Det er i dag sterkt fokus på å bekjempe klimaendringer og for å nå internasjonale utslippsavtaler. I Norge har det nå kommet nye Tekniske Byggeforskrifter, TEK 07, som tar sikte på å redusere energibruken i bygninger med totalt 25 %, og at 40 % av oppvarmingsbehovet skal dekkes av alternative energikilder. Dette gjør bruk av fjernvarme til oppvarmingsformål stadig mer aktuelt, men betyr at fjernvarmeselskapene i teorien vil få solgt mindre mengde energi over året til hver abonnent. Denne oppgaven analyserer utvalgte forhold som kan påvirkes ved utbygging av et fjernvarmesystem. Dette er gjort ved noen generelle betraktninger, og gjennom eksemplifisering ved beregninger av pågående utbygging av fjernvarmesystemet i Klæbu. Økonomien i et fjernvarmesystem kan bedres gjennom å utnytte produsert energi på en best mulig måte, samtidig som investeringer og drift og vedlikehold av distribusjons-nettene sikrer høy kvaltitet over lengre tid. Det er derfor behov optimalisering av komponentene i fjernvarmesystemet. Det er viktig at abonnentsentralen utføres slik at den sikrer mest mulig effektiv varmeoverføring, og ut fra vurderinger gjort her vil dette best oppnås ved en systemløsning med direkte veksling av varmt tappevann. Sverige har innført standardisering og sertifisering abonnentsentraler, og har gjennom dette opplevd utvikling mot mer effektive sentraler. Forbedringer i distribusjonsnettet kan ut fra rapportens gjennomgang og vurderinger blant annet skje ved å benytte tvillingrør hvor dette er mulig, øke isolasjonen på enkeltrør og i større grad benytte fleksible rør i stikkledninger. Redusert oppvarmingsbehov vil føre til større betydning for riktig dimensjonering av tappevannvarmeveksleren. Gjennomgang av beregning av effektbehov for varmt tappevann indikerer at Normalreglementet for sanitæranlegg muligens ikke er tilstrekkelig, da det er uklart i forhold til tappevannstemperaturer og gir tilsynelatende noe overdimensjonering av nødvendig effektkapasitet på veksleren. Beregningseksempel for grenlending i Klæbu ga en sammenlagret effekt på 2173 kW som opptrådte kl 09. Sammenlagringsfaktoren ble beregnet til 0,977, som skyldes få bygninger med relativt likt forbruksmønster. Samtidighetsfaktoren ble beregnet til 1 for nesten alle bygningene. Beregninger for denne grenledningen viste videre en reduksjon i TEFs inntekter på omlag 300 000 kr med dagens brenselspris ved 30 % redusert behov for levert varme til aktuelle bygninger. Erfaring fra prosjekt med lavenergiboliger i Sverige viser at estimert framtidig energibehov er lavere enn reell utvikling, blant annet på grunn av endringer i abonnentenes varmebehov. Det er derfor usikkerhet knyttet til energibruken i bygninger etter innføring av TEK 07. Slik TEK 07 fremstår, legger den etter vurdering her ikke i tilstrekkelig grad til rette for bruk av alternative energikilder til oppvarmingsformål.

I Norge har antall småkraftverk knyttet til distribusjonsnettet økt kraftig de siste årene. Denne avhandlingen undersøker ulike stabilitetsproblemer som kan oppstå i distribusjonsnett med betydelig innslag av lokal kraftproduksjon tilknyttet kraftnettet. Det har blitt undersøkt om det er mulig å identifisere stabilitetsproblemer knyttet til nettkonfigurasjon, størrelsen på produksjonsenhetene, last eller andre karakteristiske egenskaper ved systemet. Videre er det undersøkt om regulatorinnstillinger vil være kritisk for systemets oppførsel eller om problemene er mer knyttet til treghetskonstantene til roterende masser. Kraftsystemsimuleringsprogrammet SIMPOW har blitt benyttet til lastflytanalyser og dynamiske analyser av to case. Case 1 omhandler Snåsa distribusjonsnett (NTE), der 5 småkraftverk er under utbygging, og case 2 tar forseg Breiava kraftverk (Lyse produksjon) der det oppstod effektpendlinger under idriftsettelsesprøvene av kraftverket. SIMPOW hadde ikke en modell for en spenningsregulator med mulighet for Var eller effektfaktor kontroll og det ble derfor valgt å etablere en datamodell for spenningsregulatoren DECS- 100 fra Basler Electrics til analysene i SIMPOW. Det var i første omgang polhjulsvinkelstabiliteten som ble studert i case 1 og case 2. Lineæranalyse ble benyttet for å undersøke om systemene var småsignalstabilt og til å undersøke hvordan ulike forsterkningsparametere i spenningsregulatoren og treghetskonstanten til generatoren påvirket stabiliteten til systemet. Det ble funnet at en økning i treghetskonstanten, H, til generatorene økte systemets kritiske klareringstid. En økning i H fører også til at maskinens elektromekaniske egenfrekvens reduseres. Hvordan forsterkinger i spenningsregulatoren påvirker stabiliteten til systemet vil variere fra system til system. I case 1 førte økning i forsterkningen til spenningsregulatoren til økt demping av systemet. I case 2 er en produksjonsenhet med relativt stor aktiv effektproduksjon koblet til hovedtransformator gjennom en lang linje. En økning i forsterking i spenningsregulatoren eller treghetskonstanten til synkrongeneratoren førte i dette tilfellet til at det oppstod stående effektpendlinger når systemet ble utsatt for en forstyrrelse. Det er grunn til å tro, ut ifra de analysene som er gjennomført, at høye maskinreaktanser i denne situasjonen hadde en negativ effekt på generatorens transiente stabilitet.

Det er behov for kraftutbygging i Norge på grunn av økende forbruk og tørrårsproblematikk. Ny kraftproduksjon basert på andre ressurser og økt overføringskapasitet til utlandet kan bedre forsyningssikkerheten og stabilisere kraftprisene. Det utredes i denne sammenheng muligheter for internasjonale kabelprosjekter og flere norske selskaper arbeider med å utvikle teknologi for bunnfaste og flytende vindturbiner. Potensialet for offshore vindkraft i norsk økonomisk sone er meget stort, men teknologien er umoden og dårlige rammevilkår i europeisk sammenheng hemmer utvikling og utbygging. De første prøveprosjektene for flytende vindkraft vil realiseres i løpet av 2009. I oppgaven utføres det en rekke simuleringer med en MATLAB-modell utviklet for å undersøke bedriftsøkonomisk lønnsomhet og sensitivitet til ulike offshore vindkraftprosjekter. Simulering av et prosjekt med 400 MW installert vindkraft tilkoblet dedikert kabel til Norge viser at nødvendig støtte må være en innmatingstariff på rundt 600 kr/MWh. Hvis vindkraftutbygger mottar produksjonsstøtte, må tillegget være i underkant av 400 kr/MWh med dagens kraftprisnivå. Det vil også bli mulig å koble offshore vindkraft til internasjonale forbindelser. Det er mange usikkerhetsmomenter knyttet til et slikt prosjekt. Derfor utføres det simuleringer med ulike forutsetninger for å illustrere konsekvenser av noen mulige utfall. En park med 400 MW installert vindkraft tilkoblet en forbindelse mellom Norge og Tyskland på 1000 MW blir undersøkt. Vindkraften i et slikt prosjekt viser seg å være ulønnsom med valgte forutsetninger og dagens norske støtteordning. Store inntekter på grunn av krafthandel fører allikevel til at prosjektet får en positiv nåverdi. Handelsinntektene er kun avhengig av prisforskjellen mellom områdene. Internasjonale kabelprosjekter er altså veldig lønnsomt under gitte forutsetninger. Beregningene viser at en 1000 MW kabel til Tyskland gir en netto nåverdi på om lag 5,7 milliarder kroner med 8 prosent diskonteringsrente og levetid på 25 år. I følge beregningene har kabelprosjektet positiv nåverdi selv om prisene i de to områdene jevner seg ut med om lag 50 prosent. Modellen viser at det kan være gunstig for en privat utbygger å inngå et samarbeid med Statnett som er systemansvarlig i Norge. Statnetts motivasjon for å inngå et samarbeid vil være deres berettigede del av handelsinntektene og en rekke positive samfunnsøkonomiske virkninger. En av simuleringene som er foretatt forutsetter at Statnett kompenserer for tapt støtte ved eksport av vindkraft til utland. Dersom det installeres 400 MW vindkraft og den private aktøren eier 40 prosent av kabelen blir nåverdien rundt 1,7 milliarder kroner. På grunn av kostnadsdelingen med Statnett er risikoen mindre. Vindkraftutbyggeren får i dette tilfellet en mindre andel av inntektene fra krafthandel. En eventuell prisutjevning mellom Tyskland og Norge vil dermed få mindre konsekvenser.

Denne masteroppgaven er skrevet i forbindelse med et pågående doktorgradsarbeid der det blant annet skal gjøres trykkpulsasjonsmålinger på det eksisterende løpehjulet ved Tokke kraftverk. Hensikten med denne trykkpulsasjonsmålingen vil være å teste om det foreslåtte måleoppsettet virker, og å skaffe måledata av eksisterende turbin. Disse dataene vil brukes som sammenligningsgrunnlag når det skal måles på det nye løpehulet som skal installeres på et senere tidspunkt. Resultatene fra arbeidet vil også bli brukt som et grunnlag for senere sammenligning av modell- og fullskalamålinger. Under måling vil det brukes en frittstående datalogger, (CompactRIO) som vil være plassert inne i løpehjulskonusen. Fra dataloggeren vil det gå ledninger ut til miniatyr-trykktransducere som vil være limt fast til løpehjulsskovlene. I forbindelse med dette har måleoppsettet blitt ferdigstilt slik at det kan fungere under testkjøring av turbinen. I hovedsak har dette arbeidet gått ut på å lage praktiske løsninger som gjør det mulig å montere måleoppsettet, samt å forhindre vannlekkasje inn til det elektriske utstyret. I oppgaveteksten var det planlagt gjennomføring av målinger ved Tokke Kraftverk under masterperioden. Dette ble det dessverre ikke gitt mulighet til, grunnet økonomiske årsaker. I stedet ble det, etter samtaler med veileder, valgt å fokusere på å ferdigstille måleoppsettet samt å lage all nødvendig programvare. I tillegg er det kjørt tester for å verifisere at måleoppsettet virker. Siden det viste seg vanskelig å bruke et eksisterende LabView-program, har all nødvendig programvare blitt programmert fra bunnen av. Den programmerte CompactRIO-kontrolleren fungerer på den måten at den ved gitte tidspunkt, som samsvarer med en på forhånd bestemt kjøreplan, vil logge data fra sensorene. Ved de samme tidspunktene vil det bli logget ledeskovlåpning og trykkforhold i sugerørskonusen. Det er også blitt laget verktøy for frekvensanalyse, som vil brukes til frekvensanalyse av de ulike måledataene. I oppgaven er det også gjort tester på programvaren og måleoppsettet. Det største problemet som dukket opp, var begrensninger ved hardwaren på CompactRIOen. Dette medfører at det ved jevne mellomrom må overføres data, og i disse periodene blir det ikke logget data fra sensorene. Rådataene skal frekvensanalyseres, og det er derfor laget et program som tar hensyn til loggepausene ved å legge inn kunstige loggpunkter, basert på snittverdier til hver sensor.

Oppgaven tar for seg mulige løsninger for pumpedrift i en utvidelse av Kvanndal kraftverk, for å ta vare på flomvann som går til overløp. I et normalår forsvinner mer enn 33 millioner m3 vann over dammen i Kvanndalsfoss. Med pumpedrift i Kvanndal vil dette vannet pumpes til Sandvatnet, for å nyttes til energiproduksjon først i Kvanndal og deretter i Suldal 2. I vårflommen blir tilsiget til Kvanndalsfoss stort, og selv om Kvanndal stanser produksjonen og turbinene i Suldal produserer for fullt, blir det ofte overløp. Kvanndal, med 40 MW installert effekt, og Suldal 2 med 150 MW installert effekt, vil som følge av en utvidelse kunne øke energiproduksjonen med omtrent 30 GWh i et år med normalflom. Oppgaven tar for seg følgende tre alternative løsninger for pumpedrift i Kvanndal, for å ta vare på energien i flomvannet: • A: Ombygging av eksisterende turbin, med nytt pumpeturbinhjul i eksisterende turbinhus. • B: Pumpeturbin i ny stasjonshall, med to mulige løsninger for vannveier. • C: Pumpe i egen hall, koblet på vannveiene til Kvanndal. Basert på fremtidig kraftpris og investeringskostnadene for alternativene blir lønnsomhetene funnet. For normalflom på 25 GWh får løsningene negative nåverdier, der pumpekraftverkløsningen tilkoblet eksisterende trykksjakt peker seg ut som beste løsning. Det drøftes usikkerheter i flom- og prisscenarioene, der kun små endringer vil gi lønnsomhet til en utvidelse med pumpeturbin i egen stasjonshall.

Denne oppgaven tar for seg lekkasje, spredning og fordamping av flytende naturgass (LNG) på vann, uten forbrenning. Det er sett nærmere på noen av de fysiske prosessene som ligger til grunn og hvordan disse vil kunne påvike hverandre. Det er foretatt en kort gjennomgang av tidligere eksperimenter med fordamping av LNG på vann. Et teoretisk grunnlag, som omhandler koking og spredning, samt grunnleggende sammenhenger for numeriske simuleringer, presenteres for å underbygge forståelsen. Det presenteres også korrelasjoner for å beregne konvektivt varmeovergangstall ved koking og spredning av LNG. Det er utarbeidet en numerisk modell for lekkasje, spredning og fordamping av LNG på vann, uten forbrenning. Denne er kalt LNGPOOL. Det er også gjort en modifikasjon av den eksisterende multikomponent væskedammodellen (MPM) i det numeriske simuleringsverktøyet Kameleon FireEx. Modifiseringen går ut på å implementere korrelasjoner slik at det konvektive varmeovergangstallet mellom underlaget og LNG endrer seg med sammensetningen. Basert på simuleringer med LNGPOOL og MPM konkluderes det med at man ved å anta at LNG koker i filmregimet vil underestimere den totale fordampingstiden for utslippet med 3-7 %. Simuleringene viser også at faktorer som er av betydning for varmeoverganger er vanntemperaturen og sammensetningen til LNG. En lavere vanntemperatur vil gi et lavere gjennomsnittlig varmeovergangstall fra underlaget, og også lavere fordampingsrate. Sammensetningen påvirket fordampingen i den retning at et økt metaninnhold gir økt fordamping. Resultatene fra simuleringene er ikke tilstrekkelig validert opp eksperimentell data, men det kan allikevel tyde på at man med LNGPOOL/MPM vil kunne oppnå realistiske avdampningsrater, gitt at antagelsene som ligger til grunn for modellene er oppfylt.

I denne masteroppgaven er klimakjøling i næringsbygg studert med mål om å komme frem til systemløsninger og anleggsparametere som gir energieffektiv drift og godt termisk innklima. Analyse av ulike kjølemetoder ble gjort ved hjelp av et simuleringsverktøy. Det var flere aktuelle verktøy, men IDA ICE 4.0 ble foretrukket for dette arbeidet. Gjennom simuleringer i IDA ICE ble ulike alternativer for lokal og sentral kjøling analysert for to forskjellige scenarioer. Et referansescenario med settpunkt kjøling lik 22 ºC, og et scenario med settpunkt kjøling lik 26 ºC. Modellene som simuleringene ble kjørt på, bestod av et kontorlandskap med grunnflate på 900m2 med ulike tekniske systemløsninger. Kontorlandskapet ble delt inn i to termiske soner, en sørvendt og en nordvendt. Dette for å få med orienteringens innvirkning på energiflyten. Hovedfokuset har vært å sammenligne romkjøling og ventilasjonskjøling med tanke på energieffektiv drift og termisk inneklima. For disse to kjølemetodene er det også sett på innvirkning av ekstratiltak som mekanisk nattventilasjon, behovsstyrt vinduslufting i driftstiden og tidsstyrt vindusåpning om natten. På grunn av begrensninger i simuleringsverktøyet ble bare ekstratiltaket med behovsstyrt vinduslufting studert på årsbasis. De øvrige alternativene ble kun studert for dimensjonerende sommerdøgn. På årsbasis var det for referansescenarioet romkjøling med bruk av behovsstyrt vinduslufting som viste seg å være det beste alternativet. Ventilasjonskjøling gav lavest energibehov, men denne løsningen klarte ikke å opprettholde ønsket temperaturnivå ved dimensjonerende sommerforhold. Romkjøling derimot holdt temperaturen innefor fastsatte grenser. Det samlede spesifikke energibehovet for kontorlandskapet ved romkjøling med behovsstyrt vinduslufting var 100,9 kWh/(m2•år). I scenarioet med settpunkt kjøling lik 26 ºC, var det også ventilasjonskjøling med behovsstyrt vinduslufting som ga det laveste energibehovet. I dette scenarioet klarte ventilasjonskjølingen i større grad å holde temperaturen på ønsket nivå, selv om det periodevis ble en liten overtemperatur i den sørvendte sonen. Det spesifikke energibehovet for ventilasjonskjøling med behovsstyrt vinduslufting ble her 67,5 kWh/(m2•år). Behovsstyringen av vindusluftingen ga ingen reduksjon i det samlede energibehovet ved bruk av romkjøling. Romkjølingen klarte også her å holde temperaturen på ønsket nivå. Det spesifikke energibehovet ble her 76,9 kWh/(m2•år). Av de ekstratiltakene som kun ble studert for dimensjonerende sommerdøgn, utmerket tidsstyrt vinduslufting om natten seg som det beste alternativet både for rom- og ventilasjonskjøling i begge scenarioer. Energibehovene med tidsstyrt vinduslufting ble 159,6 kWh og 344,5 kWh for henholdsvis romkjøling og ventilasjonskjøling for dimensjonerende sommerdøgn.

Snøhvit Tog I på Melkøya er verdens første LNG-anlegg hvor kjølekompressorene drives elektrisk, med kraft produsert fra et kraftvarmeverk. Det vurderes nå utbygging av et Snøhvit Tog II hvor kjølekompressorene skal drives med elektrisitet fra nettet. I den forbindelse ble det høsten 2007 skrevet en prosjektoppgave for å kartlegge de største varmeforbrukerne, samt finne alternative prosesser med lavere varme- og totalt energiforbruk. CO2-fjerningen viste seg å være den desidert største varmeforbrukeren i anlegget, og ulike alternativer til denne ble vurdert. Kryogene prosesser ble vurdert som det mest aktuelle alternativet til dagens CO2-fjerning med aminer. Denne oppgaven tar for seg ulike kryogene prosesser gjennom et litteraturstudie for å velge den best egnede kryogene CO2-fjerningsprosessen til Snøhvit LNG-anlegg. Ryan-Holmes ble vurdert som den best egnede, både på grunn av teknologisk modenhet og dens separasjons-egenskaper. Ryan-Holmes prosessen ble simulert i HYSYS, hvor de ulike varme- og kjølebehovene og massebalansen ble funnet. Integrasjon i flytendegjøringsprosessen ble diskutert. Konklusjonen ble at varmebehovet vil reduseres noe, samtidig som muligheten for varmeintegrasjon øker betydelig i forhold til Tog I. Ved total varmeintegrasjon vil varmebehovet i Tog II bli 70 MW, mot ca. 123 MW ved full varmeintegrasjon i Tog I. Kraftforbruket vil øke med omtrent 54 MW i forhold til Tog I. Til slutt ble en CO2 balanse satt opp ved ulike energiløsninger. Ved elektrisk drift av kjølekompressorene vil alle de vurderte løsningene redusere CO2-utslippet med 50% eller mer i forhold til dagens Tog I. Varmeintegrasjon gir lavere utslipp. Gasskjel vil gi større reduksjon enn kraftvarmeverk. Biobrensel og elektrisitet til oppvarming kan antas utslippsfri.

I denne rapporten er det blitt gjort en detaljert analyse av varmepumpeanlegget på Skøyen Vest i Oslo. Anlegget er verdens største varmepumpeanlegg som benytter grovrenset kloakk som varmekilde. Varmepumpeanlegget består av to varmepumpeaggregater, VP1 og VP2 som til sammen har en ytelse på 27,6 MW. Varmepumpene er likt bygd opp og benytter R-134a som arbeidsmedium i en to – trinns varmepumpeprosess med 40 bars, to - trinns turbokompressor. Det høye driftstrykket gjør at varmepumpene kan levere fjernvarmevann med en turtemperatur på 90oC. Varmepumpene benytter underkjølingsvarmevekslere i tillegg til kondensatorer. Varmepumpene opererer normalt i serie, det vil si at returvannet først forvarmes i underkjølerne, før det varmes opp til 90oC i kondensatorene. I en slik sammenkobling er underkjølerne parallellkoblet og kondensatorene seriekoblet i forhold til returvannet. Dette for å utnytte varmepumpenes ulike kapasitet og øke varmepumpeanleggets totale COP. Varmepumpene er også utstyrt med hver sin 4-veis ventil som alternerer strømningsretningen på kloakken gjennom fordamperne en gang i timen. Dette for å hindre akkumulasjon av masse fra kloakken i fordamperen. Rapporten viser at anlegget fungerer meget godt. Med kondenseringstemperatur på 90oC opererer varmepumpene nære kritisk punkt for R-134a. I dette området er strupningstapet stort og dette utnyttes i underkjølerne som står for ca 20 % av total varmeytelse for anlegget. I rapporten er det blitt sett på om naturlige arbeidsmedier som CO2 og ammoniakk kan erstatte R-134a i store varmepumpeanlegg. R-134a har en GWP på 1300 og er derfor svært miljøskadelig. Teoretiske beregninger i denne rapporten viser også at ammoniakk oppnår en COP som er ca. 6 % høyere enn R-134a i en to - trinns varmepumpeprosess med kondenserings – og fordampningstemperatur på henholdsvis 90oC og 2,5oC, underkjøling på 15 K og ellers like driftsbetingelser. Ammoniakk har gode varmeoverføringsegenskaper. Dersom disse blir tatt med i beregningene, slik at kondenserings – og fordampningstemperatur endres til 88oC og 4oC blir økningen i COP ca 11 % i forhold til R-134a. I rapporten er det også sett på enkle tiltak som kan øke anleggets COP. Dersom turtemperaturen senkes vil dette føre til en lavere kondenseringstempertur som vil gi an høyere COP for anlegget. Teoretiske beregninger gjort i denne rapporten viser at både COP og varmeytelsen øker tilnærmet lineært med synkende kondenseringstemperatur. Dersom en slik senkning av turtemperaturen gir en øking i spisslasten vil tiltaket virke mot sin hensikt da varmepumpene alltid vil være mer energieffektive enn elektro- og oljekjeler. En reduksjon av returtemperaturen i fjernvarmenettet ville også være positivt for varmeleveransen fra varmepumpene. Teoretiske beregninger viser at jo høyere returtemperaturen er, desto mindre blir varmeleveransen fra varmepumpene når turtemperaturen er fastsatt til 90oC og volumstrømmen gjennom kondensatoren holdes konstant. I rapporten er det også sett på hvordan beleggdannelse i VP1s fordamper påvirkes av den regelmessige endringen av strømningsretningen på kloakkvannet. Data fra fordamperen ble hentet ut fra varmepumpenes driftsdatabase for vinteren 2008. De utleste verdiene ble sammenlignet med verdiene for et identisk, rent fordamperrør. På denne måten ble det beregnet en foulingfaktor Rf for fordamperrørene. Trykktapet i fordamperen ble også analysert ved å lese ut effektbehov til kloakkpumpen fra driftsdatabasen. Resultatene viser at strømningsendringen i fordamperen har minimalt og si for varmeovergangen mellom kloakkvannet og arbeidsmediet, men den har en betydelig effekt på trykktapet i fordamperen.

Produksjon av LNG er en energikrevende prosess, spesielt på grunn av høyt kraftbehov for å gjøre naturgassen flytende. Utfordringer knyttet til utslipp av CO2 fra kraftproduserende enheter gjør det aktuelt å se på LNG-produksjon der CO2 fra kraft og varmeproduksjon fanges inn og deponeres. CO2-fangst er en termisk krevende prosess, og kommer på toppen av et allerede høyt energibehov i LNG-anlegget. Det høye termiske behovet til CO2-fangst kan påvirke utformingen av kraft og varmesystemet. Hensikten med oppgaven er å vurdere hvordan et kraft/varmesystem for et CO2-minimalisert anlegg bør utformes. Oppgaven er begrenset til primært å omfatte anvendt teknologi for prosessering av naturgass, samt at røykgass renses ved bruk av aminer. En mindre studie knyttet til oxyfuel forbrenning blir gjennomført. Det er i denne oppgaven antatt at de skal produseres 8 millioner tonn LNG per år fra gassfeltet North Field i Qatar. De ulike prosessene for produksjon av LNG blir gjennomgått, og termiske og mekaniske behov for LNG-produksjon finnes ved en simuleringsmodellering i Hysys. Simuleringsmodellen inkluderer LNG-anlegg med to ulike plasseringer for fjerning av tunge hydrokarboner, fraksjonering og flytendegjøring av gassen. Det etableres enklere modeller for gassrensing og CO2-fangst fra røykgass med fokus på å bestemme det termisk energiforbruket. En kombinert gass og dampturbin kommer i denne oppgaven ut som den beste løsningen for kraft og varmeforsyning. En moderne gassturbin har så høy virkningsgrad at det blir nødvendig med tilleggsfyring for å fremskaffe nok termisk energi. Utfordringer knyttet til NOx dannelse ved tilleggsfyring, gjør at det aktuelt å vurdere gassturbiner med lavere virkningsgrad for å fremskaffe nok termisk energi i røykgass. Flash-gass, et avfallsprodukt fra LNG-produksjonen, bør benyttes som brensel. Integrasjon av varme og kulde kan redusere termisk og mekanisk behov med henholdsvis ca 7 % og 1,2 %. Termisk forsyning bør skje ved bruk av damp. Hvor mange trykknivåer som bør benyttes, samt plasseringen av disse vurderes ut fra en eksergianalyse. Analysen viser at det er lave tap knyttet til å gå helt ned til to trykknivå, mens videre reduksjon til ett trykknivå medfører betydelige eksergitap. To trykknivå på 3,5 og 35 bar velges for termisk forsyning. GTPRO brukes for simulering av kraft/varmesystemet. Termisk virkingsgrad beregnes til 89,3 %. Simuleringen viser at det totale mekaniske og termiske energibehovet er på henholdsvis 250,7 kWh/tonn LNG og 276,3 kWh/tonn LNG. CO2-fangst fra røykgassen står for nesten 50 % av det totale termiske energibehovet, mens det mekaniske behovet til CO2-kompresjon bare utgjør ca 8 % av det totale mekaniske forbruket. Simulering viser at det er tilgjengelig mer flash-gass enn det som trengs som brensel i kraft og varmesystemet. LNG-prosessen kan justeres slik at det produseres mindre flash-gass, men det resulterer i høyere nitrogenfraksjon i LNG-produktet og kan resultere i at produktet ikke tilfredsstiller produktkravene. Felter med høyt nitrogeninnhold gir store mengder flash-gass, og derfor store mengder brensel. Slike felter er derfor godt egnet for CO2-minimalisert LNG-produksjon på grunn av det høye termiske forbruket til CO2-fangst.