| 1. |
- Biermann, Max, 1989, et al.
(författare)
-
Lessons learned from the Preem-CCS project – a pioneering Swedish-Norwegian collaboration showcasing the full CCS chain
- 2022
-
Ingår i: 16th Greenhouse Gas Control Technologies Conference 2022 (GHGT-16).
-
Konferensbidrag (refereegranskat)abstract
- This paper presents the key findings of the Preem-CCS project, a co-funded Swedish-Norwegian R&D collaboration that investigated CO2 capture from the Preem refineries in Sweden, and subsequent ship transport of captured CO2 for permanent storage on the Norwegian Continental Shelf. The project was conducted 2019-2022 and accomplished: 1) the on-site pilot scale demonstration of amine-based CO2 absorption using Aker Carbon Capture’s mobile test unit (MTU), 2) an in-depth investigation of energy-efficient heat supply for CO2 capture, 3) a detailed techno-economic evaluation of a feasible carbon capture and storage (CCS) chain (from CO2 capture in Sweden to ship transport to Norway), and 4) an investigation of relevant legal and regulatory aspects of trans-border CO2 transport between Sweden and Norway.
|
|
| 2. |
- Biermann, Max, 1989, et al.
(författare)
-
Preem CCS - Synthesis of main project findings and insights
- 2022
-
Rapport (övrigt vetenskapligt/konstnärligt)abstract
- The Preem-CCS project was a Swedish-Norwegian collaboration that investigated CO2 capture from the Preem refineries in Sweden, and subsequent ship transport of captured CO2 for permanent storage on the Norwegian Continental Shelf. The project was conducted from early 2019 to beginning of 2022 and funding was provided by the Norwegian CLIMIT-Demo program via Gassnova, by the Swedish Energy Agency and by the participating industry and research partners (Preem, Aker Carbon Capture, SINTEF Energy Research, Chalmers University of Technology, and Equinor). This report summarizes the key findings of the project activities listed below: - Pilot-scale testing of CO2 capture at the hydrogen production unit (HPU) at the Lysekil refinery using the Aker Carbon Capture (ACC) mobile test unit (MTU) - In-depth investigation of energy efficiency opportunities along the CCS chain, including the use of residual heat at the Lysekil refinery site to satisfy the energy requirements for solvent regeneration - Evaluation of the technical feasibility and cost evaluation of the CCS chain including CO2 capture and transportation by ship to storage facilities off the Norwegian west coast - Investigation of relevant legal and regulatory aspects related to trans-border CO2 transport and storage and national emissions reduction commitments in Norway and Sweden The report also discusses the next steps towards implementation of CCS at Preem refineries in Lysekil and Gothenburg.
|
|
| 3. |
- Biermann, Max, 1989, et al.
(författare)
-
The role of energy supply in abatement cost curves for CO2 capture from process industry – a case study of a Swedish refinery
- 2022
-
Ingår i: Applied Energy. - : Elsevier BV. - 1872-9118 .- 0306-2619. ; 319
-
Tidskriftsartikel (refereegranskat)abstract
- Carbon capture and storage (CCS) activities need to be ramped up to meet the climate crisis. Abatement cost curves help identify low-cost starting points and formulate roadmaps for the implementation of CCS at industrial sites. In this work, we introduce the concept of energy supply cost curves to enhance the usefulness and accuracy of abatement cost curves. We use a multi-period mixed-integer linear program (MILP) to find an optimal mix of heat sources considering the existing site energy system. For a Swedish refinery, we found that residual heat and existing boiler capacities can provide the heat necessary for CCS that avoids more than 75% of the site emissions. Disregarding the existing site energy system and relying on new capacities instead, would lead to capture costs that are 40-57% higher per tonne of CO2-avoided (excl. CO2 liquefaction, transport, and storage). Furthermore, we quantified the impact of temporal variations of heat sources (intermittent residual heat) on the cost and emissions of heat supply to 7-26% and 9-66%, respectively. The conducted optimization of the energy supply mix under consideration of temporal variations leads to detailed estimates of energy supply costs ranging from partial to full CO2 capture, and thus, improve abatement cost curves.
|
|
| 4. |
- Jönsson, Johanna, 1981, et al.
(författare)
-
From fossil to biogenic feedstock - Exploring Different Technology Pathways for a Swedish Chemical Cluster
- 2012
-
Ingår i: Proceedings of ECEEE industrial summer study.
-
Konferensbidrag (refereegranskat)abstract
- This paper presents a case study of the chemical cluster in Stenungsund, Sweden. The cluster is Sweden’s largest agglomeration of its kind and consists of five companies producing a variety of chemical products. For the cluster, different options for enhanced energy efficiency and converting to biogenic feedstock are investigated. Based on these options, nine different technology pathways are defined – representing different ways to fully or partly transform the cluster into an energy efficient biorefinery. For the pathways an impact analysis is made in which the pathways are analysed and discussed from different perspectives. The results show that up to 120 MW of heat can be saved if the plants were to implement extensive heat integration measures. This is equal to ~100% of the heat currently supplied by boilers based on purchased fuels. With moderate enhancement of the heat integration, roughly half of this potential can be reached. In the fossil feedstock is to be replaced with biogenic feedstock the feedstock demand is extensive, however, the exact amount and type of feedstock depends on the technology chosen, degree of heat integration and on whether full or partial substitution is to be achieved. Full substitution of the fossil ethylene demand by ethylene based on imported bioethanol would for example demand ~1 230 kt-bioethanol/yr. If the ethanol for the ethanol-to-ethylene process were to be produced on site (based on lignocellulosic biomass), 4 725 kt-dry biomass/yr of forest biomass would be required (more than the biomass demand for four large pulp and paper mills). The results also show that the scenarios for enhanced heat integration and introduction of biogenic feedstock, to different extents, are interdependent. Furthermore, one important finding from the impact analysis is that regardless of which pathway the cluster wants to travel in their journey towards sustainable chemistry, collaboration is a key issue.
|
|
| 5. |
- Mossberg, Johanna, et al.
(författare)
-
Bridging barriers for multi-party investments in energy efficiency – A real options based approach for common utility systems design and evaluation
- 2014
-
Ingår i: Proceedings of ECEEE industrial summer study, 2014. - 2001-7987 .- 2001-7979. ; , s. 411-422
-
Konferensbidrag (refereegranskat)abstract
- Total Site Analysis (TSA) is a tool for quantifying energy savings targets in large industrial process clusters. Thereafter retrofit design tools can be used to identify efficient solutions in which the different process sites exchange excess energy with each other through the site utility system, thus reducing the overall need for external fuels/energy. Compared to energy efficiency investments identified for single companies, similar investments identified for clusters hold an inherent complexity; they assume joint investments and multi-party collaboration, which often constitute a barrier for implementation. Real Options Analysis (ROA) is a tool that can be used for helping managers to evaluate different investment options. However, previous research almost exclusively concerns single companies/actors and not the increased complexity of joint investments. This paper presents a novel approach, showing how ROA can be applied not only to handle uncertainties regarding market development but also reduce complexity associated with multiparty cooperation in a joint energy efficiency investments based on TSA. The approachis applied on a case study of a joint energy efficiency retrofit investment in a Swedish chemical cluster. Using ROA, the case study shows how the identified solution can divided into “investment packages” distributed over time, allowing for an initial investment by only two actors and permitting for an evaluation of both the cooperation and the market development before expanding the investment and the number of actors involved. Further, an economic assessment of the project is presented together with an analysis of the cost/ benefit of gradually expanding the investment.
|
|
| 6. |
- Nyström, Ingrid, 1965, et al.
(författare)
-
Biokombi Rya - Biobränsleförgasning satt i system
- 2007
-
Rapport (övrigt vetenskapligt/konstnärligt)abstract
- Inom projekt Biokombi Rya har ett flertal olika forskargrupper gemensamt studerat systemeffekterna av att introducera förgasning av biobränsle i Göteborgs fjärrvärmesystem, i Västsverige som region och ur ett mer generellt och långsiktigt systemperspektiv. Syftet med projektet är att öka kunskapen inför eventuell framtida utbyggnad av biobränsleförgasning i Sverige samt att utreda vilka förutsättningar som är nödvändiga för att sådana anläggningar ska bli ekonomiskt och miljömässigt intressanta inom en relativt kort tidsrymd (ca 10 år). Fokus ligger på integration av anläggningar för förgasning av biobränsle med befintliga kraftvärmeverk med kombicykel samt med fjärrvärme. Projektet vänder sig till beslutsfattare inom området på nationell, regional och lokal nivå.Övergripande systemanalys inom projektet har särskilt fokuserat på biobränslemarknaden och framtida prisbildning för biobränsle samt på den långsiktiga konkurrenskraften för biodrivmedel via förgasning. Projektet i övrigt utgår från en tillämpad fallstudie av delvis konvertering av Rya Kraftvärmeverk (Rya KVV) i Göteborg till förgasat biobränsle, vilket alltså innebär integration mellan förgasningsanläggning och ett naturgaseldat gaskombikraftvärmeverk knutet till ett fjärrvärmesystem. I denna del ingår även en konceptuell studie över olika tekniska processalternativ för produktion av värme, el och drivmedel, inklusive ett mer långsiktigt alternativ för vätgasproduktion. Inom projektet används gemensamma scenarier för energimarknaderna ca år 2020.Några av projektets viktigaste slutsatser är:• Förgasning av biobränsle kan bli intressant för både el- och drivmedelsproduktion och bidra till reducerade CO2-utsläpp, förutsatt att nivån på priset på biobränsle inte är alltför hög relativt fossilbränslepriserna. I de flesta fall är också riktade styrmedel för att premiera förnybar el- och/eller drivmedelsproduktion (t ex certifikat) en förutsättning. Vid gynnsamma förutsättningar för både ”grön” el- och drivmedelsproduktion kan en konkurrenssituation om biobränsle uppstå.• Den långsiktiga konkurrenskraften för biodrivmedel från förgasning är i hög grad beroende av teknik- och kostnadsutveckling inom både transportsektorn och andra sektorer, t ex för lagring av el och väte, bränsleceller och uthållig CO2-fri elproduktion. Tillgängligheten för insamling och lagring av CO2 från fossila anläggningar ökar konkurrenskraften betydligt, men denna effekt neutraliseras om CO2 samlas in även från biobaserade anläggningar. Vilken typ av biodrivmedel som får bäst konkurrenskraft beror till stor del på distributions- och fordonskostnader.• Göteborgs fjärrvärmesystem, med en stor andel spillvärme, och Rya Kraftvärmeverk, med relativt andra kombicykler låg elverkningsgrad, har egentligen inte de optimala förutsättningarna för att förgasning av biobränsle ska vara ekonomiskt intressant.• I flera fall kan det trots detta vara ekonomiskt intressant att bygga en anläggning för förgasning av biobränsle i Göteborg. Av de förgasningsbaserade alternativ som studerats, visar sig produktion av syntetisk naturgas från flis för användning som fordonsbränsle var den ekonomiskt mest robusta lösningen, förutsatt att det finns riktade styrmedel för ”grön” drivmedelsproduktion, t ex drivmedelscertifikat. Ombyggnad av Rya Kraftvärmeverk till delvis biobränslebaserad kraftvärme via förgasning är även detta ekonomiskt intressant i flera fall. Kraftvärme baserad på biobränsleförgasning med högre elverkningsgrad än vad som är möjligt i Rya Kraftvärmeverk skulle dock kunna vara än mer intressant.• För att en förgasningsanläggning ska vara ekonomiskt intressant är det viktigt att uppnå så hög el- respektive drivmedelsverkningsgrad som möjligt samt att anläggningen får längsta möjliga drifttid. För drivmedelsproduktion finns det betydande fördelar med att kunna utnyttja värmeöverskottet från anläggningen i ett fjärrvärmesystem eller liknande.• För fjärrvärmesystemen i regionen som helhet finns det, enligt modellresultaten och för de scenarier som använts, starka drivkrafter att öka elproduktionen i kraftvärmeverk. Med gynnsamma förutsättningar för biobränslebaserad elproduktion har konventionell biobränslebaserad kraftvärme bäst ekonomi. Med drivmedelscertifikat eller liknande kan förgasningsanläggningar istället få en betydande roll för produktion av biodrivmedel, även knutet till medelstora fjärrvärmenät.• Produktion av biodrivmedel, som DME och vätgas, kan ske till kostnader som är konkurrenskraftiga gentemot dagens bensinpris, särskilt om produktionen blir möjlig att integrera med svartlutsförgasning (här studerat för vätgas). För vätgasproduktion är i samtliga fall ekonomin och den totala effekten på CO2-utsläppen dock starkt beroende av möjligheterna att samla in och lagra CO2.• För samtliga studerade tekniker och delsystem påverkar scenarieantaganden om utvecklingen av energimarknaderna och omvärldens energisystem i hög grad resultaten. För att utvärdera robustheten och de totala klimateffekterna för en enskild investering krävs därför systemanalys, som tar hänsyn till denna omvärld.
|
|
| 7. |
|
|
| 8. |
|
|
| 9. |
- Ahlgren, Erik, 1962, et al.
(författare)
-
Biokombi Rya - slutrapporter från ingående delprojekt
- 2007
-
Rapport (övrigt vetenskapligt/konstnärligt)abstract
- Inom projektet Biokombi Rya har ett flertal olika forskargrupper samarbetat för att studera system¬effekterna av förgasning av biobränsle ur olika aspekter. Syftet med projektet är att öka kunskapen om biobränsleförgasning i Sverige samt att utreda förutsättningar för att sådana anläggningar ska vara ekonomiskt och miljömässigt intressanta. En referensgrupp har varit kopplad till projektet där förutsättningar, resultat och slutsatser har behandlats.I denna underlagsrapport har slutrapporterna från projektets delprojekt samlats. De beskriver förutsättningar, metodansatser, använda data och resultat utförligt och utgör på så sätt ett viktigt komplement till den mer övergripande beskrivningen i projektets syntesrapport. De delrapporter som ingår har valts för att täcka in samtliga delar av projektet som är av allmänt intresse. Projektresultat som publicerats på annat sätt berörs dock mer kortfattat.Projektet Biokombi Rya har pågått under två år (2005-2006) och drivits av Chalmers EnergiCentrum. Förutom de omfattande analysinsatser som författarna till denna rapport står för, har Avdelningen för kemisk teknologi vid KTH, Siemens Industrial Turbines AB och Göteborg Energi AB bidragit med expertstöd. CIT Industriell Energianalys, med undertecknad som projektledare, har stått för projektledning och koordination.Projektet har finansierats av Energimyndigheten, Göteborg Energis forsknings¬stiftelse samt Göteborg Energi AB.
|
|
| 10. |
- Ahlström, Johan, 1990, et al.
(författare)
-
Bark as feedstock for dual fluidized bed gasifiers. Operability, efficiency, and economics
- 2019
-
Ingår i: International Journal of Energy Research. - : Hindawi Limited. - 1099-114X .- 0363-907X. ; 43:3, s. 1171-1190
-
Tidskriftsartikel (refereegranskat)abstract
- The demand for biofuels and biochemicals is expected to increase in the future, which will in turn increase the demand for biomass feedstock. Large gasification plants fueled with biomass feedstock are likely to be a key enabling technology in a resource-efficient, bio-based economy. Furthermore, the costs for producing biofuels and biochemicals in such plants could potentially be decreased by utilizing inexpensive low-grade residual biomass as feedstock. This study investigates the usage of shredded tree bark as a feedstock for the production of biomethane in the GoBiGas demonstration plant in Gothenburg, Sweden, based on a 32 MWth industrial dual fluidized bed gasification unit. The plant was operated with bark feedstock for 12 000 hours during the period 2014 to 2018. Data from the measurement campaign were processed using a stochastic approach to establish the plant's mass and energy balances, which were then compared with operation of the plant with wood pellets. For this comparison, an extrapolation algorithm was developed to predict plant performance using bark dried to the same moisture content as wood pellets, ie, 8%w.b. Plant operation with bark feedstock was evaluated for operability, efficiency, and feedstock-related cost. The gas quality achieved during the test period was similar to that obtained for operation with wood pellets. Furthermore, no significant ash sintering or agglomeration problems were observed more than 750 hours of operation. The calculated biomass-to-biomethane efficiency is 43% to 47% (lower heating value basis) for operation with wet bark. However, the predicted biomass-to-biomethane efficiency can be increased to 55%–65% for operation with bark feedstock dried to 8% moisture content, with corresponding feedstock costs in the range of 24.2 to 32.7 EUR/MWh; ie, a cost reduction of about 40% compared with wood pellets.
|
|
