Spelling suggestions: "subject:"koldioxid""
1 |
Interpretations of concepts and implementation of negative emissions technologies (NETs) in long-term climate targets : A cross country comparison / Begreppstolkning och implementering av negativa utsläpp i långsiktiga klimatmål : En jämförelse mellan länderGren, Sofia, Sörman, Linnea January 2021 (has links)
Countries' long-term climate targets are described by different concepts who, over time, have become increasingly dependent on negative emissions technologies (NETs) in order for the targets to be reached. This thesis is a cross country comparison, examining similarities and differences in the concepts used by seven countries to express their long-term climate targets, focusing on their plans for implementing NETs. The empirical material was collected from interviews with experts from each country. Concepts in long-term climate targets can have various interpretations and there are uncertainties about what emissions that are covered within the different concepts. NETs are crucial for achieving any type of net-zero target however they are in nascent stages, except for forest management, and there are several factors affecting the possibilities to implement NETs. It is important not to focus too much on NETs to comply with the long-term climate targets, NETs should function as a complement to emissions reduction and target the unavoidable emissions. We recommend that countries clarify what emissions are included within their concept, set out specific targets for NETs and lastly put a great effort into clarifying policy instruments related to NETs. / Ländernas långsiktiga klimatmål beskrivs av olika begrepp som är beroende av negativa utsläppstekniker för att målen ska nås. Denna avhandling är en jämförelse mellan sju länder där ländernas likheter och skillnader undersöks genom deras val av begrepp och även deras planer för att implementera tekniker för att nå negativa utsläpp. Det empiriska materialet samlades in från intervjuer med experter från varje land. Begrepp i de långsiktiga klimatmålen kan ha olika tolkningar och det råder osäkerhet om vilka utsläpp som täcks upp inom de olika begreppen. Negativa utsläppstekniker är avgörande för att uppnå alla typer av netto-nollmål men de befinner sig i väldigt tidiga faser av utveckling, förutom skog som redan finns på plats och det finns flera faktorer som påverkar möjligheterna att implementera negativa utsläppstekniker. Det är viktigt att inte fokusera för mycket på negativa utsläppstekniker för att uppfylla de långsiktiga klimatmålen, de bör fungera som ett komplement till utsläppsminskning och rikta in sig på de oundvikliga utsläppen. Vi rekommenderar att länder klargör vilka utsläpp som ingår i begreppen, fastställer specifika mål för negativa utsläppstekniker och slutligen satsar mycket på att klargöra policyinstrument relaterade till negativa utsläppstekniker.
|
2 |
Technoeconomical evaluation of small-scale CO2 liquefaction using Aspen Plus / Teknoekonomisk utvärdering av småskalig förvätskning av CO2 med Aspen PlusSvanberg Frisinger, Maja-Stina January 2021 (has links)
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.
|
Page generated in 0.0308 seconds