| 1. |
|
|
| 2. |
- Beiron, Johanna, 1992, et al.
(författare)
-
An assessment of the flexibility of combined heat and power plants in power systems with high shares of intermittent power sources
- 2018
-
Konferensbidrag (övrigt vetenskapligt/konstnärligt)abstract
- There is an urgent need to reduce anthropogenic CO2 emissions from the power sector as a climate change mitigating strategy. Thus, the share of renewable energy sources in power systems, for example wind power, is increasing. However, the variability in wind power generation poses a challenge to conventional thermal power plants, as well as yielding volatile electricity prices. Once in place, wind power with low operating cost will replace higher-cost electricity generation units in the merit order, while during low-wind periods the need for thermal plants remains. Traditionally designed for stable base load, thermal power plants might thus face a future with new demands for flexible operation to stay competitive. Combined heat and power (CHP) plants are thermal power plants that produce electricity and district heating simultaneously and, depending on plant type and fuel, they have different possibilities to vary the ratio between power and heat production. However, technical constraints place limitations on flexibility, including ramp rates and efficiency. The interconnection between the power and heat markets provides additional opportunities for load variation management. With the comparably slower dynamics of the heat market, and the possibility to store thermal energy, prospects of adapting to new and profitable operating strategies that can aid the balancing of the power system arise. This study focuses on how CHP plants can provide flexibility in a scenario with fluctuating power demand and associated volatility in electricity prices. Plant and market dynamics are analyzed to estimate the need for flexibility, and what is required of CHP units in terms of operation to meet these requirements. A CHP plant is modelled in detail with a boiler, steam cycle and its link to the district heating system, both under steady state and transient conditions, using the softwares Ebsilon and Dymola, respectively. The models are validated against operational data from a Swedish CHP plant. Transient responses to load ramps are characterized, as well as the flexibility in power-to-heat ratio, and their effects on efficiency.
|
|
| 3. |
|
|
| 4. |
- Biermann, Max, 1989, et al.
(författare)
-
Evaluation of Steel Mills as Carbon Sinks
- 2018
-
Konferensbidrag (övrigt vetenskapligt/konstnärligt)abstract
- The iron and steel industry is one of the industries with the largest global contribution to CO2 emissions. Possible mitigation options include use of biomass and carbon capture and storage. Combining these two mitigation options, this study evaluates the potential for BECCS at an integrated steel mill in Sweden. The injection of pulverized biocoal from torrefaction or pyrolysis into a blast furnace and CO2 capture by amine absorption of the blast furnace gas leaving at the top of the furnace can reduce CO2 site emissions by up to 61 %, when accounting for negative emissions (biogenic CO2 being captured). The mitigation cost are estimated to 43 – 100 € per tonne CO2 avoided, depending primarily on biomass prices and the share of biomass used in the process (the study assumes a cost effective capture rate of 84%). Besides a reduction in CO2 emissions, the study highlights the potential for green by-products from injecting biogenic carbon into the blast furnace in the form of renewable electricity and CO2 neutral steel. The study concludes that it is theoretically possible to reach carbon neutrality or even net-negative emissions in an integrated steel mill, but this would require considerable process changes and high demand of biomass. Nonetheless, the implementation of BECCS based on feasible biomass injection volumes in integrated steel mills is interesting as a near-term and possibly cost-effective option for CO2 mitigation.
|
|
| 5. |
- Biermann, Max, 1989, et al.
(författare)
-
Scenario for near-term implementation of partial capture from blast furnace gases in Swedish steel industry
- 2019
-
Konferensbidrag (övrigt vetenskapligt/konstnärligt)abstract
- Iron-and-steel making is a carbon-intensive industry and responsible for about 8% of global CO2 emissions. Meeting CO2 reduction targets is challenging, since carbon is inherent in the dominating production route in blast furnaces. Long-term plans to phase out carbon and change production technique are under way, such as iron ore reduction with hydrogen[1][2] won from renewable energies or electro winning[3], however unlikely to be implemented at scale before 2040 [4]. Until a transition to such technologies is completed, carbon leakage will remain to be a threat to steel industry inside EU ETS system. CCS remains an option for steel industry to comply with reduction targets and meet rising allowance (EUA) prices, currently above 20 €/t. Most studies on CCS propose a capture rate of ≥ 90 %[5–7], however, CCS could be considered as a part of a series of measures (e.g. fuel change, energy efficiency measures) that together achieve a significant reduction in CO2 emissions until a carbon-neutral production is in place. This line of thought motivates the concept of partial capture, where only the most cost effective part of the CO2 emissions are separated for storage [8]. In steel industry, high CO2 concentrations at large flows and the availability of excess heat make partial capture attractive. Previous work on the steel mill in Luleå, Sweden, emits around 3.1 Mt CO2 per year, has found that 40-45 % of site emissions can be captured fueled by excess heat alone[9]. Therein, five heat recovery technologies were assessed, ranging from back pressure operation of CHP turbine to dry slag granulation. Promising CO2 sources on site include flue gases from hot stoves and the combined-heat and power plant, and the process gas originating from the blast furnace – blast furnace gas (BFG). BFG is a pressurized, low value fuel used for heating on site. CO2 separation from BFG requires less reboiler heat for MEA regeneration, and the enhanced heating value of the CO2 lean BFG increases energy efficiency of the steel mill [9]. This work discusses the near-term (the 2020s) implementation of partial capture at a Swedish steel mill and the economic viability of such implementation dependent on the energy price, carbon price, and required reductions in CO2 emissions. Based on previous work [9][10,11] on partial capture in steel industry a cost estimation of a capture system for the BFG is conducted including CAPEX and OPEX of the MEA capture unit, gas piping, and recovering heat from the steel mill. The costs are summarized as equivalent annualized capture cost (EAC) and set into relation to transport and storage costs as well as carbon emission costs to form the net abatement cost (NAC) according to Eq. (1) ???=???+ ?????????&??????? ???? −?????? ????? [€/???2] (1) Figure 1 shows how EAC for BFG varies with the capture rate and the cost of steam for different heat recovery technologies represented by the steps in the curve ( see explanation in [9]). Note that partial capture from BFG is more economical than the full capture benchmark. The most cost-efficient case of 28 €/t CO2 captured is achieved for BFG capture fueled by steam from back-pressure operation (at the expense of electricity production), flue gas heat recovery and flare gas combustion. The transport and storage cost applied in Eq (1) represent ship transport from the Bothnian Bay to a storage site in the Baltic Sea , according to Kjärstad et el.[12]. Transport and storage cost range within 17 – 27 €/t CO2 depending on scale. These installation and operation cost for capture, transport and storage are set into relation with various scenarios on future carbon and energy (electricity) prices in Europe and Sweden. For example, Figure 2 illustrates a scenario in line with IEA’s sustainable development scenario to restrict global warming to 2°C. The carbon prices are adapted from WEO 2018 [13] and increase from 20 € to 120 € per tonne CO2 by 2040 and the electricity prices of 42-52 €/MWh (increasing with time) are based on latest results from the NEPP project [14]. In this scenario, partial capture from BFG could become economic viable in 2029, construction in 2020 with operation from 2022/23 onwards is likely to pay off within a lifetime of 20 years only. This work demonstrates the viability of partial capture as cost-efficient mitigation measure for the steel industry and illustrates conditions for an early implementation in the 2020s. This work is part of the CO2stCap project (Cutting Cost of CO2 Capture in Process Industry) and funded by Gassnova (CLIMIT programme), the Swedish Energy Agency, and industry partners.
|
|
| 6. |
- Djerf, Tove, 1989, et al.
(författare)
-
Solids circulation in circulating fluidized beds with low riser aspect ratio and varying total solids inventory
- 2016
-
Ingår i: Fluidization XV (2016), Quebec, Canada.
-
Konferensbidrag (övrigt vetenskapligt/konstnärligt)abstract
- This paper presents an experimental study with the aim tounderstand the relation between the flow conditions - the riser pressure drop and fluidization velocity - in a CFB riser and the net (external)solids flux (Gs [kg/m2s]), applying a riser geometry and overall flow conditions similar to CFB boilers.The experiments are carried out in a CFB unit operated under ambient conditions. The riser has a cross section of 0.7 m x 0.12 m and a height of 8.5 m, yielding a riser height-to-width aspect ratio of 10.6 (in the wide dimension), similar to that of CFB boilers. The unit is equipped with densely spaced pressure taps providing a fine resolution of the measured vertical pressure profile along the riser and an automatic system to accurately measure Gs. The experiments cover fluidization velocities of 0.3-7 m/s, riser pressure drops of 1.7-10.5 kPa and loopseal fluidization velocities of 0.12-0.54 m/s (secondary air flows are not considered). These ranges correspond to conditions both with and without a dense bottom region.The results show that Gs is determined by the solids concentration at the riser top, which depends riser pressure drop and fluidization velocity, and the backflow effect, which depends on the configuration and flow conditions of the loop seal and the exit region. For operating conditions with a dense bottom bed present, Gs is independent of riser pressure drop, whereas when operating without a dense bed an increase in riser pressure drop yields an increase in Gs.
|
|
| 7. |
- Johnsson, Filip, 1960, et al.
(författare)
-
Avskiljning, transport och lagring av koldioxid i Sverige Behov av forskning och demonstration
- 2019
-
Rapport (övrigt vetenskapligt/konstnärligt)abstract
- Denna rapport redovisar resultatet av en utredning kring behov av forskning och demonstration av koldioxidavskiljning och lagring från fossila (CCS) och biogena utsläppskällor (BECCS). Rapporten är framtagen på uppdrag av Energimyndigheten för att utgöra ett underlag till Energimyndighetens regeringsuppdrag "Innovationsfrämjande insatser för att minska processindustrins utsläpp av växthusgaser". Det är främst två anledningar till att avskiljning och lagring av koldioxid kan behöva användas i Sverige: · Allt pekar på att CCS krävs för att svensk process- och basindustri ska lyckas möta det svenska utsläppsmålet att det senast år 2045 inte ska finnas några nettoutsläpp av växthusgaser till atmosfären. Det är dock viktigt att understryka att CCS inte ersätter andra åtgärder i industrin utan är en del av en portfölj av åtgärder som krävs om det överhuvudtaget ska vara någon chans att nå utsläppsmålen. · Tillämpat på processer som använder biomassa som bränsle eller råvara kan BECCS bidra till negativa utsläpp. Detta är både i enlighet med det svenska målet att nå negativa utsläpp efter 2045 och troligtvis nödvändigt för världen om ett 1,5-gradersmål ska nås. Sverige har gynnsamma förutsättningar att tillämpa BECCS, som även skulle kunna kompensera för utsläpp i sektorer där kostnaden (per ton koldioxid) att nå nollutsläpp är hög, till exempel i flygsektorn. Baserat på en genomgång av de svenska förutsättningarna för forskning och demonstration av CCS och BECCS ger denna rapport följande rekommendationer (där punkterna 2-9 kan ses som delar av 1): 1.Sverige behöver en nationell strategi för CCS och BECCS som innefattar hela kedjan forskning, demonstration och kommersiell implementering och där det blir tydligt vilka industrier och myndigheter som berörs av en sådan strategi. Strategin bör baseras på en beskrivning av de svenska förutsättningarna för CCS och BECCS och bör inkludera tekniker, finansiering och juridiska och miljömässiga förutsättningar samt hur CCS och BECCS kopplar till andra utsläppsminskande åtgärder på de processer där tekniken är aktuell. Strategin bör förhålla sig till utvecklingen i Norge, eftersom lagring i ett inledande skede troligtvis kommer ske där. En svensk CCS-strategi bör utgöra en del av en sammanhållen industripolitik som relaterar till den svenska klimatpolitiken med målet om noll nettoutsläpp till år 2045, och att utsläppen därefter ska bli negativa. 2. Det är av stor vikt att CCS och BECCS analyseras som en helhet och inte betraktas som olika tekniker. Inte minst kommer koldioxidavskiljning kunna tillämpas på anläggningar som har en mix av fossila och biogena utsläpp (till exempel avfallseldade kraftvärmeverk). 3. Det bör för varje industri (en eller flera anläggningar) som har årliga punktutsläpp över en viss nivå (till exempel 100 kt CO2 per anläggning) utredas hur en sådan industri skulle kunna uppnå nollutsläpp där följande bör ingå: · Identifiering av nyckelåtgärder och dess tekniker, inklusive bedömning av industrins framtid i en utsläppsbegränsad värld (vilket kan påverka bedömningen av storleken på de framtida utsläppen som kan vara föremål för CCS och BECCS). · Mognadsnivåer (TRL-nivåer) på tekniker som finns tillgängliga för att minska utsläppen mot noll. · Identifiering av kunskapsläge (svenskt och internationellt) samt forsknings- och demonstrationsbehov. · Uppskattning av kostnaden i kr/ton CO2 för nollutsläpp samt jämförelse med förväntad utveckling av priset på utsläppsrätter i EU:s handelssystem. · Bedömning av påverkan på priset på industrins produkter samt på nyckelprodukter längst ut i värdekedjan där industrins produkter används som insatsvara. · Identifiering av vad som krävs affärs- och finansieringsmässigt för att möta utsläppsmålet. · Om CCS visar sig vara en viktig teknik för att uppnå nära nollutsläpp så bör industrin ingå i den nationella CCS-strategin (punkt 1). 4. Villkoren för lagring på norskt territorium i närtid bör utredas givet olika antaganden om lagringsmängder. Samtidigt bör möjligheterna och potentialen för lagring av koldioxid inom svenskt territorium utredas i större detalj. Ett sådant arbete bör kunna svara på om, och i så fall för vilka volymer, detta är realistiskt. Här bör första steget vara att det tas fram och motiveras vilken typ av beslutsunderlag som behövs för att bedöma om lagring på svenskt territorium är rimligt (inklusive att utreda möjligheterna för att ändra Helsingforskonventionen så att lagring i Östersjöområdet tillåts). Ett första arbete bör ha som mål att fastställa vilken tidsram och vilka resurser som krävs för att få fram en sådan bedömning. Om lagringsvolymen inom svenskt territorium bedöms vara alltför begränsad för att lagring på svenskt territorium ska vara intressant, bör det analyseras vad samverkan på längre sikt med andra länder och då speciellt med Norge innebär. 5. Det bör skyndsamt utredas vilka möjligheter som kan finnas för att hantera den finansiella risken vid investering och drift av de olika delarna i CCS- och BECCS-kedjan och vilken roll staten kan spela för att minska risken. Det bör även undersökas om det för de industrier som kan vara föremål för CCS går att hitta nya sätt att prissätta klimatåtgärderna längst ut i värdekedjan, det vill säga så att slutkonsumenten ser merkostnaden av en klimatneutral produkt samt hur detta kan användas för finansiering av utsläppsminskande åtgärder inklusive CCS. 6. Delvis kopplat till punkt 3 bör det initieras forskning som analyserar CCS tekniken i ett vidare systemperspektiv där det givet olika scenarier och antaganden över hur de svenska punktutsläppen kan komma att utvecklas, studeras vilken roll CCS och BECCS kan ta i en övergripande portfölj av utsläppsminskande åtgärder för svensk industri. Sådana studier bör omfatta hela kedjan avskiljning, transport och lagring och ta hänsyn till utvecklingen på bränsle- och insatsvarorna för de olika industrierna och energianläggningarna som kan komma ifråga för CCS och BECCS (till exempel tillgången på och konkurrens om olika biomassafraktioner). Denna forskning bör ge viktigt bidrag till att dels sätta ramarna för hur svensk basindustri kan bidra till att nå de svenska klimatmålen, och dels till en svensk CCS strategi (punkt 1). 7. Då avskiljningsdelen för CCS och BECCS är den del där det finns störst potential att minska kostnaderna över tid bör en svensk forskningsstrategi möjliggöra finansiering av forskning av både grundläggande och tillämpad karaktär och utgöra en del av den nationella CCS- och BECCS-strategin. Det är alltså viktigt att det även satsas tillräckligt med forskningsmedel på tekniker som redan idag bedöms som tekniskt möjliga att implementera – inte minst för att bidra till kostnadsminskningar och hög tillförlitlighet – och att forskningssatsningar kopplas till förutsättningar som gäller i svensk process- och energiindustri. 8. Det bör så snart som möjligt planeras för ett svenskt demonstrationsprojekt som omfattar hela kedjan; avskiljning, transport och lagring. Givet de långa ledtiderna i energi- och processindustrin är det viktigt att snarast ta fram en färdplan mot demonstration. En sådan färdplan ska vara så heltäckande som möjligt och innehålla en utvärdering och plan för val av industri/anläggning, teknikval, finansiering, juridik och miljökonsekvensbeskrivning och andra aspekter som bedöms relevanta. I nuläget (2018) är det Stockholm Exergi, Preem och Cementa som har kommunicerat CCS och BECCS som del av deras framtida åtgärder för att minska utsläppen och dessa kan därför utgöra kandidater för demonstration. 9. Det bör snarast utredas hur de hinder som kopplar till juridik, styrmedel och regleringar kan övervinnas. Speciellt viktigt är att utreda hur nuvarande barriärer kopplat till Londonprotokollet och båttransport av koldioxid inom EU-ETS kan övervinnas. Det bör också studeras hur det kan skapas incitament för negativa utsläpp. Studier av allmänhetens uppfattning om CCS – där det är viktigt att hela kedjan avskiljning, transport och lagring ingår - bör kopplas till explicita implementeringsprojekt snarare än generella studier.
|
|
| 8. |
- Kjärstad, Jan, 1956, et al.
(författare)
-
Recommendations on CO2 transport solutions
- 2015
-
Rapport (övrigt vetenskapligt/konstnärligt)abstract
- The aim of this report is 1) to recommend transport solutions for CO2 sources in the Nordic region, here defined as the least costly transport mode for the selected CCS cases in NORDICCS and 2) to analyze the potential for establishment of CO2 clusters by means of a transportation network around the selected CCS cases in order to reduce the transportation cost. Comparing cost for pipeline transport with cost for ship transport, it is concluded that both for the majority of the selected cases as well as for most of the emission sources in the region, ship transport will be the least costly transport mode for each source individually. It is also concluded that ship transport is the most appropriate transport mode for most of the potential clusters in the region during a ramp-up phase. This is closely related to underutilization of pipelines and risk taking in connection with underutilized pipelines. For distances shorter than 100 km and volumes smaller than 1 Mtpa, e.g. corresponding to a typical collection system containing multiple coastal sources, it has been calculated that onshore pipeline in most cases will be the least costly transport solution. More generally, it can be stated that the break-even distance where ship transport becomes least costly than pipeline transport increases as the volume increases. Yet, it should be emphasized that discharge from a ship offshore and positioning of smaller ships during injection will need to be demonstrated. An obvious but still important conclusion is that constrained storage capability may have a profound impact on design and cost of a CO2 transport system. In fact, a poor storage capability in the reservoirs in the Baltic Sea may render ship transport to Gassum and Utsira a less costly transport and storage option than the reservoirs in the Baltic Sea. Finally, it is concluded that in the Nordic region, the Kattegat-Skagerrak area probably offers the best opportunities for a Nordic CCS system, possibly driven initially by CO2 EOR which potentially may require a start-up already in 2020.
|
|
| 9. |
- Kjärstad, Jan, 1956, et al.
(författare)
-
Transforming the energy system in Västra Götaland and Halland – linking short term actions to long term goals
- 2015
-
Rapport (övrigt vetenskapligt/konstnärligt)abstract
- This study analyzes pathways to meet EU, national and regional targets for CO2 emissions, energy efficiency and penetration of renewable energy in the Swedish part of the Kattegat-Skagerrak region (KASK-SE), i.e. more specifically in the counties of Västra Götaland (VGR) and Halland. Special focus is placed on four areas: The potential for energy savings in the building sector, energy savings and fuel shifting in the energy intensive industry, large-scale deployment of renewables in the electricity generation sector and greenhouse gas emission reductions in the transport sector. The energy savings are through the implementation of different energy efficiency measures.
|
|
| 10. |
- Köhler, Anna, 1989, et al.
(författare)
-
Determination of the Apparent Viscosity of Dense Gas-Solids Emulsion by Magnetic Particle Tracking
- 2018
-
Konferensbidrag (övrigt vetenskapligt/konstnärligt)abstract
- When designing fluidised bed units a key to ensure efficient conversion is proper control of the mixing of the fuel in both lateral and axial directions in the bed. In order to mechanistically describe the mixing of fuel particles in a fluidised bed, there is a need to determine the apparent viscosity of the gas-solids emulsion, which determines the drag on the fuel particles. In this work the apparent viscosity of a bed of spherical glass beads and air at minimum fluidisation was determined by means of the falling sphere method. Hereto the drag of the bed on a single immersed object was obtained by measuring the velocity of a negatively buoyant tracer with magnetic particle tracking (MPT). MPT allows for highly temporally and spatially resolved trajectories (10-3 s and 10-3 m, respectively) in all 3-dimensions. The bed consisted of glass beads with a narrow size distribution (215 to 250 μm) and tracers with a size from 5 to 20 mm and densities from 4340 to 7500 kg/m3 were used. Hence, the literature, which typically covers data for velocities lying within or just above the Stoke flow regime (0.002 < Re < 2.0) could be expanded to Re numbers (53 to 152) well within the transition flow regime. The drag and apparent viscosity was compared to different fluid models and agreed well with the Newtonian model, when taking into account possible effects of the bed walls. Comparing the drag coefficient of data of free falling spheres and data of spheres falling with controlled velocities, the latter showed a dependence on the product of tracer diameter and falling velocity, dput, while the former was constant over dput. This indicates the method with controlled falling velocities to be intrusive and influencing the result of the apparent viscosity of the bed. Using the free falling sphere method this work obtained an apparent viscosity of 0.24 Pa s, which is consistent with values found in earlier literature for an emulsion of air and sand of similar size and density.
|
|
