It is known that the decarbonization of our economy is crucial for our quest to mitigate climate change and build a sustainable society. Governments are reviewing strategies to eliminate, or at least minimize, the release of carbon emissions into the atmosphere. These efforts are not limited to national energy networks, but also extended to industry and other carbon-intensive sectors. In general, the Pulp & Paper industry is regarded as bio-based and relatively sustainable since most of its raw materials are recycled or come from biogenic sources. However, this is an energy-intensive industry, and even though bioenergy covers most of the energy needs at pulp plants, recycled paper mills do not count on the same resources and rely heavily on fossil fuels to power their operations. This study was performed to assess and compare different decarbonization pathways available for a recycled paper mill. For this, operational data was gathered to characterize the thermal and electric demands and assess locally available resources. Simultaneously, scientific literature was consulted to assemble a technology portfolio, from which the most suitable technologies were selected. Carbon capture and storage, electrification, and hydrogen were chosen to be tested, under different scenarios, using an energy modelling software. Finally, the combinations were evaluated and compared. It was found that under ideal conditions it is possible to achieve an emissions reduction of almost 100% via electrification and hydrogen-based options. However, this would represent a significant increase in the operating cost of the energy system and would depend on the development of the necessary infrastructure. The most promising alternative for this site was a combination of electrification and green electricity purchase agreements. However, further work is needed to improve the efficiency of the energy use and generation, to achieve a carbon-neutral operation without incurring elevated costs. / Det är känt att avkarboniseringen av vår ekonomi är avgörande för vår strävan att mildra klimatförändringarna och bygga ett hållbart samhälle. Regeringar ser över strategier för att eliminera, eller åtminstone minimera, utsläpp av koldioxid i atmosfären. Dessa ansträngningar är inte begränsade till nationella energinät, utan sträcker sig även till industrin och andra kolintensiva sektorer. Massa- och pappersindustrin är biobaserad och relativt hållbar eftersom de flesta av dess råvaror återvinns eller kommer från biogena källor. Detta är dock en energiintensiv industri, och även om bioenergin täcker det mesta av energibehovet vid massafabrikerna, räknar inte återvunnet pappersbruk med samma resurser som är starkt beroende av fossila bränslen för att driva sin verksamhet. Denna studie utfördes för att bedöma och jämföra olika avkolningsvägar tillgängliga för ett återvunnet pappersbruk. För detta samlades operativa data in för att karakterisera de termiska och elektriska kraven och bedöma lokalt tillgängliga resurser. Samtidigt konsulterades vetenskaplig litteratur för att sammanställa en teknologiportfölj, från vilken de mest lämpliga teknologierna valdes ut. Kolavskiljning och lagring, elektrifiering och väte valdes ut för att testas, under olika scenarier, med hjälp av en mjukvara för energimodellering. Slutligen utvärderades och jämfördes kombinationerna. Man, fann att det under ideala förhållanden är möjligt att uppnå en utsläppsminskning på nästan 100 % via elektrifiering och vätebaserade alternativ. Detta skulle dock innebära en betydande ökning av driftskostnaden för energisystemet och skulle bero på utvecklingen av den nödvändiga infrastrukturen. Det mest lovande alternativet för denna plats var en kombination av elektrifiering och köp av grön el. Det krävs dock ytterligare arbete för att effektivisera energianvändningen och energiproduktionen, för att uppnå en koldioxidneutral drift utan förhöjda kostnader.

Syftet med den här studien är att göra en teknoekonomisk utvärdering av processer för förvätskning av CO2 med hjälp av Aspen Plus. Ett flertal förvätskningsprocesser från tidigare studier jämfördes och från dessa valdes två förvätskningsprocesser ut för fortsatta studier och simuleringar. Dessa två förvätskningsprocesser var ett internt kylt förvätskningssystem och ett externt kylt förvätskningssystem av Øi et al., Energy Procedia 86 (2016) 500-510, som kallats system A, samt av Seo et al., International Journal of Greenhouse Gas Control 35 (2015) 1-12 kallat system B. Dessa två olika processer simulerades för teknisk analys med hjälp av Aspen Plus. Aspen Economical Analyzer (AEA) användes för att göra den ekonomiska analysen. I dessa simuleringar användes ett massflöde på 45 ton/h inkluderat vatteninnehåll, i jämförelse med tidigare studier med högre massflöden runt 100 ton/h. Elektricitet-och kylbehovet undersöktes i ett flertal olika fall med varierande kyltemperatur mellan kompressorerna. Två fall med integrering av fjärrvärme samt två fall med en värmepump undersöktes också med varierande återgående temperatur på fjärrvärmevattnet. Detta gjordes för att undersöka hur mycket värme som kan tillvaratas från förvätskningsprocessen. Vidare bestämdes även investeringskostnader samt driftskostnader med hjälp av AEA. Från detta bestämdes även den årliga kostnaden av kapitalet, CAPEX, och kostnaden att förvätska CO2 räknades ut i form av €/ton.  Resultaten visade att integrering av fjärrvärme samt värmepumpar är användbart för att tillvarata på så mycket värme som möjligt från förvätskningssystemen. I de fall med en värmepump samt en återgående temperatur på 47°C i fjärrvärmenätet hade ett COP på 3.07 samt 3.15 för system A samt system B vardera. Kostanden att förvätska CO2 var 17.42 €/ton för system A samt 17.75 €/ton för system B utan använding av en värmepump samt en återgående temperatur på 47°C i fjärrvärmenätet. Vid integrering av en värmepump gick kostnaden av förvätskning upp till 20.85 €/ton för system A samt 21.69 €/ton för system B. Kostnaden av förvätskning dominerades av driftskostnader med kostnaden av kapitalet har en mindre påverkan. Utnyttjandegraden har även en stor påverkan på kostanden av förvätskning, då lägre kapaciteter visade sig leda till markant högre förvätskningskostnader. När intäkterna från fjärrvärmeproduktionen adderades till kostnadskalkylen, minskade kostnaden av förvätskning, speciellt för de system med en värmepump, där priset minskade till 10.26 €/ton för system A eller 10.98 €/ton för system B. I linje med tidigare studier pekar även dessa resultat på att det ekonomiska optimumet sammanfaller med energioptimum. Resultaten visade även att system A, det internt kylda systemet, hade den lägsta förvätskningskostanden och minsta elektricitetsförbrukningen med och utan värmepump, och därför är system A optimalt för småskalig CO2 förvätskning. / The aim of this study is to do a technoeconomical analysis on CO2 liquefaction systems using Aspen Plus. Several liquefaction systems from previous studies were compared, and from these, two liquefaction systems were chosen for further studies and simulations. These liquefaction systems were namely an internal liquefaction system and an external liquefaction system by Øi et al., Energy Procedia 86 (2016) 500-510, called system A and Seo et al., International Journal of Greenhouse Gas Control 35 (2015) 1-12, called system B. These systems were simulated for technical analysis using Aspen Plus, and Aspen Economical Analyzer (AEA) was used for economical studies. A small-scale liquefaction system was studied with a mass flow rate of 45 tonne/h including the water content, as compared to other studies with higher mass flow rates of around 100 tonne/h. The electricity demand and cooling demand were studied in several cases of interstage cooling between compressors. Furthermore, two cases of district heating as well as two cases of heat pumps were studied with varying return temperatures of the district heating water. This was done to study how much heat could be recovered from the liquefaction process. Furthermore, the capital expenses as well as the operating expenses were also determined using AEA. From this, the annual CAPEX and the cost of CO2 was calculated in terms of €/tonne CO2.  The results showed that district heating and heat pumps can be useful to recover heat from the liquefaction processes. The simulations that included a heat pump and assumed a return temperature of 47°C had a COP of 3.07 and 3.15 for system A and B respectively. The determined cost of production was 17.42 €/tonne for system A and 17.75 €/tonne for system B when not using a heat pump and a return temperature of 47°C in the district heating grid. However, when adding a heat pump the total production cost (TPC) increased to 20.85 €/tonne for system A, and 21.69 €/tonne for system B. It was also shown that the TPC is highly dominated by the operating expenses while the total capital investment has a smaller impact on the TPC. The capacity is also important for the TPC as lower capacities was shown to lead to significantly increased production costs. When taking the revenue streams from district heating into account the TPC was decreased, in particular for the systems including the heat pumps, where the TPC for system A was 10.26 €/tonne while for system B it was 10.98 €/tonne. In accordance with previous studies it was shown that the economical optimum is closely related to the energy optimum. It was concluded that as system A, the internal liquefaction system, had the lowest TPC and electricity input with and without the heat pump and thus it is the optimal configuration for small-scale CO2 liquefaction.