EP4649564A1 - Kosteneffizienter betrieb einer anlage der stahlindustrie und weiterer teilsysteme eines gesamtsystems - Google Patents

Kosteneffizienter betrieb einer anlage der stahlindustrie und weiterer teilsysteme eines gesamtsystems

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Publication number
EP4649564A1
EP4649564A1 EP23833657.2A EP23833657A EP4649564A1 EP 4649564 A1 EP4649564 A1 EP 4649564A1 EP 23833657 A EP23833657 A EP 23833657A EP 4649564 A1 EP4649564 A1 EP 4649564A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
plant
electrical energy
hydrogen
steel industry
electrolysis
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
EP23833657.2A
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Gerd Becker
Klaus Weinzierl
Günther Winter
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Primetals Technologies Germany GmbH
Original Assignee
Primetals Technologies Germany GmbH
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from EP23151165.0A external-priority patent/EP4401264A1/de
Application filed by Primetals Technologies Germany GmbH filed Critical Primetals Technologies Germany GmbH
Publication of EP4649564A1 publication Critical patent/EP4649564A1/de
Pending legal-status Critical Current

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Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J3/28—Arrangements for balancing of the load in networks by storage of energy
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for feeding a single network from two or more generators or sources in parallel; Arrangements for feeding already energised networks from additional generators or sources in parallel

Definitions

  • the present invention is based on an operating method for an overall system
  • the overall system comprises as subsystems a steel industry plant, an electrolysis plant and an electrical energy storage facility,
  • the present invention is further based on a control program for a control device for an overall system,
  • the overall system comprises as subsystems a steel industry plant, an electrolysis plant and an electrical energy storage facility,
  • the electrolysis plant and the electrical energy storage facility for the transmission of electrical energy are directly or indirectly connected to each other and to an electrical supply network,
  • control program comprises machine code which can be processed by the control device
  • control device causes the control device to control the overall system according to such an operating method.
  • the present invention is further based on a control device for an overall system,
  • the overall system comprises as subsystems a steel industry plant, an electrolysis plant and an electrical energy storage facility,
  • the electrolysis plant and the electrical energy storage facility for the transmission of electrical energy are directly or indirectly connected to each other and to an electrical supply network,
  • the control device is programmed with such a control program, so that the control device controls the entire system according to such an operating method when executing the machine code of the control program.
  • the present invention is further based on an overall system
  • the overall system comprises as subsystems a steel industry plant, an electrolysis plant and an electrical energy storage facility,
  • the electrolysis plant and the electrical energy storage facility for the transmission of electrical energy are directly or indirectly connected to each other and to an electrical supply network,
  • the overall system comprises such a control device which, when executing the machine code of such a control program, controls the overall system according to such an operating method.
  • An industrial process is known from KR 2019 0136300 A to which an energy storage device is assigned.
  • the industrial process can be a more or less complex technical process that includes several sub-processes that build on one another and interact with one another.
  • the industrial process has various types of loads, namely loads that must always be supplied with energy, loads that can be switched off, and loads for which the energy consumption is adjustable.
  • loads that must always be supplied with energy
  • loads for which the energy consumption is adjustable.
  • the actual energy consumption of the various components of the industrial plant is determined.
  • the operation of the industrial plant and the energy storage device are coordinated in such a way that costs are minimal.
  • US 10 354 297 B2 discloses an arrangement with a domestic consumer, an energy generator and an energy storage device.
  • the operation of the energy storage device can be determined taking into account the consumer's planned energy consumption.
  • Weather data can also be used.
  • Price information for obtaining electrical energy from a supply network and for feeding electrical energy into the supply network can also be taken into account. It is known from TW 201 235 124 A that the energy consumption of a plant in the steel industry - specifically a rolling mill - can be predicted with good accuracy if the operating mode of the plant in the steel industry is known.
  • US 8 288 888 B2 discloses an electrolysis plant that is coupled to a wind farm.
  • other loads and other energy sources can be present.
  • the other loads and energy sources can also be in the form of electrical energy storage devices.
  • the hydrogen produced by the electrolysis plant can be passed on to an affiliated chemical plant or refinery.
  • US 7,444,189 B1 discloses an operating method for an overall system that includes an electrolysis system, an electrical energy storage device, a hydrogen storage device, and residential buildings or smaller commercial facilities as components.
  • the electrolysis system, the electrical energy storage device, and the residential building and the like are connected to one another and to an electrical supply network for the transmission of electrical energy.
  • the electrolysis system, the hydrogen storage device, and the residential building and the like are connected to one another for the transfer of hydrogen.
  • a control device knows the current states of the electrolysis system, the energy storage device, and the hydrogen storage device.
  • the control device knows the current electrical energy requirements of the other components of the overall system and, for a forecast horizon, at least one expected price for electrical energy drawn from the supply network.
  • the control device sets operating modes for the subsystems for the forecast horizon and determines expected final states for the end of the forecast horizon.
  • the operating modes include operating modes for the electrolysis system, the electrical energy storage device, and the hydrogen storage device.
  • the expected final states comprise an expected final state determined by using the corresponding current state and the corresponding planned operating mode.
  • the control device varies the planned operating modes and, based on this, varies the associated expected final states so that a cost function is minimized.
  • the cost function includes the costs for obtaining electrical energy from the supply network, the operating modes of the electrolysis plant, the electrical energy storage device and the hydrogen storage device and evaluations of the corresponding expected final states.
  • the control device operates the electrolysis plant, the electrical energy storage device and the hydrogen storage device - but not the other parts of the overall system, in particular not the building or the like - according to the corresponding varied operating mode.
  • the object of the present invention is to create possibilities by means of which a cost-efficient operation of an overall system is achieved, which comprises as subsystems a steel industry plant, an electrolysis plant and an electrical energy storage system.
  • the overall system - in addition to the subsystems mentioned above - includes a hydrogen storage facility as a (further) subsystem. Furthermore, the steel industry plant, the electrolysis plant and the hydrogen storage facility for the transfer of hydrogen are directly or indirectly connected to one another. Furthermore, an operating method of the type mentioned at the outset is designed according to the invention in that
  • a control device controlling the entire system knows the current states of a current plant state of the steel industry plant, a current electrolysis state of the electrolysis plant, a current energy storage state of the energy storage system and a current hydrogen storage state of the hydrogen storage system,
  • control device knows at least one desired production plan for the steel industry plant and at least one expected price for electrical energy drawn from the supply network for a forecast horizon, - the production plan of the steel industry plant specifies which end products are to be produced by the steel industry plant from which raw materials and which properties the end products are to have,
  • control system sets operating modes for the forecast horizon and determines expected final states for the end of the forecast horizon
  • the operating modes include a plant operating mode for the steel industry plant, an electrolysis operating mode for the electrolysis plant, an energy storage operating mode for the electrical energy storage system and a hydrogen storage operating mode for the hydrogen storage system,
  • the expected final states comprise a final system state determined by taking into account the current system state and the planned system operating mode, an expected final electrolysis state determined by taking into account the current electrolysis state and the planned electrolysis operating mode, an expected final energy storage state determined by taking into account the current energy storage state and the planned energy storage operating mode, and an expected final hydrogen storage state determined by taking into account the current hydrogen storage state and the planned hydrogen storage operating mode,
  • control system for the forecast horizon varies the planned operating modes and, based on these, the expected final states, taking into account the production plan and design limits of the subsystems, so that a cost function is minimised
  • the cost function includes the costs for the purchase of electrical energy from the supply network, the operating modes of the steel industry plant, the electrolysis plant, the electrical energy storage and the hydrogen storage, assessments of the expected final states and productivity of the steel industry plant and
  • control device operates the subsystems according to the varied operating mode at least for the beginning of the forecast horizon.
  • the components of the steel industry plant receive input materials that they need for their operation (and possibly energy media such as natural gas).
  • the input materials supplied can be iron ore for an iron-producing plant, liquid or solid iron or liquid or solid steel for an arc furnace, a converter or a ladle plant, alloying elements and additives.
  • Liquid steel is fed to a continuous casting machine, and solid steel is fed to a rolling mill and downstream facilities.
  • the plant status of the steel industry plant describes the condition of the steel industry plant to the extent necessary. The plant status includes in particular which materials are currently in the steel industry plant and in which condition and in which condition the units of the steel industry plant are.
  • the formulation “which materials are currently in which condition in the steel industry plant” can, for example, include the amount of metal in a furnace vessel of the arc furnace, its chemical composition, its temperature and phase composition (for example, solid portion and molten portion) - alternatively the enthalpy - and the progress in producing the molten metal.
  • the formulation “which condition the components of the steel industry plant are in” can, for example, include the wear and tear of the furnace vessel, the wear and tear of the arc furnace electrodes, the maximum possible output in principle and the maximum possible output at the moment.
  • the maximum possible output at the moment can, for example, be less than the maximum possible output in principle because certain elements of the steel industry plant are not working or are only working incompletely. Similar statements apply to a ladle furnace.
  • the phrase “which materials are currently in which condition in the steel industry plant” can mean, for example, which material is currently being rolled and which materials are currently in a furnace upstream of the rolling stands of the rolling mill, possibly including the order of the various materials.
  • the materials can be characterized by their dimensions, their chemical composition and their temperature and phase composition (for example, proportion of ferrite and proportion of austenite and proportion of cementite) - alternatively the enthalpy.
  • the phrase “which condition are the aggregates of the steel industry plant in” can, for example, include the wear condition of work rolls of rolling stands in the rolling mill.
  • the energy storage state describes the state of the electrical energy storage device to the extent required.
  • the energy storage state can, for example, include the extent to which (percentage and/or absolute) the energy storage device is charged and the temperature of the energy storage device's storage cells.
  • the energy storage state can also include the state of wear of the energy storage device or parts of the energy storage device.
  • the energy storage state can also, in principle, include the maximum possible and currently maximum possible operating variables, for example charging and discharging currents.
  • the current electrolysis status of the electrolysis plant can, if the efficiency of hydrogen production is dependent on the use of electricity, a temperature of the electrolysis system.
  • the electrolysis state can also include other variable quantities, for example electrolyte concentrations.
  • a current hydrogen storage status describes the status of the hydrogen storage to the extent required.
  • the hydrogen storage status can in particular include a degree of filling or level, i.e. the extent to which (percentage and/or absolute) the hydrogen storage is filled.
  • the production plan of the steel industry plant specifies which end products are to be produced by the steel industry plant from which raw materials and which properties the end products are to have. If necessary, the production plan also specifies which intermediate products are to be produced. In addition, the production plan can specify certain time constraints, for example by when a certain product is to be produced (“product X should be ready by 6:00 p.m.”) or at what times or in what time periods certain steps in the production of the respective end product or the respective intermediate product are to be carried out and/or in what order the individual end products are to be manufactured. The production plan can also specify which treatment steps are to be carried out on the raw or intermediate products by the steel industry plant. Finally, the production plan can also specify planned downtimes of the steel industry plant or parts of the steel industry plant. A planned downtime may be necessary for maintenance purposes, for example.
  • the expected price for electrical energy drawn from the grid can be set for different periods of time in different ways.
  • the price is often only fixed for a relatively limited period of time, for example only 24 hours in advance.
  • certain amounts of electricity are traded for fixed periods of time at a respective spot market price.
  • contracts with longer-term commitments for example a fixed price for a certain level of performance one year in advance.
  • these two examples are not the only possible ones.
  • the billing of the actual power drawn from the supply network often deviates from a previously agreed tariff if a different amount of power is drawn from the previously purchased amount. For example, electricity is purchased from the spot market by the hour, but is billed by the quarter hour. If the previously purchased amount of electricity is drawn, the agreed tariff is also billed. If, however, more or less electricity is drawn than was previously purchased on the spot market, the actual price for electrical energy drawn from the supply network depends on a number of factors. The actual price includes in particular whether and, if so, at what cost additional electrical energy is drawn from the operator of the supply network. had to be created or whether and, if so, at what cost electrical energy purchased from the operator of the supply network but not used could be used for other purposes. Such matters are outside the sphere of influence of the buyer. In such matters, only reasonable estimates can be made. An exact prior calculation is not possible.
  • the expected price for electrical energy drawn from the supply network is not a simple scalar, but a vector that includes several variables. Furthermore, there is always the possibility that the price for electrical energy drawn from the supply network is not a fixed, precisely determined value, but covers a certain price range.
  • the plant operating mode for the steel industry plant is something different from the production plan.
  • the plant operating mode is therefore continuous in terms of time (“at 5:52:43 p.m. the plant is operated in control state A, at 5:52:44 p.m. in control state B, at 5:52:45 p.m. in control state C” etc.).
  • the plant operating mode must of course be defined in such a way that the requirements of the production plan are met.
  • the energy storage mode for the electrical energy storage determines the extent to which the electrical energy storage is to be charged and discharged.
  • the energy storage mode is continuous, analogous to the plant mode of operation. Electrical energy taken from the electrical energy storage can - of course only temporarily - possibly even be so large that it exceeds the energy requirements of the steel industry plant and the electrolysis plant, so that electrical energy is fed into the supply network.
  • the electrolysis operating mode determines the extent to which the electrolysis plant requires electricity and the extent to which hydrogen is produced by the electrolysis plant.
  • the steel industry plant consumes hydrogen.
  • the electrolysis plant produces hydrogen. If there are no other producers and consumers of hydrogen apart from the steel industry plant and the electrolysis plant, the hydrogen storage mode of operation for the hydrogen storage is a dependent mode of operation, since it simply has to absorb or release the difference between the hydrogen required by the steel industry plant and the hydrogen produced by the electrolysis plant.
  • the plant operating mode and the electrolysis operating mode it is only necessary to take into account that the hydrogen storage does not become completely empty, only has a limited capacity and only certain amounts of hydrogen can be stored in or removed from the hydrogen storage per unit of time.
  • the control system determines the expected final states for the end of the forecast horizon based on the current states by updating them according to the respective operating mode.
  • Varying the operating modes with the aim of minimizing the cost function is a typical optimization problem.
  • Optimization problems as such, the way in which optimization problems are set up, and the way in which optimization problems are solved are known to experts. Purely as an example,
  • condition to be complied with for example, it can be forced to determine the state of subsystems of the overall system at the end of the forecast horizon.
  • a state can be its charge level, for example, and in the case of a hydrogen storage system, the amount of hydrogen stored.
  • cost function has a clearly defined meaning for experts in the field of optimization problems. It can be meant in the sense of an economic evaluation. But this is not necessarily the case. In this case, various variables can be included in the cost function.
  • the cost function includes the costs for purchasing electrical energy from the supply network.
  • the costs for purchasing electrical energy are self-explanatory. It is simply pointed out that the costs can be negative in individual cases, namely when electrical energy is fed back into the supply network from the electrical energy storage system or when the purchase price for electrical energy is temporarily negative, for example due to a temporary oversupply.
  • the cost function also takes into account the operating modes of the various subsystems and assessments of the expected final states.
  • the assessment of the expected final system state can include costs of the steel industry system due to wear and tear.
  • the assessment of the expected final system state can also include a proportion that is determined, for example, by taking into account an energetic state or a phase state of products in the steel industry system. A similar assessment is possible for the electrolysis system.
  • wear and tear can be included in the assessment.
  • the assessment of the expected final states of the storage systems can also include a proportion that is determined by taking into account a degradation of the respective storage system caused by the respective storage system operating mode, i.e. a deterioration in the performance of the respective storage system.
  • the cost function includes the productivity of the steel industry plant.
  • the steel industry plant has at least one component which is technologically arranged upstream of a casting device by means of which liquid steel is cast.
  • the casting facility can be designed in particular as a continuous casting plant.
  • the upstream component can be a component that produces liquid steel (for example an arc furnace or a converter) or carries out refining (for example a ladle plant).
  • the upstream component can be a plant for producing iron, for example a DRI plant. In this case, the iron produced by this component is fed to an arc furnace.
  • the plant in the steel industry can of course also include other components, in particular components for producing or processing solid steel. Such components can be, for example, a continuous casting machine, a rolling mill (hot and/or cold) and other components, for example a coiler or a pickling line.
  • the overall system has a power generation device as a further subsystem, by means of which electrical energy can be generated in a regenerative manner.
  • the power generation device for transmitting electrical energy is directly or indirectly connected to the steel industry plant, the electrolysis plant and the electrical energy storage system and the electrical supply network.
  • the power generation device can in particular be designed as a wind turbine or as a photovoltaic system.
  • the operating method is designed in the case of an existing power generation device in such a way that
  • control device additionally knows an expected electrical energy that can be generated by the power generation device for the forecast horizon and
  • control device takes into account the expected electrical energy that can be generated by the power-generating device when varying the operating modes.
  • the hydrogen storage mode of operation is a dependent or derived mode of operation that arises automatically from the hydrogen requirement of the steel industry plant and the production of hydrogen by the electrolysis plant.
  • the overall system has a coupling device as an additional subsystem that is connected directly or indirectly to the steel industry plant and/or the electrolysis plant and/or the hydrogen storage facility for the transfer of hydrogen and is connected to an external hydrogen transport network or an additional hydrogen storage facility that is detachably connected to the coupling device.
  • the control device takes the hydrogen transferred via the coupling device into account when varying the operating modes.
  • the hydrogen storage mode of operation is an operating mode that can be set, varied and thus determined as an independent, independently variable quantity.
  • the operation of the coupling device results in the dependent operating mode.
  • the operation of the coupling device could be set up as an independent, independently variable operating mode and the hydrogen storage operating mode could be retained as a dependent operating mode.
  • the loss rate is at least 0.1% of the stored amount of hydrogen per day and can be up to 0.5% per day.
  • the cost function should preferably also include losses of hydrogen in the hydrogen storage facility.
  • the control device preferably takes into account a minimum and a maximum charge level of the electrical energy storage device and/or an average charge level of the electrical energy storage device and/or a minimum and a maximum fill level of the hydrogen storage device and/or an average fill level of the hydrogen storage device.
  • the electrical energy storage device and/or the hydrogen storage device have a certain capacity at all times and in both directions - both for absorbing electrical energy or hydrogen and for releasing electrical energy or hydrogen - so that faults in the operation of the steel industry plant and/or the electrolysis plant - if necessary also in the event of faults in the supply network, the power generation device and/or the supply device - can be responded to by changing the operating modes of the electrical energy storage device and/or the hydrogen storage device.
  • the electrical energy store preferably comprises a first partial store and a second partial store, both of which are connected to the electrical supply network.
  • the current energy storage state for the first and second partial stores each comprises a current partial state
  • the energy storage operating mode for the first and second partial stores each comprises a partial operating mode
  • the expected final energy storage state for the first and second partial stores each comprises an expected final partial state.
  • the control device operates the first and second partial stores according to the respective varied partial operating mode, at least for the start of the forecast horizon.
  • the two partial storage units therefore represent two different electrical energy storage units, the operating modes of which are both varied in order to minimize the overall costs of operating the entire system.
  • the same measures can therefore be taken for each of the two partial storage units as are taken for the electrical energy storage unit in the case of a single electrical energy storage unit.
  • the first and second partial storage units differ in their possible performance limits, for example in their capacity and their maximum possible or permissible charging and discharging current (or a corresponding power).
  • the first partial storage unit can have a high storage capacity and a relatively low maximum charging and discharging power, while the The second partial storage unit can have a significantly lower storage capacity but a considerably higher maximum charging and discharging power.
  • values for the first partial storage unit are 100 MWh and 25 MW and for the second partial storage unit the values are 10 MWh and 100 MW.
  • the first partial storage unit can be designed as a redox flow battery or as a sodium-sulfur battery, for example, and the second partial storage unit as a sodium-ion battery.
  • the provision of two partial storage units can also be advantageous if the partial storage units are constructed and designed in the same way.
  • Such a case can arise, for example, if an energy storage unit is to be replaced (almost) on the fly.
  • there is only a single electrical energy storage unit i.e. without division into first and second partial storage units.
  • another electrical energy storage unit can initially be added to the overall system at a point in time A, so that the overall system has two electrical energy storage units from point in time A, i.e. a first and a second partial storage unit in the sense of the above explanations.
  • the energy storage unit which is gradually reaching the end of its operating time, is then removed from the overall system. From point in time B, the overall system again has only a single electrical energy storage unit, namely the energy storage unit that was added to the overall system at point in time A. Normal operation is therefore back to normal. However, between times A and B, there is temporarily a special operation in which not only one electrical energy storage device is present, but two electrical energy storage devices or - in the above terminology - the electrical energy storage device comprises a first and a second partial storage device.
  • the provision of two partial accumulators can also be advantageous if the partial accumulators are of similar construction and design but exhibit different states of aging or wear.
  • the controlled overall system - in addition to the subsystems mentioned above - comprises a hydrogen storage unit as a (further) subsystem. Furthermore, the steel industry plant, the electrolysis plant and the hydrogen storage unit for transferring hydrogen are directly or indirectly connected to one another. Furthermore, the processing of the machine code by the control device causes the control device to control the overall system according to an operating method according to the invention. The object is further achieved by a control device with the features of claim 9. According to the invention, the controlled overall system - in addition to the subsystems mentioned above - comprises a hydrogen storage unit as a (further) subsystem.
  • control device is programmed with a control program according to the invention, so that the control device controls the overall system according to an operating method according to the invention when executing the machine code of the control program.
  • the controlled overall system - in addition to the subsystems mentioned above - includes a hydrogen storage unit as a (further) subsystem,
  • control device is designed as a control device according to the invention which, when the machine code of the control program is processed, controls the entire system according to an operating method according to the invention.
  • FIG 1 an overall system
  • FIG 2 a flow chart
  • FIG 3 another complete system
  • FIG 4 another flow chart
  • FIG 5 a plant of the steel industry
  • FIG 6 an electrical energy storage system and a supply network.
  • an overall system comprises a plant 1 of the steel industry as a subsystem.
  • the plant 1 can have several components.
  • the plant 1 has at least one component that is technologically arranged upstream of a casting device by means of which liquid steel is cast.
  • examples of such components are an iron generating component (e.g. a DRI plant), an arc furnace, a converter and a ladle plant.
  • the system 1 consumes electrical energy during its operation.
  • the system 1 can obtain the electrical energy from an electrical supply network 2 to which the system 1 is connected directly (not shown) or indirectly (for example via a converter 3).
  • the supply network 2 is usually a three-phase network and thus a multi-phase supply network.
  • the three-phase network is often operated with a medium voltage in the range of 20 kV to 30 kV or with a high voltage of 110 kV.
  • the overall system includes an electrolysis system 4 as a further subsystem.
  • the electrolysis system 4 also consumes electrical energy during its operation.
  • the electrolysis system 4 is therefore also connected to the supply network 2.
  • the electrolysis system 4 requires a direct voltage to operate.
  • a rectifier 5 is therefore usually arranged upstream of the electrolysis system 4, so that there is only an indirect connection to the supply network 2.
  • the overall system comprises an electrical energy storage device 6 as a further subsystem.
  • the energy storage device 6 is connected directly or indirectly to the supply network 2 at least for absorbing electrical energy, and possibly also for emitting electrical energy.
  • the energy storage device 6 is also connected to the system 1 and the electrolysis system 4 for emitting electrical energy. If the energy storage device 6 absorbs electrical energy, it is always drawn from the supply network 2. If the energy storage device 6 emits electrical energy, it is used primarily to cover the needs of the system 1 and the electrolysis system 4 and only secondarily to feed it into the supply network 2. As a result, depending on whether the electrical energy emitted by the energy storage device 6 is greater or less than the electrical energy consumed by the system 1 and the electrolysis system 4, electrical energy can be temporarily fed into the supply network 2 or drawn from the supply network 2.
  • a bidirectionally operable converter unit is generally present. This converter unit is not shown in FIG 1. Rather, it is considered to be a component of the energy storage device 6.
  • Plant 1 also requires hydrogen to operate. Plant 1 and electrolysis plant 4 are therefore directly or indirectly connected to each other for the transfer of hydrogen. Any pumps, valves and the like are not shown in FIG 1.
  • the overall system comprises a hydrogen storage facility 7 as a further subsystem.
  • the hydrogen storage facility 7 can be designed as a storage facility in the narrower sense, i.e. as a dedicated hydrogen storage facility.
  • the pipeline network through which hydrogen is transported also has a certain storage capacity and can serve as a hydrogen storage facility 7 in the sense of the present invention.
  • the storage facility can alternatively be arranged above ground or underground.
  • the hydrogen storage facility 7 is connected directly or indirectly to the electrolysis system 4 to absorb hydrogen and directly or indirectly to the system 1 to release hydrogen. Thanks to the hydrogen storage facility 7, the operation of the system 1 and the electrolysis system 4 can be designed more flexibly.
  • the hydrogen produced by the electrolysis plant 4 is always fed to the hydrogen storage 7 and the hydrogen required by the plant 1 is always supplied by the hydrogen storage 7, so that the hydrogen storage 7 serves as a transfer station for the hydrogen, so to speak.
  • a direct connection between the plant 1 and the electrolysis plant 4 is also possible.
  • the overall system also includes a control device 8.
  • the control device 8 is programmed with a control program 9.
  • the control program 9 includes machine code 10 that can be processed by the control device 8. Due to the programming with the control program 9, the control device 8 processes the machine code 10.
  • the processing of the machine code 10 by the control device 8 causes the control device 8 to control the overall system according to an operating method that is explained in more detail below in connection with FIG. 2.
  • the control device 8 is explained below as a uniform control device 8 that jointly controls the subsystems 1, 4, 6 and 7 of the overall system.
  • the control device 8 can, however, also have its own sub-control device for controlling the subsystems 1, 4, 6 and 7. In this case, an appropriate exchange of information and an appropriate agreement or coordination must take place between the sub-control devices.
  • the control device 8 is informed of a current state Z of the overall system in a step S1.
  • the current state Z comprises for the subsystems 1, 4, 6 and 7 a current partial state Z1, Z4, Z6, Z7.
  • the number of the respective current partial state Z1, Z4, Z6, Z7 corresponds to the reference number of the respective subsystem 1, 4, 6 and 7.
  • the partial state Z1 - assuming the presence of corresponding components of Annex 1 - can include the following quantities:
  • the partial state Z1 also includes which materials are currently in which state in the system 1.
  • the partial state Z1 - assuming the presence of corresponding materials in corresponding components of the system 1 - can include the following variables:
  • the partial state Z4 can, for example, include a temperature and a chemical composition of the electrolysis liquid of the electrolysis system 4 and a wear state of the electrolysis system 4.
  • the partial state Z6 includes at least the charge state of the energy storage device 6, i.e. the extent to which the energy storage device 6 is charged.
  • the partial state Z6 can also include other variables, for example a temperature of the energy storage device 6 or a maximum possible or permissible charging and discharging current.
  • the partial state Z6 can include a wear state of the energy storage device 6.
  • the partial state Z7 includes at least the fill level of the hydrogen storage 7, i.e. the extent to which the hydrogen storage 7 is filled.
  • the partial state Z7 can also include other variables, for example a temperature and/or a gas pressure of the hydrogen storage 7 or a maximum possible or permissible flow of hydrogen when filling and emptying the hydrogen storage 7.
  • the control device 8 is informed of a desired production plan PP of the system 1.
  • the production plan PP of the control device 8 can be specified by an operator (not shown).
  • the production plan PP specifies which end products are to be produced by the system 1 from which starting materials and which properties the end products should have.
  • the production plan PP also specifies which intermediate products should be produced and by when a certain product should be produced.
  • the production plan PP extends over a forecast horizon PH.
  • the forecast horizon PH is usually at least several hours, often even in the range of several days.
  • the production plan PP - assuming the availability of corresponding components of Annex 1 - can include the following quantities:
  • the control device 8 is provided with data D which determine at least one expected price P for electrical energy for the forecast horizon PH, provided that the electrical energy is drawn from the supply network 2.
  • the expected price P is defined at least as a function of time t. It can also depend on other circumstances, for example the amount of active power drawn, the reactive power drawn, the proportion of harmonics in the electrical energy drawn and the proportion of asymmetries between the various phases of the supply network 2. In particular, peak load current is expensive, reactive power burdens the supply network 2 without contributing to the active power, and harmonics and asymmetries can cause disturbances in other consumers and can also be perceived as unpleasant by people (keyword "flicker"). Electrical energy fed back into the supply network 2 is also often remunerated differently than electrical energy drawn from the supply network 2.
  • the production plan PP and the data D for the price P of the control device 8 can initially be made known for different time horizons in steps S2 and S3.
  • the forecast horizon PH is determined by the smaller of the two time horizons.
  • the control device 8 sets an operating mode B for the entire system for the forecast horizon PH.
  • the operating mode B comprises - analogous to the current state Z - a partial operating mode B1, B4, B6, B7 for each of the subsystems 1, 4, 6 and 7.
  • the partial operating modes B1, B4, B6, B7 can be time-resolved to the second.
  • the set operating modes B, B1, B4, B6, B7 are initially only provisional.
  • system operating mode B1 The partial operating mode B1 for system 1 - hereinafter also referred to as system operating mode B1 - is determined by the control device 8 in such a way that the specifications of the production plan PP are met.
  • system operating mode B1 can include, for example:
  • the quantities of materials and energy supplied to a DRI plant such as the quantity of iron ore, the quantity of hydrogen and the quantity of electricity;
  • the quantities of materials and energy fed into an arc furnace such as the quantities of pig iron, additives, alloying elements, electrical energy, hydrogen and other process media;
  • the withdrawal speed at which a cast metal strand is withdrawn from a continuous casting mould the amplitude and frequency of mould oscillation, the extent of primary cooling and secondary cooling and the amount of casting powder fed (the amount of metal to be fed is determined by the casting format and the withdrawal speed);
  • the partial operating mode B4 for the electrolysis system 4 - hereinafter also referred to as electrolysis operating mode B4 - can often be determined independently and relatively flexibly by the control device 8.
  • the control device 8 only has to ensure that the hydrogen requirement of the system 1 is met, that the filling level of the hydrogen storage 7 does not fall below 0% and does not rise above 100% and that the design limits of the electrolysis system 4 are observed.
  • the partial operating mode B6 for the energy storage device 6 - hereinafter also referred to as energy storage operating mode B6 - can often also be determined independently and relatively flexibly by the control device 8.
  • the control device 8 only has to ensure that the charge state of the energy storage device 6 does not fall below 0% and does not rise above 100% and that the design limits of the energy storage device 6 (for example the maximum charging current and the maximum discharging current) are observed.
  • the partial operating mode B7 for the hydrogen storage 7 - hereinafter also referred to as hydrogen storage operating mode B7 - can usually no longer be freely determined by the control device 8. Rather, it is determined by the system operating mode B1 (and thus the consumption of hydrogen) and the electrolysis operating mode B4 (and thus the production of hydrogen).
  • the hydrogen storage 7 enables the operation of the system 1 and the electrolysis system 4 to be decoupled from one another, at least to a certain extent, and thus the flexible operation of the electrolysis system 4.
  • the control device determines an expected final overall state Z’ for the end of the forecast horizon PH.
  • the expected final overall state Z’ includes - analogous to the current state Z - an expected final partial state ZT, Z4’, Z6’, Z7’ for each of the subsystems 1, 4, 6 and 7.
  • the respective expected final partial state ZT, Z4’, Z6’, Z7’ is determined using the respective current partial state Z1, Z4, Z6, Z7 and the respective partial operating mode B1, B4, B6, B7.
  • the control device 8 determines the respective expected final partial state ZT, Z4’, Z6’, Z7’ by updating the respective current partial state Z1, Z4, Z6, Z7 based on the respective partial operating mode B1, B4, B6, B7.
  • the control device 8 determines the value of a cost function K.
  • Various cost factors are included in the cost function K.
  • the cost function K is defined as a weighted or unweighted sum of the individual cost factors. Possible cost factors include, for example, the costs for purchasing electrical energy from the supply network 2, the operating modes B1, B4, B6, B7 of the subsystems 1, 4, 6, 7, evaluations of the expected final states ZT, Z4', Z6', Z7' and a productivity of the steel industry plant.
  • the control device 8 can, for example, use the determined partial operating modes B1, B4, B6, B7 to determine the purchase of electrical energy from the supply network 2 and, based on this, in conjunction with the known price P, determine the associated costs.
  • the determination can be made with the same time resolution with which the partial operating modes B1, B4, B6, B7 are determined, for example to the second.
  • the determination can also be made with a coarser time resolution, for example with a resolution of 1 minute or 15 minutes.
  • Plant operating mode B1 can, for example, be evaluated in terms of productivity, resource-saving operation, an assessment of the wear and tear of plant 1, etc. Similar evaluations are also possible for electrolysis operating mode B4, energy storage operating mode B6 and hydrogen storage operating mode B7.
  • the assessment of the expected final plant state ZT can include a portion that is determined, for example, by using an energetic state of plant 1 - this also includes the energetic state of products located in plant 1.
  • the control device 8 is able to determine the assessment of the expected final plant state ZT taking into account an amount of energy that must be applied during the subsequent operation of plant 1 beyond the forecast horizon PH.
  • the temperature of the melt in the arc furnace or ladle can be taken into account.
  • it can also be taken into account, for example, that although there is a time window available for producing a melt that is larger than the minimum time required to produce the melt, disproportionately more energy may be required later to heat the melt to its target temperature due to the type of heating.
  • the wear and tear incurred during the operation of plant 1 can also be taken into account, i.e. the costs due to the wear and tear that occurs during the production horizon PH due to the plant operating mode B1.
  • the evaluation of the expected final electrolysis state Z4' can - especially in the case of an electrolysis system 4 that operates at a high temperature - also include a portion that is determined by using an energetic state of the electrolysis system 4. Concentrations of electrolyte fluids and wear conditions can also be included in the evaluation.
  • the assessment of the expected final energy storage state Z6’ may include a portion that takes into account the wear and tear incurred by the operation of the energy storage device 6, i.e. the costs due to the wear and tear that occurs during the production horizon PH due to the storage operating mode B6.
  • the evaluation of the expected final hydrogen storage state Z7’ is usually very simple. It is usually just a constant.
  • the evaluation of the productivity of plant 1 is also usually relatively simple. It is generally better (i.e. the corresponding cost factor is smaller) the larger the quantity of output product that is produced in a certain unit of time. In the simplest case, the corresponding cost factor is proportional to the time required to produce a previously determined quantity of output product.
  • cost function K Other cost factors can also be included in the cost function K. Some possible additional cost factors are discussed below as examples.
  • a cost factor can be taken into account that represents the costs for the other operations of Plant 1, i.e. the costs that arise for the forecast horizon PH under consideration, but without taking into account the costs for electrical energy.
  • the costs for the other operations of Plant 1 can, for example, include the costs for required input materials such as raw materials and process media or the costs for the treatment of process media or costs due to environmental pollution.
  • the cost factor for the other operations of Plant 1 can also include depreciation.
  • cost factors can also be taken into account which represent the costs for the other operation of the electrolysis plant 4, the energy storage unit 6 and the hydrogen storage unit 7.
  • costs factor for the hydrogen storage unit 7 losses of hydrogen in the hydrogen storage unit 7 can also be taken into account.
  • the control device 8 solves an optimization problem.
  • the solution to the optimization problem is the combination of those partial operating modes B1, B4, B6, B7 - each considered over the production horizon PH - for which the cost function K is minimal overall.
  • the cost function K is therefore a functional that is to be minimized and is calculated on the basis of an initial value problem with end conditions.
  • the control device 8 varies the assumed partial operating modes B1, B4, B6, B7 for the forecast horizon PH. The variation takes place taking into account the production plan PP and other boundary conditions such as design limits of the various subsystems 1, 4, 6, 7. Taking the production plan PP into account means that the production plan PP is adhered to. If specified, a production plan for the electrolysis plant 4 is also taken into account.
  • the control device 8 When varying the partial operating modes B1, B4, B6, B7, the control device 8 preferably also takes into account a minimum and a maximum state of charge of the electrical energy storage device 6. This can be taken into account in particular by means of so-called inequality secondary conditions, which require that the state of charge of the electrical energy storage device 6 never becomes less than the minimum state of charge and never becomes greater than the maximum state of charge.
  • the control device 8 when varying the partial operating modes B1, B4, B6, B7, the control device 8 preferably also takes into account a minimum and a maximum filling level of the hydrogen storage device 7. This can be taken into account in an analogous manner by means of inequality secondary conditions, which require that the filling level of the hydrogen storage device 7 never becomes less than the minimum filling level and never becomes greater than the maximum filling level.
  • control device 8 when varying the partial operating modes B1, B4, B6, B7, the control device 8 preferably also takes into account an average charge state of the electrical energy storage device 6 and/or an average fill level of the hydrogen storage device 7. In both cases, this can be taken into account by including deviations from the average charge state or the average fill level in the cost function K in a weighted manner with - albeit relatively small - factors and thus being "penalized".
  • the control device 10 can also take other conditions into account.
  • conditions can be, for example, specifications for the expected final partial states ZT, Z4', Z6', Z7'. It can also be required that no energy is fed into the supply network 5 or that the energy drawn from the supply network 5 does not exceed a predetermined maximum value.
  • the electrical energy storage device 6 has a very specific charge level at the end of the forecast horizon PH or that the charge level of the electrical energy storage device 6 is within a predetermined range at the end of the forecast horizon PH.
  • Analogous specifications are also possible for the other subsystems 1, 4 and 7.
  • Such conditions can be taken into account in particular by so-called equality constraints and/or inequality constraints. For example, it can be required as an equality constraint that the electrical energy storage device 6 and/or the hydrogen storage device 7 have certain charge levels or filling levels at the end of the forecast horizon PH.
  • Other conditions are also possible, for example that no
  • Energy is fed into the supply network 2, that the energy drawn from the supply network 2 does not exceed a predetermined maximum value or that the production of certain products is completed at a predetermined time.
  • step S7 With the execution of step S7, the varied and thus optimized partial operating modes B1, B4, B6, B7 are determined.
  • the control device 8 can therefore operate the subsystems 1, 4, 6, 7 in a step S8 according to the varied partial operating modes B1, B4, B6, B7. This is initially done for the start of the forecast horizon PH.
  • step S9 the control device 8 checks whether new information is available to it. If this is not the case, the control device 8 returns to step S8.
  • step S8 is carried out again, the control device 8 continues to operate the subsystems 1, 4, 6, 7 according to the varied partial operating modes B1, B4, B6, B7. In doing so, it takes into account the progress in time t.
  • step S10 the control device 8 checks whether the information is a command to terminate the operation of the entire system. If this is the case, the control device 8 terminates the operation of the entire system in a step S11. Otherwise, the control device 8 goes back to step S1. Depending on the type of new information, the control device 8 can alternatively go back to step S2 or step S3.
  • B1, B4, B6, B7 are repeated again and again with a certain forecast horizon PH.
  • the results The averaging is therefore carried out in the sense of a permanent forecast and is continuously adjusted to the expected price P and the production plan PP.
  • FIG 3 shows an extension of the overall system of FIG 1.
  • the overall system has a power generation device 11 as a further subsystem.
  • the power generation device 11 electrical energy can be generated in a regenerative manner - that is to say with sunlight or wind power, possibly also with hydropower or geothermal energy.
  • the power generation device 11 is connected directly or indirectly to the other subsystems 1, 4, 6 that absorb or emit electrical energy and also to the electrical supply network 2 in order to transmit electrical energy.
  • a converter which is usually required for the power generation device 11, can be regarded as a component of the power generation device 11. It is not shown in FIG 3.
  • the supply of electrical energy from the power generation device 11 to the subsystems 1, 4, 6 is possible without a detour via the supply network 2.
  • the overall system also has a coupling device 12 as a further subsystem.
  • the coupling device 12 is connected directly or indirectly to the system 1 and/or the electrolysis system 4 and/or the hydrogen storage 7 for the transfer of hydrogen.
  • the coupling device 12 is connected to an external transport network 13 for hydrogen or an additional storage 14 for hydrogen.
  • the additional storage 14 is detachably connected to the coupling device 12.
  • FIG 3 shows an embodiment in which both the power generation device 11 and the coupling device 12 are present. However, it is also possible that only the power generation device 11 is present or only the coupling device 12 is present.
  • step S21 the procedure of FIG. 2 according to FIG. 4 is initially modified in such a way that a step S21 is also present.
  • Step S21 precedes step S4. It can be immediately preceded by step S4. However, this is not absolutely necessary.
  • the control device 8 is informed of an electrical energy for the forecast horizon PH that can (probably) be generated by the power generation device 11. Such a forecast can be made, for example, using a local weather forecast for the location of the power generation device 11.
  • step S6 the expected electrical energy that can be generated by means of the power generation device 11 is taken into account in the cost function K.
  • step S6 the expected electrical energy that can be generated by means of the power generation device 11 is taken into account in the cost function K.
  • step S7 the cost function K is minimal.
  • the procedure of FIG 2 is initially modified such that the hydrogen storage operating mode B7 set in step S4 is now a free variable, i.e. is no longer determined by the plant operating mode B1 and the electrolysis operating mode B4. Rather, hydrogen can also be taken from the transport network 13 or the additional storage 14 or fed to the transport network 13 or the additional storage 14.
  • the cost function K is expanded to include a cost factor for taking hydrogen from the transport network 13 or the additional storage 14 or feeding hydrogen into the transport network 13 or the additional storage 14.
  • the control device 8 when varying the partial operating modes B1, B4, B6, B7 in step S7, the control device 8 also takes into account the hydrogen transferred via the coupling device 12.
  • FIG 5 shows, purely by way of example, a possible design of a plant 1, i.e. a plant in the steel industry.
  • the plant 1 has a direct reduction plant 15 as one component.
  • sponge iron is produced from iron ore.
  • the direct reduction plant 15 requires a permanent supply of hydrogen and electrical energy depending on the production.
  • the system 1 has an arc furnace 16 as a further component.
  • the input product to the arc furnace 16 can include, for example, the sponge iron produced in the direct reduction system 15.
  • the arc furnace 16 produces liquid steel.
  • the energy requirement of the arc furnace 16 can be varied over time within certain limits. For example, it is possible to increase or decrease the required electrical energy in the space of a minute.
  • the system 1 can also have a ladle system 17 as a further component.
  • the liquid steel is treated in the ladle system 17.
  • alloying elements can be added in a targeted manner and/or disruptive elements can be removed - for example by vacuum treatment.
  • the plant 1 has a continuous casting plant 18 as a further component.
  • the liquid steel is cast into a strand by means of the continuous casting plant 18.
  • the cast strand is often cut into individual slabs at the end of the continuous casting plant 18.
  • the slabs are further processed in a rolling mill 19 into heavy plate or strip.
  • a forecast for the electrical energy requirement of the rolling mill 19 can be determined using the production plan PP.
  • the production plan PP includes, among other things, planned downtimes of the rolling mill 19 and starting products to be produced for a few hours in advance. This is well known because slabs often have to lie in a furnace assigned to rolling mill 19 for several hours in order to heat up or to equalize temperatures before they can be rolled.
  • the other subsystems 4, 6 and 7 of the overall system are not shown in FIG 5. However, they are present as part of the overall system. If necessary, the power generation device 11 and the coupling device 12 can also be present. Furthermore, the system 1 does not have to have all the components 15 to 19 shown in FIG 5.
  • the cost share K19 is a constant.
  • the cost share K19 caused by the rolling mill 19 can be calculated according to the relationship
  • K19 k1 + k2T19 (1).
  • k1 is a constant with the unit "currency”, for example 2000 euros.
  • k2 is a constant with the unit “currency per time", for example 1000 euros per minute.
  • T19 is the time difference by which the production of the rolling mill 19 is delayed, for example in minutes.
  • the rolling mill 19 also has a sufficiently large storage facility with an upstream slab storage facility, so that the rolling mill 19 can be considered decoupled from the other components 15 to 18 of the system 1. If necessary, the rolling mill 19 can be assigned its own electrical energy storage facility. In this case, the operation of the rolling mill 19 and the operation of its own electrical energy storage facility can be coordinated with one another.
  • a function v and a target electrical power P16* are set - each for the forecast horizon PH.
  • the function v is a function of time t.
  • the target power P* can be a constant.
  • the target power P16* is multiplied by the function v.
  • the result is the actual electrical power P16 with which the arc furnace 16 is operated:
  • v is defined for positive values of the time t and has a value range from vmin to 1, where vmin in turn has a value between 0 and 1, vmin is a function of the state of the arc furnace 16.
  • the current value of vmin takes into account that it is not possible to arbitrarily reduce the actual power P16 in every state of the arc furnace 16. Rather, this depends on the state of the arc furnace 16. The state of the arc furnace 16 must therefore be known to the control device 8.
  • the total electrical energy requirement of the arc furnace 16 is a function of the course of the function v. It is possible for the control device 8 to determine the total electrical energy requirement of the arc furnace 16 independently. Alternatively, the total electrical energy requirement of the arc furnace 16 can be specified, for example, or determined via the energy balance (radiation) of the arc furnace 16.
  • the function v can be used by the control device 8 to influence the operation of the arc furnace 16. Of course, the production of a batch is delayed if the function v has a value below 1.
  • the control device 8 can therefore - analogously to the procedure for the rolling mill 19 - determine an associated time delay T16 and evaluate it accordingly:
  • K16a k3 + k4T16.
  • k3 is a constant with the unit "currency”, for example 2000 euros.
  • k4 is a constant with the unit "currency per time", for example 1000 euros per minute.
  • T16 is the time difference by which the production of the arc furnace 16 is delayed, for example in minutes.
  • the cost factor K16a is offset by a considerable saving potential in energy costs, provided that it is possible to shift a high consumption of electrical energy of the arc furnace 16 to times when the electrical energy obtained from the supply network 2 is inexpensive.
  • the advantages of the present invention are particularly evident in the arc furnace 16, i.e. when the operation of the system 1, the electrolysis system 4, the electrical energy storage device 6 and the hydrogen storage device 7 are optimized together. The advantages can be even greater if electricity can also be generated independently by means of the power generation device 11.
  • the arc furnace 16 it can be advantageous to take other sizes and boundary conditions into account. In particular, it must often be taken into account that the production of a batch must be completed at a certain point in time because the batch then has to be fed to the continuous casting plant 18 - with or without prior treatment in the ladle plant 17. Nevertheless, there is considerable flexibility. This is because the time absolutely necessary for the production of a batch in the arc furnace 16 is less than the time in which the batch is cast in the continuous casting plant 18. It is therefore possible to divide the operation of the arc furnace 16 into three phases. In the first phase, the system simply waits until melting of the batch begins. In the second phase, the actual melting of the batch takes place. In the third phase, the system waits in a kind of standby mode until the produced batch can be fed to the continuous casting plant 18.
  • the function v In the first phase, the function v generally has the value 0. In the second phase, the function v has values greater than 0, although the values are usually close to 1. In the third phase, the function v also has values greater than 0, although the values are significantly smaller than in the second phase.
  • the electrical energy supplied to the arc furnace 16 is adjusted by varying the length of the three phases and the course of the function v in the second and third phases. In addition, only a simple heating model is required in which the temperature of the charge is calculated as a function of the electrical power supplied P16 and heat losses are also taken into account.
  • the cost share K16b which is caused for the arc furnace 16 due to the electrical energy supplied, can be determined by integrating the respective instantaneous costs over the production horizon PH.
  • the instantaneous costs can be determined as k5(t)P16(t) (4).
  • k5 is a factor that is dependent at least on the time t and reflects the costs for obtaining electrical energy from the supply network 2.
  • a cost share K16c can also be determined, if necessary, which is caused for the arc furnace 16 due to the hydrogen supplied.
  • the cost share K16 which is determined for the arc furnace 16 as a whole, results from the sum of the two cost shares K16a and K16b or the three cost shares K16a, K16b and K16c.
  • the casting speed of the continuous casting plant 18 can be varied. However, it must be taken into account here that the casting speed can often only be changed to a small extent - a maximum of 10%, often even significantly less than 10% - and even then not abruptly, but only slowly. Only small shifts in the times are therefore possible.
  • the direct reduction plant 15 is preferably operated as evenly as possible.
  • the assessment of an extension of the operation of the direct reduction plant 15 will therefore be considerably higher than the assessment of an extension of the operation of the arc furnace 16.
  • the value corresponding to vmin will also be higher, usually just below 1.
  • carbon dioxide is also produced as part of the direct reduction, for which certificates are often required when it is released into the environment.
  • a similar approach can be taken as explained for the arc furnace 16, i.e. a component K17a caused by extending the operation over time, a component K17b caused by the electrical energy supplied to the ladle system 17, and a component K17c caused by the hydrogen supplied to the ladle system 17.
  • the continuous casting plant 18 incurs only relatively low energy costs.
  • the continuous casting plant 18 does not require any hydrogen and only requires a comparatively small amount of electrical energy.
  • the cost share K1 for Annex 1 is the sum of the contributions of the individual components of Annex 1.
  • the electrolysis plant 4 produces hydrogen and releases it, the hydrogen storage 7 absorbs hydrogen and releases it. It should be taken into account that stored hydrogen partially escapes. As already mentioned, the losses can be up to 0.5% of the stored amount of hydrogen per day. Furthermore, energy is required to Hydrogen is forced into the hydrogen storage tank 7 under pressure. This energy can usually no longer be recovered when the hydrogen is removed from the hydrogen storage tank 7.
  • the - joint - costs K47 for operating the electrolysis plant 4 and the hydrogen storage tank 7 can be determined, for example, by integrating the respective current costs over the production horizon PH. The current costs can be determined as k5(t)P47(t) + k6H'(t) (5). Here, k5 is the factor already explained in connection with equation 4.
  • P47 is the electrical energy drawn from the supply network 2.
  • the factor k6 is a constant. If necessary, the factor k6 can also be time-dependent.
  • H' is the amount of hydrogen that is currently being lost, i.e. the derivative of the amount of stored hydrogen as a function of time. If necessary, the wear and tear of the electrolysis plant 4 can also be taken into account in the costs K47.
  • the power generation device 11 is directly assigned to the other subsystems 1, 4, 6 and 7, i.e. in particular the electrical energy generated by the power generation device 11 can be fed to the subsystems 1, 4, 6 and 7 without going via the supply network 2, the generation of electrical energy is free of charge. If it (temporarily) exceeds the electrical energy consumption of the other subsystems 1, 4, 6 and 7, the electrical energy is fed into the supply network 2. In this case, the costs K11 for the power generation device 11 can even be negative.
  • the price P for the electrical energy drawn from the supply network 2 often depends not only on the time t, but also on the power drawn in each case.
  • the energy consumption of the various system components 15 to 19, i.e. the energy consumption of system 1 as a whole, together with the energy consumption of the electrolysis system 4 and the hydrogen storage facility 7 and also the energy balance of the electrical energy storage facility 6 and, if applicable, also the electricity generation by the electricity generation facility 11 should be combined before the costs for drawing the electrical energy from the supply network 2 are determined using the factor k5(t).
  • the electrical energy storage device 6 comprises a first partial storage device 6a and a second partial storage device 6b.
  • the two partial storage devices 6a, 6b are both connected to the electrical supply network 2.
  • the current energy storage state Z6 for the first and second partial storage devices 6a, 6b each comprises a current partial state Z6a, Z6b.
  • the energy storage operating mode B6 which for the first and second partial storage devices 6a, 6b each comprises a partial operating mode B6a, B6b.
  • the expected final energy storage state Z6' also accordingly comprises for the first and second partial storage devices 6a, 6b each have an expected final partial state Z6a', Z6b'.
  • control device 10 varies the two partial operating modes B6a, B6b when varying the energy storage operating mode B6 and, based on this, also varies the two expected final partial states Z6a', Z6b'. Furthermore, the control device 10 operates the first and second partial storage devices 6a, 6b according to the respective varied partial operating mode B6a, B6b, at least for the start of the forecast horizon PH.
  • the present invention has many advantages. In particular, a comprehensive optimization of the operation of the overall system, consisting of the subsystems 1, 4, 6 and 7 and possibly also the subsystems 11 and 12, is possible.

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  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)

Abstract

Ein Gesamtsystem umfasst als Teilsysteme eine Anlage (1) der Stahlindustrie, eine Elektrolyseanlage (4), einen elektrischen Energiespeicher (6) und einen Wasserstoffspeicher (7). Die Teilsysteme (1, 4, 6, 7) sind zur Übertragung elektrischer Energie und zum Transfer von Wasserstoff direkt oder indirekt miteinander verbunden. Einer Steuereinrichtung (8) sind aktuelle Zustände (Z1, Z4, Z6, Z7) der Teilsysteme (1, 4, 6, 7) sowie für einen Prognosehorizont (PH) zumindest ein gewünschter Produktionsplan (PP) der Anlage (1) der Stahlindustrie und mindestens ein erwarteter Preis (P) für aus dem Versorgungsnetz (2) bezogene elektrische Energie bekannt. Die Steuereinrichtung (8) setzt für den Prognosehorizont (PH) Betriebsweisen (B1, B4, B6, B7) für die Teilsysteme (1, 4, 6, 7) an und ermittelt für das Ende des Prognosehorizonts (PH) erwartete finale Zustände (Z1', Z4', Z6', Z7') der Teilsysteme(1, 4, 6, 7). Die Steuereinrichtung (8) ermittelt den jeweiligen erwarteten finalen Zustand (Z1', Z4', Z6', Z7') unter Verwertung des jeweiligen aktuellen Zustands (Z1, Z4, Z6, Z7) und der jeweiligen Betriebsweise (B1, B4, B6, B7). Die Steuereinrichtung (8) variiert für den Prognosehorizont (PH) die angesetzten Betriebsweisen (B1, B4, B6, B7) und hierauf aufbauend die erwarteten finalen Zustände (Z1', Z4', Z6', Z7') unter Berücksichtigung des Produktionsplans (PP) und von Auslegungsgrenzen der Teilsysteme (1, 4, 6, 7), so dass eine Kostenfunktion (K) minimiert wird. In die Kostenfunktion (K) gehen die Kosten für den Bezug elektrischer Energie aus dem Versorgungsnetz (2), die Betriebsweisen (B1, B4, B6, B7) der Teilsysteme (1, 4, 6, 7), Bewertungen der erwarteten finalen Zustände (Z1', Z4', Z6', Z7') und eine Produktivität der Anlage (1) der Stahlindustrie ein. Die Steuereinrichtung (8) betreibt zumindest für den Beginn des Prognosehorizonts (PH) die Teilsysteme (1, 4, 6, 7) gemäß der variierten Betriebsweisen (B1, B4, B6, B7).

Description

Beschreibung
Bezeichnung der Erfindung
Kosteneffizienter Betrieb einer Anlage der Stahlindustrie und weiterer Teilsysteme eines Gesamtsystems
Gebiet der Technik
Die vorliegende Erfindung geht aus von einem Betriebsverfahren für ein Gesamtsystem,
- wobei das Gesamtsystem als Teilsysteme eine Anlage der Stahlindustrie, eine Elektrolyseanlage und einen elektrischen Energiespeicher umfasst,
- wobei die Anlage der Stahlindustrie, die Elektrolyseanlage und der elektrische Energiespeicher zur Übertragung elektrischer Energie direkt oder indirekt miteinander und mit einem elektrischen Versorgungsnetz verbunden sind.
Die vorliegende Erfindung geht weiterhin aus von einem Steuerprogramm für eine Steuereinrichtung für ein Gesamtsystem,
- wobei das Gesamtsystem als Teilsysteme eine Anlage der Stahlindustrie, eine Elektrolyseanlage und einen elektrischen Energiespeicher umfasst,
- wobei die Anlage der Stahlindustrie, die Elektrolyseanlage und der elektrische Energiespeicher zur Übertragung elektrischer Energie direkt oder indirekt miteinander und mit einem elektrischen Versorgungsnetz verbunden sind,
- wobei die Anlage der Stahlindustrie, die Elektrolyseanlage und der Wasserstoffspeicher zum Transfer von Wasserstoff direkt oder indirekt miteinander verbunden sind,
- wobei das Steuerprogramm Maschinencode umfasst, der von der Steuereinrichtung abarbeitbar ist,
- wobei die Abarbeitung des Maschinencodes durch die Steuereinrichtung bewirkt, dass die Steuereinrichtung das Gesamtsystem gemäß einem derartigen Betriebsverfahren steuert.
Die vorliegende Erfindung geht weiterhin aus von einer Steuereinrichtung für ein Gesamtsystem,
- wobei das Gesamtsystem als Teilsysteme eine Anlage der Stahlindustrie, eine Elektrolyseanlage und einen elektrischen Energiespeicher umfasst,
- wobei die Anlage der Stahlindustrie, die Elektrolyseanlage und der elektrische Energiespeicher zur Übertragung elektrischer Energie direkt oder indirekt miteinander und mit einem elektrischen Versorgungsnetz verbunden sind,
- wobei die Anlage der Stahlindustrie, die Elektrolyseanlage und der Wasserstoffspeicher zum Transfer von Wasserstoff direkt oder indirekt miteinander verbunden sind, wobei die Steuereinrichtung mit einem derartigen Steuerprogramm programmiert ist, so dass die Steuereinrichtung bei Abarbeitung des Maschinencodes des Steuerprogramms das Gesamtsystem gemäß einem derartigen Betriebsverfahren steuert.
Die vorliegende Erfindung geht weiterhin aus von einem Gesamtsystem,
- wobei das Gesamtsystem als Teilsysteme eine Anlage der Stahlindustrie, eine Elektrolyseanlage und einen elektrischen Energiespeicher umfasst,
- wobei die Anlage der Stahlindustrie, die Elektrolyseanlage und der elektrische Energiespeicher zur Übertragung elektrischer Energie direkt oder indirekt miteinander und mit einem elektrischen Versorgungsnetz verbunden sind,
- wobei die Anlage der Stahlindustrie, die Elektrolyseanlage und der Wasserstoffspeicher zum Transfer von Wasserstoff direkt oder indirekt miteinander verbunden sind,
- wobei das Gesamtsystem eine derartige Steuereinrichtung umfasst, die bei Abarbeitung des Maschinencodes eines derartigen Steuerprogramms das Gesamtsystem gemäß einem derartigen Betriebsverfahren steuert.
Stand der Technik
Die genannten Gegenstände sind beispielsweise aus dem Aufsatz „Grüne Energieversorgung der Stahlindustrie“, Stahl und Eisen, August 2022, Seiten 22 bis 24 bekannt.
Aus der KR 2019 0136300 A ist ein industrieller Prozess bekannt, dem ein Energiespeicher zugeordnet ist. Der industrielle Prozess kann ein mehr oder minder komplexer technischer Prozess sein, der mehrere aufeinander aufbauende und miteinander zusammenwirkende Teilprozesse umfasst. Der industrielle Prozess weist verschiedene Arten von Lasten auf, nämlich Lasten, die stets mit Energie versorgt werden müssen, Lasten, die abgeschaltet werden können, und Lasten, bei denen der Energieverbrauch einstellbar ist. Es wird der tatsächliche Energieverbrauch der verschiedenen Komponenten der industriellen Anlage bestimmt. Der Betrieb der industriellen Anlage und des Energiespeichers werden derart aufeinander abgestimmt, dass sich minimale Kosten ergeben.
Aus der US 10 354 297 B2 ist eine Anordnung mit einem häuslichen Verbraucher, einem Energieerzeuger und einem Energiespeicher bekannt. Der Betrieb des Energiespeichers kann unter Berücksichtigung eines geplanten Energieverbrauchs des Verbrauchers ermittelt werden. Weiterhin können auch Wetterdaten mit verwertet werden. Auch können Preisinformationen für das Beziehen elektrische Energie aus einem Versorgungsnetz und für das Einspeisen elektrischer Energie in das Versorgungsnetz berücksichtigt werden. Aus der TW 201 235 124 A ist bekannt, dass der Energieverbrauch einer Anlage der Stahlindustrie - konkret ist eine Walzstraße genannt - bei bekannter Betriebsweise der Anlage der Stahlindustrie mit guter Genauigkeit vorhergesagt werden kann.
Aus der US 8 288 888 B2 ist eine Elektrolyseanlage bekannt, die mit einem Windpark gekoppelt ist. Zusätzlich können weitere Lasten und weitere Energiequellen vorhanden sein. Die weiteren Lasten und Energiequellen können auch die Form von elektrischen Energiespeichern aufweisen. Der mittels der Elektrolyseanlage erzeugte Wasserstoff kann an ein angegliedertes Chemiewerk oder eine Raffinerie weitergeleitet werden.
Aus der US 7 444 189 B1 ist ein Betriebsverfahren für ein Gesamtsystem bekannt, das als Bestandteile eine Elektrolyseanlage, einen elektrischen Energiespeicher, einen Wasserstoffspeicher und Wohngebäude oder kleinere geschäftliche Einrichtungen umfasst. Die Elektrolyseanlage, der elektrische Energiespeicher und das Wohngebäude und dergleichen sind zur Übertragung elektrischer Energie miteinander und mit einem elektrischen Versorgungsnetz verbunden. Weiterhin sind die Elektrolyseanlage, der Wasserstoffspeicher und das Wohngebäude und dergleichen zum Transfer von Wasserstoff miteinander verbunden. Einer Steuereinrichtung sind ein aktuelle Zustände der Elektrolyseanlage, des Energiespeichers und des Wasserstoffspeichers bekannt. Der Steuereinrichtung sind die aktuellen Anforderungen an elektrischer Energie der weiteren Bestandteile des Gesamtsystems sowie für einen Prognosehorizont mindestens ein erwarteter Preis für aus dem Versorgungsnetz bezogene elektrische Energie bekannt. Die Steuereinrichtung setzt für den Prognosehorizont Betriebsweisen für die Teilsysteme an und ermittelt für das Ende des Prognosehorizonts erwartete finale Zustände. Die Betriebsweisen umfassen Betriebsweisen für die Elektrolyseanlage, den elektrischen Energiespeicher und den Wasserstoffspeicher. Die erwarteten finalen Zustände umfassen einen unter Verwertung des entsprechenden aktuellen Zustands und der entsprechenden angesetzten Betriebsweise ermittelten erwarteten finalen Zustand. Für den Prognosehorizont variiert die Steuereinrichtung die angesetzten Betriebsweisen und variiert hierauf aufbauend die zugehörigen erwarteten finalen Zustände, so dass eine Kostenfunktion minimiert wird. In die Kostenfunktion gehen die Kosten für den Bezug elektrischer Energie aus dem Versorgungsnetz, die Betriebsweisen der Elektrolyseanlage, des elektrischen Energiespeichers und des Wasserstoffspeichers und Bewertungen der entsprechenden erwarteten finalen Zustände ein. Zumindest für den Beginn des Prognosehorizonts betreibt die Steuereinrichtung die Elektrolyseanlage, den elektrischen Energiespeicher und den Wasserstoffspeicher - nicht aber die weiteren Teile des Gesamtsystems, insbesondere nicht das Gebäude oder dergleichen - gemäß der entsprechenden variierten Betriebsweise.
Zusammenfassung der Erfindung In der Vergangenheit wurden bei der Ermittlung des Betriebs von Anlagen der Stahlindustrie zwar die hierbei anfallenden Kosten - auch die hierbei anfallenden Energiekosten - berücksichtigt. Die Berücksichtigung erfolgte jedoch nur in dem Sinne, dass der Gesamtbedarf an elektrischer Energie und die dadurch entstehenden Kosten für die elektrische Energie berücksichtigt wurden. Im Zuge der Hinwendung zu regenerativen Energien muss in erheblich stärkerem Ausmaß die Verfügbarkeit elektrischer Energie (einschließlich der zeitlichen Schwankungen der für die elektrische Energie anfallenden Kosten) berücksichtigt werden, da die Verfügbarkeit und damit auch die Kosten elektrischer Energie zukünftig deutlich größeren Schwankungen als in der Vergangenheit unterworfen sein wird.
Entscheidend für die effiziente Verwendung des elektrischen Energiespeichers und des Wasserstoffspeichers im Rahmen der vorliegenden Erfindung sind zum einen der - erwartete - zukünftige Strombedarf der Anlage der Stahlindustrie und zum anderen der - erwartete - zukünftige Preis für aus dem Versorgungsnetz bezogene elektrische Energie.
In dem oben genannten Fachaufsatz ist zwar ausgeführt, dass die Anlage der Stahlindustrie, die Elektrolyseanlage und der elektrische Energiespeicher mittels eines intelligenten Energiemanagementsystems gesteuert und betrieben werden. Es finden sich jedoch keine näheren Ausführungen zur Implementierung des intelligenten Energiemanagementsystems.
Die Aufgabe der vorliegenden Erfindung besteht darin, Möglichkeiten zu schaffen, mittels derer ein kosteneffizienter Betrieb eines Gesamtsystems erreicht wird, das als Teilsysteme eine Anlage der Stahlindustrie, eine Elektrolyseanlage und einen elektrischen Energiespeicher umfasst.
Die Aufgabe wird durch ein Betriebsverfahren mit den Merkmalen des Anspruchs 1 gelöst. Vorteilhafte Ausgestaltungen des Betriebsverfahrens sind Gegenstand der abhängigen Ansprüche 2 bis 7.
Zunächst umfasst das Gesamtsystem - zusätzlich zu den obenstehend genannten Teilsystemen - als (weiteres) Teilsystem einen Wasserstoffspeicher. Weiterhin sind die Anlage der Stahlindustrie, die Elektrolyseanlage und der Wasserstoffspeicher zum Transfer von Wasserstoff direkt oder indirekt miteinander verbunden. Weiterhin wird ein Betriebsverfahren der eingangs genannten Art erfindungsgemäß dadurch ausgestaltet, dass
- einer das Gesamtsystem steuernden Steuereinrichtung als aktuelle Zustände ein aktueller Anlagenzustand der Anlage der Stahlindustrie, ein aktueller Elektrolysenzustand der Elektrolyseanlage, ein aktueller Energiespeicherzustand des Energiespeichers und ein aktueller Wasserstoffspeicherzustand des Wasserstoffspeichers bekannt sind,
- der Steuereinrichtung für einen Prognosehorizont zumindest ein gewünschter Produktionsplan der Anlage der Stahlindustrie und mindestens ein erwarteter Preis für aus dem Versorgungsnetz bezogene elektrische Energie bekannt sind, - wobei der Produktionsplan der Anlage der Stahlindustrie festlegt, welche Endprodukte mittels der Anlage der Stahlindustrie aus welchen Ausgangsmaterialien erzeugt werden sollen und welche Eigenschaften die Endprodukte aufweisen sollen,
- die Steuereinrichtung für den Prognosehorizont Betriebsweisen ansetzt und für das Ende des Prognosehorizonts erwartete finale Zustände ermittelt,
- die Betriebsweisen eine Anlagenbetriebsweise für die Anlage der Stahlindustrie, eine Elektrolysenbetriebsweise für die Elektrolyseanlage, eine Energiespeicherbetriebsweise für den elektrischen Energiespeicher und eine Wasserstoffspeicherbetriebsweise für den Wasserstoffspeicher umfassen,
- die erwarteten finalen Zustände einen unter Verwertung des aktuellen Anlagenzustands und der angesetzten Anlagenbetriebsweise ermittelten finalen Anlagenzustand, einen unter Verwertung des aktuellen Elektrolysenzustands und der angesetzten Elektrolysenbetriebsweise ermittelten erwarteten finalen Elektrolysenzustand, einen unter Verwertung des aktuellen Energiespeicherzustands und der angesetzten Energiespeicherbetriebsweise ermittelten erwarteten finalen Energiespeicherzustand und einen unter Verwertung des aktuellen Wasserstoffspeicherzustands und der angesetzten Wasserstoffspeicherbetriebsweise ermittelten erwarteten finalen Wasserstoffspeicherzustand umfassen,
- wobei der aktuelle und der finale Anlagenzustand umfassen, welche Materialien sich in welchem Zustand jeweils in der Anlage der Stahlindustrie befinden und in welchem Zustand sich Aggregate der Anlage der Stahlindustrie befinden,
- die Steuereinrichtung für den Prognosehorizont die angesetzten Betriebsweisen und hierauf aufbauend die erwarteten finalen Zustände unter Berücksichtigung des Produktionsplans und von Auslegungsgrenzen der Teilsysteme variiert, so dass eine Kostenfunktion minimiert wird,
- in die Kostenfunktion die Kosten für den Bezug elektrischer Energie aus dem Versorgungsnetz, die Betriebsweisen der Anlage der Stahlindustrie, der Elektrolyseanlage, des elektrischen Energiespeichers und des Wasserstoffspeichers, Bewertungen der erwarteten finalen Zustände und eine Produktivität der Anlage der Stahlindustrie eingehen und
- die Steuereinrichtung zumindest für den Beginn des Prognosehorizonts die Teilsysteme gemäß der variierten Betriebsweise betreibt.
Die Komponenten der Anlage der Stahlindustrie nehmen Eingangsmaterialien entgegen, die sie zu ihrem Betrieb benötigen (gegebenenfalls auch Energiemedien wie beispielsweise Erdgas). Je nach Sachverhalt können die zugeführten Eingangsmaterialien Eisenerz für eine eisenerzeugende Anlage, flüssiges oder festes Eisen oder flüssiger oder fester Stahl für einen Lichtbogenofen, einen Konverter bzw. eine Pfannenanlage, Legierungselemente und Zuschlagstoffe sein. Einer Stranggießmaschine wird flüssiger Stahl zugeführt, einem Walzwerk und nachgeordneten Einrichtungen fester Stahl. Der Anlagenzustand der Anlage der Stahlindustrie beschreibt in dem erforderlichen Ausmaß den Zustand der Anlage der Stahlindustrie. Der Anlagenzustand umfasst insbesondere, welche Materialien sich in welchem Zustand momentan in der Anlage der Stahlindustrie befinden und in welchem Zustand sich Aggregate der Anlage der Stahlindustrie befinden.
Bei einem Lichtbogenofen kann die Formulierung „welche Materialien sich in welchem Zustand momentan in der Anlage der Stahlindustrie befinden“ beispielsweise die Menge an in einem Ofengefäß des Lichtbogenofens befindlichem Metall, dessen chemische Zusammensetzung, dessen Temperatur und Phasenzusammensetzung (beispielsweise Anteil fest und Anteil geschmolzen) - alternativ die Enthalpie - und den Fortschritt bei Herstellen der Metallschmelze umfassen. Die Formulierung „in welchem Zustand sich Aggregate der Anlage der Stahlindustrie befinden“ kann bei einem Lichtbogenofen beispielsweise den Verschleißzustand des Ofengefäßes, einen Verschleißzustand von Elektroden des Lichtbogenofens, eine prinzipiell maximal mögliche Leistung und eine momentan maximal mögliche Leistung umfassen. Die momentan maximal mögliche Leistung kann beispielsweise kleiner als die prinzipiell maximal mögliche Leistung sein, weil bestimmte Elemente der Anlage der Stahlindustrie nicht oder nur unvollständig arbeiten. Ähnliche Aussagen gelten bei einem Pfannenofen.
Bei einer Walzstraße kann die Formulierung „welche Materialien sich in welchem Zustand momentan in der Anlage der Stahlindustrie befinden“ beispielsweise bedeuten, welches Material gerade gewalzt wird und welche Materialien sich momentan in einem den Walzgerüsten der Walzstraße vorgeordneten Ofen befinden, gegebenenfalls einschließlich der Reihenfolge der verschiedenen Materialien. Die Materialien können durch ihre Abmessungen, ihre chemische Zusammensetzung und ihre Temperatur und Phasenzusammensetzung (beispielsweise Anteil Ferrit und Anteil Austenit und Anteil Zementit) - alternativ die Enthalpie - charakterisiert sein. Die Formulierung „in welchem Zustand sich Aggregate der Anlage der Stahlindustrie befinden“ kann bei einer Walzstraße beispielsweise den Verschleißzustand von Arbeitswalzen von Walzgerüsten der Walzstraße umfassen.
In ähnlicher Weise beschreibt der Energiespeicherzustand in dem erforderlichen Ausmaß den Zustand des elektrischen Energiespeichers. Der Energiespeicherzustand kann beispielsweise umfassen, in welchem Umfang (prozentual und/oder absolut) der Energiespeicher geladen ist und welche Temperatur Speicherzellen des Energiespeichers aufweisen. Weiterhin kann der Energiespeicherzustand auch umfassen, in welchem Verschleißzustand sich der Energiespeicher oder Teile des Energiespeichers befinden. Der Energiespeicherzustand kann weiterhin prinzipiell maximal mögliche und momentan maximal mögliche Betriebsgrößen umfassen, beispielsweise Lade- und Entladeströme.
Ein aktueller Elektrolysenzustand der Elektrolyseanlage kann beispielsweise, sofern eine entsprechende Abhängigkeit der Effizienz der Wasserstoffproduktion vom Stromeinsatz besteht, eine Temperatur der Elektrolyseanlage umfassen. Auch kann der Elektrolysenzustand andere variable Größen umfassen, beispielsweise Konzentrationen an Elektrolyten.
Ein aktueller Wasserstoffspeicherzustand beschreibt in dem erforderlichen Ausmaß den Zustand des Wasserstoffspeichers. Der Wasserstoffspeicherzustand kann insbesondere einen Füllgrad oder Füllstand umfassen, also in welchem Umfang (prozentual und/oder absolut) der Wasserstoffspeicher gefüllt ist.
Der Produktionsplan der Anlage der Stahlindustrie legt fest, welche Endprodukte mittels der Anlage der Stahlindustrie aus welchen Ausgangsmaterialien erzeugt werden sollen und welche Eigenschaften die Endprodukte aufweisen sollen. Gegebenenfalls legt der Produktionsplan auch fest, welche Zwischenprodukte erzeugt werden sollen. Darüber hinaus kann der Produktionsplan gewisse zeitliche Rahmenbedingungen festlegen, beispielsweise bis wann ein bestimmtes Produkt produziert werden soll („um 18:00 Uhr soll das Produkt X fertig sein“) oder zu welchen Zeitpunkten oder in welchen Zeitbereichen bestimmte Schritte bei der Herstellung des jeweiligen Endprodukts oder des jeweiligen Zwischenprodukts vorgenommen werden sollen und/oder in welcher Reihenfolge die einzelnen Endprodukte hergestellt werden sollen. Der Produktionsplan kann auch festlegen, welche Behandlungsschritte mittels der Anlage der Stahlindustrie an den Ausgangs- oder Zwischenprodukten vorgenommen werden sollen. Schließlich kann der Produktionsplan auch geplante Stillstände der Anlage der Stahlindustrie oder von Teilen der Anlage der Stahlindustrie festlegen. Ein geplanter Stillstand kann beispielsweise zu Wartungszwecken erforderlich sein.
Der erwartete Preis für aus dem Versorgungsnetz bezogene elektrische Energie kann für verschiedene Zeiträume auf jeweils individuell verschiedene Art und Weise festgelegt werden. An einem Spotmarkt steht der Preis oftmals nur für einen relativ begrenzten Zeitraum fest, beispielsweise nur 24 Stunden im Voraus. Hier werden bestimmte Strommengen für feste Zeiträume zu einem jeweiligen Spotmarktpreis gehandelt. Es gibt jedoch auch Verträge mit längerfristigen Bindungen, beispielsweise einen festen Preis für ein bestimmtes Leistungsniveau auf ein Jahr im Voraus. Die beiden Beispiele sind natürlich nicht die einzig möglichen.
Oftmals weicht weiterhin die Abrechnung des tatsächlichen Leistungsbezugs aus dem Versorgungsnetz von einem zuvor vereinbarten Tarif ab, sofern eine andere als die zuvor gekaufte Leistungsmenge bezogen wird. So wird beispielsweise der Strombezug vom Spotmarkt zwar stundenweise gekauft, die Abrechnung erfolgt jedoch viertelstundenweise. Wird die zuvor gekaufte Strommenge bezogen, wird auch der vereinbarte Tarif abgerechnet. Wird hingegen mehr oder weniger Strom bezogen, als zuvor am Spotmarkt gekauft wurde, hängt der tatsächliche Preis für aus dem Versorgungsnetz bezogene elektrische Energie von einer Vielzahl von Faktoren ab. In den tatsächlichen Preis geht insbesondere ein, ob und gegebenenfalls mit welchem Aufwand zusätzlich bezogene elektrische Energie vom Betreiber des Versorgungsnetzes be- schafft werden musste oder ob und gegebenenfalls mit welchem Aufwand von dem Betreiber des Versorgungsnetzes gekaufte, aber nicht bezogene elektrische Energie anderweitig verwertet werden konnte. Derartige Sachverhalte bewegen sich außerhalb der Einflusssphäre des Käufers. Bezüglich derartiger Sachverhalte können daher lediglich vernünftige Schätzungen erfolgen. Eine exakte vorherige Berechnung ist hingegen nicht möglich.
Über Zeiträume hinaus, für welche der erwartete Preis für aus dem Versorgungsnetz bezogene elektrische Energie als solcher bekannt ist, können weiterhin aufgrund von Erfahrungswerten gewisse Schätzungen vorgenommen werden.
In jedem Fall besteht die Möglichkeit, dass der erwartete Preis für aus dem Versorgungsnetz bezogene elektrische Energie kein einfacher Skalar ist, sondern ein Vektor, der mehrere Größen umfasst. Weiterhin besteht stets auch die Möglichkeit, dass der Preis für aus dem Versorgungsnetz bezogene elektrische Energie nicht ein fester, exakt bestimmter Wert ist, sondern eine gewisse Preisspanne abdeckt.
All diese und gegebenenfalls auch weitere Sachverhalte können in Daten für den Preis für aus dem Versorgungsnetz bezogene elektrische Energie enthalten sein. Weiterhin ist es möglich, dass die Daten den Preis nur indirekt bestimmen. Ein Beispiel derartiger Daten ist eine Wettervorhersage, da das Ausmaß an Sonnenschein (Stromerzeugung durch Photovoltaik) und das Ausmaß an Wind (Stromerzeugung mittels Windkraftanlagen) direkten Einfluss auf die Menge an erzeugter und damit verfügbarer elektrischer Energie und folglich auf den Preis für aus dem Versorgungsnetz bezogene elektrische Energie haben.
Die Anlagenbetriebsweise für die Anlage der Stahlindustrie ist etwas anderes als der Produktionsplan. Insbesondere definiert die Anlagenbetriebsweise für jeden Zeitpunkt, wie die Anlage der Stahlindustrie betrieben (= gesteuert) wird. Die Anlagenbetriebsweise ist also in zeitlicher Hinsicht kontinuierlich („um 17:52:43 Uhr wird die Anlage im Ansteuerungszustand A betrieben, um 17:52:44 Uhr im Ansteuerungszustand B, um 17:52:45 Uhr im Ansteuerungszustand C“ usw.). Die Anlagenbetriebsweise muss natürlich derart festgelegt sein, dass die Vorgaben des Produktionsplans erfüllt werden.
Die Energiespeicherbetriebsweise für den elektrischen Energiespeicher legt fest, in welchem Ausmaß der elektrische Energiespeicher jeweils geladen und entladen werden soll. Die Energiespeicherbetriebsweise ist analog zur Anlagenbetriebsweise kontinuierlich. Eine aus dem elektrischen Energiespeicher entnommene elektrische Energie kann - natürlich nur temporär gegebenenfalls sogar so groß sein, dass sie den Energiebedarf der Anlage der Stahlindustrie und der Elektrolyseanlage übersteigt, so dass im Ergebnis elektrische Energie in das Versorgungsnetz eingespeist wird. Die Elektrolysenbetriebsweise für die Elektrolyseanlage definiert für jeden Zeitpunkt, wie die Elektrolyseanlage betrieben (= gesteuert) wird. Die Elektrolysenbetriebsweise ist also - analog zur Anlagenbetriebsweise - in zeitlicher Hinsicht kontinuierlich. Die Elektrolysenbetriebsweise legt fest, in welchem Ausmaß von der Elektrolyseanlage Strom benötigt und mittels der Elektrolyseanlage Wasserstoff produziert wird.
Die Anlage der Stahlindustrie verbraucht Wasserstoff. Die Elektrolyseanlage produziert Wasserstoff. Wenn außer der Anlage der Stahlindustrie und der Elektrolyseanlage keine weiteren Erzeuger und Verbraucher für Wasserstoff vorhanden sind, ist die Wasserstoffspeicherbetriebsweise für den Wasserstoffspeicher eine abhängige Betriebsweise, da sie schlichtweg die Differenz zwischen dem von der Anlage der Stahlindustrie benötigten Wasserstoff und dem von der Elektrolyseanlage produzierten Wasserstoff aufnehmen oder abgeben muss. Es muss bei der Bestimmung der Anlagenbetriebsweise und der Elektrolysenbetriebsweise lediglich beachtet werden, dass der Wasserstoffspeicher nicht vollständig leer wird, nur eine begrenzte Kapazität aufweist und pro Zeiteinheit nur gewisse Mengen an Wasserstoff in den Wasserstoffspeicher eingespeichert oder aus ihm entnommen werden können.
Die erwarteten finalen Zustände für das Ende des Prognosehorizonts ermittelt die Steuereinrichtung ausgehend von den aktuellen Zuständen durch Fortschreibung entsprechend der jeweiligen Betriebsweise.
Das Variieren der angesetzten Betriebsweisen mit dem Ziel der Minimierung der Kostenfunktion ist ein typisches Optimierungsproblem. Optimierungsprobleme als solche, die Art und Weise, auf welche Optimierungsprobleme angesetzt werden, und die Art und Weise, auf welche Optimierungsprobleme gelöst werden, ist Fachleuten bekannt. Rein beispielhaft kann auf
- Fletcher, R.: Practical Methods on Optimization. 2nd ed., John Wiley Inc., Cichester, New York 1987,
- Hintermüller, M.; Stadler, G.: A semi-smooth Newton methods for linear-quadratic control problems, Zeitschrift für angewandte Mathematik und Mechanik (ZAMM) 83-4, 219 - 237, (2003) oder
- Ito, K.; Kunisch, K.: Semi-smooth Newton methods for state-constrained optimal control problems, Systems and Control Letters, 50, 221 - 228, (2003) verwiesen werden. Aus den genannten Fundstellen ist auch bekannt, auf welche Art und Weise einzuhaltende Randbedingungen formuliert werden können, beispielsweise Leistungsgrenzen der Anlage der Stahlindustrie und/oder des elektrischen Energiespeichers. Aus den genannten Fundstellen sind auch weitere Sachverhalte bekannt, die bei der Formulierung von Optimierungsproblemen relevant sind. Ein Beispiel derartiger Sachverhalte ist die Art und Weise, auf welche Abweichungen von bevorzugten Betriebszuständen „bestraft“ werden können. Ein weiteres Beispiel ist die Art und Weise, auf welche einzuhaltende Bedingungen (durch Gleichheitsnebenbedingungen) formuliert werden können. Durch einzuhaltende Bedingungen kann bei- spielsweise erzwungen werden, welchen Zustand Teilsysteme des Gesamtsystems am Ende des Prognosehorizonts aufweisen. Ein derartiger Zustand kann im Falle des elektrischen Energiespeichers beispielsweise dessen Ladezustand und im Falle eines Wasserstoffspeichers beispielsweise dessen gespeicherte Menge an Wasserstoff sein.
Der Begriff „Kostenfunktion“ hat für den Fachmann auf dem Gebiet von Optimierungsproblemen eine fest umrissene Bedeutung. Sie kann zwar im Sinne einer wirtschaftlichen Bewertung gemeint sein. Dies ist aber nicht notwendigerweise der Fall. Vorliegend können in die Kostenfunktion verschiedene Größen eingehen.
In die Kostenfunktion gehen die Kosten für den Bezug elektrischer Energie aus dem Versorgungsnetz ein. Die Kosten für den Bezug elektrischer Energie sind selbsterklärend. Es wird lediglich darauf hingewiesen, dass die Kosten im Einzelfall negativ sein können, nämlich dann, wenn aus dem elektrischen Energiespeicher elektrische Energie in das Versorgungsnetz zurückgespeist wird oder wenn der Bezugspreis für elektrische Energie beispielsweise aufgrund eines temporären Überangebots zeitweise negativ wird.
Weiterhin gehen in die Kostenfunktion die Betriebsweisen der verschiedenen Teilsysteme und Bewertungen der erwarteten finalen Zustände ein. Die Bewertung des erwarteten finalen Anlagenzustands kann durch Verschleiß bedingte Kosten der Anlage der Stahlindustrie umfassen. Weiterhin kann die Bewertung des erwarteten finalen Anlagenzustands einen Anteil umfassen, der beispielsweise unter Verwertung eines energetischen Zustands oder eines Phasenzustands von in der Anlage der Stahlindustrie befindlichen Produkten ermittelt wird. Eine ähnliche Bewertung ist für die Elektrolyseanlage möglich. Bezüglich der beiden Speicher kann in die Bewertung insbesondere ein Verschleiß eingehen. Weiterhin kann die Bewertung der erwarteten finalen Zustände der Speicher einen Anteil umfassen, der unter Verwertung einer durch die jeweilige Speicherbetriebsweise bewirkten Degradation des jeweiligen Speichers ermittelt wird, also einer Verschlechterung der Leistungsfähigkeit des jeweiligen Speichers.
Weiterhin gehen in die Kostenfunktion eine Produktivität der Anlage der Stahlindustrie ein.
Vorzugsweise weist die Anlage der Stahlindustrie mindestens eine Komponente auf, die einer Gießeinrichtung, mittels derer flüssiger Stahl gegossen wird, technologisch vorgeordnet ist.
Die Gießeinrichtung kann insbesondere als Stranggießanlage ausgebildet sein. Bei der vorgeordneten Komponente kann es sich um eine Komponente handeln, die flüssigen Stahl erzeugt (beispielsweise einen Lichtbogenofen oder einen Konverter) oder ein Refining vornimmt (beispielsweise eine Pfannenanlage). Alternativ kann die vorgeordnete Komponente eine Anlage zur Eisenerzeugung sein, beispielsweise eine DRI-Anlage. In diesem Fall wird das mittels dieser Komponente erzeugte Eisen einem Lichtbogenofen zugeführt. Die Anlage der Stahlindustrie kann natürlich auch weitere Komponenten umfassen, insbesondere Komponenten zur Erzeugung oder Verarbeitung von festem Stahl. Derartige Komponenten können beispielsweise eine Stranggießmaschine, ein Walzwerk (warm und/oder kalt) und weitere Komponenten sein, beispielsweise ein Haspel oder eine Beizlinie.
In manchen Fällen weist das Gesamtsystem als weiteres Teilsystem eine Stromerzeugungseinrichtung auf, mittels derer auf regenerative Art und Weise elektrische Energie erzeugbar ist. In diesem Fall ist die Stromerzeugungseinrichtung zur Übertragung elektrischer Energie direkt oder indirekt mit der Anlage der Stahlindustrie, der Elektrolyseanlage und dem elektrischen Energiespeicher und dem elektrischen Versorgungsnetz verbunden. Die Stromerzeugungseinrichtung kann insbesondere als Windkraftanlage oder als Photovoltaikanlage ausgebildet sein. Das Betriebsverfahren ist bei vorhandener Stromerzeugungseinrichtung dadurch ausgestaltet,
- dass der Steuereinrichtung für den Prognosehorizont zusätzlich eine mittels der Stromerzeugungseinrichtung erzeugbare erwartete elektrische Energie bekannt ist und
- dass die Steuereinrichtung beim Variieren der Betriebsweisen die mittels der Stromerzeugungseinrichtung erzeugbare erwartete elektrische Energie berücksichtigt.
Dadurch ist eine noch weitergehende Optimierung des Betriebs des Gesamtsystems möglich.
Wie bereits erwähnt, ist die Wasserstoffspeicherbetriebsweise in dem Fall, dass Wasserstoff nur zwischen der Elektrolyseanlage, dem Wasserstoffspeicher und der Anlage der Stahlindustrie transferiert werden kann, eine abhängige bzw. abgeleitete Betriebsweise, die sich ganz von selbst aus dem Bedarf an Wasserstoff der Anlage der Stahlindustrie und der Erzeugung von Wasserstoff durch die Elektrolyseanlage ergibt. In manchen Fällen weist das Gesamtsystem als weiteres Teilsystem jedoch eine Koppeleinrichtung auf, die zum Transfer von Wasserstoff einerseits direkt oder indirekt mit der Anlage der Stahlindustrie und/oder der Elektrolyseanlage und/oder dem Wasserstoffspeicher verbunden ist und andererseits mit einem externen Transportnetz für Wasserstoff oder einem lösbar mit der Koppeleinrichtung verbundenen Zusatzspeicher für Wasserstoff verbunden ist. In diesem Fall berücksichtigt die Steuereinrichtung beim Variieren der Betriebsweisen den über die Koppeleinrichtung transferierten Wasserstoff. Die Wasserstoffspeicherbetriebsweise ist in derartigen Fällen eine Betriebsweise, die als unabhängige, eigenständig variierbare Größe angesetzt, variiert und so ermittelt werden kann. Als abhängige Betriebsweise ergibt sich in diesem Fall der Betrieb der Koppeleinrichtung. Alternativ könnte auch der Betrieb der Koppeleinrichtung als unabhängige, eigenständig variierbare Betriebsweise angesetzt werden und die Wasserstoffspeicherbetriebsweise als abhängige Betriebsweise beibehalten werden.
Bei längerer Speicherung von Wasserstoff treten nicht vernachlässigbare Verluste auf. Die Verlustrate liegt - je nach Art der Speicherung - bei mindestens 0, 1 % der gespeicherten Menge an Wasserstoff pro Tag und kann bis zu 0,5 % pro Tag betragen. Aus diesem Grund sollten in die Kostenfunktion vorzugsweise auch Verluste an im Wasserstoffspeicher befindlichem Wasserstoff eingehen.
Vorzugsweise berücksichtigt die Steuereinrichtung beim Variieren der Betriebsweisen einen minimalen und einen maximalen Ladezustand des elektrischen Energiespeichers und/oder einen mittleren Ladezustand des elektrischen Energiespeichers und/oder einen minimalen und einen maximalen Füllstand des Wasserstoffspeichers und/oder einen mittleren Füllstand des Wasserstoffspeichers. Durch die Berücksichtigung derartiger Größen - sei es als zu beachtende Randbedingungen, sei es durch direktes Eingehen in die Kostenfunktion - kann erreicht werden, dass der elektrische Energiespeicher und/oder der Wasserstoffspeicher jederzeit und in beide Richtungen - sowohl zum Aufnehmen von elektrischer Energie bzw. Wasserstoff als auch zum Abgeben von elektrischer Energie bzw. Wasserstoff - eine gewisse Kapazität aufweisen, so dass auf Störungen beim Betrieb der Anlage der Stahlindustrie und/oder der Elektrolyseanlage - gegebenenfalls auch bei Störungen des Versorgungsnetzes, der Stromerzeugungseinrichtung und/oder der Zufuhreinrichtung - durch geänderte Betriebsweisen des elektrischen Energiespeichers und/oder des Wasserstoffspeichers reagiert werden kann.
Vorzugsweise umfasst der elektrische Energiespeicher einen ersten Teilspeicher und einen zweiten Teilspeicher, die beide mit dem elektrischen Versorgungsnetz verbunden sind. In diesem Fall umfasst der aktuelle Energiespeicherzustand für den ersten und den zweiten Teilspeicher jeweils einen aktuellen Teilzustand, umfasst die Energiespeicherbetriebsweise für den ersten und den zweiten Teilspeicher jeweils eine Teilbetriebsweise und umfasst der erwartete finale Energiespeicherzustand für den ersten und den zweiten Teilspeicher jeweils einen erwarteten finalen Teilzustand. Weiterhin werden in diesem Fall beim Variieren der Energiespeicherbetriebsweise die beiden Teilbetriebsweisen variiert und werden hierauf aufbauend die beiden erwarteten finalen Teilzustände variiert. Die Steuereinrichtung betreibt in diesem Fall zumindest für den Beginn des Prognosehorizonts den ersten und den zweiten Teilspeicher gemäß der jeweiligen variierten Teilbetriebsweise.
Die beiden Teilspeicher stellen also zwei verschiedene elektrische Energiespeicher dar, deren Betriebsweisen beide variiert werden, um im Gesamtergebnis die Kosten beim Betrieb des Gesamtsystems zu minimieren. Für jeden der beiden Teilspeicher können also dieselben Maßnahmen ergriffen werden, die im Falle eines einzelnen elektrischen Energiespeichers für den elektrischen Energiespeicher ergriffen werden.
Diese Vorgehensweise ist insbesondere dann von Vorteil, wenn der erste und der zweite Teilspeicher sich in ihren möglichen Leistungsgrenzen unterscheiden, beispielsweise in ihrer Kapazität und ihrem maximal möglichen oder zulässigen Lade- und Entladestrom (bzw. einer entsprechenden Leistung). Beispielsweise kann der erste Teilspeicher eine hohe Speicherkapazität und eine relativ niedrige maximale Lade- und Entladeleistung aufweisen, während der zweite Teilspeicher eine deutlich niedrigere Speicherkapazität, aber eine erheblich größere maximale Lade- und Entladeleistung aufweisen kann. Beispielhaft seien für den ersten Teilspeicher die Werte 100 MWh und 25 MW und für den zweiten Teilspeicher die Werte 10 MWh und 100 MW genannt. Der erste Teilspeicher kann beispielsweise als Redox-Flow-Batterie oder als Natrium-Schwefel-Batterie ausgebildet sein, der zweite Teilspeicher als Natrium-Ionen-Batterie.
Das Vorsehen zweier Teilspeicher kann aber auch dann von Vorteil sein, wenn die Teilspeicher gleichartig aufgebaut und ausgelegt sind. Ein derartiger Fall kann beispielsweise vorliegen, wenn ein (nahezu) fliegender Austausch eines Energiespeichers vorgenommen werden soll. In diesem Fall ist im Normalbetrieb nur ein einziger elektrischer Energiespeicher (also ohne Unterteilung in ersten und zweiten Teilspeicher) gegeben. Wenn jedoch der elektrische Energiespeicher allmählich das Ende seiner Betriebszeit erreicht, also ausgetauscht werden muss, kann zunächst zu einem Zeitpunkt A ein weiterer elektrischer Energiespeicher zu dem Gesamtsystem hinzugefügt werden, so dass das Gesamtsystem ab dem Zeitpunkt A zwei elektrische Energiespeicher aufweist, also einen ersten und einen zweiten Teilspeicher im Sinne der vorstehenden Ausführungen. Zu einem späteren Zeitpunkt B wird dann der Energiespeicher, der allmählich das Ende seiner Betriebszeit erreicht, aus dem Gesamtsystem entfernt. Ab dem Zeitpunkt B weist das Gesamtsystem wieder nur einen einzigen elektrischen Energiespeicher auf, nämlich den Energiespeicher, der dem Gesamtsystem zum Zeitpunkt A hinzugefügt wurde. Es liegt also wieder der Normalbetrieb vor. Zwischen den Zeitpunkten A und B ist jedoch temporär ein Sonderbetrieb gegeben, bei dem nicht nur ein elektrischer Energiespeicher vorhanden ist, sondern zwei elektrische Energiespeicher bzw. - in der vorstehenden Terminologie - der elektrische Energiespeicher einen ersten und einen zweiten Teilspeicher umfasst.
Das Vorsehen zweier Teilspeicher kann weiterhin auch dann von Vorteil sein, wenn die Teilspeicher zwar gleichartig aufgebaut und ausgelegt sind, jedoch unterschiedliche Alterungsoder Verschleißzustände aufweisen.
Die vorstehend erläuterte Aufteilung auf zwei Teilspeicher kann natürlich auch auf drei, vier usw. Teilspeicher erweitert werden.
Die Aufgabe wird weiterhin durch ein Steuerprogramm mit den Merkmalen des Anspruchs 8 gelöst. Erfindungsgemäß umfasst das gesteuerte Gesamtsystem - zusätzlich zu den obenste- hend genannten Teilsystemen - als (weiteres) Teilsystem einen Wasserstoffspeicher. Weiterhin sind die Anlage der Stahlindustrie, die Elektrolyseanlage und der Wasserstoffspeicher zum Transfer von Wasserstoff direkt oder indirekt miteinander verbunden. Weiterhin bewirkt die Abarbeitung des Maschinencodes durch die Steuereinrichtung, dass die Steuereinrichtung das Gesamtsystem gemäß einem erfindungsgemäßen Betriebsverfahren steuert. Die Aufgabe wird weiterhin durch eine Steuereinrichtung mit den Merkmalen des Anspruchs 9 gelöst. Erfindungsgemäß umfasst das gesteuerte Gesamtsystem - zusätzlich zu den obenste- hend genannten Teilsystemen - als (weiteres) Teilsystem einen Wasserstoffspeicher. Weiterhin sind die Anlage der Stahlindustrie, die Elektrolyseanlage und der Wasserstoffspeicher zum Transfer von Wasserstoff direkt oder indirekt miteinander verbunden. Weiterhin ist die Steuereinrichtung mit einem erfindungsgemäßen Steuerprogramm programmiert, so dass die Steuereinrichtung bei Abarbeitung des Maschinencodes des Steuerprogramms das Gesamtsystem gemäß einem erfindungsgemäßen Betriebsverfahren steuert.
Die Aufgabe wird weiterhin durch ein Gesamtsystem mit den Merkmalen des Anspruchs 10 gelöst. Erfindungsgemäß ist vorgesehen,
- dass das gesteuerte Gesamtsystem - zusätzlich zu den obenstehend genannten Teilsystemen - als (weiteres) Teilsystem einen Wasserstoffspeicher umfasst,
- dass die Anlage der Stahlindustrie, die Elektrolyseanlage und der Wasserstoffspeicher zum Transfer von Wasserstoff direkt oder indirekt miteinander verbunden sind und
- dass die Steuereinrichtung als erfindungsgemäße Steuereinrichtung ausgebildet ist, die bei Abarbeitung des Maschinencodes des Steuerprogramms das Gesamtsystem gemäß einem erfindungsgemäßen Betriebsverfahren steuert.
Kurze Beschreibung der Zeichnungen
Die oben beschriebenen Eigenschaften, Merkmale und Vorteile dieser Erfindung sowie die Art und Weise, wie diese erreicht werden, werden klarer und deutlicher verständlich im Zusammenhang mit der folgenden Beschreibung eines Ausführungsbeispiels, das im Zusammenhang mit den Zeichnungen näher erläutert wird. Dabei zeigen:
FIG 1 ein Gesamtsystem,
FIG 2 ein Ablaufdiagramm,
FIG 3 ein weiteres Gesamtsystem,
FIG 4 ein weiteres Ablaufdiagramm,
FIG 5 eine Anlage der Stahlindustrie und
FIG 6 einen elektrischen Energiespeicher und ein Versorgungsnetz.
Beschreibung der Ausführungsformen
Gemäß FIG 1 umfasst ein Gesamtsystem als Teilsystem eine Anlage 1 der Stahlindustrie. Eine mögliche Ausgestaltung der Anlage 1 wird später in Verbindung mit FIG 5 näher erläutert werden. Die Anlage 1 kann mehrere Komponenten aufweisen. In der Regel weist die Anlage 1 mindestens eine Komponente auf, die einer Gießeinrichtung, mittels derer flüssiger Stahl gegossen wird, technologisch vorgeordnet ist. Beispiele derartiger Komponenten sind eine eisen- erzeugende Komponente (beispielsweise eine DRI-Anlage), ein Lichtbogenofen, ein Konverter und eine Pfannenanlage.
Die Anlage 1 verbraucht in ihrem Betrieb elektrische Energie. Die Anlage 1 kann die elektrische Energie aus einem elektrischen Versorgungsnetz 2 beziehen, mit dem die Anlage 1 direkt (nicht dargestellt) oder indirekt (beispielsweise über einen Umrichter 3) verbunden ist. Das Versorgungsnetz 2 ist üblicherweise ein Drehstromnetz und damit ein mehrphasiges Versorgungsnetz. Das Drehstromnetz wird oftmals mit einer Mittelspannung im Bereich von 20 kV bis 30 kV oder mit einer Hochspannung von 110 kV betrieben.
Das Gesamtsystem umfasst als weiteres Teilsystem eine Elektrolyseanlage 4. Auch die Elektrolyseanlage 4 verbraucht in ihrem Betrieb elektrische Energie. Die Elektrolyseanlage 4 ist daher ebenfalls mit dem Versorgungsnetz 2 verbunden. Die Elektrolyseanlage 4 benötigt für ihren Betrieb eine Gleichspannung. Der Elektrolyseanlage 4 ist daher üblicherweise ein Gleichrichter 5 vorgeordnet, so dass nur eine indirekte Verbindung mit dem Versorgungsnetz 2 besteht.
Das Gesamtsystem umfasst als weiteres Teilsystem einen elektrischen Energiespeicher 6. Der Energiespeicher 6 ist zumindest zum Aufnehmen von elektrischer Energie, eventuell auch zum Abgeben von elektrischer Energie, direkt oder indirekt mit dem Versorgungsnetz 2 verbunden. Der Energiespeicher 6 ist weiterhin zum Abgeben elektrischer Energie mit der Anlage 1 und der Elektrolyseanlage 4 verbunden. Nimmt der Energiespeicher 6 elektrische Energie auf, wird sie stets aus dem Versorgungsnetz 2 bezogen. Gibt der Energiespeicher 6 elektrische Energie ab, wird sie primär zur Deckung des Bedarfs der Anlage 1 und der Elektrolyseanlage 4 und nur sekundär zur Einspeisung in das Versorgungsnetz 2 verwendet. Im Ergebnis kann somit - je nachdem, ob die vom Energiespeicher 6 abgegebene elektrische Energie größer oder kleiner als die von der Anlage 1 und Elektrolyseanlage 4 verbrauchte elektrische Energie ist - temporär elektrische Energie in das Versorgungsnetz 2 eingespeist oder aus dem Versorgungsnetz 2 bezogen werden.
Es muss einstellbar sein, ob und in welchem Umfang dem Energiespeicher 6 elektrische Energie zugeführt wird bzw. ob und in welchem Umfang der elektrische Energiespeicher 6 elektrische Energie abgibt. Zu diesem Zweck ist in der Regel eine bidirektional betreibbare Umrichtereinheit vorhanden. Diese Umrichtereinheit ist in FIG 1 nicht mit dargestellt. Sie wird vielmehr als Bestandteil des Energiespeichers 6 angesehen.
Die genaue Art und Weise der elektrischen Verbindung der Anlage 1 , der Elektrolyseanlage 4 und des Energiespeichers 6 untereinander und mit dem Versorgungsnetz 2 ist von untergeordneter Bedeutung. Insbesondere können den verschiedenen Teilsystemen 1 , 4 und 6 nach Bedarf Gleichrichter 5, Wechselrichter und sonstige Umrichter 3 zugeordnet sein. Es sollte jedoch gewährleistet sein, dass ein Transfer elektrischer Energie vom Energiespeicher 6 zu der Anlage 1 und der Elektrolyseanlage 4 ohne Umweg über das Versorgungsnetz 2 möglich ist.
Die Anlage 1 benötigt für ihren Betrieb weiterhin auch Wasserstoff. Die Anlage 1 und die Elektrolyseanlage 4 sind daher zum Transfer von Wasserstoff direkt oder indirekt miteinander verbunden. Etwaige Pumpen, Ventile und dergleichen sind in FIG 1 nicht mit dargestellt.
Das Gesamtsystem umfasst als weiteres Teilsystem einen Wasserstoffspeicher 7. Der Wasserstoffspeicher 7 kann als Speicher im engeren Sinne ausgebildet sein, also als dedizierter Wasserstoffspeicher. Auch das Leitungsnetz, über das Wasserstoff transportiert wird, weist jedoch eine gewisse Speicherkapazität auf und kann als Wasserstoffspeicher 7 im Sinne der vorliegenden Erfindung dienen. Im Falle eines eigenen, dedizierten Speichers kann der Speicher alternativ überirdisch oder unterirdisch angeordnet sein. Der Wasserstoffspeicher 7 ist zum Aufnehmen von Wasserstoff direkt oder indirekt mit der Elektrolyseanlage 4 verbunden und zum Abgeben von Wasserstoff direkt oder indirekt mit der Anlage 1 verbunden. Aufgrund des Wasserstoffspeichers 7 sind der Betrieb der Anlage 1 und der Elektrolyseanlage 4 flexibler gestaltbar.
Es ist möglich, dass der von der Elektrolyseanlage 4 erzeugte Wasserstoff stets dem Wasserstoffspeicher 7 zugeführt wird und der von der Anlage 1 benötigte Wasserstoff stets von dem Wasserstoffspeicher 7 geliefert wird, so dass der Wasserstoffspeicher 7 sozusagen als Umschlagstation für den Wasserstoff dient. Es ist aber auch eine direkte Verbindung der Anlage 1 und der Elektrolyseanlage 4 möglich.
Das Gesamtsystem umfasst weiterhin eine Steuereinrichtung 8. Die Steuereinrichtung 8 ist mit einem Steuerprogramm 9 programmiert. Das Steuerprogramm 9 umfasst Maschinencode 10, der von der Steuereinrichtung 8 abarbeitbar ist. Aufgrund der Programmierung mit dem Steuerprogramm 9 arbeitet die Steuereinrichtung 8 den Maschinencode 10 ab. Die Abarbeitung des Maschinencodes 10 durch die Steuereinrichtung 8 bewirkt, dass die Steuereinrichtung 8 das Gesamtsystem gemäß einem Betriebsverfahren steuert, das nachstehend in Verbindung mit FIG 2 näher erläutert wird. Noch bevor das erfindungsgemäße Betriebsverfahren erläutert wird, wird jedoch darauf hingewiesen, dass die Steuereinrichtung 8 nachstehend zwar als einheitliche Steuereinrichtung 8 erläutert wird, die die Teilsysteme 1 , 4, 6 und 7 des Gesamtsystems gemeinsam steuert. Die Steuereinrichtung 8 kann jedoch ebenso für die Steuerung der Teilsysteme 1 , 4, 6 und 7 jeweils eine eigene T eil-Steuereinrichtung aufweisen. In diesem Fall müssen zwischen den Teil-Steuereinrichtungen ein entsprechender Informationsaustausch und eine entsprechende Abstimmung bzw. Koordination erfolgen.
Gemäß FIG 2 wird der Steuereinrichtung 8 in einem Schritt S1 ein aktueller Zustand Z des Gesamtsystems bekannt. Der aktuelle Zustand Z umfasst für die Teilsysteme 1 , 4, 6 und 7 jeweils einen aktuellen Teilzustand Z1 , Z4, Z6, Z7. Die Ziffer des jeweiligen aktuellen T eilzustands Z1 , Z4, Z6, Z7 stimmt mit dem Bezugszeichen des jeweiligen Teilsystems 1 , 4, 6 und 7 überein.
Beispielsweise kann der Teilzustand Z1 - das Vorhandensein entsprechender Komponenten der Anlage 1 vorausgesetzt - folgende Größen umfassen:
- den Produktionsfortschritt einer eisenerzeugenden Anlage,
- den Produktionsfortschritt eines Lichtbogenofens,
- einen Prozesszustand einer Stranggießmaschine,
- eine Temperatur eines einem Walzwerk vorgeordneten Ofens,
- Verschleißzustände von Arbeitswalzen von Walzgerüsten des Walzwerks,
- ob in den Walzgerüsten des Walzwerks gerade Walzstiche ausgeführt werden.
Der Teilzustand Z1 umfasst weiterhin, welche Materialien sich in welchem Zustand momentan in der Anlage 1 befinden. Beispielsweise kann der Teilzustand Z1 - das Vorhandensein entsprechender Materialien in entsprechenden Komponenten der Anlage 1 vorausgesetzt - folgende Größen umfassen:
- Menge und Zustand einer Charge in einem Lichtbogenofen oder in einer Pfanne,
- Zeitdauern, für welche sich Walzgüter bereits in einem Ofen befinden,
- Temperaturen der Walzgüter.
Der Teilzustand Z4 kann beispielsweise eine Temperatur und eine chemische Zusammensetzung der Elektrolyseflüssigkeit der Elektrolyseanlage 4 und einen Verschleißzustand der Elektrolyseanlage 4 umfassen.
Der Teilzustand Z6 umfasst zumindest den Ladezustand des Energiespeichers 6, also das Ausmaß, zu dem der Energiespeicher 6 geladen ist. Der Teilzustand Z6 kann auch weitere Größen umfassen, beispielsweise eine Temperatur des Energiespeichers 6 oder einen maximal möglichen oder zulässigen Lade- und Entladestrom. Weiterhin kann der Teilzustand Z6 einen Verschleißzustand des Energiespeichers 6 umfassen.
In analoger Weise umfasst der Teilzustand Z7 zumindest den Füllstand des Wasserstoffspeichers 7, also das Ausmaß, zu dem der Wasserstoffspeichers 7 gefüllt ist. Der Teilzustand Z7 kann auch weitere Größen umfassen, beispielsweise eine Temperatur und/oder einen Gasdruck des Wasserstoffspeichers 7 oder einen maximal möglichen oder zulässigen Fluss an Wasserstoffstrom beim Füllen und Entleeren des Wasserstoffspeichers 7.
In einem Schritt S2 wird der Steuereinrichtung 8 ein gewünschter Produktionsplan PP der Anlage 1 bekannt. Beispielsweise kann der Produktionsplan PP der Steuereinrichtung 8 von einer Bedienperson (nicht dargestellt) vorgegeben werden. Der Produktionsplan PP legt fest, welche Endprodukte mittels der Anlage 1 aus welchen Ausgangsmaterialien erzeugt werden sollen und welche Eigenschaften die Endprodukte aufweisen sollen. In der Regel legt der Produktionsplan PP auch fest, welche Zwischenprodukte erzeugt werden sollen und bis wann ein bestimmtes Produkt produziert werden soll. Der Produktionsplan PP erstreckt sich über einen Prognosehorizont PH. Der Prognosehorizont PH liegt in aller Regel mindestens bei mehreren Stunden, oftmals sogar im Bereich von mehreren Tagen.
Beispielsweise kann der Produktionsplan PP - das Vorhandensein entsprechender Komponenten der Anlage 1 vorausgesetzt - folgende Größen umfassen:
- eine Menge an Roheisen, die pro Stunde oder pro Tag mittels einer DRI-Anlage (DRI = direct reduction of iron) produziert werden soll;
- Mengen, chemische Zusammensetzungen und Temperaturen sowie Fertigstellungszeitpunkte für mittels eines Lichtbogenofens hergestellte Metallschmelzen;
- Gießformat und Gießgeschwindigkeit einer Stranggießanlage sowie zu vergießende Mengen und Güten an Stahl;
- Zeitpunkte, zu denen Walzgüter einem Walzwerk zugeführt werden sollen, und welche Temperaturen die Walzgüter zu diesen Zeitpunkten aufweisen sollen;
- Stichpläne für dem Walzwerk zugeführte Walzgüter;
- gewünschte geometrische Eigenschaften (beispielsweise Dicke, Breite, Profil, Kontur, Planheit) und Materialeigenschaften (beispielsweise Materialfestigkeit, Streckgrenze) von Walzgütern nach dem Walzen in dem Walzwerk.
In einem Schritt S3 werden der Steuereinrichtung 8 Daten D bekannt, durch die für den Prognosehorizont PH mindestens ein erwarteter Preis P für elektrische Energie bestimmt ist, soweit die elektrische Energie aus dem Versorgungsnetz 2 bezogen wird. Der erwartete Preis P ist zumindest als Funktion der Zeit t definiert. Er kann auch von weiteren Umständen abhängig sein, beispielsweise der Menge an bezogener Wirkleistung, der bezogenen Blindleistung, der Anteile an Oberschwingungen in der bezogenen elektrischen Energie und dem Anteil an Unsymmetrien zwischen den verschiedenen Phasen des Versorgungsnetzes 2. Insbesondere ist Spitzenlaststrom teuer, belastet Blindleistung das Versorgungsnetz 2, ohne dass sie zur Wirkleistung beiträgt, und können Oberschwingungen und Unsymmetrien Störungen in anderen Verbrauchern hervorrufen und auch von Menschen unangenehm empfunden werden (Stichwort „Flicker“). Auch wird in das Versorgungsnetz 2 rückgespeiste elektrische Energie oftmals anders vergütet als aus dem Versorgungsnetz 2 bezogene elektrische Energie.
Gegebenenfalls können der Produktionsplan PP und die Daten D für den Preis P der Steuereinrichtung 8 in den Schritten S2 und S3 zunächst für unterschiedliche Zeithorizonte bekannt werden. In diesem Fall ist der Prognosehorizont PH durch den kleineren der beiden Zeithorizonte bestimmt. In einem Schritt S4 setzt die Steuereinrichtung 8 für den Prognosehorizont PH eine Betriebsweise B für das Gesamtsystem an. Die Betriebsweise B umfasst - analog zum aktuellen Zustand Z - für die Teilsysteme 1 , 4, 6 und 7 jeweils eine Teilbetriebsweise B1, B4, B6, B7. Die Teilbetriebsweisen B1 , B4, B6, B7 definieren für jeden Zeitpunkt, wie das jeweilige Teilsystem 1 , 4, 6, 7 betrieben (= gesteuert) wird. Die Teilbetriebsweisen B1 , B4, B6, B7 können sekundengenau zeitaufgelöst sein. Die angesetzten Betriebsweisen B, B1, B4, B6, B7 sind zunächst nur vorläufig.
Die Teilbetriebsweise B1 für die Anlage 1 - nachfolgend auch als Anlagenbetriebsweise B1 bezeichnet - wird von der Steuereinrichtung 8 derart festgelegt, dass die Vorgaben des Produktionsplans PP erfüllt werden. Je nach Ausgestaltung der Anlage 1 bzw. deren Komponenten kann die Anlagenbetriebsweise B1 beispielsweise umfassen:
- die Mengen an Materialien und Energie, die einer DRI-Anlage zugeführt werden, beispielsweise die Menge an Eisenerz, die Menge an Wasserstoff und die Menge an elektrischem Strom;
- die Mengen an Materialien und Energie, die einem Lichtbogenofen zugeführt werden, beispielsweise die Menge an Roheisen, Zuschlagstoffen, Legierungselementen, elektrischer Energie, Wasserstoff und sonstigen Prozessmedien;
- die Abzugsgeschwindigkeit, mit der ein gegossener Metallstrang aus einer Stranggießkokille abgezogen wird, die Amplitude und die Frequenz einer Kokillenoszillation, das Ausmaß einer Primärkühlung und einer Sekundärkühlung und die Menge an zugeführtem Gießpulver (die Menge an zuzuführendem Metall ist durch das Gießformat und die Abzugsgeschwindigkeit bestimmt);
- Walzgeschwindigkeiten und Anstellungen von Walzgerüsten eines Walzwerks und Einstellungen von Kühleinrichtungen einer dem Walzwerk nachgeordneten Kühlstrecke.
Die Teilbetriebsweise B4 für die Elektrolyseanlage 4 - nachfolgend auch als Elektrolysenbetriebsweise B4 bezeichnet - kann von der Steuereinrichtung 8 oftmals eigenständig und relativ flexibel festgelegt werden. Die Steuereinrichtung 8 muss lediglich beachten, dass der Bedarf der Anlage 1 an Wasserstoff gedeckt wird, der Füllgrad des Wasserstoffspeichers 7 nicht unter 0 % fällt und nicht über 100 % steigt und im übrigen die Auslegungsgrenzen der Elektrolyseanlage 4 beachtet werden. Alternativ zu einem nahezu freien Ansatz für die Elektrolysenbetriebsweise B4 ist es auch möglich, auch für die Elektrolyseanlage 4 einen Produktionsplan vorzugeben, der bei der Ermittlung der Elektrolysenbetriebsweise B4 berücksichtigt werden muss. Je nach Lage des Einzelfalls kann ein mehr oder minder gleichmäßiger Betrieb der Elektrolyseanlage 4 sinnvoll sein. Es kann aber auch sinnvoll sein, den Betrieb der Elektrolyseanlage 4 zeitlich zu variieren, insbesondere dann, wenn die Kosten für die elektrische Energie stark schwanken. Die Teilbetriebsweise B6 für den Energiespeicher 6 - nachfolgend auch als Energiespeicherbetriebsweise B6 bezeichnet - kann von der Steuereinrichtung 8 oftmals ebenfalls eigenständig und relativ flexibel festgelegt werden. Die Steuereinrichtung 8 muss lediglich beachten, dass der Ladezustand des Energiespeichers 6 nicht unter 0 % fällt und nicht über 100 % steigt und im übrigen die Auslegungsgrenzen der Energiespeichers 6 (beispielsweise der maximale Ladestrom und der maximale Entladestrom) beachtet werden.
Die Teilbetriebsweise B7 für den Wasserstoffspeicher 7 - nachfolgend auch als Wasserstoffspeicherbetriebsweise B7 bezeichnet - kann von der Steuereinrichtung 8 meist nicht mehr frei festgelegt werden. Vielmehr ist sie durch die Anlagenbetriebsweise B1 (und damit den Verbrauch an Wasserstoff) und die Elektrolysenbetriebsweise B4 (und damit die Erzeugung von Wasserstoff) festgelegt. Der Wasserstoffspeicher 7 ermöglicht zumindest in gewissem Umfang die Entkopplung des Betriebs der Anlage 1 und der Elektrolyseanlage 4 voneinander und damit den flexiblen Betrieb der Elektrolyseanlage 4.
In einem Schritt S5 ermittelt die Steuereinrichtung für das Ende des Prognosehorizonts PH einen erwarteten finalen Gesamtzustand Z’. Der erwartete finale Gesamtzustand Z’ umfasst - analog zum aktuellen Zustand Z - für die Teilsysteme 1 , 4, 6 und 7 jeweils einen erwarteten finalen Teilzustand ZT, Z4’, Z6’, Z7’. Die Ermittlung des jeweiligen erwarteten finalen Teilzustands ZT, Z4’, Z6’, Z7’ erfolgt unter Verwertung des jeweiligen aktuellen Teilzustands Z1, Z4, Z6, Z7 und der jeweiligen Teilbetriebsweise B1, B4, B6, B7. Konkret ermittelt die Steuereinrichtung 8 den jeweiligen erwarteten finalen Teilzustand ZT, Z4’, Z6’, Z7’ durch Fortschreibung des jeweiligen aktuellen Teilzustands Z1, Z4, Z6, Z7 anhand der jeweiligen Teilbetriebsweise B1 , B4, B6, B7.
In einem Schritt S6 ermittelt die Steuereinrichtung 8 den Wert einer Kostenfunktion K. In die Kostenfunktion K gehen verschiedene Kostenfaktoren ein. Die Kostenfunktion K ist als gewichtete oder ungewichtete Summe der einzelnen Kostenfaktoren definiert. Als Kostenfaktoren kommen beispielsweise die Kosten für den Bezug elektrischer Energie aus dem Versorgungsnetz 2, die Betriebsweisen B1, B4, B6, B7 der Teilsysteme 1, 4, 6, 7, Bewertungen der erwarteten finalen Zustände ZT, Z4’, Z6’, Z7’ und eine Produktivität der Anlage der Stahlindustrie in Frage.
Zur Ermittlung der Kosten für den Bezug elektrischer Energie aus dem Versorgungsnetz 2 kann die Steuereinrichtung 8 beispielsweise anhand der ermittelten Teilbetriebsweisen B1 , B4, B6, B7 den Bezug an elektrischer Energie aus dem Versorgungsnetz 2 und hierauf aufbauend in Verbindung mit dem bekannten Preis P die zugehörigen Kosten ermitteln. Die Ermittlung kann mit derselben Zeitauflösung erfolgen, mit der auch die Teilbetriebsweisen B1 , B4, B6, B7 bestimmt sind, beispielsweise sekundengenau. Die Ermittlung kann auch mit einer gröberen Zeitauflösung erfolgen, beispielsweise mit einer Auflösung von 1 Minuten oder 15 Minuten. Auch ist es möglich, zwar zunächst mit einer hohen zeitlichen Auflösung zu arbeiten, beispielsweise sekundengenau, hierauf aufbauend jedoch für größere Zeiträume (beispielsweise 1 Minute, 5 Minuten, 15 Minuten) statistische Auswertungen vorzunehmen, beispielsweise Mittelwerte, maximale Werte, minimale Werte, Streuungen usw. zu ermitteln.
Die Anlagenbetriebsweise B1 kann beispielsweise im Sinne der Produktivität, eines ressourcenschonenden Betriebs, einer Bewertung des Verschleißes der Anlage 1 usw. bewertet werden. Ähnliche Bewertungen sind auch für die Elektrolysenbetriebsweise B4, die Energiespeicherbetriebsweise B6 und die Wasserstoffspeicherbetriebsweise B7 möglich.
Die Bewertung des erwarteten finalen Anlagenzustands ZT kann einen Anteil umfassen, der beispielsweise unter Verwertung eines energetischen Zustands der Anlage 1 - dies umfasst auch den energetischen Zustand von in der Anlage 1 befindlichen Produkten - ermittelt wird. Dadurch ist die Steuereinrichtung 8 in der Lage, die Bewertung des erwarteten finalen Anlagenzustands ZT unter Berücksichtigung einer Energiemenge zu ermitteln, die beim späteren Betrieb der Anlage 1 über den Prognosehorizont PH hinaus aufgebracht werden muss.
Bei einem Lichtbogenofen oder einer Pfanne kann beispielsweise die Temperatur der in dem Lichtbogenofen bzw. der Pfanne befindlichen Schmelze berücksichtigt werden. Bei einem Lichtbogenofen kann weiterhin beispielsweise berücksichtigt werden, dass für die Herstellung einer Schmelze zwar ein Zeitfenster zur Verfügung steht, das größer als die für die Herstellung der Schmelze minimal erforderliche Zeit ist, unter Umständen aber aufgrund der Art und Weise der Aufheizung später überproportional mehr Energie erforderlich ist, um die Schmelze auf ihre Zieltemperatur aufzuheizen.
Bei einer Warmbreitbandstraße kann beispielsweise berücksichtigt werden, dass in einem Brammenofen befindliche Brammen noch nicht vollständig aufgeheizt sind, für das vollständige Aufheizen also noch später (= nach Ablauf des Prognosehorizonts PH) eine bestimmte Energiemenge erforderlich ist. Auch kann berücksichtigt werden, dass Brammen einem Walzwerk aufgrund einer nicht vollständigen Aufheizung im Brammenofen später mit einer niedrigeren Temperatur zugeführt werden. Aufgrund der niedrigeren Temperatur sind beim Walzen höhere Walzkräfte und Walzmomente und damit ein höherer Energiebedarf erforderlich. Auch der Verschleiß der Arbeitswalzen der Walzgerüste des Walzwerks und die hierdurch hervorgerufenen Kosten können in einem derartigen Fall größer sein.
In der Bewertung des erwarteten finalen Anlagenzustands ZT kann weiterhin auch der durch den Betrieb der Anlage 1 angefallene Verschleiß berücksichtigt werden, also die Kosten durch den Verschleiß, der während des Produktionshorizonts PH aufgrund der Anlagenbetriebsweise B1 auftritt. Die Bewertung des erwarteten finalen Elektrolysenzustands Z4’ kann - insbesondere bei einer Elektrolyseanlage 4, die mit einer hohen Temperatur arbeitet - ebenfalls einen Anteil umfassen, der unter Verwertung eines energetischen Zustands der Elektrolyseanlage 4 ermittelt wird. Auch können in die Bewertung Konzentrationen an Elektrolytflüssigkeiten und Verschleißzustände eingehen.
Die Bewertung des erwarteten finalen Energiespeicherzustands Z6’ kann einen Anteil umfassen, mit dem der durch den Betrieb des Energiespeichers 6 angefallene Verschleiß berücksichtigt wird, also die Kosten durch den Verschleiß, der während des Produktionshorizonts PH aufgrund der Speicherbetriebsweise B6 auftritt.
Die Bewertung des erwarteten finalen Wasserstoffspeicherzustands Z7’ ist meist sehr einfach. In der Regel handelt es sich lediglich um eine Konstante.
Die Bewertung der Produktivität der Anlage 1 ist meist ebenfalls relativ einfach. Sie ist in der Regel umso besser (das heißt der entsprechende Kostenfaktor umso kleiner), je größer die Menge an Ausgangsprodukt ist, die in einer bestimmten Zeiteinheit erzeugt wird. Im einfachsten Fall ist der entsprechende Kostenfaktor proportional zu der zeit, die für die Produktion einer zuvor einmalig festgelegten Menge an Ausgangsprodukt erforderlich ist.
In die Kostenfunktion K können auch noch weitere Kostenfaktoren eingehen. Nachfolgend wird beispielhaft auf einige mögliche weitere Kostenfaktoren eingegangen.
So kann beispielsweise ein Kostenfaktor berücksichtigt werden, der für die Kosten für den sonstigen Betrieb der Anlage 1 steht, also die Kosten, die sich für den betrachteten Prognosehorizont PH ergeben, aber ohne Berücksichtigung der Kosten für die elektrische Energie. Die Kosten für den sonstigen Betrieb der Anlage 1 können beispielsweise die Kosten für benötigte Einsatzstoffe wie Ausgangsmaterialien und Prozessmedien oder die Kosten für die Aufbereitung von Prozessmedien oder Kosten aufgrund von Umweltbelastungen umfassen. Der Kostenfaktor für den sonstigen Betrieb der Anlage 1 kann weiterhin Abschreibungen umfassen.
In analoger Weise können auch Kostenfaktoren berücksichtigt werden, die für die Kosten für den sonstigen Betrieb der Elektrolyseanlage 4, des Energiespeichers 6 und des Wasserstoffspeichers 7 stehen. Für den Kostenfaktor für den Wasserstoffspeicher 7 können insbesondere auch Verluste an im Wasserstoffspeicher 7 befindlichem Wasserstoff berücksichtigt werden.
Weiterhin können auch andere Kosten des Gesamtsystems berücksichtigt werden, sofern derartige Kosten anfallen Beispiele derartiger Kosten sind Umweltabgaben oder staatliche Förderungen. In die Kostenfunktion K gehen somit im Ergebnis alle freien Steuervariablen für alle Teilsysteme 1 , 4, 6, 7 ein.
In einem Schritt S7 löst die Steuereinrichtung 8 ein Optimierungsproblem. Die Lösung des Optimierungsproblems ist die Kombination derjenigen Teilbetriebsweisen B1 , B4, B6, B7 - jeweils betrachtet über den Produktionshorizont PH bei der die Kostenfunktion K insgesamt minimal ist. Die Kostenfunktion K ist somit ein Funktional, das minimiert werden soll und auf Basis eines Anfangswertproblems mit Endbedingungen berechnet wird. Im Rahmen des Lösen des Optimierungsproblems variiert die Steuereinrichtung 8 für den Prognosehorizont PH die angesetzten Teilbetriebsweisen B1 , B4, B6, B7. Das Variieren erfolgt unter Berücksichtigung des Produktionsplans PP und weiterer Randbedingungen wie beispielsweise Auslegungsgrenzen der verschiedenen Teilsysteme 1 , 4, 6, 7. Die Berücksichtigung des Produktionsplans PP hat zur Folge, dass der Produktionsplan PP eingehalten wird. Sofern vorgegeben, wird auch ein Produktionsplan der Elektrolyseanlage 4 mit berücksichtigt.
Vorzugsweise berücksichtigt die Steuereinrichtung 8 beim Variieren der Teilbetriebsweisen B1 , B4, B6, B7 weiterhin einen minimalen und einen maximalen Ladezustand des elektrischen Energiespeichers 6. Die Berücksichtigung kann insbesondere durch sogenannte Ungleichungsnebenbedingungen erfolgen, in denen gefordert wird, dass der Ladezustand des elektrischen Energiespeichers 6 nie kleiner als der minimale Ladezustand wird und nie größer als der maximale Ladezustand wird. Ebenso berücksichtigt die Steuereinrichtung 8 beim Variieren der Teilbetriebsweisen B1 , B4, B6, B7 vorzugsweise auch einen minimalen und einen maximalen Füllgrad des Wasserstoffspeichers 7. Die Berücksichtigung kann in analoger Weise durch Ungleichungsnebenbedingungen erfolgen, in denen gefordert wird, dass der Füllgrad des Wasserstoffspeichers 7 nie kleiner als der minimale Füllgrad wird und nie größer als der maximale Füllgrad wird.
Weiterhin berücksichtigt die Steuereinrichtung 8 beim Variieren der Teilbetriebsweisen B1 , B4, B6, B7 vorzugsweise auch einen mittleren Ladezustand des elektrischen Energiespeichers 6 und/oder einen mittleren Füllstand des Wasserstoffspeichers 7. Die Berücksichtigung kann in beiden Fällen dadurch erfolgen, dass Abweichungen von dem mittleren Ladezustand bzw. dem mittleren Füllstand mit - wenn auch relativ geringen - Faktoren gewichtet in die Kostenfunktion K eingehen und so „bestraft“ werden.
Beim Variieren der Betriebsweisen AB, SB kann die Steuereinrichtung 10 zusätzlich auch weitere Bedingungen berücksichtigen. Beispiele derartiger Bedingungen können beispielsweise Vorgaben für die erwarteten finalen Teilzustände ZT, Z4’, Z6’, Z7’ sein. Auch kann gefordert sein, dass keine Energie in das Versorgungsnetz 5 eingespeist wird oder dass die aus dem Versorgungsnetz 5 bezogene Energie einen vorgegebenen Maximalwert nicht übersteigt. Beispiels- weise kann als Vorgabe festgelegt sein, dass der elektrische Energiespeicher 6 am Ende des Prognosehorizonts PH einen ganz bestimmten Ladezustand aufweist oder der Ladezustand des elektrischen Energiespeichers 6 am Ende des Prognosehorizonts PH in einem vorbestimmten Rahmen liegt. Analoge Vorgaben sind auch für die anderen Teilsysteme 1, 4 und 7 möglich. Die Berücksichtigung derartiger Bedingungen kann insbesondere durch sogenannte Gleichheitsnebenbedingungen und/oder Ungleichheitsnebenbedingungen erfolgen. Beispielsweise kann als Gleichheitsnebenbedingung gefordert werden, dass der elektrische Energiespeicher 6 und/oder der Wasserstoffspeichers 7 am Ende des Prognosehorizonts PH bestimmte Ladezustände bzw. Füllstände aufweisen. Auch andere Bedingungen sind möglich, beispielsweise dass keine
Energie in das Versorgungsnetz 2 eingespeist wird, dass die aus dem Versorgungsnetz 2 bezogene Energie einen vorgegebenen Maximalwert nicht übersteigt oder dass die Produktion bestimmter Produkte zu einem vorgegebenen Zeitpunkt abgeschlossen ist.
Optimierungsprobleme als solche, deren Ansatz und Vorgehensweisen zum Lösen derartiger Optimierungsprobleme sind Fachleuten bekannt. Sie werden auch im eingangs genannten Stand der Technik vom Ansatz her so ergriffen.
Mit der Ausführung des Schrittes S7 stehen die variierten und dadurch optimierten Teilbetriebsweisen B1, B4, B6, B7 fest. Die Steuereinrichtung 8 kann daher in einem Schritt S8 die Teilsysteme 1 , 4, 6, 7 gemäß der variierten Teilbetriebsweisen B1 , B4, B6, B7 betreiben. Dies erfolgt zunächst für den Beginn des Prognosehorizonts PH.
In einem Schritt S9 prüft die Steuereinrichtung 8, ob ihr neue Informationen zur Verfügung stehen. Wenn dies nicht der Fall ist, geht die Steuereinrichtung 8 zum Schritt S8 zurück. Bei der erneuten Ausführung des Schrittes S8 betreibt die Steuereinrichtung 8 die Teilsysteme 1 , 4, 6, 7 weiterhin gemäß der variierten Teilbetriebsweisen B1 , B4, B6, B7. Sie berücksichtigt dabei den Fortschritt in der Zeit t.
Wenn der Steuereinrichtung 8 neue Informationen zur Verfügung stehen, geht die Steuereinrichtung 8 zu einem Schritt S10 über. Im Schritt S10 prüft die Steuereinrichtung 8, ob die Information ein Befehl zum Beenden des Betriebs des Gesamtsystems ist. Wenn dies der Fall ist, beendet die Steuereinrichtung 8 in einem Schritt S11 den Betrieb des Gesamtsystems. Anderenfalls geht die Steuereinrichtung 8 zum Schritt S1 zurück. Je nach Art der neuen Informationen kann die Steuereinrichtung 8 alternativ auch zum Schritt S2 oder zum Schritt S3 zurückgehen.
Im Ergebnis wird durch die Vorgehensweise gemäß FIG 2 die Ermittlung der Teilbetriebsweisen
B1 , B4, B6, B7 immer wieder mit einem bestimmten Prognosehorizont PH wiederholt. Die Er- mittlung wird also im Sinne einer permanenten Vorhersage ausgeführt und laufend an den erwarteten Preis P und den Produktionsplan PP angepasst.
FIG 3 zeigt eine Erweiterung des Gesamtsystems von FIG 1. Gemäß FIG 3 weist das Gesamtsystem als weiteres Teilsystem eine Stromerzeugungseinrichtung 11 auf. Mittels der Stromerzeugungseinrichtung 11 ist auf regenerative Art und Weise - also mit Sonnenlicht oder Windkraft, eventuell auch mittels Wasserkraft oder Geothermie - elektrische Energie erzeugbar. In diesem Fall ist die Stromerzeugungseinrichtung 11 zur Übertragung elektrischer Energie direkt oder indirekt mit den übrigen elektrische Energie aufnehmenden oder abgebenden Teilsystemen 1 , 4, 6 und auch dem elektrischen Versorgungsnetz 2 verbunden. Ein für die Stromerzeugungseinrichtung 11 meist erforderlicher Umrichter kann als Bestandteil der Stromerzeugungseinrichtung 11 angesehen werden. Er ist in FIG 3 nicht mit dargestellt. Vorzugsweise ist die Zuführung elektrischer Energie von der Stromerzeugungseinrichtung 11 zu den Teilsystemen 1 , 4, 6 ohne Umweg über das Versorgungsnetz 2 möglich.
Gemäß FIG 3 weist das Gesamtsystem als weiteres Teilsystem weiterhin eine Koppeleinrichtung 12 auf. Die Koppeleinrichtung 12 ist einerseits zum Transfer von Wasserstoff direkt oder indirekt mit der Anlage 1 und/oder der Elektrolyseanlage 4 und/oder dem Wasserstoffspeicher 7 verbunden. Andererseits ist die Koppeleinrichtung 12 mit einem externen Transportnetz 13 für Wasserstoff oder einem Zusatzspeicher 14 für Wasserstoff verbunden. Der Zusatzspeicher 14 ist in diesem Fall lösbar mit der Koppeleinrichtung 12 verbunden.
FIG 3 zeigt eine Ausgestaltung, bei der sowohl die Stromerzeugungseinrichtung 11 als auch die Koppeleinrichtung 12 vorhanden sind. Es ist jedoch auch möglich, dass nur die Stromerzeugungseinrichtung 11 vorhanden ist oder nur die Koppeleinrichtung 12 vorhanden ist.
Sofern die Stromerzeugungseinrichtung 11 vorhanden ist, ist die Vorgehensweise von FIG 2 gemäß FIG 4 zunächst dahingehend modifiziert, dass zusätzlich ein Schritt S21 vorhanden ist. Der Schritt S21 ist dem Schritt S4 vorgeordnet. Er kann dem Schritt S4 unmittelbar vorgeordnet sein. Dies ist aber nicht zwingend erforderlich. Im Schritt S21 wird der Steuereinrichtung 8 für den Prognosehorizont PH eine elektrische Energie bekannt, die (voraussichtlich) mittels der Stromerzeugungseinrichtung 11 erzeugt werden kann. Eine derartige Prognose kann beispielsweise unter Verwertung einer lokalen Wettervorhersage für den Standort der Stromerzeugungseinrichtung 11 vorgenommen werden.
Weiterhin ist die Vorgehensweise von FIG 2 dahingehend modifiziert, dass im Schritt S6 bei der Kostenfunktion K die mittels der Stromerzeugungseinrichtung 11 erzeugbare erwartete elektrische Energie berücksichtigt wird. Dadurch ergeben sich im Schritt S7 andere Teilbetriebsweisen B1 , B4, B6, B7, für welche die Kostenfunktion K minimal wird. Sofern die Koppeleinrichtung 12 vorhanden ist, ist die Vorgehensweise von FIG 2 zunächst dahingehend modifiziert, dass die im Schritt S4 angesetzte Wasserstoffspeicherbetriebsweise B7 nunmehr eine freie Variable ist, also nicht mehr durch die Anlagenbetriebsweise B1 und die Elektrolysenbetriebsweise B4 festgelegt ist. Vielmehr kann auch Wasserstoff aus dem Transportnetz 13 oder dem Zusatzspeicher 14 entnommen werden bzw. dem Transportnetz 13 oder dem Zusatzspeicher 14 zugeführt werden. Die Kostenfunktion K wird in diesem Fall um einen Kostenfaktor für das Entnehmen von Wasserstoff aus dem Transportnetz 13 oder dem Zusatzspeicher 14 bzw. das Einspeisen von Wasserstoff in das Transportnetz 13 bzw. den Zusatzspeicher 14 erweitert. Somit berücksichtigt die Steuereinrichtung 8 im Ergebnis beim Variieren der Teilbetriebsweisen B1 , B4, B6, B7 im Schritt S7 auch den über die Koppeleinrichtung 12 transferierten Wasserstoff.
FIG 5 zeigt rein beispielhaft eine mögliche Ausgestaltung einer Anlage 1 , also einer Anlage der Stahlindustrie.
Gemäß FIG 5 weist die Anlage 1 als eine Komponente eine Direktreduktionsanlage 15 auf. In der Direktreduktionsanlage 15 wird aus Eisenerz Eisenschwamm hergestellt. Die Direktreduktionsanlage 15 benötigt entsprechend der Produktion permanent eine Zufuhr von Wasserstoff und elektrischer Energie.
Gemäß FIG 5 weist die Anlage 1 als weitere Komponente einen Lichtbogenofen 16 auf. Dem Lichtbogenofen 16 kann als Eingangsprodukt beispielsweise unter anderem der in der Direktreduktionsanlage 15 hergestellte Eisenschwamm zugeführt werden. Der Lichtbogenofen 16 erzeugt flüssigen Stahl. Der Energiebedarf des Lichtbogenofens 16 kann innerhalb gewisser Grenzen zeitlich variiert werden. So ist es beispielsweise möglich, die benötigte elektrische Energie im Minutenbereich hochzufahren bzw. herunterzufahren.
Die Anlage 1 kann als weitere Komponente weiterhin eine Pfannenanlage 17 aufweisen. In der Pfannenanlage 17 wird der flüssige Stahl behandelt. Beispielsweise können gezielt Legierungselemente beigefügt werden und/oder - beispielsweise durch Vakuumbehandlung - störende Elemente entfernt werden.
Die Anlage 1 weist gemäß FIG 5 als weitere Komponente eine Stranggießanlage 18 auf. Mittels der Stranggießanlage 18 wird der flüssige Stahl zu einem Strang gegossen. Oftmals wird der gegossene Strang am Ende der Stranggießanlage 18 in einzelne Brammen geschnitten.
Die Brammen werden in einem Walzwerk 19 zu Grobblech oder zu Band weiterverarbeitet. Eine Prognose für den Bedarf an elektrischer Energie des Walzwerks 19 kann anhand des Produktionsplans PP ermittelt werden. Aus dem Produktionsplan PP sind unter anderem geplante Stillstände des Walzwerks 19 sowie zu erzeugende Ausgangsprodukte für einige Stunden im Vo- raus bekannt, da Brammen zum Aufheizen oder zur Vergleichmäßigung von Temperaturen oftmals mehrere Stunden in einem dem Walzwerk 19 zugeordneten Ofen liegen müssen, bevor sie gewalzt werden können.
Die weiteren Teilsysteme 4, 6 und 7 des Gesamtsystems sind in FIG 5 nicht mit dargestellt. Sie sind aber im Rahmen des Gesamtsystems vorhanden. Gegebenenfalls können auch die Stromerzeugungseinrichtung 11 und die Koppeleinrichtung 12 vorhanden sein. Weiterhin muss die Anlage 1 nicht alle in FIG 5 dargestellten Komponenten 15 bis 19 aufweisen.
Nachstehend werden für die Komponenten 15 bis 19 der Anlage 1 gemäß FIG 5, die Elektrolyseanlage 4 (einschließlich des Wasserstoffspeichers 7) und die Stromerzeugungseinrichtung 11 mögliche Modelle erläutert, die zur Ermittlung des jeweiligen Kostenfaktors verwendet werden können. Diese Modelle sind innerhalb der Steuereinrichtung 8 implementiert und werden von der Steuereinrichtung 8 im Rahmen des Schrittes S6 ausgewertet.
Für das Walzwerk 19 ist es möglich, dass dort keine Eingriffsmöglichkeit besteht. In diesem Fall ist der entsprechende Kostenanteil K19 eine Konstante. In anderen Fällen ist es möglich, die Produktion beispielsweise durch (geringfügige) Streckung eines Auftragsblocks anzupassen. Aufträge werden also etwas langsamer abgearbeitet. In diesem Fall kann der durch das Walzwerk 19 bewirkte Kostenanteil K19 gemäß der Beziehung
K19 = k1 + k2T19 (1) ermittelt werden. k1 ist eine Konstante mit der Einheit „Währung“, beispielsweise 2000 Euro. k2 ist eine Konstante mit der Einheit „Währung pro Zeit“, beispielsweise 1000 Euro pro Minute. T19 ist die Zeitdifferenz, um welche die Produktion des Walzwerks 19 verzögert wird, beispielsweise in Minuten.
Die Kosten für die Energie, die zum Betrieb des Walzwerks 19 benötigt wird, sind demgegenüber vernachlässigbar klein. Es ist daher in aller Regel nicht erforderlich, für die Modellierung des Walzwerks 19 im Rahmen des Schrittes S6 ein detaillierteres Modell zu verwenden.
Das Walzwerk 19 verfügt mit einem vorgeordneten Brammenlager auch über einen hinreichend großen Speicher, so dass das Walzwerk 19 von den übrigen Komponenten 15 bis 18 der Anlage 1 entkoppelt betrachtet werden kann. Gegebenenfalls kann dem Walzwerk 19 ein eigener elektrischer Energiespeicher zugeordnet werden. In diesem Fall können der Betrieb des Walzwerks 19 und der Betrieb des eigenen elektrischen Energiespeichers aufeinander abgestimmt werden. Für den Lichtbogenofen 16 werden - jeweils für den Prognosehorizont PH - eine Funktion v und eine elektrische Sollleistung P16* angesetzt. Die Funktion v ist eine Funktion der Zeit t. Die Sollleistung P* kann eine Konstante sein. Die Sollleistung P16* wird mit der Funktion v multipliziert. Das Ergebnis ist die tatsächliche elektrische Leistung P16, mit welcher der Lichtbogenofen 16 betrieben wird:
P16 = v(t)P16*. (2)
Die Funktion v ist definiert für positive Werte der Zeit t und weist einen Wertebereich von vmin bis 1 auf, wobei vmin seinerseits einen Wert zwischen 0 und 1 aufweist, vmin ist eine Funktion des Zustands des Lichtbogenofens 16. Durch den aktuellen Wert von vmin wird berücksichtigt, dass es nicht möglich ist, die tatsächliche Leistung P16 in jedem Zustand des Lichtbogenofens 16 beliebig zu reduzieren. Dies ist vielmehr vom Zustand des Lichtbogenofens 16 abhängig. Der Zustand des Lichtbogenofens 16 muss der Steuereinrichtung 8 daher bekannt sein.
Der elektrische Gesamt-Energiebedarf des Lichtbogenofens 16 ist eine Funktion des Verlaufs der Funktion v. Es ist möglich, dass die Steuereinrichtung 8 den elektrischen Gesamt-Energiebedarf des Lichtbogenofens 16 eigenständig ermittelt. Alternativ kann der elektrische Gesamt- Energiebedarf des Lichtbogenofens 16 beispielsweise vorgegeben werden oder über die Energiebilanz (Abstrahlung) des Lichtbogenofens 16 ermittelt werden.
Die Funktion v kann von der Steuereinrichtung 8 genutzt werden, um Einfluss auf die Betriebsweise des Lichtbogenofens 16 zu nehmen. Selbstverständlich verzögert sich die Herstellung einer Charge, wenn die Funktion v einen Wert unterhalb von 1 aufweist. Die Steuereinrichtung 8 kann daher - analog zur Vorgehensweise bei dem Walzwerk 19 - eine zugehörige zeitliche Verzögerung T16 ermitteln und entsprechend bewerten:
K16a = k3 + k4T16. (3) k3 ist eine Konstante mit der Einheit „Währung“, beispielsweise 2000 Euro. k4 ist eine Konstante mit der Einheit „Währung pro Zeit“, beispielsweise 1000 Euro pro Minute. T16 ist die Zeitdifferenz, um welche die Produktion des Lichtbogenofens 16 verzögert wird, beispielsweise in Minuten.
Dem Kostenfaktor K16a steht jedoch ein erhebliches Einsparpotenzial bei den Energiekosten gegenüber, sofern es gelingt, einen hohen Verbrauch an elektrischer Energie des Lichtbogenofens 16 in Zeiten zu verlagern, in denen die aus dem Versorgungsnetz 2 bezogene elektrische Energie kostengünstig ist. Insbesondere bei dem Lichtbogenofen 16 zeigen sich die Vorteile der vorliegenden Erfindung, wenn also der Betrieb der Anlage 1 , der Elektrolyseanlage 4, des elektrischen Energiespeichers 6 und des Wasserstoffspeichers 7 gemeinsam optimiert werden. Noch größer können die Vorteile sein, wenn zusätzlich eigenständig mittels der Stromerzeugungseinrichtung 11 Strom erzeugt werden kann.
Für den Lichtbogenofen 16 kann es von Vorteil sein, weitere Größen und Randbedingungen zu berücksichtigen. Insbesondere muss oftmals berücksichtigt werden, dass die Herstellung einer Charge zu einem bestimmten Zeitpunkt abgeschlossen sein muss, weil die Charge dann - mit oder ohne vorherige Behandlung in der Pfannenanlage 17 - der Stranggießanlage 18 zugeführt werden muss. Dennoch besteht eine erhebliche Flexibilität. Denn die zwingend benötigte Zeit für die Herstellung einer Charge im Lichtbogenofen 16 ist kleiner als die Zeit, in welcher die Charge in der Stranggießanlage 18 vergossen wird. Es ist daher möglich, den Betrieb des Lichtbogenofens 16 in drei Phasen zu unterteilen. In der ersten Phase wird lediglich abgewartet, bis mit dem Schmelzen der Charge begonnen wird. In der zweiten Phase erfolgt das eigentliche Schmelzen der Charge. In der dritten Phase wird in einer Art Standby- Betrieb abgewartet, bis die hergestellte Charge der Stranggießanlage 18 zugeführt werden kann.
In der ersten Phase hat die Funktion v in der Regel den Wert 0. In der zweiten Phase hat die Funktion v Werte größer als 0, wobei die Werte meist in der Nähe von 1 liegen werden. In der dritten Phase hat die Funktion v ebenfalls Werte größer als 0, wobei die Werte jedoch deutlich kleiner als in der zweiten Phase sind. Durch Variieren der Länge der drei Phasen und des Verlaufs der Funktion v in der zweiten und dritten Phase wird die dem Lichtbogenofen 16 zugeführte elektrische Energie eingestellt. Zusätzlich wird lediglich noch ein einfaches Heizmodell benötigt, in dem die Temperatur der Charge in Abhängigkeit von der zugeführten elektrischen Leistung P16 berechnet wird und auch Wärmeverluste berücksichtigt werden.
Der Kostenanteil K16b, der für den Lichtbogenofen 16 aufgrund der zugeführten elektrischen Energie verursacht wird, kann dadurch ermittelt werden, dass über den Produktionshorizont PH die jeweiligen momentanen Kosten integriert werden. Die momentanen Kosten können zu k5(t)P16(t) (4) ermittelt werden. Hierbei ist k5 ein zumindest von der Zeit t abhängiger Faktor, der die Kosten für den Bezug elektrischer Energie aus dem Versorgungsnetz 2 widerspiegelt.
In analoger Weise kann gegebenenfalls auch ein Kostenanteil K16c ermittelt werden, der für den Lichtbogenofen 16 aufgrund des zugeführten Wasserstoffs verursacht wird.
Der Kostenanteil K16, der für den Lichtbogenofen 16 insgesamt bestimmt wird, ergibt sich als Summe der beiden Kostenanteile K16a und K16b bzw. der drei Kostenanteile K16a, K16b und K16c. Unter Umständen kann es möglich sein, in gewissen Grenzen auch die Zeitpunkte zu verschieben, zu denen die Herstellung einer Charge abgeschlossen sein muss. Insbesondere kann die Gießgeschwindigkeit der Stranggießanlage 18 variiert werden. Hier ist jedoch zu berücksichtigen, dass die Gießgeschwindigkeit oftmals nur in geringem Umfang - maximal 10 %, oftmals sogar deutlich weniger als 10 % - und auch dann nicht abrupt, sondern nur langsam geändert werden kann. Es sind also nur kleinere Verschiebungen der Zeitpunkte möglich.
Für den Kostenanteil K15 der Direktreduktionsanlage 15 kann ein ähnlicher Ansatz ergriffen werden, wie er für den Lichtbogenofen 16 erläutert wurde, also einen Anteil K15a, der durch zeitliche Streckung des Betriebs hervorgerufen wird, einen Anteil K15b, der durch die der Direktreduktionsanlage 15 zugeführten elektrischen Energie verursacht wird, und einen Anteil K15c, der durch den der Direktreduktionsanlage 15 zugeführten Wasserstoff verursacht wird. Die Direktreduktionsanlage 15 wird vorzugsweise jedoch möglichst gleichmäßig gefahren. Die Bewertung einer zeitlichen Streckung des Betriebs der Direktreduktionsanlage 15 wird daher erheblich höher sein als die Bewertung einer zeitlichen Streckung des Betriebs des Lichtbogenofens 16. Auch wird der mit vmin korrespondierende Wert höher sein, meist nur knapp unter 1 liegen. Weiterhin wird im Rahmen der Direktreduktion auch Kohlendioxid erzeugt, für das oftmals Zertifikate erforderlich sind, wenn es in die Umwelt abgegeben wird. Auch diese Kosten müssen berücksichtigt werden.
Für den Kostenanteil K17 der Pfannenanlage 17 kann ein ähnlicher Ansatz ergriffen werden, wie er für den Lichtbogenofen 16 erläutert wurde, also einen Anteil K17a, der durch zeitliche Streckung des Betriebs hervorgerufen wird, einen Anteil K17b, der durch die der Pfannenanlage 17 zugeführte elektrische Energie verursacht wird, und einen Anteil K17c, der durch den der Pfannenanlage 17 zugeführten Wasserstoff verursacht wird.
Für die Stranggießanlage 18 fallen nur relativ geringe Energiekosten an. Insbesondere benötigt die Stranggießanlage 18 keinen Wasserstoff und nur in vergleichsweise geringem Umfang elektrische Energie. Es ist alternativ möglich, den entsprechenden Kostenanteil K18 als Konstante anzusetzen oder - analog zur Vorgehensweise bei dem Walzwerk 19 - zusätzlich einen Kostenanteil zu berücksichtigen, der eine (geringfügige) Verringerung der Gießgeschwindigkeit und eine dadurch hervorgerufene geringere Produktivität berücksichtigt.
Der Kostenanteil K1 für die Anlage 1 ergibt sich durch die Summe der Beiträge der einzelnen Komponenten der Anlage 1.
Die Elektrolyseanlage 4 produziert Wasserstoff und gibt ihn ab, der Wasserstoffspeicher 7 nimmt Wasserstoff auf und gibt ihn ab. Es sollte berücksichtigt werden, dass gespeicherter Wasserstoff teilweise entweicht. Die Verluste können, wie bereits erwähnt, bei bis zu 0,5 % der gespeicherten Menge an Wasserstoff pro Tag liegen. Weiterhin wird Energie benötigt, um den Wasserstoff unter Druck in den Wasserstoffspeicher 7 zu drücken. Diese Energie kann beim Entnehmen des Wasserstoffs aus dem Wasserstoffspeicher 7 meist nicht mehr rückgewonnen werden. Die - gemeinsamen - Kosten K47 für den Betrieb der Elektrolyseanlage 4 und des Wasserstoffspeichers 7 können beispielsweise dadurch ermittelt werden, dass über den Produktionshorizont PH die jeweiligen momentanen Kosten integriert werden. Die momentanen Kosten können zu k5(t)P47(t) + k6H’(t) (5) ermittelt werden. Hierbei ist k5 der bereits in Verbindung mit Gleichung 4 erläuterte Faktor. P47 ist die aus dem Versorgungsnetz 2 bezogene elektrische Energie. Der Faktor k6 ist im einfachsten Fall eine Konstante. Gegebenenfalls kann auch der Faktor k6 zeitabhängig sein. H’ ist die Menge an Wasserstoff, die aktuell gerade verloren geht, also die Ableitung der Menge an gespeichertem Wasserstoff als Funktion der zeit. Gegebenenfalls kann in den Kosten K47 auch der Verschleiß der Elektrolyseanlage 4 mit berücksichtigt werden.
Wenn die Stromerzeugungseinrichtung 11 den übrigen Teilsystemen 1 , 4, 6 und 7 direkt zugeordnet ist, also insbesondere die von der Stromerzeugungseinrichtung 11 erzeugt elektrische Energie den Teilsystemen 1 , 4, 6 und 7 ohne Umweg über das Versorgungsnetz 2 zugeführt werden kann, ist die Erzeugung der elektrischen Energie kostenfrei. Übersteigt sie (zeitweise) den elektrischen Energieverbrauch der übrigen Teilsysteme 1 , 4, 6 und 7, wird die elektrische Energie in das Versorgungsnetz 2 eingespeist. In diesem Fall können die Kosten K11 für die Stromerzeugungseinrichtung 11 sogar negativ sein.
Oftmals ist der Preis P für die aus dem Versorgungsnetz 2 bezogene elektrische Energie nicht nur von der Zeit t, sondern auch von jeweils bezogenen Leistung abhängig. In diesem Fall sollten die Energieverbräuche der verschiedenen Anlagenteile 15 bis 19, also der Energieverbrauch der Anlage 1 insgesamt, zusammen mit dem Energieverbrauch der Elektrolyseanlage 4 und des Wasserstoffspeichers 7 und auch die Energiebilanz des elektrischen Energiespeichers 6 sowie gegebenenfalls auch die Stromerzeugung durch die Stromerzeugungseinrichtung 11 zusammengeführt werden, bevor unter Verwertung des Faktors k5(t) die Kosten für den Bezug der elektrischen Energie aus dem Versorgungsnetz 2 ermittelt werden.
Gemäß FIG 6 umfasst der elektrische Energiespeicher 6 einen ersten Teilspeicher 6a und einen zweiten Teilspeicher 6b. Die beiden Teilspeicher 6a, 6b sind beide mit dem elektrischen Versorgungsnetz 2 verbunden. Dementsprechend umfasst der aktuelle Energiespeicherzustand Z6 für den ersten und den zweiten Teilspeicher 6a, 6b jeweils einen aktuellen Teilzustand Z6a, Z6b. Gleiches gilt für die Energiespeicherbetriebsweise B6, die für den ersten und den zweiten Teilspeicher 6a, 6b jeweils eine Teilbetriebsweise B6a, B6b umfasst. Auch der erwartete finale Energiespeicherzustand Z6’ umfasst demzufolge für den ersten und den zweiten Teilspeicher 6a, 6b jeweils einen erwarteten finalen Teilzustand Z6a’, Z6b’. Selbstverständlich variiert die Steuereinrichtung 10 im Variieren der Energiespeicherbetriebsweise B6 die beiden Teilbetriebsweisen B6a, B6b und variiert hierauf aufbauend auch die beiden erwarteten finalen Teilzustände Z6a’, Z6b’. Weiterhin betreibt die Steuereinrichtung 10 zumindest für den Beginn des Prognosehorizonts PH den ersten und den zweiten Teilspeicher 6a, 6b gemäß der jeweiligen variierten Teilbetriebsweise B6a, B6b.
Die vorliegende Erfindung weist viele Vorteile auf. Insbesondere ist eine umfassende Optimierung des Betriebs des Gesamtsystems, bestehend aus den Teilsystemen 1, 4, 6 und 7 und eventuell zusätzlich auch den Teilsystemen 11 und 12, möglich.
Obwohl die Erfindung im Detail durch die bevorzugten Ausführungsbeispiele näher illustriert und beschrieben wurde, so ist die Erfindung nicht durch die offenbarten Beispiele eingeschränkt und andere Variationen können vom Fachmann hieraus abgeleitet werden, ohne den Schutz- umfang der Erfindung zu verlassen.
Bezugszeichenliste
1 Anlage
2 Versorgungsnetz
3 Umrichter
4 Elektrolyseanlage
5 Gleichrichter
6 Energiespeicher
6a, 6b Teilspeicher
7 Wasserstoffspeicher
8 Steuereinrichtung
9 Steuerprogramm
10 Maschinencode
11 Stromerzeugungseinrichtung
12 Koppeleinrichtung
13 Transportnetz
14 Zusatzspeicher
15 Direktreduktionsanlage
16 Lichtbogenofen
17 Pfannenanlage
18 Stranggießanlage
19 Walzwerk
B, B1 , B4, B6, B7 Betriebsweisen
B6a, B6b Teilbetriebsweisen
D Daten
K Kostenfunktion
P Preis
PH Prognosehorizont
PP Produktionsplan
S1 bis S11 Schritte
Z, Z1, Z4, Z6, Z7 aktuelle Zustände
Z’, ZT, Z4’, Z6’, Z7’ erwartete finale Zustände
Z6a, Z6b aktuelle Teilzustände
Z6a’, Z6b’ erwartete finale Teilzustände

Claims

Ansprüche
1. Betriebsverfahren für ein Gesamtsystem,
- wobei das Gesamtsystem als Teilsysteme eine Anlage (1) der Stahlindustrie, eine Elektrolyseanlage (4), einen elektrischen Energiespeicher (6) und einen Wasserstoffspeicher (7) umfasst,
- wobei die Anlage (1) der Stahlindustrie, die Elektrolyseanlage (4) und der elektrische Energiespeicher (6) zur Übertragung elektrischer Energie direkt oder indirekt miteinander und mit einem elektrischen Versorgungsnetz (2) verbunden sind,
- wobei die Anlage der Stahlindustrie (1), die Elektrolyseanlage (4) und der Wasserstoffspeicher (7) zum Transfer von Wasserstoff direkt oder indirekt miteinander verbunden sind,
- wobei einer das Gesamtsystem steuernden Steuereinrichtung (8) als aktuelle Zustände (Z1 , Z4, Z6, Z7) ein aktueller Anlagenzustand (Z1) der Anlage (1) der Stahlindustrie, ein aktueller Elektrolysenzustand (Z4) der Elektrolyseanlage (4), ein aktueller Energiespeicherzustand (Z6) des Energiespeichers (6) und ein aktueller Wasserstoffspeicherzustand (Z7) des Wasserstoffspeichers (7) bekannt sind,
- wobei der Steuereinrichtung (8) für einen Prognosehorizont (PH) zumindest ein gewünschter Produktionsplan (PP) der Anlage (1) der Stahlindustrie und mindestens ein erwarteter Preis (P) für aus dem Versorgungsnetz (2) bezogene elektrische Energie bekannt sind,
- wobei der Produktionsplan (PP) der Anlage (1) der Stahlindustrie festlegt, welche Endprodukte mittels der Anlage (1) der Stahlindustrie aus welchen Ausgangsmaterialien erzeugt werden sollen und welche Eigenschaften die Endprodukte aufweisen sollen,
- wobei die Steuereinrichtung (8) für den Prognosehorizont (PH) Betriebsweisen (B1 , B4, B6, B7) ansetzt und für das Ende des Prognosehorizonts (PH) erwartete finale Zustände (ZT, Z4’, Z6’, Z7’) ermittelt,
- wobei die Betriebsweisen (B1 , B4, B6, B7) eine Anlagenbetriebsweise (B1) für die Anlage (1) der Stahlindustrie, eine Elektrolysenbetriebsweise (B4) für die Elektrolyseanlage (4), eine Energiespeicherbetriebsweise (B6) für den elektrischen Energiespeicher (6) und eine Wasserstoffspeicherbetriebsweise (B7) für den Wasserstoffspeicher (7) umfassen,
- wobei die erwarteten finalen Zustände (ZT, Z4’, Z6’, Z7’) einen unter Verwertung des aktuellen Anlagenzustands (Z1) und der angesetzten Anlagenbetriebsweise (B1) ermittelten finalen Anlagenzustand (ZT), einen unter Verwertung des aktuellen Elektrolysenzustands (Z4) und der angesetzten Elektrolysenbetriebsweise (B4) ermittelten erwarteten finalen Elektrolysenzustand (Z4’), einen unter Verwertung des aktuellen Energiespeicherzustands (Z6) und der angesetzten Energiespeicherbetriebsweise (B6) ermittelten erwarteten finalen Energiespeicherzustand (Z6’) und einen unter Verwertung des aktuellen Wasserstoffspeicherzustands (Z7) und der angesetzten Wasserstoffspeicherbetriebsweise (B7) ermittelten erwarteten finalen Wasserstoffspeicherzustand (Z7’) umfassen, - wobei der aktuelle und der finale Anlagenzustand (Z1 , ZT) umfassen, welche Materialien sich in welchem Zustand jeweils in der Anlage (1) der Stahlindustrie befinden und in welchem Zustand sich Aggregate der Anlage (1) der Stahlindustrie befinden,
- wobei die Steuereinrichtung (8) für den Prognosehorizont (PH) die angesetzten Betriebsweisen (B1, B4, B6, B7) und hierauf aufbauend die erwarteten finalen Zustände (ZT, Z4’, Z6’, Z7’) unter Berücksichtigung des Produktionsplans (PP) und von Auslegungsgrenzen der Teilsysteme (1, 4, 6, 7) variiert, so dass eine Kostenfunktion (K) minimiert wird,
- wobei in die Kostenfunktion (K) die Kosten für den Bezug elektrischer Energie aus dem Versorgungsnetz (2), die Betriebsweisen (B1, B4, B6, B7) der Anlage (1) der Stahlindustrie, der Elektrolyseanlage (4), des elektrischen Energiespeichers (6) und des Wasserstoffspeichers (7), Bewertungen der erwarteten finalen Zustände (ZT, Z4’, Z6’, Z7’) und eine Produktivität der Anlage (1) der Stahlindustrie eingehen und
- wobei die Steuereinrichtung (8) zumindest für den Beginn des Prognosehorizonts (PH) die Teilsysteme (1, 4, 6, 7) gemäß der variierten Betriebsweise (B1, B4, B6, B7) betreibt.
2. Betriebsverfahren nach Anspruch 1, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t , dass die Anlage (1) der Stahlindustrie mindestens eine Komponente (15, 16, 17) aufweist, die einer Gießeinrichtung (18), mittels derer flüssiger Stahl gegossen wird, technologisch vorgeordnet ist.
3. Betriebsverfahren nach Anspruch 1 oder 2, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t ,
- dass das Gesamtsystem als weiteres Teilsystem eine Stromerzeugungseinrichtung (11) aufweist, mittels derer auf regenerative Art und Weise elektrische Energie erzeugbar ist,
- dass die Stromerzeugungseinrichtung (11) zur Übertragung elektrischer Energie direkt oder indirekt mit der Anlage (1) der Stahlindustrie, der Elektrolyseanlage (4) und dem elektrischen Energiespeicher (6) und dem elektrischen Versorgungsnetz (2) verbunden ist,
- dass der Steuereinrichtung (8) für den Prognosehorizont (PH) zusätzlich eine mittels der Stromerzeugungseinrichtung (11) erzeugbare erwartete elektrische Energie bekannt ist und
- dass die Steuereinrichtung (8) beim Variieren der Betriebsweisen (B1, B4, B6, B7) die mittels der Stromerzeugungseinrichtung (11) erzeugbare erwartete elektrische Energie berücksichtigt.
4. Betriebsverfahren nach Anspruch 1, 2 oder 3, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t ,
- dass das Gesamtsystem als weiteres Teilsystem eine Koppeleinrichtung (12) aufweist, die einerseits zum Transfer von Wasserstoff direkt oder indirekt mit der Anlage (1) der Stahlindustrie und/oder der Elektrolyseanlage (4) und/oder dem Wasserstoffspeicher (7) verbunden ist und andererseits mit einem externen Transportnetz (13) für Wasserstoff oder einem lös- bar mit der Koppeleinrichtung (12) verbundenen Zusatzspeicher (14) für Wasserstoff verbunden ist,
- dass die Steuereinrichtung (8) beim Variieren der Betriebsweisen (B1, B4, B6, B7) den über die Koppeleinrichtung (12) transferierten Wasserstoff berücksichtigt und
- dass in die Kostenfunktion (K) die Kosten für den über die Koppeleinrichtung (12) transferierten Wasserstoff eingehen.
5. Betriebsverfahren nach einem der obigen Ansprüche, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t , dass in die Kostenfunktion (K) Verluste an im Wasserstoffspeicher (7) befindlichem Wasserstoff eingehen.
6. Betriebsverfahren nach einem der obigen Ansprüche, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t , dass die Steuereinrichtung (8) beim Variieren der Betriebsweisen (B1, B4, B6, B7) einen minimalen und einen maximalen Ladezustand des elektrischen Energiespeichers (6) und/oder einen mittleren Ladezustand des elektrischen Energiespeichers (6) und/oder einen minimalen und einen maximalen Füllstand des Wasserstoffspeichers (7) und/oder einen mittleren Füllstand des Wasserstoffspeichers (7) berücksichtigt.
7. Betriebsverfahren nach einem der obigen Ansprüche, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t ,
- dass der elektrische Energiespeicher (6) einen ersten Teilspeicher (6a) und einen zweiten Teilspeicher (6b) umfasst, die beide mit dem elektrischen Versorgungsnetz (2) verbunden sind,
- dass der aktuelle Energiespeicherzustand (Z6) für den ersten und den zweiten Teilspeicher (6a, 6b) jeweils einen aktuellen Teilzustand (Z6a, Z6b) umfasst,
- dass die Energiespeicherbetriebsweise (B6) für den ersten und den zweiten Teilspeicher (6a, 6b) jeweils eine Teilbetriebsweise (B6a, B6b) umfasst,
- dass der erwartete finale Energiespeicherzustand (Z6’) für den ersten und den zweiten Teilspeicher (6a, 6b) jeweils einen erwarteten finalen Teilzustand (Z6a’, Z6b’) umfasst,
- dass beim Variieren der Energiespeicherbetriebsweise (B6) die beiden Teilbetriebsweisen (B6a, B6b) variiert werden und hierauf aufbauend die beiden erwarteten finalen Teilzustände (Z6a’, Z6b’) variiert werden und
- dass die Steuereinrichtung (10) zumindest für den Beginn des Prognosehorizonts (PH) den ersten und den zweiten Teilspeicher (6a, 6b) gemäß der jeweiligen variierten Teilbetriebsweise (B6a, B6b) betreibt.
8. Steuerprogramm für eine Steuereinrichtung für ein Gesamtsystem, - wobei das Gesamtsystem als Teilsysteme eine Anlage (1) der Stahlindustrie, eine Elektrolyseanlage (4), einen Wasserstoffspeicher (7) und einen elektrischen Energiespeicher (6) umfasst,
- wobei die Anlage (1) der Stahlindustrie, die Elektrolyseanlage (4) und der elektrische Energiespeicher (6) zur Übertragung elektrischer Energie direkt oder indirekt miteinander und mit einem elektrischen Versorgungsnetz (2) verbunden sind,
- wobei die Anlage der Stahlindustrie (1), die Elektrolyseanlage (4) und der Wasserstoffspeicher (7) zum Transfer von Wasserstoff direkt oder indirekt miteinander verbunden sind,
- wobei das Steuerprogramm Maschinencode (10) umfasst, der von der Steuereinrichtung (8) abarbeitbar ist,
- wobei die Abarbeitung des Maschinencodes (10) durch die Steuereinrichtung (8) bewirkt, dass die Steuereinrichtung (8) das Gesamtsystem gemäß einem Betriebsverfahren nach einem der obigen Ansprüche steuert.
9. Steuereinrichtung für ein Gesamtsystem,
- wobei das Gesamtsystem als Teilsysteme eine Anlage (1) der Stahlindustrie, eine Elektrolyseanlage (4), einen Wasserstoffspeicher (7) und einen elektrischen Energiespeicher (6) umfasst,
- wobei die Anlage (1) der Stahlindustrie, die Elektrolyseanlage (4) und der elektrische Energiespeicher (6) zur Übertragung elektrischer Energie direkt oder indirekt miteinander und mit einem elektrischen Versorgungsnetz (2) verbunden sind,
- wobei die Anlage der Stahlindustrie (1), die Elektrolyseanlage (4) und der Wasserstoffspeicher (7) zum Transfer von Wasserstoff direkt oder indirekt miteinander verbunden sind,
- wobei die Steuereinrichtung mit einem Steuerprogramm (9) nach Anspruch 8 programmiert ist, so dass die Steuereinrichtung bei Abarbeitung des Maschinencodes (10) des Steuerprogramms (9) das Gesamtsystem gemäß einem Betriebsverfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7 steuert.
10. Gesamtsystem,
- wobei das Gesamtsystem als Teilsysteme eine Anlage (1) der Stahlindustrie, eine Elektrolyseanlage (4), einen Wasserstoffspeicher (7) und einen elektrischen Energiespeicher (6) umfasst,
- wobei die Anlage (1) der Stahlindustrie, die Elektrolyseanlage (4) und der elektrische Energiespeicher (6) zur Übertragung elektrischer Energie direkt oder indirekt miteinander und mit einem elektrischen Versorgungsnetz (2) verbunden sind,
- wobei die Anlage der Stahlindustrie (1), die Elektrolyseanlage (4) und der Wasserstoffspeicher (7) zum Transfer von Wasserstoff direkt oder indirekt miteinander verbunden sind,
- wobei das Gesamtsystem eine Steuereinrichtung (8) nach Anspruch 9 umfasst, die bei Abarbeitung des Maschinencodes (10) eines Steuerprogramms (9) von Anspruch 8 das Gesamtsystem gemäß einem Betriebsverfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7 steuert.
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