This work compares time, frequency and state-space analyses of pressure measurements from fluidized beds. The experiments were carried out in a circulating fluidized bed, operated under ambient conditions and under different fluidization regimes. Interpretation of results in time domain, such as standard deviation of the pressure fluctuations, may lead to erroneous conclusions about the flow regime. The results from the frequency domain (power spectra) and state-space analyses (correlation dimension, DML, and Kolmogorov entropy, KML, together with a non-linearity test) of the pressure fluctuations are generally in agreement and can be used complementary to each other. The power spectra can be divided into three regions, a region corresponding to the macro-structure (due to the bubble flow) and, at higher frequencies, two regions representing finer structures that are not predominantly governed by the macro structure of the flow. In all fluidization regimes, the measured pressure fluctuations exhibited an intermittent structure, which is not revealed by power spectral analysis of the original signals. Fluctuations with pronounced peaks in the power spectrum and in the auto-correlation function, corresponding to passage of single bubbles through the bed, are non-linear with a low dimension (DML<5.5). For DML<5.5, the Kolmogorov entropy is proportional to the amount of energy in the spectral range of the intermittent structures observed, whereas for DML>5.5 both KML (bits/cycle) and DML are insensitive to changes in the distribution of energy in power spectra. Thus, the state-space analysis reflects that non-linearity is mostly found in the macro-structure of the flow. Fluidized bed time series treated in this work are available at http://www.entek.chalmers.se/∼fijo

This article analyses the trends in primary demand for fossil fuels and renewables, comparing regions with large and small domestic fossil fuel reserves. We focus on countries that hold 80% of global fossil fuel reserves and compare them with key countries that have meagre fossil fuel reserves. We show that those countries with large domestic fossil fuel reserves have experienced a large increase in primary energy demand from fossil fuels, but only a moderate or no increase in primary energy from renewables, and in particular from non-hydro renewable energy sources (NHRES), which are assumed to represent the cornerstone of the future transformation of the global energy system. This implies a tremendous threat to climate change mitigation, with only two principal mitigation options for fossil-fuel-rich economies if there is to be compliance with the temperature goals of the Paris Agreement: (1) leave the fossil fuels in the ground; and (2) apply carbon capture and storage (CCS) technologies. Combinations of these two options to exploit their respective possibilities synergistically will require strong initiatives and incentives to transform a certain amount of the domestic fossil fuel reserves (including the associated infrastructure) into stranded assets and to create an extensive CCS infrastructure. Our conclusion is that immediate and disruptive changes to the use of fossil fuels and investments in non-carbon-emitting technologies are required if global warming is to be limited to well below 2°C. Collective actions along value chains in business to divert from fossil fuels may be a feasible strategy.Key policy insights The main obstacle to compliance with any reasonable warming target is the abundance of fossil fuels, which has maintained and increased momentum towards new fossil-fuelled processes.So far, there has been no increase in the share of NHRES in total global primary energy demand, with a clear decline in the NHRES share in India and China.There is an immediate need for the global community to develop fossil fuel strategies and policies.Policies must account for the global trade flow of products that typically occurs from the newly industrialized fossil fuel-rich countries to the developed countries.

This study investigates how differences in energy-related properties of cities influence the composition of a cost-efficient urban energy system, assuming electrification of the transport and industry sectors and zero-emission of CO2. These differences are evaluated for two scenarios regarding the capacities of the modeled cities to import electricity. A linear optimization model that encompasses the electricity, heating, industry, and transport sectors, using measured data from six cities in Sweden, is applied. Results show that when strict constraints on electricity imports are enforced, cities with a lower ratio of annual electricity demand for heat encourage the implementation of power-to-heat solutions in the heating sector. This study also reveals that under such stringent electricity import conditions, cities with a high level of flexibility in electricity demand favor a combination of batteries and solar photovoltaics as opposed to biomass-based electricity production. Conversely, when electricity importation is less restricted and biomass prices surpass 20 EUR/MWh, local electricity generation is outcompeted by imports, and large-scale heat pumps working in tandem with thermal energy storage dominate the heating sector in all modeled cities. This assertion holds true when the maximum electricity import capacity is utilized up to 5000 h annually.

This work investigates the technical feasibility and costs of capturing CO2 from industrial emission sources with CO2 concentrations ranging between 0.04 – 4%. Three types of capture schemes are considered: 1) post-combustion capture through monoethanolamine absorption (MEA-ABS), 2) post-combustion capture through DAC-based technologies: alkali absorption combined with calcium looping (ALK-ABS) and temperature vacuum swing adsorption (TVSA), and 3) offsetting the emissions by regular DAC from the atmosphere using ABS-ALK or TVSA. For this, the cost of on-site capture and transportation coupled to post-combustion capture is compared to that of off-site carbon removal through DAC to investigate which parameters govern the choice of industries emitting CO2 at low concentrations with regard to implement mitigation measures (and through which technique) or rather offset emissions through purchase of negative emission.