀 (high-pressure cell)'을 이용한 실험연구를 통하여 측정하였으며, 측정 방법과 결과의 정확성을 확인하기 위하여 외국의 연구결과와 비교하였다. 열선 (hot wire)을 이용한 열전도도 측정법을 고안하였으며, 이 열선법 적용을 위한 ‘고압 셀’을 자체적으로 설계·제작하였다. 이들 장치와 케테토메터 (catheometer) 및 전압측정을 위한 디지털 멀티메터(digital multimeter) 등의 기기를 이용하여 하이드레이트 열전도도를 측정하였다.열전도도 측정의 표준물질인 톨루엔 (toluene)을 이용함으로서 실험의 건전성을 확인하였다. 또한 고압·저온 시료에 대한 열용량을 측정할 수 있는 장치를 자체 설계·제작하였다. 하이드레이트에 포획된 가스의 조성과 'hydration number'를 이용한 밀도 계산법을 개발하였으며, '핵자기 공명기 (nuclear magnetic resonance: NMR)'과 '라만 분광기 (REmin spectroscopy)'를 이용하여 'hydration number'를 측정하는 방법을 적용하였다. 이 실험을 위하여 '라만 분광기'용 '고압 셀'을 제작하였다.이들 두가지 방법을 상호 보완적으로 이용하여 메탄, 에탄과 프로판의 혼합가스 그리고 THF의 혼합가스 하이드레이트의 밀도를 측정하고 구조를 확인하였다.
가스 하이드레이트의 음향 특성은 탄성파 탐사자료를 이용한 연구를 통하여 재차 확인하였다.가스 하이드레이트 탐사기술의 확보와 우리나라 해역에서의 가스 하이드레이트 생성 잠재력과 부존 유망지역을 규명하기 위하여, 한국지질자원연구원의 탐해-2호를 이용하여 울룽분지 서부 해역 25,125 ㎢ (1차년도 8325 ㎢; 2차년도 8330 ㎢;3차년도 8470 ㎢)을 대상으로 지질·지화학 탐사, 탄성파 탐사, 정밀 해저지형 조사 및 중력 탐사를 수행하였다. 또한 탐사지역에서의 가스 하이드레이트 안정영역(gas hydrate stability zone: GHSZ)을 분석하기 위하여 XBT (expandable bathythermograph)를 이용하여 수심에 따른 수은을 측정하였다. 1차년도 (2000년) 탐사는 4월 23일부터 5월 20일까지 28일간 수행되었으며, 선박직원과 한국가스공사 연구개발원의 연구원 2명을 포함 총 35명이 탐사에 참여하였다. 2차년도 (2001년) 탐사는 총 32명이 6월 11일부터 7월 7일까지 27일간 수행하였으며, 3차년도 (2002년)에는 총 25명이 5월 20일에서 6월 13일까지 25일에 걸쳐 탐사를 수행하였다. 탐사선의 속도는 탄성파 자??레이트 생성 잠재력을 규명하기 위하여 28개 지점 (수심: 846 m - 2174 m)에서 30개의 피스톤 코어 (piston core)를 채취하였다 이 중 선택된 15개 코어로부터 총 1221개 시료 (1차년도: 4개 코어 422개 시료: 2차년도: 4개 코어 363개 시료; 3차년도: 7개 코어 436개 시료)를 선택하여 함수율, 입도 등의 지질학적 분석과 함께 퇴적물에 포함되어 있는 총유기탄소 (total organic carbon:TOC), 총탄소, 질소, 수소, 황의 함량에 대한 분석을 수행하였다. 모든 코어로부터 채취한 지화학 캔 (can) 시료를 이용하여 잔류 탄화수소 가스 (residual hydrocarbon gas)의 성분과 함량에 대한 분석을 수행하였다. 특히 3차년도에는 가스분석을 위하여 캔과 함께 바이알 (vial)을 이용하였다. 이밖에 퇴적물 간극수(interstitial water)의 염소이온 농도를 측정하였다.
가스 하이드레이트 탐사기술의 확보와 탐사해역의 하이드레이트 부존 유망지역 규명을 위하여 Geco-Prakla의 'Trilogy System'과 'Bolt 에어건 (airgun)'을 사용하여 68개 측선 91개 씨권스 (sequence)데 대하여 총 7438.4450 L.Ifm (1차년도 2511.1875 L.km; 2차년도 2277.2325 L.km; 3차년도 2650.0250 L.km)의 다중채널 고해상 디지털 탄성파 탐사 (multichannel high resolution seismic survey) 자료를 취득하였다.탐사자료는 Geoseis를 이용하여 1차 전산처리와 ProMax를 이용하여 전산 재처리를 수행하였으며, 전산처리된 자표를 이용하여 자료해석을 수행하였다 보다 효과적인 탄성파 자료해석을 위하여 다중채널 디지털 탄성파 탐사자료와 함께 단채널 아날로그 탄성파 탐사자료를 GeoAcoustic의 'Sonar Enhancement System'과 Benthos의 'MESH200P 하이드로폰 어레이 (hydrophone array)'를 사용하여 52개 측선 62개 씨 퀀스에 대하여 총 5557.0695 L.km (1차년도 1753.1570 L.km; 2차년도 1644.9875 L.km; 3차년도 2158.9250 L.km) 취득하였다. 이때 사용된 음원은 다중채널 디지털 탄성파 탐사와 동일하다. 취득된 자료는 GeoAcoustic의 'SE881 Sonar Enhancement Work Station'과 'version 3.5' 전산처리 소프트웨어를 이용하여 전산처리를 하였으며, 처리된 자료에 대한 해석작업을 수행하였다.
탐사지역 해저지형의 발달상태를 파악하기 위하여 수심 50 m부터 11000 ]n까지 측심할 수 있는 심해 전용 '다중빔 음향 측심기 (multibeam echo sounder)'인 SIMRAD의 'EM12S'를 사용하였으며, 81개의 '빔 (beam)'과 13 kHz의 주파수를 이용하여 수심의 측심3.5배에 해당하는 해저면의 횡단면을 측심하였다. 저장된 수심자료에도 왜곡된 정보가 포함되어 있기 때문에 후처리 (post processing) 과정을 통하여 이를 제거하였다. 탐사해역의 GHSZ을 분석하기 위한 기본자료인 수온구배(hydrothermal gradient; 수심에 따른 수온)를 XBT (expandable bathythermo-graph)를 이용하여 3년에 걸쳐 5개 지점에서 측정하였으며, 계절과 지역을 달리하여 측정한 이들 수온구배를 비교하고 GHSZ에 미치는 영향을 분석하였다.
가스 하이드레이트의 생성과 해리의 과정을 이해하기 위하여, 하이드레이트 평형조건 및 생성/해리 속도를 측정할 수 있는 실험장치를 자체적으로 설계·제작하여 실험연구를 수행하였다. 또한, 가스 하이드레이트의 평형조건에 따른 안정영역과 생성 및 해리 메카니즘 (mechanism)을 파악하였으며, 2상평형에서 가스 하이드레이트 형성에서 퇴적물의 영향과 'kinetic inhibitor' 특성을 분석하였다. 한편, 가스 하이드레이트 저류유동 전산모델을 개발하였으며, 이를 활용하여 가스 하이드레이트 저류층에서 열주입법 뿐만 아니라 감압법 및 화학첨가제 주입법에 의한 해리현상 및 해리가스-물의 생산거동 양상을 분석하였다.
가스 하이드레이트의 활용 측면에 대한 가스 저장 및 수송에 관한 실험과 수송시 파이프라인 (pipeline)내 플러깅 (plugging) 현상에 대한 연구를 수행하였다. 가스 하이드레이트를 자켓 타입 (jacket type)의 교반 반응기 내에서 인공적으로 제조하고, 제조된 하이드레이트의 저장능력을 살펴봄으로서, 하이드레이트에 의한 가스의 저장 및 수송 가능성을 실험하였다. 이때 가스는 메탄 및 천연가스 2종류 모두를 사용하였다. 반응기내의 제조 조건들, 온도, 압력 및 교반속도 등과 계면활성제 (surfactant)와 화학약품을 포함한 여러 첨가제들에 의하여 하이드레이트 성장 시 생성속도 및 유도지체시간에 대한 실험을 수행하고 분석하였다. 그리고 'view cell' 에서 여러 첨가제들과 제조조건들의 변화에 의한 가스 하이드레이트의 성장 즉 핵 (nuclear)의 생성과 하이드레이트의 구조형성에 대하여 관찰하고 분석하였다. 또한 파이프라인에서 가스 하이드레이트 플러깅 현상을 규명하였으며, 이의 방지책으로 활용되고 있는 억제제의 억제현상을 분석하기 위하여 실험연구를 수행하였다. 메탄 하이드레이트의 평형조건을 도출하였으며, 유동조건 하에서 하이드레이트의 형성 및 억제현상을 관찰하기 위하여 다양한 유동속도 및 열역학적 억제제에 대한 플러깅 형성실험을 수행하였다.

Abstract ▼

Natural gas hydrate, generally called as gas hydrate, is a special type of clathrate hydrates. Gas hydrate is a metastable solid compound which mainly consists of methane and water, but it is stable under the specific conditions, low temperature and high pressure. Recently, gas hydrates draw attenti

Natural gas hydrate, generally called as gas hydrate, is a special type of clathrate hydrates. Gas hydrate is a metastable solid compound which mainly consists of methane and water, but it is stable under the specific conditions, low temperature and high pressure. Recently, gas hydrates draw attention as promising future energy resource since it is one of major reservoir of methane in the earth. Methane content entrapped in gas hydrate was estimated 10⁴ Gt, which indicates twenty five times more methane content in gas hydrate than in oil field, condensation field, and natural gas field. Meanwhile, gas hydrate is known as environmentally favored energy resource since the amount of CO₂ release during methane combustion in gas hydrate is less, 70%, than in currently used petroleum. Gas hydrate is worldwide present in sediment in deep sea and permafrost region.
While the need of substitute energy resource is raising due to limited amount of fossil energy, gas hydrate is regarded as one solution for the future clean energy resources. Therefore, recently most of advanced countries have conducted projects to explore and develop techniques for the future use of gas hydrate.In Korea, East Sea shows proper physical condition for gas hydrate and the possibility of gas hydrate potential was suggested based on the result of preliminary exploration by KIGAM in the region. Considering the fact that more than 98% of energy resources needed rely on import, the exploration of gas hydrate in our jurisdictional territory is important to secure supply of nonconventional energy resources and to the delimitation of outer limit of continental shelf with neighboring countries. Moreover, data collected during gas hydrate exploration could be used for the prediction of natural geohazard in the region. On the other hand, research on physical and chemical characteristic of gas hydrate for the formation, accumulation and dissociation is necessary to know conditions for gas production, processing, transportation and storage of gas hydrates. The overall technologies for gas hydrate production are also directly related to the plugging in pipeline, gas kick during production, sequestration of greenhouse gas.
This study aims to confirm gas hydrate potential and its location in addition to acquire exploration technologies through surveys in East Sea. Moreover, establishment of fundamental technologies necessary for processing, development and practical use of gas hydrate through simulation study by using self-developed apparatus is one of major purpose.
In order for gas hydrate potential, deep sea core samples were taken in the Ulleung Basin, 16, 4, 5 cores for year 2000, 2001 and 2002 respectively. The core sediments mainly consist of muddy sediments with silty sands, lapilli tephra and ash layers. The core sediments contain more than 1% of TOC, and most of the organic matters show marine origin. Calculation of gas volume per volume of wet sediment In drilled core in 2000 varies at 0.1 to 82.0 ml HC/L wet sediment and 19 out of 32 samples satisfy the condition suggested by Sloan (1998). Methane content and isotopic composition indicate that the hydrocarbon gases from the sediments were generated from bacterial activities of methanogenic microbes. Most of the samples drilled in the year of 2001 and 2002 show gas content less than 10 mL HC/L wet sediment. According to the sulfate contents in the interstitial waters, zone of the carbon degradation of the sediments drilled by piston cores (year 2001 and 2002) does not reach the methanogenesis stage.
The sedimentary deposits in the Ulleung Basin can be divided into two distinct seismic units on the basis of reflector character and geometry. Unit I is characterized by a well-stratified facies consisting arp and continuous reflectors of uniform seismic character. This unit has a sheet-shaped external ion and some echo characters including pock mark, gas column and mud mound occurred within Unit Ⅰ. Locally, an acoustic turbid layer, which makes the echo character of the underlying sedimentary unit is also present. This turbid layer indicates the presence of gas bubbles within the sedimentary sequence which scatter and attenuate the acoustic energy. Unit Ⅰ, the central part of the basin floor and Is generally bounded upper slope by Unit Ⅱ is interpreted to be turbidites. In contrast to Unit Ⅰ, Unit Ⅱ is identified as a structureless-to-chaotic facies. This unit is only distributed on the slope and base-of-slope region and it consists of hummocky or chaotic echo characters with variable amplitude. It has a distinct, lense- or wedge-shaped external form. The lense-shaped external form of Unit Ⅱ with a lack of internal structure is the characteristic of debris-flow deposits.
The survey area in year 2000 is easy to determinate the high amplitude reflector with polarity reversal, which is parallel with the seafloor and the requirement of the BSR. In particular, this reflector was observed in the southeast part of survey area. Moreover, this reflector was observed in the sedimentary layer with poor lamination and particularly in the low part of seafloor area which had a high relief due to gas seep resulted from developed mud flow and debris flow deposits. The survey area in 2001 is the north of Ulleung Island and its sediment mostly consist of turbidity current deposits. The reflector layer, which is developed in shallow sedimentary layer, is parallel with the seafloor, As a result, the observation of BSR is very difficult. However, high amplitude reflector with polarity reversal was observed through about 6 ㎞ on the south part of the survey area in year 2001. This reflect is located upper part of the anticline and showed the characteristics such as gas-water-contact. Moreover, pork mark and gas column by gas seepage were observed in the south part of the survey area. The survey area in 2002 is the northwest of Ulleung Island included in Korea Plateau. This area can not generate large amount of gas, because sedimentary layer is very thin and the base rock with a high is relief located in the near the seafloor.
Bathymetry data was collected with the SIMRAD EM12S multibeam echosounder. EM12S operates at 13 kHz frequency and scans 81 beams with the mapping capability from 50 m to 11000 m water depths with the swath width within 3 times of water depth. Morphological features of study area are largely divided Into the eastern deep-sea plain and the western continental slope. Most of western areas is covered by continental slope with high slope angle, while its northern Part consists relatively of gentle slope angle. On the contrary, the eastern part of study area is developed predominantly by flat and broad features (around 2000 m water depths) due to the influence of Ulleung Basin, while the northern area of Ulleung Island is occupied by relatively irregular features.
In order to understand the process of formation and dissociation of gas hydrate, the phase equilibrium and the formation/dissociation kinetics of gas hydrate were measured by using specially set up experimental apparatus. The effect of deposits on two-phase equilibrium and the characteristics of kinetic inhibitor on the gas hydrate formation were also measured in this study, Heat of hydrate dissociation measured by using an isothermal micro-calorimeter (IMC) and a specifically modified high-pressure cell show 65.22 kJ/mol, 65.81 kJ/mol and 56.84 kJ/mot at 274.15 K for carbon dioxide, nitrogen and methane (main component of natural gas) of gas hydrates, respectively. Their calculated hydration numbers, 7.23, 5.94 and 6.38, show a good agreement with previously reported result by other research group within an acceptable error range. A new method for measuring thermal conductivity of gas hydrate was designed, and a high-pressure cell was manufactured to perform the experimental study, Toluene was used as a criterion material for measuring thermal conductivities to verify the experimental accuracy of within 1.5 %. Density of the methane hydrate was found to be 0.9146 g/cm3 by using both hydration number and cage occupancy from NMR results. Cage occupancies for methane and propane mixed gas hydrate were compared with the modeling results and NMR data indicates that methane was captured into small cages and propane into large cages. Raman spectroscopy shows that methane could be captured into both cages of structure-I hydrate and mixed hydrate of methane and THF would form structure-Ⅱ hydrate.
Phase equilibrium of mixed gas hydrate of carbon dioxide and methane, main components of natural gas, showed that three-phase equilibrium line would shift toward that of pure carbon dioxide hydrate as the concentration of carbon dioxide in vapor phase increased, and four-phase equilibrium of hydrate-liquid water-liquid carbon dioxide-vapor appeared above the pressure of 45 bar.Methane hydrates formed in porous media show high dissociation pressure at certain temperature, and this effect show increase as the pore size decrease. In case of structure-H hydrate formed from methane gas with 2,2-dimethylbutane as a help gas, its equilibrium pressure was much lower than that of pure methane hydrate. Also, from the NMR analysis regarding to the structure-H hydrates, the coexistence of structure-I and structure-H hydrate was identified according to the formation condition of pressure and temperature. Methane hydrates showed vigorous reaction rate at the beginning of hydrate formation, and after hydrate formation the reaction rate show decrease to reach the ultimate steady state. The measurement of methane hydrate dissociation rate at 15℃ and various pressure of 25 bu, 20 bar and IS bar, the dissociation rate difference due to the pressure difference was little above the pressure of 20 bar, and almost all methane gas was released from methane hydrate within 200 minutes. Throughout the explored sea area the salinity of water in sediment gaps is 3.5 % near the sea surface, and 3.0 % at the depth of 500 m. The measurements of formation pressure of gas hydrates at the condition of explored sea area show the formation pressure increase as the amount of electrolytes such as NaCl increases.
A numerical model for investigating hydrate dissociation phenomena was developed in this study and dissociated gas-water producing behavior during thermal injection, depersonalization method, and chemical additive injection method were used. The developed model simulated to examine the effect of reservoir and hydrate properties on the dissociation time shows that the well stimulation in the beginning of production and initial hydrate saturation are significantly sensitive on the hydrate dissociation. The Investigation of production by depressurization indicates that the pulse type behavior with continuous decline overall is appeared unlike monotonic decline in conventional gas reservoir. Methanol injection for a short time at the beginning of production caused a significant difference in dissociated area comparing to unstimulated case. From the parametric study of methanol injection to design the optimum injection strategy, the methanol content is very efficient on hydrate dissociation.However, the increase in injection rate causes only the increase in well pressure and no distinctive effect is observed in dissociation phenomena. Therefore, the cyclic stimulation method should be considered to control hydrate dissociation time. Numerical results of thermal injection indicate that the pressure behavior is different from that of depressurization because hydrate dissociation is stimulated by the increase of reservoir temperature. Parametric study of thermal injection shows the effect of well stimulation in the beginning of production increase as the thermal conductivity of reservoir rock is small.
Regarding utilization of gas hydrate, experiments about a probability of a storage, transportation hydrate plugging in pipeline were performed by using artificially manufactured jacket-type stirred reactor for methane and natural gas.It was observed that during gas hydrate formation, gas storage ability of hydrate is greatly affected by conditions such as temperature, pressure stirring rate and additives including surfactants and chemicals. Specially accelerator such as anionic surfactants in small concentration is higher gas storage ability than other additives. From water solution with 25ppm anionic surfactants, the storage capacity of 170 vol. of gas/vol. of water in hydrates was achieved at a 6 MPa and 274.IS K within 3 hours of hydrate nucleation. And it is observed the gas hydrate crystal formation according to many additives in the view cell.
For the purpose of understanding mechanism of hydrate plugging and examining inhibitors for prevention of hydrate plugging in pipeline, three phase equilibrium conditions of methane hydrate were measured in pipeline. In order to examine the effect of hydrate formation and inhibition under the flowing pipeline condition, experiments were carried out at varying flow velocities and thermodynamic inhibitors under a constant pressure. It was verified experimentally that flow velocity can be considered as one of the significant factors triggering the increase in the formation temperature and inhibition performance of methanol is superior In that of ethylene glycol. The results have been found to be consistent with previously published reference data.

목차 Contents

• 제 1 장 서론...28
• 제 2 장 가스 하이드레이트의 연구동향과 중요성...32
• 제 1 절 연구사...32
• 제 2 절 국내·외 연구동향...42
• 1. 미국...42
• 2. 일본...47
• 3. 기타 국가...51
• 4. 우리나라...56
• 제 3 절 중요성...57
• 1. 에너지원 측면...57
• 2. 재래형 석유자원 탐사 및 개발 측면...58
• 3. 환경 및 지질재해 측면...60
• 제 3 장 가스 하이드레이트 결정구조와 특성...64
• 제 1 절 결정구조...64
• 1. 공동...64
• 2. 결정구조...66
• 제 2 절 특성...70
• 1. 물리적 특성...70
• 2. 전기적 특성...85
• 3. 음향 특성...86
• 제 4 장 가스 하이드레이트 기원, 생성 및 부존...88
• 제 1 절 기원...88
• 제 2 절 생성...91
• 제 3 절 부존...93
• 제 4 절 지질·지화학 및 지구물리 지표와 탐지...99
• 1. 지질 ·지화학 지표와 탐지...99
• 2. 지구물리 지표와 탐지...100
• 제 5 장 가스 하이드레이트 탐사...106
• 제 1 절 탐사해역의 지질 개요...106
• 제 2 절 탐사...108
• 1. 항측자료 취득 및 보정...109
• 2. 지질·지화학 탐사자료 취득 및 분석...112
• 3. 다중채널 고해상 디지털 탄성파 탐사자료 취득, 처리 및 해석...175
• 4. 단채널 고해상 디지털 탄성파 탐사자료 취득, 처리 및 해석...205
• 5. 정밀 해저지형 탐사자료 취득, 처리 및 해석...213
• 6. 수온구배 측정...221
• 제 6 장 가스 하이드레이트 개발기술...223
• 제 1 절 가스 하이드레이트 상평형 및 생성/해리 속도...223
• 1. 상평형...223
• 2. 생성/해리 속도...229
• 제 2 절 탐사해역의 가스 하이드레이트 평형조건 및 안정영역...232
• 1. 평형조건...232
• 2. 안정영역...236
• 제 3 절 2상 평형의 퇴적물 영향...237
• 1. 2상 평형에서의 용해도...237
• 2. 퇴적물 영향 분석...243
• 제 4 절 Kinetic inhibitor 특성...249
• 제 5 절 가스 하이드레이트 유동 시뮬레이션...252
• 1. 통계적 열역학 이론...252
• 2. 천연가스 성분의 퓨개시티...257
• 3. 저류유동 지배방정식...258
• 4. 저류전산 모델...264
• 5. 전산모델 결과...265
• 제 7 장 가스 하이드레이트 이용기술...280
• 제 1 절 가스 하이드레이트 제조...280
• 1. 개요...280
• 2. 제조 장치 및 실험 방법...281
• 3. 제조 실험 및 분석...285
• 4. 첨가제에 의한 영향 분석...295
• 제 2 절 View cell에 의한 가스 하이드레이트 생성 분석...308
• 1. 실험 장치 및 조건...309
• 2. 핵 생성 관찰...310
• 3. 결정 성장 과정 분석...311
• 제 3 절 가스 하이드레이트 플러깅 현상 분석...313
• 1. 개요...313
• 2. 실험 장치 및 조건...318
• 3. 실험 결과 및 고찰...320
• 제 8 장 연구개발 목표 달성도 및 결과의 활용계획...327
• 제 1 절 연구개발 목표 달성도...327
• 제 2 절 연구개발 결과의 활용계획...327
• 참고문헌...329