Det här projektet har varit på uppdrag av Kalmar Energi AB och har utförts på kraftvärmeanläggningen Moskogen. Projektet syftade till att undersöka om återvinning av rökgaskondensat till spädvatten var möjlig och ekonomiskt försvarbart. Denna åtgärd skulle potentiellt kunna minska anläggningens råvattenkonsumtion och det skulle leda till en ekonomisk besparing. Åtgärden skulle även bidra till att anläggningen blev mer självförsörjande och mindre känslig vid störningar på det lokala råvattennätet. Mätningar av flöden på rökgaskondensatsproduktionen, halter av föroreningar och råvattenkonsumtionen gav viktiga parametrar för kontakt med leverantör av reningssystem. Samarbete upprättades med Eurowater AB där två olika reningsanläggningar togs fram och delgavs Kalmar Energi AB. Kostnaden för de två olika förslagen och respektive råvattenbesparing gav två avskrivningstider för investeringarna. Slutsatsen som drogs av projektet var att en installation av en reningsanläggning för återvinning av rökgaskondensatet var möjlig. / This project has been commissioned by Kalmar Energi AB and has been carried out at the CHP plant Moskogen. The project aimed to investigate whether recycling of flue gas condensate was possible and economically justifiable. This measure could potentially reduce the plant´s raw water consumption and would result in economic savings. The measure would also help the plant become more self-sufficient and less sensitive to disturbances on the local raw water distribution net.  Measurements of the flow of flue gas condensate, levels of pollution and raw water consumption gave important parameters for contact with the purification supplier. We entered a collaboration with Eurowater AB where two different purification plants were presented to Kalmar Energi AB. The cost of the two different proposals and their respective raw water savings gave two different payback periods in which the initial investment would be recouped by the client. The conclusion drawn from the project is that the installation of a purification plant for recycling of flue gas condensate was possible.

Sweden has the goal of reaching a fossil independent transportation sector by 2030. Two ways to reach the goal is to increase the use of electric vehicles or produce more biofuels. Both alternatives could be powered by forest residue, which is an underutilized resource in the country. Electricity could be produced in a biomass fired Combined Heat and Power (CHP) plant, and biofuel could be produced in a biorefinery through gasification of biomass and Fischer-Tropsch process. When located in Stockholm County, both system can also distribute heat to the district heating system. It is however important to use the biomass in an energy-efficient way. The scope of this work has been to analyze the efficiency together with environmental and economic aspects of the two systems.  To assess the efficiency and environmental impact of the two systems a forest to wheel study was made of the systems where the product was studied from harvesting of forest residue to driving the vehicle. The studied functional units were: kilometers driven by vehicle, kWh of district heating, CO2-equivalents of greenhouse gases and MWh of forest residue. The system using CHP technology and electric vehicles outperformed the biorefinery system on the two first functional units. Using the same amount of forest residue more than twice as much district heating and almost twice as many driven kilometers were produced in this system. The study also showed that both systems avoids significant greenhouse gas emissions and can be part of the solution to decrease emissions from road transportation.  The profitability of investing in a CHP plant or a biorefinery was calculated through the net present value method. It showed that the expected energy prices are too low for the investments to be profitable. The CHP plant investment has a net present value of -1.6 billion SEK and the biorefinery investment has a net present value of -4.6 billion SEK. Furthermore, the biorefinery investment entails higher risk due to the high investment cost and uncommercialized technology. Both systems face barriers for implementation, these barriers have been studied qualitatively. / Sverige har som mål att skapa en fossiloberoende fordonsflotta till år 2030. Två vägar som pekats ut för att nå målet är att öka användningen av eldrivna fordon eller att producera mer biobränsle. Båda alternativen kan drivas av skogsavfall, en råvara som det finns gott om i Sverige. Elektricitet kan produceras av skogsavfallet i ett kraftvärmeverk, och biobränsle i ett bioraffinaderi genom användning av förgasning och Fischer-Tropschmetoden. I Stockholms län skulle båda systemen dessutom kunna producera värme till Stockholms fjärrvärmesystem. Det är dock viktigt att använda skogsavfallet på ett resurseffektivt sätt. Därför undersöker detta arbete effektiviteten av de två olika systemen tillsammans med en analys av växthusgasutsläpp och ekonomiska förutsättningar.  För att kunna utvärdera effektiviteten och klimatpåverkan av de två olika systemen utfördes en ”skog-till-hjul”-analys där produkten undersöktes från ursprunget, till drivandet av ett fordon. För att utföra studien definierades fyra funktionella enheter. De funktionella enheterna var: körsträcka med bil mätt i kilometer, kWh fjärrvärmeproduktion, CO2 ekvivalenter av växthusgasutsläpp och MWh skogsavfall. Studien visade att systemet där skogsavfallet används i ett kraftvärmeverk för att producera elektricitet och ladda elbilar hade bättre resultat i de två första funktionella enheterna. Systemet producerade nästan dubbelt så lång körsträcka och mer än dubbelt så mycket fjärrvärme som systemet där skogsavfallet används i ett bioraffinaderi och biobränslet används i dieselbilar. Studien visade även att båda system kan bidra till att sänka växthusgasutsläppen från transportsektorn.  Lönsamheten att investera i ett kraftvärmeverk eller bioraffinaderi beräknades med nuvärdesmetoden. Studien visade att de förväntade framtida energipriserna är för låga för att investeringarna ska bli lönsamma. Kraftvärmeanläggningen hade ett nuvärde på -1.6 miljarder kronor, och bioraffinaderiet ett nuvärde på -4.6 miljarder kronor. Dessutom ansågs investeringen i ett bioraffinaderi vara en hög risk på grund av den höga investeringskostnaden och att tekniken idag inte är kommersialiserad. Det finns även en rad andra barriär för att genomföra de två olika systemen, dessa barriärer har studerats kvalitativt i arbetet.

Utsläppen av växthusgaser måste minska snabbt under de kommande åren. Sveriges mål är att uppnå nettonollutsläpp till år 2045. Industrisektorn spelar en avgörande roll i omställningsarbetet genom att minska sitt energibehov och fasa ut sin användning av fossila bränslen, teknikutvecklingen måste gå mot mer klimatsmarta och hållbara produkter och produktionsmetoder. Omställningen kommer att kräva ett mer robust och tillförlitligt energisystem där dagens centraliserade system kompletteras med mindre decentraliserade produktionsanläggningar så att effekt- och energibehov kan tillgodoses i alla lägen. Att producera el och värme närmare användaren bidrar till minskade överföringsförluster. Småskalig kraftvärmeproduktion (CHP) baserad på biobränslen eller restvärmeresurser kan vara en del av lösningen för att minska utsläppen av växthusgaser. Syftet med det här examensarbetet är att undersöka möjligheten för ett medelstort svenskt industriföretag att producera sitt eget basbehov av värme och el med hjälp av den konventionella Rankinecykeln. Samt att undersöka hur produktionskostnaderna av el och värme förändras beroende på anläggningens storlek. Arbetet har bestått av datainsamling från olika tillverkare av turbiner och pannor, en beräkningsmodell skapades i Excel där anläggningar av olika storlek har jämförts vid olika driftscenarion. Ekonomiska kalkyler har gjorts med hjälp av Pay-off metoden och Nuvärdesmetoden. Resultatet visar att produktionskostnaderna för anläggningar med turbiner i storleksordningen 10 – 100 kWel ligger på en relativt jämn nivå och betydligt lägre än priserna på köpt el och fjärrvärme. Den ekonomiska bedömningen visar generellt på positiva resultat med korta pay-offtider och positiva nuvärden. En jämförelse av anläggningarna visar att elverkningsgraden är låg och att totalverkningsgraden i vissa fall blir lägre än för företagets befintliga värmeleverantör. Detta visar att trots att det ur ett ekonomiskt perspektiv kan vara en lönsam investering kan det ur ett systemperspektiv vara ett sämre alternativ då en lägre verkningsgrad leder till en ökad primärenergianvändning. Det är många parametrar som påverkar en CHP-anläggnings prestanda och ekonomiska lönsamhet, men en av de viktigaste är drifttiden. Att ha en kontinuerlig drift under större delen av året har stor påverkan på anläggningens ekonomiska prestanda. Anläggningens låga elverkningsgrad gör också att största besparingen hamnar på värmeproduktionen vilket gör att anläggningen bör dimensioneras så att den ersätter så stor del som möjligt av företagets värmebehov. / The emissions of greenhouse gases need to decrease rapidly over the coming decades. Sweden has set the target to achieve net zero emissions by 2045. The industrial sector plays a crucial role in that conversion by reducing its energy needs and to convert from fossil fuels to renewables. This conversion will require a more robust and reliable energy system were todays centralized system has been supplemented by small decentralized production facilities. To produce heat and power closer to the consumers means less transmission losses. Small scale combined heat and power (CHP) production based on biofuels or excess heat could be a solution to reduce greenhouse gas emissions. The purpose of this paper is to evaluate the possibility for a mid-size Swedish industrial company to produce its own base load of heat and power with a conventional Rankine cycle. Also to evaluate the production costs depending on the size of the plant. The work has consisted of data collection from different manufacturers of steam turbines and steam boilers, a calculation model has been made in Excel to compare different plant sizes and in different operating scenarios. Economical evaluations has been made with the Pay-off method and the net present value method (NPV). The result shows that production costs for facilities with steam turbines in the size range of 10 – 100 kWel is well below the price of bought electricity and district heating. The economical evaluation generally shows on short pay-off times and positive NPV. A comparison of the CHP plants shows that the electric efficiency is low and the total efficiency sometimes can be lower than for the existing heat supplier of the company. This means that a switch to local CHP will have a negative impact from a system perspective, because of the increased use of primary energy resources. There is many parameters that affects the performance of a CHP plant but the most crucial is the operation time. To have a continuous operation over a major part of the year has a great impact on the economic performance. The low electric efficiency means that the major part of the savings gets on the heat production. This means that the CHP plant should be dimensioned to replace primarily the heat requirement.

The energy transition taking place in various parts of the world will have many effects on the current energy systems as an increasing amount of intermittent power supply gets installed every year. In Sweden, just as many other countries, this will cause both challenges and opportunities for today´s energy producers. Challenges that may arise along with an increasingly fluctuating electricity production include both power deficits at certain times and regions but also hours of over-production which can cause electricity prices to drop significantly. Such challenges will have to be met by both dispatchable power generation and dynamic consumption. Conversely, actors prepared to adapt to the new climate by implementing new technologies or innovative business models could benefit from the transition towards a fully renewable energy system.  This thesis evaluates the techno-economic potential of green hydrogen production at a combined heat and power plant with the objective to provide decision support to a district heat and electricity producer in Sweden. It was in the company’s interest to investigate how hydrogen production could help reduce the production cost of district heat as well as contribute to the reduction of greenhouse gases.  In the project, two separate business models: Power-to-gas and Power-to-power were evaluated on the basis of technical and economic performance and environmental impact. To do this, a mathematical model of the CHP plant and the hydrogen systems was developed in Python which optimizes the operation based on costs. The business models were then simulated for two different years with each year representing a distinctly different electricity market situation.  The main conclusions of the study show that Power-to-gas could already be profitable at a hydrogen retail price of 40 SEK per kg, which is the projected retail price for the transportation sector. The demand today is however limited but is expected to grow fast in the near future, especially within heavy transportation. Another limiting factor for hydrogen production showed to be the availability of storage space, as hydrogen gas even at pressures up to 200 bar require large volumes.  Power-to-power for frequency regulation was found to not be economically justifiable as the revenue for providing grid services could not outweigh the high investment costs for any of the simulated years. This resulted in a high levelized cost of energy at over 3000 SEK per MWh which was mostly due to the low capacity factor of the power-to-power system.  Finally, green hydrogen has the potential of replacing fossil fuels in sectors that is difficult to reach with electricity, for example long-haul road transport or the shipping industry. Therefore, green hydrogen production in large scale could help decarbonize many of society’s fossil-heavy segments. By also serving as a grid-balancer, hydrogen production in a power-to-gas process has the potential of becoming an important part of a renewable energy system. / Energiomställningen som äger rum i olika delar av världen kommer att ha många effekter på de nuvarande energisystemen eftersom en ökande mängd väderberoende kraftproduktion installeras varje år. I Sverige, precis som många andra länder, kommer detta att medföra både utmaningar och möjligheter för dagens energiproducenter. Utmaningar som kan uppstå tillsammans med en alltmer fluktuerande elproduktion inkluderar både kraftunderskott vid vissa tider och regioner men också timmar av överproduktion som kan få elpriserna att sjunka avsevärt. Sådana utmaningar måste mötas av både planerbar kraftproduktion och dynamisk konsumtion. Omvänt kan aktörer som är beredda att anpassa sig till det nya klimatet genom att implementera ny teknik eller innovativa affärsmodeller dra nytta av övergången till ett helt förnybart energisystem.  Denna rapport utvärderar den tekno-ekonomiska potentialen för produktion av grön vätgas vid ett kraftvärmeverk med målet att ge beslutsstöd till en fjärrvärme- och elproducent i Sverige. Det var i företagets intresse att undersöka hur vätgasproduktion kan bidra till att sänka produktionskostnaden för fjärrvärme samt bidra till att minska växthusgaser.  I projektet utvärderades två separata affärsmodeller: Power-to-gas och Power-to-power baserat på teknisk och ekonomisk prestanda samt miljöpåverkan. För att kunna göra detta utvecklades en matematisk modell i Python av kraftvärmeverket och vätgassystemen som optimerar driften baserat på kostnader. Affärsmodellerna simulerades sedan för två olika års elpriser för att undersöka modellens prestanda i olika typer av elmarknader.  De viktigaste slutsatserna i studien visar att Power-to-gas redan kan vara lönsamt till ett vätgaspris på 40 SEK per kg, vilket är det förväntade marknadspriset på grön vätgas for transportsektorn. Efterfrågan är idag begränsad men förväntas växa snabbt inom en snar framtid, särskilt inom tung transport. En annan begränsande faktor för vätgasproduktion visade sig vara tillgången på lagringsutrymme, eftersom vätgas även vid tryck upp till 200 bar kräver stora volymer.  Power-to-power för frekvensreglering visade sig inte vara ekonomiskt försvarbart, eftersom intäkterna för att tillhandahålla nättjänster inte kunde uppväga de höga investeringskostnaderna under några av de simulerade åren. Detta resulterade i en hög LCOE på över 3000 SEK per MWh, vilket främst berodde på Power-to-power-systemets låga utnyttjandegrad.  Slutligen kan det sägas att grön vätgas har stor potential att ersätta fossila bränslen i sektorer som är svåra att elektrifiera, exempelvis tunga vägtransporter eller sjöfart. Därför kan storskalig grön vätgasproduktion hjälpa till att dekarbonisera många av samhällets fossiltunga segment. Genom att dessutom fungera som balansering har väteproduktion i en Power-to-gas-process potential att bli en viktig del av ett system med stor andel förnybar energi.

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.