太陽能光伏、光熱發電系統的制作方法
【專利摘要】本實用新型公開了一種太陽能光伏、光熱發電系統，聚光光熱接收器接收太陽能并轉化為熱能，中高溫儲熱換熱裝置儲存聚光光熱接收器產生的熱能。聚光光伏接收器接收太陽光并轉換為電能，并通過逆變器裝置輸出交流電；低溫換熱裝置采集聚光光伏接收器散熱時產生的熱能。膨脹機、冷卻裝置、中高溫儲熱換熱裝置和低溫換熱裝置通過管路相互連通構成朗肯循環回路，回路內工質循環工作將熱能轉換為動能。上述太陽能光伏、光熱發電系統，將聚光光伏發電與聚光光熱發電相結合，并且進一步采集了聚光光伏發電過程中產生的熱能，在傳統利用光伏發電的基礎上，進一步的提高了太陽能的利用率，降低了聚光太陽能發電的成本，降低光伏電能輸出的波動性。
【專利說明】太陽能光伏、光熱發電系統
【技術領域】
[0001]本實用新型涉及太陽能發電【技術領域】，特別是涉及一種太陽能光伏、光熱發電系統。
【背景技術】
[0002]太陽能熱發電是先將太陽能轉化為熱能，再將熱能轉化成電能，它有兩種轉化方式，一種是將太陽熱能直接轉化成電能，如光伏發電；另一種方式是將太能轉化為熱能再通過熱機轉化為動能帶動發電機發電，如光熱發電。
[0003]現有的聚光光伏發電裝置，具有光電轉化率高、成本低廉的特點。但是，因為太陽光線有強弱變化，造成光伏發電系統發出的電功率有波動性，很難保證電網的穩定性，從而制約了光伏發電系統的普及。一般的光熱發電系統，主要包括槽式熱電站和塔式熱電站，因為可以儲熱，光熱發電系統發出的電功率比較穩定，但光熱發電系統普遍發電效率不高，成本較高。
實用新型內容
[0004]基于此，有必要針對光伏發電系統穩定性差、光熱發電系統發電效率不高的問題，提供一種發電效率高且發電系統穩定的太陽能光伏、光熱發電系統。
[0005]—種太陽能光伏、光熱發電系統,包括:
[0006]連接的聚光光熱接收器和中高溫儲熱換熱裝置，所述中高溫儲熱換熱裝置儲存所述聚光光熱接收器產生的熱能并進行傳導；
[0007]連接的聚光光伏接收器和低溫換熱裝置，所述低溫換熱裝置采集所述聚光光伏接收器散熱時產生的熱能并進行傳導；
[0008]連接的膨脹機以及冷卻裝置，所述膨脹機和冷卻裝置分別通過泵和管路連通所述中高溫儲熱換熱裝置和低溫換熱裝置；所述低溫換熱裝置、中高溫儲熱換熱裝置、膨脹機、冷卻裝置和泵構成朗肯循環回路；
[0009]逆變器裝置，連接所述聚光光伏接收器；所述聚光光伏接收器通過所述逆變器裝置輸出交流電。
[0010]在其中一個實施例中，還包括發電機，所述發電機連接所述膨脹機。
[0011]在其中一個實施例中，所述中高溫儲熱換熱裝置包括:
[0012]中高溫儲熱罐，所述中高溫儲熱罐充滿熔融鹽儲熱劑；
[0013]第一換熱器，置于所述中高溫儲熱罐內，包括第一工質入口和第一工質出口，所述第一工質入口和第一工質出口分別通過管路連接所述聚光光熱接收器；其中，所述管路熱連接所述聚光光熱接收器的受光腔體；
[0014]第二換熱器，置于所述中高溫儲熱罐內，包括第二工質入口和第二工質出口，所述第二工質入口和第二工質出口分別通過管路連通所述低溫換熱裝置和所述膨脹機。
[0015]在其中一個實施例中，所述第一換熱器為耐高溫工質換熱器，用于通過耐高溫工質循環換熱；所述第二換熱器為有機工質換熱器，用于加熱有機工質。
[0016]在其中一個實施例中，所述低溫換熱裝置包括:
[0017]低溫儲液換熱罐，充有防凍冷卻液，并設有冷卻液入口和冷卻液出口，所述冷卻液出口通過管路連通泵并進一步連接所述聚光光伏接收器的散熱器，所述冷卻液入口通過管路連接所述聚光光伏接收器的散熱器；
[0018]第三換熱器，置于所述低溫儲液換熱罐內，包括第三工質入口和第三工質出口，所述第三工質入口和第三工質出口分別通過泵和管路連通所述冷卻裝置和中高溫儲熱換熱
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[0019]在其中一個實施例中，所述第三換熱器為有機工質換熱器。
[0020]在其中一個實施例中，所述太陽能光伏、光熱發電系統包括至少兩個級聯的低溫換熱裝置；
[0021]每個所述低溫換熱裝置之間的冷卻液出口通過泵與下一所述低溫換熱裝置的冷卻液入口相互連通，每個所述低溫換熱裝置之間的第三換熱器的第三工質出口與上一所述低溫換熱裝置的第三工質入口相互連通。
[0022]在其中一個實施例中，所述聚光光熱接收器為準槽式點聚光光熱接收器。 [0023]在其中一個實施例中，所述聚光光伏接收器為準槽式點聚光光伏接收器，所述準槽式點聚光光伏接收器包括:
[0024]支撐裝置，包括支架和底座，所述底座對稱分布于所述支架兩側；
[0025]多個點聚光元件，對稱分布于所述支架兩側的底座上，形成準槽式結構，接收并匯聚太陽光；
[0026]多個光電轉換裝置，位于所述支架與所述底座相對的一端，所述光電轉換
[0027]裝置與所述點聚光元件數量相等并與所述點聚光元件--對應，所述光電轉換裝
置的受光口朝向所對應的點聚光元件并位于所對應的點聚光元件的聚光焦點處；所述多個點聚光元件接收并匯聚太陽光，所述多個光電轉換裝置將所述點聚光元件匯聚的太陽光轉換為電能。
[0028]在其中一個實施例中，所述點聚光元件為反射式點聚光元件,所述點聚光元件的焦距為0.8m-l.3m，每個所述點聚光元件相對于對應的光電轉換裝置的入射角小于25。。
[0029]上述太陽能光伏、光熱發電系統，聚光光熱接收器接收太陽能并轉化為熱能，中高溫儲熱換熱裝置通過連接上述聚光光熱接收器，儲存聚光光熱接收器產生的熱能并進行進一步的傳導。聚光光伏接收器接收太陽光并轉換為電能，并通過逆變器裝置輸出交流電；在上述轉換電能的過程中，部分太陽能轉換為熱能，低溫換熱裝置采集上述未轉換為電能的太陽能，并進行傳導。膨脹機和冷卻裝置分別通過泵和管路連通上述中高溫儲熱換熱裝置和低溫換熱裝置并構成朗肯循環回路，上述朗肯循環回路內的熱能被轉換為動能。上述太陽能光伏、光熱發電系統，將聚光光伏發電與聚光光熱發電相結合，并且進一步采集了聚光光伏發電過程中產生的熱能，在傳統利用光伏發電的基礎上，進一步的提高了太陽能的利用率。上述太陽能光伏、光熱發電系統解決了僅使用光熱發電的太陽能利用效率不高、僅使用光伏發電時系統穩定性差的問題，并且在此基礎上進一步提高了太陽能的使用率。
【專利附圖】
【附圖說明】[0030]圖1為本實用新型一實施例的太陽能光伏、光熱發電系統示意圖；
[0031]圖2為本實用新型另一實施例中太陽能光伏、光熱發電系統示意圖；
[0032]圖3為圖2所示實施例的聚光光熱接收器截面示意圖；
[0033]圖4為一實施例的準槽式點聚光太陽能利用裝置示意圖；
[0034]圖5為另一實施例的準槽式點聚光太陽能利用裝置示意圖；
[0035]圖6為圖5所示實施例支架一側點聚光元件排布俯視圖；
[0036]圖7為圖5所示實施例接收口示意圖；
[0037]圖8為圖5所示實施例點聚光元件相對于對應的光電轉換裝置的入射角示意圖；
[0038]圖9為圖5所示實施例光電轉換裝置示意圖；
[0039]圖10為另一實施例中光電轉換裝置示意圖。
【具體實施方式】
[0040]—種太陽能光伏、光熱發電系統，將傳統的光熱發電和光伏發電相結合，實現了光熱發電和光伏發電的優點結合并避免了各自使用時的太陽能利用率低、發電效率低和系統穩定性差等問題。在此基礎上，進一步利用傳統光伏發電過程中不能被光伏電池吸收的太陽能，即傳統光伏電池散熱時產生的熱能，將上述熱能采集，并通過上述光熱發電系統中的朗肯循環進一步轉換為動能或電能，實現了盡可能的利用太陽能并將其轉換為電能。在上述采集并傳導上述光伏發電過程中產生的熱能時，采取逐級散熱的方式，能夠使上述熱能以盡可能大的傳導率傳導入上述朗肯循環，提高了上述光伏發電過程中產生的熱能的轉換率，進一步提高了太陽能光伏、光熱發電系統太陽能的利用率。
[0041]下面結合附圖和實施例對本實用新型進行進一步詳細的說明。
[0042]圖1所示，為本實用新型一實施例的太陽能光伏、光熱發電系統示意圖。
[0043]參考圖1，一種太陽能光伏、光熱發電系統100,包括聚光光熱接收器120、中高溫儲熱換熱裝置140、聚光光伏接收器160、低溫換熱裝置180、膨脹機190、冷卻裝置170以及逆變器裝置150。其中，冷卻裝置170內設置有泵(圖未示)。
[0044]上述中高溫儲熱換熱裝置140連接聚光光熱接收器120，低溫換熱裝置180連接聚光光伏接收器160和中高溫儲熱換熱裝置140，膨脹機190和冷卻裝置170分別通過管路連通中高溫儲熱換熱裝置140和低溫換熱裝置180。聚光光熱接收器120接收太陽能并轉化為熱能，中高溫儲熱換熱裝置140通過管路連接聚光光熱接收器120，儲存聚光光熱接收器120產生的熱能并進行進一步的傳導。聚光光伏接收器160接收太陽光并轉換為電能，進一步通過逆變器裝置150輸出交流電。在上述聚光光伏接收器160將光能轉換為電能的過程中，有部分太陽能轉換為熱能，低溫換熱裝置180采集上述未轉換為電能的熱能，并通過管路將上述熱能傳導給中高溫儲熱換熱裝置140 ;上述熱能的傳導指的是，通過對工質進行加熱，通過管路對工質進行傳導，完成對熱能的傳導；上述中高溫儲熱換熱裝置140對上述低溫換熱裝置180傳導的工質進行再次加熱后進行進一步傳導。膨脹機190和冷卻裝置170分別通過管路連通上述中高溫儲熱換熱裝置140和低溫換熱裝置180并構成朗肯循環回路，上述朗肯循環將太陽能光伏、光熱發電系統100內的熱能轉換為動能，上述動能可進一步轉換為電能。
[0045]具體的，上述管路為包覆有保溫材料的保溫管路。[0046]上述太陽能光伏、光熱發電系統100,將聚光光伏發電與聚光光熱發電技術相結合，并且進一步采集了聚光光伏發電過程中散熱產生的熱能，在傳統利用光伏發電的基礎上，進一步的提高了太陽能的利用率。上述太陽能光伏、光熱發電系統100解決了僅使用光熱發電時太陽能利用效率不高、僅使用光伏發電時系統穩定性差的問題，并且在此基礎上進一步提高了太陽能的使用率。
[0047]圖2所示，為本實用新型另一實施例中太陽能光伏、光熱發電系統示意圖。
[0048]參考圖2, —種太陽能光伏、光熱發電系統200,包括聚光光熱接收器202、中高溫儲熱換熱裝置204、聚光光伏接收器208、低溫換熱裝置212、膨脹機216、冷卻裝置218以及逆變器裝置210。
[0049]上述中高溫儲熱換熱裝置204通過保溫管路熱連接聚光光熱接收器202的受光腔體(圖未示)，低溫換熱裝置212通過保溫管路連接聚光光伏接收器208的散熱器(圖未示)，低溫換熱裝置212通過管路連通中高溫儲熱換熱裝置204，聚光光伏接收器208連接逆變器裝置210輸出交流電；膨脹機216和冷卻裝置218分別通過管路連通中高溫儲熱換熱裝置204和低溫換熱裝置212，并構成朗肯循環回路，上述朗肯循環將太陽能光伏、光熱發電系統200內的熱能轉換為動能。根據需要，上述動能可進一步轉換為電能。
[0050]進一步的，上述太陽能光伏、光熱發電系統200還包括發電機220，上述發電機220連接膨脹機216，用于將上述朗肯循環產生的動能轉換為電能，并進一步通過開關222連接外部電路將上述電能進行輸出。
[0051]具體的，參考圖2，上述中高溫儲熱換熱裝置204包括:中高溫儲熱罐2042、第一換熱器2044和第二換熱器2046。
[0052]上述中高溫儲熱罐2042封閉并充滿熔融鹽儲熱劑，用于儲存熱量。具體的，上述熔融鹽儲熱劑為硝酸鹽儲熱劑。上述第一換熱器2044為管狀換熱器，置于上述中高溫儲熱罐2042內并通過第一工質入口 a和第一工質出口 b從上述中高溫儲熱罐2042伸出，上述第一工質入口 a和第一工質出口 b分別通過管路連接上述聚光光熱接收器202。上述第一換熱器2044與上述管路構成的管狀回路內充滿耐高溫工質，通過上述耐高溫工質將聚光光熱接收器202轉換的熱能傳導給上述中高溫儲熱罐2042內的熔融鹽儲熱劑，熔融鹽儲熱劑吸收熱量相變到液態對上述熱能進行存儲。具體的，上述第一換熱器2044為耐高溫工質換熱器，用于通過耐高溫工質循環換熱。具體的，上述耐高溫工質為空氣或者耐高溫導熱油。在其他的實施例中，上述耐高溫工質也可選擇其他耐高溫工質。
[0053]參考圖2，上述第一工質出口 b通過泵206和保溫管路連接上述聚光光熱接收器202。通過泵206提供動力，將上述第一換熱器2044和與之連接的管路內的耐高溫工質形成循環，持續的將聚光光熱接收器202產生的熱能傳導給上述中高溫儲熱罐2042內的熔融鹽儲熱劑。
[0054]圖3所示,為圖2所示實施例聚光光熱接收器截面示意圖。
[0055]參考圖3，上述管路熱連接上述聚光光熱接收器202的受光腔體2022。通過上述受光腔體2022將聚光光熱接收器202產生的熱能吸收并進行傳導。具體的上述管路和上述受光腔體非受光面的部分，包覆有保溫材料，防止熱能流失。
[0056]參考圖2,上述第二換熱器2046置于中高溫儲熱罐2042內，為管狀換熱器,包括第二工質入口 c和第二工質出口 d，上述第二工質入口 c和第二工質出口 d伸出上述中高溫儲熱罐2042并分別通過管路連通低溫換熱裝置212和膨脹機216。具體的，上述第二換熱器2046與管路形成的管狀回路內充滿有機工質。具體的，上述第二換熱器2046為有機工質換熱器。具體的，上述有機工質為R404a制冷劑等。
[0057]具體的，上述太陽能光伏、光熱發電系統200包括若干個級聯的低溫換熱裝置212，用于對聚光光伏接收器208的防凍冷卻液進行逐級降溫。參考圖2所示實施例中，包括三個上述低溫換熱裝置212。
[0058]具體的，上述每個低溫換熱裝置212包括低溫儲液換熱罐2122和第三換熱器2124。每個低溫儲液換熱罐2122分別設有冷卻液入口 e和冷卻液出口 f，第三換熱器2124為管狀換熱器，置于上述低溫儲液換熱罐2122內，并通過第三工質入口 g和第三工質出口h分別伸出低溫儲液換熱罐2122。
[0059]每個低溫換熱裝置212之間的冷卻液出口 f通過泵206與下一低溫換熱裝置212的冷卻液入口 e相互連通，每個低溫換熱裝置212之間的第三工質出口 h與上一低溫換熱裝置212的第三工質入口 g相互連通。低溫換熱裝置212構成的級聯結構兩端的冷卻液管入口 e與冷卻液出口 f通過管路連接聚光光伏接收器208，第三工質入口 g連通冷卻裝置218，第三工質出口 h連通上述中高溫儲熱換熱裝置204的第二工質入口 C。
[0060]上述低溫儲液換熱罐2122內充有防凍冷卻液，低溫儲液換熱罐2122之間通過冷卻液出口 f和冷卻液入口 e相互連通，并通過兩端的冷卻液出口 f和冷卻液入口 e連接聚光光伏接收器208,形成防凍冷卻液的循環,實現將聚光光伏接收器208散熱時產生的熱量不斷的傳導至低溫儲液罐中。
[0061]上述低溫換熱裝置212的級聯結構中，第三換熱器2124之間通過第三工質出口 h和第三工質入口 g相互連通，并通過兩端的第三工質出口 h和第三工質入口 g分別連通中高溫儲熱換熱裝置204的第二工質入口 c和冷卻裝置218，形成了有機工質的朗肯循環，實現了將聚光光伏接收器208散熱時產生的熱能和聚光光熱接收器202產生的熱能全部傳導至上述朗肯循環內，加熱有機工質使其沸騰，進而驅動膨脹機將熱能轉換為動能，并可進一步轉換為電能，提高了太陽能的使用率。
[0062]上述級聯結構，實現了將聚光光伏電池的散熱器散熱時產生的熱量更大程度的傳導至朗肯循環內，使之更大程度上轉換為電能，實現了在聚光光伏部分太陽能利用率達到30%以上。
[0063]具體的，參考圖2，經過聚光光伏接收器208進入上述低溫換熱裝置212的防凍冷卻液的溫度為90°C _120°C，通過設置泵206或者設置自動感應裝置(圖未示)，控制第一個低溫換熱裝置212內的防凍冷卻液保持在80°C左右，第二個低溫換熱裝置212內的防凍冷卻液保持在60°C左右，第三個低溫換熱裝置212內的防凍冷卻液保持在40°C左右然后再次經過聚光光伏接收器208，完成防凍冷卻液的循環。
[0064]在其他的實施例中，上述低溫換熱裝置212數量也可為I個、2個或者多于三個。當低溫換熱裝置212數量只有I個時，其冷卻液入口 e和冷卻液出口 f分別通過管路連接聚光光伏接收器208。進一步的，冷卻液出口 f通過泵206連接聚光光伏接收器208。低溫儲液換熱罐2122內充有防凍冷卻液，防凍冷卻液通過冷卻液出口 f、泵206和聚光光伏接收器208后，再通過冷卻液入口 e回到低溫儲液換熱罐2122，在上述循環中防凍冷卻液將聚光光伏接收器208散熱時產生的熱量傳導至低溫儲液換熱罐2122。上述第三換熱器2124通過第三工質入口 g和第三工質出口 h分別伸出低溫儲液換熱管，并分別通過管路連通冷卻裝置218和中高溫儲熱換熱裝置204的第二工質入口 C，構成有機工質的朗肯循環，將循環內的熱能進一步轉換為電能。
[0065]當上述級聯的低溫換熱裝置212數量為多個時，低溫換熱裝置212之間的溫度等差降低或者按照預設的溫差梯度降低，實現梯度降溫或者梯度散熱，能夠保證上述聚光光伏接收器208散熱時產生的熱能最大程度的被傳導至上述中高溫儲熱換熱裝置204中，進一步提聞太陽能的利用率。
[0066]進一步的，上述太陽能光伏、光熱發電系統200包括至少兩個由閥門214、膨脹機216、發電機220以及開關222組成的串聯單元(圖未標)，每個單元之間相互并聯，閥門214分別連通中高溫儲熱換熱裝置204的第二工質出口 d，膨脹機216分別連通冷卻裝置218，開關222分別連接外部電路，實現將朗肯循環產生的電能傳輸至外部電路加以應用。具體的，上述膨脹機216為螺桿膨脹機機或渦旋膨脹機。
[0067]在其他實施例中，上述膨脹機216也可以是透平膨脹機。
[0068]具體的，上述聚光光伏接收器208為準槽式點聚光光伏接收器，即一種準槽式點聚光太陽能利用裝置。
[0069]上述準槽式點聚光太陽能利用裝置，通過將多個點聚光元件設置為準槽式結構，方便了后續對上述多個點聚光元件的清洗工作，并且針對每一個點聚光元件都設置了相應的光電轉換裝置，提高了太陽能利用率。通過設置點聚光元件的特征參數以及相應的光電轉換裝置、散熱裝置、導電結構、支撐結構等的參數數據，進一步提高了太陽能的利用率，降低了制造成本和維護成本。通過在支撐裝置兩側分別設置至少兩排光伏電池，在各排之間，相鄰的光伏電池對應的光電轉換裝置可共用一個接收口，降低了準槽式點聚光太陽能利用裝置的生產成本，并且為電路和冷卻液管路的布置提供了方便。在光電轉換裝置的設置上，通過在導熱電路板上設置多個矩陣排列的光伏電池，每個電池之間相互并聯并分別連接保護電路，在使用的時候，如果其中一個光伏電池發生故障，可單獨更換相應的光伏電池，從而不影響其他光伏電池的正常使用，不影響整個光電轉換裝置的使用，進一步的提高了準槽式點聚光太陽能利用裝置的可行性，提高了系統的整體壽命，降低了維護成本。
[0070]下面結合附圖和實施例，對上述準槽式點聚光太陽能利用裝置進行進一步詳細的說明。
[0071]圖4所示，為一實施例的準槽式點聚光太陽能利用裝置示意圖。
[0072]參考圖4，一種準槽式點聚光太陽能利用裝置300，包括支撐裝置320、多個點聚光元件340以及多個光電轉換裝置360。
[0073]其中，支撐裝置320包括支架322和底座324，底座324對稱分布在支架322的兩偵牝多個點聚光元件340對稱分布在上述支架322兩側的底座324上，形成準槽式結構；多個光電轉換裝置360，位于支架322與底座324相對的一端，光電轉換裝置360與點聚光元件340數量相等并與點聚光元件340 —一對應，光電轉換裝置360的受光口朝向所對應的點聚光元件340并位于所對應的點聚光元件340的聚光焦點處。
[0074]上述準槽式點聚光太陽能利用裝置300，點聚光元件340接收并匯聚太陽光，與上述點聚光元件340相應的光電轉換裝置360將上述點聚光元件340匯聚的太陽光轉換為電能。將上述準槽式點聚光太陽能利用裝置的太陽光接收部位，即上述點聚光元件340的整體結構設置為準槽式結構，針對每個點聚光元件340設置了相應的光電轉換裝置360，在改善后續清洗工作的同時，進一步降低了系統成本。將槽式結構與點聚光技術相結合，使得更多的點聚光元件340可以公用同一支撐裝置320，讓開了點聚光元件340上方空間，方便后續通過使用自動清潔裝置(圖未示)對點聚光元件340進行清潔，并且方便進行更換點聚光元件340等操作，上方支架322使各光電轉換裝置360橫向連接，這方便布置導線和散熱回路(圖未示)。
[0075]圖5所示，為另一實施例的準槽式點聚光太陽能利用裝置示意圖。
[0076]參考圖5，一種準槽式點聚光太陽能利用裝置400，包括支撐裝置420、多個點聚光元件440以及多個光電轉換裝置460。
[0077]其中，支撐裝置420包括支架422和底座424，底座424對稱分布在支架422的兩偵牝多個點聚光元件440對稱分布在上述支架422兩側的底座424上，形成準槽式結構；多個光電轉換裝置460，位于支架422與底座424相對的一端，光電轉換裝置460與點聚光元件440數量相等并與點聚光元件440 —一對應，光電轉換裝置460的受光口朝向所對應的點聚光元件440并位于所對應的點聚光元件440的聚光焦點處。
[0078]其中，支架422每側包括至少2排上述點聚光元件440,即至少2組點聚光元件組442 (參考圖5)。圖5所示實施例中，包括2排點聚光元件440,即2組上述點聚光元件組442。上述支撐裝置420 —側，與上述支架422相鄰的點聚光元件440構成上述一排點聚光元件，即一組點聚光元件組442 ;與上述一組點聚光元件組442相鄰的一排點聚光元件構成另一組點聚光元件組(圖未標)。
[0079]在其他實施例中，上述準槽式點聚光太陽能利用裝置400也可僅在支架422的一側設置一排或者多排上述點聚光元件。
[0080]圖6所示,為圖5所示實施例支架一側點聚光元件排布俯視圖。
[0081]圖7所示,為圖5所示實施例接收口示意圖。
[0082]參考圖6,上述每組點聚光元件組442,每組之間相鄰的點聚光元件440錯開預定距離L，相應的，與上述錯開的相鄰的點聚光元件440對應的光電轉換裝置460可設置于支架422上的同一個接收口 4222內，上述同一接收口 4222內的光電裝換裝置460的受光口分別朝向相應的點聚光元件440,并分別位于相應點聚光元件440的聚光焦點處(參考圖7)。參考圖5所示實施例，通過在支撐裝置420每側設置2排點聚光元件440，使用上述一個準槽式點聚光太陽能利用裝置400，可完成兩個一側只設置一排點聚光元件的準槽式點聚光太陽能利用裝置300 (參考圖4)共同工作時的發電量，減少了準槽式點聚光太陽能利用裝置300的制造成本。
[0083]具體的，上述預定距離L可根據需要設定不同的值。在本實施例中，該預定距離L設定為10mm。
[0084]在其他的實施例中，也可設置支架422每側的點聚光元件組442的組數，并相應設置接收口 4222內的光電轉換裝置460的個數以及相應的朝向及位置關系。如果設置的組數大于2，則每一組之間相鄰的點聚光元件440沿一個方向進行錯位排列，以保證在同一接收口 4222內能夠容納上述每一組之間相鄰的點聚光元件440所對應的光電轉換裝置460。
[0085]圖8所示,為圖5所示實施例點聚光元件相對于對應的光電轉換裝置的入射角示意圖。[0086]圖5所示實施例中，點聚光元件440為反射式點聚光元件。上述點聚光元件440的焦距為0.8m-1.5m,每個點聚光元件440相對于對應的光電轉換裝置460的入射角小于30°。其中，入射角為每個點聚光元件440的法線與相應的入射光的夾角。參考圖8，第一排點聚光元件440相對于相應的光電轉換裝置460的視圖平面上的入射角為α，第二排點聚光元件440相對于相應的光電轉換裝置460的入射角為β，其中α、β的角度均小于30°，且大致相同。通過設置上述點聚光元件的特征參數，包括點聚光元件的焦距，并進一步設置點聚光元件的入射角度，可進一步提高太陽能的利用率。進一步的，上述點聚光元件的焦距為0.8-1.3m，入射角均小于25°，上述設置采用現有的砷化鎵光伏電池產品(三節砷化鎵光伏電池的光電轉換效率約為40%)可達到太陽能的實際利用率約為25%?30%。具體的，當上述砷化鎵多級光伏電池的效率超過50%，則本系統的實際發電效率接近40%。
[0087]具體的，參考圖5，上述反射式點聚光元件為拋物面反射鏡。上述拋物面反射鏡的受光面積為0.2m2-0.75m2,拋物面反射鏡在光電轉換裝置460的受光口行成的入射光斑面積小于35mm*35mm,受光面積與入射光斑的面積之比大于250。上述參數設置,保證了點聚光入射光斑的入射光強，使光能轉換為電能的轉換效率更高。具體的，上述拋物面反射鏡的受光面積為0.4m2，上述拋物面反射鏡的焦距與受光面積的平方根之比大于1.2且小于
3。具體的，上述比值為1.5。通過設置上述比值，可使通過拋物面反射鏡到達光電轉換裝置460的入射光斑的面積更小，光強更集中，滿足高倍聚光光伏電池的理想工作范圍。
[0088]圖9所示,為圖5所示實施例光電轉換裝置示意圖。
[0089]圖10所示，為另一實施例中光電轉換裝置示意圖。
[0090]參考圖9、圖10，圖5所示實施例中光電轉換裝置460包括多個光伏電池462、多個導熱電路板464、多個導電片466、散熱器468、外殼(圖未不)以及安裝板469。
[0091]其中，上述多個光伏電池462分別設于相應的導熱電路板464上,用于將點聚光兀件440發射的太陽光轉換為電能,導熱電路板464用于固定上述光伏電池462,并傳導光伏電池462工作時產生的熱量；多個導電片466,分別設于上述導熱電路板464上，并分別連接上述光伏電池462,用于向外部電路導出光伏電池462產生的電能；散熱器468,通過熱管467連接上述導熱電路板464,用于導出光伏電池462工作時產生的熱量；外殼，用于容納上述導熱電路板464、光伏電池462、導電片466、散熱器468、安裝板469和熱管467,并設有受光口，光伏電池462通過上述受光口接收點聚光元件440匯聚的太陽光。其中，安裝板469用于承載上述多個光伏電池462、多個導熱電路板464、多個導電片466等。
[0092]具體的，上述散熱器468和熱管467構成散熱裝置(圖未標),導電片466構成導電結構(圖未標)，安裝板469構成支撐機構(圖未標)。通過設置點聚光元件440的特征參數以及相應的光電轉換裝置460、散熱裝置、導電結構、支撐結構等的參數數據，進一步提高了太陽能的利用率，降低了制造成本和維護成本。
[0093]上述多個光伏電池462通過上述受光口接收點聚光元件440匯聚的太陽光，并將接收到的入射光斑的能量轉換為電能，并通過上述連接每個光伏電池462的導電片466向外部電路(圖未示)分別導出每個光伏電池462產生的電能；上述光伏電池462并不能將全部的光能轉化為電能，在上述光伏電池462將光能轉化為電能的同時，一部分不能被光伏電池462轉換的光能變成熱能，上述導熱電路板464傳導上述多個光伏電池462工作時產生的熱能，并通過散熱器468導出上述熱能。上述散熱器設有冷卻液入口 4682和冷卻液出口 4684，分別連接低溫換熱裝置212進行梯級散熱。
[0094]具體的，上述冷卻液入口 4682和冷卻液出口 4684分別通過管路連通上述低溫換熱裝置212的冷卻液出口 f和冷卻液入口 e。進一步的，上述冷卻液入口 4682通過泵206連通上述冷卻液出口 f。具體的，上述管路為包覆有保溫材料的管路，防止上述防凍冷卻液循環時防凍冷卻液的溫度受到外界溫度的影響。
[0095]具體的，上述光伏電池462為多結砷化鎵光伏電池。上述光伏電池462的數量為4個，每個光伏電池462布置在獨立的導熱電路板464上，各導熱電路板464呈四方形矩陣排列，形成光伏電池組(圖未標)。其中，對角布置的光伏電池462相互并聯并連接保護電路(圖未示)，兩組對角位置的并聯光伏電池462組相互串聯；或者，上述4個光伏電池462相互并聯并共用一個保護電路。并且，在上述準槽式點聚光太陽能利用裝置400中，不同的點聚光元件440所對應的光電轉換裝置460的光伏電池462組之間相互串聯，使得各聚光元件440輸出電壓相加，而電流相等，這樣可以不需要增加導線截面積，傳輸更多的電能。因為各聚光元件440的面積相等，各光伏電池462效率相等，所以，各聚光元件440所對應的光伏電池組所產生的理想電流相等，滿足串聯條件；實驗證明，在同一聚光元件下4個光伏電池462中對角的光伏電池462電流之和與另一對角的光伏電池462的電流之和很接近，滿足串聯條件，如果兩組不同對角的光伏電池462串聯，可以將電壓提升一倍，電流下降一倍，從而降低了對導線截面積的要求，節約了導線，降低了導線上的損耗。
[0096]上述每個光電轉換裝置460中的光伏電池組中，每個光伏電池462布置在獨立的導熱電路板464上，當其中一個光伏電池462發生故障時，不需要將整個光伏電池組進行更換，只需要將發生故障的光伏電池462取下更換即可，并不影響其他光伏電池462的正常工作，方便了準槽式點聚光太陽能利用裝置400的持續使用，并提高了準槽式點聚光太陽能利用裝置400的使用壽命。
[0097]在其他的實施例中，上述光伏電池組中的每個光伏電池462也可以相互串聯。
[0098]具體的，上述每個光伏電池462的受光范圍大于等于9mm*9mm。當上述光伏電池462數量為四個時，上述光伏電池組的整體受光面略小于40mm*40mm，進一步的，略小于38mm*38mm。并且，拋物面反射鏡在光電轉換裝置的受光口形成的入射光斑面積小于35mm*35mm，使入射光斑能量更強，實現上述入射光斑能夠完全的落在光伏電池462組的受光面內，保證盡可能的將太陽能轉化為電能。在另一實施例中，上述每個光伏電池462的受光范圍為10mm*10mm。
[0099]具體的，上述外殼上的受光口的寬度大于60mm，能夠保證光伏電池462組的受光面完全的暴露，并保證入射光斑完全的落入上述光伏電池462組的受光范圍內。
[0100]進一步的，參考圖10，上述光電轉換裝置還包括二次聚光器465，上述二次聚光器465包括光輸入端(圖未標)和光輸出端(圖未標)，光輸入端呈矩陣狀向光輸出端密集靠攏，光輸出端光學連接光伏電池462。上述二次聚光器465的光輸入端接收從受光口射入的太陽光，并進行二次聚光，光輸出端將二次聚光后的太陽光射入上述光伏電池組。
[0101]上述點聚光元件反射的太陽光并不均勻，通過使用二次聚光器，將上述點聚光元件發射的不均勻的太陽光進行進一步聚光處理，使射入的入射光斑更小光強更強，使射入上述光伏電池462組的入射光斑相對均勻，提升了單位面積光伏電池462所接收的太陽光的強度，以進一步提高太陽能的利用率。具體的，上述二次聚光器為透射式二次聚光棱鏡，或反射式二次聚光杯。
[0102]上述準槽式點聚光太陽能利用裝置應用時放置于追日儀上，由追日儀自動跟蹤太陽位置，使準槽式點聚光太陽能利用裝置的點聚光元件與太陽光的夾角保持在一定角度范圍內不變，或保持準槽式點聚光太陽能利用裝置的點聚光元件正對于太陽。具體的，太陽實際入射光線與理想入射光線之夾角為S，并且，I δ I≤0.5°。
[0103]上述尺寸鏈，包括拋物面反射鏡的焦距、受光面、入射角、入射光斑的大小、光伏電池462的受光面等，兼顧平衡了二次聚光器465對入射光角度的限制，追日儀控制誤差造成的光斑在受光區域晃動的影響，光伏電池462理想受光強度,光伏電池462在對極端受光不均勻時的受光強度的耐受能力范圍限制，導線截面尺寸對電流強度的限制，導線硬度對電路板的影響，串聯升壓限制條件，實現光伏電池462逐個電流導出，散熱器468空間尺寸和布置，散熱器468的導熱性能，光伏電池462獨立更換，點聚光元件440加工精度允許范圍，點聚光元件440安裝方便性，點聚光元件440清潔的方便性，風壓對追日儀的影響，系統的造價盡量低廉等諸多問題。
[0104]進一步的，上述聚光光熱接收器同樣可以為準槽式聚光光熱接收器，所述準槽式聚光光熱接收器與所述準槽式聚光光伏接收器采用相同的支撐結構，只是將點聚光元件440光斑位置所設置的光電轉換裝置460替換為光熱轉換接收器。在其中一個實施例中，上述光熱轉換接收器如圖3所示。聚光光伏接收器208和聚光光熱接收器202可以使用同樣尺寸的點聚光元件440和支撐結構，因為聚光光熱接收器對聚光元件精度要求不高，可以在聚光光熱接收器202上使用相對于聚光光伏接收器208是誤差超標的聚光元件，使得聚光元件440的廢品率趨近于0，從而可以進一步降低系統成本。
[0105]以上所述實施例僅表達了本實用新型的幾種實施方式，其描述較為具體和詳細，但并不能因此而理 解為對本實用新型專利范圍的限制。應當指出的是，對于本領域的普通技術人員來說，在不脫離本實用新型構思的前提下，還可以做出若干變形和改進，這些都屬于本實用新型的保護范圍。因此，本實用新型專利的保護范圍應以所附權利要求為準。
【權利要求】
1.一種太陽能光伏、光熱發電系統，其特征在于，包括: 連接的聚光光熱接收器和中高溫儲熱換熱裝置，所述中高溫儲熱換熱裝置儲存所述聚光光熱接收器產生的熱能并進行傳導； 連接的聚光光伏接收器和低溫換熱裝置，所述低溫換熱裝置采集所述聚光光伏接收器散熱時產生的熱能并進行傳導； 連接的膨脹機以及冷卻裝置，所述膨脹機和冷卻裝置分別通過泵和管路連通所述中高溫儲熱換熱裝置和低溫換熱裝置；所述低溫換熱裝置、中高溫儲熱換熱裝置、膨脹機、冷卻裝置和泵構成朗肯循環回路； 逆變器裝置，連接所述聚光光伏接收器；所述聚光光伏接收器通過所述逆變器裝置輸出交流電。
2.根據權利要求1所述的太陽能光伏、光熱發電系統，其特征在于，還包括發電機，所述發電機連接所述膨脹機。
3.根據權利要求2所述的太陽能光伏、光熱發電系統，其特征在于，所述中高溫儲熱換熱裝置包括: 中高溫儲熱罐，所述中高溫儲熱罐充滿熔融鹽儲熱劑； 第一換熱器，置于所述中高溫儲熱罐內，包括第一工質入口和第一工質出口，所述第一工質入口和第一工質出口分別通過管路連接所述聚光光熱接收器；其中，所述管路熱連接所述聚光光熱接收器 的受光腔體； 第二換熱器，置于所述中高溫儲熱罐內，包括第二工質入口和第二工質出口，所述第二工質入口和第二工質出口分別通過管路連通所述低溫換熱裝置和所述膨脹機。
4.根據權利要求3所述的太陽能光伏、光熱發電系統，其特征在于，所述第一換熱器為耐高溫工質換熱器，用于通過耐高溫工質循環換熱；所述第二換熱器為有機工質換熱器，用于加熱有機工質。
5.根據權利要求1所述的太陽能光伏、光熱發電系統，其特征在于，所述低溫換熱裝置包括: 低溫儲液換熱罐，充有防凍冷卻液，并設有冷卻液入口和冷卻液出口，所述冷卻液出口通過管路連通泵并進一步連接所述聚光光伏接收器的散熱器，所述冷卻液入口通過管路連接所述聚光光伏接收器的散熱器； 第三換熱器，置于所述低溫儲液換熱罐內，包括第三工質入口和第三工質出口，所述第三工質入口和第三工質出口分別通過泵和管路連通所述冷卻裝置和中高溫儲熱換熱裝置。
6.根據權利要求5所述的太陽能光伏、光熱發電系統，其特征在于，所述第三換熱器為有機工質換熱器。
7.根據權利要求5所述的太陽能光伏、光熱發電系統，其特征在于，所述太陽能光伏、光熱發電系統包括至少兩個級聯的低溫換熱裝置； 每個所述低溫換熱裝置之間的冷卻液出口通過泵與下一所述低溫換熱裝置的冷卻液入口相互連通，每個所述低溫換熱裝置之間的第三換熱器的第三工質出口與上一所述低溫換熱裝置的第三工質入口相互連通。
8.根據權利要求1所述的太陽能光伏、光熱發電系統，其特征在于，所述聚光光熱接收器為準槽式點聚光光熱接收器。
9.根據權利要求1所述的太陽能光伏、光熱發電系統，其特征在于，所述聚光光伏接收器為準槽式點聚光光伏接收器，所述準槽式點聚光光伏接收器包括: 支撐裝置，包括支架和底座，所述底座對稱分布于所述支架兩側； 多個點聚光元件，對稱分布于所述支架兩側的底座上，形成準槽式結構，接收并匯聚太陽光; 多個光電轉換裝置，位于所述支架與所述底座相對的一端，所述光電轉換裝置與所述點聚光元件數量相等并與所述點聚光元件--對應，所述光電轉換裝置的受光口朝向所對應的點聚光元件并位于所對應的點聚光元件的聚光焦點處；所述多個點聚光元件接收并匯聚太陽光，所述多個光電轉換裝置將所述點聚光元件匯聚的太陽光轉換為電能。
10.根據權利要求9所述的太陽能光伏、光熱發電系統，其特征在于，所述點聚光元件為反射式點聚光元件，所述點聚光元件的焦距為0.8m-1.3m,每個所述點聚光元件相對于對應的光電轉換裝置的 入射角小于25°。
【文檔編號】F24J2/34GK203810741SQ201420106126
【公開日】2014年9月3日 申請日期:2014年3月10日 優先權日:2014年3月10日
【發明者】容云 申請人:容云