Tabell 4-4 redovisar simulering- och beräkningsresultat för systempåverkan om ånga extraheras från turbinen till koldioxidanläggningen enligt SCENARIO3. Elproduktionen från turbinen ökar med 108 % jämfört mot HPC-HÖG-1 och 23,9 MW el kan produceras internt. Att använda extraherad ånga är önskvärt då ångan kan utnyttjas till att producera el. Men då krävs en ombyggnation på turbinen. I koldioxidavskiljningssystemet för HPC-HÖG är elbehovet 25.1 MW, så trots att den högre mängden producerad el i HPC-HÖG-3, påverkas systemet med en reducerad eleffekt på 104 %. Den reducerade värmeproduktionen på 60 % är samma som i HPC-HÖG-1.
Tabell 4-4. Simulering- och beräkningsresultat för systempåverkan av koldioxidavskiljning med HPC om ånga till koldioxidavskiljningssystemet extraheras från turbinen vid maximal panneffekt, enligt SCENARIO3. BAS-HÖG HPC-HÖG-3 Panneffekt (MW) 85 85 Bränsleinförsel (kg/h) 47880 47880 Bränslebelastning (kg/kgCO2) - 1,22 Elproduktion turbin (MW) 26,7 23,9 Levererad elproduktion (MW) 26,7 -1,1[1] Reducerad elproduktion (%) - 104 Levererad värmeeffekt (MW) 57,6 23,3 Reducerad värmeproduktion(%) - 60 Belastning elproduktion (MW/tonCO2) - 0,71 Belastning värmeproduktion (MW/tonCO2) - 0,87
[1] Negativt tal innebär att internt producerad el inte är tillräcklig och el behöver tillsättas externt.
I fallet med HPC där ett stort elbehov krävs, skulle det vara intressant att undersöka hur turbinen kan nyttjas på bästa sätt för att undvika att använda extern el-källa. Om pannan ska öka i effekt, enligt SCENARIO2, kommer elbehovet öka ytterligare vilket medför svårigheter att uppnå självförsörjning av el. Dock kan det större processångflödet medföra att turbinen kan nyttjas bättre.
I Lawal m.fl. (2012) studie där ett 500 MWe kolkraftverk undersökts resulterar en avskiljning med MEA (30 % wt) en 9,4 % reduktion på producerad el, när ånga tappats av efter mellantrycks-turbinen. SCENARIO3 som utnyttjar ånga på liknande sätt får liknande resultat med en reducering på 10 % på producerad el från turbinen (exklusive elbehov i kompressorerna). Vilket visar att resultaten i den här studien är i paritet med annan litteratur. Även Pröll & Zerobin (2019) som studerar koldioxidavskiljning med MEA i ett biobränsleeldat kraftvärmeverk får resultat i paritet med den här studien. 52,6 % reducerad värmeeffekt och 17,3 % reducerad eleffekt redovisas när extraherad ånga används till koldioxidavskiljningssystemet med en regenereringsenergi på 3 MJ/kgCO2.
Den energi som krävs vid kompression och kylning av koldioxiden har inte tagits hänsyn till i den här studien. Denna energi kommer påverka resultaten och befintligt system ytterligare. Pröll & Zerobin (2019) redovisar att el till kompression och
38
transport av avskild koldioxid utgör ca 0,4 MJ/kgCO2 om koldioxiden har kondenserats till en temperatur på 40°C, dock har det inte redovisats för vilket sluttillstånd koldioxiden har. Sluttillståndet, alltså det tillstånd som koldioxiden ska fraktas vid, varierar stort mellan transportsätt (APEC Energy working group 2009; Johnsson & Kjärstad 2019). Det här är således ett område som behöver utredas ytterligare och valet av transport måste fastställas.
Resultaten kan antas vara trovärdiga för att indikera BECCS påverkan på Heden 3. Men resultaten bör inte användas för att exakt beskriva koldioxidavskiljningssystemen och dess påverkan på Heden 3, då många antaganden och förenklingar gjorts i modelleringsarbetet, framförallt för referensfallet.
4.5 TRANSPORT
Tabell 4-5 redovisar transportutsläpp för den infångade koldioxiden.
Tabell 4-5. Resultat av CO2-utsläpp och antal laster för tre olika transportalternativ av infångad
koldioxid till lagringsplats för 1 år.
Sträcka (km)
Index (kgCO2/ton last) Antal lastningar Totalt CO2 -utsläpp (ton) LASTBIL
Lastbil med släp (60 ton) 729 52,8 2253 7138 TÅG
Elektriskt Cargo tåg (bulk, medium) (360 ton)
724 14,3 376 1933
LASTBIL + BÅT
Lastbil med släp (60 ton) 376 27,2 2253 3677 Oljetank[1], hav (8000 ton) 626 4,2 17 568 Sammanlagt 1002 - - 4245
[1] Bästa alternativet till cisterntank för CO2-avskiljning i NTMCalc.
Av resultaten i tabell 4-5 kan tydas att tåg är det bästa alternativet för Karlstad Energi att transportera den infångade koldioxiden. Tåg har låga utsläpp och få lastningar relativt de andra alternativen. Det skulle krävas att ett tåg-last per dag lämnar Heden i Karlstad i genomsnitt över ett år. Lastbilsalternativet skulle istället innebära 6,2 lastningar i snitt per dygn, som idag är det alternativet som är möjligt för Karlstad Energi. Lastbil är även det alternativ som har högst utsläpp av koldioxid och är det alternativ som är minst attraktivt utifrån ett miljöperspektiv. Dagar då pannan körs på maximal kapacitet fångas ungefär 40 ton koldioxid in per timme vilket innebär att en lastbil skulle fyllas på 1,5 h. Det här skulle i praktiken innebära att vissa tider på året skulle 16 lastbilar per dygn lastas och lämna Heden i Karlstad, medan andra dagar noll. Alternativet med lastbil och båt är ett bättre alternativ sett till koldioxidutsläpp, men skulle kräva mer logistik.
Beroende på last-tider och mellantider i transportväg krävs att man har ett visst antal fordon för att transportera koldioxiden. Detta innebär att det i alla alternativen krävs mer eller mindre yta på plats vid Hedenverken i Karlstad för att lagra koldioxid,
39
vilket är en viktig faktor att undersöka vidare i framtida studier för Karlstad Energi. Exempelvis kommer alternativet med ”lastbil och båt” kräva mindre antal lastbilar och lagringsplats än ”lastbil” då sträckan är kortare mellan Karlstad och Porsgrunn än Karlstad och Kollsnes, se tabell 4-5. Dock ska logistiken mellan på- och avlastning för båt i Porsgrunn stämma, samt eventuell lagringsplats i Porsgrunn finnas. Om exempelvis tåg-alternativet väljs som fraktsätt och ett tåg per dag skulle lämna Karlstad med koldioxid, innebär detta att vid maximal kapacitet ska det finns plats att lagra 960 ton koldioxid. Det är 16 lagringskärl om 60 ton. Det är inte bara en logistikfråga utan ett kostnadsval utifrån antal transportsätt kontra lagringsplats. Figur 4-4, 4-5, och 4-6 visar transportsträckorna för respektive alternativ, lastbil, tåg och lastbil och båt.
40
Figur 4-7. Transportväg med tåg, Karlstad till Kollsnes (Nummer på olika tåg och tågtyper kan ignoreras, detta är endast beskrivning av transportsträckan med tåg).
Figur 4-8. Transportväg med lastbil, Karlstad till Porsgrunn (vänster) och båt, Porsgrunn till Kollsnes (höger).
Resultaten för lastbil och båt kan påverkas av vald transportsträcka för båt, se figur 4-6. Om båtrutten ändras så att sträckan ökar med 10 % skulle istället utsläppen bli 608 ton för båt, en ökning med 7 %.
Lastförmågan för tågtransport är helt ett eget antagande, att anta att mer än 2 till 3 vagnar kan lastas per transport anses vara realistiskt. Dock är det osäkert hur mycket större last som är möjligt och här skulle en mer noggrann utvärdering krävas för mer detaljerade svar. Man kan dock påvisa att tågtransport är att föredra för Karlstad Energi.
41
Om lagring istället skulle ske på annan plats än i Norge skulle resultaten bli annorlunda. Svenska platser för lagring ligger i sydvästra Sverige vilket innebär att landbaserad transport fortfarande skulle vara aktuell. Norge har till skillnad mot Sverige ett bergigt landskap vilket gör att lastkapaciteten kan påverkas på grund av branta vägpartier. I Sverige finns inte de här problemen på samma sätt vilket i sådana fall skulle vara en fördel.
Om panneffekten skulle öka som i SCENARIO2 innebär det att mer koldioxid skulle behöva transporteras. Den infångade koldioxiden i SCENARIO2 ökar med 60 %, vilket tyder på väsentligt större mängder att transportera. Att anta att panneffekten inte skulle öka något med implementering av BECCS medför således att låga mängder koldioxid har valts att undersökas i transportanalysen.
Transport av koldioxid i dessa stora mängder är lite studerat och framförallt när det kommer till lastbil- och tågtransport. Därför har mycket antaganden gjorts som kan skiljas från verkliga fall. Resultaten kan dock ge en uppskattning av mängden transportutsläpp och skillnader mellan transportsätt kan visualiseras.
4.6 TOTAL KOLSÄNKA
Den totala kolsänkan Karlstad Energi kan åstadkomma illustreras i figur 4-7. Totalt kan Karlstad Energi bidra med att minska CO2-utsläppen till atmosfären med 127 266 ton/år om pannan antas att inte öka i effekt enligt SCENARIO1 och SCENARIO3. Den mängd utsläpp transport bidrar med är liten i jämförelse med den mängd som kan fångas in.
Figur 4-9. Total kolsänka över ett års tid inkluderat infångad koldioxid och utsläpp från transport. Infångad koldioxid och dess utsläpp från transport är ordnad över tiden.
-5 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 Ko ls än k a (to n C O2 )
Tid ordnad mot infångad CO2(1 år)
42
För att få en mer realistisk bild av den totala kolsänkan skulle fler faktorer behöva vägas in, samt undersöka en längre tidsperiod. I HPC-fallet skulle det bland annat behöva utredas vart den externa källan av el skulle komma ifrån. Dessutom skulle en högre kolsänka uppnås om implementering av BECCS innebär att panneffekten ökas enligt SCENARIO2. Utifrån resultaten från de olika scenarier som undersökts är det ännu osäkert hur BECCS skulle implementeras och hur pannan skulle köras vilket innebär att total kolsänka är en svår parameter att utvärdera innan valet av implementering är bestämt. Men studien kan ändå indikera storleken på den kolsänka som Karlstad Energi kan bidra med.
5 SLUTSATS
Likt forskningslitteraturen indikerar även denna studie att BECCS är energikrävande och kraftigt reducerar befintlig produktion vid implementering. Den reducerade el- och värmeproduktionen är hög för båda teknikerna då båda systemen förbrukar mycket energi. Det finns dock betydande skillnader i förbrukning av energi mellan koldioxidavskiljningssystemen. HPC har ett högt el- och kylbehov och MEA har ett högre värmebehov.
I SCENARIO1 reduceras elproduktionen med 65-87% för MEA och 151-238 % för HPC. Värmeproduktionen reduceras med MEA 66-86 % och HPC 54-76 %. I SCENARIO2 krävs att panneffekten ökar till 48 MW från 20,2 MW för att uppfylla fjärrvärmebehovet och dessutom avskilja 90 % av koldioxiden i rökgasen. Detta innebär en ökad bränsleinförsel på 138 %. I SCENARIO3 blir den reducerade energiproduktionen betydligt mindre då mer el kan produceras internt.
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. Detta skulle behöva analyseras ytterligare för att kunna fastställa om rökgassammansättningen är beroende av driftfallet eller om det är en tillfällighet i mätdata och om denna möjligtvis kan regleras för att optimera koldioxidavskiljningssystemets prestanda. Sammanfattningsvis kan det konstateras att HPC påverkar elproduktionen sådant att Heden 3 snarare skulle bli en elförbrukare än en elproducent. Tekniken reducerar även värmeproduktionen markant, men högvärdig värme i HPC-systemet kan nyttjas. Detta innebär att det finns möjlighet till att uppfylla fjärrvärmebehovet utan att behöva öka panneffekten. Men här krävs en noggrannare undersökning av värmeoptimeringsmöjligheter för att uttrycka sig ytterligare. Även MEA påverkar elproduktionen mycket, om än inte i samma utsträckning som HPC. MEA har istället en högre systempåverkan avseende värmeproduktionen än HPC och där finns ingen högvärdig värme att nyttja i systemet. Eftersom kraftvärmeverket har värme som främsta produkt skulle således HPC vara ett lämpligare alternativ.
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
43
dagsläget på grund av avsaknaden av räls in till verket. Kolsänkan kan med en grov uppskattning landa på 127 266 ton per år om pannan antas köras oförändrat.
44
6 REFERENSER
Al‐Mamoori, A., Krishnamurthy, A., Rownaghi, A. A. & Rezaei, F. (2017). Carbon Capture and Utilization Update. Energy Technology, 5(6), 834–849. doi:10.1002/ente.201600747.
Anderson, C., Harkin, T., Ho, M., Mumford, K., Qader, A., Stevens, G. & Hooper, B. (2013). Developments in the CO2CRC UNO MK 3 Process: A Multi-component Solvent Process for Large Scale CO2 Capture. Energy Procedia, 37 225–232. doi:10.1016/j.egypro.2013.05.106.
Andersson, A. (2020). Stockholm Exergis teknik att fånga in koldioxid får stöd av
Energimyndigheten - Stockholm Exergi.
https://www.stockholmexergi.se/nyheter/stockholm-exergis-teknik-att-fanga-in-koldioxid-far-stod-av-energimyndigheten/ [2020-04-30].
APEC Energy working group (2009). BUILDING CAPACITY FOR CO2 CAPTURE
AND STORAGE IN THE APEC REGION A training manual for policy makers and practitioners. Asia-Pacific Economic Cooperation.
Arasto, A., Tsupari, E., Kärki, J., Sormunen, R., Korpinen, T. & Hujanen, S. (2014). Feasibility of significant CO2 emission reductions in thermal power plants– comparison of biomass and CCS. Energy Procedia, 63 6745–6755. doi:10.1016/j.egypro.2014.11.710.
Ayittey, F. K., Obek, C. A., Saptoro, A., Perumal, K. & Wong, M. K. (2020). Process modifications for a hot potassium carbonate-based CO2 capture system: a comparative study. Greenhouse Gases: Science and Technology, 10(1), 130– 146. doi:10.1002/ghg.1953.
Benson, H. E., Field, J. H. & Jimeson, R. M. (1954). CO2 absorption: employing hot potassium carbonate solutions. Chem. Eng. Prog.; (United States), 50:7. Bergmo, P. & Emmel, B. U. (2015). Guidelines for CO2 storage in the Nordic region
(D24). NORDICCS. Technical report No. D.6.2.1501.
Boot-Handford, M. E., Abanades, J. C., Anthony, E. J., Blunt, M. J., Brandani, S., Mac Dowell, N., Fernández, J. R., Ferrari, M.-C., Gross, R., Hallett, J. P., Haszeldine, R. S., Heptonstall, P., Lyngfelt, A., Makuch, Z., Mangano, E., Porter, R. T. J., Pourkashanian, M., Rochelle, G. T., Shah, N., Yao, J. G. & Fennell, P. S. (2014). Carbon capture and storage update. Energy Environ.
Sci., 7(1), 130–189. doi:10.1039/C3EE42350F.
Bui, M., Fajardy, M. & Mac Dowell, N. (2017). Bio-Energy with CCS (BECCS) performance evaluation: Efficiency enhancement and emissions reduction.
Applied Energy, 195 289–302. doi:10.1016/j.apenergy.2017.03.063.
Bui, M., Fajardy, M. & Mac Dowell, N. (2018). Bio-energy with carbon capture and storage (BECCS): Opportunities for performance improvement. Fuel, 213 164–175. doi:10.1016/j.fuel.2017.10.100.
Börjesson, P., Hansson, J. & Berndes, G. (2017). Future demand for forest-based biomass for energy purposes in Sweden. Forest Ecology and Management, 383 17–26. doi:10.1016/j.foreco.2016.09.018.
CHEMCAD (2009). Power plant carbon capture with CHEMCAD.
Cousins, A., Wardhaugh, L. T. & Feron, P. H. M. (2011). Preliminary analysis of process flow sheet modifications for energy efficient CO2 capture from flue gases using chemical absorption. Chemical Engineering Research and
45
Dowell, N. M. & Fajardy, M. (2016). On the potential for BECCS efficiency improvement through heat recovery from both post-combustion and oxy-combustion facilities. Faraday Discussions, 192(0), 241–250. doi:10.1039/C6FD00051G.
Dugas, R. E. (2006). Pilot plant study of carbon dioxide capture by aqueous
monoethanolamine. Master Thesis Chemical Enginering. University of
Texas, Austin.
Energimyndigheten (2019a). Energiläget 2019- En översikt. Energimyndigheten. Energimyndigheten (2019b). Genomförbarhetsstudie för koldioxidavskiljning vid
biobränsleeldade kraftvärmeverk (BECCS). 115 71 Stockholm: Systemutveckling, Stockholm Exergi. No. 47129–1.
Equinor (2019). Northern Lights Project Concept report. Equinor. No. RE-PM673-00001.
Fajardy, M., Chiquier, S. & Dowell, N. M. (2018). Investigating the BECCS resource nexus: delivering sustainable negative emissions. Energy & Environmental
Science, 11(12), 3408–3430. doi:10.1039/C8EE01676C.
Figueroa, J. D., Fout, T., Plasynski, S., McIlvried, H. & Srivastava, R. D. (2008). Advances in CO2 capture technology—The U.S. Department of Energy’s Carbon Sequestration Program. International Journal of Greenhouse Gas
Control, 2(1), 9–20. doi:10.1016/S1750-5836(07)00094-1.
Freguia, S. & Rochelle, G. T. (2003). Modeling of CO2 capture by aqueous
monoethanolamine. AIChE Journal, 49(7), 1676–1686.
doi:10.1002/aic.690490708.
Fridahl, M. & Lehtveer, M. (2018). Bioenergy with carbon capture and storage (BECCS): Global potential, investment preferences, and deployment barriers. Energy Research & Social Science, 42 155–165. doi:10.1016/j.erss.2018.03.019.
Furre, A.-K., Eiken, O., Alnes, H., Vevatne, J. N. & Kiær, A. F. (2017). 20 Years of Monitoring CO2-injection at Sleipner. Energy Procedia, 114 3916–3926. doi:10.1016/j.egypro.2017.03.1523.
Fuss, S., Canadell, J. G., Peters, G. P., Tavoni, M., Andrew, R. M., Ciais, P., Jackson, R. B., Jones, C. D., Kraxner, F., Nakicenovic, N., Quéré, C. L., Raupach, M. R., Sharifi, A., Smith, P. & Yamagata, Y. (2014). Betting on negative
emissions. Nature Climate Change, 4(10), 850–853.
doi:10.1038/nclimate2392.
Garðarsdóttir, S. Ó., Normann, F., Skagestad, R. & Johnsson, F. (2018). Investment costs and CO2 reduction potential of carbon capture from industrial plants – A Swedish case study. International Journal of Greenhouse Gas Control, 76 111–124. doi:10.1016/j.ijggc.2018.06.022.
Grant, T., Anderson, C. & Hooper, B. (2014). Comparative life cycle assessment of potassium carbonate and monoethanolamine solvents for CO2 capture from post combustion flue gases. International Journal of Greenhouse Gas
Control, 28 35–44. doi:10.1016/j.ijggc.2014.06.020.
Harkin, T., Hoadley, A. & Hooper, B. (2012). Using multi-objective optimisation in the design of CO2 capture systems for retrofit to coal power stations. Energy, 41(1), 228–235. doi:10.1016/j.energy.2011.06.031.
Hu, G., Nicholas, N. J., Smith, K. H., Mumford, K. A., Kentish, S. E. & Stevens, G. W. (2016). Carbon dioxide absorption into promoted potassium carbonate
46
solutions: A review. International Journal of Greenhouse Gas Control, 53 28–40. doi:10.1016/j.ijggc.2016.07.020.
Hussain, Y. (u.å.). Thermodynamic models.
IEA (2019). Global Energy & CO2 Status Report 2019. IEA.
Johnsson, F. & Kjärstad, J. (2019). Avskiljning, transport och lagring av koldioxid i
Sverige Behov av forskning och demonstration. Göteborg: Chalmers tekniska
högskola. Institutionen för Rymd-, geo- och miljövetenskap.
Kale, C., Górak, A. & Schoenmakers, H. (2013). Modelling of the reactive absorption of CO2 using mono-ethanolamine. International Journal of
Greenhouse Gas Control, 17 294–308. doi:10.1016/j.ijggc.2013.05.019.
Kang, D., Lee, M.-G., Yoo, Y. & Park, J. (2018). Absorption characteristics of potassium carbonate-based solutions with rate promoters and corrosion inhibitors. Journal of Material Cycles and Waste Management, 20(3), 1562– 1573. doi:10.1007/s10163-018-0719-4.
Karlstad Energi AB (2019). Slutliga lokala miljövärden-2019.
Kemper, J. (2015). Biomass and carbon dioxide capture and storage: A review.
International Journal of Greenhouse Gas Control, 40 401–430.
doi:10.1016/j.ijggc.2015.06.012.
Kenig, E. Y., Schneider, R. & Górak, A. (2001). Reactive absorption: Optimal process design via optimal modelling. Chemical Engineering Science, 56(2), 343–350. doi:10.1016/S0009-2509(00)00234-7.
Koronaki, I. P., Prentza, L. & Papaefthimiou, V. (2015). Modeling of CO2 capture via chemical absorption processes − An extensive literature review.
Renewable and Sustainable Energy Reviews, 50 547–566. doi:10.1016/j.rser.2015.04.124.
Kothandaraman, A. (2010). Carbon Dioxide Capture by Chemical Absorption: A
Solvent Comparison Study. Doctor thesis. Massachusetts institute of
technology, Massachusetts.
Kothandaraman, A., Nord, L., Bolland, O., Herzog, H. J. & McRae, G. J. (2009). Comparison of solvents for post-combustion capture of CO2 by chemical
absorption. Energy Procedia, 1(1), 1373–1380.
doi:10.1016/j.egypro.2009.01.180.
Koytsoumpa, E. I., Bergins, C. & Kakaras, E. (2018). The CO2 economy: Review of CO2 capture and reuse technologies. The Journal of Supercritical Fluids, 132 3–16. doi:10.1016/j.supflu.2017.07.029.
Kriegler, E., Weyant, J. P., Blanford, G. J., Krey, V., Clarke, L., Edmonds, J., Fawcett, A., Luderer, G., Riahi, K., Richels, R., Rose, S. K., Tavoni, M. & van Vuuren, D. P. (2014). The role of technology for achieving climate policy objectives: overview of the EMF 27 study on global technology and climate policy strategies. Climatic Change, 123(3), 353–367. doi:10.1007/s10584-013-0953-7.
Kärki, J., Tsupari, E. & Arasto, A. (2013). CCS Feasibility Improvement in Industrial and Municipal Applications by Heat Utilisation. Energy Procedia, 37 2611– 2621. doi:10.1016/j.egypro.2013.06.145.
Lawal, A., Wang, M., Stephenson, P., Koumpouras, G. & Yeung, H. (2010). Dynamic modelling and analysis of post-combustion CO2 chemical absorption process for coal-fired power plants. Fuel, 89(10), 2791–2801. doi:10.1016/j.fuel.2010.05.030.
47
Lawal, A., Wang, M., Stephenson, P. & Obi, O. (2012). Demonstrating full-scale post-combustion CO2 capture for coal-fired power plants through dynamic
modelling and simulation. Fuel, 101 115–128.
doi:10.1016/j.fuel.2010.10.056.
Levihn, F., Linde, L., Gustafsson, K. & Dahlen, E. (2019). Introducing BECCS through HPC to the research agenda: The case of combined heat and power
in Stockholm. Energy Reports, 5 1381–1389.
doi:10.1016/j.egyr.2019.09.018.
Liang, Z. (Henry), Rongwong, W., Liu, H., Fu, K., Gao, H., Cao, F., Zhang, R., Sema, T., Henni, A., Sumon, K., Nath, D., Gelowitz, D., Srisang, W., Saiwan, C., Benamor, A., Al-Marri, M., Shi, H., Supap, T., Chan, C., Zhou, Q., Abu-Zahra, M., Wilson, M., Olson, W., Idem, R. & Tontiwachwuthikul, P. (PT) (2015). Recent progress and new developments in post-combustion carbon-capture technology with amine based solvents. International Journal of
Greenhouse Gas Control, 40 26–54. doi:10.1016/j.ijggc.2015.06.017.
Lindroos, T. J., Rydén, M., Langørgen, Ø., Pursiheimo, E. & Pikkarainen, T. (2019). Robust decision making analysis of BECCS (bio-CLC) in a district heating and cooling grid. Sustainable Energy Technologies and Assessments, 34 157–172. doi:10.1016/j.seta.2019.05.005.
Mortensen, G. M. (2016). Koldioxidlagring i Sverige - sammanställning och resultat
från NORDICCS. Uppsala: Sveriges geologiska undersökning (SGU).
Mortensen, G. M., Erlström, M., Nordström, S. & Nyberg, J. (2017). Geologisk
lagring av koldioxid i Sverige - Lägesbeskrivning avseende förutsättningar, lagstiftning och forskning samt olje- och gasverksamhet i Östersjöregionen.
SGU.
Mumford, K. A., Smith, K. H., Anderson, C. J., Shen, S., Tao, W., Suryaputradinata, Y. A., Qader, A., Hooper, B., Innocenzi, R. A., Kentish, S. E. & Stevens, G. W. (2012). Post-combustion Capture of CO2: Results from the Solvent Absorption Capture Plant at Hazelwood Power Station Using Potassium Carbonate Solvent. Energy & Fuels, 26(1), 138–146. doi:10.1021/ef201192n.
Naturvårdsverket (2020a). Sveriges officiella statistik - Nationella utsläpp och
upptag av växthusgaser. Naturvårdsverket.
https://www.naturvardsverket.se/Sa-mar-miljon/Statistik-A-O/Vaxthusgaser-territoriella-utslapp-och-upptag/ [2020-01-30].
Naturvårdsverket (2020b). Bränsleanvändning för el- och fjärrvärmeproduktion. Naturvårdsverket. http://www.naturvardsverket.se/Sa-mar-miljon/Statistik-A-O/Bransleanvandning-for-el--och-fjarrvarmeproduktion/ [2020-02-3]. OED (2016). Mulighetsstudier av fullskala CO2-håndtering i Norge. Norges Olje-
og energidepartementet.
Page, S. C., Williamson, A. G. & Mason, I. G. (2009). Carbon capture and storage: Fundamental thermodynamics and current technology. Energy Policy, 37(9), 3314–3324. doi:10.1016/j.enpol.2008.10.028.
Pröll, T. & Zerobin, F. (2019). Biomass-based negative emission technology options with combined heat and power generation. Mitigation and Adaptation
Strategies for Global Change, 24(7), 1307–1324.
doi:10.1007/s11027-019-9841-4.
Smith, K., Xiao, G., Mumford, K., Gouw, J., Indrawan, I., Thanumurthy, N., Quyn, D., Cuthbertson, R., Rayer, A., Nicholas, N., Lee, A., da Silva, G., Kentish,
48
S., Harkin, T., Qader, A., Anderson, C., Hooper, B. & Stevens, G. (2014). Demonstration of a Concentrated Potassium Carbonate Process for CO2 Capture. Energy & Fuels, 28(1), 299–306. doi:10.1021/ef4014746.
Svensson, R., Odenberger, M., Johnsson, F. & Strömberg, L. (2005). - Transportation infrastructure for CCS —Experiences and expected development. I Rubin, E. S., Keith, D. W., Gilboy, C. F., Wilson, M., Morris, T., Gale, J., & Thambimuthu, K. (red.). Greenhouse Gas Control
Technologies 7. Oxford: Elsevier Science Ltd, ss.2531–2534.
Téllez-Arredondo, P. & Medeiros, M. (2013). Modeling CO2 and H2S solubilities in aqueous alkanolamine solutions via an extension of the Cubic-Two-State equation of state. Fluid Phase Equilibria, 344 45–58. doi:10.1016/j.fluid.2013.01.005.
Tsupari, E., Arponen, T., Hankalin, V., Kärki, J. & Kouri, S. (2017). Feasibility comparison of bioenergy and CO2 capture and storage in a large combined heat, power and cooling system. Energy, 139 1040–1051. doi:10.1016/j.energy.2017.08.022.
Wang, J., Deng, S., Sun, T., Xu, Y., Li, K. & Zhao, J. (2019). Thermodynamic and cycle model for MEA-based chemical CO2 absorption. Energy Procedia, 158 4941–4946. doi:10.1016/j.egypro.2019.01.695.
Wang, M., Lawal, A., Stephenson, P., Sidders, J. & Ramshaw, C. (2011). Post-combustion CO2 capture with chemical absorption: A state-of-the-art review.
Chemical Engineering Research and Design, 89(9), 1609–1624.
doi:10.1016/j.cherd.2010.11.005.
Wang, Y., Zhao, L., Otto, A., Robinius, M. & Stolten, D. (2017). A Review of Post-combustion CO2 Capture Technologies from Coal-fired Power Plants.
Energy Procedia, 114 650–665. doi:10.1016/j.egypro.2017.03.1209.