EP4690033A1 - Kosteneffizienter betrieb einer dri-anlage und weiterer teilsysteme eines gesamtsystems - Google Patents

Kosteneffizienter betrieb einer dri-anlage und weiterer teilsysteme eines gesamtsystems

Info

Publication number
EP4690033A1
EP4690033A1 EP24718721.4A EP24718721A EP4690033A1 EP 4690033 A1 EP4690033 A1 EP 4690033A1 EP 24718721 A EP24718721 A EP 24718721A EP 4690033 A1 EP4690033 A1 EP 4690033A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
dri
plant
control device
state
electrical energy
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
EP24718721.4A
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Gerd Becker
Alexander Fleischanderl
Klaus Weinzierl
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 Austria GmbH
Primetals Technologies Germany GmbH
Original Assignee
Primetals Technologies Austria GmbH
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
Application filed by Primetals Technologies Austria GmbH, Primetals Technologies Germany GmbH filed Critical Primetals Technologies Austria GmbH
Publication of EP4690033A1 publication Critical patent/EP4690033A1/de
Pending legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING OR CALCULATING; COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q10/00—Administration; Management
    • G06Q10/04—Forecasting or optimisation specially adapted for administrative or management purposes, e.g. linear programming or "cutting stock problem"
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING OR CALCULATING; COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q50/00—Information and communication technology [ICT] specially adapted for implementation of business processes of specific business sectors, e.g. utilities or tourism
    • G06Q50/06—Energy or water supply

Definitions

  • the present invention is based on an operating method for an overall system
  • the overall system comprises a DRI plant, an electrolysis plant and a hydrogen storage facility as subsystems,
  • the DRI plant and the electrolysis plant are directly or indirectly connected to an electrical supply network for the purpose of obtaining electrical energy
  • the present invention is further based on a control program for a control device for an overall system,
  • the overall system comprises a DRI plant, an electrolysis plant and a hydrogen storage facility as subsystems,
  • the DRI plant and the electrolysis plant are directly or indirectly connected to an electrical supply network for the purpose of obtaining electrical energy
  • control program comprises machine code that 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 overall system comprises a DRI plant, an electrolysis plant and a hydrogen storage facility as subsystems,
  • the DRI plant and the electrolysis plant are directly or indirectly connected to an electrical supply network for the purpose of obtaining electrical energy
  • 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.
  • present invention is further based on an overall system,
  • the overall system comprises a DRI plant, an electrolysis plant and a hydrogen storage facility as subsystems,
  • the DRI plant and the electrolysis plant are directly or indirectly connected to an electrical supply network for the purpose of obtaining electrical energy
  • 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.
  • WO 2021/183 022 A1 discloses an operating method for an overall system that includes a DRI system, an electrolysis system, a hydrogen storage unit and a supply device as subsystems.
  • the DRI system and the electrolysis system are connected to an electrical supply network.
  • the DRI system, the electrolysis system and the hydrogen storage unit are connected to one another for the transfer of hydrogen and the DRI system and the supply device are connected to one another for supplying a further gas to the DRI system.
  • the further gas is a synthesis gas that is generated by means of a further electrolysis system and, if necessary, temporarily stored.
  • US 2015/0 259 760 A1 discloses an operating method for an overall system, the overall system comprising a DRI system, an electrolysis system, a hydrogen storage facility and a supply facility as subsystems.
  • the DRI system, the electrolysis system and the hydrogen storage facility are directly or indirectly connected to one another for the transfer of hydrogen.
  • the DRI system and the supply facility for supplying natural gas and/or ammonia to the DRI system are connected to one another.
  • the overall system is controlled by means of a predictive control system.
  • the overall system - in addition to the subsystems mentioned above - comprises a supply facility as a (further) subsystem.
  • the DRI plant and the supply facility are connected to supply natural gas and/or ammonia to the DRI plant.
  • an operating method of the type mentioned at the beginning is designed in such a way that
  • a control device controlling the entire system knows the current system status of the DRI system, the current electrolysis status of the electrolysis system, the current hydrogen storage status of the hydrogen storage system and the current supply status of the supply device,
  • control device knows at least one desired production plan of the DRI plant, at least one expected price for electrical energy obtained via the electrical supply network and at least one expected price for natural gas and/or ammonia for a forecast horizon,
  • 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 DRI plant, an electrolysis operating mode for the electrolysis plant, a hydrogen storage operating mode for the hydrogen storage facility and a supply operating mode for the supply facility,
  • the expected final states include a final plant state determined by taking into account the current plant state and the planned plant 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 hydrogen storage state determined by taking into account the current hydrogen storage state and the planned hydrogen storage operating mode, and an expected final supply state determined by taking into account the current supply state and the planned supply operating mode, - that the control system for the forecast horizon varies the planned operating modes and, based on these, the expected final states so that a cost function is minimized,
  • the cost function includes the costs for the purchase of electrical energy from the electrical supply network, for the consumption of natural gas and/or ammonia and losses of hydrogen in the hydrogen storage facility and also includes the operating modes of the DRI plant, the electrolysis plant, the hydrogen storage facility and the supply facility and/or assessments of the expected final states and also includes a productivity of the DRI plant and
  • the invention is based on the knowledge that a DRI plant can alternatively be operated with hydrogen, natural gas or ammonia and consequently the consumption of natural gas and ammonia and the associated costs as well as the costs for the operation of the corresponding supply facility can be included in the optimization.
  • the supply facility can be constructed as required.
  • the supply facility can comprise a tank for the natural gas and/or be connected to a gas supply network.
  • the supply facility can comprise a generation facility for ammonia.
  • this is not absolutely necessary.
  • a storage facility for ammonia is also possible.
  • the system status of the DRI system describes the condition of the DRI system to the extent required.
  • the system status can include, for example, which materials are currently in the DRI system and in what condition, and what condition the units of the DRI system are in.
  • a current hydrogen storage state describes the state of the hydrogen storage to the extent required.
  • the hydrogen storage state 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 current supply status describes the status of the supply facility to the extent necessary. If the supply facility has tanks, the status can include, for example - analogous to hydrogen storage - filling levels or fill levels of the tanks. If necessary, other data such as maximum filling or withdrawal rates or loss rates or delivery rates can also be defined.
  • the supply status can also include a degree of wear of the supply facility.
  • the production plan of the DRI plant specifies the extent to which iron or sponge iron is to be produced using the DRI plant. If necessary, the production plan also specifies which intermediate products are to be produced. Furthermore, the production plan can also specify planned downtimes of the DRI plant or parts of the DRI plant. A planned downtime may be necessary for maintenance purposes, for example.
  • the wording that the prices for electrical energy or natural gas and/or ammonia are "at least expected" covers, on the one hand, the case where it is an estimate based on known actual facts.
  • known actual facts can be, for example, historical data from previous comparable periods or - especially for electrical energy - a weather forecast. But it can also be an actually known price, so that the price is not only expected, but also actually given.
  • the plant operating mode for the DRI plant is different from the production plan.
  • the plant operating mode is therefore continuous in terms of time (“at 5:52:43 p.m. the DRI 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 electrolysis operating mode is therefore - analogous to the plant operating mode - continuous in terms of time.
  • 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 DRI plant consumes hydrogen and/or natural gas and/or ammonia.
  • the electrolysis plant produces hydrogen. If there are no other producers and consumers of hydrogen apart from the DRI plant and the electrolysis plant, the hydrogen storage mode of operation for the hydrogen storage is a dependent mode of operation, as it simply covers the difference between the hydrogen required by the DRI plant and the hydrogen required by the The hydrogen produced by the electrolysis plant must be absorbed or released. When determining the plant operating mode and the electrolysis operating mode, it must only be taken 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 respective current states by updating them according to the respective operating mode.
  • Varying the operating modes applied with the aim of minimizing the cost function is a typical optimization problem. Optimization problems as such, the way in which optimization problems are applied, and the way in which optimization problems are solved are known to experts. Purely as an example,
  • the cost function has a clearly defined meaning for the expert 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. Firstly, 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 the purchase price for electrical energy becomes temporarily negative due to a temporary oversupply, for example. The cost function also includes the costs for the consumption of natural gas and/or ammonia. The cost function also includes losses of hydrogen in the hydrogen storage facility (6). The latter takes into account the fact that non-negligible losses occur when hydrogen is stored for longer periods. The loss rate is - depending on the type of storage - at least 0.1% of the stored amount of hydrogen per day and can be up to 0.5% per day.
  • the cost function also includes the operating modes of the various subsystems and/or assessments of the expected final states.
  • the assessment of the expected final system state can include costs of the DRI system caused by wear and tear.
  • the assessment of the expected final system state can also include a proportion that is determined, for example, by using an energetic state or a phase state of products in the DRI system. A similar assessment is possible for the electrolysis system.
  • wear and tear in particular can be included in the assessment.
  • the assessment of the expected final hydrogen storage state can also include a proportion that is determined by using a degradation of the hydrogen storage caused by the hydrogen storage mode of operation, i.e. a deterioration in the performance of the hydrogen storage. The same applies to any storage in the supply facility.
  • the cost function includes the productivity of the DRI system.
  • the overall system preferably comprises an electrical energy storage device as a further subsystem, which is connected directly or indirectly to the DRI system, the electrolysis system and the electrical supply network for the transmission of electrical energy.
  • the control device knows a current storage state of the electrical energy storage device as a further current state, and the operating modes set and varied by the control device additionally include a storage operating mode for the electrical energy storage device.
  • the expected final states also additionally include a final storage state determined by using the current storage state and the set storage operating mode.
  • the control device also varies the storage operating mode and, based on this, the expected final storage state.
  • the energy storage state describes - similar to the other states - 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 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 system mode. Electrical energy taken from the electrical energy storage can - of course only temporarily - even be so large that it exceeds the energy requirements of the DRI system and the electrolysis system, so that electrical energy is fed into the supply network.
  • 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 energy 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, namely when a different amount of power is drawn from the previously purchased amount. For example, energy is purchased from the spot market by the hour, but billing is done by the quarter hour. If the previously purchased amount of energy is drawn, the agreed tariff is also billed. If, however, more or less energy 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. supply network operator or whether and, if so, at what cost electrical energy purchased but not used by the supply network operator could be used for other purposes.
  • the forecast horizon is preferably divided into a number of early time periods and a number of late time periods.
  • the number of early and late time periods can be determined as required. If, for example, purchases are made 24 hours in advance and billed by the quarter hour, the duration of an individual time period is 15 minutes, with the forecast horizon having 96 early and 4 late time periods.
  • the control device determines the storage mode of operation in such a way that the entire system draws a predetermined amount of electrical energy from the electrical supply network during the early time periods. This makes it possible to reliably determine the costs of drawing electrical energy in advance for the early time periods. Furthermore, the control device also varies the storage mode of operation at least for the late time periods and, based on this, the expected final storage state.
  • control device specifies the amounts of electrical energy that should be drawn from the electrical supply network during the last periods of time. This ensures that the energy purchased on a spot market, for example, is actually needed and consumed - neither more nor less - even for the later periods of time.
  • the determination can be made, for example, based on the operating modes of the other subsystems (i.e. without the electrical energy storage device) during the later time periods, a target storage state of the electrical energy storage device and a deviation from an expected storage state at the time of the transition from the earlier time periods to the later time periods.
  • the determination can also include the price of the electrical energy in particular, and in some cases even the price of the fossil fuel. If necessary, the control device can also actively intervene in the pricing, compare the applicant's patent application filed on the same day as the present application with the title "Cost-efficient operation of a plant in the steel industry and other subsystems of an overall system".
  • the control device When varying the operating mode, the control device preferably takes into account a minimum and a maximum charge state of the electrical energy storage device and/or a average state of charge of the electrical energy storage system.
  • a minimum and a maximum charge state of the electrical energy storage device and/or a average state of charge of the electrical energy storage system By taking such variables into account - either as boundary conditions to be observed or by directly incorporating them into the cost function - it is possible to ensure that the electrical energy storage system has a certain capacity at all times and in both directions - both for absorbing electrical energy and for releasing electrical energy - so that disruptions in the operation of the DRI system and/or the electrolysis system - possibly also in the event of disruptions in the supply network or other facilities - can be responded to by changing the operating mode of the electrical energy storage system.
  • 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 connected directly or indirectly to the DRI system, the electrolysis system and the electrical supply network, and usually also to the electrical energy storage device.
  • 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 generation device when varying the operating modes.
  • the control device When varying the operating modes, the control device preferably takes into account a minimum and a maximum filling level of the hydrogen storage and/or an average filling level of the hydrogen storage.
  • a minimum and a maximum filling level of the hydrogen storage and/or an average filling level of the hydrogen storage By taking such variables into account - either as boundary conditions to be observed or by directly incorporating them into the cost function - it can be ensured that the hydrogen storage has a certain capacity at all times and in both directions - both for absorbing hydrogen and for releasing hydrogen - so that disruptions in the operation of the DRI system and/or the electrolysis system - possibly also in the event of disruptions in the supply network or other facilities - can be responded to by changing the operating mode of the hydrogen storage.
  • the supply facility comprises a generating facility for generating ammonia with or without an associated storage facility for ammonia.
  • the generating facility for transmitting electrical energy is directly or indirectly connected to the DRI plant, the electrolysis plant and the electrical supply network.
  • the current supply state comprises a current operating state of the generating facility
  • the supply mode of operation comprises the operating mode of the generating facility
  • the final expected supply state comprises an expected final operating state of the generating device, whereby the final expected operating state of the generating device is determined by the control device by updating the current operating state in accordance with the operating mode of the generating device.
  • varying the supply operating mode also includes varying the operating mode of the generating device.
  • the controlled overall system comprises - in addition to the subsystems mentioned above - a supply device as a (further) subsystem.
  • the DRI system and the supply device are connected to one another for supplying natural gas and/or ammonia to the DRI system.
  • 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 controlled overall system comprises - in addition to the subsystems mentioned above - a supply device as a (further) subsystem.
  • the DRI system and the supply device are connected to one another for supplying natural gas and/or ammonia to the DRI system.
  • the 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 supply facility 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 is a flow chart
  • FIG 3 another overall system
  • FIG 4 is a flow chart
  • FIG 5 a timeline
  • FIG 6 a flow chart
  • FIG 7 is a flow chart.
  • DRI plant 1 sponge iron is produced from iron ore.
  • the DRI plant 1 requires a permanent supply of hydrogen, natural gas and/or ammonia as well as electrical energy.
  • the DRI system 1 can obtain electrical energy from an electrical supply network 2 to which the DRI 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 DRI system 1 and the electrolysis system 4 are connected to one another directly or indirectly for the transfer of hydrogen. Any pumps, valves and the like are not shown in FIG 1.
  • the overall system comprises a hydrogen storage unit 6 as a further subsystem.
  • the hydrogen storage unit 6 can be designed as a storage unit in the narrower sense, i.e. as a dedicated hydrogen storage unit.
  • the pipeline network through which hydrogen is transported also has a certain storage capacity and can serve as a hydrogen storage unit 6 in the sense of the present invention.
  • the storage unit can alternatively be arranged above ground or underground.
  • the hydrogen storage unit 6 is connected directly or indirectly to the electrolysis system 4 to absorb hydrogen and directly or indirectly to the DRI system 1 to release hydrogen. Due to the Hydrogen storage 6 allows the operation of the DRI plant 1 and the electrolysis plant 4 to be made more flexible.
  • the hydrogen produced by the electrolysis plant 4 is always fed to the hydrogen storage 6 and the hydrogen required by the DRI plant 1 is always supplied by the hydrogen storage 6, so that the hydrogen storage 6 serves as a transfer station for the hydrogen, so to speak.
  • a direct connection between the DRI plant 1 and the electrolysis plant 4 is also possible.
  • the overall system comprises a supply facility 7 as a further subsystem.
  • the DRI system 1 and the supply facility 7 are connected to each other for supplying natural gas and/or ammonia to the DRI system 1.
  • FIG 1 shows a simple design of the supply device 7, in which a storage device 7a, 7b is provided for storing natural gas and ammonia.
  • the supply device 7 can have a connection to a supply network for natural gas.
  • the storage device 7a can - but does not have to - be omitted.
  • the supply device 7 can also have a generation device for generating ammonia.
  • the storage device 7b can - but does not have to - be omitted.
  • FIG 1 also shows a design of the supply device 7 that can supply both natural gas and ammonia to the DRI system 1. However, it is also possible for the supply device 7 to only supply either natural gas or ammonia to the DRI system 1.
  • the generation device for producing ammonia includes the generation device for transmitting electrical energy
  • the generation device is generally also connected directly or indirectly to the DRI system 1, the electrolysis system 4 and the electrical supply network 2. It is possible that this generation device for producing the ammonia from nitrogen and hydrogen is connected to the electrolysis system 4 and/or the hydrogen storage facility 6.
  • 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 controls the subsystems 1, 4, 6 and 7 of the overall system. jointly controls.
  • the control device 8 can also have its own sub-control device for controlling the subsystems 1, 4, 6 and 7. In this case, a corresponding exchange of information and a corresponding agreement or coordination must take place between the sub-control devices.
  • a current state Z of the overall system is known to the control device 8 in a step S1.
  • the current state Z comprises a current partial state Z1, Z4, Z6, Z7 for the subsystems 1, 4, 6 and 7.
  • 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 can include the production progress of the DRI plant 1.
  • the partial state Z1 can also include which materials are currently in which state in the DRI plant 1.
  • 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 filling level of the hydrogen storage 6, i.e. the extent to which the hydrogen storage 6 is filled.
  • the partial state Z6 can also include other variables, for example a temperature and/or a gas pressure of the hydrogen storage 6 or a maximum possible or permissible flow of hydrogen when filling and emptying the hydrogen storage 6.
  • the current supply state Z7 also comprises a current operating state of the generating device.
  • the control device 8 is informed of a desired production plan PP of the DRI 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 using the DRI system 1 from which starting materials and which properties the end products should have.
  • the production plan PP also specifies which intermediate products are to be produced and by when a certain product is to 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 can include a quantity of pig iron to be produced per hour or per day using DRI Plant 1.
  • the production plan PP can also specify the minimum quantity of carbon that should be contained in the pig iron or sponge iron produced and/or the maximum quantity of nitrogen that should be contained in the pig iron or sponge iron produced.
  • a step S3 data D is made known to the control device 8.
  • the data D determines at least an expected price P1 for electrical energy for the forecast horizon PH, provided that the electrical energy is drawn from the supply network 2.
  • the data D also determines at least expected prices P2, P3 for the natural gas and/or the ammonia.
  • the prices P1 to P3 are defined at least as a function of time t. They can also depend on other circumstances.
  • the production plan PP and the data D for the prices P1 to P3 of the control device 8 can initially be known for different time horizons in steps S2 and S3.
  • the forecast horizon PH is determined by the smallest of the 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.
  • the partial operating mode B1 for the DRI plant 1 - hereinafter also referred to as plant operating mode B1 - is determined by the control device 8 in such a way that the specifications of the production plan PP are met.
  • the plant operating mode B1 can determine the quantities of materials and energy that are supplied to the DRI plant 1, for example the quantity of iron ore, the quantity of hydrogen, the quantity of natural gas, the quantity of ammonia and the quantity of electrical power.
  • the partial operating mode B4 for the electrolysis plant 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 demand of the DRI plant 1 is covered, that the filling level of the hydrogen storage tank 6 does not fall below 0% and does not rise above 100% and that the design limits of the electrolysis plant 4 are observed.
  • a more or less uniform operation of the electrolysis plant 4 may be sensible. However, it may also be sensible to vary the operation of the electrolysis plant 4 over time, particularly if the costs for electrical energy fluctuate greatly.
  • the partial operating mode B6 for the hydrogen storage 6 - hereinafter also referred to as hydrogen storage operating mode B6 - 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 6 enables the operation of the DRI 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 partial operating mode B7 for the supply facility 7 - hereinafter also referred to as supply operating mode B7 - also includes, where applicable, the operating mode of the generating facility.
  • 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 expected final partial state Z7' may also include an expected final operating state of the generating device.
  • the expected final operating state is determined by the control device 8 by updating the current operating state in accordance with the operating mode of the generating device.
  • the control device 8 determines the value of a cost function K.
  • Various cost factors can be included in the cost function K.
  • the cost function K is defined as a weighted or unweighted sum of the individual cost factors. Cost factors are, for example, the costs for purchasing electrical energy from the supply network 2 and for the consumption of natural gas and/or ammonia.
  • the operating modes B1, B4, B6, B7 of the subsystems 1, 4, 6, 7 also represent such cost factors. Alternatively or in addition to the operating modes B1, B4, B6, B7 of the subsystems 1, 4, 6, 7, evaluations of the expected final states ZT, Z4', Z6', Z7' are also possible.
  • the productivity of the DRI system 1 also represents such a cost factor.
  • the productivity of the In addition to the quantity of pig iron or sponge iron produced, DRI Annex 1 can also be determined by quality characteristics of the pig iron or sponge iron produced.
  • 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 P1, 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-efficient operation, an assessment of the wear and tear of DRI plant 1, etc. Similar evaluations are also possible for electrolysis operating mode B4, hydrogen storage operating mode B6 and supply operating mode B7.
  • the assessment of the expected final system state ZT can include a portion that is determined, for example, by using an energetic state of the DRI system 1 - this also includes the energetic state of products located in the DRI system 1.
  • the control device 8 is able to determine the assessment of the expected final system state ZT taking into account an amount of energy that must be applied during the subsequent operation of the DRI system 1 beyond the forecast horizon PH.
  • the wear and tear incurred during the operation of the DRI 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 plant 4 that operates at a high temperature - also include a portion that is determined by using an energetic state of the electrolysis plant 4. Concentrations of electrolyte fluids and wear conditions can also be included in the evaluation.
  • the evaluation of the productivity of the DRI plant 1 is usually also 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.
  • the cost function K also includes costs that take into account the losses of hydrogen in the hydrogen storage facility 6. An analogous procedure is also possible for the supply facility 7 if necessary.
  • 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 other operations of DRI 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 other operations of DRI plant 1 can, for example, include the costs for other required input materials (starting materials) or the costs for the treatment of process media or costs due to environmental pollution, for example the costs for CO2 taxes.
  • the cost factor for other operations of DRI plant 1 can also include depreciation.
  • cost factors representing the costs for the remaining operation of the electrolysis plant 4 and the hydrogen storage facility 6 can also be taken into account.
  • the control device 8 solves an optimization problem.
  • the solution to the optimization problem is the combination of the partial operating modes B1, B4, B6, B7 - each considered over the production horizon PH where 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 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. This also applies in particular to the operating limits of the supply facility 7, for example the options for generating, storing and supplying ammonia.
  • a production plan for the electrolysis plant 4 is also taken into account.
  • the control device 8 takes into account that the speeds at which the proportions of hydrogen, natural gas and ammonia supplied to the DRI plant 1 can be changed are limited. The control device 8 therefore takes into account that the changes in these proportions take a certain amount of time. In principle, however, any division into hydrogen, natural gas and ammonia is possible. Furthermore, the control device 8 can take into account that a change in the division of hydrogen, natural gas and ammonia can influence the proportion of carbon in the sponge iron produced by the DRI system 1 and that this can influence subsequent processes, for example thermally and thus in particular in terms of their energy requirements. It is often advantageous to use a minimum proportion of natural gas. This can be ensured by an appropriate inequality constraint. Where applicable, varying the supply operating mode B7 also includes varying the operating mode of the generation facility.
  • the control device 10 can also take additional conditions into account.
  • conditions can be, for example, specifications for the expected final partial states ZT, Z4', Z6', Z7'.
  • it can be specified as a specification that the hydrogen storage 6 has a very specific filling level at the end of the forecast horizon PH or that the filling level of the hydrogen storage 6 at the end of the forecast horizon PH is within a predetermined range.
  • Analogous specifications are also possible for the supply device 7 if necessary.
  • Such conditions can be taken into account in particular by so-called equality constraints and/or inequality constraints.
  • Other conditions are also possible, for example 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.
  • the procedure according to FIG 2 means that the determination of the partial operating modes B1, B4, B6, B7 is repeated again and again with a specific forecast horizon PH.
  • the determination is therefore carried out in the sense of a permanent forecast and is continuously adapted to the expected price P and the production plan PP.
  • the overall system of FIG 3 has the same components as the overall system of FIG.
  • the overall system comprises an electrical energy storage device 11 as shown in FIG 3.
  • the energy storage device 11 is connected directly or indirectly to the supply network 2 at least for receiving electrical energy, and possibly also for delivering electrical energy.
  • the energy storage device 11 is also connected to the DRI system 1 and the electrolysis system 4 for delivering electrical energy.
  • the energy storage unit 11 absorbs electrical energy, it is always taken from the supply network
  • the energy storage unit 11 delivers electrical energy, it is used primarily to cover the needs of the DRI system 1 and the electrolysis system 4 and only secondarily to feed into the supply network 2. As a result, depending on whether the electrical energy delivered by the energy storage unit 11 is greater or smaller than the electrical energy consumed by the DRI system 1 and the electrolysis system 4, electrical energy can be temporarily fed into the supply network 2 or taken from the supply network 2.
  • the electrical energy storage device 11 is another subsystem of the overall system and is treated as such by the control device 8.
  • the integration of the electrical energy storage device 11 into the operating method is shown in FIG 4.
  • the steps S21 to S31 of FIG 4 correspond in principle to the steps S1 to S11 of FIG 2. According to the illustration in FIG 4, however, the control device 8 knows a current storage state Z11 of the electrical energy storage device 11 as a further current state Z11.
  • the partial state Z11 includes at least the charge state of the energy storage device 11, i.e. the extent to which the energy storage device 11 is charged.
  • the partial state Z11 can also include other variables, for example a temperature of the energy storage device 11 or a maximum possible or permissible charging and discharging current.
  • the partial state Z11 can include a wear state of the energy storage device 11.
  • the operating modes set and varied by the control device 8 also include a storage operating mode B11 for the electrical energy storage device 11.
  • the partial operating mode B11 for the energy storage device 11 - also referred to below as energy storage operating mode B11 - can in some cases also be set 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 11 does not fall below 0% and does not rise above 100% and that the design limits of the energy storage device 11 (for example the maximum charging current and the maximum discharging current) are observed.
  • the expected final states additionally include a final storage state Z1 T determined using the current storage state Z11 and the expected storage operating mode B11.
  • control device 8 also varies the memory operating mode B11 and, based on this, the expected final memory state Z11' as part of the optimization.
  • the control device 8 preferably also takes into account a minimum and a maximum charge state of the electrical energy storage device 11 and/or an average charge state of the electrical energy storage device 11. This can be taken into account by weighting deviations from the average charge state with a - albeit relatively small - factor in the cost function K and thus "penalizing" them. It can also be required that no energy is fed into the supply network 2 or that the energy drawn from the supply network 2 does not exceed a predetermined maximum value.
  • the evaluation of the expected final energy storage state Z1 T can include a portion that takes into account the wear and tear incurred by the operation of the energy storage device 11, i.e. the costs due to the wear and tear that occurs during the production horizon PH due to the storage operating mode B11.
  • FIGS. 5 and 6 A particularly advantageous embodiment of the present invention is explained below in conjunction with FIGS. 5 and 6.
  • the energy storage device 11 is required.
  • the forecast horizon PH is divided into a number of early time periods 12 and a number of late time periods 13.
  • the time periods 12, 13 can each have a duration of 15 minutes and there can also be 92 early time periods 12 and 4 late time periods.
  • the duration mentioned and also the number of early and late time periods 12, 13 are to be understood purely as examples.
  • step S26 of FIG. 4 can be designed as shown in FIG. 6.
  • step S26 of FIG 4 is divided into steps S41 and S42.
  • the control device 8 optimizes the operating modes B1, B4, B6, B7, B11 for the early time periods 12.
  • step S42 the control device 8 optimizes the operating modes B1, B4, B6, B7, B11 for the late time periods 13.
  • the difference between steps S41 and S42 is that when optimizing step S41, the control device 8 takes into account the additional boundary condition that the overall system draws an amount E12 of electrical energy from the electrical supply network 2 that is predetermined for the respective early time period 12 during the early time periods 12.
  • the amount E12 can indeed be determined individually for the respective early time period 12. However, it is known.
  • the operating mode B11 of the electrical energy storage device 11 is therefore determined in such a way that the respective amount E of electrical energy drawn from the supply network 2 during the respective early time period 12 corresponds to this value. In step S42, however, no such boundary condition is taken into account.
  • the amount of electrical energy The amount of electrical energy that the entire system draws from the electrical supply network 2 is adjusted during the late time periods 13 in accordance with the optimization of the operating modes B1, B4, B6, B7, B11.
  • the control device 8 also varies the storage operating mode B11 and, based on this, the expected final storage state Z11'.
  • step S43 the control device 8 orders energy quantities for the late time periods 13 from an energy exchange.
  • step S44 the control device 8 assigns the corresponding energy quantities to the corresponding late time periods 13, i.e., for the late time periods 13, it specifies the corresponding quantities of electrical energy that are to be drawn from the electrical supply network 2 during the last time periods 13.
  • FIG 3 also shows a further extension of the overall system of FIG 1.
  • the overall system has a power generation device 14 as a further subsystem.
  • the power generation device 14 can be used to generate electrical energy in a regenerative manner - that is, with sunlight or wind power, possibly also with hydropower or geothermal energy.
  • the power generation device 14 is connected directly or indirectly to the other subsystems 1, 4, 11 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 14, can be regarded as a component of the power generation device 14. It is not shown in FIG 3.
  • the supply of electrical energy from the power generation device 14 to the subsystems 1, 4, 11 is preferably possible without a detour via the supply network 2.
  • step S51 precedes step S24. It can be immediately preceded by step S24 as shown in FIG. 7. 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 14. Such a forecast can be made, for example, using a local weather forecast for the location of the power generation device 14.
  • step S26 in the cost function K, the expected power generation capacity that can be generated by the power generation device 14 electrical energy is taken into account. This results in other partial operating modes B1, B4, B6, B7, B11 in step S27, for which the cost function K is minimal.
  • a function v and a target electrical power P* 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 P* is multiplied by the function v.
  • the result is the actual electrical power P with which the DRI system 1 is operated:
  • v is defined for positive values of 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 DRI system 1.
  • the current value of vmin takes into account that it is not possible to arbitrarily reduce the actual power P in every state of the DRI system 1. Rather, this depends on the state of the DRI system 1.
  • the state of the DRI system 1 must therefore be known to the control device 8. As a rule, an attempt will be made to operate the DRI system 1 as evenly as possible.
  • the value of vmin will usually be just below 1.
  • the total electrical energy requirement of the DRI system 1 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 DRI system 1 independently. Alternatively, the total electrical energy requirement of the DRI system 1 can be specified, for example, or determined via the energy balance (radiation) of the DRI system 1.
  • the function v can be used by the control device 8 to influence the operation of the DRI system 1.
  • the extent to which the sponge iron is produced decreases if the function v has a value below 1.
  • the control device 8 can therefore determine the associated time delay T and evaluate it accordingly:
  • Ka k1 + k2T.
  • 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.
  • T is the time difference by which the production of DRI plant 1 is reduced to produce a certain amount of sponge iron, for example in minutes.
  • the cost factor Ka is offset by a considerable potential for saving energy costs, provided that it is possible to shift a high consumption of electrical energy in the DRI system 1 to times when the electrical energy obtained from the supply network 2 is inexpensive.
  • the advantages of the present invention become apparent, i.e. when the operation of the DRI system 1, the electrolysis system 4, the hydrogen storage device 6, the supply device 7 and possibly also the electrical energy storage device 11 are optimized together.
  • the advantages can be even greater if electricity can also be generated independently by means of the power generation device 14.
  • the cost share Kb that is caused for the DRI system 1 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 k3(t)P(t) (3).
  • k3 is a factor that is dependent at least on the time t and reflects the costs for purchasing electrical energy from the supply network 2.
  • the cost share determined for DRI Annex 1 as a whole is the sum of the cost shares explained above.
  • the electrolysis plant 4 produces hydrogen and releases it, the hydrogen storage 6 absorbs hydrogen and releases it. It is 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 pressurize the hydrogen into the hydrogen storage 6. This energy can usually no longer be recovered when the hydrogen is removed from the hydrogen storage 6.
  • the - common - costs for operating the electrolysis plant 4 and the hydrogen storage facility 6 can be determined, for example, by integrating the respective current costs over the production horizon PH.
  • the current costs can be determined as k3(t)P'(t) + k4H'(t) (4).
  • k3 is the factor already explained in connection with equation 3.
  • P' is the electrical energy drawn from the supply network 2.
  • the factor k5 is a constant. If necessary, the factor k5 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 t. If necessary, the wear and tear of the electrolysis plant 4 can also be taken into account in the costs.
  • the costs for producing ammonia from hydrogen and for storing the ammonia can also be taken into account. It is just that the production of ammonia requires not only energy, but also hydrogen. The nitrogen required can usually be taken from air. However, costs may be incurred for the separation of oxygen and other gases from the air. Any wear and tear on the production equipment can also be taken into account.
  • the power generation device 14 is directly assigned to the other subsystems 1, 4, 6, 7 and possibly 11, i.e. in particular the electrical energy generated by the power generation device 14 can be fed to the subsystems 1, 4, 6, 7 and possibly 11 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, 7 and possibly 11, the electrical energy is fed into the supply network 2. In this case in particular, the costs for the power generation device 14 can even be negative.
  • the present invention has many advantages.

Landscapes

  • Business, Economics & Management (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Economics (AREA)
  • Human Resources & Organizations (AREA)
  • Strategic Management (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Marketing (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • General Business, Economics & Management (AREA)
  • Tourism & Hospitality (AREA)
  • Public Health (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Primary Health Care (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Development Economics (AREA)
  • Game Theory and Decision Science (AREA)
  • Entrepreneurship & Innovation (AREA)
  • Operations Research (AREA)
  • Quality & Reliability (AREA)
  • Electrolytic Production Of Non-Metals, Compounds, Apparatuses Therefor (AREA)
  • Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)

Abstract

Ein Gesamtsystem umfasst als Teilsysteme eine DRI-Anlage (1), eine Elektrolyseanlage (4), einen Wasserstoffspeicher (6) und eine Versorgungseinrichtung (7). Die DRI-Anlage (1) und die Elektrolyseanlage (4) sind zum Bezug elektrischer Energie mit einem elektrischen Versorgungsnetz (2) verbunden, die DRI-Anlage (1), die Elektrolyseanlage (4) und der Wasserstoffspeicher (6) zum Transfer von Wasserstoff, die DRI-Anlage (1) und die Versorgungseinrichtung (7) zum Zuführen von Erdgas und/oder Ammoniak zur DRI-Anlage (1). Einer Steuereinrichtung (8) sind aktuelle Zustände (Z1, Z4, Z6, Z7) der Teilsysteme (1, 4, 6, 7), für einen Prognosehorizont (PH) zumindest ein gewünschter Produktionsplan (PP) der DRI-Anlage (1), ein zumindest erwarteter Preis (B1) für über das elektrische Versorgungsnetz (2) bezogene elektrische Energie und ein zumindest erwarteter Preis (P2, B3) für das Erdgas und/oder den Ammoniak 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 die Teilsysteme (1, 4, 6, 7) unter Verwertung der aktuellen Zustände (Z1, Z4, Z6, Z7) und der Betriebsweisen (B1, B4, B6, B7) erwartete finale Zustände (Z1', Z4', Z6', Z7'). 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'), so dass eine Kostenfunktion (K) minimiert wird. In die Kostenfunktion (K) gehen die Kosten für den Bezug elektrischer Energie aus dem elektri- schen Versorgungsnetz (2) und für den Verbrauch an Erdgas und/oder Ammoniak sowie Verluste an im Wasserstoffspeicher (6) befindlichen Wasserstoff ein. Weiterhin gehen in die Kostenfunktion (K) die Betriebsweisen (B1, B4, B6, B7) der Teilsysteme (1, 4, 6, 7) und/oder Bewertungen der erwarteten finalen Zustände (Z1', Z4', Z6', Z7') der Teilsysteme (1, 4, 6, 7) ein. Weiterhin geht in die Kostenfunktion (K) eine Produktivität der DRI-Anlage (1) ein. Die Steuereinrichtung (8) betreibt die Teilsysteme (1, 4, 6, 7) zumindest für den Beginn des Prognosehorizonts (PH) gemäß der variierten Betriebsweisen (B1, B4, B6, B7).

Description

Beschreibung
Bezeichnung der Erfindung
Kosteneffizienter Betrieb einer DRI-Anlage 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 DRI-Anlage, eine Elektrolyseanlage und einen Wasserstoffspeicher umfasst,
- wobei die DRI-Anlage und die Elektrolyseanlage zum Bezug elektrischer Energie direkt oder indirekt mit einem elektrischen Versorgungsnetz verbunden sind,
- wobei die DRI-Anlage, die Elektrolyseanlage und der Wasserstoffspeicher zum Transfer von Wasserstoff direkt oder indirekt miteinander verbunden sind.
Die vorliegende Erfindung geht weiterhin aus von einem Steuerprogramm für eine Steuereinrichtung für ein Gesamtsystem,
- wobei das Gesamtsystem als Teilsysteme eine DRI-Anlage, eine Elektrolyseanlage und einen Wasserstoffspeicher umfasst,
- wobei die DRI-Anlage und die Elektrolyseanlage zum Bezug elektrischer Energie direkt oder indirekt mit einem elektrischen Versorgungsnetz verbunden sind,
- wobei die DRI-Anlage, 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 DRI-Anlage, eine Elektrolyseanlage und einen Wasserstoffspeicher umfasst,
- wobei die DRI-Anlage und die Elektrolyseanlage zum Bezug elektrischer Energie direkt oder indirekt mit einem elektrischen Versorgungsnetz verbunden sind,
- wobei die DRI-Anlage, 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 DRI-Anlage, eine Elektrolyseanlage und einen Wasserstoffspeicher umfasst,
- wobei die DRI-Anlage und die Elektrolyseanlage zum Bezug elektrischer Energie direkt oder indirekt mit einem elektrischen Versorgungsnetz verbunden sind,
- wobei die DRI-Anlage, 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 - allerdings nicht speziell für eine DRI-Anlage, sondern nur für andere Anlagen der Stahlindustrie - 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 WO 2021/183 022 A1 ist ein Betriebsverfahren für ein Gesamtsystem bekannt, das als Teilsysteme eine DRI-Anlage, eine Elektrolyseanlage, einen Wasserstoffspeicher und eine Versorgungseinrichtung umfasst. Die DRI-Anlage und die Elektrolyseanlage sind mit einem elektrischen Versorgungsnetz verbunden. Weiterhin sind die DRI-Anlage, die Elektrolyseanlage und der Wasserstoffspeicher zum Transfer von Wasserstoff miteinander verbunden und sind die DRI-Anlage und die Versorgungseinrichtung zum Zuführen eines weiteren Gases zur DRI- Anlage miteinander verbunden. Das weitere Gas ist ein Synthesegas, das mittels einer weiteren Elektrolyseanlage erzeugt und gegebenenfalls zwischengespeichert wird.
Aus der US 2015/0 259 760 A1 ist ein Betriebsverfahren für ein Gesamtsystem bekannt, wobei das Gesamtsystem als Teilsysteme eine DRI-Anlage, eine Elektrolyseanlage, einen Wasserstoffspeicher und eine Versorgungseinrichtung umfasst. Die DRI-Anlage, die Elektrolyseanlage und der Wasserstoffspeicher sind zum Transfer von Wasserstoff direkt oder indirekt miteinander verbunden. Weiterhin sind die DRI-Anlage und die Versorgungseinrichtung zum Zuführen von Erdgas und/oder Ammoniak zur DRI-Anlage miteinander verbunden. Das Gesamtsystem wird mittels einer prädiktiven Steuerung gesteuert.
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. Dies gilt gleichermaßen für DRI-Anlagen und andere Anlagen der Stahlindustrie. 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.
Die Kosten für den Betrieb des Gesamtsystems werden jedoch von einer Vielzahl weiterer Faktoren bestimmt. Die Vorgehensweisen des Standes der Technik sind daher nur suboptimal. In dem oben genannten Fachaufsatz ist zwar ausgeführt, dass die dortige Anlage der Stahlindustrie, die Elektrolyseanlage und ein elektrischer 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 DRI- Anlage, eine Elektrolyseanlage und einen Wasserstoffspeicher 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 8.
Zunächst umfasst das Gesamtsystem - zusätzlich zu den obenstehend genannten Teilsystemen - als (weiteres) Teilsystem eine Versorgungseinrichtung. Die DRI-Anlage und die Versorgungseinrichtung sind zum Zuführen von Erdgas und/oder Ammoniak zur DRI-Anlage miteinander verbunden. Weiterhin wird ein Betriebsverfahren der eingangs genannten Art dadurch ausgestaltet,
- dass einer das Gesamtsystem steuernden Steuereinrichtung als aktuelle Zustände ein aktueller Anlagenzustand der DRI-Anlage, ein aktueller Elektrolysenzustand der Elektrolyseanlage, ein aktueller Wasserstoffspeicherzustand des Wasserstoffspeichers und ein aktueller Versorgungszustand der Versorgungseinrichtung bekannt sind,
- dass der Steuereinrichtung für einen Prognosehorizont zumindest ein gewünschter Produktionsplan der DRI-Anlage, ein zumindest erwarteter Preis für über das elektrische Versorgungsnetz bezogene elektrische Energie und ein zumindest erwarteter Preis für das Erdgas und/oder den Ammoniak bekannt sind,
- dass die Steuereinrichtung für den Prognosehorizont Betriebsweisen ansetzt und für das Ende des Prognosehorizonts erwartete finale Zustände ermittelt,
- dass die Betriebsweisen eine Anlagenbetriebsweise für die DRI-Anlage, eine Elektrolysenbetriebsweise für die Elektrolyseanlage, eine Wasserstoffspeicherbetriebsweise für den Wasserstoffspeicher und eine Versorgungsbetriebsweise für die Versorgungseinrichtung umfassen,
- dass 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 Wasserstoffspeicherzustands und der angesetzten Wasserstoffspeicherbetriebsweise ermittelten erwarteten finalen Wasserstoffspeicherzustand und einen unter Verwertung des aktuellen Versorgungszustands und der angesetzten Versorgungsbetriebsweise ermittelten erwarteten finalen Versorgungszustand umfassen, - dass die Steuereinrichtung für den Prognosehorizont die angesetzten Betriebsweisen und hierauf aufbauend die erwarteten finalen Zustände variiert, so dass eine Kostenfunktion minimiert wird,
- dass in die Kostenfunktion die Kosten für den Bezug elektrischer Energie aus dem elektrischen Versorgungsnetz, für den Verbrauch an Erdgas und/oder Ammoniak und Verluste an im Wasserstoffspeicher befindlichem Wasserstoff eingehen und weiterhin die Betriebsweisen der DRI-Anlage, der Elektrolyseanlage, des Wasserstoffspeichers und der Versorgungseinrichtung und/oder Bewertungen der erwarteten finalen Zustände eingehen und weiterhin eine Produktivität der DRI-Anlage eingeht und
- dass die Steuereinrichtung die Teilsysteme zumindest für den Beginn des Prognosehorizonts gemäß der jeweiligen variierten Betriebsweise betreibt.
Die Erfindung geht aus von der Erkenntnis, dass eine DRI-Anlage alternativ mit Wasserstoff, Erdgas oder Ammoniak betrieben werden kann und demzufolge auch der Verbrauch an Erdgas und Ammoniak und die damit verbundenen Kosten und auch die Kosten für den Betrieb der entsprechenden Versorgungseinrichtung mit in die Optimierung einbezogen werden können.
Die Versorgungseinrichtung kann nach Bedarf aufgebaut sein. Beispielsweise kann die Versorgungseinrichtung, soweit es Erdgas betrifft, einen Tank für das Erdgas umfassen und/oder an ein Gasversorgungsnetz angeschlossen sein. Alternativ oder zusätzlich kann die Versorgungseinrichtung, soweit es Ammoniak betrifft, eine Erzeugungseinrichtung für Ammoniak umfassen. Dies ist aber nicht zwingend erforderlich. Auch eine Speichereinrichtung für Ammoniak ist möglich.
Der Anlagenzustand der DRI-Anlage beschreibt in dem erforderlichen Ausmaß den Zustand der DRI-Anlage. Der Anlagenzustand kann beispielsweise umfassen, welche Materialien sich in welchem Zustand momentan in der DRI-Anlage befinden und in welchem Zustand sich Aggregate der DRI-Anlage befinden.
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 aktuelle Versorgungszustand beschreibt in dem erforderlichen Ausmaß den Zustand der Versorgungseinrichtung. Soweit die Versorgungseinrichtung Tanks aufweist, kann der Zustand beispielsweise - analog zum Wasserstoffspeicher - Füllgrade oder Füllstände der Tanks umfassen. Gegebenenfalls können auch weitere Daten wie beispielsweise maximale Füll- oder Entnahmeraten oder Verlustraten oder Lieferraten definiert sein. Auch kann der Versorgungszustand einen Verschleißgrad der Versorgungseinrichtung umfassen.
Der Produktionsplan der DRI-Anlage legt fest, in welchem Ausmaß mittels der DRI-Anlage Eisen bzw. Eisenschwamm erzeugt werden soll. Gegebenenfalls legt der Produktionsplan auch fest, welche Zwischenprodukte erzeugt werden sollen. Weiterhin kann der Produktionsplan auch geplante Stillstände der DRI-Anlage oder von Teilen der DRI-Anlage festlegen. Ein geplanter Stillstand kann beispielsweise zu Wartungszwecken erforderlich sein.
Die Formulierung, dass die Preise für die elektrische Energie bzw. das Erdgas und/oder Ammoniak „zumindest erwartet“ sind, umfasst einerseits den Fall, dass es sich um eine auf bekannten tatsächlichen Sachverhalten basierende Schätzung handelt. Derartige bekannte tatsächliche Sachverhalte können beispielsweise historische Daten vorheriger vergleichbarer Zeiträume oder - insbesondere für die elektrische Energie - eine Wettervorhersage sein. Es kann sich aber auch um einen tatsächlich bekannten Preis handeln, so dass der Preis also nicht nur erwartet wird, sondern auch tatsächlich gegeben ist.
Die Anlagenbetriebsweise für die DRI-Anlage ist etwas anderes als der Produktionsplan. Insbesondere definiert die Anlagenbetriebsweise für jeden Zeitpunkt, wie die DRI-Anlage betrieben (= gesteuert) wird. Die Anlagenbetriebsweise ist also in zeitlicher Hinsicht kontinuierlich („um 17:52:43 Uhr wird die DRI-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 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 DRI-Anlage verbraucht Wasserstoff und/oder Erdgas und/oder Ammoniak. Die Elektrolyseanlage produziert Wasserstoff. Wenn außer der DRI-Anlage und der Elektrolyseanlage keine weiteren Erzeuger und Verbraucher für Wasserstoff vorhanden sind, ist die Wasserstoffspeicherbetriebsweise für den Wasserstoffspeicher eine abhängige Betriebsweise, da sie schlicht- weg die Differenz zwischen dem von der DRI-Anlage 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 Versorgungsbetriebsweise für die Versorgungseinrichtung definiert in analoger Weise für jeden Zeitpunkt, wie die Versorgungseinrichtung betrieben (= gesteuert) wird.
Die erwarteten finalen Zustände für das Ende des Prognosehorizonts ermittelt die Steuereinrichtung ausgehend von den jeweiligen 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 DRI-Anlage. 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 beispielsweise erzwungen werden, welchen Zustand Teilsysteme des Gesamtsystems am Ende des Prognosehorizonts aufweisen. Ein derartiger Zustand kann im Falle des 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. Zunächst gehen in die Kostenfunktion 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 der Bezugspreis für elektrische Energie beispielsweise aufgrund eines temporären Überangebots zeitweise negativ wird. Weiterhin gehen in die Kostenfunktion die Kosten für den Verbrauch an Erdgas und/oder Ammoniak ein. Auch gehen in die Kostenfunktion Verluste an im Wasserstoffspeicher (6) befindlichem Wasserstoff eingehen. Letzteres berücksichtigt den Umstand, dass bei längerer Speicherung von Wasserstoff nicht vernachlässigbare Verluste auftreten. 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.
Weiterhin gehen in die Kostenfunktion die Betriebsweisen der verschiedenen Teilsysteme und/oder Bewertungen der erwarteten finalen Zustände ein. Die Bewertung des erwarteten finalen Anlagenzustands kann durch Verschleiß bedingte Kosten der DRI-Anlage 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 DRI-Anlage befindlichen Produkten ermittelt wird. Eine ähnliche Bewertung ist für die Elektrolyseanlage möglich. Bezüglich des Wasserstoffspeichers und der Versorgungseinrichtung kann in die Bewertung insbesondere ein Verschleiß eingehen. Weiterhin kann die Bewertung des erwarteten finalen Wasserstoffspeicherzustands einen Anteil umfassen, der unter Verwertung einer durch die Wasserstoffspeicherbetriebsweise bewirkten Degradation des Wasserstoffspeichers ermittelt wird, also einer Verschlechterung der Leistungsfähigkeit des Wasserstoffspeichers. Gleiches gilt für etwaige Speicher der Versorgungseinrichtung.
Weiterhin geht in die Kostenfunktion eine Produktivität der DRI-Anlage ein.
Vorzugsweise umfasst das Gesamtsystem als weiteres Teilsystem einen elektrischen Energiespeicher, der zur Übertragung elektrischer Energie direkt oder indirekt mit der DRI-Anlage, der Elektrolyseanlage und dem elektrischen Versorgungsnetz verbunden ist. In diesem Fall ist der Steuereinrichtung als weiterer aktueller Zustand ein aktueller Speicherzustand des elektrischen Energiespeichers bekannt und umfassen die von der Steuereinrichtung angesetzten und variierten Betriebsweisen zusätzlich eine Speicherbetriebsweise für den elektrischen Energiespeicher. Auch umfassen die erwarteten finalen Zustände zusätzlich einen unter Verwertung des aktuellen Speicherzustands und der angesetzten Speicherbetriebsweise ermittelten finalen Speicherzustand. Schließlich variiert die Steuereinrichtung auch die Speicherbetriebsweise und hierauf aufbauend den erwarteten finalen Speicherzustand.
Das Vorsehen eines elektrischen Energiespeichers und dessen Einbindung in die Optimierung verbessern in erheblichem Umfang die Flexibilität, mit welcher der Bezug an elektrischer Ener- gie aus dem Versorgungsnetz gesteuert werden kann. Denn entscheidend für die effiziente Verwendung des elektrischen Energiespeichers und des Wasserstoffspeichers im Rahmen der vorliegenden Erfindung sind zum einen der - erwartete - zukünftige elektrische Energiebedarf der DRI-Anlage und zum anderen der - erwartete - zukünftige Preis für aus dem Versorgungsnetz bezogene elektrische Energie.
Der Energiespeicherzustand beschreibt - ähnlich zu den anderen Zuständen - 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.
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 DRI-Anlage und der Elektrolyseanlage übersteigt, so dass im Ergebnis elektrische Energie in das Versorgungsnetz eingespeist wird.
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 Energiemengen 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 jedoch die Abrechnung des tatsächlichen Leistungsbezugs aus dem Versorgungsnetz von einem zuvor vereinbarten Tarif ab, nämlich dann, wenn eine andere als die zuvor gekaufte Leistungsmenge bezogen wird. So wird beispielsweise der Energiebezug vom Spotmarkt zwar stundenweise gekauft, die Abrechnung erfolgt jedoch viertelstundenweise. Wird die zuvor gekaufte Energiemenge bezogen, wird auch der vereinbarte Tarif abgerechnet. Wird hingegen mehr oder weniger Energie 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 Versor- gungsnetzes beschafft werden musste oder ob und gegebenenfalls mit welchem Aufwand von dem Betreiber des Versorgungsnetzes gekaufte, aber nicht bezogene elektrische Energie anderweitig verwertet werden konnte.
Um eine zuverlässige Ermittlung der Kosten vornehmen zu können, ist daher vorzugsweise der Prognosehorizont in eine Anzahl von zeitlich frühen Zeitabschnitten und eine Anzahl von zeitlich späten Zeitabschnitten unterteilt. Die Anzahl an frühen und die Anzahl an späten Zeitabschnitten können nach Bedarf bestimmt sein. Wenn - beispielsweise - 24 Stunden vorher gekauft wird und viertelstundenweise abgerechnet wird, ist die Zeitdauer eines einzelnen Zeitabschnitts 15 Minuten, wobei der Prognosehorizont 96 frühe und 4 späte Zeitabschnitte aufweist.
Für die zeitlich frühen Zeitabschnitte ermittelt die Steuereinrichtung die Speicherbetriebsweise derart, dass das Gesamtsystem während der zeitlich frühen Zeitabschnitte eine für den jeweiligen zeitlich frühen Zeitabschnitt vorbestimmte Menge an elektrischer Energie aus dem elektrischen Versorgungsnetz bezieht. Dadurch wird für die zeitlich frühen Zeitabschnitte eine vorab durchgeführte zuverlässige Ermittlung der Kosten für den Bezug an elektrischer Energie möglich. Weiterhin variiert die Steuereinrichtung zumindest für die zeitlich späten Zeitabschnitte auch die Speicherbetriebsweise und hierauf aufbauend den erwarteten finalen Speicherzustand.
Ihre vollen Vorteile zeigt die soeben erläuterte Vorgehensweise in dem Fall, dass die Steuereinrichtung für die zeitlich späten Zeitabschnitte Mengen an elektrischer Energie festlegt, die während der zeitlich letzten Abschnitte jeweils aus dem elektrischen Versorgungsnetz bezogen werden sollen. Denn dadurch wird auch für die späten Zeitabschnitte erreicht, dass der beispielsweise an einem Spotmarkt gekaufte Energiebezug - weder mehr noch weniger - tatsächlich benötigt und abgenommen wird.
Die Festlegung kann beispielsweise basierend auf den Betriebsweisen der weiteren Teilsysteme (also ohne den elektrischen Energiespeicher) während der zeitlich späten Zeitabschnitte, einem Soll-Speicherzustand des elektrischen Energiespeichers und einer Abweichung eines erwarteten Speicherzustands zum Zeitpunkt des Übergangs von den zeitlich frühen Zeitabschnitten zu den zeitlich späten Zeitabschnitten vorgenommen werden. In die Festlegung kann insbesondere auch der Preis für die elektrische Energie eingehen, unter Umständen sogar zusätzlich auch der Preis für den fossilen Energieträger. Gegebenenfalls kann die Steuereinrichtung auch aktiv in die Preisgestaltung eingreifen, vergleiche die am selben Tag wie die vorliegende Anmeldung eingereichte Patentanmeldung der Anmelderin mit dem Titel „Kosteneffizienter Betrieb einer Anlage der Stahlindustrie und weiterer Teilsysteme eines Gesamtsystems“.
Vorzugsweise berücksichtigt die Steuereinrichtung beim Variieren der Betriebsweise einen minimalen und einen maximalen Ladezustand des elektrischen Energiespeichers und/oder einen mittleren Ladezustand des elektrischen Energiespeichers. 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 jederzeit und in beide Richtungen - sowohl zum Aufnehmen von elektrischer Energie als auch zum Abgeben von elektrischer Energie - eine gewisse Kapazität aufweist, so dass auf Störungen beim Betrieb der DRI-Anlage und/oder der Elektrolyseanlage - gegebenenfalls auch bei Störungen des Versorgungsnetzes oder anderen Einrichtungen - durch eine geänderte Betriebsweise des elektrischen Energiespeichers reagiert werden kann.
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 DRI-Anlage, der Elektrolyseanlage und dem elektrischen Versorgungsnetz verbunden, in der Regel auch mit dem elektrischen Energiespeicher. 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.
Vorzugsweise berücksichtigt die Steuereinrichtung beim Variieren der Betriebsweisen 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 Wasserstoffspeicher jederzeit und in beide Richtungen - sowohl zum Aufnehmen von Wasserstoff als auch zum Abgeben von Wasserstoff - eine gewisse Kapazität aufweist, so dass auf Störungen beim Betrieb der DRI-Anlage und/oder der Elektrolyseanlage - gegebenenfalls auch bei Störungen des Versorgungsnetzes oder anderen Einrichtungen - durch eine geänderte Betriebsweise des Wasserstoffspeichers reagiert werden kann.
Es kann von Vorteil sein, wenn die Versorgungseinrichtung eine Erzeugungseinrichtung zum Erzeugen von Ammoniak mit oder ohne zugeordneten Speicher für Ammoniak umfasst. In diesem Fall ist die Erzeugungseinrichtung zur Übertragung elektrischer Energie direkt oder indirekt mit der DRI-Anlage, der Elektrolyseanlage und dem elektrischen Versorgungsnetz verbunden. Weiterhin umfasst in diesem Fall der aktuelle Versorgungszustand einen aktuellen Betriebszustand der Erzeugungseinrichtung, umfasst die Versorgungsbetriebsweise die Betriebsweise der Erzeugungseinrichtung und umfasst der finale erwartete Versorgungszustand einen erwarteten finalen Betriebszustand der Erzeugungseinrichtung, wobei der finale erwartete Betriebszustand der Erzeugungseinrichtung von der Steuereinrichtung durch Fortschreibung des aktuellen Betriebszustands entsprechend der Betriebsweise der Erzeugungseinrichtung ermittelt wird. Somit umfasst das Variieren der Versorgungsbetriebsweise auch ein Variieren der Betriebsweise der Erzeugungseinrichtung.
Die Aufgabe wird weiterhin durch ein Steuerprogramm mit den Merkmalen des Anspruchs 9 gelöst. Erfindungsgemäß umfasst das gesteuerte Gesamtsystem - zusätzlich zu den obenste- hend genannten Teilsystemen - als (weiteres) Teilsystem eine Versorgungseinrichtung. Die DRI-Anlage und die Versorgungseinrichtung sind zum Zuführen von Erdgas und/oder Ammoniak zur DRI-Anlage 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 10 gelöst. Erfindungsgemäß umfasst das gesteuerte Gesamtsystem - zusätzlich zu den obenste- hend genannten Teilsystemen - als (weiteres) Teilsystem eine Versorgungseinrichtung. Die DRI-Anlage und die Versorgungseinrichtung sind zum Zuführen von Erdgas und/oder Ammoniak zur DRI-Anlage 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 11 gelöst. Erfindungsgemäß ist vorgesehen,
- dass das gesteuerte Gesamtsystem - zusätzlich zu den obenstehend genannten Teilsystemen - als (weiteres) Teilsystem eine Versorgungseinrichtung umfasst,
- dass die DRI-Anlage und die Versorgungseinrichtung zum Zuführen von Erdgas und/oder Ammoniak zur DRI-Anlage 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 Ablaufdiagramm,
FIG 5 einen Zeitstrahl,
FIG 6 ein Ablaufdiagramm und
FIG 7 ein Ablaufdiagramm.
Beschreibung der Ausführungsformen
Gemäß FIG 1 umfasst ein Gesamtsystem als Teilsystem eine DRI-Anlage 1 (DRI = direct reduction of iron). In der DRI-Anlage 1 wird aus Eisenerz Eisenschwamm hergestellt. Die DRI- Anlage 1 benötigt entsprechend der Produktion permanent eine Zufuhr von Wasserstoff, Erdgas und/oder Ammoniak sowie von elektrischer Energie.
Die elektrische Energie kann die DRI-Anlage 1 aus einem elektrischen Versorgungsnetz 2 beziehen, mit dem die DRI-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. Die DRI-Anlage 1 und die Elektrolyseanlage 4 sind 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 6. Der Wasserstoffspeicher 6 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 6 im Sinne der vorliegenden Erfindung dienen. Im Falle eines eigenen, dedizierten Speichers kann der Speicher alternativ überirdisch oder unterirdisch angeordnet sein. Der Wasserstoffspeicher 6 ist zum Aufnehmen von Wasserstoff direkt oder indirekt mit der Elektrolyseanlage 4 verbunden und zum Abgeben von Wasserstoff direkt oder indirekt mit der DRI-Anlage 1 verbunden. Aufgrund des Wasserstoffspeichers 6 sind der Betrieb der DRI-Anlage 1 und der Elektrolyseanlage 4 flexibler gestaltbar.
Es ist möglich, dass der von der Elektrolyseanlage 4 erzeugte Wasserstoff stets dem Wasserstoffspeicher 6 zugeführt wird und der von der DRI-Anlage 1 benötigte Wasserstoff stets von dem Wasserstoffspeicher 6 geliefert wird, so dass der Wasserstoffspeicher 6 sozusagen als Umschlagstation für den Wasserstoff dient. Es ist aber auch eine direkte Verbindung der DRI- Anlage 1 und der Elektrolyseanlage 4 möglich.
Das Gesamtsystem umfasst als weiteres Teilsystem eine Versorgungseinrichtung 7. Die DRI- Anlage 1 und die Versorgungseinrichtung 7 sind zum Zuführen von Erdgas und/oder Ammoniak zur DRI-Anlage 1 miteinander verbunden.
FIG 1 zeigt eine einfache Ausgestaltung der Versorgungseinrichtung 7, bei der zur Speicherung von Erdgas und Ammoniak jeweils eine Speichereinrichtung 7a, 7b vorhanden sind. Es sind aber auch alternative Ausgestaltungen möglich. Beispielsweise kann die Versorgungseinrichtung 7 einen Anschluss an ein Versorgungsnetz für Erdgas aufweisen. In diesem Fall kann - nicht aber muss - die Speichereinrichtung 7a entfallen. Ebenso kann die Versorgungseinrichtung 7 eine Erzeugungseinrichtung zum Erzeugen von Ammoniak aufweisen. In diesem Fall kann - nicht aber muss - die Speichereinrichtung 7b entfallen. Weiterhin zeigt FIG 1 eine Ausgestaltung der Versorgungseinrichtung 7, die der DRI-Anlage 1 sowohl Erdgas als auch Ammoniak zuführen kann. Es ist jedoch ebenfalls möglich, dass die Versorgungseinrichtung 7 der DRI-Anlage 1 nur entweder Erdgas oder Ammoniak zuführen kann.
Wenn die Erzeugungseinrichtung zum Erzeugen von Ammoniak umfasst, ist in aller Regel auch die Erzeugungseinrichtung zur Übertragung elektrischer Energie direkt oder indirekt mit der DRI-Anlage 1 , der Elektrolyseanlage 4 und dem elektrischen Versorgungsnetz 2 verbunden. Es ist möglich, dass diese Erzeugungseinrichtung zur Herstellung des Ammoniaks aus Stickstoff und Wasserstoff mit der Elektrolyseanlage 4 und/oder dem Wasserstoffspeicher 6 verbunden ist.
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 ge- meinsam steuert. Die Steuereinrichtung 8 kann jedoch ebenso für die Steuerung der Teilsysteme 1 , 4, 6 und 7 jeweils eine eigene Teil-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 Teilzustands Z1 , Z4, Z6, Z7 stimmt mit dem Bezugszeichen des jeweiligen Teilsystems 1 , 4, 6 und 7 überein.
Beispielsweise kann der Teilzustand Z1 den Produktionsfortschritt der DRI-Anlage 1 umfassen. Der Teilzustand Z1 kann weiterhin umfassen, welche Materialien sich in welchem Zustand momentan in der DRI-Anlage 1 befinden.
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 Füllstand des Wasserstoffspeichers 6, also das Ausmaß, zu dem der Wasserstoffspeichers 6 gefüllt ist. Der Teilzustand Z6 kann auch weitere Größen umfassen, beispielsweise eine Temperatur und/oder einen Gasdruck des Wasserstoffspeichers 6 oder einen maximal möglichen oder zulässigen Fluss an Wasserstoffstrom beim Füllen und Entleeren des Wasserstoffspeichers 6.
Ähnliche Ausführungen können für den Teilzustand Z7 der Versorgungseinrichtung 7 gelten. Falls die Versorgungseinrichtung 7 die Erzeugungseinrichtung zum Erzeugen von Ammoniak umfasst, umfasst der aktuelle Versorgungszustand Z7 auch einen aktuellen Betriebszustand der Erzeugungseinrichtung.
In einem Schritt S2 wird der Steuereinrichtung 8 ein gewünschter Produktionsplan PP der DRI- 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 DRI-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 eine Menge an Roheisen umfassen, die pro Stunde oder pro Tag mittels der DRI-Anlage 1 produziert werden soll. Der Produktionsplan PP kann auch festlegen, welche Menge an Kohlenstoff in dem erzeugten Roheisen bzw. Eisenschwamm mindestens enthalten sein soll und/oder welche Menge an Stickstoff in dem erzeugten Roheisen bzw. Eisenschwamm höchstens enthalten sein soll.
In einem Schritt S3 werden der Steuereinrichtung 8 Daten D bekannt. Durch die Daten D ist für den Prognosehorizont PH ein zumindest erwarteter Preis P1 für elektrische Energie bestimmt, soweit die elektrische Energie aus dem Versorgungsnetz 2 bezogen wird. Durch die Daten D sind weiterhin zumindest erwartete Preise P2, P3 für das Erdgas und/oder den Ammoniak bestimmt. Die Preise P1 bis P3 sind zumindest als Funktion der Zeit t definiert. Sie können auch von weiteren Umständen abhängig sein.
Gegebenenfalls können der Produktionsplan PP und die Daten D für die Preise P1 bis P3 der Steuereinrichtung 8 in den Schritten S2 und S3 zunächst für unterschiedliche Zeithorizonte bekannt werden. In diesem Fall ist der Prognosehorizont PH durch den kleinsten der 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 T eilsysteme 1 , 4, 6 und 7 jeweils eine T eilbetriebsweise 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 DRI-Anlage 1 - nachfolgend auch als Anlagenbetriebsweise B1 bezeichnet - wird von der Steuereinrichtung 8 derart festgelegt, dass die Vorgaben des Produktionsplans PP erfüllt werden. Insbesondere kann die Anlagenbetriebsweise B1 die Mengen an Materialien und Energie, die der DRI-Anlage 1 zugeführt werden, beispielsweise die Menge an Eisenerz, die Menge an Wasserstoff, die Menge an Erdgas, die Menge an Ammoniak und die Menge an elektrischem Strom.
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 DRI-Anlage 1 an Wasserstoff gedeckt wird, der Füllgrad des Wasserstoffspeichers 6 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 vor- zugeben, 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 Wasserstoffspeicher 6 - nachfolgend auch als Wasserstoffspeicherbetriebsweise B6 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 6 ermöglicht jedoch zumindest in gewissem Umfang die Entkopplung des Betriebs der DRI-Anlage 1 und der Elektrolyseanlage 4 voneinander und damit den flexiblen Betrieb der Elektrolyseanlage 4.
Die Teilbetriebsweise B7 für die Versorgungseinrichtung 7 - nachfolgend auch als Versorgungsbetriebsweise B7 bezeichnet - umfasst gegebenenfalls auch die Betriebsweise der Erzeugungseinrichtung.
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. Der erwartete finale Teilzustand Z7’ umfasst gegebenenfalls auch einen erwarteten finalen Betriebszustand der Erzeugungseinrichtung. Der erwartete finale Betriebszustand wird gegebenenfalls von der Steuereinrichtung 8 durch Fortschreibung des aktuellen Betriebszustands entsprechend der Betriebsweise der Erzeugungseinrichtung ermittelt.
In einem Schritt S6 ermittelt die Steuereinrichtung 8 den Wert einer Kostenfunktion K. In die Kostenfunktion K können verschiedene Kostenfaktoren eingehen. Die Kostenfunktion K ist als gewichtete oder ungewichtete Summe der einzelnen Kostenfaktoren definiert. Kostenfaktoren sind beispielsweise die Kosten für den Bezug elektrischer Energie aus dem Versorgungsnetz 2 und für den Verbrauch an Erdgas und/oder Ammoniak in Frage. Weiterhin stellen auch die Betriebsweisen B1 , B4, B6, B7 der Teilsysteme 1 , 4, 6, 7 derartige Kostenfaktoren dar. Alternativ oder zusätzlich zu den Betriebsweisen B1 , b4, B6, B7 der Teilsysteme 1 , 4, 6, 7 kommen auch Bewertungen der erwarteten finalen Zustände ZT, Z4’, Z6’, Z7’ in Frage. Schließlich stellt auch eine Produktivität der DRI-Anlage 1 einen derartigen Kostenfaktor dar. Die Produktivität der DRI-Anlage 1 kann zusätzlich zur Menge an produziertem Roheisen bzw. Eisenschwamm auch durch Qualitätsmerkmale des produzierten Roheisens bzw. Eisenschwamm bestimmt sein.
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 P1 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 Minute 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 DRI-Anlage 1 usw. bewertet werden. Ähnliche Bewertungen sind auch für die Elektrolysenbetriebsweise B4, die Wasserstoffspeicherbetriebsweise B6 und die Versorgungsbetriebsweise B7 möglich.
Die Bewertung des erwarteten finalen Anlagenzustands ZT kann einen Anteil umfassen, der beispielsweise unter Verwertung eines energetischen Zustands der DRI-Anlage 1 - dies umfasst auch den energetischen Zustand von in der DRI-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 DRI-Anlage 1 über den Prognosehorizont PH hinaus aufgebracht werden muss.
In der Bewertung des erwarteten finalen Anlagenzustands ZT kann weiterhin auch der durch den Betrieb der DRI-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 Wasserstoffspeicherzustands Z6’ ist meist sehr einfach.
In der Regel handelt es sich lediglich um eine Konstante. Die Bewertung des erwarteten finalen Versorgungszustands Z7’ ist meist ebenfalls sehr einfach. Analog zum finalen Wasserstoffspeicherzustand Z6’ handelt es sich meist lediglich um eine Konstante.
Die Bewertung der Produktivität der DRI-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 gehen weiterhin Kosten ein, durch welche die Verluste an im Wasserstoffspeicher 6 befindlichem Wasserstoff berücksichtigt werden. Eine analoge Vorgehensweise ist gegebenenfalls auch für die Versorgungseinrichtung 7 möglich.
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 DRI-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 DRI-Anlage 1 können beispielsweise die Kosten für weitere benötigte Einsatzstoffe (Ausgangsmaterialien) oder die Kosten für die Aufbereitung von Prozessmedien oder Kosten aufgrund von Umweltbelastungen umfassen, beispielsweise die Kosten für CO2-Abgaben. Der Kostenfaktor für den sonstigen Betrieb der DRI-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 und des Wasserstoffspeichers 6 stehen.
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 im Ergebnis alle freien Steuervariablen für alle Teilsysteme 1 , 4, 6, 7 ein. Insbesondere gehen in die Kostenfunktion K auch die Mengen an Wasserstoff und/oder Erdgas und/oder Ammoniak bzw. die zugehörigen Kosten 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. Dies gilt insbesondere auch für die Betriebsgrenzen der Versorgungseinrichtung 7, beispielsweise die Möglichkeiten zur Erzeugung, Speicherung und Lieferung von Ammoniak. Sofern vorgegeben, wird auch ein Produktionsplan der Elektrolyseanlage 4 mit berücksichtigt. Weiterhin berücksichtigt die Steuereinrichtung 8 beim Lösen des Optimierungsproblems, dass die Geschwindigkeiten, mit der die der DRI-Anlage 1 zugeführten Anteile an Wasserstoff, Erdgas und Ammoniak geändert werden können, begrenzt sind. Die Steuereinrichtung 8 berücksichtigt also, dass die Änderungen dieser Anteile eine gewisse Zeit benötigen. Prinzipiell ist jedoch eine beliebige Aufteilung in Wasserstoff, Erdgas und Ammoniak möglich. Weiterhin kann die Steuereinrichtung 8 mit berücksichtigen, dass eine Änderung der Aufteilung von Wasserstoff, Erdgas und Ammoniak Einfluss auf den Anteil an Kohlenstoff im von der DRI-Anlage 1 erzeugten Eisenschwamm haben kann und dadurch nachfolgende Prozesse beispielsweise thermisch und damit insbesondere in ihrem Energiebedarf beeinflusst werden. Oftmals ist es von Vorteil, einen Mindestanteil an Erdgas zu verwenden. Dies kann durch eine entsprechende Ungleichheitsnebenbedingung gewährleistet werden. Soweit gegeben, umfasst das Variieren der Versorgungsbetriebsweise B7 auch ein Variieren der Betriebsweise der Erzeugungseinrichtung.
Beim Variieren der Betriebsweisen B1 , B4, B6, B7 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. Beispielsweise kann als Vorgabe festgelegt sein, dass der Wasserstoffspeichers 6 am Ende des Prognosehorizonts PH einen ganz bestimmten Füllgrad aufweist oder der Füllgrad des Wasserstoffspeichers 6 am Ende des Prognosehorizonts PH in einem vorbestimmten Rahmen liegt. Analoge Vorgaben sind gegebenenfalls auch für die Versorgungseinrichtung 7 möglich. Die Berücksichtigung derartiger Bedingungen kann insbesondere durch sogenannte Gleichheitsnebenbedingungen und/oder Ungleichheitsnebenbedingungen erfolgen. Auch andere Bedingungen sind möglich, beispielsweise 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 Ermittlung wird also im Sinne einer permanenten Vorhersage ausgeführt und laufend an den erwarteten Preis P und den Produktionsplan PP angepasst.
Das Gesamtsystem von FIG 3 weist die gleichen Komponenten wie das Gesamtsystem von FIG
1 auf. Zusätzlich umfasst das Gesamtsystem jedoch entsprechend der Darstellung in FIG 3 einen elektrischen Energiespeicher 11. Der Energiespeicher 11 ist zumindest zum Aufnehmen von elektrischer Energie, eventuell auch zum Abgeben von elektrischer Energie, direkt oder indirekt mit dem Versorgungsnetz 2 verbunden. Der Energiespeicher 11 ist weiterhin zum Abgeben elektrischer Energie mit der DRI-Anlage 1 und der Elektrolyseanlage 4 verbunden.
Nimmt der Energiespeicher 11 elektrische Energie auf, wird sie stets aus dem Versorgungsnetz
2 bezogen. Gibt der Energiespeicher 11 elektrische Energie ab, wird sie primär zur Deckung des Bedarfs der DRI-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 11 abgegebene elektrische Energie größer oder kleiner als die von der DRI-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 11 elektrische Energie zugeführt wird bzw. ob und in welchem Umfang der elektrische Energiespeicher 11 elektri- sehe 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 11 angesehen.
Die genaue Art und Weise der elektrischen Verbindung der DRI-Anlage 1 , der Elektrolyseanlage 4 und des Energiespeichers 11 untereinander und mit dem Versorgungsnetz 2 ist von untergeordneter Bedeutung. Insbesondere können den verschiedenen Teilsystemen 1 , 4 und 11 nach Bedarf Gleichrichter 5, Wechselrichter und sonstige Umrichter 3 zugeordnet sein. Es sollte jedoch gewährleistet sein, dass ein Transfer elektrischer Energie vom Energiespeicher 11 zu der DRI-Anlage 1 und der Elektrolyseanlage 4 ohne Umweg über das Versorgungsnetz 2 möglich ist.
Der elektrische Energiespeicher 11 ist ein weiteres Teilsystem des Gesamtsystems und wird von der Steuereinrichtung 8 auch als solches behandelt. Die Einbindung des elektrischen Energiespeichers 11 in das Betriebsverfahren ist in FIG 4 dargestellt.
Die Schritte S21 bis S31 von FIG 4 korrespondieren vom Ansatz her mit den Schritten S1 bis S11 von FIG 2. Entsprechend der Darstellung in FIG 4 ist der Steuereinrichtung 8 jedoch als weiterer aktueller Zustand Z11 ein aktueller Speicherzustand Z11 des elektrischen Energiespeichers 11 bekannt. Der Teilzustand Z11 umfasst zumindest den Ladezustand des Energiespeichers 11 , also das Ausmaß, zu dem der Energiespeicher 11 geladen ist. Der Teilzustand Z11 kann auch weitere Größen umfassen, beispielsweise eine Temperatur des Energiespeichers 11 oder einen maximal möglichen oder zulässigen Lade- und Entladestrom. Weiterhin kann der Teilzustand Z11 einen Verschleißzustand des Energiespeichers 11 umfassen.
Aus den gleichen Gründen umfassen die von der Steuereinrichtung 8 angesetzten und variierten Betriebsweisen zusätzlich eine Speicherbetriebsweise B11 für den elektrischen Energiespeicher 11. Die Teilbetriebsweise B11 für den Energiespeicher 11 - nachfolgend auch als Energiespeicherbetriebsweise B11 bezeichnet - kann in manchen Fällen von der Steuereinrichtung 8 oftmals ebenfalls eigenständig und relativ flexibel festgelegt werden. Die Steuereinrichtung 8 muss lediglich beachten, dass der Ladezustand des Energiespeichers 11 nicht unter 0 % fällt und nicht über 100 % steigt und im übrigen die Auslegungsgrenzen der Energiespeichers 11 (beispielsweise der maximale Ladestrom und der maximale Entladestrom) beachtet werden.
Ebenso umfassen die erwarteten finalen Zustände zusätzlich einen unter Verwertung des aktuellen Speicherzustands Z11 und der angesetzten Speicherbetriebsweise B11 ermittelten finalen Speicherzustand Z1 T.
Schließlich variiert die Steuereinrichtung 8 im Rahmen der Optimierung auch die Speicherbetriebsweise B11 und hierauf aufbauend den erwarteten finalen Speicherzustand Z11’. Hierbei berücksichtigt die Steuereinrichtung 8 beim Variieren der Teilbetriebsweisen B1, B4, B6, B7, B11 vorzugsweise auch einen minimalen und einen maximalen Ladezustand des elektrischen Energiespeichers 11 und/oder einen mittleren Ladezustand des elektrischen Energiespeichers 11. Die Berücksichtigung kann dadurch erfolgen, dass Abweichungen von dem mittleren Ladezustand mit einem - wenn auch relativ geringen - Faktor gewichtet in die Kostenfunktion K eingehen und so „bestraft“ werden. Auch kann gefordert sein, dass keine Energie in das Versorgungsnetz 2 eingespeist wird oder dass die aus dem Versorgungsnetz 2 bezogene Energie einen vorgegebenen Maximalwert nicht übersteigt. Die Bewertung des erwarteten finalen Energiespeicherzustands Z1 T kann einen Anteil umfassen, mit dem der durch den Betrieb des Energiespeichers 11 angefallene Verschleiß berücksichtigt wird, also die Kosten durch den Verschleiß, der während des Produktionshorizonts PH aufgrund der Speicherbetriebsweise B11 auftritt.
Nachfolgend wird in Verbindung mit den FIG 5 und 6 eine besonders vorteilhafte Ausgestaltung der vorliegenden Erfindung erläutert. Im Rahmen dieser Ausgestaltung ist der Energiespeicher 11 erforderlich.
Gemäß FIG 5 ist der Prognosehorizont PH in eine Anzahl von zeitlich frühen Zeitabschnitten 12 und eine Anzahl von zeitlich späten Zeitabschnitten 13 unterteilt. Bei einem üblichen Prognosehorizont PH von 24 Stunden können beispielsweise die Zeitabschnitte 12, 13 eine Dauer von jeweils 15 Minuten aufweisen und weiterhin 92 frühe Zeitabschnitte 12 und 4 späte Zeitabschnitte vorhanden sein. Die genannte Dauer und auch die genannten Anzahlen von frühen und späten Zeitabschnitten 12, 13 sind jedoch nur rein beispielhaft zu verstehen.
Im Falle einer Aufteilung des Prognosehorizonts PH in frühe und späte Zeitabschnitte 12, 13 kann der Schritt S26 von FIG 4 entsprechend der Darstellung in FIG 6 ausgestaltet sein.
Gemäß FIG 6 ist der Schritt S26 von FIG 4 in Schritte S41 und S42 unterteilt. Im Schritt S41 optimiert die Steuereinrichtung 8 die Betriebsweisen B1 , B4, B6, B7, B11 für die zeitlich frühen Zeitabschnitte 12. Im Schritt S42 optimiert die Steuereinrichtung 8 die Betriebsweisen B1, B4, B6, B7, B11 für die zeitlich späten Zeitabschnitte 13. Der Unterschied zwischen den Schritten S41 und S42 besteht darin, dass die Steuereinrichtung 8 bei der Optimierung des Schrittes S41 die zusätzliche Randbedingung berücksichtigt, dass das Gesamtsystem während der zeitlich frühen Zeitabschnitte 12 eine für den jeweiligen zeitlich frühen Zeitabschnitt 12 vorbestimmte Menge E12 an elektrischer Energie aus dem elektrischen Versorgungsnetz 2 bezieht. Die Menge E12 kann zwar individuell für den jeweiligen frühen Zeitabschnitt 12 bestimmt sein. Sie ist aber bekannt. Die Betriebsweise B11 des elektrischen Energiespeichers 11 wird daher derart bestimmt, dass die jeweilige während des jeweiligen frühen Zeitabschnitts 12 aus dem Versorgungsnetz 2 bezogene Menge E an elektrischer Energie mit diesem Wert übereinstimmt. Im Schritt S42 hingegen wird keine derartige Randbedingung berücksichtigt. Die Menge an elektri- scher Energie, die das Gesamtsystem aus dem elektrischen Versorgungsnetz 2 bezieht, stellt sich während der späten Zeitabschnitte 13 also entsprechend der Optimierung der Betriebsweisen B1 , B4, B6, B7, B11 ein. Somit variiert die Steuereinrichtung 8 im Rahmen der Optimierung für die zeitlich späten Zeitabschnitte 13 auch die Speicherbetriebsweise B11 und hierauf aufbauend den erwarteten finalen Speicherzustand Z11’.
Die späten Zeitabschnitte 13 liegen oftmals so weit in der Zukunft, dass für die späten Zeitabschnitte 13 an einer Energiebörse Energiemengen fest geordert werden können. Es ist daher möglich, die Vorgehensweise von FIG 6 durch Schritte S43 und S44 zu ergänzen. Im Schritt S43 ordert die Steuereinrichtung 8 für die späten Zeitabschnitte 13 an einer Energiebörse Energiemengen. Im Schritt S44 ordnet die Steuereinrichtung 8 die entsprechenden Energiemengen den entsprechenden späten Zeitabschnitten 13 zu, legt also für die zeitlich späten Zeitabschnitte 13 die entsprechenden Mengen an elektrischer Energie fest, die während der zeitlich letzten Zeitabschnitte 13 jeweils aus dem elektrischen Versorgungsnetz 2 bezogen werden sollen.
FIG 3 zeigt auch eine weitere Erweiterung des Gesamtsystems von FIG 1. Gemäß FIG 3 weist das Gesamtsystem als weiteres Teilsystem eine Stromerzeugungseinrichtung 14 auf. Mittels der Stromerzeugungseinrichtung 14 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 14 zur Übertragung elektrischer Energie direkt oder indirekt mit den übrigen elektrische Energie aufnehmenden oder abgebenden Teilsystemen 1, 4, 11 und auch dem elektrischen Versorgungsnetz 2 verbunden. Ein für die Stromerzeugungseinrichtung 14 meist erforderlicher Umrichter kann als Bestandteil der Stromerzeugungseinrichtung 14 angesehen werden. Er ist in FIG 3 nicht mit dargestellt. Vorzugsweise ist die Zuführung elektrischer Energie von der Stromerzeugungseinrichtung 14 zu den Teilsystemen 1, 4, 11 ohne Umweg über das Versorgungsnetz 2 möglich.
Sofern die Stromerzeugungseinrichtung 14 vorhanden ist, ist die Vorgehensweise von FIG 4 gemäß FIG 7 zunächst dahingehend modifiziert, dass zusätzlich ein Schritt S51 vorhanden ist. Der Schritt S51 ist dem Schritt S24 vorgeordnet. Er kann dem Schritt S24 entsprechend der Darstellung in FIG 7 unmittelbar vorgeordnet sein. Dies ist aber nicht zwingend erforderlich. Im Schritt S51 wird der Steuereinrichtung 8 für den Prognosehorizont PH eine elektrische Energie bekannt, die (voraussichtlich) mittels der Stromerzeugungseinrichtung 14 erzeugt werden kann. Eine derartige Prognose kann beispielsweise unter Verwertung einer lokalen Wettervorhersage für den Standort der Stromerzeugungseinrichtung 14 vorgenommen werden.
Weiterhin ist die Vorgehensweise von FIG 4 dahingehend modifiziert, dass im Schritt S26 bei der Kostenfunktion K die mittels der Stromerzeugungseinrichtung 14 erzeugbare erwartete elektrische Energie berücksichtigt wird. Dadurch ergeben sich im Schritt S27 andere Teilbetriebsweisen B1 , B4, B6, B7, B11 , für welche die Kostenfunktion K minimal wird.
Nachstehend werden für die DRI-Anlage 1 , die Elektrolyseanlage 4 (einschließlich des Wasserstoffspeichers 6) und die Stromerzeugungseinrichtung 14 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 bzw. des Schrittes S26 ausgewertet.
Für die DRI-Anlage 1 werden - jeweils für den Prognosehorizont PH - eine Funktion v und eine elektrische Sollleistung P* angesetzt. Die Funktion v ist eine Funktion der Zeit t. Die Sollleistung P* kann eine Konstante sein. Die Sollleistung P* wird mit der Funktion v multipliziert. Das Ergebnis ist die tatsächliche elektrische Leistung P, mit welcher die DRI-Anlage 1 betrieben wird:
P = v(t)P*. (1)
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 die der DRI-Anlage 1. Durch den aktuellen Wert von vmin wird berücksichtigt, dass es nicht möglich ist, die tatsächliche Leistung P in jedem Zustand der DRI-Anlage 1 beliebig zu reduzieren. Dies ist vielmehr vom Zustand der DRI-Anlage 1 abhängig. Der Zustand der DRI-Anlage 1 muss der Steuereinrichtung 8 daher bekannt sein. In der Regel wird versucht werden, die DRI-Anlage 1 möglichst gleichmäßig zu betreiben. Der Wert von vmin wird meist nur knapp unter 1 liegen.
Der elektrische Gesamt-Energiebedarf der DRI-Anlage 1 ist eine Funktion des Verlaufs der Funktion v. Es ist möglich, dass die Steuereinrichtung 8 den elektrischen Gesamt-Energiebedarf der DRI-Anlage 1 eigenständig ermittelt. Alternativ kann der elektrische Gesamt-Energiebedarf der DRI-Anlage 1 beispielsweise vorgegeben werden oder über die Energiebilanz (Abstrahlung) der DRI-Anlage 1 ermittelt werden.
Die Funktion v kann von der Steuereinrichtung 8 genutzt werden, um Einfluss auf die Betriebsweise der DRI-Anlage 1 zu nehmen. Selbstverständlich verringert sich das Ausmaß, in dem der Eisenschwamm produziert wird, wenn die Funktion v einen Wert unterhalb von 1 aufweist. Die Steuereinrichtung 8 kann daher zugehörige zeitliche Verzögerung T ermitteln und entsprechend bewerten:
Ka = k1 + k2T. (2) 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. T ist die Zeitdifferenz, um welche die Produktion der DRI-Anlage 1 für die Erzeugung einer bestimmten Menge an Eisenschwamm reduziert wird, beispielsweise in Minuten.
Dem Kostenfaktor Ka steht jedoch ein erhebliches Einsparpotenzial bei den Energiekosten gegenüber, sofern es gelingt, einen hohen Verbrauch an elektrischer Energie der DRI-Anlage 1 in Zeiten zu verlagern, in denen die aus dem Versorgungsnetz 2 bezogene elektrische Energie kostengünstig ist. Hier zeigen sich die Vorteile der vorliegenden Erfindung, wenn also der Betrieb der DRI-Anlage 1 , der Elektrolyseanlage 4, des Wasserstoffspeichers 6, der Versorgungseinrichtung 7 und gegebenenfalls auch des elektrischen Energiespeichers 11 gemeinsam optimiert werden. Noch größer können die Vorteile sein, wenn zusätzlich eigenständig mittels der Stromerzeugungseinrichtung 14 Strom erzeugt werden kann.
Der Kostenanteil Kb, der für die DRI-Anlage 1 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 k3(t)P(t) (3) ermittelt werden. Hierbei ist k3 ein zumindest von der Zeit t abhängiger Faktor, der die Kosten für den Bezug elektrischer Energie aus dem Versorgungsnetz 2 widerspiegelt.
In analoger Weise können auch weitere Kostenanteile Kc, Kd und Ke ermittelt werden, die für die DRI-Anlage 1 aufgrund des zugeführten Wasserstoffs, Erdgases und Ammoniak verursacht werden.
Weiterhin wird im Rahmen der Direktreduktion auch Kohlendioxid erzeugt, für das oftmals Zertifikate erforderlich sind, wenn es in die Umwelt abgegeben wird. Auch dieser Kostenanteil sollte berücksichtigt werden.
Der Kostenanteil, der für die DRI-Anlage 1 insgesamt bestimmt wird, ergibt sich als Summe der vorstehend erläuterten Kostenanteile.
Die Elektrolyseanlage 4 produziert Wasserstoff und gibt ihn ab, der Wasserstoffspeicher 6 nimmt Wasserstoff auf und gibt ihn ab. Es wird berücksichtigt, 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 6 zu drücken. Diese Energie kann beim Entnehmen des Wasserstoffs aus dem Wasserstoffspeicher 6 meist nicht mehr rückgewonnen werden. Die - gemeinsamen - Kosten für den Betrieb der Elektrolyseanlage 4 und des Wasserstoffspeichers 6 können beispielsweise dadurch ermittelt werden, dass über den Produktionshorizont PH die jeweiligen momentanen Kosten integriert werden. Die momentanen Kosten können zu k3(t)P’(t) + k4H’(t) (4) ermittelt werden. Hierbei ist k3 der bereits in Verbindung mit Gleichung 3 erläuterte Faktor. P’ ist die aus dem Versorgungsnetz 2 bezogene elektrische Energie. Der Faktor k5 ist im einfachsten Fall eine Konstante. Gegebenenfalls kann auch der Faktor k5 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 t. Gegebenenfalls kann in den Kosten auch der Verschleiß der Elektrolyseanlage 4 mit berücksichtigt werden.
In analoger Weise können beispielsweise auch die Kosten für die Erzeugung von Ammoniak aus Wasserstoff und für die Speicherung des Ammoniaks berücksichtigt werden. Es ist lediglich zusätzlich zu berücksichtigen, dass für die Produktion von Ammoniak nicht nur Energie benötigt wird, sondern auch Wasserstoff verbraucht wird. Der benötigte Stickstoff kann in der Regel aus Luft entnommen werden. Unter Umständen fallen jedoch Kosten für die Absonderung von Sauerstoff und anderen Gasen aus der Luft an. Auch ein etwaiger Verschleiß der Erzeugungseinrichtung kann berücksichtigt werden.
Wenn die Stromerzeugungseinrichtung 14 den übrigen Teilsystemen 1, 4, 6, 7 und gegebenenfalls 11 direkt zugeordnet ist, also insbesondere die von der Stromerzeugungseinrichtung 14 erzeugt elektrische Energie den Teilsystemen 1, 4, 6, 7 und gegebenenfalls 11 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, 7 und gegebenenfalls 11 , wird die elektrische Energie in das Versorgungsnetz 2 eingespeist. Insbesondere in diesem Fall können die Kosten für die Stromerzeugungseinrichtung 14 sogar negativ sein.
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 14, 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 Schutzumfang der Erfindung zu verlassen. Bezugszeichenliste
1 Anlage
2 Versorgungsnetz
3 Umrichter
4 Elektrolyseanlage
5 Gleichrichter
6 Wasserstoffspeicher
7 Versorgungseinrichtung
7a, 7b Speichereinrichtungen
8 Steuereinrichtung
9 Steuerprogramm
10 Maschinencode
11 Energiespeicher
12, 13 Zeitabschnitte
14 Stromerzeugungseinrichtung
B, B1, B4, B6, B7, B11 Betriebsweisen
D Daten
E; E12, E13 Mengen an Energie
K Kostenfunktion
P1 bis P3 Preise
PH Prognosehorizont
PP Produktionsplan
S1 bis S51 Schritte t Zeit
Z, Z1, Z4, Z6, Z7, Z11 aktuelle Zustände
Z’, Z1’, Z4’, Z6’, Z7’, Z11’ erwartete finale Zustände

Claims

Ansprüche
1. Betriebsverfahren für ein Gesamtsystem,
- wobei das Gesamtsystem als Teilsysteme eine DRI-Anlage (1), eine Elektrolyseanlage (4), einen Wasserstoffspeicher (6) und eine Versorgungseinrichtung (7) umfasst,
- wobei die DRI-Anlage (1) und die Elektrolyseanlage (4) zum Bezug elektrischer Energie direkt oder indirekt mit einem elektrischen Versorgungsnetz (2) verbunden sind,
- wobei die DRI-Anlage (1), die Elektrolyseanlage (4) und der Wasserstoffspeicher (6) zum Transfer von Wasserstoff direkt oder indirekt miteinander verbunden sind,
- wobei die DRI-Anlage (1) und die Versorgungseinrichtung (7) zum Zuführen von Erdgas und/oder Ammoniak zur DRI-Anlage (1) miteinander verbunden sind,
- wobei einer das Gesamtsystem steuernden Steuereinrichtung (8) als aktuelle Zustände ein aktueller Anlagenzustand (Z1) der DRI-Anlage (1), ein aktueller Elektrolysenzustand (Z4) der Elektrolyseanlage (4), ein aktueller Wasserstoffspeicherzustand (Z6) des Wasserstoffspeichers (6) und ein aktueller Versorgungszustand (Z7) der Versorgungseinrichtung (7) bekannt sind,
- wobei der Steuereinrichtung (8) für einen Prognosehorizont (PH) zumindest ein gewünschter Produktionsplan (PP) der DRI-Anlage (1), ein zumindest erwarteter Preis (P1) für über das elektrische Versorgungsnetz (2) bezogene elektrische Energie und ein zumindest erwarteter Preis (P2, P3) für das Erdgas und/oder den Ammoniak bekannt sind,
- wobei die Steuereinrichtung (8) für den Prognosehorizont 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 DRI- Anlage (1), eine Elektrolysenbetriebsweise (B4) für die Elektrolyseanlage (4), eine Wasserstoffspeicherbetriebsweise (B6) für den Wasserstoffspeicher (6) und eine Versorgungsbetriebsweise (B7) für die Versorgungseinrichtung (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 Wasserstoffspeicherzustands (Z6) und der angesetzten Wasserstoffspeicherbetriebsweise (B6) ermittelten erwarteten finalen Wasserstoffspeicherzustand (B6’) und einen unter Verwertung des aktuellen Versorgungszustands (Z7) und der angesetzten Versorgungsbetriebsweise (B7) ermittelten erwarteten finalen Versorgungszustand (Z7’) umfassen,
- 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’) variiert, so dass eine Kostenfunktion (K) minimiert wird, - wobei in die Kostenfunktion (K) die Kosten für den Bezug elektrischer Energie aus dem elektrischen Versorgungsnetz (2), für den Verbrauch an Erdgas und/oder Ammoniak und Verluste an im Wasserstoffspeicher (6) befindlichem Wasserstoff eingehen und weiterhin die Betriebsweisen (B1, B4, B6, B7) der DRI-Anlage (1), der Elektrolyseanlage (4), des Wasserstoffspeichers (6) und der Versorgungseinrichtung (7) und/oder Bewertungen der erwarteten finalen Zustände (ZT, Z4’, Z6’, Z7’) und weiterhin eine Produktivität der DRI-Anlage (1) eingehen und
- wobei die Steuereinrichtung (8) die Teilsysteme (1, 4, 6, 7) zumindest für den Beginn des Prognosehorizonts (PH) gemäß der jeweiligen 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 das Gesamtsystem als weiteres Teilsystem einen elektrischen Energiespeicher (11) umfasst,
- dass der elektrische Energiespeicher (11) zur Übertragung elektrischer Energie direkt oder indirekt mit der DRI-Anlage (1), der Elektrolyseanlage (4) und dem elektrischen Versorgungsnetz (2) verbunden ist,
- dass der Steuereinrichtung (8) als weiterer aktueller Zustand (Z11) ein aktueller Speicherzustand (Z11) des elektrischen Energiespeichers (11) bekannt ist und die von der Steuereinrichtung (8) angesetzten und variierten Betriebsweisen zusätzlich eine Speicherbetriebsweise (B11) für den elektrischen Energiespeicher (11) umfassen,
- dass die erwarteten finalen Zustände zusätzlich einen unter Verwertung des aktuellen Speicherzustands (Z11) und der angesetzten Speicherbetriebsweise (B11) ermittelten finalen Speicherzustand (Z1 T) umfassen,
- dass die Steuereinrichtung (8) auch die Speicherbetriebsweise (B11) und hierauf aufbauend den erwarteten finalen Speicherzustand (Z1 T) variiert.
3. Betriebsverfahren nach Anspruch 2, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t ,
- dass der Prognosehorizont (PH) in eine Anzahl von zeitlich frühen Zeitabschnitten (12) und eine Anzahl von zeitlich späten Zeitabschnitten (13) unterteilt ist,
- dass die Steuereinrichtung (8) die Speicherbetriebsweise (B11) für die zeitlich frühen Zeitabschnitte (12) derart ermittelt, dass das Gesamtsystem während der zeitlich frühen Zeitabschnitte (12) eine für den jeweiligen zeitlich frühen Zeitabschnitt (12) vorbestimmte Menge (E12) an elektrischer Energie aus dem elektrischen Versorgungsnetz (2) bezieht, und
- dass die Steuereinrichtung (8) zumindest für die zeitlich späten Zeitabschnitte (13) auch die Speicherbetriebsweise (B11) und hierauf aufbauend den erwarteten finalen Speicherzustand (Z1 T) variiert.
4. Betriebsverfahren nach Anspruch 3, 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) für die zeitlich späten Zeitabschnitte (13) Mengen (E13) an elektrischer Energie festlegt, die während der zeitlich letzten Abschnitte (13) jeweils aus dem elektrischen Versorgungsnetz (2) bezogen werden sollen.
5. Betriebsverfahren nach Anspruch 2, 3 oder 4, 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, B11) einen minimalen und einen maximalen Ladezustand des elektrischen Energiespeichers (11) und/oder einen mittleren Ladezustand des elektrischen Energiespeichers (11) berücksichtigt.
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 das Gesamtsystem als weiteres Teilsystem eine Stromerzeugungseinrichtung (14) aufweist, mittels derer auf regenerative Art und Weise elektrische Energie erzeugbar ist,
- dass die Stromerzeugungseinrichtung (14) zur Übertragung elektrischer Energie direkt oder indirekt mit der DRI-Anlage (1), der Elektrolyseanlage (4) und dem elektrischen Versorgungsnetz (2) verbunden ist,
- dass der Steuereinrichtung (8) für den Prognosehorizont (PH) zusätzlich eine mittels der Stromerzeugungseinrichtung (14) erzeugbare erwartete elektrische Energie bekannt ist und
- dass die Steuereinrichtung (8) beim Variieren der Betriebsweisen (B1, B4, B6, B7) die mittels der Stromerzeugungseinrichtung (14) erzeugbare erwartete elektrische Energie 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 die Steuereinrichtung (8) beim Variieren der Betriebsweisen (B1, P4, B6, B7) einen minimalen und einen maximalen Füllstand des Wasserstoffspeichers (6) und/oder einen mittleren Füllstand des Wasserstoffspeichers (6) berücksichtigt.
8. 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 Versorgungseinrichtung (7) eine Erzeugungseinrichtung zum Erzeugen von Ammoniak mit oder ohne zugeordnete Speichereinrichtung (7b) für Ammoniak umfasst,
- dass die Erzeugungseinrichtung zur Übertragung elektrischer Energie direkt oder indirekt mit der DRI-Anlage (1), der Elektrolyseanlage (4) und dem elektrischen Versorgungsnetz (2) verbunden ist,
- dass der aktuelle Versorgungszustand (Z7) einen aktuellen Betriebszustand der Erzeugungseinrichtung umfasst, - dass die Versorgungsbetriebsweise (B7) die Betriebsweise der Erzeugungseinrichtung umfasst,
- dass der finale erwartete Versorgungszustand (Z7’) einen erwarteten finalen Betriebszustand der Erzeugungseinrichtung umfasst, der von der Steuereinrichtung (8) durch Fortschreibung des aktuellen Betriebszustands entsprechend der Betriebsweise der Erzeugungseinrichtung ermittelt wird, und
- dass das Variieren der Versorgungsbetriebsweise (B7) auch ein Variieren der Betriebsweise der Erzeugungseinrichtung umfasst.
9. Steuerprogramm für eine Steuereinrichtung (8) für ein Gesamtsystem,
- wobei das Gesamtsystem als Teilsysteme eine DRI-Anlage (1), eine Elektrolyseanlage (4), einen Wasserstoffspeicher (6) und eine Versorgungseinrichtung (7) umfasst,
- wobei die DRI-Anlage (1) und die Elektrolyseanlage (4) zum Bezug elektrischer Energie direkt oder indirekt mit einem elektrischen Versorgungsnetz verbunden sind,
- wobei die DRI-Anlage (1), die Elektrolyseanlage (4) und der Wasserstoffspeicher (6) zum Transfer von Wasserstoff direkt oder indirekt miteinander verbunden sind,
- wobei die DRI-Anlage (1) und die Versorgungseinrichtung (7) zum Zuführen von Erdgas und/oder Ammoniak zur DRI-Anlage (1) 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.
10. Steuereinrichtung für ein Gesamtsystem,
- wobei das Gesamtsystem als Teilsysteme eine DRI-Anlage (1), eine Elektrolyseanlage (4), einen Wasserstoffspeicher (6) und eine Versorgungseinrichtung (7) umfasst,
- wobei die DRI-Anlage (1) und die Elektrolyseanlage (4) zum Bezug elektrischer Energie direkt oder indirekt mit einem elektrischen Versorgungsnetz verbunden sind,
- wobei die DRI-Anlage (1), die Elektrolyseanlage (4) und der Wasserstoffspeicher (6) zum Transfer von Wasserstoff direkt oder indirekt miteinander verbunden sind,
- wobei die DRI-Anlage (1) und die Versorgungseinrichtung (7) zum Zuführen von Erdgas und/oder Ammoniak zur DRI-Anlage (1) miteinander verbunden sind,
- wobei die Steuereinrichtung mit einem Steuerprogramm (9) nach Anspruch 9 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 8 steuert.
11. Gesamtsystem,
- wobei das Gesamtsystem als Teilsysteme eine DRI-Anlage (1), eine Elektrolyseanlage (4), einen Wasserstoffspeicher (6) und eine Versorgungseinrichtung (7) umfasst,
- wobei die DRI-Anlage (1) und die Elektrolyseanlage (4) zum Bezug elektrischer Energie di- rekt oder indirekt mit einem elektrischen Versorgungsnetz verbunden sind,
- wobei die DRI-Anlage (1), die Elektrolyseanlage (4) und der Wasserstoffspeicher (6) zum Transfer von Wasserstoff direkt oder indirekt miteinander verbunden sind,
- wobei die DRI-Anlage (1) und die Versorgungseinrichtung (7) zum Zuführen von Erdgas und/oder Ammoniak zur DRI-Anlage (1) miteinander verbunden sind, - wobei das Gesamtsystem eine Steuereinrichtung (8) nach Anspruch 10 umfasst, die bei Abarbeitung des Maschinencodes (10) eines Steuerprogramms (9) von Anspruch 9 das Gesamtsystem gemäß einem Betriebsverfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 8 steuert.
EP24718721.4A 2023-04-05 2024-04-02 Kosteneffizienter betrieb einer dri-anlage und weiterer teilsysteme eines gesamtsystems Pending EP4690033A1 (de)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP23166776.7A EP4443352A1 (de) 2023-04-05 2023-04-05 Kosteneffizienter betrieb einer dri-anlage und weiterer teilsysteme eines gesamtsystems
PCT/EP2024/058872 WO2024208799A1 (de) 2023-04-05 2024-04-02 Kosteneffizienter betrieb einer dri-anlage und weiterer teilsysteme eines gesamtsystems

Publications (1)

Publication Number Publication Date
EP4690033A1 true EP4690033A1 (de) 2026-02-11

Family

ID=85979741

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP23166776.7A Withdrawn EP4443352A1 (de) 2023-04-05 2023-04-05 Kosteneffizienter betrieb einer dri-anlage und weiterer teilsysteme eines gesamtsystems
EP24718721.4A Pending EP4690033A1 (de) 2023-04-05 2024-04-02 Kosteneffizienter betrieb einer dri-anlage und weiterer teilsysteme eines gesamtsystems

Family Applications Before (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP23166776.7A Withdrawn EP4443352A1 (de) 2023-04-05 2023-04-05 Kosteneffizienter betrieb einer dri-anlage und weiterer teilsysteme eines gesamtsystems

Country Status (5)

Country Link
EP (2) EP4443352A1 (de)
CN (1) CN120917462A (de)
AU (1) AU2024251922A1 (de)
MX (1) MX2025011744A (de)
WO (1) WO2024208799A1 (de)

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2350352B1 (de) 2008-10-30 2019-03-20 Next Hydrogen Corporation Stromabgabesystem zur elektrolytischen herstellung von wasserstoff aus windkraft
JP5666338B2 (ja) 2011-02-18 2015-02-12 東芝三菱電機産業システム株式会社 エネルギー消費量予測装置
WO2013094146A1 (ja) 2011-12-21 2013-06-27 パナソニック株式会社 情報処理装置、電力価格表の生成方法、情報処理システム及び表示装置
FI2895630T3 (en) * 2012-09-14 2023-08-15 Voestalpine Stahl Gmbh METHOD FOR STORING DISCONTINUOUSLY OBTAINED ENERGY IN IRON ORE REDUCTION PROCESS
KR102181879B1 (ko) 2018-05-30 2020-11-23 한양대학교 에리카산학협력단 산업 시설을 위한 실시간 가격 기반 에너지 관리 방법 및 시스템
SE2030072A1 (en) * 2020-03-10 2021-09-11 Hybrit Development Ab Methanol as hydrogen carier in H-DRI process

Also Published As

Publication number Publication date
AU2024251922A1 (en) 2025-09-25
MX2025011744A (es) 2025-11-03
WO2024208799A1 (de) 2024-10-10
EP4443352A1 (de) 2024-10-09
CN120917462A (zh) 2025-11-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
DE60029214T2 (de) Energieverteilungsnetz
EP4005859A1 (de) Verfahren zum steuern einer austauschleistung zwischen einer ladeinfrastruktur und einem elektrischen versorgungsnetz
DE112015005523T5 (de) Leistungsversorgungssystem
DE102021121934A1 (de) Verfahren zum Lastmanagement
EP3382841B1 (de) Hybride nutzung von energiespeichern
EP4690033A1 (de) Kosteneffizienter betrieb einer dri-anlage und weiterer teilsysteme eines gesamtsystems
WO2020043522A1 (de) Verfahren zum steuern eines austauschs von energie zwischen energiesubsystemen zu angeglichenen konditionen; steuerungszentrale; energiesystem; computerprogramm sowie speichermedium
DE102019125200B4 (de) Verfahren zum Steuern eines Speichersystems und Energie-Management-System für ein Speichersystem
WO2019007631A1 (de) System zum reduzieren von lastspitzen in einer elektrischen anlage
EP3042433B1 (de) Verfahren und vorrichtung zur optimierenden betriebsführung für ein speichersystem für ein fotovoltaiksystem
EP4145366A1 (de) Verfahren zum betreiben einer wasserstoff-tankstelle, und wasserstoff-hybrid-tankstelle
EP3719738A1 (de) Koordinationsmodul, intelligenter stromzähler, lokaler energiemarkt sowie energiesystem und verfahren zum betrieb eines energiesystems
EP4690415A1 (de) Kosteneffizienter betrieb einer anlage der metallindustrie und weiterer teilsysteme eines gesamtsystems
EP4649564A1 (de) Kosteneffizienter betrieb einer anlage der stahlindustrie und weiterer teilsysteme eines gesamtsystems
EP4401264A1 (de) Kosteneffizienter betrieb einer anlage der stahlindustrie und weiterer teilsysteme eines gesamtsystems
EP4443688A1 (de) Kosteneffizienter betrieb einer anlage der stahlindustrie und weiterer teilsysteme eines gesamtsystems
WO2024149564A1 (de) Kosteneffizienter betrieb einer anlage der stahlindustrie und eines elektrischen energiespeichers
EP4401265A1 (de) Optimierter betrieb einer elektrolyseanlage und eines elektrischen energiespeichers
EP4398180A1 (de) Kosteneffizienter betrieb einer anlage der stahlindustrie und eines elektrischen energiespeichers
EP4498557A1 (de) Kosteneffizienter betrieb einer anlage der metallindustrie und weiterer teilsysteme eines die anlage umfassenden gesamtsystems
WO2021213944A1 (de) Verfahren und einrichtung zum betrieb eines industrieübergreifenden anlagenverbunds
EP3109965A1 (de) Verfahren zur steuerung eines verbrauchers
WO2025157876A1 (de) System zur bearbeitung von werkstücken und energieverteilungs-verfahren
EP4336773A1 (de) System und verfahren zum durchführen von berechnungen im zusammenhang mit einer blockchain
EP4012514A1 (de) Verfahren zum erstellen eines betriebsplans zur steuerung von energiekomponenten einer gebäudeinfrastruktur

Legal Events

Date Code Title Description
STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: UNKNOWN

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: THE INTERNATIONAL PUBLICATION HAS BEEN MADE

PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: REQUEST FOR EXAMINATION WAS MADE

17P Request for examination filed

Effective date: 20251105

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): AL AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HR HU IE IS IT LI LT LU LV MC ME MK MT NL NO PL PT RO RS SE SI SK SM TR