引言
2020年9月，中国在第75届联合国大会宣布力争2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和目标。在双碳政策下，全国电力结构逐步发生变化，新能源发展势头强劲。根据2022年6月底数据分析，全国风电装机容量同比增长17.2%，太阳能发电装机容量同比增长25.8%。为了缓解新能源发电功率波动对电网系统的影响，国家先后推出了《“十四五”新型储能发展实施方案》和《关于进一步完善分时电价机制的通知》等一系列政策措施，积极推动储能规模化发展。截至2021年，中国已投运储能项目累计装机规模46GW，其中2021年新增装机规模就达10.5GW，接近此前4年的新增装机总量。根据国际能源署数据，预计未来5年全球储能装机容量将增长56%，2026年可达270GW以上。
我国钢铁行业能源消费量约占全国总量11%，碳排放量贡献占全球钢铁碳排总量的60%以上，随着太阳能、风能等清洁能源在钢铁企业逐步发展，市场峰谷电价差值逐步加大，储能在钢铁行业将迎来较大发展机遇。
1熔盐储能的应用
储能方式是多样的，应用场景不同，选择储能方式也就不同。市场上较成熟的、适用钢铁发电系统的储能方式各有利弊，不同储能方式的特性对比详见表1。
由表1可知，压缩空气储能占地面积较大，小功率机组储能效率相对较低，不能与蒸汽系统耦合；电化学储能（除三元锂、钠硫电池）寿命较短，初始投资高，无法与蒸汽系统对接调控；抽水蓄能依赖特定的地理条件，建设的机组规模都较大，常常用于独立发电和调峰；飞轮储能不常用于大功率和长时储能。相较其他储能方式，熔盐储能较好地规避了以上问题，其储能规模大、储能时间长、运行寿命长、安全、环保，可有效解决煤气、蒸汽、电力之间的耦合关系，并在清洁能源供热、清洁能源消纳、机组调峰等方面有所应用。
表1不同储能方式特性对比
1.1发展现状
西安热工院、北京工业大学等单位都对熔盐储能技术开展了相关技术研究。熔盐储能在太阳能光热利用、谷电供暖、火电调峰利用等方面已有工程应用。
光热发电中熔盐蓄热储能技术早在20世纪80年代就已出现，2014年我国光热发电领域开始应用熔盐储能技术。江苏太阳宝新能源有限公司投运了我国首个太阳能光热发电高温熔盐储能系统，容量20MWh，熔盐温度达550℃。2017年6月，首航节能在敦煌建成了中国规模最大、吸热塔最高、可24h连续发电的100MW级国家示范项目。
2016年10月，河北辛集熔盐蓄热低谷电绿色供暖示范工程成功投运，该项目是中国首座熔盐储能供暖项目，可满足7.5万m²供暖需求。紧接着河北临城熔盐蓄热谷电加热供热示范工程、冀中能源井矿集团谷电加热熔盐蓄热供热示范工程、北京市热力集团朝阳第一分公司热力熔盐蓄热清洁供热研究与示范项目等相继建设投运，并取得了较好的供暖经济价值。
2021年9月，全国首个熔盐储热火电调峰供热项目——江苏国信靖江电厂2×660MW机组熔盐储能调峰供热项目开工建设。该系统储能利用汽轮机主蒸汽、汽机抽汽或再热蒸汽换热器放热，将介质侧冷盐罐中的低温熔盐加热升温到高温熔盐罐存储。释能工况是用热盐罐中高温熔盐释放热量，将汽水侧除盐水、锅炉给水、除氧水升温后送到厂外供汽单元或汽轮机主蒸汽单元。
熔盐炉可以利用燃油、燃气等燃料燃烧产热，也可利用余热锅炉回收烟气余热，利用熔盐循环泵强制熔盐液相循环，吸收热能并产生稳定蒸汽，输送给用热系统。熔盐炉已广泛应用于固碱、三聚氰胺、氧化铝等高温加热生产工艺中，市场热转换效率可达90%~95%，供热能力满足300~36000kW需求。
熔盐储能目前主要应用在光热发电、供暖、火电调峰、化工生产等过程中，储能技术发展相对较成熟，也有一定的工程应用，钢铁企业作为用能大户，有较多的余热资源，也有一定的自备电厂，在峰谷电价日益增大的背景下，熔盐储能可以为用户侧储能提供一种新的解决思路。
1.2应用场景
中国钢铁工业生产过程能源利用效率仅为30%，钢铁工业的资源和能源综合利用指标与国际先进水平相比，其差距在20％以上。能源利用效率较低主要原因在于余热回收不够充分，主要有以下几个原因。
（1）炼铁工序：高炉高温熔渣显热回收技术待成熟，回收不充分。
（2）炼钢工序：900℃之后的余热烟气因含尘量高、CO浓度高，存在爆炸风险，因此无法回收热量。
（3）轧钢工序：回收后平均排烟温度仍保持300℃~350℃，烟道后端热回收不充分。
（4）烧结工序：环冷机动静部件结合密封易漏风，余热回收量偏低。
（5）其他：厂区内部热源分散、缺少热用户，低温余热大多是通过空冷器、冷却塔等设备直接排放进入大气，没有回收热量。钢铁企业传统蓄热换热采用水作为介质进行换热。相较于介质水，熔盐作为传热蓄热介质，优点很多，比如熔盐有如下优点：
（1）使用温度范围广，温度区间为140℃~565℃，热稳定性好。
（2）通过调节熔盐的成分比例，熔盐介质的显热储热密度可达740 kJ/kg，而水的储热密度只有54~288 kJ/kg，储能密度比其他潜热和显热储能介质更高。
（3）较低黏度，较好流动性，使用寿命在30年以上，国内储存量丰富。钢铁企业是能源消耗大户，同时也是余热余能资源生产大户，为了节能增效，多数企业都会配置自备发电厂，熔盐作为一种高效环保储热介质，在钢铁企业源网荷储系统中可以发挥一定经济价值，源网荷储系统详见图1所示。
图1钢铁企业的源网荷储系统图
1.3应用特点
1.3.1用电经济性
熔盐储能可以有效提高全厂用电经济性，具体应用如煤气发电机组调峰、置换燃气锅炉供暖、余热发电机组调峰、全厂蒸汽平衡。
（1）煤气发电机组调峰
煤气柜柜容是基于生产工艺波动煤气量进行设计，有一定调峰空间，但实际生产中当煤气富余量较大时，企业通常采取点火放散方式处理，造成能源浪费。熔盐储能耦合煤气柜可以进行煤气发电调峰，实现煤气储能耦合，不仅可以优化煤气柜柜容设计，还可打通煤气柜与熔盐综合储能系统，充分利用峰谷电价差，获得更优煤气发电效益。
（2）供暖燃气锅炉煤气置换
北方钢铁企业常配置燃气或燃煤锅炉供暖，由于供暖期有限，设备全年利用小时数少，设备初始和环保投资都较高。引入熔盐储能，采用低温适用区间的熔盐与低温烟气进行换热并存储，利用谷电加热维持熔盐系统供暖稳定，可解决全厂低位余热发电能效低、饱和蒸汽发电运行不安全的问题，减少使用燃煤、燃气锅炉，并置换煤气去高效煤气发电机组发电，提高余热余能利用能效，减少废气排放，提高全厂发电量。
（3）余热发电机组调峰钢铁厂部分生产工序间断生产，如炼钢工序转炉烟气余热回收，主要采用汽化冷却装置将高温烟气降温以满足除尘要求，并进行蒸汽回收。但由于工艺原因，产生蒸汽的参数不稳定，经常需要另外配置蒸汽蓄热器、过热器等装置。同样，烧结工序生产能力低，烟气波动大，余热锅炉蒸汽参数波动频繁，导致汽轮发电机组系统运行稳定性较差、停机率较高。引入熔盐储热回收烟气余热，可解决间歇产汽波动问题，供应稳定蒸汽去汽轮机余热发电。
（4）全厂蒸汽平衡钢铁厂生产工序较多，全厂蒸汽参数受多个产汽单元影响。蒸汽管网参数可分为高温、中温、低温不同等级，熔盐储能系统通过与煤气发电、余热发电、余热供暖系统的耦合，灵活实现不同等级蒸汽自由产出，蒸汽富裕时储能，蒸汽贫乏时补汽放热的功能，满足蒸汽管网提参数或增流量要求，保证全厂生产、生活用汽稳定。
1.3.2用电安全性
熔盐储能可以有效提高全厂的用电安全性，具体应用如下。
（1）全厂安保电源备用。通过熔盐放热产生过热蒸汽，带动附属配置的第二汽轮发电机系统发电，可作为全厂黑启动安保电源，有效解决孤网运行电厂黑启动问题。
（2）保障安全用汽、启动用汽。储能系统产汽可保障发电机组启动用汽、汽封用汽和炼钢车间高炉汽鼓、烧结汽鼓、制氧压缩机等备用用汽需求。
（3）提高机组运行寿命。高温熔盐系统可提高全厂蒸汽回收参数，对于全厂饱和蒸汽发电，可减小机组末级叶片颤振和水蚀，减少轴系振动，提高机组寿命。
（4）更广范围调控机组负荷。锅炉最低稳燃负荷为额定负荷的30%~50%，锅炉偏离经济负荷越大，热效率降低越多。汽机低负荷运行能力要远高于锅炉。储能系统可以实现汽轮机和锅炉运行解耦，在不减小锅炉运行负荷条件下，将最小技术出力降至汽轮机负荷的20%~25%，在保证安全性同时，提高发电机组调峰能力。
1.3.3调度灵活性
熔盐储能可以有效提高全厂用电灵活性，有效拓宽新能源机组装机容量和减少电力外送压力。
（1）扩宽新能源装机容量。随着钢铁厂配置风电、屋顶光伏发电比例增大，电网系统将会存在较大的供电波动。目前光伏、风电系统常规配置较多的是电化学储能，但是电化学储能存在投资较高的问题，据研究人员对10 MW电化学储能技术经济性核算，全生命周期电成本约为1.158元/kWh，且蓄能时间有限，不能与煤气、蒸汽较好耦合。熔盐储能为新能源利用提供了更广适用范围。熔盐储能配合电化学储能，可以减少电化学储能总装机容量，一方面解决全厂供配电系统电压脉冲、涌流、电压跌落等电能问题，另一方面还可实现新能源的长时蓄能调峰。
（2）减少电力外送压力。随着钢铁厂热回收技术的发展，能耗逐渐降低，全厂富余二次能源逐渐增加，部分钢铁企业自发电率已逼近或超过100%。有些地区不具备外送电力条件，余电上网电价一般较低，有时电网甚至需增收一定调峰外送费。引入熔盐储能可以减少新能源发电外送，在尖峰区间储能，削峰填谷错峰用电，降低电力外送压力，提高用电经济性。
2系统设计评估思路
钢铁厂电力系统一般是多元化、相互耦合、波动变化的。熔盐储能设计需要在保证系统安全稳定运行前提下，让钢铁企业的储能效益最大化。
规划设计首先需要整理不同影响因素之间的相互关系。发电系统优先保证绿电满发，不弃光、不弃风。容量设计需要了解钢铁企业全厂工艺设备配置、全厂发电机组配置、市场发售电峰谷电价等情况。综合考虑不同因素变化带来的影响，在保证钢铁厂生产、电力系统安全前提下，优化获得上网/下网最优经济效益年值。
经济效益年值往往与多种因素相关，其中需要考虑的影响因素包括：全厂已有发电机组配置及发电机组调峰空间、全厂生产生活电耗及耗电可调峰空间、新建熔盐储能系统调峰空间、已有煤气柜柜容调峰空间、其他已有储能方式调控空间等，并且需要综合考虑引入熔盐储能系统后，原发电系统的用能调度变化、负荷变化、能效变化，结合外围的售电、购电价格、系统改造费、工程新建费等因素，以较小的时间范围综合评估，形成最优经济效益年值。
熔盐储能的经济效益是可观的，盈利方式主要为以下几点。
（1）共享储能容量租赁制度，开展储能容量租赁。
（2）辅助服务市场调峰调频收益。包括用户侧“谷充峰放”获取价差，电网侧调峰调频收入，火电降负荷储能服务调峰收入，新能源减少弃电参与调峰的收入等。
（3）电力现货市场峰谷电价差套利。据2022年7月电网代理购电价格看，多地峰谷电价差呈现上涨趋势，60%省市达0.7元/kWh，最高接近1.3元/kWh，具体数据见图2。
1~10 kV大工业用电（部分地区执行1.5倍代理购电电价）
图2各省份峰谷电价差
储能系统投资与储能规模大小息息相关，储能系统关键设备如熔盐罐、熔盐蒸汽发生器的设备造价和储能规模并非呈线性增长关系，储能规模越小，单位储能投资成本越高。
按太阳能供暖系统储能投资0.0293万元/kWh估算，以功率30MW（容量245MWh）抽汽调峰熔盐蓄热为例，假设135MW煤气发电机组从100%负荷调峰到65%负荷，错峰蓄能发电，峰谷电价按0.9元/kWh和0.3元/kWh计，储能系统估算理论综合效率76%，虽然系统发电效率会从42%降为熔盐储能系统的32%，但是整体改造投资回收期仅为5~6年。
以功率1.6MW（容量12.8MWh）谷电加热熔盐蓄热供暖为例，对外提供60℃~70℃热水，峰谷电价按0.9元/kWh和0.3元/kWh计，系统效率90%，热水价格15元/t，供暖期4个月，参考北京市热力集团有限责任公司的熔盐供暖项目，预估投资318.68万元/MW，预估2年左右便可收回投资。
3未来发展研究方向
3.1热力系统与熔盐介质研究
市场上不同组成的熔盐介质热力特性有较大差异，钢铁行业余热资源是多元化的，使用温度区间多少有一定差异，高效利用余热需要选定特定温度区间的熔盐介质，进行差异化系统设计模拟，并结合市场价格进行系统投资效益核算。
现有熔盐普遍存在温度降低后凝固“冻结”、过度加热后介质失效的问题，储能介质性能差异对系统效率影响很大。目前常规工程做法是被动性防冻堵，方法如下。
（1）系统工程设计优化。如大口径管路使用，设计管系等应力条件下，力求简单、少弯、多直段，水平管道带一定坡度，自身重力回流。
（2）加强保温，多点布置温度测点以便观测，合理布置保温材料。
（3）添加压缩空气系统，压缩空气直通熔盐管道。
（4）有效设置电伴热并加强系统监测。未来需积极探索主动性防冻堵解决方案，研发适用于工程应用、热物能更优的熔盐介质，从介质源头解决冻堵问题，优化和提高系统能效，获取更高经济效益。
3.2储能系统与电价政策关系研究
熔盐储能运行经济性与电价直接挂钩，外围电力交易政策、辅助服务政策等对电价影响很大。不同省份电价差异较大，储能配置必须考虑地区电价政策差异并建立完善的评估体系。熔盐储能经济效益需要结合特定应用场景、特定技术方式、地区税收和供配电等政策优惠情况具体评估。企业宜尽早将储能系统纳入集成管理，合理评估系统投资回收期。
3.3储能系统与生产工艺的耦合研究
熔盐储能在形成一定规模后，经济效益是可观的，但钢铁厂热源分布较散，热源品质也不同，热用户往往也不在附近区域，这就导致熔盐系统的设计需要结合钢铁企业的特定生产场景、特定生产工艺，例如炼钢、轧钢、烧结等生产工艺，合理设计储能规模并与常规热储能方式进行技术经济对比，在系统运行安全基础上确保技术经济可行。
4结论
在新能源大力发展环境下，储能市场应用场景逐渐增加，熔盐储能作为一种成熟的储能技术，在钢铁行业有较大挖掘空间。本文通过对熔盐储能发展现状、应用场景、系统设计评估思路以及未来发展方向的研究，为工程设计提供一定参考依据。
本文转自《冶金动力》，作者吴娅，王方明，王毅。
