CN104913513A

CN104913513A - 太阳能光伏、光热发电系统

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Publication number: CN104913513A
Application number: CN201410084664.0A
Authority: CN
Inventors: 容云
Original assignee: Individual
Current assignee: Individual
Priority date: 2014-03-10
Filing date: 2014-03-10
Publication date: 2015-09-16

Abstract

本发明公开了一种太阳能光伏、光热发电系统，聚光光热接收器接收太阳能并转化为热能，中高温储热换热装置储存聚光光热接收器产生的热能。聚光光伏接收器接收太阳光并转换为电能，并通过逆变器装置输出交流电；低温换热装置采集聚光光伏接收器散热时产生的热能。膨胀机、冷却装置、中高温储热换热装置和低温换热装置通过管路相互连通构成朗肯循环回路，回路内工质循环工作将热能转换为动能。上述太阳能光伏、光热发电系统，将聚光光伏发电与聚光光热发电相结合，并且进一步采集了聚光光伏发电过程中产生的热能，在传统利用光伏发电的基础上，进一步的提高了太阳能的利用率，降低了聚光太阳能发电的成本，降低光伏电能输出的波动性。

Description

太阳能光伏、光热发电系统

技术领域

本发明涉及太阳能发电技术领域，特别是涉及一种太阳能光伏、光热发电系统。

背景技术

太阳能热发电是先将太阳能转化为热能，再将热能转化成电能，它有两种转化方式，一种是将太阳热能直接转化成电能，如光伏发电；另一种方式是将太能转化为热能再通过热机转化为动能带动发电机发电，如光热发电。

现有的聚光光伏发电装置，具有光电转化率高、成本低廉的特点。但是，因为太阳光线有强弱变化，造成光伏发电系统发出的电功率有波动性，很难保证电网的稳定性，从而制约了光伏发电系统的普及。一般的光热发电系统，主要包括槽式热电站和塔式热电站，因为可以储热，光热发电系统发出的电功率比较稳定，但光热发电系统普遍发电效率不高，成本较高。

发明内容

基于此，有必要针对光伏发电系统稳定性差、光热发电系统发电效率不高的问题，提供一种发电效率高且发电系统稳定的太阳能光伏、光热发电系统。

一种太阳能光伏、光热发电系统，包括：

聚光光热接收器，用于将太阳能转化为热能；

中高温储热换热装置，连接所述聚光光热接收器，用于储存所述聚光光热接收器产生的热能并进行传导；

聚光光伏接收器，用于将太阳能转化为电能；

低温换热装置，连接所述聚光光伏接收器，用于采集所述聚光光伏接收器散热时产生的热能并进行传导；

连接的膨胀机以及冷却装置，所述膨胀机和冷却装置分别通过泵和管路连通所述中高温储热换热装置和低温换热装置；所述低温换热装置、中高温储热换热装置、膨胀机、冷却装置和泵构成朗肯循环回路，所述朗肯循环回路内的热能转化为动能；

逆变器装置，连接所述聚光光伏接收器；所述聚光光伏接收器通过所述逆变器装置输出交流电。

在其中一个实施例中，还包括发电机，所述发电机连接所述膨胀机，用于将所述动能转换为电能。

在其中一个实施例中，所述中高温储热换热装置包括：

中高温储热罐，所述中高温储热罐充满熔融盐储热剂；

第一换热器，置于所述中高温储热罐内，包括第一工质入口和第一工质出口，所述第一工质入口和第一工质出口分别通过管路连接所述聚光光热接收器；其中，所述管路热连接所述聚光光热接收器的受光腔体；

第二换热器，置于所述中高温储热罐内，包括第二工质入口和第二工质出口，所述第二工质入口和第二工质出口分别通过管路连通所述低温换热装置和所述膨胀机。

在其中一个实施例中，所述第一换热器为耐高温工质换热器，用于通过耐高温工质循环换热；所述第二换热器为有机工质换热器，用于加热有机工质。

在其中一个实施例中，所述耐高温工质为空气或耐高温导热油，所述有机工质为R404a制冷剂。

在其中一个实施例中，所述低温换热装置包括：

低温储液换热罐，充有防冻冷却液，并设有冷却液入口和冷却液出口，所述冷却液出口通过管路连通泵并进一步连接所述聚光光伏接收器的散热器，所述冷却液入口通过管路连接所述聚光光伏接收器的散热器；所述聚光光伏接收器散热时产生的热量加热所述防冻冷却液，被加热的防冻冷却液进入所述低温储液换热罐储存换热，经过换热降温的所述防冻冷却液再次循环至所述聚光光伏接收器构成散热回路；

第三换热器，置于所述低温储液换热罐内，包括第三工质入口和第三工质出口，所述第三工质入口和第三工质出口分别通过泵和管路连通所述冷却装置和中高温储热换热装置；用于将所述聚光光伏接收器散热时产生的热量传导给所述中高温储热换热装置。

在其中一个实施例中，所述太阳能光伏、光热发电系统包括至少两个级联的低温换热装置，用于对所述防冻冷却液进行逐级散热；

每个所述低温换热装置之间的冷却液出口通过泵与下一所述低温换热装置的冷却液入口相互连通，每个所述低温换热装置之间的第三换热器的第三工质出口与上一所述低温换热装置的第三工质入口相互连通。

在其中一个实施例中，所述防冻冷却液通过所述聚光光伏接收器的散热器循环至所述低温储液换热罐的冷却液入口时的温度为90℃-120℃。

在其中一个实施例中，所述聚光光热接收器为准槽式聚光光热接收器。

在其中一个实施例中，所述聚光光伏接收器为准槽式点聚光光伏接收器。

上述太阳能光伏、光热发电系统，聚光光热接收器接收太阳能并转化为热能，中高温储热换热装置通过连接上述聚光光热接收器，储存聚光光热接收器产生的热能并进行进一步的传导。聚光光伏接收器接收太阳光并转换为电能，并通过逆变器装置输出交流电；在上述转换电能的过程中，部分太阳能转换为热能，低温换热装置采集上述未转换为电能的太阳能，并进行传导。膨胀机和冷却装置分别通过泵和管路连通上述中高温储热换热装置和低温换热装置并构成朗肯循环回路，上述朗肯循环回路内的热能被转换为动能。上述太阳能光伏、光热发电系统，将聚光光伏发电与聚光光热发电相结合，并且进一步采集了聚光光伏发电过程中产生的热能，在传统利用光伏发电的基础上，进一步的提高了太阳能的利用率。上述太阳能光伏、光热发电系统解决了仅使用光热发电的太阳能利用效率不高、仅使用光伏发电时系统稳定性差的问题，并且在此基础上进一步提高了太阳能的使用率。

附图说明

图1为本发明一实施例的太阳能光伏、光热发电系统示意图；

图2为本发明另一实施例中太阳能光伏、光热发电系统示意图；

图3为图2所示实施例的聚光光热接收器截面示意图；

图4为一实施例的准槽式点聚光太阳能利用装置示意图；

图5为另一实施例的准槽式点聚光太阳能利用装置示意图；

图6为图5所示实施例支架一侧点聚光元件排布俯视图；

图7为图5所示实施例接收口示意图；

图8为图5所示实施例点聚光元件相对于对应的光电转换装置的入射角示意图；

图9为图5所示实施例光电转换装置示意图；

图10为另一实施例中光电转换装置示意图。

具体实施方式

一种太阳能光伏、光热发电系统，将传统的光热发电和光伏发电相结合，实现了光热发电和光伏发电的优点结合并避免了各自使用时的太阳能利用率低、发电效率低和系统稳定性差等问题。在此基础上，进一步利用传统光伏发电过程中不能被光伏电池吸收的太阳能，即传统光伏电池散热时产生的热能，将上述热能采集，并通过上述光热发电系统中的朗肯循环进一步转换为动能或电能，实现了尽可能的利用太阳能并将其转换为电能。在上述采集并传导上述光伏发电过程中产生的热能时，采取逐级散热的方式，能够使上述热能以尽可能大的传导率传导入上述朗肯循环，提高了上述光伏发电过程中产生的热能的转换率，进一步提高了太阳能光伏、光热发电系统太阳能的利用率。

下面结合附图和实施例对本发明进行进一步详细的说明。

图1所示，为本发明一实施例的太阳能光伏、光热发电系统示意图。

参考图1，一种太阳能光伏、光热发电系统100，包括聚光光热接收器120、中高温储热换热装置140、聚光光伏接收器160、低温换热装置180、膨胀机190、冷却装置170以及逆变器装置150。其中，冷却装置170内设置有泵（图未示）。

上述中高温储热换热装置140连接聚光光热接收器120，低温换热装置180连接聚光光伏接收器160和中高温储热换热装置140，膨胀机190和冷却装置170分别通过管路连通中高温储热换热装置140和低温换热装置180。聚光光热接收器120接收太阳能并转化为热能，中高温储热换热装置140通过管路连接聚光光热接收器120，储存聚光光热接收器120产生的热能并进行进一步的传导。聚光光伏接收器160接收太阳光并转换为电能，进一步通过逆变器装置150输出交流电。在上述聚光光伏接收器160将光能转换为电能的过程中，有部分太阳能转换为热能，低温换热装置180采集上述未转换为电能的热能，并通过管路将上述热能传导给中高温储热换热装置140；上述热能的传导指的是，通过对工质进行加热，通过管路对工质进行传导，完成对热能的传导；上述中高温储热换热装置140对上述低温换热装置180传导的工质进行再次加热后进行进一步传导。膨胀机190和冷却装置170分别通过管路连通上述中高温储热换热装置140和低温换热装置180并构成朗肯循环回路，上述朗肯循环将太阳能光伏、光热发电系统100内的热能转换为动能，上述动能可进一步转换为电能。

具体的，上述管路为包覆有保温材料的保温管路。

上述太阳能光伏、光热发电系统100，将聚光光伏发电与聚光光热发电技术相结合，并且进一步采集了聚光光伏发电过程中散热产生的热能，在传统利用光伏发电的基础上，进一步的提高了太阳能的利用率。上述太阳能光伏、光热发电系统100解决了仅使用光热发电时太阳能利用效率不高、仅使用光伏发电时系统稳定性差的问题，并且在此基础上进一步提高了太阳能的使用率。

图2所示，为本发明另一实施例中太阳能光伏、光热发电系统示意图。

参考图2，一种太阳能光伏、光热发电系统200，包括聚光光热接收器202、中高温储热换热装置204、聚光光伏接收器208、低温换热装置212、膨胀机216、冷却装置218以及逆变器装置210。

上述中高温储热换热装置204通过保温管路热连接聚光光热接收器202的受光腔体（图未示），低温换热装置212通过保温管路连接聚光光伏接收器208的散热器（图未示），低温换热装置212通过管路连通中高温储热换热装置204，聚光光伏接收器208连接逆变器装置210输出交流电；膨胀机216和冷却装置218分别通过管路连通中高温储热换热装置204和低温换热装置212，并构成朗肯循环回路，上述朗肯循环将太阳能光伏、光热发电系统200内的热能转换为动能。根据需要，上述动能可进一步转换为电能。

进一步的，上述太阳能光伏、光热发电系统200还包括发电机220，上述发电机220连接膨胀机216，用于将上述朗肯循环产生的动能转换为电能，并进一步通过开关222连接外部电路将上述电能进行输出。

具体的，参考图2，上述中高温储热换热装置204包括：中高温储热罐2042、第一换热器2044和第二换热器2046。

上述中高温储热罐2042封闭并充满熔融盐储热剂，用于储存热量。具体的，上述熔融盐储热剂为硝酸盐储热剂。上述第一换热器2044为管状换热器，置于上述中高温储热罐2042内并通过第一工质入口a和第一工质出口b从上述中高温储热罐2042伸出，上述第一工质入口a和第一工质出口b分别通过管路连接上述聚光光热接收器202。上述第一换热器2044与上述管路构成的管状回路内充满耐高温工质，通过上述耐高温工质将聚光光热接收器202转换的热能传导给上述中高温储热罐2042内的熔融盐储热剂，熔融盐储热剂吸收热量相变到液态对上述热能进行存储。具体的，上述第一换热器2044为耐高温工质换热器，用于通过耐高温工质循环换热。具体的，上述耐高温工质为空气或者耐高温导热油。在其他的实施例中，上述耐高温工质也可选择其他耐高温工质。

参考图2，上述第一工质出口b通过泵206和保温管路连接上述聚光光热接收器202。通过泵206提供动力，将上述第一换热器2044和与之连接的管路内的耐高温工质形成循环，持续的将聚光光热接收器202产生的热能传导给上述中高温储热罐2042内的熔融盐储热剂。

图3所示，为图2所示实施例聚光光热接收器截面示意图。

参考图3，上述管路热连接上述聚光光热接收器202的受光腔体2022。通过上述受光腔体2022将聚光光热接收器202产生的热能吸收并进行传导。具体的上述管路和上述受光腔体非受光面的部分，包覆有保温材料，防止热能流失。

参考图2，上述第二换热器2046置于中高温储热罐2042内，为管状换热器，包括第二工质入口c和第二工质出口d，上述第二工质入口c和第二工质出口d伸出上述中高温储热罐2042并分别通过管路连通低温换热装置212和膨胀机216。具体的，上述第二换热器2046与管路形成的管状回路内充满有机工质。具体的，上述第二换热器2046为有机工质换热器。具体的，上述有机工质为R404a制冷剂等。

具体的，上述太阳能光伏、光热发电系统200包括若干个级联的低温换热装置212，用于对聚光光伏接收器208的防冻冷却液进行逐级降温。参考图2所示实施例中，包括三个上述低温换热装置212。

具体的，上述每个低温换热装置212包括低温储液换热罐2122和第三换热器2124。每个低温储液换热罐2122分别设有冷却液入口e和冷却液出口f，第三换热器2124为管状换热器，置于上述低温储液换热罐2122内，并通过第三工质入口g和第三工质出口h分别伸出低温储液换热罐2122。

每个低温换热装置212之间的冷却液出口f通过泵206与下一低温换热装置212的冷却液入口e相互连通，每个低温换热装置212之间的第三工质出口h与上一低温换热装置212的第三工质入口g相互连通。低温换热装置212构成的级联结构两端的冷却液入口e与冷却液出口f通过管路连接聚光光伏接收器208，具体的，上述冷却液出口f通过连通泵（图未标）进一步聚光光伏接收器208；第三工质入口g连通冷却装置218，第三工质出口h连通上述中高温储热换热装置204的第二工质入口c。

上述低温储液换热罐2122内充有防冻冷却液，低温储液换热罐2122之间通过冷却液出口f和冷却液入口e相互连通，并通过两端的冷却液出口f和冷却液入口e连接聚光光伏接收器208，形成防冻冷却液的循环，实现将聚光光伏接收器208散热时产生的热量不断的传导至低温储液罐中。

上述低温换热装置212的级联结构中，第三换热器2124之间通过第三工质出口h和第三工质入口g相互连通，并通过两端的第三工质出口h和第三工质入口g分别连通中高温储热换热装置204的第二工质入口c和冷却装置218，形成了有机工质的朗肯循环，实现了将聚光光伏接收器208散热时产生的热能和聚光光热接收器202产生的热能全部传导至上述朗肯循环内，加热有机工质使其沸腾，进而驱动膨胀机将热能转换为动能，并可进一步转换为电能，提高了太阳能的使用率。

上述级联结构，实现了将聚光光伏电池的散热器散热时产生的热量更大程度的传导至朗肯循环内，使之更大程度上转换为电能，实现了在聚光光伏部分太阳能利用率达到30%以上。

具体的，参考图2，经过聚光光伏接收器208进入上述低温换热装置212的防冻冷却液的温度为90℃-120℃，通过设置泵206或者设置自动感应装置（图未示），控制第一个低温换热装置212内的防冻冷却液保持在80℃左右，第二个低温换热装置212内的防冻冷却液保持在60℃左右，第三个低温换热装置212内的防冻冷却液保持在40℃左右然后再次经过聚光光伏接收器208，完成防冻冷却液的循环。

在其他的实施例中，上述低温换热装置212数量也可为1个、2个或者多于三个。当低温换热装置212数量只有1个时，其冷却液入口e和冷却液出口f分别通过管路连接聚光光伏接收器208。进一步的，冷却液出口f通过泵206连接聚光光伏接收器208。低温储液换热罐2122内充有防冻冷却液，防冻冷却液通过冷却液出口f、泵206和聚光光伏接收器208后，再通过冷却液入口e回到低温储液换热罐2122，在上述循环中防冻冷却液将聚光光伏接收器208散热时产生的热量传导至低温储液换热罐2122。上述第三换热器2124通过第三工质入口g和第三工质出口h分别伸出低温储液换热管，并分别通过管路连通冷却装置218和中高温储热换热装置204的第二工质入口c，构成有机工质的朗肯循环，将循环内的热能进一步转换为电能。

当上述级联的低温换热装置212数量为多个时，低温换热装置212之间的温度等差降低或者按照预设的温差梯度降低，实现梯度降温或者梯度散热，能够保证上述聚光光伏接收器208散热时产生的热能最大程度的被传导至上述中高温储热换热装置204中，进一步提高太阳能的利用率。

进一步的，上述太阳能光伏、光热发电系统200包括至少两个由阀门214、膨胀机216、发电机220以及开关222组成的串联单元（图未标），每个单元之间相互并联，阀门214分别连通中高温储热换热装置204的第二工质出口d，膨胀机216分别连通冷却装置218，开关222分别连接外部电路，实现将朗肯循环产生的电能传输至外部电路加以应用。具体的，上述膨胀机216为螺杆膨胀机机或涡旋膨胀机。

在其他实施例中，上述膨胀机216也可以是透平膨胀机。

具体的，上述聚光光伏接收器208为准槽式点聚光光伏接收器，即一种准槽式点聚光太阳能利用装置。

上述准槽式点聚光太阳能利用装置，通过将多个点聚光元件设置为准槽式结构，方便了后续对上述多个点聚光元件的清洗工作，并且针对每一个点聚光元件都设置了相应的光电转换装置，提高了太阳能利用率。通过设置点聚光元件的特征参数以及相应的光电转换装置、散热装置、导电结构、支撑结构等的参数数据，进一步提高了太阳能的利用率，降低了制造成本和维护成本。通过在支撑装置两侧分别设置至少两排光伏电池，在各排之间，相邻的光伏电池对应的光电转换装置可共用一个接收口，降低了准槽式点聚光太阳能利用装置的生产成本，并且为电路和冷却液管路的布置提供了方便。在光电转换装置的设置上，通过在导热电路板上设置多个矩阵排列的光伏电池，每个电池之间相互并联并分别连接保护电路，在使用的时候，如果其中一个光伏电池发生故障，可单独更换相应的光伏电池，从而不影响其他光伏电池的正常使用，不影响整个光电转换装置的使用，进一步的提高了准槽式点聚光太阳能利用装置的可行性，提高了系统的整体寿命，降低了维护成本。

下面结合附图和实施例，对上述准槽式点聚光太阳能利用装置进行进一步详细的说明。

图4所示，为一实施例的准槽式点聚光太阳能利用装置示意图。

参考图4，一种准槽式点聚光太阳能利用装置300，包括支撑装置320、多个点聚光元件340以及多个光电转换装置360。

其中，支撑装置320包括支架322和底座324，底座324对称分布在支架322的两侧，多个点聚光元件340对称分布在上述支架322两侧的底座324上，形成准槽式结构；多个光电转换装置360，位于支架322与底座324相对的一端，光电转换装置360与点聚光元件340数量相等并与点聚光元件340一一对应，光电转换装置360的受光口朝向所对应的点聚光元件340并位于所对应的点聚光元件340的聚光焦点处。

上述准槽式点聚光太阳能利用装置300，点聚光元件340接收并汇聚太阳光，与上述点聚光元件340相应的光电转换装置360将上述点聚光元件340汇聚的太阳光转换为电能。将上述准槽式点聚光太阳能利用装置的太阳光接收部位，即上述点聚光元件340的整体结构设置为准槽式结构，针对每个点聚光元件340设置了相应的光电转换装置360，在改善后续清洗工作的同时，进一步降低了系统成本。将槽式结构与点聚光技术相结合，使得更多的点聚光元件340可以公用同一支撑装置320，让开了点聚光元件340上方空间，方便后续通过使用自动清洁装置（图未示）对点聚光元件340进行清洁，并且方便进行更换点聚光元件340等操作，上方支架322使各光电转换装置360横向连接，这方便布置导线和散热回路（图未示）。

图5所示，为另一实施例的准槽式点聚光太阳能利用装置示意图。

参考图5，一种准槽式点聚光太阳能利用装置400，包括支撑装置420、多个点聚光元件440以及多个光电转换装置460。

其中，支撑装置420包括支架422和底座424，底座424对称分布在支架422的两侧，多个点聚光元件440对称分布在上述支架422两侧的底座424上，形成准槽式结构；多个光电转换装置460，位于支架422与底座424相对的一端，光电转换装置460与点聚光元件440数量相等并与点聚光元件440一一对应，光电转换装置460的受光口朝向所对应的点聚光元件440并位于所对应的点聚光元件440的聚光焦点处。

其中，支架422每侧包括至少2排上述点聚光元件440，即至少2组点聚光元件组442（参考图5）。图5所示实施例中，包括2排点聚光元件440，即2组上述点聚光元件组442。上述支撑装置420一侧，与上述支架422相邻的点聚光元件440构成上述一排点聚光元件，即一组点聚光元件组442；与上述一组点聚光元件组442相邻的一排点聚光元件构成另一组点聚光元件组（图未标）。

在其他实施例中，上述准槽式点聚光太阳能利用装置400也可仅在支架422的一侧设置一排或者多排上述点聚光元件。

图6所示，为图5所示实施例支架一侧点聚光元件排布俯视图。

图7所示，为图5所示实施例接收口示意图。

参考图6，上述每组点聚光元件组442，每组之间相邻的点聚光元件440错开预定距离L，相应的，与上述错开的相邻的点聚光元件440对应的光电转换装置460可设置于支架422上的同一个接收口4222内，上述同一接收口4222内的光电装换装置460的受光口分别朝向相应的点聚光元件440，并分别位于相应点聚光元件440的聚光焦点处（参考图7）。参考图5所示实施例，通过在支撑装置420每侧设置2排点聚光元件440，使用上述一个准槽式点聚光太阳能利用装置400，可完成两个一侧只设置一排点聚光元件的准槽式点聚光太阳能利用装置300（参考图4）共同工作时的发电量，减少了准槽式点聚光太阳能利用装置300的制造成本。

具体的，上述预定距离L可根据需要设定不同的值。在本实施例中，该预定距离L设定为10mm。

在其他的实施例中，也可设置支架422每侧的点聚光元件组442的组数，并相应设置接收口4222内的光电转换装置460的个数以及相应的朝向及位置关系。如果设置的组数大于2，则每一组之间相邻的点聚光元件440沿一个方向进行错位排列，以保证在同一接收口4222内能够容纳上述每一组之间相邻的点聚光元件440所对应的光电转换装置460。

图8所示，为图5所示实施例点聚光元件相对于对应的光电转换装置的入射角示意图。

图5所示实施例中，点聚光元件440为反射式点聚光元件。上述点聚光元件440的焦距为0.8m-1.5m，每个点聚光元件440相对于对应的光电转换装置460的入射角小于30°。其中，入射角为每个点聚光元件440的法线与相应的入射光的夹角。参考图8，第一排点聚光元件440相对于相应的光电转换装置460的视图平面上的入射角为α，第二排点聚光元件440相对于相应的光电转换装置460的入射角为β，其中α、β的角度均小于30°，且大致相同。通过设置上述点聚光元件的特征参数，包括点聚光元件的焦距，并进一步设置点聚光元件的入射角度，可进一步提高太阳能的利用率。进一步的，上述点聚光元件的焦距为1m，入射角均小于20°，上述设置采用现有的砷化镓光伏电池产品（三节砷化镓光伏电池的光电转换效率约为40%）可达到太阳能的实际利用率约为25%～30%。具体的，当上述砷化镓多级光伏电池的效率超过50%，则本系统的实际发电效率接近40%。

具体的，参考图5，上述反射式点聚光元件为抛物面反射镜。上述抛物面反射镜的受光面积为0.2m²-0.75m²，抛物面反射镜在光电转换装置460的受光口形成的入射光斑面积小于35mm*35mm，受光面积与入射光斑的面积之比大于250。上述参数设置，保证了点聚光入射光斑的入射光强，使光能转换为电能的转换效率更高。具体的，上述抛物面反射镜的受光面积为0.4m²，上述抛物面反射镜的焦距与受光面积的平方根之比大于1.2且小于3。具体的，上述比值为1.5。通过设置上述比值，可使通过抛物面反射镜到达光电转换装置460的入射光斑的面积更小，光强更集中，满足高倍聚光光伏电池的理想工作范围。

图9所示，为图5所示实施例光电转换装置示意图。

图10所示，为另一实施例中光电转换装置示意图。

参考图9、图10，图5所示实施例中光电转换装置460包括多个光伏电池462、多个导热电路板464、多个导电片466、散热器468、外壳（图未示）以及安装板469。

其中，上述多个光伏电池462分别设于相应的导热电路板464上，用于将点聚光元件440发射的太阳光转换为电能，导热电路板464用于固定上述光伏电池462，并传导光伏电池462工作时产生的热量；多个导电片466，分别设于上述导热电路板464上，并分别连接上述光伏电池462，用于向外部电路导出光伏电池462产生的电能；散热器468，通过热管467连接上述导热电路板464，用于导出光伏电池462工作时产生的热量；外壳，用于容纳上述导热电路板464、光伏电池462、导电片466、散热器468、安装板469和热管467，并设有受光口，光伏电池462通过上述受光口接收点聚光元件440汇聚的太阳光。其中，安装板469用于承载上述多个光伏电池462、多个导热电路板464、多个导电片466等。

具体的，上述散热器468和热管467构成散热装置（图未标），导电片466构成导电结构（图未标），安装板469构成支撑机构（图未标）。通过设置点聚光元件440的特征参数以及相应的光电转换装置460、散热装置、导电结构、支撑结构等的参数数据，进一步提高了太阳能的利用率，降低了制造成本和维护成本。

上述多个光伏电池462通过上述受光口接收点聚光元件440汇聚的太阳光，并将接收到的入射光斑的能量转换为电能，并通过上述连接每个光伏电池462的导电片466向外部电路（图未示）分别导出每个光伏电池462产生的电能；上述光伏电池462并不能将全部的光能转化为电能，在上述光伏电池462将光能转化为电能的同时，一部分不能被光伏电池462转换的光能变成热能，上述导热电路板464传导上述多个光伏电池462工作时产生的热能，并通过散热器468导出上述热能。上述散热器设有冷却液入口4682和冷却液出口4684，分别连接低温换热装置212进行梯级散热。

具体的，上述冷却液入口4682和冷却液出口4684分别通过管路连通上述低温换热装置212的冷却液出口f和冷却液入口e。进一步的，上述冷却液入口4682通过泵206连通上述冷却液出口f。具体的，上述管路为包覆有保温材料的管路，防止上述防冻冷却液循环时防冻冷却液的温度受到外界温度的影响。

具体的，上述光伏电池462为多结砷化镓光伏电池。上述光伏电池462的数量为4个，每个光伏电池462布置在独立的导热电路板464上，各导热电路板464呈四方形矩阵排列，形成光伏电池组（图未标）。其中，对角布置的光伏电池462相互并联并连接保护电路（图未示），两组对角位置的并联光伏电池462组相互串联；或者，上述4个光伏电池462相互并联并共用一个保护电路。并且，在上述准槽式点聚光太阳能利用装置400中，不同的点聚光元件440所对应的光电转换装置460的光伏电池462组之间相互串联，使得各聚光元件440输出电压相加，而电流相等，这样可以不需要增加导线截面积，传输更多的电能。因为各聚光元件440的面积相等，各光伏电池462效率相等，所以，各聚光元件440所对应的光伏电池组所产生的理想电流相等，满足串联条件；实验证明，在同一聚光元件下4个光伏电池462中对角的光伏电池462电流之和与另一对角的光伏电池462的电流之和很接近，满足串联条件，如果两组不同对角的光伏电池462串联，可以将电压提升一倍，电流下降一倍，从而降低了对导线截面积的要求，节约了导线，降低了导线上的损耗。

上述每个光电转换装置460中的光伏电池组中，每个光伏电池462布置在独立的导热电路板464上，当其中一个光伏电池462发生故障时，不需要将整个光伏电池组进行更换，只需要将发生故障的光伏电池462取下更换即可，并不影响其他光伏电池462的正常工作，方便了准槽式点聚光太阳能利用装置400的持续使用，并提高了准槽式点聚光太阳能利用装置400的使用寿命。

在其他的实施例中，上述光伏电池组中的每个光伏电池462也可以相互串联。

具体的，上述每个光伏电池462的受光范围大于等于9mm*9mm。当上述光伏电池462数量为四个时，上述光伏电池组的整体受光面略小于40mm*40mm，进一步的，略小于38mm*38mm。并且，抛物面反射镜在光电转换装置的受光口形成的入射光斑面积小于35mm*35mm，使入射光斑能量更强，实现上述入射光斑能够完全的落在光伏电池462组的受光面内，保证尽可能的将太阳能转化为电能。在另一实施例中，上述每个光伏电池462的受光范围为10mm*10mm。

具体的，上述外壳上的受光口的宽度大于60mm，能够保证光伏电池462组的受光面完全的暴露，并保证入射光斑完全的落入上述光伏电池462组的受光范围内。

进一步的，参考图10，上述光电转换装置还包括二次聚光器465，上述二次聚光器465包括光输入端（图未标）和光输出端（图未标），光输入端呈矩阵状向光输出端密集靠拢，光输出端光学连接光伏电池462。上述二次聚光器465的光输入端接收从受光口射入的太阳光，并进行二次聚光，光输出端将二次聚光后的太阳光射入上述光伏电池组。

上述点聚光元件反射的太阳光并不均匀，通过使用二次聚光器，将上述点聚光元件发射的不均匀的太阳光进行进一步聚光处理，使射入的入射光斑更小光强更强，使射入上述光伏电池462组的入射光斑相对均匀，提升了单位面积光伏电池462所接收的太阳光的强度，以进一步提高太阳能的利用率。具体的，上述二次聚光器为透射式二次聚光棱镜，或反射式二次聚光杯。

上述准槽式点聚光太阳能利用装置应用时放置于追日仪上，由追日仪自动跟踪太阳位置，使准槽式点聚光太阳能利用装置的点聚光元件与太阳光的夹角保持在一定角度范围内不变，或保持准槽式点聚光太阳能利用装置的点聚光元件正对于太阳。具体的，太阳实际入射光线与理想入射光线之夹角为δ，并且，|δ|≤0.5°。

上述尺寸链，包括抛物面反射镜的焦距、受光面、入射角、入射光斑的大小、光伏电池462的受光面等，兼顾平衡了二次聚光器465对入射光角度的限制，追日仪控制误差造成的光斑在受光区域晃动的影响，光伏电池462理想受光强度，光伏电池462在对极端受光不均匀时的受光强度的耐受能力范围限制，导线截面尺寸对电流强度的限制，导线硬度对电路板的影响，串联升压限制条件，实现光伏电池462逐个电流导出，散热器468空间尺寸和布置，散热器468的导热性能，光伏电池462独立更换，点聚光元件440加工精度允许范围，点聚光元件440安装方便性，点聚光元件440清洁的方便性，风压对追日仪的影响，系统的造价尽量低廉等诸多问题。

进一步的，上述聚光光热接收器同样可以为准槽式聚光光热接收器，上述准槽式聚光光热接收器与上述准槽式聚光光伏接收器采用相同的支撑结构，只是将点聚光元件440汇聚的光斑位置所设置的光电转换装置460替换为光热转换接收器。在另一实施例中，光热转换接收器如图3所示。聚光光伏接收器208和聚光光热接收器202可以使用同样尺寸的点聚光元件440和支撑结构，因为聚光光热接收器对聚光元件精度要求不高，可以在聚光光热接收器202上使用相对于聚光光伏接收器208是误差超标的聚光元件，使得聚光元件440的废品率趋近于0，从而可以进一步降低系统成本。

以上所述实施例仅表达了本发明的几种实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对本发明专利范围的限制。应当指出的是，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本发明的保护范围。因此，本发明专利的保护范围应以所附权利要求为准。

Claims

1.一种太阳能光伏、光热发电系统，其特征在于，包括：

聚光光热接收器，用于将太阳能转化为热能；

聚光光伏接收器，用于将太阳能转化为电能；

2.根据权利要求1所述的太阳能光伏、光热发电系统，其特征在于，还包括发电机，所述发电机连接所述膨胀机，用于将所述动能转换为电能。

3.根据权利要求2所述的太阳能光伏、光热发电系统，其特征在于，所述中高温储热换热装置包括：

中高温储热罐，所述中高温储热罐充满熔融盐储热剂；

4.根据权利要求3所述的太阳能光伏、光热发电系统，其特征在于，所述第一换热器为耐高温工质换热器，用于通过耐高温工质循环换热；所述第二换热器为有机工质换热器，用于加热有机工质。

5.根据权利要求4所述的太阳能光伏、光热发电系统，其特征在于，所述耐高温工质为空气或耐高温导热油，所述有机工质为R404a制冷剂。

6.根据权利要求1所述的太阳能光伏、光热发电系统，其特征在于，所述低温换热装置包括：

7.根据权利要求6所述的太阳能光伏、光热发电系统，其特征在于，所述太阳能光伏、光热发电系统包括至少两个级联的低温换热装置，用于对所述防冻冷却液进行逐级散热；

8.根据权利要求6所述的太阳能光伏、光热发电系统，其特征在于，所述防冻冷却液通过所述聚光光伏接收器的散热器循环至所述低温储液换热罐的冷却液入口时的温度为90℃-120℃。

9.根据权利要求1所述的太阳能光伏、光热发电系统，其特征在于，所述聚光光热接收器为准槽式聚光光热接收器。

10.根据权利要求1所述的太阳能光伏、光热发电系统，其特征在于，所述聚光光伏接收器为准槽式点聚光光伏接收器。