热力发电

项目	设定值
额定功率/MW	670
主/再热蒸汽压力/MPa	24.200/4.224
主/再热蒸汽温度/℃	566.0/566.0
主/再热蒸汽流量/(kg·s^–1)	528.0/448.5
背压/MPa	0.045
中压力缸排汽压力/MPa	1.170
小汽轮机背压/MPa	0.05
发电机/机械效率/%	99.0
给水加热压降/%	0.4
加热器下端差/℃	5.4
给水温度/℃	285.8
轴封联想压力/MPa	0.015
冷却水进口温度/℃	20.0

项目	设定值
额定功率/MW	670
主/再热蒸汽压力/MPa	24.200/4.224
主/再热蒸汽温度/℃	566.0/566.0
主/再热蒸汽流量/(kg·s^–1)	528.0/448.5
背压/MPa	0.045
中压力缸排汽压力/MPa	1.170
小汽轮机背压/MPa	0.05
发电机/机械效率/%	99.0
给水加热压降/%	0.4
加热器下端差/℃	5.4
给水温度/℃	285.8
轴封联想压力/MPa	0.015
冷却水进口温度/℃	20.0

主要参数	100%THA工况	50%THA工况
主蒸汽压力/MPa	24.200	24.200	0	16.550	16.454	0.58
主蒸汽温度/℃	566.00	566.00	0	566.00	566.00	0
主蒸汽流量/(kg·s^–1)	528.00	527.30	0.13	252.00	252.85	0.33
再热蒸汽压力/MPa	4.22	4.23	0.03	2.16	2.18	0.97
再热蒸汽温度/℃	566.00	566.00	0	566.00	566.00	0
再热蒸汽流量/(kg·s^–1)	448.50	446.48	0	242.50	240.08	0.01
给水温度/℃	285.80	283.80	0.71	244.00	243.05	0.38
发电功率/MW	670.00	669.80	0.03	335.00	335.00	0

主要参数	100%THA工况	50%THA工况
主蒸汽压力/MPa	24.200	24.200	0	16.550	16.454	0.58
主蒸汽温度/℃	566.00	566.00	0	566.00	566.00	0
主蒸汽流量/(kg·s^–1)	528.00	527.30	0.13	252.00	252.85	0.33
再热蒸汽压力/MPa	4.22	4.23	0.03	2.16	2.18	0.97
再热蒸汽温度/℃	566.00	566.00	0	566.00	566.00	0
再热蒸汽流量/(kg·s^–1)	448.50	446.48	0	242.50	240.08	0.01
给水温度/℃	285.80	283.80	0.71	244.00	243.05	0.38
发电功率/MW	670.00	669.80	0.03	335.00	335.00	0

方案	储热方式	排汽利用方式	释热方案
W1	光热+主蒸汽+电锅炉	采暖抽汽	S-CO₂
W2	光热+主蒸汽+电锅炉	驱动小汽轮机+采暖抽汽	S-CO₂+小汽轮机
W3	光热+再热蒸汽+电锅炉	采暖抽汽	S-CO₂
W4	光热+再热蒸汽+电锅炉	驱动小汽轮机+采暖抽汽	S-CO₂+小汽轮机
W5	光热+电锅炉（高排抽汽）	驱动小汽轮机+采暖抽汽	S-CO₂+小汽轮机
W6	光热+电锅炉（中排抽汽）	驱动小汽轮机+采暖抽汽	S-CO₂+小汽轮机

方案	储热方式	排汽利用方式	释热方案
W1	光热+主蒸汽+电锅炉	采暖抽汽	S-CO₂
W2	光热+主蒸汽+电锅炉	驱动小汽轮机+采暖抽汽	S-CO₂+小汽轮机
W3	光热+再热蒸汽+电锅炉	采暖抽汽	S-CO₂
W4	光热+再热蒸汽+电锅炉	驱动小汽轮机+采暖抽汽	S-CO₂+小汽轮机
W5	光热+电锅炉（高排抽汽）	驱动小汽轮机+采暖抽汽	S-CO₂+小汽轮机
W6	光热+电锅炉（中排抽汽）	驱动小汽轮机+采暖抽汽	S-CO₂+小汽轮机

项目	数值
经度/°E	97.12
维度/°N	40.35
年均温度/℃	6.90
年均风速/(m·s^–1)	4.20
清洁度	0.97
反射率	0.95
集热塔高/m	220
容量/MW	150

项目	数值
经度/°E	97.12
维度/°N	40.35
年均温度/℃	6.90
年均风速/(m·s^–1)	4.20
清洁度	0.97
反射率	0.95
集热塔高/m	220
容量/MW	150

主要参数	设计值	计算值	误差/%
透平做功/MW	208.00	206.26	0.83
主压缩机耗功/MW	31.50	30.82	2.15
再压缩机耗功/MW	23.40	23.24	0.68
高温回热器换热量/MW	300.00	300.45	0.15
低温回热器换热量/MW	223.00	222.79	0.09
循环效率/%	46.05	45.89	0.34

主要参数	设计值	计算值	误差/%
透平做功/MW	208.00	206.26	0.83
主压缩机耗功/MW	31.50	30.82	2.15
再压缩机耗功/MW	23.40	23.24	0.68
高温回热器换热量/MW	300.00	300.45	0.15
低温回热器换热量/MW	223.00	222.79	0.09
循环效率/%	46.05	45.89	0.34

项目	高温储罐	低温储罐
储罐材料	304钢	304钢
储罐压力/MPa	1.0	0.5
储罐温度/℃	580	360
工质质量/t	38 000	38 000
储罐体积/m³	25 000	25 000

项目	高温储罐	低温储罐
储罐材料	304钢	304钢
储罐压力/MPa	1.0	0.5
储罐温度/℃	580	360
工质质量/t	38 000	38 000
储罐体积/m³	25 000	25 000

项目	数值
组成成分质量分数（KCl/NaCl/ZnCl₂）/%	23.9/7.5/68.6
熔化温度/℃	204
稳定极限温度/℃	650
密度（700 ℃）/(g·cm^–³)	2.0
比热容（300~600 ℃）/(kJ·(kg·K)^–1)	0.8
材料价格/(美元·kg^–1)	0.8~1.0

项目	数值
组成成分质量分数（KCl/NaCl/ZnCl₂）/%	23.9/7.5/68.6
熔化温度/℃	204
稳定极限温度/℃	650
密度（700 ℃）/(g·cm^–³)	2.0
比热容（300~600 ℃）/(kJ·(kg·K)^–1)	0.8
材料价格/(美元·kg^–1)	0.8~1.0

w(C)/%	w(H)/%	w(O)/%	w(N)/%	w(S)/%	LHV/(MJ·kg^–1)
77.90	6.60	13.50	1.17	0.21	25.75

w(C)/%	w(H)/%	w(O)/%	w(N)/%	w(S)/%	LHV/(MJ·kg^–1)
77.90	6.60	13.50	1.17	0.21	25.75

项目	100%THA工况	50%THA工况
机组抽汽调峰深度（图3）	W2>W1>W5>W4>W3>W6	W2>W1>W5>W4>W3>W6
机组抽汽+电加热综合调峰深度（图4）	W5>W6>W1>W3>W2>W4	W1>W5>W3>W2>W4>W6
机组抽汽调峰热效率/㶲效率（图4）	W6>W5>W3>W4>W1>W2	W6>W5>W3>W4>W1>W2
机组抽汽+电加热综合调峰热/㶲效率（图5）	W2>W1>W4>W3>W5>W6	W2>W4>W3>W6>W5>W1
S-CO₂系统热效率（图5）	W2>W4>W5>W6≈W3≈W1	W2>W4>W5>W6≈W3≈W1
S-CO₂系统㶲效率（图6）	W3≈W1≈W5≈W6>W4>W2	W3≈W1≈W5≈W6>W4>W2
S-CO₂系统消耗高温熔盐质量流量（图6）	W1=W3≈W6>W4>W5>W2	W1=W3≈W6>W4>W5>W2

项目	100%THA工况	50%THA工况
机组抽汽调峰深度（图3）	W2>W1>W5>W4>W3>W6	W2>W1>W5>W4>W3>W6
机组抽汽+电加热综合调峰深度（图4）	W5>W6>W1>W3>W2>W4	W1>W5>W3>W2>W4>W6
机组抽汽调峰热效率/㶲效率（图4）	W6>W5>W3>W4>W1>W2	W6>W5>W3>W4>W1>W2
机组抽汽+电加热综合调峰热/㶲效率（图5）	W2>W1>W4>W3>W5>W6	W2>W4>W3>W6>W5>W1
S-CO₂系统热效率（图5）	W2>W4>W5>W6≈W3≈W1	W2>W4>W5>W6≈W3≈W1
S-CO₂系统㶲效率（图6）	W3≈W1≈W5≈W6>W4>W2	W3≈W1≈W5≈W6>W4>W2
S-CO₂系统消耗高温熔盐质量流量（图6）	W1=W3≈W6>W4>W5>W2	W1=W3≈W6>W4>W5>W2

基于超临界二氧化碳循环的“光火储”一体化发电系统调峰性能研究

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田松峰 ¹^,² , 徐琛 ¹^,² , 张倩 ¹^,² , 姚静 ¹^,² , 刘旭 ¹^,² , 翟启超 ¹^,²

热力发电 | 源网荷储一体化技术研究 2025,54(2): 9-20

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热力发电 | 源网荷储一体化技术研究 2025, 54(2): 9-20

基于超临界二氧化碳循环的“光火储”一体化发电系统调峰性能研究

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田松峰¹^,², 徐琛¹^,², 张倩¹^,², 姚静¹^,², 刘旭¹^,², 翟启超¹^,²

作者信息

^1.华北电力大学动力工程系，河北　保定　071003

^2.河北省低碳高效发电技术重点实验室，河北　保定　071003

田松峰（1966），男，博士，教授，主要研究方向为热力设备状态检测与故障诊断，13503320251@163.com。

通讯作者:

张倩（1982），女，博士，副教授，主要研究方向为叶轮机械的稳定运行，qianzhang@163.com。

Peak regulation performance of “photothermal storage” integrated power generation system based on supercritical carbon dioxide cycle

Songfeng TIAN¹^,², Chen XU¹^,², Qian ZHANG¹^,², Jing YAO¹^,², Xu LIU¹^,², Qichao ZHAI¹^,²

Affiliations

^1.Department of Power Engineering, North China Electric Power University, Baoding 071003, China

^2.Key Laboratory of Low-carbon and Efficient Power Generation Technology of Hebei Province, Baoding 071003, China

出版时间: 2025-02-25 doi: 10.19666/j.rlfd.202406150

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摘要

收起

为建设大容量灵活性调节电源，并解决燃煤机组冬季调峰供暖两难兼顾的问题，在传统火电（CFPP）基础上，利用太阳能和熔盐储热提出了6种兼顾冬季供暖的新型“光火储”一体化发电系统。通过EBSLION软件对该系统进行建模，从储热负荷和用电负荷2个角度对各方案的热力性能、调峰性能等方面进行了比较分析。采用“抽汽+电加热”储热方案显著提升了火电机组的调峰能力；在各方案中，方案W1展现出最大的调峰深度为92.71%；而方案W6则表现出最低综合度电煤耗仅为178.15 g/(kW·h)，日节约标准煤量可达182 t；此外，方案W2最高循环热效率达到55.2%；用“光煤”共储的方案充分提升了超临界二氧化碳（S-CO₂）系统备用容量，“抽汽储热”后驱动“小透平”辅助S-CO₂系统后供暖，实现了冬季调峰供暖的双重目标。此类系统不仅拓宽了燃煤机组调峰能力，保障了民生供暖，同时充分利用太阳能资源，降低度电煤耗，并提升S-CO₂系统备用容量及发电小时数，为大容量灵活性调节电源建设提供了理论和工程指导。

关键词

光煤互补发电 / 熔盐储热 / 调峰深度 / 调峰容量 / 系统效率

Abstract

收起

In order to build a large capacity flexible power supply and solve the dilemma of balancing winter peak shaving and heating for coal-fired units, six new “solar thermal storage” integrated power generation systems are proposed based on conventional thermal power plants (CFPP), utilizing solar energy and molten salt thermal storage to balance winter heating. The system is modeled using EBSLION software, and a comparative analysis is conducted on thermal performance and peak shaving performance of each scheme from the perspectives of thermal storage load and electricity load. The use of a “steam extraction + electric heating” thermal storage scheme significantly improves the peak shaving capability of thermal power units. Among the various schemes, Scheme W1 exhibits the maximum peak shaving depth of 92.71%, Scheme W6 shows a minimum comprehensive coal consumption of only 178.15 g/(kW·h), with a daily saving of 182 tons of standard coal. In addition, Scheme W2 achieves the highest cycle thermal efficiency of 55.2%. The use of the “light coal” storage scheme fully enhances the backup capacity of the supercritical carbon dioxide (S-CO₂) system, and the “extraction steam storage heat” drives the “small turbine” to assist the S-CO₂ system in heating, achieving the dual goal of peak shaving heating in winter. This type of system not only expands the peak shaving capacity of coal-fired units, ensuring heating for people’s livelihoods, but also fully utilizes solar energy resources, reduces coal consumption per kilowatt hour, and enhances the reserve capacity and power generation hours of S-CO₂ systems, providing theoretical and engineering guidance for the construction of high-capacity flexible regulation power sources.

Key words

solar hybrid coal-fired power generation / molten salt thermal storage / peak shaving depth / peak shaving capacity / system efficiency

引用本文

田松峰, 徐琛, 张倩, 姚静, 刘旭, 翟启超. 基于超临界二氧化碳循环的“光火储”一体化发电系统调峰性能研究. 热力发电, 2025 , 54 (2) : 9 -20 . DOI: 10.19666/j.rlfd.202406150

Songfeng TIAN, Chen XU, Qian ZHANG, Jing YAO, Xu LIU, Qichao ZHAI. Peak regulation performance of “photothermal storage” integrated power generation system based on supercritical carbon dioxide cycle[J]. Thermal Power Generation, 2025 , 54 (2) : 9 -20 . DOI: 10.19666/j.rlfd.202406150

正文

收起

为实现“双碳”目标，风能、太阳能等波动性、间接性、不可预测性可再生能源装机规模迅速增长，给电网的稳定运行带来了巨大的挑战^[1-3]。为加速我国能源结构清洁化转型，亟需建设一批大容量灵活性调节电源提升调峰、调频能力，协同清洁能源大基地建设，保障电力系统安全稳定运行^[4]。但受限于我国资源禀赋特征和可再生能源发展现状，煤电仍将是我国电力结构中不可或缺的部分，作为主体性电源发挥兜底保障作用^[5-6]。

现阶段，熔盐储热技术因其具有储能密度高、储能周期长、投资成本低廉^[7-9]，被认为是一种解决可再生能源消纳^[10]、改善火电机组调峰性能^[11-12]、克服自然节律对光热电站影响^[13]并构建新型卡诺电池^[14]的主要技术方法。马汀山等^[12]将燃煤机组低压缸切除技术与熔盐储热技术相结合，调峰深度可达90.2%。张珂臻等^[15]提出了一种集成高温烟气和过热蒸汽的新型熔盐蓄热系统，30%THA工况下调峰深度可达85.49%。受限于储热温度、蒸汽朗肯循环等物理限制，蓄热系统依旧面临循环效率低、度电煤耗高等多重问题，采用光热与燃煤互补集成方案，可提供稳定可靠的低碳电力。庞力平等^[16]在此基础上提出了烟气再循环系统，进一步降低了系统发电煤耗。肖卓楠等^[17]在此基础上结合多热源联合调峰供暖系统，使热电联产机组具备了一定的调峰能力。Jiang等人^[18]采用热能储存（TES）系统，实现高品位太阳能梯级利用。光热发电面临高投资、极端天气影响及低转化率问题，超临界二氧化碳（S-CO₂）储热型塔式太阳能发电可平稳发电、调节功率，解决新能源发电波动。Liang等人^[19]提出了一种新型经济环境优化方法，增强了布雷顿循环效率及系统经济性。Osorio等人^[20]研究了CSP-S-CO₂在不同季节条件下的动力学行为，表明该系统适用水资源匮乏的沙漠地区。上述文献分别就火储联合发电、光煤互补发电、光储耦合发电进行了深入探究，但对“光火储”一体化发电系统的研究较少，对灵活性调节方面的研究更是寥寥。李斌等^[21]在传统火电机组（CFPP）基础上，开发利用太阳能和压缩空气储能，提出了“光火储”一体化发电系统，提高可再生能源的利用率，然而压缩空气储能，受限于天然盐穴，较难广泛应用。所以采取因地制宜，优势互补的灵活性改造、绿色低碳化升级策略，对构建更加低碳环保的大容量灵活性调节电源具有指导意义^[22]。

基于西部能源结构现状，以甘肃省敦煌市为研究背景，在670 MW燃煤机组基础上提出了基于S-CO₂的“光火储”一体化发电系统作为灵活性调节电源代替百万千瓦调峰火电，通过“光煤”共储、“熔盐储热”、“小透平”辅助S-CO₂系统后供暖等多种方式，设计了6种耦合方案旨在探究太阳能光热发电与燃煤发电耦合熔盐储热的优势互补关系，在调峰、供暖和减碳等多个方面进行综合考虑，为西部清洁能源基地建设大容量灵活性调节电源提供设计思路和工程指导。

1　热力系统建模

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本文选取了型号为N670-24.2/566/566的超临界、单轴、三缸、四排汽、一次中间再热直接空冷凝汽式汽轮机，额定背压45 kPa；回水加热系统采用了“三高四低一除氧”的布置方案，给水泵驱动方式为中压缸抽汽。使用EBSILON软件，采用IF97物性参数，根据670 MW机组的热平衡图^[23]进行建模，燃煤机组系统边界条件见表1^[12]。

并在建模过程中做如下简化：1）假设系统为稳态，忽略系统对环境的散热损失^[24]；2）忽略由于外界因素而导致的冷端温度波动；3）忽略设备和管道的散热损失和漏风损失^[24]；4）忽略非热力部件的流动损失，及变工况时汽轮机机组的漏汽损失^[25]。燃煤机组机型案例如图1所示，高压加热器简称高加，低压加热器简称低加，给水泵汽轮机简称小汽轮机。

为验算仿真软件模拟燃煤机组热力系统的准确性，对100%THA额定负荷、50%THA额定负荷2种典型工况进行热力学模拟^[26]，以机组输出功率为控制条件，通过控制器反馈调节主蒸汽参数从而改变机组输出功率。将模拟到的主蒸汽、再热蒸汽、给水等关键参数^[23]与设计参数比对，误差见表2。由表2可知，发电负荷分别设定为100%额定负荷（670 MW）及50%额定负荷（350 MW）时，该热力系统模型仿真结果与现场运行数据误差均在±1%以内，故认为模型准确可靠，可以使用该模型来进行不同耦合方案的调峰性能研究。

2　耦合调峰系统设计方案

收起

2.1　方案内容

“光火储”一体化发电系统由熔盐储热系统、670 MW燃煤火电机组、150 MW塔式太阳能光热机组及300 MW S-CO₂释能子系统构成，最大容量为970 MW，可替代百万千瓦调峰火电构建新型大容量灵活性调节电源。依照各抽汽点压力与温度特征，设计了6种具有代表性的耦合方案，具体如图2所示。

“光火储”一体化发电系统方案的基本工作流程为：储能过程通过从太阳能光热塔和燃煤机组中提取部分热能和电能，用于加热熔盐介质，降低机组的发电功率；同时，抽汽与熔盐换热后驱动小汽机协助S-CO₂系统释能；蒸汽经过降温和降压过后，汇入供暖热网为城镇提供热负荷，蒸汽凝结后汇入除氧器脱氧。

释能过程是通过印刷板式换热器，将存储于熔盐储罐中的热量作为热源，驱动S-CO₂系统循环带动发电机发电。其中，小汽轮机充分利用抽汽动能做功用以抵消部分压缩机耗功，从而提升热-电转换效率。S-CO₂系统热源可控，负荷调节灵活，是“光火储”一体化发电系统中快速响应负荷变动的第一策略。本文以100%THA工况、50%THA工况为基准负荷，全周期抽汽采暖。依照各抽汽点压力与温度特征，设计了6种具有代表性的耦合方案，具体见表3。

方案W1、W3（图2）采用氯化盐作为储热工质。在储热过程中，通过从主蒸汽/再热蒸汽抽取部分高温高压蒸汽加热熔盐的方式储热，利用电加热将其进一步升温至580 ℃后与太阳能光热塔加热的熔盐混合后注入高温储盐罐中。经过换热后，释放出的高温蒸汽被注入供暖系统以满足用户需求，并且冷凝后汇入除氧器回收低温余热去除杂质和溶解氧。在释能过程中，从高温储盐罐中泵出存储的高温熔盐驱动S-CO₂发电系做功，熔盐经过换热降温后重新汇入低温储盐罐。

方案W2、W4（图2）在储热过程中，与方案W1、W3相同，在热蒸汽与熔盐换热结束后，热蒸汽依然具有较高的压力，在驱动小汽轮机辅助S-CO₂发电系统后注入热网，为热用户提供热负荷，冷却凝结后再次汇入除氧器回收低温余热去除杂质及溶解氧。在释能过程中，储存于高温储罐中的高温熔盐经熔盐泵泵出，为S-CO₂循环提供动力循环热源，小汽轮机提供部分压缩机耗功，进而将热能高效的转换为机械能带动发电机输出，高温熔盐经换热后降温重新汇入低温储罐。

方案W5、W6（图2）在储热过程中，部分低温熔盐被燃煤发电机组生产的电能加热至580 ℃后与太阳能光热塔加热熔盐混合注入高温熔盐储罐，冷再/中排抽汽先驱动小汽轮机后注入供暖热网，冷却后汇入除氧器。

2.2　耦合子系统参数

以甘肃省敦煌市2022年冬至日确定辐射强度及日照时长，设定150 MW塔式太阳能集热系统相关参数见表4。对耦合子系统做如下假设：

1）假设系统为稳态系统，忽略系统换热过程中的不可逆损失；

2）忽略系统对环境的散热损失；忽略管道中的压力损失与热量损失；

3）忽略组件与管道中的动能变化和势能变化。

对于S-CO₂子系统，采取典型的再压缩布雷顿循环结构，平衡了回热器两侧比热容的差异解决了换热器“夹点”问题，降低了预冷器带走的热量而提高了系统效率，同时其设备数量较少^[25]。现阶段尚无300 MW再压缩布雷顿循环结构S-CO₂系统，本文以150 MW S-CO₂系统设计值建模，依照容量大小按比例放大，以保障模型准确性。系统边界条件设定分流比为0.32，主压缩机进口压力7.8 kPa，换热器及回热器换热效率均为0.88，高温熔盐管道温降5 ℃。该子系统以发电功率为控制条件，反馈调节换热量与CO₂质量流量。为验证300 MW S-CO₂系统准确性，对50%额定工况进行模拟，并与设计值比对见表5。由表5可见，除主压缩机耗功外，模拟误差均在±1%以内，具有较高可信度。

熔盐储热系统中，采用氯化盐作为储热材料，并根据表6的基本参数设计了储热系统。同时，根据表7^[27]所示的氯化盐物性参数进行了相应考虑。

2.3　评价指标

本文选择调峰容量、调峰深度、热效率、㶲效率、煤耗率、节煤量作为系统热性能评价指标^[12,26]，从系统相同储热负荷出发，验证在100%THA工况及50%THA工况下系统各性能指标及变化范围，进而在系统相同供电负荷时，评估各方案优劣。各性能指标的表达式如下。

燃煤机组抽汽储热过程系统热效率η_A为：

η A = ∫ t 1 t 2 (P w, t + Q c, t + Q w, t)d t ∫ t 1 t 2 (Q 01, t η b, t)d t × 100 %

(1)

燃煤机组抽汽储热过程系统㶲效率η_B为：

η B = ∫ t 1 t 2 (P w, t + E c, t + E w, t) d t ∫ t 1 t 2 (E 01, t η b, t) d t × 100 %

(2)

燃煤机组抽汽储热过程调峰容量ΔP_s,t和调峰深度ψ_s,t为：

Δ P s, t = P 0 - P s, t

(3)

ψ s, t = Δ P s, t P e × 100 %

(4)

S-CO₂发电系统热效率

η s c o 2

为：

η s c o 2 = W s c o 2 Q r e c, o u t = W T + W m c + W r c m c (h i - h o)

(5)

S-CO₂发电系统㶲效率

η s c o 2, e

为：

η s c o 2, e = W s c o 2 E x c, r = W T + W m c + W r c m c [(h i - h o) - T 0 (S i - S o)]

(6)

S-CO₂发电系统调峰容量ΔP_b,t和调峰深度ψ_b,t为：

Δ P b, t = P o - P b, t

(7)

ψ b, t = Δ P b, t P e × 100 %

(8)

塔式太阳能光热发电系统热效率η_spt,t为：

η s p t, t = η s c o 2 × η h c s, t

(9)

塔式太阳能光热发电系统㶲效率η_spt,e为：

η s p t, e = W T - W m c - W r c E x o

(10)

整系统调峰容量ΔP_t,w及调峰深度ψ_t,m为：

Δ P t, w = Δ P w, t + Δ P b, t

(11)

ψ t, m = ψ w, t + ψ b, t

(12)

燃煤机组煤耗^[28]为：

B 1 = 3 600 P e + Q w, t Q L η c p

(13)

一体化发电系统综合煤耗^[29]为：

B 2 = 3 600 (P e + P s) + Q w, t Q L η c p

(14)

煤粉的化学㶲为：

L H V = 1.044 + 0.016 Q (H) Q (C) - 0.349 Q (O) Q (C) (1 + 0.053 Q (H) Q (C)) 1 - 0.412 Q (O) Q (C)

(15)

式中：P_w,t为时刻t冬季供暖工况燃煤发电机组抽汽储热过程输出电功率，MW；t₁、t₂分别为冬季日抽汽储热起、止时刻，h；Q_c,t、Q_w,t分别为冬季供暖工况时刻t的储热负荷、供暖负荷，MW；Q_01,t为冬季抽汽储热工况时刻t锅炉输出热负荷，MW；η_b,t为时刻t锅炉效率；E_c,t、E_w,t分别为冬季供暖工况时刻t的储热负荷热能㶲、供暖负荷热能㶲，MW；P₀为中间负荷工况下机组输出功率，MW；P_e为额定工况下机组输出功率，MW；P_s为S-CO₂子系统输出功率，MW；ΔP_s,t为时刻t抽汽储热过程中燃煤机组的调峰容量变化，MW；ψ_s,t为时刻t抽汽储热过程中燃煤机组的调峰深度，MW；W_T为透平功率，MW；W_mc为主压缩机耗功，MW；W_rc为再压缩机耗功，MW；

W sco 2

为S-CO₂子系统输出功率，MW；Q_rec,out为集热器输出能量，MW；E_xc,r为太阳辐射㶲，kJ/kg；m_c为工质流量，kg/s；h_i为进口焓值，kJ/kg；h_o为出口焓值，kJ/kg；T₀为环境温度，取293.15 K；S_i、S_o分别为进口、出口熵值，kJ/(kg·K)；ΔP_b,t、ψ_b,t分别为S-CO₂发电子系统调峰容量和调峰深度，MW；P_b,t为调峰负荷工况下机组输出功率，MW；η_hcs,t为塔式太阳能光热转换效率；E_xo为到达定日镜场的太阳辐射㶲，kJ/kg；Q_L为煤低位发热量，kJ/kg；η_cp为燃料利用系数；B₁、B₂分别为燃煤电厂煤耗和一体化发电系统煤耗，t/h。

太阳能循环和蒸汽朗肯循环看作2个独立的循环，将太阳能循环驱动S-CO₂子系统的收益归到燃煤循环，定义联合系统煤耗^[29]。本文计算采用某电厂煤质分析数据，具体参数见表8。

3　性能分析

收起

3.1　相同储热负荷性能分析

燃煤机组采用先抽汽储热再供暖方案，既能满足供暖负荷需求，又保留了负荷调节能力。即显热储能，潜热供暖，电加热二次储热调峰，高压驱动小汽轮机辅助S-CO₂子系统释能，6种方案都采用相同的储热负荷，以甘肃某县2022年供热负荷260 MW为例，S-CO₂子系统日均输出负荷假设为150 MW，联合运行方案供暖季抽汽量由热负荷确定。图3给出了燃煤机组100%THA工况及50%THA工况下，不同联合运行方案和不同转移负荷条件时，燃煤发电机组的发电功率和调峰深度。为避免再热器超温及汽轮机轴向推力与末级叶片的应力变化，设定主蒸汽抽汽及再热蒸汽抽汽流量限制在30%以内。在燃煤机组100%THA定压运行工况及50%THA滑压运行工况下，所有联合运行方案发电功率均低于额定功率，在抽汽调峰和电加热调峰共同作用下，方案基本满足向下调峰30%，输出功率分别小于469、134 MW。由图3可知，在同一储热方案下，发电功率随储热负荷的增大而减小，调峰深度随着储热负荷的增大而增大。

冬季调峰方案中，以抽汽调峰为辅，电加热调峰为主。方案W1、W2采用主蒸汽抽汽，燃煤机组发电功率大幅下降，方案W2采用小汽轮机协助S-CO₂子系统释能，相较于方案W1在相同储热负荷工况下，抽汽量增加较少，燃煤发电机组发电功率略微下降，且显著减少释热熔盐用量，所需抽汽加热的熔盐量减少，电加热负荷同步减少。

方案W3、W4采用热再抽汽，由于抽汽压力降低，对熔盐的加热能力有所减弱，储热对电加热负荷具有更大的依赖；方案W4采用辅助小汽轮机协助S-CO₂子系统释放能量，在相同储热负荷工况下与方案W3相比略微增加了抽汽量，导致燃煤发电机组发电功率稍微下降，并减少释能熔盐消耗量，因此方案W4所需的电加热负荷较少。

方案W5、W6分别采用高压缸排汽、中压缸排汽抽汽先驱动辅助小汽轮机后供暖，仅采用电加热方式进行储热，高压缸排汽压越大，辅助小汽轮机做功能力更强，释热熔盐用量更小。就储热方式而言，方案W1、W2、W3、W4属于抽汽储热+电加热储热联合储热方式，方案W5、W6属于电加器储热调峰。

在燃煤机组100%THA工况（定压运行工况）下，各方案调峰深度由大到小依次为W5>W6>W1>W3>W2>W4；在燃煤机组50%THA工况（滑压运行工况）下，各方案调峰深度由大到小依次为W1>W5>W3>W2>W4>W6。

图4—图6为燃煤发电机组100%THA工况、50%THA工况各联合运行方案性能对比。

由图4可知：在100%THA工况下，该机组的热效率及㶲效率为38.35%、36.13%；而在50%THA工况下，其热效率、㶲效率为35.74%、32.88%。

在100%THA工况下，各方案燃煤机组热效率、㶲效率由大到小为W2>W1>W5>W4>W3>W6，抽汽参数越低效率越高；当电加热使用煤电时，各方案热效率由大到小为W2>W1>W4>W3>W5>W6，自消纳功率越少效率越高；热电比也随自消纳负荷及抽汽量的增加而增加。50%THA工况下，各方案热效率、㶲效率由大到小为W6>W5>W3>W4> W1>W2，抽汽参数越低效率越高；电加热使用煤电能时，各方案热效率由大到小为W2>W4>W3> W6>W5>W1，电加热器消耗燃煤机组功率越少效率越高（表9）。

由图5可知：方案W1、W3无小汽轮机，所以S-CO₂系统的热效率与㶲效率与机组独立运行时的效率一致，分别为46.10%、73.80%；方案W2、W4、W5、W6都采用小汽轮机提供部分压缩机耗功协助S-CO₂系统释能，所以S-CO₂系统的热效率在一定程度上提高，但在同一方案中随着抽汽量的增大抽汽点与汇入点之间的压差逐渐减小，热效率降低，㶲效率增大；在方案W6中受限于供热压力，抽汽点与汇入点之间压差较小，辅助小汽轮机做功能力极低。

太阳能光电转换效率主要受太阳能辐照强度及布雷顿循环发电子系效率共同作用。方案W1、W3无辅助小汽轮机，所以光电转换的热效率与㶲效率与机组独立运行时的效率一致，分别为16.50%、17.95%。在方案W2、W4、W5、W6中，由于辅助小汽轮机的介入，光电转换的热效率与㶲效率随着辅助小汽轮机输入功率的增加而提高，而在同一方案中，由于S-CO₂系统的热效率逐渐降低，进而光电转化效率同步降低。各方案S-CO₂系统的热效率由大到小为W2>W4>W5>W6≈W3≈W1，㶲效率由大到小为W3≈W1≈W5≈W6>W4>W2，受限于供热负荷的限制，100%THA工况与50%THA工况趋于一致（表9）。

由图6可知，不同联合运行方案和不同转移负荷情况下，不同抽汽方案在供给相同热负荷时，由于抽汽温度及压力不同导致抽汽流量不同，驱动辅助小汽轮机做功能力也不同。方案W1、W3中无小汽机驱动S-CO₂系统所消耗的熔盐流量为1 069 kg/s，方案W2、W4、W5、W6中均有小汽轮机协助布雷顿循环发电子系统做功，消耗的熔盐量大幅下降，提升了释能时长。各方案驱动S-CO₂系统所需熔盐质量流量由大到小为W1=W3≈W6>W4>W5>W2，其中方案W6中，受限于供热抽汽的最小压力限制，驱动辅助小汽轮机抽汽的压力差较小，辅助能力差，所以方案W6中驱动布雷顿循环发电子系统所需熔盐流量几乎与方案W1、W3相同。全部方案中燃煤机组转移负荷加热熔盐量随抽汽量的增加而增加。方案W2具有最大的储释比，原因在于方案W2中小汽轮机辅助S-CO₂系统做功能力最强，释能时所需的熔盐流量最少，储热时所能加热熔盐的流量最多，所以在储热功率及时间相同的情况下，方案W2将具有最长的释能时长（表9）。

图7为燃煤发电机组联合运行方案调峰深度的对比。由图7可知，以50%THA滑压运行工况为向下调峰基准，各方案燃煤机组调峰深度由大到小依次为W1>W5>W3>W6>W2>W4，各方案S-CO₂系统（含小汽轮机）调峰深度由大到小依次为W1= W3>W6>W5>W4>W2，“光火储”系统综合调峰深度由大到小依次为W1>W5>W3>W6>W4>W2。所有方案均满足向下调峰至20%负荷的目标，其中方案W1具有最大调峰深度，可达92.71%，最大调峰容量达到899.18 MW。

3.2　相同发电负荷性能分析

为贴合工程实际，以中国西北内陆1 000 MW调峰火电冬至日日均输出功率554 MW为例，“光火储”发电系统按照火电日均净功率404 MW（电加热自消纳电力）、S-CO₂子系统日均功率150 MW分配，供热负荷均保持260 MW恒定，比较各方案的优劣。

相同发电负荷时燃煤机组热、㶲效率及自消纳电功率如图8所示。由图8可知，在抽汽供热后，机组热效率及㶲效率均高于1 000 MW机组55.4%负荷工况。不同方案热效率排序为W6>W3>W4> W1>W5>W2，㶲效率排序为W6>W5>W3>W4> W1>W2，当电加热时，各方案自消纳功率排序为W6=W5>W3>W4>W1>W2。主要原因为热电联产大幅提升了机组热效率与㶲效率，低品位蒸汽供热对于燃煤机组而言具有更优的热效率与㶲效率，但抽汽储热能力的不足使得电加热器消纳火电功率上升，火力发电机组出力消耗严重。

相同发电负荷时S-CO₂系统光电转化热效率及㶲效率如图9所示。由图9可知，在相同发电负荷下，各方案S-CO₂系统效率依次为W2>W4>W5> W6>W1=W3，S-CO₂发电系统㶲效率依次为W6> W1=W3>W5>W4>W2，CSP系统的热效率及㶲效率由大到小为W2>W4>W5>W6>W1=W3。当辅助小汽轮机介入后，S-CO₂发电系统热效率均得到一定程度的提升然而㶲效率却有所下降，光电转换热效率及㶲效率的变化与S-CO₂发电系统热效率基本保持同步增长。这主要是因为，小汽轮机辅助S-CO₂系统工作，抵消了大部分压缩机耗功，一定程度上提升了S-CO₂系统热效率；然而由于抽汽节点、抽起量的不同，小汽轮机做功能力差异较大，特别是高参数蒸汽驱动小汽轮机做功具有较大的㶲损失，且外部功率的输入会使S-CO₂发电系统偏离最佳分流比，从而使得S-CO₂发电系统㶲效率下降。

图10给出了不同方案在相同发电负荷下，冬至日日均释能熔盐质量流量、火电机组储能熔盐质量流量、综合度电煤耗、小汽轮机功率及相较于1 000 MW火电机组日节煤量。由图10可知：释能熔盐质量流量由大到小为W1=W3>W6>W5>W4> W2，随小汽轮机辅助功率的增大而减小，火电机组储能熔盐质量流量基本相当，在346 kg/s左右；综合度电煤耗由大到小依次为W2=W1>W4>W3> W5>W6，其与太阳能渗透率存在一定的正相关性，火电抽汽利用率越高，S-CO₂发电系统释能效率越高，则综合度电煤耗越低。其中，方案W6综合度电煤耗最低，为178.15 t。与1 000 MW纯凝火电机组55.4%THA无供暖工况比较，在相同供电负荷下冬至日节煤量由大到小为W6>W3>W4>W1>W2> W5，方案W6最大日均可节约标煤182 t，方案W2及W5日节煤量为负数，即需消耗更多的煤炭。

4　结论

收起

为建设大容量灵活性调节电源，本文将塔式太阳能光热与燃煤机组间耦合熔盐储热系统共同储热，并通过S-CO₂系统释能。提出了6种“光火储”一体化发电系统调峰方案，并通过模拟计算对比分析各方案的调峰能力及热力学性能，研究结论如下。

1）“光火储”一体化发电系统在100%THA工况及50%THA工况下调峰容量、热效率、㶲效率趋同，机组负荷对的耦合调峰系统热效率影响不大。采用“抽汽+电加热”协同调峰策略，进一步提高了火力发电机组的调峰能力。在所有方案中，均可在燃煤机组50THA%工况下实现80%的向下调峰能力，其中方案W1主蒸汽抽汽最大调峰深度可达92.71%。

2）采用“小汽轮机”辅助S-CO₂系统释能后采暖，不仅避免了抽汽动能损失提升了S-CO₂系统的热效率，还兼顾了机组供热能力。其中方案W2的释能过程具备最高达63.70%的热-电转换效率，方案W6供热效果最好，热效率最高可达62.8%。

3）方案W6综合度电煤耗最低，可达178.15 g/(kW·h)，相较于同负荷百万千瓦燃煤火电日节约标准煤量可达182 t以上；方案W2中S-CO₂系统释能消耗高温熔盐量最少，消耗高温熔盐质量流量为613 kg/s，因此具有最大的释热时长。

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2025年第54卷第2期

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doi: 10.19666/j.rlfd.202406150

接收时间：2024-06-26
首发时间：2026-03-06
出版时间：2025-02-25

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收稿日期：2024-06-26

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作者信息

^1.华北电力大学动力工程系，河北　保定　071003

^2.河北省低碳高效发电技术重点实验室，河北　保定　071003

通讯作者:

张倩（1982），女，博士，副教授，主要研究方向为叶轮机械的稳定运行，qianzhang@163.com。

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https://castjournals.cast.org.cn/joweb/rlfd/CN/10.19666/j.rlfd.202406150

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2种不同金属材料的力学参数

科 Family	属数 Number of genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)	属 Genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)
鹅膏菌科Amanitaceae	2	11	5.26	鹅膏菌属 Amanita	10	4.78
小菇科 Mycenaceae	2	12	5.74	丝盖伞属 Inocybe	5	2.39
多孔菌科 Polyporaceae	8	14	6.70	蜡蘑属 Laccaria	5	2.39
红菇科 Russulaceae	3	23	11.00	小皮伞属 Marasmius	6	2.87
				小菇属 Mycena	11	5.26
				光柄菇属 Pluteus	5	2.39
				红菇属 Russula	17	8.13
				栓菌属 Trametes	5	2.39

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TxT

项目	设定值
额定功率/MW	670
主/再热蒸汽压力/MPa	24.200/4.224
主/再热蒸汽温度/℃	566.0/566.0
主/再热蒸汽流量/(kg·s^–1)	528.0/448.5
背压/MPa	0.045
中压力缸排汽压力/MPa	1.170
小汽轮机背压/MPa	0.05
发电机/机械效率/%	99.0
给水加热压降/%	0.4
加热器下端差/℃	5.4
给水温度/℃	285.8
轴封联想压力/MPa	0.015
冷却水进口温度/℃	20.0

项目

设定值

额定功率/MW

670

主/再热蒸汽压力/MPa

24.200/4.224

主/再热蒸汽温度/℃

566.0/566.0

主/再热蒸汽流量/(kg·s^–1)

528.0/448.5

背压/MPa

0.045

中压力缸排汽压力/MPa

1.170

小汽轮机背压/MPa

0.05

发电机/机械效率/%

99.0

给水加热压降/%

0.4

加热器下端差/℃

5.4

给水温度/℃

285.8

轴封联想压力/MPa

0.015

冷却水进口温度/℃

20.0

主要参数	100%THA工况	50%THA工况
主蒸汽压力/MPa	24.200	24.200	0	16.550	16.454	0.58
主蒸汽温度/℃	566.00	566.00	0	566.00	566.00	0
主蒸汽流量/(kg·s^–1)	528.00	527.30	0.13	252.00	252.85	0.33
再热蒸汽压力/MPa	4.22	4.23	0.03	2.16	2.18	0.97
再热蒸汽温度/℃	566.00	566.00	0	566.00	566.00	0
再热蒸汽流量/(kg·s^–1)	448.50	446.48	0	242.50	240.08	0.01
给水温度/℃	285.80	283.80	0.71	244.00	243.05	0.38
发电功率/MW	670.00	669.80	0.03	335.00	335.00	0

主要参数

100%THA工况

50%THA工况

设计值

模拟值

相对误差/%

设计值

模拟值

相对误差/%

主蒸汽压力/MPa

24.200

16.550

16.454

0.58

主蒸汽温度/℃

566.00

主蒸汽流量/(kg·s^–1)

528.00

527.30

0.13

252.00

252.85

0.33

再热蒸汽压力/MPa

4.22

4.23

0.03

2.16

2.18

0.97

再热蒸汽温度/℃

566.00

再热蒸汽流量/(kg·s^–1)

448.50

446.48

242.50

240.08

0.01

给水温度/℃

285.80

283.80

0.71

244.00

243.05

0.38

发电功率/MW

670.00

669.80

0.03

335.00

方案	储热方式	排汽利用方式	释热方案
W1	光热+主蒸汽+电锅炉	采暖抽汽	S-CO₂
W2	光热+主蒸汽+电锅炉	驱动小汽轮机+采暖抽汽	S-CO₂+小汽轮机
W3	光热+再热蒸汽+电锅炉	采暖抽汽	S-CO₂
W4	光热+再热蒸汽+电锅炉	驱动小汽轮机+采暖抽汽	S-CO₂+小汽轮机
W5	光热+电锅炉（高排抽汽）	驱动小汽轮机+采暖抽汽	S-CO₂+小汽轮机
W6	光热+电锅炉（中排抽汽）	驱动小汽轮机+采暖抽汽	S-CO₂+小汽轮机

方案

储热方式

排汽利用方式

释热方案

光热+主蒸汽+电锅炉

采暖抽汽

S-CO₂

光热+主蒸汽+电锅炉

驱动小汽轮机+采暖抽汽

S-CO₂+小汽轮机

光热+再热蒸汽+电锅炉

采暖抽汽

S-CO₂

光热+再热蒸汽+电锅炉

驱动小汽轮机+采暖抽汽

S-CO₂+小汽轮机

光热+电锅炉（高排抽汽）

驱动小汽轮机+采暖抽汽

S-CO₂+小汽轮机

光热+电锅炉（中排抽汽）

驱动小汽轮机+采暖抽汽

S-CO₂+小汽轮机

项目	数值
经度/°E	97.12
维度/°N	40.35
年均温度/℃	6.90
年均风速/(m·s^–1)	4.20
清洁度	0.97
反射率	0.95
集热塔高/m	220
容量/MW	150

项目

数值

经度/°E

97.12

维度/°N

40.35

年均温度/℃

6.90

年均风速/(m·s^–1)

4.20

清洁度

0.97

反射率

0.95

集热塔高/m

220

容量/MW

150

主要参数	设计值	计算值	误差/%
透平做功/MW	208.00	206.26	0.83
主压缩机耗功/MW	31.50	30.82	2.15
再压缩机耗功/MW	23.40	23.24	0.68
高温回热器换热量/MW	300.00	300.45	0.15
低温回热器换热量/MW	223.00	222.79	0.09
循环效率/%	46.05	45.89	0.34

主要参数

设计值

计算值

误差/%

透平做功/MW

208.00

206.26

0.83

主压缩机耗功/MW

31.50

30.82

2.15

再压缩机耗功/MW

23.40

23.24

0.68

高温回热器换热量/MW

300.00

300.45

0.15

低温回热器换热量/MW

223.00

222.79

0.09

循环效率/%

46.05

45.89

0.34

项目	高温储罐	低温储罐
储罐材料	304钢	304钢
储罐压力/MPa	1.0	0.5
储罐温度/℃	580	360
工质质量/t	38 000	38 000
储罐体积/m³	25 000	25 000

项目

高温储罐

低温储罐

储罐材料

304钢

储罐压力/MPa

1.0

0.5

储罐温度/℃

580

360

工质质量/t

38 000

储罐体积/m³

25 000

项目	数值
组成成分质量分数（KCl/NaCl/ZnCl₂）/%	23.9/7.5/68.6
熔化温度/℃	204
稳定极限温度/℃	650
密度（700 ℃）/(g·cm^–³)	2.0
比热容（300~600 ℃）/(kJ·(kg·K)^–1)	0.8
材料价格/(美元·kg^–1)	0.8~1.0

项目

数值

组成成分质量分数（KCl/NaCl/ZnCl₂）/%

23.9/7.5/68.6

熔化温度/℃

204

稳定极限温度/℃

650

密度（700 ℃）/(g·cm^–³)

2.0

比热容（300~600 ℃）/(kJ·(kg·K)^–1)

0.8

材料价格/(美元·kg^–1)

0.8~1.0

w(C)/%	w(H)/%	w(O)/%	w(N)/%	w(S)/%	LHV/(MJ·kg^–1)
77.90	6.60	13.50	1.17	0.21	25.75

w(C)/%

w(H)/%

w(O)/%

w(N)/%

w(S)/%

LHV/(MJ·kg^–1)

77.90

6.60

13.50

1.17

0.21

25.75

项目	100%THA工况	50%THA工况
机组抽汽调峰深度（图3）	W2>W1>W5>W4>W3>W6	W2>W1>W5>W4>W3>W6
机组抽汽+电加热综合调峰深度（图4）	W5>W6>W1>W3>W2>W4	W1>W5>W3>W2>W4>W6
机组抽汽调峰热效率/㶲效率（图4）	W6>W5>W3>W4>W1>W2	W6>W5>W3>W4>W1>W2
机组抽汽+电加热综合调峰热/㶲效率（图5）	W2>W1>W4>W3>W5>W6	W2>W4>W3>W6>W5>W1
S-CO₂系统热效率（图5）	W2>W4>W5>W6≈W3≈W1	W2>W4>W5>W6≈W3≈W1
S-CO₂系统㶲效率（图6）	W3≈W1≈W5≈W6>W4>W2	W3≈W1≈W5≈W6>W4>W2
S-CO₂系统消耗高温熔盐质量流量（图6）	W1=W3≈W6>W4>W5>W2	W1=W3≈W6>W4>W5>W2

项目

100%THA工况

50%THA工况

机组抽汽调峰深度（图3）

W2>W1>W5>W4>W3>W6

机组抽汽+电加热综合调峰深度（图4）

W5>W6>W1>W3>W2>W4

W1>W5>W3>W2>W4>W6

机组抽汽调峰热效率/㶲效率（图4）

W6>W5>W3>W4>W1>W2

机组抽汽+电加热综合调峰热/㶲效率（图5）

W2>W1>W4>W3>W5>W6

W2>W4>W3>W6>W5>W1

S-CO₂系统热效率（图5）

W2>W4>W5>W6≈W3≈W1

S-CO₂系统㶲效率（图6）

W3≈W1≈W5≈W6>W4>W2

S-CO₂系统消耗高温熔盐质量流量（图6）

W1=W3≈W6>W4>W5>W2