JP2014088873A - 太陽熱発電プラント及びその制御方法 - Google Patents

Abstract

【課題】
太陽熱発電プラントにおいて、建造コストを抑制し、夜間や雨天の際にも発電が可能であり、且つ発電効率を向上させることが可能な太陽熱発電プラント及びその制御方法を提供する。
【解決手段】
発電用受熱部３Ｓで得た熱エネルギを発電用熱媒回路４Ｓの発電用熱媒を介して発電装置５に供給して発電する太陽熱発電制御を行う構成と、発電用受熱部３Ｓで発電装置５の定格出力エネルギを上回る熱エネルギを得られる場合に、ヘリオスタット２の少なくとも一部を傾動させて蓄熱用受熱部３Ａに太陽光を集光して、この蓄熱用受熱部３Ａで得た熱エネルギを蓄熱用熱媒回路４Ａの蓄熱用熱媒を介して蓄熱槽６に供給して蓄熱する蓄熱制御を行う構成とを有する。
【選択図】図１

Description

本発明は、太陽光を反射する複数のヘリオスタットと、ヘリオスタットで反射された太陽光を受光する受熱部と、受熱部から発電装置に熱媒を循環させる熱媒回路を有する太陽熱発電プラント及びその制御方法に関する。

自然エネルギを利用する手段として、太陽熱発電プラントの開発が進められている（例えば特許文献１参照）。図９に、従来の太陽熱発電プラントの一例の概略図を示す。太陽熱発電プラント１Ｘは、太陽光を反射する反射鏡で構成された複数のヘリオスタット２と、ヘリオスタット２で反射された太陽光を受光する受熱部（レシーバともいう）３Ｘと、受熱部３Ｘへ熱媒である水蒸気を循環させる熱媒回路４Ｘと、水蒸気を利用して発電を行う発電装置５Ｘを有している。タワー式太陽熱発電プラントの場合、この受熱部３Ｘは、タワー９Ｘの上部に設置されている。また、この発電装置５Ｘは、蒸気タービン１１と、蒸気タービン１１に接続された発電機１２を有している。更に、熱媒回路４Ｘは、水蒸気を直接溜める蓄熱槽６Ｘを有している場合もある。以上の構成により、太陽熱から電気を取り出すことが可能となっていた。

次に、太陽熱発電プラント１Ｘの作動について説明する。太陽熱発電プラント１Ｘは、ヘリオスタット２で受熱部３Ｘに太陽光を集光し、受熱部３Ｘを循環する熱媒（水）を加熱し、水蒸気を生成し、蒸気タービン１１で発電する構成を有している。また、発電に使用する水蒸気の一部を蓄熱槽６Ｘに備蓄し、太陽熱を得られない夜間等に、蓄熱槽６Ｘの水蒸気を発電装置５Ｘに供給し、発電を行うように制御される場合もある。

図１０に、従来の太陽熱発電プラントの異なる例の概略図を示す。この太陽熱発電プラント１Ｙは、前述の熱媒回路４Ｘの代わりに（図９参照）、熱媒として溶融塩（例えば硝酸ナトリウム等）を循環させる熱媒回路４Ｙと、水蒸気を循環させる熱媒回路４Ｚを有している。この２つの熱媒回路４Ｙ、４Ｚは、熱交換器７Ｙを介して熱エネルギの伝達を行うように構成されている。また、溶融塩を循環させる熱媒回路４Ｙは、溶融塩を直接溜める蓄熱槽６Ｙを有している場合もある。この太陽熱発電プラント１Ｙは、受熱部３Ｘを循環する溶融塩を加熱し、熱交換器７Ｙで水蒸気を生成し、蒸気タービン１１で発電する構成を有している。

前述の太陽熱発電プラント１Ｘ、１Ｙは、蓄熱槽６Ｘ、６Ｙを使用しない場合は、日中などの太陽光を得られる場合にのみ発電が可能となるという性質を有している。図１１に、太陽熱発電プラントにおけるエネルギの変化量と時刻の関係を示す。図１１のグラフは、太陽から受熱部３Ｘに供給される太陽光の熱エネルギの量と、電気として出力されるエネルギの量の関係を示している。なお、このグラフの縦軸はエネルギ量を示し、横軸は時刻を示している。

グラフに示されたＥ_ＩＮは、受熱部３Ｘに照射される太陽光の入力エネルギの量の変化を示している。この入力エネルギＥ_ＩＮは、日の出（７時ごろ）から上昇し始め、正午（１２時ごろ）にピークとなり、日没（１８時ごろ）に向けて下降していく。これに対して、Ｅ_ＯＵＴは、太陽熱発電プラント１Ｘ、１Ｙにより発電され出力される出力エネルギの量を示している。太陽熱発電プラント１Ｘ、１Ｙの蒸気タービン１１は、設備容量として、入力エネルギＥ_ＩＮを下回る予め定めた定格出力エネルギＥ_Ｓを有するものが設置される。これは、蒸気タービン１１の容量を決定する際、入力エネルギＥ_ＩＮの最大出力に合わせて選択すると、発電装置５Ｘはこの入力エネルギが最大出力である場合にのみ発電することとなるからである。つまり、入力エネルギＥ_ＩＮが最大値とならない場合、発電装置５Ｘは定格出力が出なくなり、設備の効率が悪化するからである。一般的には、図１１に示すように、定格出力エネルギＥ_Ｓは、入力エネルギＥ_ＩＮの最大値の５０％程度に設定される。この構成により、太陽からの入力エネルギＥ_ＩＮが定格出力エネルギＥ_Ｓを超え、発電装置５Ｘにより発電が可能となる時間が長くなる。なお、斜線で示す範囲が、太陽熱エネルギから取り出される電気エネルギの総量である。

従来は、定格出力エネルギＥ_Ｓを下回る日の出直後や日没直前の時間帯の範囲の入力エネルギＥ_ＩＮは、発電エネルギとして寄与していなかった。これは、蒸気タービン１１を回転させるための十分なエネルギを得ることができないからである。つまり、図１１に示す第１領域Ｐ１及び第２領域Ｐ２の範囲のエネルギは捨てられていた。

また、定格出力エネルギＥ_Ｓを上回る正午前後の時間帯の範囲の入力エネルギＥ_ＩＮは、蒸気タービン１１の発電能力を超えるため、ヘリオスタット２の一部を傾動させて、受熱部３Ｘに反射光を集光しないように制御されていた。つまり、図１１に示す第３領域Ｐ３の範囲のエネルギは捨てられていた。

以上のように、太陽熱発電プラント１Ｘは、例えば８時から１７時など十分な太陽光の入力エネルギＥ_ＩＮを得られる場合にのみ発電が可能となる。つまり、一般的な太陽熱発電プラント１Ｘ、１Ｙは、定格的な電気出力を得ることが難しいため、例えばガスタービン発電プラント等の他の発電プラントに併設され、熱量供給源として補助的に利用されることが多かった。この太陽熱発電プラント１Ｘ、１Ｙの設置により、ガスタービン発電プラント等の燃料消費量を抑制することが可能となっていた。

しかし、上記の太陽熱発電プラントは、いくつかの問題点を有している。第１に、太陽熱発電プラントは、メインの発電プラントとして独立して使用することが困難であるという問題を有している。これは、従来の太陽熱発電プラントは、十分な太陽光を得られない夜間や雨天の際に発電を行うことができず、安定した電力供給が困難となるからである。

第２に、蓄熱槽等を利用して、夜間や雨天の際に発電を行うように構成する場合、太陽熱発電プラントの建設コストが膨大になるという問題を有している。これは、例えば、図９に示したように、水蒸気を直接溜める蓄熱槽６Ｘを採用した場合、この蓄熱槽６Ｘが高コストとなっていた。具体的には、蓄熱槽６Ｘは、高圧（０．５〜２０ＭＰａ）の水蒸気を安定して備蓄すること、及び水蒸気の熱放射を抑制することを満足する構造が要求されていた。また、図１０に示したように、溶融塩を直接溜める蓄熱槽６Ｙを採用した場合、熱媒回路４Ｙが高コストとなっていた。具体的には、熱媒回路４Ｙ内の溶融塩を加熱するための補助加熱設備が必要であった。これは、溶融塩が、温度の低下により容易に固化し、熱媒回路４Ｙを閉塞させてしまうという性質を有しているためである。

第３に、従来の太陽熱発電プラントは、発電効率を向上することが困難であるという問題を有している。これは、図１１の第１〜３領域Ｐ１、Ｐ２、Ｐ３に示すように、太陽光の入力エネルギＥ_ＩＮのうち、発電に寄与しない部分が例えば５０％近くあるからである。そのため、ヘリオスタット２の集光効率や、蒸気タービン１１の発電効率等を向上させたとしても、太陽熱発電プラント全体の発電効率を向上させることは困難となっていた。

特許４７７７４５２号公報

本発明は、上記の問題を鑑みてなされたものであり、その目的は、太陽熱発電プラントにおいて、建造コストを抑制し、夜間や雨天の際にも発電が可能であり、且つ発電効率を向上させることが可能な太陽熱発電プラント及びその制御方法を提供することにある。

上記の目的を達成するための本発明に係る太陽熱発電プラントは、太陽光を反射する複数のヘリオスタットと、前記ヘリオスタットで反射された太陽光を受光する受熱部と、前記受熱部から発電装置に熱媒を循環させる熱媒回路を有する太陽熱発電プラントにおいて、前記太陽熱発電プラントが、それぞれ独立した発電用熱媒回路と蓄熱用熱媒回路を有しており、前記発電用熱媒回路が、発電用熱媒が循環するように構成された発電用受熱部と、前記発電用熱媒の熱エネルギを電気に変換する発電装置を有しており、前記蓄熱用熱媒回路が、蓄熱用熱媒が循環するように構成された蓄熱用受熱部と、前記蓄熱用熱媒を供給して熱の授受を行う少なくとも１つの蓄熱槽を有していることを特徴とする。

この構成により、太陽熱発電プラントは、メインの発電プラントとして独立して使用することができる。これは、十分な太陽光を得られない夜間、雨天、日の出直後や日没直前の場合であっても、蓄熱槽の熱エネルギを利用して安定して発電を行うことができるからである。

また、太陽熱発電プラントの発電効率を飛躍的に向上することができる。これは、従来、発電に寄与しなかった太陽光の入力エネルギを、蓄熱槽に蓄熱し、必要に応じてまとめて利用することができるからである。

上記の太陽熱発電プラントにおいて、前記蓄熱用熱媒回路が、前記蓄熱用熱媒の熱エネルギを前記発電用熱媒に移動させる熱交換器と、前記蓄熱槽及び前記熱交換器の上流側に形成された高温側回路と、前記蓄熱槽及び前記熱交換器の下流側に形成された低温側回路を有しており、前記低温側回路が、前記蓄熱槽及び前記熱交換器の下流側にそれぞれ流量制御弁を有していることを特徴とする。

この構成により、太陽熱発電プラントの建造コストを抑制することができる。これは、流量制御弁により、蓄熱槽を通過する蓄熱用熱媒の流量を制御することができるからである。この流量制御弁を設置しない場合は、高温側回路に蓄熱用熱媒の流れを制御する大型且つ高コストの切り替え弁や流量制御弁を設置しなくてはならない。高温側の弁は、耐熱性等の要求が厳しいため高コストとなる。

上記の太陽熱発電プラントにおいて、前記低温側回路が、前記蓄熱槽の下流側にそれぞれ設置された三方弁を有しており、前記三方弁が、切り替え制御により前記低温側回路を流れる前記蓄熱用熱媒を前記蓄熱槽の下流側から上流側に向けて流すように構成されたことを特徴とする。

この構成により、太陽熱発電プラントの建造コストを抑制することができる。これは、三方弁により、蓄熱槽から熱エネルギを取り出し、高温側回路を介して熱交換器に熱エネルギを伝達することが容易にできるからである。また、蓄熱槽ごとに三方弁を設置する構成により、蓄熱を行う蓄熱槽と、放熱を行う蓄熱槽を任意に選択する制御を行うことができる。

上記の太陽熱発電プラントにおいて、前記蓄熱用熱媒が、空気であることを特徴とする。この構成により、太陽熱発電プラントの建造コストを抑制することができる。これは、蓄熱用熱媒回路及び蓄熱槽の内部の圧力を低圧（大気圧程度）とすることができるからである。なお、発電装置を蒸気タービンとした場合、発電用熱媒は水蒸気とすることが望ましい。この構成により、発電用受熱部や蓄熱槽の熱で生成された水蒸気を直接発電装置に供給し、熱効率を維持することができるからである。

上記の太陽熱発電プラントにおいて、前記太陽熱発電プラントが、制御装置を有しており、前記制御装置が、前記蓄熱槽から前記蓄熱用熱媒及び前記熱交換器を介して、前記発電用熱媒に熱エネルギを伝達し、前記熱エネルギを利用して前記発電装置で発電する蓄熱発電制御を行う構成を有していることを特徴とする。

この構成により、太陽熱発電プラントの建造コストを抑制することができる。これは、蓄熱槽の熱エネルギで発電を行う際、発電用熱媒回路に接続した発電装置を利用することができるからである。

また、太陽熱発電プラントは、十分な太陽光を得られない夜間、雨天、日の出直後や日没直前の場合であっても、安定して発電を行うことができる。これは、蓄熱発電制御により、蓄熱槽の熱エネルギを利用して発電を行うことができるからである。

上記の太陽熱発電プラントにおいて、前記太陽熱発電プラントが、制御装置を有しており、前記制御装置が、少なくとも一部の前記ヘリオスタットで太陽光を前記発電用受熱部に集光する太陽熱発電制御を行う構成と、少なくとも一部の前記ヘリオスタットで太陽光を前記蓄熱用受熱部に集光する蓄熱制御を行う構成を有していることを特徴とする。

この構成により、太陽熱発電プラントの発電効率を向上することができる。これは、ヘリオスタットの制御により、発電用受熱部には必要且つ十分な熱エネルギを送り、余剰なエネルギは蓄熱用受熱部を介して蓄熱槽に蓄熱できるからである。つまり、従来は捨てられていたエネルギを利用することができる。

上記の目的を達成するための本発明に係る太陽熱発電プラントの制御方法は、太陽光を反射する複数のヘリオスタットと、前記ヘリオスタットで反射された太陽光を受光する受熱部と、前記受熱部から発電装置に熱媒を循環させる熱媒回路を有する太陽熱発電プラントであり、前記太陽熱発電プラントが、それぞれ独立した発電用熱媒回路と蓄熱用熱媒回路を有し、前記発電用熱媒回路が、発電用熱媒が循環するように構成された発電用受熱部と、前記発電用熱媒の熱エネルギを電力に変換する発電装置を有し、前記蓄熱用熱媒回路が、蓄熱用熱媒が循環するように構成された蓄熱用受熱部と、前記蓄熱用熱媒を供給して熱の授受を行う少なくとも１つの蓄熱槽と、前記蓄熱用熱媒の熱エネルギを前記発電用熱媒に移動させる熱交換器を有する太陽熱発電プラントの制御方法であって、少なくとも一部の前記ヘリオスタットで太陽光を前記発電用受熱部に集光する制御を行う太陽熱発電ステップと、少なくとも一部の前記ヘリオスタットで太陽光を前記蓄熱用受熱部に集光する制御を行う蓄熱ステップと、前記蓄熱槽から前記蓄熱用熱媒及び前記熱交換器を介して前記発電用熱媒に熱エネルギを伝達し、前記熱エネルギを利用して前記発電装置で発電する蓄熱発電制御を行う蓄熱発電ステップを有することを特徴とする。この構成により、前述と同様の作用効果を得ることができる。

上記の太陽熱発電プラントの制御方法において、前記太陽熱発電ステップを実行する際に、複数の前記蓄熱槽のうち少なくとも１つが放熱するように前記蓄熱発電ステップを同時に実行することを特徴とする。

この構成により、日中等の太陽熱発電ステップを実行している最中に、雲が太陽熱発電プラントの上空を横切る等の影響で発電用受熱部に入力される熱エネルギの量が短時間であれ上下したとしても、発電量を一定に維持することができる。これは、蓄熱槽から放熱
される熱エネルギが、バッファとして働き、不足する熱エネルギを補うように発電用熱媒に供給されるからである。

本発明による太陽熱発電プラント及びその制御方法によれば、建造コストを抑制し、夜間や雨天の際にも発電が可能であり、且つ発電効率を向上させることが可能な太陽熱発電プラント及びその制御方法を提供することができる。

本発明に係る実施の形態の太陽熱発電プラントの概略を示した図である。 本発明に係る実施の形態の太陽熱発電プラントの概略を示した図である。 太陽熱発電プラントにおけるエネルギの変化量と時刻の関係を示した図である。 本発明に係る実施の形態の太陽熱発電プラントの異なる制御の概略を示した図である。 本発明に係る実施の形態の太陽熱発電プラントの異なる制御の概略を示した図である。 太陽熱発電プラントにおけるエネルギの変化量と時刻の関係の異なる例を示した図である。 太陽熱発電プラントにおけるヘリオスタットの制御の概略を示した図である。 太陽熱発電プラントにおけるヘリオスタットの制御の概略を示した図である。 従来の太陽熱発電プラントの一例を示した図である。 従来の太陽熱発電プラントの異なる例を示した図である。 従来の太陽熱発電プラントにおけるエネルギの変化量と時刻の関係を示した図である。

以下、本発明に係る実施の形態の太陽熱発電プラント及びその制御方法について、図面を参照しながら説明する。図１に、本発明に係る実施の形態の太陽熱発電プラントの概略を示す。太陽熱発電プラント１は、それぞれ独立した発電用熱媒回路４Ｓと蓄熱用熱媒回路４Ａを有している。

発電用熱媒回路４Ｓは、発電用熱媒（例えば水蒸気）が循環するように構成された発電用受熱部３Ｓと、発電用熱媒の熱エネルギを電気に変換する発電装置５を有している。発電用熱媒を水蒸気とした場合、この発電装置５は、蒸気タービン１１及び発電機１２で構成される。発電用熱媒回路４Ｓは、発電用受熱部３Ｓで加熱された水蒸気等の発電用熱媒を、発電装置５に循環させ、再び発電用受熱部３Ｓに戻すように構成されている。

蓄熱用熱媒回路４Ａは、蓄熱用熱媒（例えば空気）が循環するように構成された蓄熱用受熱部３Ａと、蓄熱用熱媒を供給して熱の授受を行う第１蓄熱槽６ａ、第２蓄熱槽６ｂ、第３蓄熱槽６ｃ（以下、総称する場合は蓄熱槽６とする）を有している。また、蓄熱用熱媒回路４Ａは、空気等の蓄熱用熱媒の熱エネルギを発電用熱媒に移動させる熱交換器７を有している。ここで、蓄熱用熱媒を空気等の気体とした場合、この空気等を蓄熱用受熱部３Ａに送り込むためのブロア１３を設置することが望ましい。

蓄熱用熱媒回路４Ａは、蓄熱用受熱部３Ａで加熱された空気等の蓄熱用熱媒を、蓄熱槽６及び熱交換器７に循環させ、再び蓄熱用受熱部３Ａに戻すように構成されている。ここで、蓄熱用熱媒回路４Ａにおいて、蓄熱槽６及び熱交換器７の上流側の回路を特に高温側
回路と呼び、蓄熱槽６及び熱交換器７の下流側の回路を特に低温側回路と呼ぶこととする。この低温側回路は、各蓄熱槽６及び熱交換器７の下流側にそれぞれ設置された流量制御弁１４を有している。また、低温側回路は、各蓄熱槽６の下流側にそれぞれ設置された三方弁１５を有している。更に、太陽熱発電プラント１は、この流量制御弁１４や三方弁１５等を制御するための制御装置８を有している。なお、一点鎖線は信号線を示している。また、流量制御弁１４及び三方弁１５のうち、閉止しているものは、黒で塗りつぶして示している。

次に、太陽熱発電プラント１の作動について説明する。まず、太陽熱発電プラント１に、太陽熱が十分に供給される日中等における作動について説明する。発電用熱媒回路４Ｓでは、発電用熱媒（以下、水蒸気を例に説明する）が、発電用受熱部３Ｓで約６５０〜８５０℃に加熱され、蒸気タービン１１に送られる。蒸気タービン１１を通過した水蒸気は、再び発電用受熱部３Ｓに送られる。以上を繰り返しながら、発電用熱媒回路４Ｓは、従来と同様に発電する（太陽熱発電制御、又は太陽熱発電ステップ）。

他方、蓄熱用熱媒回路４Ａでは、蓄熱用熱媒（以下、空気を例に説明する）が、蓄熱用受熱部３Ａで約６５０〜８５０℃に加熱され、蓄熱槽６に送られる。蓄熱槽６で熱を奪われ約１００〜２００℃となった空気は、再び蓄熱用受熱部３Ａに送られる。このとき、熱交換器７は使用しないので、熱交換器７の低温側回路（下流側）に設置した流量制御弁１４は閉止している。以上を繰り返しながら、蓄熱用熱媒回路４Ａは、蓄熱槽６に熱エネルギを蓄積していく（蓄熱制御、又は蓄熱ステップ）。

次に、太陽熱発電プラント１に、太陽熱が十分に供給されない夜間や雨天時等における作動について図２を参照しながら説明する。このとき、発電用受熱部３Ｓ及び蓄熱用受熱部３Ａは、太陽から熱エネルギを受けることができない。蓄熱用熱媒回路４Ａでは、三方弁１５の切り替えにより、空気が蓄熱槽６の下流側（図２下方）から上流側に送られる。蓄熱槽６から熱を受け約６５０〜８５０℃に加熱された空気は、熱交換器７に送られる。熱交換器７で熱を奪われた空気は、再び蓄熱槽６に送られる。なお、ブロア１３と蓄熱用熱媒回路４Ａの間に設置した流量制御弁１４は閉止している。また、流量制御弁１４や三方弁１５は、制御装置８により開閉を制御される。

他方、発電用熱媒回路４Ｓでは、水蒸気が、熱交換器７で約６５０〜８５０℃に加熱され、蒸気タービン１１に送られる。蒸気タービン１１を通過した水蒸気は、再び熱交換器７に送られる。以上を繰り返しながら、発電用熱媒回路４Ｓは、蓄熱槽６の熱エネルギを利用して発電装置５で発電を行う（蓄熱発電制御、又は蓄熱発電ステップ）
図３に、太陽熱発電プラントにおけるエネルギの変化量と時刻の関係を示す。図３のグラフにおいて、Ｅ_ＩＮは、発電用受熱部３Ｓ及び蓄熱用受熱部３Ａに受けた太陽の熱エネルギの合計量を示している。また、Ｅ０は、太陽熱発電制御により、発電用受熱部３Ｓに受けた熱エネルギを、電力に変換した際の出力エネルギ量を示している。更に、Ｅ１、Ｅ２、Ｅ３は、蓄熱制御により、蓄熱用受熱部３Ａに受けた熱エネルギを、蓄熱槽６に蓄熱した際のエネルギ量を示している。加えて、Ｅ４は、蓄熱発電制御により、蓄熱槽６に溜めた熱エネルギを、電力に変換した際の出力エネルギ量を示している。

上記の構成により、以下の作用効果を得ることができる。第１に、太陽熱発電プラント１を、メインの発電プラントとして独立して使用することができる。十分な太陽光を得られない夜間（例えば１８時以降）、雨天であっても、蓄熱槽６に溜めた熱エネルギを利用して安定して発電を行うことができるからである。なお、蓄熱槽６の容量次第では、蓄熱槽６に溜めた熱エネルギを利用して翌日の日の出の時刻まで、電力を安定して供給することが可能となる。

第２に、太陽熱発電プラントの発電効率を飛躍的に向上することができる。これは、従来、発電に寄与しなかった太陽光の入力エネルギ（Ｅ１〜Ｅ３に相当）を、蓄熱槽６に蓄熱し、発電に利用することができるからである。特に、日中、太陽熱発電制御を行う発電用熱媒回路４Ｓと、蓄熱制御を行う蓄熱用熱媒回路４Ａをそれぞれ独立した回路として形成した構成により、従来の太陽熱発電制御に影響を与えることなく、余剰エネルギのみを利用して蓄熱制御を実行することが可能となる。また、蓄熱槽６は、太陽からの入力エネルギの小さい日の出直後及び日没直前であっても、エネルギを回収して溜めることができる。

第３に、太陽熱発電プラントの建造コストを抑制することができる。これは、流量制御弁１４を設置する構成により、蓄熱槽６を通過する空気の流量を制御することができるからである。この流量制御弁１４を設置しない場合は、高温側回路に蓄熱用熱媒の流れを制御するための大型且つ高コストのダンパー等の切り替え弁や流量制御弁を設置しなくてはならないからである。具体的には、蓄熱用熱媒を気体とした場合は、温度により体積が大幅に膨張するため、高温側回路の管径は、低温側回路の管径に比べ大きくなり、必要となる弁が大きくなるため、高コストとなる。

なお、発電用熱媒回路４Ｓと蓄熱用熱媒回路４Ａの間に熱交換器７を設置しない構成とすることもできる。この構成であっても、従来発電に寄与しなかった太陽光の入力エネルギ（Ｅ１〜Ｅ３に相当）から、電力を回収することができる。ただし、この場合は、蓄熱用熱媒回路４Ａに別途発電装置を設置する必要があり、太陽熱発電プラントの建造コストが上昇する。

また、蓄熱槽６は、少なくとも１つ設置されていればよい。この蓄熱槽６には、蓄熱材として水等の液体を充填してもよいが、固体の蓄熱材を利用することが望ましい。具体的には、セラミックやコンクリート等を、球状、粒子状又は塊状に形成して蓄熱槽６に充填することができる。

更に、蓄熱用熱媒は、既存の液体及び気体を利用することができるが、望ましくは空気とする。この構成により、蓄熱用熱媒回路４Ａ及び蓄熱槽６の内部の圧力を低圧（大気圧程度）とすることができ、太陽熱発電プラント１の建造コストを抑制することができるからである。

加えて、発電用熱媒は、既存の液体及び気体を利用することができるが、望ましくは水蒸気とする。この構成により、発電用受熱部３Ｓや熱交換器７で生成された水蒸気を直接発電装置５の蒸気タービン１１に供給し、熱効率を維持することができるからである。

図４に、太陽熱発電プラント１の日中における異なる制御方法の概略を示す。図４に示すように、蓄熱用熱媒回路４Ａは、一部の蓄熱槽６ａ、６ｂに蓄熱用受熱部３Ａで加熱された空気を送り、蓄熱制御を行うと同時に、一部の蓄熱槽６ｃで加熱された空気を熱交換器７に送り、この熱で発電用熱媒回路４Ｓの水蒸気を加熱し、発電を行う蓄熱発電制御を行っている（バッファ制御）。このバッファ制御を行う太陽熱発電プラント１は、少なくとも２つの蓄熱槽６を有している。

また、日没後等は、図５に示すように、各流量制御弁１４及び三方弁１５を、制御装置８により制御し、蓄熱発電制御を行う。このとき、日中、熱エネルギを放出していた蓄熱槽６ｃには、蓄熱用熱媒が流れないように、流量制御弁１４を閉止することが望ましい。

図６に、前述のバッファ制御を利用した太陽熱発電プラントにおけるエネルギの変化量と時刻の関係を示す。図６のグラフにおいて、Ｅ_ＩＮは、発電用受熱部３Ｓ及び蓄熱用受
熱部３Ａに受けた太陽の熱エネルギの合計量を示している。この入力エネルギＥ_ＩＮは、天候によっては、雲が太陽熱発電プラント１の上空を横切る等の影響により、短時間で急激に変動する可能性がある。

この入力エネルギＥ_ＩＮの変動により、発電用熱媒回路４Ｓを流れる水蒸気等のエネルギ量が変動し、発電装置５による出力エネルギ量Ｅ０が変動する可能性がある。しかし、前述のバッファ制御を行うことにより、発電用熱媒回路４Ｓの水蒸気等のエネルギ量が不足した場合は、蓄熱槽６から水蒸気等に熱エネルギを供給することができる。つまり、バッファ制御により、たとえ、天候等の変化があったとしても、発電装置５による発電量を一定に維持することが可能となる。ここで、バッファ制御により、蓄熱槽６から放出される熱エネルギは、その放出タイミング等を特に制御されておらず、蓄熱用熱媒回路４Ａに常時放出されるように構成している。この構成により、入力エネルギＥ_ＩＮに瞬間的な変動が生じたとしても、発電装置５は、発電量を一定に維持することができる。

なお、バッファ制御を行う太陽熱発電プラント１は、三方弁１５を設置する構成により、蓄熱槽６から熱エネルギを取り出し、高温側回路を介して熱交換器７に熱エネルギを伝達することが容易にできる。また、蓄熱槽６ごとに三方弁１５を設置する構成により、蓄熱を行う蓄熱槽６と、放熱を行う蓄熱槽６を任意に選択する制御を行うことができる。

図７に、太陽熱発電プラント１で太陽熱発電制御を行った場合の概略（図７上）と、発電制御及び蓄熱制御を同時に行った場合の概略（図７下）を示す。太陽熱発電制御を行う場合は、第１〜４ヘリオスタット２１、２２、２３、２４が、太陽光を発電用受熱部３Ｓに集光する（図７上）。発電用受熱部３Ｓに対して、入力エネルギが過剰となった場合は、例えば第１、第２ヘリオスタット２１、２２を、制御装置８（図１参照）からの信号で傾動させ、蓄熱用受熱部３Ａに集光するように変更する（図７下）このとき、第３、第４ヘリオスタット２３、２４は、発電用受熱部３Ｓに集光する状態を維持する。そのため、太陽熱発電制御と同時に蓄熱制御を行うことができる。

次に、本発明に係る異なる実施の形態の太陽熱発電プラントの制御の概略を説明する。図８に、太陽熱発電プラントの平面図を示す。この太陽熱発電プラントは、発電用受熱部３Ｓを有するタワーと、蓄熱用受熱部３Ａを有するタワーと、複数のヘリオスタット２を有している。つまり、太陽熱発電プラントが、発電用受熱部３Ｓ又は蓄熱用受熱部３Ａのうち少なくとも一方を設置されたタワーを、２つ以上有するように構成している（以下、マルチタワー方式という）。また、黒く塗りつぶしてあるヘリオスタット２は、蓄熱用受熱部３Ａに集光しており、その他のヘリオスタットは、発電用受熱部３Ｓに集光している。つまり、マルチタワー方式のヘリオスタット２は、集光の目標とするタワーが固定されていない。つまり、例えばあるヘリオスタットは、蓄熱制御の際と、太陽熱発電制御の際に集光の対象とするタワーが異なる場合もありうる。

この構成により、太陽熱発電プラントの発電効率を最適化することができる。これは、タワーに対するそれぞれのヘリオスタットの位置及び方向により、各時間帯における最適な集光効率が異なるためである。

１ 太陽熱発電プラント
２ ヘリオスタット
３Ｓ 発電用受熱部
３Ａ 蓄熱用受熱部
４Ｓ 発電用熱媒回路
４Ａ 蓄熱用熱媒回路
５ 発電装置
６、６ａ、６ｂ、６ｃ 蓄熱槽
７ 熱交換器
８ 制御装置
１１ 蒸気タービン
１２ 発電機
１４ 流量制御弁
１５ 三方弁

Claims (4)

1. 太陽光を反射する複数のヘリオスタットと、このヘリオスタットで反射された太陽光を受光する受熱部と、この受熱部から発電装置に熱媒を循環させる熱媒回路とを有する太陽熱発電プラントにおいて、
   前記太陽熱発電プラントが、それぞれ独立した発電用熱媒回路及び蓄熱用熱媒回路と、制御装置とを有しており、
   前記発電用熱媒回路が、発電用熱媒が循環する発電用受熱部と、前記発電用熱媒の熱エネルギを電気に変換する発電装置とを有しており、
   前記蓄熱用熱媒回路が、蓄熱用熱媒が循環する蓄熱用受熱部と、前記蓄熱用熱媒を供給して熱の授受を行う少なくとも１つの蓄熱槽と、前記蓄熱用熱媒の熱エネルギを前記発電用熱媒に伝達する熱交換器とを有しており、
   それぞれ独立した受熱部として構成された前記発電用受熱部及び前記蓄熱用受熱部が、それぞれが独立して太陽光を受光する構成を有しており、
   前記太陽熱発電プラントの前記制御装置が、
   前記発電用受熱部で得た熱エネルギを前記発電用熱媒回路の前記発電用熱媒を介して前記発電装置に供給して発電する太陽熱発電制御を行う構成と、
   前記発電用受熱部で前記発電装置の定格出力エネルギを上回る熱エネルギを得られる場合に、前記ヘリオスタットの少なくとも一部を傾動させて前記蓄熱用受熱部に太陽光を集光して、この蓄熱用受熱部で得た熱エネルギを前記蓄熱用熱媒回路の前記蓄熱用熱媒を介して前記蓄熱槽に供給して蓄熱する蓄熱制御を行う構成とを有することを特徴とする太陽熱発電プラント。
2. 前記制御装置が、
   前記発電用受熱部で前記発電装置の定格出力エネルギを下回る熱エネルギしか得られない場合に、前記ヘリオスタットの少なくとも一部を傾動させて前記蓄熱用受熱部に太陽光を集光して、この蓄熱用受熱部で得た熱エネルギを前記蓄熱用熱媒回路の前記蓄熱用熱媒を介して前記蓄熱槽に供給して蓄熱する蓄熱制御を行う構成を有することを特徴とする請求項１に記載の太陽熱発電プラント。
3. 前記蓄熱用熱媒回路が少なくとも２つの前記蓄熱槽を有しており、
   前記制御装置が、前記太陽熱発電制御を行っている最中に、少なくとも１つのこの蓄熱槽から前記熱交換器を介して前記発電用熱媒に熱エネルギを常時供給して、前記発電装置に供給される熱エネルギを一定に維持するバッファ制御を行う構成を有することを特徴とする請求項１又は２に記載の太陽熱発電プラント。
4. 前記蓄熱用熱媒回路が、前記蓄熱槽及び前記熱交換器の上流側に形成された高温側回路と、下流側に形成された低温側回路とを有しており、
   この低温側回路が前記蓄熱槽及び前記熱交換器の下流側にそれぞれ設置された流量制御弁を有し、前記高温側回路が前記蓄熱用熱媒の流れを制御する弁を有さないことを特徴とする請求項１乃至３のいずれか１項に記載の太陽熱発電プラント。

Images