《工业领域碳达峰实施方案》明确提出优化用能结构等钢铁企业节能降碳的实施路径，提出加强新能源利用，增强源网荷储协调互动，加快新型储能规模化应用等要求。此前，国家相关部委也围绕“双碳”目标推出多项政策，如《“十四五”现代能源体系规划》（国家发展改革委、国家能源局）、《“十四五”工业绿色发展规划》（工信部）、《“十四五”新型储能发展实施方案》和《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》（国家发展改革委、国家能源局）等都明确提出加快钢铁行业绿色升级，通过建设储能电站、源网荷储一体化示范项目等，促进高耗能企业能源结构转型。
当前，钢铁行业处于向“多能互补”用能新格局转型的时期，多数钢铁企业仍比较迷茫，仅进行了屋顶光伏、钢化联产、余热供暖等方面的探索。在传统管理模式下，钢铁能量流基本无序，且运行效率低、耗散损失大。为此，钢铁行业亟须构建以储能为核心的闭环运行网络，提高现有能源流系统能效。类似于煤炭在我国能源体系中的“压舱石”作用，钢铁行业稳定的二次能源发电也是“压舱石”，如何做好与光伏等新能源的协调互补，是当前行业面临的重要议题。
在追求极致能效的同时，创新优化能源结构是助力钢铁企业实现碳中和的重要手段。其中，新型低碳多能互补能源体系及储能系统的构建对钢铁企业尤为关键。钢铁企业通过构建新型低碳多能互补能源体系及储能系统，形成企业用户侧“源网荷储一体化和多能互补系统”，既可系统提升能效，又可增加新能源应用、优化能源结构。
多能互补 实现能源利用“1+1＞2”
多能互补的目的是在不同条件下按照不同方式对能源进行合理利用，实现“1+1＞2”的产出效益。该方式能够通过不同种类能源和燃料的相互补充与综合利用，大幅提升能效并合理利用可再生能源。
用能的核心是能源的“㶲”值，即最大做功能力，从而改变以往用能重视数量、忽略品质的弊端。同时更主要的是要考虑“㶲”平衡、重视“㶲”效率，这对于挖掘节能潜力、采取节能措施，均有较大推动作用。
大多数情况下，钢铁行业主要涉及对能源的“㶲”值利用，但有时候只需要低品位热能的利用，能源的“㶲”效率很低。例如工艺上侧重于低品位热能的利用，但企业往往使用高品位的热能，出现了高能低用的能量损失情况。钢铁企业对低品位能源的需求量相对较少，多为利用中高品位能源发电，发电过程既消耗大量热能，又需要电能对低品位热能进行冷凝，能源系统效率较低。针对这些情况，各个工艺环节可以考虑采取一些多能互补的优化路径——
针对烧结烟气参数波动、余热发电效果不佳的情况，可在烟气中补燃一部分煤气，产生1000摄氏度高温烟气，并与部分400摄氏度烟气混合，在补气燃烧室中烟气温度达到700摄氏度以上，将饱和蒸汽加热成为450摄氏度的过热蒸汽，可使综合系统效率达到最大化，提升发电效率。
针对炼钢烟气波动对余热锅炉产汽的影响，可补燃一定量的煤气，综合系统即可实现不同品位余热余能的综合梯级利用。
针对焦炉、加热炉换向阀混入冷空气造成排烟温度较低的情况，利用低压蒸汽先对进气进行加温以提高排烟温度，再补燃高炉煤气进行高温燃烧，实现高、低位烟气互补以提高发电效率。
针对全厂大量40摄氏度~50摄氏度低温冷却水，采用溴化锂热泵技术，辅以少量蒸汽，提高循环水的温度后再供出。
拓展传统储能系统功能 提高发电效率和峰谷效益
储能技术可以解决能源供求的时空不匹配问题，是提高能源利用效率的有效手段。长期以来，煤气柜、蓄热器作为钢铁生产中传统的储能设施，在调节能源参数平衡、保障用能储备、提供安全保障等方面发挥着重要作用。
在钢铁生产中，煤气柜可用于调节煤气动态平衡、平衡热值波动，是钢铁企业重要的能源设备。煤气柜的传统作用主要有储存煤气、平衡管网压力、保障管网安全等。在新形势下，煤气柜需要进一步发挥调峰作用，根据峰谷时段实时自动充柜、降柜，提高峰谷发电差效益。谷段升柜，适当降低发电量，多用低价电，为峰段发电储存煤气；峰段降柜，供发电使用，提高发电量，减少外购高价电，降低购电成本。
传统蒸汽蓄热器用于解决转炉余热蒸汽波动问题，可将间断性供汽转变为稳定、连续供汽，减小对全厂蒸汽管网的冲击。对于蓄热器的优化使用，需要采取进一步核定蓄热器能力、将多台并列的卧式筒形蓄热器改造为球形蓄热器、蓄热器后配备低压蒸汽燃气式过热装置等措施。
在新的发展形势下，煤气柜、蓄热器也需要在传统功能的基础上进一步拓展优化，在提高煤气蒸汽发电效率、煤气峰谷发电差效益等方面发挥作用。
创新应用新型储能系统 解决能源供求时空不匹配问题
在钢铁企业，有一定应用场景的新型储能系统包括储热系统、电化学储能系统、液化空气储能系统等。在新的发展形势下，新型储能将有更大的发展空间，有助于解决能源供求时空不匹配问题。
储热系统。钢铁企业通过余热锅炉回收热能，经蓄热器后传送至余热发电机组，热能利用率不高。熔盐储热系统可以存储间歇性和周期性的余热，提高回收蒸汽的参数值和稳定性，从而提升余热发电的效率和灵活性；也可与煤气发电机组耦合，结合峰谷电价、能源数字化、生产电力负荷调控等措施，既提高自发电率，又提升能源系统调节能力。除煤气机组外，储热技术还可用于余热发电调峰，如干熄焦储热调峰系统、烧结余热发电储热调峰系统。目前，山西建龙正在建设钢铁行业首套煤气熔盐储热调峰项目，预计2023年下半年投运。
通过配置储热系统调峰，可以起到3个方面作用：一是稳定波动较大的余热余能，提升余热发电机组发电效率；二是利用峰谷价差创效，降低企业生产成本；三是促进可再生能源消纳，实现钢铁生产流程低碳运行。图1为储热系统示意图。
电化学储能。电化学储能转化效率高、比能量（即单位重量或单位体积电池对外输出的能量）和比功率高（即单位时间电池的比能量）、响应速度快（毫秒级）。在电源侧，能够实现平滑能源出力等功能；在电网侧，可参与电网调峰调频等电力辅助服务和电能质量改善。
当钢铁企业引入新能源发电时，由于新能源电站发电量随风、光强度而波动，导致电网结构和电力波动较为复杂，存在弃“风”弃“光”等现象，因此，需要储能系统对富余发电量进行储存，同时对电网波动进行调频处理。电化学储能作为新能源发电的强制配套措施，配套过少易导致电能质量差，过多又会大幅增加投资成本。为了确保新能源电力质量满足并网和用户要求，通常在新能源发电项目中配置10%~20%的储能比例。
与单一的新能源电站不同，在钢铁企业中引入新能源后，会形成一个“源—网—荷—储”的企业微网系统；由于钢铁企业内的电力调度更为复杂，需要同时考虑钢铁企业各生产工序的用能及负荷波动情况，对储能系统进行重新设计。
液化空气储能。空分装置是一种以消耗电能为主，生产大规模氧气、氮气、氩气等工业气体的设备。空气分离工序在钢铁企业中通常消耗1/5~1/4的电力，具备很大的调峰潜力。空分装置本身具备一定的变负荷生产能力，可利用分时电价进行错峰生产，在电价高时低负荷生产，在电价低时高负荷生产，大幅降低生产用电成本；还可以通过调节压缩机在不同时间段的功耗，控制空气液化量和存储量，利用液化空气储能实现用电负荷的调节。
液化空气储能技术的原理是通过低温液化技术利用过剩电能，将常温常压空气液化存储在贮槽，将电能转化成深冷能；发电时，液化空气经过增压加热气化后输入到发电膨胀机，深冷能转化成电能补充到电网系统中。
钢铁企业具备液化空气储能所需的空分装置，通过液化空气储能与空分设备有机耦合，可以最大化节约设备投资成本，提高储能经济效益。此外，钢铁企业有大量低品位余热，也可以与液化空气储能实现多能互补，提高储能的综合效率。图2为液化空气储能与空气分离耦合流程示意图。
氢储能。氢储能具有响应时间短、调节灵活性高、调峰周期长、存储逸散等优点，可对可再生能源高峰时节发出的风电、光电通过电解制氢进行存储，促进新能源平滑并网，缓解弃“风”弃“光”现象，提高钢铁企业对新能源的消纳能力。
与其他燃料相比，氢的质量能量密度大，但体积能量密度低（汽油的1/3000），因此，构建氢储能系统的一大前提条件就是在较高体积能量密度下储运氢气。尤其是当氢气应用到交通领域时，还要求有较高的质量能量密度。此外，以氢的燃烧值为基准，“将氢的储存运输所消耗的能量控制在氢燃烧热的10%以内”为理想状态。目前，氢气的储存可分为高压气态储氢、低温液态储氢和金属固态储氢，对储氢技术的要求是安全、大容量、低成本和取用方便。
整体来看，钢铁企业与氢能应用有着良好的协同促进关系，钢铁企业既是产氢单位又是用氢单位，应用氢能可助力钢铁产业实现高质量绿色发展。氢能作为理想的新型能源载体，在“双碳”背景下，氢储能系统具有明显的优越性，但因为技术和材料限制，目前还存在效率低、成本高问题。结合钢铁企业能源特点，建议积极跟踪低温液态氢存储技术路径。低温法存储液氢可以与空气液化、空气分离耦合储能，通过氢气/空气液化冷量互补，提高能源使用效率。
集成应用储能系统 经济可行性良好
以国内某北方钢企进行储能系统集成应用为例，该企业采用长流程（无焦化工序）工艺，生产总电耗约350兆瓦，其中空气分离电耗约占总电耗的24%。发电系统现有2台100兆瓦亚临界煤气机组，实际发电功率为180兆瓦，可在50%~103%范围内调节；2台烧结余热发电机组（1台12兆瓦、1台9兆瓦），实际发电功率为13.4兆瓦，可在60%~100%范围内调节；1台TRT（高炉煤气余压透平发电装置）发电功率为5.9兆瓦。自备电厂总发电功率合计199.3兆瓦，为满足生产需要（350兆瓦），需向电网购电150余兆瓦。
该企业规划建设20兆瓦屋顶光伏发电、100兆瓦湖面光伏发电以及200兆瓦地面光伏发电项目，合计320兆瓦，从而降低了企业购电成本和碳排放。320兆瓦光伏发电项目投产后，在晴天午间，光伏最大功率为288兆瓦。引入新能源前，企业自发电电力缺口仅为150余兆瓦，因而光伏发电最大富余功率为138兆瓦。整个午间光伏发电富余量预计约65.6万千瓦时，光伏富余电量只能以较低价格上网（低于谷电价格上网）。而在17:00—23:00时段，为弥补150兆瓦的电力缺口，企业又以峰电甚至尖峰电价从电网购入，减少了企业的应有效益。与此同时，引入新能源发电会对钢厂现有余热发电及电力系统造成影响，从用能安全性考虑，同样有必要引入储能系统，并开发出相应的企业电力调控机制。
针对新能源引入后的用能安全性和经济性问题，该企业构建了基于钢铁生产流程的多能储能系统，根据企业实际情况以及储能投资成本，构建起由电化学储能、液化空气储能、煤气和储热组成的储能系统（考虑到氢储能目前不具备应用经济性，暂未引入）。具体而言，企业将电化学储能用于光伏发电一次调峰，以提高光伏发电电能质量；以空分装置为基础，构建液化空气储能系统；通过煤气柜存储煤气，调节自备电厂电力负荷变化；选用高温熔盐储热方式，对高炉煤气燃烧加热；通过熔盐换热产生高温超高压蒸汽，共用原有煤气发电机组发电。储能系统建成后，还需对其电力调度进行优化，最大化发挥其储能调峰作用，节约企业购电成本。
该企业将储能系统分布式植入钢铁工艺流程中，减少了设备投资，增大了储能容量，促进了新能源发电与钢铁的进一步结合。在储能效率85%、电网电价0.6元/千瓦时的情况下，该企业储能系统年收益9000万元，静态投资回收期仅4.5年，经济可行性良好。图3为钢铁企业储能系统构建示意图。
结论与建议
当前，钢铁行业处于向“多能互补”用能新格局转型的时期，钢铁行业及企业应担当作为，携手挖掘能源转换潜力，实现极致能效，同时创新优化能源结构，助力实现碳中和。
国家及行业层面。一是选择优秀企业、优秀流程，进行钢铁流程多能互补、低碳高效运行模式及能源技术改造示范开发。二是立项支持能源高效转换技术创新突破，如烧结竖式换热装置、焦炉荒煤气余热高效回收发电、转炉烟气余热回收发电、冶金渣余热高效回收等。三是对于能效标杆企业给予绿色信贷、减免停限产等方面的政策支持，并严格贯彻执行可再生能源不纳入能源总量的政策。
企业层面。其一，能效提升是钢铁行业当前乃至未来相当长一段时间的中心工作，钢铁企业都应以钢铁行业能效标杆三年行动方案为总纲，制订本企业能效提升三年行动计划，指导企业全系统分步实施节能降碳工作。
其二，主体工序能效达标杆是近期相对迫切的工作。此项工作建议紧紧围绕国家相关政策、中国钢铁工业协会的《钢铁行业能效标杆三年行动方案》以及“三清单、两标准、一系统”的总体部署来完成，特别是要高度重视并积极参与 “双碳最佳实践能效标杆示范厂”培育工作。
其三，能效提升是一项系统工程，建议钢铁企业在主体工序能效达标的基础上，从余热深度回收及梯级利用、能源网络分布式耦合优化、煤气发电能效（自发电）提升、跨行业协同与碳氢元素原料利用耦合等多维度进行系统能效提升，切实降本增效。
其四，钢铁企业应高度重视能源结构优化，充分利用钢铁余热余能资源丰富的优势，尝试构建符合自身特点的低碳多能互补能源体系以及多能存储的储能系统，推动太阳能、绿电等清洁能源应用比例增加，实现绿色低碳高质量发展。（熊超 温燕明）
上篇详见6月8日02版
（作者熊超系冶金工业规划研究院总设计师，温燕明系原济南钢铁集团副总经理）
