Literatura académica sobre el tema "Power to Fuels"
Crea una cita precisa en los estilos APA, MLA, Chicago, Harvard y otros
Consulte las listas temáticas de artículos, libros, tesis, actas de conferencias y otras fuentes académicas sobre el tema "Power to Fuels".
Junto a cada fuente en la lista de referencias hay un botón "Agregar a la bibliografía". Pulsa este botón, y generaremos automáticamente la referencia bibliográfica para la obra elegida en el estilo de cita que necesites: APA, MLA, Harvard, Vancouver, Chicago, etc.
También puede descargar el texto completo de la publicación académica en formato pdf y leer en línea su resumen siempre que esté disponible en los metadatos.
Artículos de revistas sobre el tema "Power to Fuels"
Yao, B., V. L. Kuznetsov, T. Xiao, X. Jie, S. Gonzalez-Cortes, J. R. Dilworth, H. A. Al-Megren, S. M. Alshihri y P. P. Edwards. "Fuels, power and chemical periodicity". Philosophical Transactions of the Royal Society A: Mathematical, Physical and Engineering Sciences 378, n.º 2180 (17 de agosto de 2020): 20190308. http://dx.doi.org/10.1098/rsta.2019.0308.
Texto completoAntonov, Dmitrii, Olga Gaidukova, Galina Nyashina, Dmitrii Razumov y Pavel Strizhak. "Prospects of Using Gas Hydrates in Power Plants". Energies 15, n.º 12 (7 de junio de 2022): 4188. http://dx.doi.org/10.3390/en15124188.
Texto completoGuo, Zuo Gang, Qian Qian Yin y Shu Rong Wang. "Bio-Oil Emulsion Fuels Production Using Power Ultrasound". Advanced Materials Research 347-353 (octubre de 2011): 2709–12. http://dx.doi.org/10.4028/www.scientific.net/amr.347-353.2709.
Texto completoGrinberg Dana, Alon, Oren Elishav, André Bardow, Gennady E. Shter y Gideon S. Grader. "Nitrogen-Based Fuels: A Power-to-Fuel-to-Power Analysis". Angewandte Chemie International Edition 55, n.º 31 (10 de junio de 2016): 8798–805. http://dx.doi.org/10.1002/anie.201510618.
Texto completoBalafoutis, Athanasios, Spyros Fountas, Athanasios Natsis y George Papadakis. "Performance and Emissions of Sunflower, Rapeseed, and Cottonseed Oils as Fuels in an Agricultural Tractor Engine". ISRN Renewable Energy 2011 (29 de septiembre de 2011): 1–12. http://dx.doi.org/10.5402/2011/531510.
Texto completoBeyersdorf, A. J., M. T. Timko, L. D. Ziemba, D. Bulzan, E. Corporan, S. C. Herndon, R. Howard et al. "Reductions in aircraft particulate emissions due to the use of Fischer–Tropsch fuels". Atmospheric Chemistry and Physics 14, n.º 1 (2 de enero de 2014): 11–23. http://dx.doi.org/10.5194/acp-14-11-2014.
Texto completoKuznetsov, Geniy, Dmitrii Antonov, Maxim Piskunov, Leonid Yanovskyi y Olga Vysokomornaya. "Alternative Liquid Fuels for Power Plants and Engines for Aviation, Marine, and Land Applications". Energies 15, n.º 24 (16 de diciembre de 2022): 9565. http://dx.doi.org/10.3390/en15249565.
Texto completoWierzbicki, Sławomir y Michał Śmieja. "Use of biogas to power diesel engines with common rail fuel systems". MATEC Web of Conferences 182 (2018): 01018. http://dx.doi.org/10.1051/matecconf/201818201018.
Texto completoValance, Stéphane, Bruno Baumeister, Winfried Petry y Jan Höglund. "Innovative and safe supply of fuels for reactors". EPJ Nuclear Sciences & Technologies 6 (2020): 40. http://dx.doi.org/10.1051/epjn/2019013.
Texto completoZayermohammadi Rishehri, Hossein y Majid Zaidabadi Nejad. "Conceptual design of an innovative I&XC fuel assembly for a SMR based on neutronic/thermal-hydraulic calculations at the BOC". Kerntechnik 87, n.º 1 (1 de febrero de 2022): 91–103. http://dx.doi.org/10.1515/kern-2021-1012.
Texto completoTesis sobre el tema "Power to Fuels"
Uddin, Azhar. "Solar fuels via two-step thermochemical redox cycles for power and fuel production". Doctoral thesis, Universitat Politècnica de Catalunya, 2019. http://hdl.handle.net/10803/671139.
Texto completoEl aumento del CO2 antropogénico y el calentamiento global y el aumento de la demanda de energía primaria hace que se requieran medidas para la transición energética y la diversificación con energías renovables e infraestructuras existentes basadas en combustibles fósiles. Además de implementar medidas para la captura y el secuestro de carbono, también se necesita desarrollar métodos para la utilización de CO2. En ese sentido, los ciclos redox termoquímicos son particularmente interesantes para producir combustible sintético que, a su vez, pueden utilizarse para la producción de otras substancias químicas. La rotura de CO2 / H2O (CL) mediante una vía termoquímica de dos pasos está compuesta por dos reacciones redox con un óxido metálico. El primer paso es la reducción de los óxidos metálicos al perder oxígeno y crear vacantes en la red a una temperatura más alta y convertirse en óxido de metal de valencia más baja. Durante la etapa de oxidación, los gases reactivos CO2 / H2O reaccionan con el óxido metálico reducido formando CO y H2. Se ha investigado el uso de diferentes óxidos metálicos en función de su capacidad de transporte de oxígeno y sus propiedades para realizar ciclos redox continuos a distintos valores de temperatura y presión. Después de un examen cuidadoso, se ha seleccionado a la ceria para la división de CO2 / H2O a gran escala. En el presente trabajo, se investigan las divisiones termoquímicas de CO2 / H2O impulsadas por energía solar y la reducción de metano para la producción de gas de síntesis, con especial atención a su aplicación en reactores no estructurados. Se evalúa el uso de reactores de lecho móvil basado en flujo contracorriente y reactores de lecho fluidizado que funcionan en diferentes regímenes de fluidización. Es un reactor de lecho móvil tanto para la etapa de reducción como para la etapa de oxidación se obtienen altas selectividades de CO y H2 con volúmenes óptimos del reactor, mientras que en un reactor de lecho fluidizado el volumen requerido es mucho más alto, lo que lo hace inviable. Los modelos de reactor se han desarrollado en Aspen plus y se validan a partir de la literatura. Un análisis de sensibilidad ha revelado que la unidad CL depende en gran medida de la temperatura y la presión. El análisis se ha ampliado integrando la unidad desarrollada de CL como una unidad adicional a una central eléctrica de 100 MW con captura de carbono. La eficiencia de la planta se ha investigado considerando sólo la división de CO2, sólo la del H2O y la mezcla de CO2 y H2O como alimentación al reactor de oxidación de la unidad CL. El resultado es de una potencia máxima de 12.9 MW con una eficiencia de energía solar a eléctrica de 25.4%. Esta potencia adicional reduciría la pérdida de eficiencia debido a la captura de carbono de 11.3 a 6%. Para lograr esto, el reactor de reducción de la unidad CL debe funcionar a 1600 ° C y 10-7 bar de presión. Estas condiciones necesitarían un enorme campo solar y la operación, en ausencia de almacenamiento térmico, se limitaría a unas pocas horas durante el día. El análisis técnico-económico ha revelado que el coste nivelado de la electricidad es de 1321 $/MWh sin incluir incentivos ni impuestos sobre el carbono. Posteriormente, se ha considerado la reducción del metano como una alternativa a la reducción térmica. Al principio, se realizaron análisis termodinámicos de la unidad de CL impulsada por metano. A partir del análisis, se ha demostrado que la temperatura mínima requerida es de 900°C con 50% de exceso de metano para la reducción, lo que supone una eficiencia de la unidad CL de 62% con un rendimiento óptimo de CO y H2. La división de CO2/H2O en el reactor de oxidación a una mayor temperatura de salida beneficiaría considerablemente la eficiencia energética del ciclo redox CL completo. La variación de la relación H2/CO en la salida con respecto a los parámetros de entrada variables que incluyen la composición del gas al reactor de oxidación se ha estudiado con el fin de especificar las condiciones operativas idóneas. Posteriormente, la unidad CL impulsada por metano se ha integrado como una unidad adicional a una central eléctrica de 500 MW alimentada por oxígeno. Se ha investigado el rendimiento de un sistema con un ciclo combinado de gas natural convencional con o sin captura de carbono. Se ha obtenido una eficiencia de sistema y eficiencia energética de 50.7 y 47.4%, respectivamente. La eficiencia del sistema podría mejorarse a 61.5%, sujeto a la optimización del sistema. La evaluación tecno-económica ha revelado un coste de capital durante la noche de 2455 $/kW con un coste de ahorro de CO2 de 96.25 $/tonelada CO2 y un LCOE de 128.01 $/MWh. Sin embargo, con créditos de carbono de 6 $/tonelada CO2, el LCOE caería por debajo de 50 $/MWh.
Con l'aumento delle emissioni di CO2 antropogenica che contribuiscono al riscaldamento globale e l'incremento della domanda mondiale di energia primaria, sono richieste significative misure per favorire la diversificazione delle fonti e la transizione energetica tramite fonti rinnovabili a partire dalle infrastrutture esistenti basate su combustibili fossili. Prima ancora degli interventi per la cattura e il sequestro dell’anidride carbonica, anche l’utilizzo della CO2 rappresenta una misura necessaria al raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione. In questo senso, i cicli redox termochimici hanno acquisito particolare interesse per la produzione di combustibile sintetico da utilizzare come intermedio nella produzione di altri prodotti chimici. La separazione chimica di CO2/H2O attraverso un ciclo termochimico – chemical looping splitting (CL) – in due fasi è composta da due reazioni redox con un ossido di metallo. La prima fase del ciclo avviene alla temperatura più elevata e consiste nella riduzione dell’ossido di metallo, che cede ossigeno creando vacanze nel reticolo e diventando ossido di metallo a bassa valenza. Durante la fase di ossidazione, i gas reagenti CO2/H2O reagiscono con l'ossido di metallo ridotto che forma CO e H2. Una mappatura dettagliata dei diversi ossidi di metallo è stata effettuata in base alla loro capacità di trasporto dell’ossigeno e alle proprietà nei cicli di ossido-riduzione a funzionamento continuo in condizioni di variazione di temperatura e pressione. Dopo un attento esame, l’ossido di Cerio - ceria - è stato selezionato per l'applicazione che può essere disponibile per la scissione CO2 / H2O su larga scala. In questo lavoro, sia la separazione termochimica di CO2/H2O alimentata tramite energia solare, sia i cicli con riduzione tramite metano, entrambi finalizzati all produzione di syngas sono stati studiati con particolare attenzione ai reattori non strutturati. Per il ciclo termochimico basato su energia solare, è stata effettuata la valutazione dei reattori a letto mobile a flusso in controcorrente e a letto fluido che operano in diversi regimi di fluidizzazione. Il reattore a letto mobile è stato individuato come il più performante sia per la riduzione che l’ossidazione, con elevate selettività verso CO e H2 e volumi ottimali del reattore, mentre una resa analoga con reattori a letto fluidizzato potrebbe essere ottenuta solo con volumi di reattore molto alti, rendendo questa scelta irrealizzabile nella pratica. I modelli di reattore sono stati sviluppati in Aspen plus e sono stati validati dalla letteratura. Un'analisi di sensitività ha rivelato che la performance dell'unità CL è in larga misura dipendente dalla temperatura e dalla pressione di riduzione. L'analisi è stata estesa integrando l'unità CL sviluppata come unità aggiuntiva di una centrale elettrica a ossicombustione da 100 MW con cattura di carbonio. L'efficienza dell'impianto è stata studiata considerando di alimentare il reattore di ossidazione dell'unità CL sia con CO2, sia con H2O, sia con una miscela di CO2 e H2O. I risultati indicano una potenza massima di 12,9 MW con un rendimento da solare a elettricità del 25,4% generabile grazie all’unità di CL. Questa potenza aggiuntiva ridurrebbe la perdita di efficienza dovuta alla cattura di carbonio dall'11,3 al 6%. Per ottenere ciò, il reattore di riduzione dell'unità CL deve operare a 1600 ° C con una pressione di 10-7 bar. Queste condizioni avrebbero bisogno di un enorme campo solare e l'operazione sarebbe limitata a poche ore durante il giorno senza l’integrazione di un accumulo termico. L'analisi tecno-economica ha rivelato che il costo livellato (levelizad cost) dell'elettricità era di 1321 $ / MWh, senza includere incentivi o tassazione sul carbonio. Successivamente, è stata considerata la riduzione della ceria con metano come alternativa alla riduzione termica. Inizialmente, sono state condotte analisi termodinamiche dell'unità CL con riduzione a metano. Dall'analisi è emerso che la temperatura minima richiesta era 900 °C per la riduzione con un eccesso di metano del 50%, che ha prodotto un'efficienza dell'unità CL del 62% con una resa ottimale di CO e H2. In questo caso, la scissione di CO2/H2O nel reattore di ossidazione consisteva nell'ossidazione completa esotermica della ceria, per cui una temperatura di uscita più elevata avrebbe notevolmente migliorato l'efficienza energetica del ciclo CL redox completo. La variazione del rapporto H2 / CO all'uscita rispetto ai vari parametri di input, compresa la composizione del gas inviato al reattore di ossidazione, è stata studiata per specificare le condizioni operative necessarie. Successivamente, l'unità CL a metano è stata integrata come unità aggiuntiva in una centrale elettrica a ossicombustione da 500 MW. Sono state studiate le prestazioni del sistema in una valutazione comparativa con un ciclo combinato convenzionale a gas naturale, un ciclo a ossicombustione con cattura di carbonio e l'impianto proposto. Sono stati ottenuti per l’impianto rispettivamente un rendimento del sistema e un'efficienza energetica del 50,7% e del 47,4%. L'efficienza del sistema potrebbe essere migliorata fino al 61,5% tramite l'ottimizzazione del recupero termico del sistema, valutata attraverso la pinch analysis del sistema. Una dettagliata valutazione tecno-economica ha rivelato un costo specifico del capitale di 2455 $ / kW (overnight cost), un costo livellato delle emissioni di CO2 evitate 96,25 $ / tonnellata di CO2, e un costo dell’elettricità (LCOE) di 128,01 $ / MWh. Tuttavia, considerando un incentivo di 6 $ / tonnellata di CO2 evitata, il LCOE scenderebbe sotto i 50 $ / MWh. L'unità CL a metano viene successivamente integrata come unità aggiuntiva in un impianto di poligenerazione che produce elettricità e dimetil-etere. I risultati hanno mostrato che l'impianto può produrre 103 MWe e 2,15 kg/s di DME con un’efficienza energetica ed exergetica del 50% e del 44% rispettivamente. L'investimento di capitale richiesto per l'impianto ammonta a 534 M$. Con un valoré per la carbon tax di $ 40 / tonnellata di CO2, il DME e l’elettricità raggiungerebbero la parità con gli attuali prezzi di mercato, pari a $18/GJ per il DME e $50/MWh per l’elettricità. I costi risultanti sono dovuti all'unità di separazione dell'aria richiesta per la centrale elettrica a ossicombustione e può essere ridotta sostituendo l'unità di separazione dell'aria con una tecnologia a membrana per la separazione dell'ossigeno. Poiché in letteratura non esiste un modello completo per cinetica dello stato solido che descriva la riduzione con metano della ceria, esso è stato ricavato per via sperimentale. Sono stati condotti esperimenti in un reattore tubolare orizzontale a letto fisso in un intervallo di temperatura di 900-1100 °C. E’ stata studiata la cinetica della scissione della CO2, essendo una reazione più complessa rispetto alla scissione dell'acqua, la cui cinetica è stata invece ottenuta dalla letteratura. In base all’analisi sperimentale condotta, il modello cinetico Avrami-Erofe'ev (AE3) è risultato essere il migliore per entrambe le reazioni, con le rispettive energie di attivazione ottenute rispettivamente come 283 kJ/mol e 59,68 kJ/mol. L'ordine della reazione è stato ricavato come relazione tra temperatura e concertazione dei reagenti. L'analisi è stata effettuata seguendo un approccio termodinamico, ma la reazione eterogenea dell'ossido di metallo e dei gas reagenti limita il raggiungimento dell'equilibrio durante la reazione e dipende sempre dal tipo di reattore scelto per x l'applicazione. Pertanto, un modello di reattore a letto mobile è stato sviluppato considerando la riduzione del metano ottenuta sperimentalmente e la cinetica di splitting della CO2 è stata incorporata per valutare i due impianti proposti: la centrale elettrica e l'impianto di poligenerazione. È stata osservata una riduzione del 20% nell'efficienza dell'unità CL. Tuttavia, grazie all’integrazione termica interna al sistema, l’efficienza termica dell'impianto complessivo è molto simile a quella raggiunta nell’analisi termodinamica, con un valore del 50,9%. Tuttavia, a differenza del layout termodinamico, non è disponibile calore in eccesso per migliorare ulteriormente l'efficienza del sistema. Oltre al riciclo e all'utilizzo della CO2, come criteri di valutazione della sostenibilità per il layout proposto sono stati analizzati anche l’occupazione del suolo terreno e il fabbisogno idrico. Sia il fabbisogno di terra che di acqua aumentano di 2,5 volte rispetto ad una centrale convenzionale a ciclo combinato a gas naturale. Inoltre, anche l’impianto di poligenerazione con produzione di energia elettrica e dimetil etere (DME) è stato studiato considerando un modello dell’unità CL basato sulla cinetica e ha rilevato che la produzione di DME scenderebbe da 2,15 kg/s a 1,48 kg/s e la potenza elettrica prodotta da 103 a 72 MW. Pertanto, la cinetica ha una forte influenza sulla prestazione complessiva del sistema, e considerarla nell’analisi porta a ridurre la produzione di energia e DME di circa il 30% con un aumento di costo del 30%. Complessivamente, l'integrazione dell'unità CL come unità aggiuntiva ad una centrale elettrica a ossicombustione risulta più adatta rispetto alla poligenerazione, considerando il prezzo di mercato attuale per le commodities prodotte.
XXX, AZHARUDDIN. "Solar fuels via two-step thermochemical redox cycle for power and fuel production". Doctoral thesis, Politecnico di Torino, 2019. http://hdl.handle.net/11583/2744933.
Texto completoBenedetto, Michael V. "A possible solution for the U.S. Navy's addiction to petroleum : a business case analysis for transitioning the U. S. Navy from petroleum to synthetic fuel resources /". Thesis, Monterey, Calif. : Naval Postgraduate School, 2007. http://bosun.nps.edu/uhtbin/hyperion.exe/07Mar%5FBenedetto.pdf.
Texto completoThesis Advisor(s): Daniel A. Nussbaum. "March 2007." Includes bibliographical references (p. 95-99). Also available in print.
PESSOA, JOAO S. "Projeto piloto do etanol - PPE. Alternativa energetica para substituicao parcial ou total do oleo combustivel em plantas de geracao termoeletrica". reponame:Repositório Institucional do IPEN, 2004. http://repositorio.ipen.br:8080/xmlui/handle/123456789/11185.
Texto completoMade available in DSpace on 2014-10-09T14:01:41Z (GMT). No. of bitstreams: 1 09996.pdf: 9839112 bytes, checksum: 191077eddeaa1bbd2d98314d2e7d250a (MD5)
Dissertacao (Mestrado)
IPEN/D
Instituto de Pesquisas Energeticas e Nucleares - IPEN/CNEN-SP
May, John R. (John Robert) 1978. "Sustainability of electricity generation using Australian fossil fuels". Monash University, Dept. of Chemical Engineering, 2003. http://arrow.monash.edu.au/hdl/1959.1/9537.
Texto completoNavarro-Perez, Rogelio. "Voltage collapse proximity assessment for the operational planning of power systems". Thesis, Imperial College London, 1993. http://ethos.bl.uk/OrderDetails.do?uin=uk.bl.ethos.241887.
Texto completoTerry, Kevin B. "Synthetic fuels for naval applications produced using shipboard nuclear power". Thesis, Monterey, California. Naval Postgraduate School, 1995. http://hdl.handle.net/10945/26288.
Texto completoTerry, Kevin B. (Kevin Brian). "Synthetic fuels for naval applications produced using shipboard nuclear power". Thesis, Massachusetts Institute of Technology, 1995. http://hdl.handle.net/1721.1/11590.
Texto completoXiao, Hua. "Combustion of green fuels for power generation in gas turbine". Thesis, Cardiff University, 2018. http://orca.cf.ac.uk/111951/.
Texto completoTrivedi, Parthsarathi. "Environmental and economic tradeoffs of feedstock usage for liquid fuels and power production". Thesis, Massachusetts Institute of Technology, 2014. http://hdl.handle.net/1721.1/90805.
Texto completoCataloged from PDF version of thesis.
Includes bibliographical references (pages 55-63).
The thesis is divided into two parts - 1) assessing the energy return on investment for alternative jet fuels, and 2) quantifying the tradeoffs associated with the aviation and non-aviation use of agricultural residues. We quantify energy return on energy investment (EROI) as one metric for the sustainability of alternative jet fuel production. Lifecycle energy requirements are calculated and subsequently used for calculating three EROI variants. EROI₁ is defined as the ratio of the lower heating value (LHV) of the liquid fuel produced, to lifecycle (direct and indirect) process fossil fuel energy inputs and fossil feedstock losses during conversion. EROI₂ is defined as the ratio of fuel LHV to total fossil fuel energy input, inclusive of the fossil energy embedded in the fuel. EROI₃ is defined as the ratio of fuel LHV to the sum of renewable and non-renewable process fuel energy required and feedstock energy losses during conversion. We also define an approximation for EROI₁ using lifecycle CO₂ emissions. This approach agrees to within 20% of the actual EROI₁ and can be used as an alternative when necessary. Feedstock-to-fuel pathways considered include jet fuel from conventional crude oil; jet fuel production from Fischer-Tropsch (FT) processes using natural gas, coal and/or switchgrass; HEFA (hydroprocessed esters and fatty acids) jet fuel from soybean, palm, rapeseed and jatropha; and advanced fermentation jet (AF-J) fuel from sugarcane, corn grain and switchgrass. We find that ERO₁ 1 for conventional jet fuel from conventional crude oil ranges between 4.9-14.0. Among the alternative fuel pathways considered, FT-J fuel from switchgrass has the highest baseline EROI₁ of 9.8, followed by AF-J fuel from sugarcane at 6.7. Jet fuel from oily feedstocks has an EROI₁ between 1.6 (rapeseed) and 2.9 (palm). EROI₂ differs from EROI₁ only in the case of fossil-based jet fuels. Conventional jet from crude oil has a baseline EROI₂ of 0.9, and FT-J fuel from NG and coal have values of 0.6 and 0.5, respectively. EROI 3 values are on average 36% less than EROI₁ for HEFA pathways. EROI₃ for AF-J and FT-J fuels considered is 50% less than EROI₁ on average. All alternative fuels considered have a lower baseline EROI₃ than conventional jet fuel. Using corn stover, an abundant agricultural residue, as a feedstock for liquid fuel or power production has the potential to offset anthropogenic climate impacts associated with conventional utilities and transportation fuels. We quantify the environmental and economic opportunity costs associated with the usage of corn stover for different applications, of which we consider combined heat and power, ethanol, Fischer-Tropsch (FT) middle distillate (MD) fuels, and advanced fermentation (AF) MD. Societal costs comprise of the monetized attributional lifecycle greenhouse gas (GHG) footprint and supply costs valued at the shadow price of resources. The sum of supply costs and monetized GHG footprint then provides the societal cost of production and use of corn stover for a certain application. The societal costs of conventional commodities, assumed to be displaced by renewable alternatives, are also calculated. We calculate the net societal cost or benefit of different corn stover usages by taking the difference in societal costs between corn stover derived fuels and their conventional counterparts, and normalize the results on a feedstock mass basis. Uncertainty associated with the analysis is captured using Monte-Carlo simulation. We find that corn stover derived electricity and fuels reduce GHG emissions compared to conventional fuels by 21-92%. The mean reduction is 89% for electricity in a CHP plant, displacing the U.S. grid-average, 70% for corn stover ethanol displacing U.S. gasoline and 85% and 55% for FT MD and AF MD displacing conventional U.S. MD, respectively. Using corn stover for power and CHP generation yields a net mean societal benefit of $48.79/t and $131.23/t of corn stover, respectively, while FT MD production presents a mean societal benefit of $27.70/t of corn stover. Ethanol and AF MD production from corn stover result in a mean societal cost of $24.86/t and $121.81/t of corn stover use, respectively, driven by higher supply costs than their conventional fuel counterparts. Finally, we note that for ethanol production, the societal cost of CO₂ that would need to be assumed to achieve a 50% likelihood of net zero societal cost of corn stover usage amounts to approximately -$100/tCO₂, and for AF MD production to ~$600/tCO₂.
by Parthsarathi Trivedi.
S.M.
Libros sobre el tema "Power to Fuels"
World nuclear power. London: Routledge, 1991.
Buscar texto completoSpence, M. Fossil fuels. New York: Gloucester Press, 1993.
Buscar texto completoAldridge, Bill G. Energy sources and natural fuels. Washington, D.C: National Science Teachers Association, 1993.
Buscar texto completoG, Aldridge Bill, ed. Energy sources and natural fuels. Arlington, VA: National Science Teachers Association, 1996.
Buscar texto completoSpliethoff, Hartmut. Power Generation from Solid Fuels. Berlin, Heidelberg: Springer Berlin Heidelberg, 2010. http://dx.doi.org/10.1007/978-3-642-02856-4.
Texto completoSpliethoff, Hartmut. Power generation from solid fuels. Heidelberg: Springer, 2010.
Buscar texto completo1935-, Coles Peter S., ed. Fuels and energy. London: Macdonald Educational, 1985.
Buscar texto completoEstill, Lyle. Biodiesel Power. New York: New Society Publishers, 2009.
Buscar texto completoSantrey, Laurence. Energy and fuels. Mahwah, N.J: Troll Associates, 1985.
Buscar texto completoRichards, Julie. Fossil fuels. Tarrytown, NY: Marshall Cavendish Benchmark, 2009.
Buscar texto completoCapítulos de libros sobre el tema "Power to Fuels"
Spliethoff, Hartmut. "Solid Fuels". En Power Systems, 15–56. Berlin, Heidelberg: Springer Berlin Heidelberg, 2010. http://dx.doi.org/10.1007/978-3-642-02856-4_2.
Texto completoCarlson, Kenneth E. "Fossil Fuels". En Power Plant Engineering, 71–123. Boston, MA: Springer US, 1996. http://dx.doi.org/10.1007/978-1-4613-0427-2_4.
Texto completoRapier, Robert. "Fossil Fuels and Nuclear Power". En Power Plays, 11–24. Berkeley, CA: Apress, 2012. http://dx.doi.org/10.1007/978-1-4302-4087-7_2.
Texto completoLiljedahl, John B., Paul K. Turnquist, David W. Smith y Makoto Hoki. "Fuels and Combustion". En Tractors and their Power Units, 48–76. Boston, MA: Springer US, 1989. http://dx.doi.org/10.1007/978-1-4684-6632-4_4.
Texto completoSpliethoff, Hartmut. "Combustion Systems for Solid Fossil Fuels". En Power Systems, 221–359. Berlin, Heidelberg: Springer Berlin Heidelberg, 2010. http://dx.doi.org/10.1007/978-3-642-02856-4_5.
Texto completoTremel, Alexander. "Power-to-Fuel Plants—Conceptual Design and Applications". En Electricity-based Fuels, 47–73. Cham: Springer International Publishing, 2017. http://dx.doi.org/10.1007/978-3-319-72459-1_4.
Texto completoFischer, M. y R. Tamme. "Solar Fuels and Chemicals, Solar Hydrogen". En Solar Power Plants, 336–66. Berlin, Heidelberg: Springer Berlin Heidelberg, 1991. http://dx.doi.org/10.1007/978-3-642-61245-9_9.
Texto completoGaudernack, Bjørn. "Hydrogen Production from Fossil Fuels". En Hydrogen Power: Theoretical and Engineering Solutions, 75–89. Dordrecht: Springer Netherlands, 1998. http://dx.doi.org/10.1007/978-94-015-9054-9_10.
Texto completoCarroll E. Goering and Alan C. Hansen. "CHAPTER 6 Fuels and Combustion". En Engine & Tractor Power, 4th Edition, 111–42. St. Joseph, MI: American Society of Agricultural and Biological Engineers, 2004. http://dx.doi.org/10.13031/2013.24141.
Texto completoYang, Xinglin, Zongming Yang, Huabing Wen, Viktor Gorbov, Vira Mitienkova y Serhiy Serbin. "Substantiation of Alternative Fuels Utilization". En Alternative Fuels in Ship Power Plants, 1–33. Singapore: Springer Singapore, 2021. http://dx.doi.org/10.1007/978-981-33-4850-9_1.
Texto completoActas de conferencias sobre el tema "Power to Fuels"
Handa, Noritoshi y Kanae Niwa. "Ceramic Gas Turbine Hybrid Power System". En Alternative Fuels Conference & Exposition. 400 Commonwealth Drive, Warrendale, PA, United States: SAE International, 1995. http://dx.doi.org/10.4271/952765.
Texto completoDumbaugh, George D. "Burning Uncleaned Solid Fuels". En ASME 2013 Power Conference. American Society of Mechanical Engineers, 2013. http://dx.doi.org/10.1115/power2013-98154.
Texto completoDam, Bidhan y Ahsan Choudhuri. "Flashback Propensity of Syngas Fuels". En ASME 2009 Power Conference. ASMEDC, 2009. http://dx.doi.org/10.1115/power2009-81011.
Texto completoAbens, S. G. y G. Steinfeld. "Direct carbonate fuel cell power plant operating with logistic fuels". En IECEC-97 Proceedings of the Thirty-Second Intersociety Energy Conversion Engineering Conference (Cat. No.97CH6203). IEEE, 1997. http://dx.doi.org/10.1109/iecec.1997.661880.
Texto completoLetheby, Kirby. "Utility Perspectives on Opportunity Fuels". En 2002 International Joint Power Generation Conference. ASMEDC, 2002. http://dx.doi.org/10.1115/ijpgc2002-26175.
Texto completoFan, Longyu, Yuxi Liu, Xinwen Gao, Ronbin Yan y Haotian Zhu. "A Layered Active Balance System for Lithium-ion Power Battery Based on Auxiliary Power". En SAE Powertrains, Fuels & Lubricants Conference & Exhibition. 400 Commonwealth Drive, Warrendale, PA, United States: SAE International, 2022. http://dx.doi.org/10.4271/2022-01-1132.
Texto completoDam, Bidhan, Vishwanath Ardha y Ahsan Choudhuri. "Laminar Flame Velocity of Syngas Fuels". En ASME 2010 Power Conference. ASMEDC, 2010. http://dx.doi.org/10.1115/power2010-27294.
Texto completoWierzbicki, Teresa A., Ivan C. Lee y Ashwani K. Gupta. "Thermal Characteristics of Synthetic Jet Fuels in a Meso-Scale Heat Recirculating Combustor". En ASME 2013 Power Conference. American Society of Mechanical Engineers, 2013. http://dx.doi.org/10.1115/power2013-98311.
Texto completoSmirnov, Oleh, Anna Borysenko, Anton Marchenko, Igor Gritsuk, Oleksandra Litikova, Igor Parsadanov, Evgeniy Kalinin et al. "New Concept for Creating a Vehicle Hybrid Power Units". En SAE Powertrains, Fuels & Lubricants Meeting. 400 Commonwealth Drive, Warrendale, PA, United States: SAE International, 2020. http://dx.doi.org/10.4271/2020-01-2248.
Texto completoWegeng, Robert y John Mankins. "Chemical Fuels from Space Solar Power". En 6th International Energy Conversion Engineering Conference (IECEC). Reston, Virigina: American Institute of Aeronautics and Astronautics, 2008. http://dx.doi.org/10.2514/6.2008-5602.
Texto completoInformes sobre el tema "Power to Fuels"
Muelaner, Jody Emlyn. Decarbonized Power Options for Non-road Mobile Machinery. 400 Commonwealth Drive, Warrendale, PA, United States: SAE International, enero de 2023. http://dx.doi.org/10.4271/epr2023002.
Texto completoCastellano, Felix. LOW POWER UPCONVERSION FOR SOLAR FUELS PHOTOCHEMISTRY. Office of Scientific and Technical Information (OSTI), agosto de 2013. http://dx.doi.org/10.2172/1089302.
Texto completoHarold, Michael P., Karolos Grigoriadis, Vemuri Balakotaiah y Matthew Franchek. Center for Clean Fuels and Power Generation. Office of Scientific and Technical Information (OSTI), octubre de 2012. http://dx.doi.org/10.2172/1342959.
Texto completoJones, David y Paul Lemar. Combined Heat and Power Market Potential for Opportunity Fuels. Office of Scientific and Technical Information (OSTI), diciembre de 2015. http://dx.doi.org/10.2172/1247946.
Texto completoBROWN, LC, GE BESENBRUCH, RD LENTSCH, KR SCHULTZ, JF FUNK, PS PICKARD, AC MARSHALL y SK SHOWALTER. HIGH EFFICIENCY GENERATION OF HYDROGEN FUELS USING NUCLEAR POWER. Office of Scientific and Technical Information (OSTI), junio de 2003. http://dx.doi.org/10.2172/814014.
Texto completoBrown, L. C. High Efficiency Generation of Hydrogen Fuels Using Nuclear Power. Office of Scientific and Technical Information (OSTI), febrero de 2000. http://dx.doi.org/10.2172/761612.
Texto completoSmith, J. R. Zero Emission Steam Technology: Clean Electric Power from Fossil Fuels. Office of Scientific and Technical Information (OSTI), julio de 2001. http://dx.doi.org/10.2172/15005715.
Texto completoKaganas, G. y J. Rest. A physical description of fission product behavior fuels for advanced power reactors. Office of Scientific and Technical Information (OSTI), octubre de 2007. http://dx.doi.org/10.2172/919331.
Texto completoRoberts, William L. Crude Glycerol as Cost-Effective Fuel for Combined Heat and Power to Replace Fossil Fuels, Final Technical Report. Office of Scientific and Technical Information (OSTI), octubre de 2012. http://dx.doi.org/10.2172/1053951.
Texto completoNewell, Peter y Mohamed Adow. Cutting the Supply of Climate Injustice. Institute of Development Studies (IDS), octubre de 2021. http://dx.doi.org/10.19088/1968-2021.129.
Texto completo