The objective of this thesis is to provide an extensive description of the correlations in some of the most crucial sub-processes for hard coal fired IGCC with carbon capture (CC-IGCC). For this purpose, process simulation models are developed for four industrial gasification processes, the CO-shift cycle, the acid gas removal unit, the sulfur recovery process, the gas turbine, the water-/steam cycle and the air separation unit (ASU). Process simulations clarify the influence of certain boundary conditions on plant operation, performance and economics. Based on that, a comparative benchmark of CC-IGCC concepts is conducted. Furthermore, the influence of integration between the gas turbine and the ASU is analyzed in detail. The generated findings are used to develop an advanced plant configuration with improved economics. Nevertheless, IGCC power plants with carbon capture are not found to be an economically efficient power generation technology at present day boundary conditions.

BECCS (Bioenergy Carbon Capture and Storage) is an important part of measures to achieve zero net emissions globally by 2050, as the technology can create carbon sinks. However, the technology is very energy-intensive and expensive, and affects the existing systems at implementation. The purpose of this study is to investigate the possibility of implementing BECCS at Karlstad Energy's biofuel-fired CHP-plant, Heden 3. The goal is, by simulation in CHEMCAD, to generate energy consumption key figures for two different separation technologies (MEA-MonoEthanolAmine and HPC-HotPotassiumCarbonate) with 90 % separation rate in three different operating cases. In addition, the systemic impact on Heden 3 will be determined by analyzing three different scenarios. In the first scenario fuel consumption is kept unchanged and steam to the carbon capture system is extracted before the turbine. In the second scenario fuel supply increases to meet the district heating needs of the existing system and steam to the carbon capture system is extracted before the turbine. In the third scenario fuel supply is kept unchanged and steam is extracted from the turbine. In addition, the study investigates various transport options for storage of carbon dioxide and finally calculate the total carbon sink Karlstad Energy can contribute to. The results show that production of electricity is reduced by 65-87 % after implementation of MEA and 151-238 % for HPC in the first scenario. Without heat utilization in the carbon capture system, heat production is reduced by 66-86 % with MEA and 54-76% for HPC. In the second scenario, a fuel supply increase by 134 % is required to meet the needs, which corresponds to more than twice the boiler capacity and results in a reduced production of electricity by 247 %. In the third scenario, production of electricity is reduced by 104 % at maximum load with HPC. The HPC system has high-quality heat to utilize, probably enough to meet the district heating needs without increasing the boiler power. But heat optimization opportunities need to be further explored in order to be able to express something to a greater extent. The MEA process does not offer the same opportunities for heat utilization. As the CHP-plant have heat as the main product, HPC would be a more suitable alternative despite the high load on the electricity production. The performance of the carbon dioxide plant seems to vary between different operating cases and it can be concluded that the variation is related to the flue gas composition rather than being load dependent. Transport of carbon dioxide by train has the lowest carbon dioxide emissions and requires the least number of cargoes for transport from Karlstad to storage in Norway. However, this is not relevant at present because of the lack of rail connection to the plant. Total carbon sink is approximately 127 000 tonnes per year if the boiler capacity is assumed to be unchanged. / BECCS (Bioenergy Carbon Capture and Storage) är en viktig del av åtgärder i målet om att nå nollnetto utsläpp år 2050 globalt, då tekniken kan skapa kolsänkor. Tekniken är dock mycket energikrävande och dyr, och påverkar de befintliga systemen vid implementering. Syftet med den här studien är att undersöka möjligheten att implementera BECCS på Karlstad Energis biobränsleeldade kraftvärmeverk, Heden 3. Målet är att, genom simulering i CHEMCAD, ta fram förbrukningsnyckeltal för två olika avskiljningstekniker (MEA-MonoEtanolAmin och HPC-HotPotassiumCarbonate) med 90 % avskiljningsgrad vid tre olika driftfall. Dessutom ska systempåverkan på Heden 3 fastställas genom analys av tre olika scenarier. I första scenariot hålls bränsleförbrukningen oförändrad och ånga till koldioxidavskiljningssystemet tappas av innan turbinen. I det andra scenariot ökar bränsletillförseln för att tillgodose fjärrvärmebehovet i det befintliga systemet och ånga till koldioxidavskiljningssystemet tappas av innan turbinen. I det tredje scenariot hålls bränsletillförseln oförändrad och ånga extraheras från turbinen. Därtill undersöks i studien olika transportmöjligheter till lagringsplats av koldioxiden och slutligen beräknas den totala kolsänkan Karlstad Energi kan bidra med. Resultaten visar att elproduktionen i det första scenariot reduceras med 65-87 % för MEA och för HPC 151-238 %. Utan värmeutnyttjande från koldioxidavskiljningssystemen reduceras värmeproduktionen med 66-86 % med MEA och 54-76 % med HPC. I det andra scenariot krävs att bränsletillförseln ökar med 134 % för att tillgodose behoven vilket motsvarar mer än dubbla panneffekten och innebär en reducerad elproduktion på 247 %. I det tredje scenariot reduceras elproduktionen med 104 % vid maximal last med HPC.  I HPC-systemet finns högvärdig värme att utnyttja, sannolikt tillräckligt mycket för att kunna uppfylla fjärrvärmebehovet utan att öka panneffekten. Men värmeoptimeringsmöjligheter behöver undersökas ytterligare för att kunna uttrycka något i större omfattning. I MEA-processen finns inte samma möjligheter till värmeutnyttjande. Eftersom kraftvärmeverket har värme som främsta produkt skulle således HPC vara ett lämpligare alternativ trots den höga belastningen på elproduktionen. Koldioxidanläggningens prestanda förefaller variera mellan olika driftfall och med en enklare undersökning kunde slutsatsen dras att variationen har ett samband med rökgassammansättningen snarare än att det är ett lastberoende. Transport av koldioxid med tåg har lägst koldioxidutsläpp och kräver minst antal laster för transport från Karlstad till lagring i Norge. Detta är dock inte aktuellt i dagsläget på grund av avsaknaden av räls in till verket. Den totala kolsänkan är cirka 127 000 ton per år om pannan antas köras oförändrat.

No description available.

The European Commission's long-standing strategy to achieve climate neutrality by 2050 has rekindled enthusiasm for hydrogen as a key vector that could reduce emissions. The stakeholders in the European energy system have their full attention focused on this vector. Vätgas Sweden, as a market player together with other organizations, seeks through this research to understand the current outlook for the low-carbon hydrogen market in the countries of the Baltic Sea region and Ukraine, which would help to penetrate and strengthen economic and political ties within the European Union. I present insights based on information from 2022 and estimates of future hydrogen production and demand through 2035 within the geographic scope along with interview results from follow-up sessions with project member organizations. This enabled the identification of barriers and drivers for viable business development. The comprehensive global review of hydrogen projects up to May 2024 considered data on project phasing, hydrogen production technology, demand and installed production capacity through harmonized modelling and statistical inference. The analysis explores the main evidence on production technologies and methods of handling blue and green hydrogen to meet the Baltic Sea region's decarbonization targets, examining the potential for trade. I highlight the overlapping barriers and drivers in the hydrogen market of Denmark, Estonia, Finland, Germany, Lithuania, Latvia, Poland, Sweden and Ukraine. The considered analysis adds a more realistic estimation of hydrogen forecasts by showing a better picture of the context in the Baltic Sea region. Vätgas Sweden plans a series of projects and studies analysing European trends in low-carbon hydrogen production to provide stakeholders, specialists and scientists around the world with the current level of knowledge on the essential barriers and drivers in the period of its industrial emergence. / Europeiska kommissionens mångåriga strategi för att uppnå klimatneutralitet till 2050 har återuppväckt entusiasmen för väte som en nyckelvektor som kan minska utsläppen. Intressenterna i det europeiska energisystemet har sin fulla uppmärksamhet fokuserad på denna vektor. Vätgas Sverige, som marknadsaktör tillsammans med andra organisationer, söker genom denna forskning förstå de nuvarande utsikterna för vätgasmarknaden med låga koldioxidutsläpp i länderna i Östersjöregionen och Ukraina, vilket skulle bidra till att penetrera och stärka ekonomiska och politiska band inom Europeiska unionen. Jag presenterar insikter baserade på information från 2022 och uppskattningar av framtida väteproduktion och efterfrågan fram till 2035 inom det geografiska området tillsammans med intervjuresultat från uppföljningssessioner med projektmedlemsorganisationer. Detta gjorde det möjligt att identifiera hinder och drivkrafter för livskraftig affärsutveckling. Den omfattande globala översynen av väteprojekt fram till maj 2024 tog hänsyn till data om projektfas, väteproduktionsteknik, efterfrågan och installerad produktionskapacitet genom harmoniserad modellering och statistisk slutledning. Analysen undersöker de viktigaste bevisen på produktionsteknologier och metoder för att hantera blått och grönt väte för att uppfylla Östersjöregionens avkolningsmål, och undersöker potentialen för handel. Jag lyfter fram de överlappande barriärerna och drivkrafterna på vätgasmarknaden i Danmark, Estland, Finland, Tyskland, Litauen, Lettland, Polen, Sverige och Ukraina. Den övervägda analysen lägger till en mer realistisk uppskattning av väteprognoser genom att visa en bättre bild av sammanhanget i Östersjöregionen. Vätgas Sverige planerar en serie projekt och studier som analyserar europeiska trender inom vätgasproduktion med låga koldioxidutsläpp för att förse intressenter, specialister och forskare runt om i världen med den nuvarande kunskapsnivån om de väsentliga barriärerna och drivkrafterna under den industriella framväxtperioden. / La estrategia de larga data de la Comisión Europea para lograr la neutralidad climática para 2050 ha reavivado el entusiasmo por el hidrógeno como un vector clave que podría reducir las emisiones. Los actores del sistema energético europeo tienen toda su atención centrada en este vector. Vätgas Suecia, como actor del mercado junto con otras organizaciones, busca a través de esta investigación comprender las perspectivas actuales del mercado del hidrógeno bajo en carbono en los países de la región del Mar Báltico y Ucrania, lo que ayudaría a penetrar y fortalecer los lazos económicos y políticos dentro de la Unión Europea. Presento ideas basadas en información de 2022 y estimaciones de la producción y demanda futura de hidrógeno hasta 2035 dentro del alcance geográfico junto con los resultados de entrevistas de sesiones de seguimiento con organizaciones miembros del proyecto. Esto permitió identificar barreras e impulsores para el desarrollo empresarial viable. La revisión global integral de los proyectos de hidrógeno hasta mayo de 2024 consideró datos sobre las fases de los proyectos, la tecnología de producción de hidrógeno, la demanda y la capacidad de producción instalada a través de modelos armonizados e inferencia estadística. El análisis explora la evidencia principal sobre las tecnologías de producción y los métodos de manejo del hidrógeno azul y verde para cumplir los objetivos de descarbonización de la región del Mar Báltico, examinando el potencial para el comercio. Destaco las barreras y los impulsores superpuestos en el mercado del hidrógeno de Dinamarca, Estonia, Finlandia, Alemania, Lituania, Letonia, Polonia, Suecia y Ucrania. El análisis considerado añade una estimación más realista de las previsiones de hidrógeno al mostrar una mejor imagen del contexto en la región del Mar Báltico. Vätgas Suecia planea una serie de proyectos y estudios que analizan las tendencias europeas en la producción de hidrógeno con bajas emisiones de carbono para proporcionar a las partes interesadas, especialistas y científicos de todo el mundo el nivel actual de conocimiento sobre las barreras e impulsores esenciales en el período de su surgimiento industrial. / BaSeH2, Baltic Sea Region Hydrogen Network

L’espace souterrain, qui s’étend depuis la surface des terres émergées et des fonds marins jusqu’au centre de la Terre, est délaissé par le droit international. Aucune règle de droit international positif ne vient réglementer l’utilisation que les Etats font de leur espace souterrain territorial, cette utilisation et le régime de la propriété souterraine faisant partie de leur domaine réservé. Si les normes internationales régissent l’utilisation de l’espace souterrain extra-territorial, celui des grands fonds marins et celui de l’Antarctique, elles n’appréhendent l’espace souterrain qu’en termes d’utilisation et de mise en valeur des ressources minérales. De ce régime juridique d’exploration et d’exploitation des ressources minérales dépend d’ailleurs le statut juridique de l’espace souterrain qui va de la pleine souveraineté de l’Etat côtier à l’exclusion de toute appropriation nationale ou individuelle. Devant la multiplication des utilisations souterraines et face aux dommages environnementaux et aux violations des droits de l’homme liés à certaines de ces utilisations, le droit international doit réinvestir l’espace souterrain et notamment le contenu et l’étendue des droits qui le concernent tant dans l’ordre interne qu’international afin d’en réglementer la mise en valeur et d’en assurer la protection. / Until today, there has been little interest of international Law concerning the earth’s subsurface, as the space that extends from the surface of the soil or of the seabed to the center of the earth. On the one hand, there is no rule of international law that regulates the use Sovereign States have of their territorial subsurface. It is currently understood that subsburface activities and property law that regulates them, are within domestic jurisdiction only and do not come under international law scrutinity as they waive the exercice of an absolute independance of States. On the other hand, the existing rules of international law that regulates extraterritorial subsurface, notably the seabed and ocean floor and subsoil thereof beyond national jurisdiction and the Antarctic, consider the earth’s subsurface mostly in terms of use and exploitation of mineral resources. Faced with the evergrowing uses of the subsurface that are solely used for extraction or for injection and storing, and regarding the impacts of some underground activities on the environment and on human rights, International Law must play a role by regulating the content and extent of rights that are exercised over the earth’s subsurface inside and outside territorial jurisdiction for development and protection purposes.