E.ON har satt som mål att leverera 100% förnybar och återvunnen energi år 2025. På E.ON:s kraftvärmeverk Händelö i Norrköping måste då den koldrivna Panna 12, men även den biodrivna Panna 11 ersättas med en ny typ av förnybar och återvunnen lösning som ska producera värme. En lösning som diskuteras på E.ON är att ersätta dessa två pannor med en biohetvattenpanna, Panna 16. I Händelöområdet finns dock en del verksamheter med restflöden i form av överskottsvärme som i nuläget inte tas vara på. Genom utnyttjande av överskottsvärme kan växthuseffekten minskas och det nationella energisystemet effektiviseras. En ytterligare lösning skulle därför kunna vara att ersätta pannorna med en energilösning som utnyttjar överskottsvärme och med hjälp av värmepump producerar värme. Syftet med det här projektet har därför varit att undersöka möjligheterna för en framtida energilösning med värmepump och hur den kan användas i samverkan med Händelöverket för att minska investerings-och marginalkostnaderna för värmeproduktionen till Norrköpings fjärrvärmenät. Målet med projektet har därför varit att ta fram en modell i modelleringsverktyget reMind och VBA Excel som kan beräkna lönsamheten för den framtida värmepumpslösningen gentemot den nya Panna 16 med olika scenarier för elpriser. Under projektet har en dimensionering av en kompressordriven värmepump utförts för att ta reda på de tekniska och driftmässiga förutsättningarna för en värmepump. Sedan har olika modeller gjorts i reMind och VBA Excel för en kompressordriven värmepump och en absorptionsvärmepump. Absorptionsvärmepumpen har inte dimensionerats under projektet, utan där har olika värden relaterade till de tekniska-och driftmässiga förutsättningarna erhållits från en värmepumpsleverantör. Resultatet visar att en energilösning med absorptionsvärmepump är betydligt mer lönsam än en lösning med enbart Panna 16. Absorptionsvärmepumpen blev 30 – 42 MSEK billigare i investering gentemot Panna 16. Dessutom blev absorptionsvärmepumpen 79 – 102 MSEK mer lönsam med en ekonomisk livslängd på 20 för de olika elprisscenarierna. Totalt sett blev det en lönsamhet på ca 110 – 140 MSEK gentemot Panna 16. Den kompressordrivna värmepumpen blev å andra sidan inte lönsam i jämförelse med Panna 16. Investeringskostnaden för den kompressordrivna värmepumpen blev 14 – 24 MSEK dyrare än Panna 16:s motsvarande investeringskostnad och skillnaden i marginalkostnad hamnade endast i intervallet 0 – 5 MSEK med olika elprisscenarion. Slutsatsen blev att E.ON ska fortsätta att utreda möjligheterna med att eventuellt investera i en absorptionsvärmepump. För den kompressordrivna värmepumpen anses det dock inte vara värt att undersöka vidare. / E.ON has set a goal to deliver 100% renewable and recycled energy year 2025. To achieve this goal at E.ON’s combined heat-and power plant, Händelö in Norrköping, the coal driven Boiler 12 and the biofuel driven Boiler 11 must be replaced with a new renewable and recycled solution to produce heat. A solution that is being discussed at E.ON is replacing these two boilers with a single heat water boiler, Boiler 16 which will be producing heat. In the Händelö area there are some enterprises with residual flows in form of excess heat that is not being used today. By using the excess heat, the greenhouse emissions can be reduced and the national energy system can become more efficient. Another solution is therefore replacing the boilers with an energy solution that uses the excess heat and with the help of a heat pump producing heat. The aim of this project has been to investigate the possibilities of a future energy solution with heat pump and how it can be used in cooperation with the Händelö plant to decrease the investment-and marginal costs of the heat production to the district heating network of Norrköping. The objective of this project has therefore been, creating a model in the modelling tool remind and VBA Excel that can calculate the profitability of the future heat pump solution in comparison to the new Boiler 16 with different scenarios of the electricity price. A dimensioning of a compressor heat pump has been performed to investigate the technical-and operation qualifications for a heat pump. Furthermore, different models have been created in remind and VBA Excel for a compressor heat pump and an absorptions heat pump. The absorption heat pump has not been dimensioned, a heat pump supplier has provided different values based on the technical- and operating qualifications. The result shows that an energy solution with an absorption heat pump is considerably more profitable than a solution consisting of a single Boiler 16. The investment cost of an absorption heat pump became 30 – 42 MSEK cheaper than the corresponding investment cost for the Boiler 16. In addition, the marginal cost of the absorption heat pump became 79 -102 MSEK more profitable than Boiler 16’s marginal cost considering an economical life span of 20 years and different electricity price scenarios. The total profitability of the absorption heat pump became 110 – 140 MSEK. The compressor heat pump did not become profitable in comparison to Boiler 16. The investment cost for the compressor heat pump became 14 – 24 MSEK more expensive than the corresponding investment cost of Boiler 16 and the marginal cost was only 0 – 5 MSEK less expensive than considering different electricity price scenarios. The conclusion of the project is that E.ON should continue investigating the possibilities of investing in an absorption heat pump. The compressor heat pump is not considered being worth investigating further.

Sverige har ett av de mest utvecklade fjärrvärmenäten i världen. För att försörja privatpersoner, företag och industrier med energi genom detta nät förbrändes cirka 7,5 miljoner ton avfall i svenska kraftvärmeverk under 2017. Detta innebär ett omfattande arbete för dessa kraftvärmeverk för att tillse att rätt mängd avfall budgeteras för och förbränns. Särskilt eftersom oönskade lagernivåer får ekonomiska konsekvenser och efterfrågad energi i hög utsträckning styrs av väderförhållanden. Genom en kvalitativ metod syftar denna studie att undersöka hur svenska kraftvärmeverk arbetar för att uppnå optimerad lagernivå. Med inspiration från Wu’s (2007) teoretiska modell för socialt kapital och konkurrenskraft utvecklas en analysmodell för att svara på studiens syfte och forskningsfråga. En flerfallstudie genomförs på tre stycken svenska kraftvärmeverk med varierande storlek och geografisk placering för att ge en heterogen bild av marknaden. Resultatet visar att ett utvecklat socialt kapital, en väl fungerande försörjningskedja och vedertagna rutiner vid osäkra förhållanden gentemot utbytespartners hjälper svenska kraftvärmeverk att uppnå en optimerad lagernivå. Studien föreslår att en högre grad av informationsdelning kraftvärmeverk emellan möjligtvis hade effektiviserat arbetet än mer.

För att möjliggöra att Helsingborgs stad uppnår målet om klimatneutralitet till år 2030 har Öresundskraft beslutat att implementera en CCS-anläggning vid ett avfallseldat kraftvärmeverk i Helsingborg som idag står för ungefär 19 % av de direkta utsläppen i Helsingborg. Innan Öresundskraft planerar att påbörja byggnationen är det av intresse att undersöka klimatpåverkan för livscykeln för att förstå nettoeffekten av klimatnyttan som CCS-anläggningen skapar. Syftet med examensarbetet är följaktligen att undersöka klimatpåverkan för byggnation och drift av CCS-anläggningen samt klimatpåverkan för transport och geologisk förvaring av den avskilda koldioxiden. Klimatpåverkan för byggnation av anläggningen utfördes enligt ett bokföringsperspektiv där beräkningar genomfördes i Excel med klimatdata för respektive material som erhölls från digitala klimatdatabaser. Klimatpåverkan för driften av anläggningen samt nedströms delprocesser utfördes både enligt ett bokföringsperspektiv och ett konsekvensperspektiv. Då klimatpåverkan beräknades användes ett kvantifieringsverktyg baserat på livscykelmetodik som var framtaget i Excel. Genom en litteraturstudie kunde efterfrågad indata och redan tillgänglig data sammanställas och matas in i verktyget. Efter att modifieringar genomförts i verktyget kunde energianvändning och klimatpåverkan för driften undersökas för ett driftår och för anläggningens livstid. Resultatet visade att byggnationen av CCS-anläggningen står för ungefär 2 % av den totala klimatpåverkan under anläggningens livstid och uppgår till ungefär 8,9 kton CO2e. CCS-anläggningen behöver vara i drift i 30 dygn för att klimatpåverkan som byggnationen står för ska hinna kompenseras för. CCS-anläggningen kommer under sin livstid ge upphov till en total klimatpåverkan mellan 439 ton CO2e och 511 ton CO2e medan ungefär 2,5 miljoner ton biogen koldioxid kommer att geologiskt förvaras under samma period. Detta innebär att anläggningens totala klimatpåverkan netto uppgår till ungefär -2 miljoner ton CO2e. Eftersom driften av CCS-anläggningen kräver el får detta konsekvensen att andra producenter i elnätet behöver öka sin produktion för att både kompensera för den minskade exporten av el från Filbornaverket men även för att kompensera för elanvändningen i hamn och vid injektion till geologisk förvaring. Den totala klimatpåverkan för denna elproduktion står årligen för ungefär 42 kton CO2e och totalt efter 25 driftår för ungefär 1 miljon ton CO2e. Eftersom den totala klimatpåverkan för CCS-anläggningen är lägre än mängden biogen koldioxid som avskiljs och geologiskt förvaras bidrar anläggningen till att minska utsläppen av växthusgaser i Helsingborgs stad. Däremot motsvarar inte mängden avskild biogen koldioxid den mängd utsläpp av växthusgaser som årligen sker i Helsingborg. På grund av detta kommer implementeringen av en CCS-anläggning inte vara en tillräckligt stor åtgärd för att Helsingborgs stad ska uppnå målet om klimatneutralitet till året 2030 och således krävs även andra utsläppsminskande åtgärder för att klimatmålet ska uppnås. / In order to enable the city of Helsingborg to achieve the goal of climate neutrality by the year 2030, Öresundskraft has decided to implement a CCS plant at a waste-fired cogeneration plant in Helsingborg, which today accounts for approximately 19 % of the direct emissions in Helsingborg. Before Öresundskraft plans to start construction, it is of interest to investigate the climate impact for the life cycle to understand the net effect of the climate benefit that the CCS plant creates. The purpose of the thesis is therefore to investigate the climate impact for the construction and operation of the CCS facility as well as the climate impact for transport and geological storage of the separated carbon dioxide. The climate impact for construction of the facility was carried out according to an accounting perspective where calculations were carried out in Excel with climate data for the respective materials obtained from digital climate databases. The climate impact for the operation of the plant and downstream sub-processes was carried out both from an accounting perspective and a consequence perspective. When the climate impact was calculated, a quantification tool based on life cycle methodology was used, which was developed in Excel. Through a literature study, requested input data and already available data could be compiled and entered into the tool. After modifications were carried out in the tool, the energy use and climate impact of the operation could be examined for one year of operation and for the lifetime of the facility. The result showed that the construction of the CCS facility accounts for approximately 2 % of the total climate impact during the lifetime of the facility and amounts to approximately 8.9 kton CO2e. The CCS facility needs to be in operation for 30 days in order to compensate for the climate impact that the building is responsible for. The CCS facility will during its lifetime give rise to a total climate impact of between 439 ton CO2e and 511 ton CO2e, while approximately 2.5 million ton of biogenic carbon dioxide will be geologically stored during the same period. This means that the plant’s total net climate impact amounts to approximately minus 2 million ton CO2e. Since the operation of the CCS plant requires electricity, this has the consequence that other producers in the electricity grid need to increase their production to both compensate for the reduced export of electricity from the Filbornaverket but also to compensate for the use of electricity in the port and when injecting into geological storage. The total climate impact for this electricity production accounts annually for approximately 42 kton CO2e and in total after 25 years of operation for approximately 1 million ton CO2e. Since the total climate impact of the CCS facility is lower than the amount of biogenic carbon dioxide that is separated and geologically stored, the facility contributes to reducing the emissions of greenhouse gases in the city of Helsingborg. However, the amount of separated biogenic carbon dioxide does not correspond to the amount of greenhouse gas emissions that occur annually in Helsingborg. Because of this, the implementation of a CCS facility will not be a large enough measure for the city of Helsingborg to achieve the goal of climate neutrality by the year 2030, and thus other emission-reducing measures are also required for the climate goal to be achieved.

Värtaverkets kraftvärmeverk 8 (KVV8) driftsattes 2016 och är ett av världens största biobränslebaserade kraftvärmeverk. Verket tar till vara på energi ur restprodukter från skogsindustrin och pannan på KVV8 har en ångeffekt på 345 MW. Till ångeffekten kan ytterligare 100 MW värme adderas tack vare rökgaskondenseringen. Rökgaskondenseringsanläggningen är därmed en viktig del av värmeproduktionen på KVV8. I anslutande kondensatreningsanläggning renas rökgaskondensatet och på så vis tillförs vattenångcykeln nytt processvatten. Kondensatreningsanläggningen på KVV8 är baserad på membranteknik vilken har många fördelar, exempelvis hög verkningsgrad. En nackdel är att tekniken är känslig för igensättningar. I vattensystem finns alltid mikroorganismer, vilka kan skapa stora driftmässiga problem vid bildandet av biofilm. Vid driftsättning av KVV8 uppstod problem med igensättningar av membran i kondensatreningen orsakade av mikroorganismer. För att få bukt medproblemen rengjordes rökgaskondenseringssystemet vid driftstopp och natriumhypoklorit doserades kontinuerligt till både rökgaskondensor och uppfuktare. Åtgärderna gav inte önskad effekt då driftproblemen bestod under hela driftsäsongenvåren 2016. Orsaken till problemen ansågs vara rökgaskondenseringsanläggningen och främst uppfuktaren. Trots att problemet är relativt utbrett bland Sveriges kraftvärmeverk har få studier gjorts på ämnet. Arbetet har utförts på uppdrag av AB Fortum Värme Värtaverket under hösten 2016. Syftet med arbetet har varit att undersöka uppfuktarens inverkan på mikrobiologiskaktivitet i rökgaskondenseringssystem och även att beskriva kemiska, driftmässiga samt konstruktionsmässiga metoder för att minimera problemen. KVV8 är konstruerad för att använda förbränningsluft från bränslelagret, vilken skulle kunna ha en inverkan på mikrobiologisk aktivitet. Under hösten 2016 användes förbränningsluft från pannhuset för att studera hur val av förbränningsluft påverkade problemen. Uppfuktarens inverkan på mikrobiologisk aktivitet har studerats genom att analysera ett antal utvalda driftparametrar och mikrobiologiska vattenprover. Driftparametrarna som har analyserats är följande: • Uppfuktningsgrad• Val av förbränningsluft (pannhusluft/bränslelagerluft)• Ångeffekt (laständring)• Val av bränsle• Dosering av natriumhypoklorit• Flöde av kondensat till kondensatrening• Temperaturer på rökgas, förbränningsluft och rökgaskondensat• Fukthalt och syrgashalt i rökgaser Analysen visade att den mikrobiologiska aktiviteten var låg under perioden då arbetet utfördes. Därmed var möjligheterna att hitta samband mellan driftparametrar och mikrobiologiska provsvar begränsade. Av denna anledning jämfördes även driftförhållanden mellan en period då problemen var omfattande och en period utan problem. De tre största driftskillnaderna mellan perioderna var: förbränningsluft, dosering av natriumhypoklorit och ångeffekt/laständring. Det är troligt att skillnaden i mikrobiologisk aktivitet beror på någon av dessa driftskillnader. Driftproblemen var omfattande när förbränningsluft från bränslelagret användes, doseringen av natriumhypoklorit var lägre och laständringarna mer frekventa. För att kunna avgöra hur stor inverkan valet av förbränningsluft har, bör studien fortgå med förbränningsluft från bränslelagret samtidigt som övriga driftparametrar hålls relativt konstanta. Mikrobiologisk tillväxt har inte kunnat knytas till uppfuktningsgraden. Valet av förbränningsluft och doseringen av natriumhypoklorit har dock en direkt inverkan på miljön i uppfuktaren. Därmed kan inte den mikrobiologiska aktiviteten i systemet anses oberoende av uppfuktaren trots att uppfuktningsgraden inte har kunnat knytas till problemet. I rapporten beskrivs och diskuteras nio olika bekämpningsmetoder av mikroorganismer med avseende på verkningsgrad, ekonomi och miljömässig påverkan. Bekämpningsmetoderna som utvärderats är klor, UV, klordioxid, ozon, brom, perättiksyra, Kuriverter IK 110 och nanomaterial. Att hitta en ideal metod är svårt då den helst ska vara selektiv, miljövänlig och samtidigt ge en god effektivitet. Ett stort problem med många metoder är att desinfektionsbiprodukter bildas vid oxidationen. I vilken utsträckning dessa bildas beror på val av metod och vattnets sammansättning. Vilken metod som är mest effektiv beror också på vattnetssammansättning, men även på typ av mikroorganism. Därav analyserades rökgaskondensatets sammansättning. Studien visade att rökgaskondensatet var tillräckligt rent då alla jämförbara värdena, förutom ammonium och nitrit, understeg rekommenderade gränsvärden för dricksvatten. Rökgaskondensatet håller därmed en tillräckligt hög kvalitet för att alla metoder som diskuterats kan övervägas för KVV8. Ingen av de analyserade metoderna är dock riskfria ur ett miljömässigt perspektiv och ingen av metoderna kan sägas ge en högre effektivitet på KVV8 utan vidare studier. / Värtaverkets combined heat and power plant 8 (CHP 8) was put into operation in 2016 and is one of the largest bio fuelled CHPs in the world. The plant makes use of energy in waste products from the forest industry and the steam capacity of the boiler at CHP 8 is 345 MW. The flue gas condensation system adds another 100 MW heat to CHP 8:s capacity. Flue gas condensation is therefore an essential part of the heat production at CHP 8. In the acceding water treatment plant the flue gas condensate is purified and thus provides the water-steam cycle with new water. The water treatment plant is based on membrane technology, which has many advantages, for example high efficiency. One disadvantage with membrane technology is that it is sensitive to fouling. Microorganisms are always present in water systems and they create biofilm, therefore they are prone to cause operational problems. When CHP 8 was put into operation problems arose with fouling of membranes caused by microorganisms. To overcome the problems the system was cleaned and sodium hypochlorite was added to the system continuously. The flue gas condensation system, and especially the humidifier, was considered to be the cause of the microbiological activity. Even though the problem is relatively widespread across CHPs in Sweden, very few studies have been made on the subject.   This thesis has been written on behalf of AB Fortum Värme Värtaverket during the autumn term of 2016. The aim of the work was to examine the impact of humidification on microbiological activity in flue gas condensation systems. The thesis also gives a description of chemical, operational and structural methods to minimize problems caused by microorganisms. CHP 8 is designed to use combustion air from the fuel stock, which may affect microbiological activity. For this reason, combustion air from the boiler was used instead of combustion air from the fuel stock during the autumn of 2016. Impact of humidification on microbiological activity has been studied by analysing selected operational parameters and microbiological water samples. The operational parameters that have been studied include the following:   • Degree of humidification • Combustion air (boiler/fuel stock) • Steam effect • Fuel • Dosage of sodium hypochlorite • Flow rates • Temperatures of flue gas, combustion air and flue gas condensate • Moisture content and oxygen content in the flue gas   The study showed that, when the thesis was conducted, the microbiological activity was low and thus the potential of finding a connection between operational parameters and microbiological test results were low. For this reason operational conditions were compared between the period with problems and the period without.   It is likely that the difference in microbiological activity derives from the difference in operational conditions. The three primary differences in operational conditions between the two periods was type of combustion air, dosage of sodium hypochlorite and operational continuity. The operational problems were comprehensive when combustion air from the fuel stock was used, dosage of sodium hypochlorite low and the operational continuity low. To determine how big impact type of combustion air has on microbiological activity the study has to continue with the same operational set but with combustion air from the fuel stock instead of the boiler.   The study has not been able to associate microbiological activity with degree of humidification. Nevertheless type of combustion air and dosage of sodium hypochlorite has an immediate impact on the environment in the humidifier and thus microbiological activity cannot be considered independent of humidification.   This thesis describes and discusses nine different disinfection methods with respect to efficiency, economy and environmental impact. The disinfection methods that have been studied are chlorine, UV, chlorine dioxide, ozone, bromine, per acetic acid, Kuriverter IK 110 and nano materials. It is difficult to find an ideal disinfection method since it needs to have good selectivity, be environmentally friendly and at the same time provide good efficiency. One problem associated with disinfection is that disinfection by-products are formed by oxidation. To what extend disinfection byproducts will be formed depends on the disinfection method and the composition of the water. The efficiency of the methods is also dependent on the composition of the water and also the type of microorganism. Therefore the flue gas condensate composition was examined. The study showed that the flue gas condensate was sufficiently clean since all analogue values, except ammonium and nitrite, was lower than recommended values for drinking water. Thus the flue gas condensate has a sufficiently high quality for all the above mentioned disinfection methods to be efficient. None of the disinfection methods discussed are safe from an environmental point of view. Therefore alternative methods should be evaluated for use in the long term.

The Swedish energy system is changing and two major events that are taking place are the phase out of nuclear power and the increase of wind power. The associated changes affect the electricity market and the electricity producers, including combined heat and power plants. This thesis evaluates the Swedish energy system of 2025 with focus on electricity spot prices. It also investigates how a combined heat and power plant might perform in the future, given certain changes in the electricity price. Six different scenarios are developed where the electricity price is modified according to findings with regards to the influence of wind- and nuclear power. A model of a combined heat and power plant and a district heating network is created in BoFiT. The scenarios are applied to the model and results are analyzed in terms of heat production, choice of operational mode, merit order and economical performance. Major findings show a more volatile electricity price in 2025. Low price hours (<100SEK/MWh) occur throughout the year, while high price hours (>640SEK/MWh) take place mostly during winter - the season during which the heat demand is at its peak. Results show that the developed electricity prices require much more regulation from the modelled power plant and that the power plant is more adapted to handling high price hours than low price hours. The district heating network is also affected by the volatile electricity prices, and more frequent and greater variations are observed in the merit order. This suggests that in the future, the electricity prices will need to be followed more actively, and that a strategy will need to be developed, allowing for quick adaptation to the prices - communication and cooperation between the different actors in the network will be needed. / Sveriges energisystem är i förändring där avvecklingen av kärnkraft och ökad implementering av vindkraft är i fokus. Konsekvenserna av dessa förändringar kommer påverka elmarknaden och därmed elproducenterna, bland dem kraftvärmeverk. Detta examensarbete utvärderar energisystemet i Sverige 2025 med fokus på elmarknaden. Arbetet undersöker också hur ett kraftvärmeverk kan prestera i framtiden baserat på förändringar i elpriset. Sex olika scenarios har utvecklats där elpriset har modifierats baserat på analysen av vind- och kärnkraftsutvecklingen i Sverige och dess påverkan på elpriset. Ytterligare skapas en modell av ett kraftvärmeverk och ett fjärrvärmenät i BoFiT. Scenarierna implementeras i modellen och resultat extraheras och analyseras baserat på värmeproduktion, val av driftläge, körordning i systemet samt ekonomisk prestanda. Resultaten visar främst att volatiliteten i elpriset ökar till 2025. Låga elpristimmar (<100SEK/MWh) visar sig inträffa under hela året medan höga elpristimmar(>640 SEK/MWh) dominerar under vintern - säsongen där efterfrågan på värme är som högst. Resultaten visar att det förväntade elpriset kräver högre reglering av det modellerade kraftvärmeverket och att anläggningen idag är anpassad för att hantera framförallt höga elpriser men inte låga elpriser. Även fjärrvärmenätet i sig påverkas av volatilitet i elpriserna och mer frekventa och större variationer observeras i körordningen. Detta antyder att elpriserna i framtiden måste följas mer aktivt och att en strategi, som möjliggör snabb reglering för anpassning av elpriserna, måste utvecklas. Kommunikation och samarbete mellan parterna i fjärrvärmesystemet kommer därmed vara av hög betydelse.

Increased carbon dioxide in the atmosphere has raised the attention to Carbon Capture and Storage (CCS). Stockholm Exergi is a company conducting research on CCS and bio-CCS, a form of CCS where biogenic CO2 is captured. This master thesis analyzed the possibilities to implement CCS and bio-CCS at Högdalenverket, one of Stockholm Exergi’s combined heat and power plant with waste incineration. The aim was to investigate advantages and disadvantages with different carbon capture technologies (CC technologies) considering technical, economical, and energy related aspects. Industrial and household waste are incinerated in four boilers at Högdalenverket. Two cases were analyzed, one case with all boilers connected to the CC technology and one case with the boiler with the highest degree of CO2 emission connected. The CC technologies taken into consideration were amine technology, Hot Potassium Carbonates (HPC), Compact Carbon Capture (3C), and Svante. Amine technology and HPC use chemical absorption in static columns. The Amine technology is the most investigated and used one. It uses temperature swing absorption with amines as absorbent. HPC uses pressure swing absorption with potassium carbonate as absorbent. The remaining two are new process intensified technologies. 3C uses rotating packed beds and absorbs CO2 chemically using, most commonly, amines. Svante also uses a rotating technique by chemically adsorbing CO2 with nanomaterial as the solid adsorbent. All CC technologies need steam to regenerate CO2. The steam was assumed to be extracted from the existing steam network at Högdalenverket with a pressure and temperature of 36 bar and 400 degrees. The method used in the study was mainly literature review with peer reviewed articles regarding CCS as base. It was of importance to analyze how the flue gases could affect the CC technologies since the waste has an inhomogeneous composition. The flue gas composition was compiled using external and internal measurements from 2019 and 2020. Furthermore, energy and power calculations were performed to investigate how the heat and electricity delivery would be affected if the different CC technologies were implemented. Moreover, economic calculations regarding the cost for heat and electricity were carried out. Two interviews were also conducted, one with a CCS consultant company and one with internal staff at Högdalenverket. According to the literature review, O2, SO2, and NO2 appeared to be the pollutants causing highest risk of solvent degradation in the flue gases. The high O2 content at Högdalenverket could cause oxidative degradation, especially in amine technology. The SO2 and NO2 content in the flue gases was mainly low and would therefore not significantly affect the technologies. Peeks with high content did however occur and amines, especially within the amine technology, could form toxic and cancerogenic nitrosamines with NO2 which should not be released to the atmosphere. The flue gas composition proved not to be the limiting factor for implementation of CC technology on all incinerators. However, it is costly and complex to handle the variations in flue gas flow which can occur when all boilers are used. The technologies showed high need of heat and electricity which would result in significant reductions in delivery from Högdalenverket. The need of heat and electricity would in turn lead to high operating costs. The Amine technology showed the greatest influence on the heat delivery due to the significant steam requirement to regenerate CO2. HPC showed extreme influence on the delivery of electricity due to the flue gas compression needed in pressure swing processes. Both technologies consist of high columns with significant degree of land use which would be difficult to implement within the limited area at Högdalenverket. As a result of these aspects, HPC and Amine technology are not considered to be suitable technologies to implement at Högdalenverket. However, the master thesis presented measures for energy saving that should be considered before excluding the technologies. One energy saving measure is to find the optimal heat recovery, for example by pinch-analysis. Moreover, composition, concentration, and flowrate of the absorbent can be analyzed. In addition, higher columns are associated with lower need of energy. Finally, modifications of the capture process can be investigated, and one example is to split the flow of the absorbent into two streams into the columns. 3C and Svante are compact technologies that require less land and have potential to fit at more locations at Högdalenverket. The compact design also leads to 50 percent less investments costs compared to the other two technologies. Moreover, these technologies are presented as more resistant against degradation of sorbents, and both requires less energy to regenerate CO2. These technologies are therefore more suitable for implementation at Högdalenverket. A drawback is that they are not yet commercially developed, they are only located at 6-7 at the TRL-scale. TRL stands for Technology Readiness Level and implies how developed the technology is. The scale ranges from one to nine where nine means that the technology is commercially developed. Today, there are no economic incentives for the biogenic part of the CO2 emissions. However, there are investigations ongoing to create a market and economic incentives for the bio-genic part, one of the suggestions is reversed auctions. It is important to investigate methods to reduce the technologies need of heat and electricity, e.g., by finding other ways to extract steam instead of using steam with high exergy. Reducing the need of energy is important in the view of cost reduction, but also to avoid potential transfer of emissions to fossil CO2 generating production. The losses of heat and electricity generation that occur when implementing a CC technology need to be replaced. This replacement could end up being production from fossil fuels if no other options are available. Another aspect that needs to be considered is the suitability of using amines to a greater extent since it could cause serious environmental and health issues.

På grund av det stundande ökade elektricitetsbehovet vill Växjö Energi AB utreda möjligheter för utökad kapacitet för elektricitetsproduktion i samband med att ett av deras befintliga kraftvärmeblock börjar nå sin livslängd. En av de tekniker som Växjö Energi, genom detta examensarbete, granskar är Biomass fired Top Cycle. Denna teknik står företaget Phoenix BioPower AB för, där tekniken är specifikt inriktad på att kunna få ut ett högre elutbyte än vad befintliga kraftvärmeverk kan idag. Genom två olika scenarion, där ett Biomass fired Top Cycle block ingår, jämför arbetet bränsleförbrukning, värme- och elproduktion emot VEAB:s befintliga anläggning under ett år. I Scenario 1 var BTC-blocket i drift självt under sommarperioden, medan det i scenario 2 var avstängt och SV3 istället var i drift. Resultatet för de två scenariona visade på en stor ökning för elektricitetsproduktionen, men också en ökning för bränsleförbrukningen. Utifrån elektricitetsproduktionen och bränsleförbrukningen analyserades intäkter och kostnader för ett exempel år 2022. Arbetet konstaterar att välja mellan hög elektricitetsproduktion alternativt hög bränsleförbrukning är en komplex fråga, där både faktorer så som tillgänglighet på biomassa och världens energiläge läggs till.

Cuba’s government has set a goal to generate 24 percent of the country’s electricity from renewable sources by 2030. The country’s many sugar mills have been identified as key contributors to reach this goal as their cogeneration units have the potential to significantly increase Cuba’s electricity production from biomass by upgrading them to bioelectric plants. This study evaluates the feasibility of upgrading the cogeneration unit of George Washington sugar mill in the province of Villa Clara, Cuba. An energy balance of the proposed upgraded scheme is done to deduce its feasibility from an energy perspective. To deduce the project’s feasibility from a financial standpoint its net present value (NPV), internal rate of return (IRR), discounted payback period (DPP) and levelized cost of energy (LCOE) are calculated. The spared CO2 emissions by integrating more biopower in the Cuban electricity system are calculated from the avoided burning of diesel for electricity production. The impact on Cuba’s energy independence is quantified by calculating the avoided diesel imports. The NPV of the proposed scheme is 64.9 MUSD, the IRR is 25.6 percent which is significantly higher than the set discount rate of 6.5 percent, the DPP is 5.3 years and the LCOE is 0.0533 USD/kWh which is lower than the maximum LCOE set by AZCUBA to 0.14 USD/kWh. The avoided CO2 emissions and imported diesel are estimated to be 110,173 tonnes CO2 and 36,724 tonnes diesel each year, respectively. These indicators suggest that the upgrade of George Washington’s cogeneration unit is feasible.​ / Kubas regering har satt som mål att generera 24 procent av landets elektricitet från förnyelsebara källor till år 2030. Landets många sockerbruk har identifierats som nyckelaktörer för att nå detta mål då sockerbrukens kraftvärmeenhet har potential att öka Kubas elproduktion från biomassa genom att uppgradera dem till bioelektriska kraftverk. Denna studie utvärderar möjligheten att uppgradera kraftvärmeenheten på sockerbruket George Washington i provinsen Villa Clara, Kuba. Först görs en energibalans på det föreslagna uppgraderade systemet för att utläsa dess genomförbarhet ur ett energiperspektiv. För att utvärdera projektets genomförbarhet ur ett finansiellt perspektiv beräknas investeringens nettonuvärde (NPV), interna avkastningsgrad (IRR), diskonterade återbetalningstid (DPP) och energiproduktionskostnad (LCOE). De undvikta CO2 utsläppen genom integrering av mer biokraft i det kubanska elsystemet beräknas från den uteblivna förbränningen av diesel för elproduktion i landet. Effekterna på Kubas energioberoende kvantifieras genom att man beräknar den minskade dieselimporten. NPV i det föreslagna uppgraderade systemet är 64,9 MUSD, IRR är 25,6 procent vilket är betydligt högre än den fastställda diskonteringsräntan på 6,5 procent, DPP är 5,3 år och LCOE är 0,0533 USD/kWh vilket är lägre än det maximala LCOE som fastställts av AZCUBA till 0,14 USD/kWh. De uteblivna CO2-utsläppen och minskningen av importerad diesel beräknas uppgå till 110 173 ton CO2 respektive 36 724 ton diesel varje år. Dessa indikatorer tyder på att uppgraderingen av George Washingtons kraftvärmeenhet är genomförbar.​

På det kommunalägda energiföretaget Sala Heby Energi AB pågår arbetet med att konvertera styrningen av en värmepanna från relästyrning och analog övervakning till digital styrning med PLC. Inom ramarna för detta examensarbete studeras tre specifika delar av denna konvertering: en teoretisk studie med syfte att kartlägga fördelar och nackdelar med konverteringen, en undersökning huruvida det finns möjlighet att förbättra en-skilda styrfunktioner i samband med konverteringen och upprättande av ett principschema eller översiktsbild över värmepannan som ska fungera som underlag till dess implementering i kraftvärmeverkets SCADA-system. En fördel med relästyrningen är att den kan vara kostnadseffektiv för att klara enskilda enkla styruppgifter. Dock, överlag och i synnerhet för styrning av större mer komplexa processer talar det mesta till den digitala styrningens fördel. Detta i form av kostnadseffektivitet för större system, möjligheter till mer effektiv larmhantering och möjligheten till loggning av driftdata. Två enskilda funktioner studeras: reglering av värmepannans siktskärm i förhållande till ångdomstrycket och styrning för bränslehanteringen. För reglering av siktskärmens höjd jämförs två alter-nativ med hjälp av simuleringar i Simulink. Konventionell PID-reglering jämförs mot en egenkonstruerad fuzzy-regulator. Mycket på grund av en bristfälligt underbyggd modellering av processen går inte fuzzy-regulatorns eventuella fördelar mot PID-regulatorn att fastställa. Framtida studier av fuzzy-regulatorn skulle potentiellt kunna ändra på detta förhållande. Vidare diskuteras styrningen av funktioner i bränslehantering och då främst autentisering av chaufförer som ska bränslefylla. För att de ska få tillgång till bränslehanteringens funktioner när kraftvärmeverket är obemannat föreslås det en lösning med nyckelbrytare för att aktivera aktuella styrfunktioner. Slutligen tas en ny digital översiktsbild fram över systemet för värmepannan. Denna innehåller mindre uppdateringar och anpassningar jämfört med två översiktsbilder som finns uppritade på de gamla styrskåpen. / At the municipality-owned energy company Sala Heby Energi AB work is underway to convert the control of a heating-pan from relay control and analog monitoring to digital control with PLC. Within the framework of this degree project, three specific parts of this conversion are studied: a theoretical study aimed at mapping the pros and cons of the conversion, an examination of the possibility of improving individual control functions in conjunction with the conversion and the establishment of a schematic diagram or overview of the heat boiler that will serve as a basis for its implementation in the SCADA-system of the combined power and heating plant. An advantage of relay control is that it can be cost-effective to handle individual simple control tasks. However, overall and in particular for controlling major more complex processes the benefits of digital control is large. This in terms of cost-effectiveness for larger systems, possibilities for more efficient alarm management and the ability to log operational data. Two individual functions are studied: control of the heating pans damper in relation to the steam pressure and fuel management control. To adjust the height of the damper, two control options are compared using Simulink simulations. Conventional PID control is com-pared to a self-configured fuzzy controller. Much due to a poorly substantiated modelling of the process, the fuzzy regulator's possible benefits to the PID regulator can not be determined. Future studies of the fuzzy regulator could potentially change this circumstance. Furthermore, the control of functions for the fuel management are discussed, mainly authorship of drivers who will fill fuel to the fuel storage. In order for them to have access to the fuel management functions when the combined power and heating plant is unmanned, a key switch solution is proposed to activate the control functions. Finally, a new digital overview picture is produced for the system of the heating pan. This contains minor up-dates and adjustments compared to two overview images depicted on the old control cabinets.

The EU energy efficiency directive is driving the EU member states to set ambitious goals to increase energy efficiency. Mälarenergi AB is one of the Swedish energy companies, affected by the directive, that have taken an active role in order to increase efficiency within their energy production. This study was initiated to perform energy analysis and find energy optimization measures in the systems attached to one of Mälarenergi’s CHP-units, called P5.The operating conditions of the bio fueled combined heat and power plant, P5, recently changed when the connected boiler, P4, was decided to be shut down. The two boilers shared turbine, steam, feed water, condensate and oil systems, and the operating conditions of these systems changed radically when the mass flow decreased as P4 was shut down. The changed operating conditions affects the efficiency and the performance of the plant. The changed mass flow affects the capacity demands, efficiency in components and the technical conditions of the plant.The general approach through this thesis and the used methodology is based on initial analysis of the system changes, review of the necessary functions in the system and identification of the differences between the needed functions and the existing system. Optimization potential were identified where there were large differences and as a final step, technical and economic feasibility of implementing identified optimization measures was analyzed. The results shows that feasible optimization potential is identified in removing pumps without adjustable speed drives from the system, installing adjustable speed drives to the warm condensate pumps, replacing the dilution water pumps and detaching the atomization steam tank for P4. The economic feasibility to invest in a new direct heater, better adjusted to the operating conditions of P5, is small but could be an option to Mälarenergi if the alternative production cost remains high. Without the already installed adjustable speed drives in Mälarenergi’s plant the efficiency of the operations would be much lower than what it is today and the optimization potential essentially larger. The efficiency potential in the plant increases further when the attached turbine, G4, is to be dismantled and the operating conditions changes again. More extensive simplifications and rearrangements of the system can be made to decrease the energy demand for operations with 745 MWh/year. / EU:s energieffektiviserings direktiv ställer hårda krav på företag i medlemsländerna att kartlägga och analysera energiförbrukning för att identifiera åtgärder för att öka effektivitet. Utöver detta så har Sverige ambitiösa mål om ökad energieffektivitet i samtliga sektorer. Att effektivisera energiproduktionsanläggningar för att hitta effektiviseringspotential är därför aktuellt för svenska energiproducenter. Mälarenergi är ett av de energiföretag som arbetar aktivt med att kartlägga och minska sin energiförbrukning. Studien har därför genomförts för att granska panna 5 i Västerås kraftvärmeverk, för att undersöka hur energieffektiviseringsåtgärder kan identifieras i kraftvärmeprocesser där driftförutsättningar och processer har förändrats. Panna 5 har flertalet gemensamma processer med en äldre panna i anläggningen, panna 4, vars drift har upphört och pannan ska läggas ner. Driftförhållandena i de tidigare gemensamma systemen för kondensat, matarvatten, kylning och olja har därför förändrats och massflöden i systemen minskat kraftigt. De förändrade förhållandena och massflödena påverkar kapacitetsbehovet i systemen, effektiviteten i flertalet komponenter samt de tekniska kraven som ställs på panna 5. Den största förändringen i systemet är de minskade massflödena. Flödet i kondensatsystemet har minskat från ca 100 kg/s till 45 kg/s. Samma förändring i matarvattensystemet då panna 4 kopplas bort, är från 160 kg/s till 50 kg/s. Studien visar att det finns energieffektiviseringspotential i att byta ut pumpar vars pumpdrift har påverkats kraftigt, upphöra med drift av pumpar utan frekvensstyrning, installera frekvensstyrning på pumpar där flöden varierar samt förenkla och ta bort överflödiga processer som inte nyttjas vid de nya förhållandena. Processerna kan också optimeras genom att investera i en ny direktvärmare bättre lämpad för panna 5, dock är lönsamhetskalkylen för denna svag och ytterligare bedömning krävs. Resultatet visar även att då turbinen till panna 5 är uttjänt och nedmonteras så kan processerna kring panna 5 förenklas ytterligare och optimeras så pass att 745 MWh el för drift av pannan kan sparas varje år. Generellt kan det konstaterats att även förvärmare, matarvattentank och värmeväxlare är överdimensionerade när flödet i systemet minskar, kostnads-och energibesparingen för att byta ut dessa komponenter är dock negativa, eftersom komponenterna själva inte förbrukar någon energi. Att ha för stora kapaciteter i värmeväxlare bör snarare ses som en möjlighet, att kartlägga kapacitetsbehovet underlättar dock underhållsplanering i systemet. Den generella metoden som användes i studien bygger på modellen att först kartlägga de genomförda förändringarna i systemen, fastställa funktionskraven i det nya systemet och därefter analyserna skillnaderna mellan de fastställda funktionskraven och den befintliga tekniken. Optimeringspotential kan därefter identifieras där dessa två skiljer sig till stor del. Därefter utvärderas optimeringsåtgärden genom kvantitativ analys och investeringskalkylering.