| 1. |
|
|
| 2. |
- 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.
|
|
| 3. |
- Andersson, Eva Ingeborg Elisabeth, 1956, et al.
(författare)
-
Pinch analysis at Preem LYR
- 2013
-
Rapport (övrigt vetenskapligt/konstnärligt)abstract
- This energy inventory and pinch analysis of the Preem, Lysekil refinery is a part of the Preem – Chalmers research cooperation and has been carried out by CIT Industriell Energi AB. The result in this report will be used as a basis for the research work at Chalmers.The aim with the project is to supply the researchers at Chalmers with energy data from the refinery in a form that is suitable for different types of pinch analysis. Furthermore, the aim is to make an analysis to establish the possible energy saving potentials in the refinery at various levels of process integration constraints.To be able to perform a pinch analysis, data for process streams has to be collected. This has been made using material received from Preem. Stream data has been extracted for all streams that have been identified on the process flow diagrams for all units of the refinery. Service areas and tank farm is not included.The stream data extraction is documented in a file. For each stream there is a calculation area with the information gathered to explain the choice of data used as stream data for the individual stream. Calculation of stream load is made by using known data of flow and physical data. If necessary data is not available from the screen dumps, data has been estimated. For the most important data, process engineers at Preem have been involved to give background information and assistance to find the best estimation possible.The refinery has a net heat demand of 409 MW (for the operation case studied) which is supplied by firing fuel gas. Steam is generated in the process by cooling process streams. One part of this steam (167 MW) is used in the process and the remainder(17 MW) is expanded in turbines and used for other purposes.The energy saving potential, i.e. the theoretical savings that are achievable depend on the constraints that are put on the heat exchanging between process streams in the refinery. Three levels have been analysed.A: There are no restrictions on the process streams that may be heat exchanged in the refinery. In this case the minimum heat demand is 199 MW giving a theoretical savings potential of 210 MW.B: All streams within each process unit can be exchanged with each other, but heat exchange between process units is not permitted. In this case the minimum heat demand of each process unit must be calculated. Some of the identified pinch violations are impossible to eliminate, due to process constraints, and the minimum heat demand is thus corrected to reflect this. The total savings potential, 140 MW, is calculated by adding the savings potential for the separate units. However only a part II of the steam generated above the pinch can be eliminated since it is used for heating purposes in other process units. Only the steam surplus can be considered a savings potential and the total potential is reduced to 117 MW.C: Heat exchange between process units is allowed for those streams which are heat exchanged with utility today (e.g., steam, air, cooling water). The heat exchange takes place with the aid of one or more utility system. However, it is not allowed to modify existing process to process heat exchangers to improve heat exchange between process units. The scope of the analysis is limited by only looking at the 5 largest process units. This group of units are using ~90 %, 363 MW, of the added external heat. If heat from the flue gases is recovered at a higher temperature it is possible to reduce the external heat demand with 26 MW to 337 MW.
|
|
| 4. |
- 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.
|
|
| 5. |
|
|
| 6. |
- Åsblad, Anders, 1956, et al.
(författare)
-
Pinch analysis at Preem LYR II - Modifications
- 2014
-
Rapport (övrigt vetenskapligt/konstnärligt)abstract
- This energy inventory and pinch analysis of the Preem, Lysekil refinery is a part of the Preem – Chalmers research cooperation and has been carried out by CIT Industriell Energi AB. This report is Part II of the report “Pinch analysis at Preem LYR”. The aim with the first part was to supply the researchers at Chalmers with energy data from the refinery in a form that is suitable for different types of pinch analysis. Furthermore, the aim was to make an analysis to establish the possible energy saving potentials in the refinery at various levels of process integration constraints.In this report, “Pinch analysis at Preem LYR, Part II”, we have applied pinch analysis methods such as the “Matrix Method” and “Advance Composite Curves” to find concrete improvements in the heat recovery network.The process units of the refinery have a net heat demand of 409 MW (for the operation case studied) which is supplied by firing fuel gas. Steam is generated in the process by cooling process streams. Most of the generated steam is used in the process units (167 MW) and the remainder (17 MW) is used for other purposes.The energy saving potential, that is the theoretical savings that are achievable, depends on the constraints put on the heat exchanging between process streams in the refinery. Three levels have been analysed:A: There are no restrictions on the process streams that may be heat exchanged in the refinery. In this case the minimum heat demand is 199 MW giving a theoretical savings potential of 210 MW.B: All streams within each process unit can be exchanged with each other, but direct heat exchange between process units is not permitted. In this case the minimum heat demand of each process unit must be calculated. The total savings potential, 146 MW, is calculated by adding the savings potential for the separate units.C: Heat exchange between process units is allowed for those streams which are heat exchanged with utility today (e.g., steam, air, cooling water). However, it is not allowed to modify existing process to process heat exchangers. The scope of the analysis is limited to only consider the 5 largest process units. This group of units are using ~90 %, 363 MW, of the added external heat. It is possible to reduce the external heat demand with 57 MW to 306 MW.In this report, part II, we give results of possible modifications identified in two process areas, ICR 810 and MHC 240. These areas were selected for further analysis due to their large energy savings potentials. Another area with high potential was CDU+VDU. However, improvements in this area were made during the 2013 turnaround.To reach the savings potential calculated in Part I, a Maximum Energy Recovery (MER)-network must be constructed. This will however involve a large number of new and modified heat exchangers. It is unlikely that a MER design would be economical in a retrofit situation. Therefore, the trade-off between capital costs and energy savings in a retrofit situation must be evaluated. However, this analysis is not yet done.The modifications suggested in this study include different levels of increased heat integration.
|
|
| 7. |
- Andersson, Eva Ingeborg Elisabeth, 1956
(författare)
-
Benefits of Integrated Upgrading of Biofuels in Biorefineries - Systems Analysis
- 2007
-
Doktorsavhandling (övrigt vetenskapligt/konstnärligt)abstract
- As a result of increasing concerns about climate change, there is considerable current interest in increasing use of CO2-neutral biofuel in the energy system. Increased use of biomass fuel requires that it be upgraded in order to facilitate transportation and distribution to end-users. Advanced level upgrading is necessary if biomass is to be used as a transportation fuel. Biomass upgrading requires energy, and the conversion efficiency can be maximized if achieved in energy-efficient biorefinery processes. The main objective of this thesis is to analyze biorefinery concepts with respect to energy efficiency, profitability and CO2 emissions. Special attention is paid to integrated biorefinery concepts in which a biofuel upgrading production process is integrated with another process enabling exchange of useful energy or material streams. The thesis aims at quantifying the extent to which such integrated concepts are more profitable, energy efficient and CO2-lean than stand-alone production units.The biorefinery processes evaluated are pellet production and hydrogen production from gasified black liquor integrated with a pulp mill, and hydrogen production from gasified biomass integrated with a natural gas combined cycle heat and power plant. These processes are evaluated using different possible future energy market scenarios.Pellet production integrated with a pulp mill is shown to be beneficial from a CO2 perspective. The economic benefits depend on the biomass dryer technology used for integrated pellet production, which tend to be more costly compared to the Stand-alone pellet production. However, integrated pellet production benefits from surplus material, common personnel and infrastructure available at the site.If gasified, black liquor can be used for increased electricity production or for synthesis of e.g. methanol and hydrogen. Hydrogen production from gasified black liquor has the greatest potential for net CO2 reduction in four of five future energy market scenarios used for the evaluation. This indicates that for many possible future scenarios, hydrogen production from gasified black liquor will be an efficient way to use biofuel. Hydrogen production enables pre-combustion carbon capture and storage and this contributes to profitability and CO2 emissions reduction.A final conclusion is that it is important to adopt a systems perspective when performing studies to identify the most effective ways to use limited biomass for resources when developing sustainable energy system solutions for the future.
|
|
| 8. |
- Andersson, Eva Ingeborg Elisabeth, 1956, et al.
(författare)
-
Comparison of pulp-mill-integrated hydrogen production from gasified black liquor with stand-alone production from gasified biomass
- 2007
-
Ingår i: Energy. - : Elsevier BV. - 0360-5442. ; 32:4, s. 399-405
-
Tidskriftsartikel (refereegranskat)abstract
- When gasified black liquor is used for hydrogen production, significant amounts of biomass must be imported. This paper compares two alternative options for producing hydrogen from biomass: (A) pulp-mill-integrated hydrogen production from gasified back liquor; and (B) stand-alone production of hydrogen from gasified biomass. The comparison assumes that the same amount of biomass that is imported in Alternative A is supplied to a stand-alone hydrogen production plant and that the gasified black liquor in Alternative B is used in a black liquor gasification combined cycle (BLGCC) CHP unit. The comparison is based upon equal amounts of black liquor fed to the gasifier, and identical steam and power requirements for the pulp mill. The two systems are compared on the basis of total CO2 emission consequences, based upon different assumptions for the reference energy system that reflect different societal CO2 emissions reduction target levels. Ambitions targets are expected to lead to a more CO2–lean reference energy system, in which case hydrogen production from gasified black liquor (Alternative A) is best from a CO2 emissions’ perspective, whereas with high CO2 emissions associated with electricity production, hydrogen from gasified biomass and electricity from gasified black liquor (Alternative B) is preferable.
|
|
| 9. |
- Andersson, Eva Ingeborg Elisabeth, 1956, et al.
(författare)
-
Comparison of pulp-mill integrated hydrogen production from gasified black liquor with stand-alone production from gasified biomass
- 2005
-
Ingår i: Proceedings of ECOS 2005. - 8251920418 ; 3, s. 1131-1138
-
Konferensbidrag (refereegranskat)abstract
- When gasified black liquor is used for hydrogen production at a pulp mill site, significant amounts of biomass must be imported. This paper compares two alternative options for producing hydrogen from biomass: (A) pulp mill integrated hydrogen production from gasified back liquor; and (B) stand-alone production of hydrogen from gasified biomass. The comparison assumes that the same amount of biomass that is imported in alternative A is supplied to a stand-alone hydrogen production plant and that the gasified black liquor in alternative B is used in a BLGCC (Black Liquor Gasification Combined Cycle) CHP unit. The comparison is based upon equal amounts of black liquor fed to the gasifier, and identical steam and power requirements for the pulp mill. The potential for delivering low temperature excess heat to a district heating system is considered. The two systems are compared on the basis of total CO2 emission consequences, based upon different assumptions for the reference energy system that reflect different societal CO2 emissions reduction target levels. If the reference energy system includes electricity production in coal-fired power plants without CO2 sequestration and car engines that are 30% more efficient than todays , the best alternative is to use the biomass in a stand-alone hydrogen production unit. However, if electricity production has lower CO2 emissions , hydrogen produced with gasified black liquor integrated in the pulp mill can achieve the largest CO2 emissions reduction.
|
|
| 10. |
- Andersson, Eva Ingeborg Elisabeth, 1956, et al.
(författare)
-
Energieffektiv biobränsleförädling i skogsindustrin
- 2003
-
Rapport (övrigt vetenskapligt/konstnärligt)abstract
- Användningen av biobränslen i det svenska energisystemet har ökat kraftigt och förädlade biobränslen spås idag få en viktig framtida roll i strävan mot minskade utsläpp av växthusgaser i Europa. Torkning av biobränslen möjliggör längre transporter av bränslet, ger bättre lagringsmöjligheter samt är en förutsättning vid vidareförädling till t.ex. pellets eller drivmedel. Detta öppnar upp nya marknader för ett tidigare lokalt bundet bränsle.Målet med projektet är att undersöka möjligheterna för energieffektiv förädling av biobränslen genom integrering av förädlingsprocessen med sågverk och massaindustri. Biobränslen kan förädlas till fasta bränslen såsom pellets, briketter eller pulver, eller till drivmedel såsom metanol, etanol eller DME. Oavsett slutprodukten, är torkning av biobränslet ett viktigt steg i förädlingsprocessen. Torkningen kräver stora mängder energi per enhet avdrivet vatten. Genom integrering av torkprocessen med annan energikrävande produktion ökar möjligheterna för spillvärmeåtervinning, vilket leder till en effektivare energianvändning. Vi har i det här projektet fokuserat på integrering av torkprocessen med sågverks- och massaindustri. Vi har vidare antagit att det torkade bränslet vidareförädlas till pellets. Anledningen till att vi har valt ett fast bränsle som slutprodukt för förädlingsprocessen är att torkning och pelletering av biobränslen är en mogen process relativt biobränslebaserad drivmedelsproduktion.Arbetet har fokuserats runt följande frågeställningar: Under vilka förutsättningar är det fördelaktigt ur ett energimässigt, miljömässigt och ekonomiskt perspektiv att integrera förädling av biobränsle med annan produktion inom skogsindustrin. Hur påverkas det omgivande energisystemet? Vilka framgångsfaktorer och hinder för en integrering av processerna finns? Vilka styrkor och svagheter finns i befintliga system?
|
|
