JP2016217223A - 太陽熱ガスタービン発電システム - Google Patents

Abstract

【課題】太陽熱発電において、タービンサイクルの熱効率を向上させるとともに、蓄熱の経済性を向上させることを課題とする。【解決手段】太陽熱ガスタービン発電システムが、太陽光を反射する複数のヘリオスタットと、複数のヘリオスタットによって反射された太陽光を受光して加熱される集熱部と、集熱部を冷却すると共に、集熱部の熱を輸送する、少なくともナトリウムを含む液体状の第１の熱媒と、潜熱蓄熱材として使用されるアルミニウム又はアルミニウム混合物を有し、第１の熱媒から熱を受け取って蓄熱する蓄熱部と、蓄熱部の熱を輸送する、少なくとも二酸化炭素ガスを含むガス状の第２の熱媒と、第２の熱媒から熱を受け取り、タービンを動かして発電する二酸化炭素ガスタービンサイクルと、を備える。【選択図】図１

Description

この発明は、太陽熱（太陽光によって発生する熱）によってガスを加熱してタービンを動かすことで発電する太陽熱ガスタービン発電システムに関し、特にナトリウムを含む熱媒で熱を輸送し、アルミニウムによって蓄熱する太陽熱ガスタービン発電システムに関する。

近年、化石燃料の枯渇問題や地球温暖化問題が深刻化し、その対策として、熱エネルギーの有効利用に注目が集まっている。熱エネルギーとしては、温泉や地熱の中低温エネルギー、工場等の排熱エネルギー、バイオマス熱エネルギー、太陽熱エネルギー等、様々なものが挙げられるが、特に、太陽熱エネルギーは、枯渇の心配がなく、クリーンで地球温暖化対策にもなり、しかも莫大であるので、これを利用した太陽熱発電システムも提案されている。

従来の太陽熱発電システムとしては、例えば、タワー集光・溶融塩冷却方式の太陽熱タービン発電システムがある。図１３に示すように、従来のタワー集光・溶融塩冷却方式の太陽熱タービン発電システム１０は、例えば、太陽Ｓからの光（太陽光ＳＬ）を反射するヘリオスタット１、ヘリオスタット１によって反射された太陽光を集める集光タワー２、集光タワー２の頂部に配置され、集められた太陽光を熱に変換して溶融塩に伝える集熱部３、溶融塩を収容する溶融塩タンク４、集熱部３によって熱せられた溶融塩を溶融塩タンク４に移動させるための溶融塩循環用配管５、蒸気タービンシステム６を備えている。蒸気タービンシステム６は、蒸気発生器６ａ、蒸気によって動く蒸気タービン６ｂ、蒸気タービン６ｂの動きによって発電する発電機６ｃ等を備えている。溶融塩タンク４は高温溶融塩貯蔵タンク４ａと低温溶融塩貯蔵タンク４ｂに分かれ、高温溶融塩貯蔵タンク４ａと低温溶融塩貯蔵タンク４ｂの間には溶融塩の熱で蒸気を発生させる蒸気発生器６ａが設置されている。このような構成のタワー集光・溶融塩冷却方式の太陽熱タービン発電システム１０は、スペイン、米国等で商業発電プラントとして実用に供されている。また、集光タワー２の位置に反射鏡を設置して、太陽光を地上に向けて集めるビームダウン方式の太陽熱タービン発電システムもパイロットプラント規模であるが開発された経緯がある。

ここで、溶融塩は熱を移動、循環させると同時に顕熱（相変化なしで温度変化のためだけに費やされる熱）蓄熱を行う働きをしている。太陽光は夜間や雨天、曇天の際には利用できないので、蓄熱は必須の条件である。このために用いられる流体に望ましい特性は、常温から６５０℃程度の高温まで相変化が無く安定であること、安価であること、比熱が大きいこと、熱伝導率が良好なことが挙げられる。しかし、これらの条件を完全に満たす流体は存在しない。

例えば、従来、溶融塩として、硝酸ナトリウムと硝酸カリウムの混合物が用いられている。この混合物は、融点が２２０℃で使用温度では液体であり、比熱が１．５６ｋＪ／ｋｇ・Ｋと大きく、相変化はあるものの安定で毒性が無く安価であることから近年多く採用されている。しかし、溶融塩硝酸ナトリウムと硝酸カリウムの混合物の熱伝導率は０．５６６Ｗ／ｍ・Ｋと、さほど高くないために太陽熱利用率を高くすることができない。また、溶融塩硝酸ナトリウムと硝酸カリウムの混合物は、常温では固体であるため、長い溶融塩循環用配管５を常に融点以上の温度に保たなければならないことや、顕熱蓄熱であるから溶融塩タンク４の寸法が巨大になることなどの短所がある。更に、硝酸ナトリウムと硝酸カリウムの分解温度がそれぞれ３８０℃、４００℃であることから、使用最高温度は６００℃に満たないと考えられている。

太陽熱タービン発電システム１０の経済性を向上させるには熱効率の向上が必要である。太陽熱発電の場合、化石燃料と異なり燃料費はかからないが、熱効率が上昇すれば、同一発電量に対して設備容量が低減されることになるので経済性が向上する。熱効率は、入射する太陽熱が蓄熱材またはタービン流体に有効に利用される割合（太陽熱利用率）と、タービン流体に伝えられた熱エネルギーがタービンの機械的エネルギーに変換される割合（サイクル熱効率）の積である。サイクル熱効率を向上させるにはタービン温度を上げればよい。

しかしながら、溶融塩として硝酸ナトリウムと硝酸カリウムの混合物を用いる、従来のタワー集光・溶融塩冷却方式の太陽熱タービン発電システム１０においては、溶融塩温度で約６００℃が限界であり、蒸気タービン６ｂの入口温度では約５５０℃が限界であるので、これ以上の温度上昇、即ち、サイクル熱効率の向上は望めない。

また、集熱部３の表面の温度が高くなると、放射熱損失や対流熱損失（以下、合わせて「放射・対流熱損失」とも称する。）が増加し、特に放射熱損失が急激に増加する問題がある。放射熱損失の量は絶対温度の４乗に比例するので、太陽熱発電システムにおいて、集熱容器構造等に放射熱損失を低減する工夫を加えずに溶融塩温度を上げれば、詳細な計算式等は省略するが、溶融塩温度が５５０℃までは熱効率が向上するものの、それ以上の温度ではかえって熱効率が低下してしまうことが分かっている。

また、従来のタワー集光・溶融塩冷却方式の太陽熱タービン発電システム１０においては、蒸気タービンシステム６を採用しているが、蒸気タービンシステム６の熱効率は、一般に、４０％程度が経済的に達成し得る上限であり、一層の熱効率の向上は望めない状況にある。そこで、蒸気タービンシステム６のかかる問題を解決するため、ガスタービンを利用することが提案されている（特許文献１参照）。また、ガスタービンを利用し、かつ熱伝達、蓄熱媒体として金属アルミニウムを使用する太陽熱発電システムも提案されている（特許文献２参照）。

特開２０１１−０１７４４９号公報 特開２０１４−００１６４１号公報

しかしながら、特許文献１の技術では、単に既存の溶融塩太陽熱発電システムの蒸気タービンを既知の超臨界ＣＯ_２ガスタービンに置換することで熱効率を向上させ得るとしたもので、熱伝達流体として溶融塩を用いているため、前記したように、許容温度が高々６００℃であることから、高温化による熱効率向上は期待できない。また、熱伝導率が低いために高温では太陽熱利用率が低くなり、常温では固体であるために長い配管を常に融点以上の温度に保たなければならないことや、顕熱蓄熱であるからタンクの寸法が巨大になること等の短所がある。

また、特許文献２の技術では、蓄熱媒体として金属アルミニウムを使用することにより、タービンサイクルの熱効率を向上させるとともに、蓄熱の経済性を向上させることができるが、集光した太陽熱を蓄熱するアルミニウム貯槽を高所に置かれる集熱部に近接して設置しなければならないといった問題がある。特許文献２に記載されていようなタワー集光方式の太陽熱発電システムにおいては、タワーの高さは約１００ｍに及び、その頂上に集熱部が設置されるが、蓄熱に必要なアルミニウムの量は体積で１５００ｍ^３、重量で４０００ｔｏｎにもなる。このような巨大な重量物を地上１００ｍの高所に設置することは、技術的観点からも、また経済的観点からも非常に困難である。また、上述のビームダウン方式の集光システムを用いて、集熱部の高さをより低くすることも考えられるが、中心反射鏡の直径を過大にしないという条件の下では、タワーの最低高さは５０ｍ程度が限界であり、ビームダウン方式の集光システムを用いたとしても、依然として上記問題を解決することができない。

そこで、本発明は、前記した事情に鑑みてなされたものであり、太陽熱発電において、発電システムの熱効率を向上させるとともに、蓄熱の経済性を向上させることを課題とする。

上記目的を達成するため、本発明の太陽熱ガスタービン発電システムは、太陽光を反射する複数のヘリオスタットと、複数のヘリオスタットによって反射された太陽光を受光して加熱される集熱部と、集熱部を冷却すると共に、集熱部の熱を輸送する、少なくともナトリウムを含む液体状の第１の熱媒と、潜熱蓄熱材として使用されるアルミニウム又はアルミニウム混合物を有し、第１の熱媒から熱を受け取って蓄熱する蓄熱部と、蓄熱部の熱を輸送する、少なくとも二酸化炭素ガスを含むガス状の第２の熱媒と、第２の熱媒から熱を受け取り、タービンを動かして発電する二酸化炭素ガスタービンサイクルと、を備える。

このような構成によれば、太陽熱利用率及びガスタービンサイクルの熱効率を向上させるとともに、蓄熱の経済性を向上させることができる。

また、集熱部と蓄熱部とに接合され、第１の熱媒を集熱部と蓄熱部との間で循環させる第１の配管と、蓄熱部と二酸化炭素ガスタービンサイクルとに接合され、第２の熱媒を蓄熱部と二酸化炭素ガスタービンサイクルとの間で循環させる第２の配管と、を備え、蓄熱部は、第１の配管に接続され、第１の熱媒の熱を蓄熱部に伝達する第１の伝熱管と、第２の配管に接続され、第２の熱媒の熱を蓄熱部に伝達する第２の伝熱管と、を有するように構成することができる。

また、蓄熱部は、アルミニウム又は前記アルミニウム混合物が充填された升形の内側容器を備え、第１の伝熱管及び第２の伝熱管は、それぞれ、内側容器を貫通するように、鉛直方向に所定の間隔をおいて第１方向に水平に配置された２Ｎ本（Ｎは１以上の整数）の直管部と、各直管部を順に接続する２Ｎ−１本の曲り管部と、から構成され、第１の伝熱管と第２の伝熱管は、第１方向及び鉛直方向と直交する第２方向に互いに近接して配置され、第１の伝熱管の上から第１番目及び第２Ｎ番目の直管部と、第２の伝熱管の上から第１番目及び第２Ｎ番目の直管部とが、内側容器を挟んで第１方向反対側に引き出され、第１の伝熱管の上から第１番目及び第２Ｎ番目の直管部が、第１の配管に接続され、第２の伝熱管の上から第１番目及び第２Ｎ番目の直管部が、第２の配管に接続されるように構成することができる。

また、蓄熱部は、内側容器を覆うように形成された外側密閉容器と、内側容器と外側密閉容器との間に充填されたアルゴンガスと、を備え、アルミニウム又はアルミニウム混合物と、曲り管部とが、アルゴンガスに曝されていることが望ましい。

また、第１の熱媒は、第１の伝熱管の上から第１番目の直管部に供給され、第２Ｎ番目の直管部から排出され、第２の熱媒は、第２の伝熱管の上から第２Ｎ番目の直管部に供給され、第１番目の直管部から排出されることが望ましい。

また、第１の伝熱管及び第２の伝熱管を、それぞれＭ個（Ｍは２以上の整数）備え、第１の伝熱管及び前記第２の伝熱管が、第２方向に交互に配置されていることが望ましい。

また、複数のヘリオスタットにより集光する方式は、タワートップ方式、または、ビームダウン方式のいずれかであることが望ましい。

また、二酸化炭素ガスタービンサイクルシステムは、超臨界ＣＯ_２ガスタービンサイクルであることが望ましい。

本発明によれば、太陽熱発電において、太陽熱利用率及びサイクル熱効率を向上させることにより、システム全体の熱効率を向上させ、更に、蓄熱の経済性を向上させることができる。

本発明の実施形態に係る太陽熱ガスタービン発電システムの概略構成を示す図である。 本発明の実施形態に係る太陽熱ガスタービン発電システムのヘリオスタット、集光タワー、及び集熱部の位置関係を説明する図である。 本発明の実施形態に係る太陽熱ガスタービン発電システムの集熱部の構成を説明する断面図である。 本発明の実施形態に係る太陽熱ガスタービン発電システムの集熱部を溶融塩で冷却する場合とナトリウムで冷却する場合の、集熱部外径寸法の比較を示す図である。 本発明の実施形態に係る太陽熱ガスタービン発電システムの集熱部を溶融塩で冷却する場合とナトリウムで冷却する場合の、太陽熱利用率の比較を示す図である。 本発明の実施形態に係る太陽熱ガスタービン発電システムの蓄熱部の概略構造を説明する図である。 本発明の実施形態に係る太陽熱ガスタービン発電システムの蓄熱部の内側容器内部の温度分布を示す図である。 本発明の実施形態に係る太陽熱ガスタービン発電システムのＣＯ_２ガスタービンシステムの基本系統を示す図である。 各種タービンサイクルの熱効率を比較する図である。 バイパス圧縮機回路を有するＣＯ_２ガスタービンシステム（超臨界ＣＯ_２ガスタービンシステム）の系統を示す図である。 再熱回路を有するＣＯ_２ガスタービンシステムの系統を示す図である。 本発明の実施例に係る太陽熱ガスタービン発電システムのエネルギー収支を示す図である。 従来のへリオスタット方式の太陽熱利用タービン発電システムの全体構成図である。

以下、本発明を実施するための形態（以下、実施形態と称する。）について、図面を参照しながら説明する。なお、各図において、説明や符号付与の都合上、同じ構成について別の符号を付したり、符号を省略したりしている場合があり、また、重複する説明は適宜省略する。

図１は、本実施形態に係る太陽熱ガスタービン発電システム１００の概略構成を示す図である。図１に示すように、本実施形態の太陽熱ガスタービン発電システム１００は、いわゆるタワートップ方式のシステムであり、太陽Ｓによる光（太陽光ＳＬ）を反射する複数のヘリオスタット１１と、ヘリオスタット１１によって反射された太陽光ＳＬを集める集光タワー１２と、集光タワー１２の頂部に配置された集熱部１３と、集熱部１３によって集熱された熱を蓄える金属アルミニウムからなる蓄熱部２０と、蓄熱部２０によって加熱されたＣＯ_２ガスによってタービンを動かして発電するＣＯ_２ガスタービンシステム３０等から構成されている。

本実施形態の集熱部１３と蓄熱部２０は、内部に熱媒としての液体金属ナトリウム１９（図１において不図示。以下、単に「ナトリウム１９」という。）が充填された複数のナトリウム配管１５、１６によって接続されている。ナトリウム配管１５と１６は、蓄熱部２０内部に設けられたナトリウム伝熱管２５を介して接続されており、ナトリウム配管１６の途中に設けられたナトリウムポンプ１７によって、集熱部１３と蓄熱部２０との間をナトリウム１９が循環するように構成されている。このため、ヘリオスタット１１によって反射された太陽光ＳＬは集熱部１３において熱エネルギーに変わり、集熱部１３内部を流れるナトリウム１９に伝達される。そして、集熱部１３を出るナトリウム１９がナトリウム配管１５、ナトリウム伝熱管２５を通過することにより、ナトリウム１９の熱エネルギーが蓄熱部２０に伝導する。

また、本実施形態の蓄熱部２０とＣＯ_２ガスタービンシステム３０は、内部に熱媒としてのＣＯ_２ガス２９（図１において不図示）が充填されたＣＯ_２配管２１、２２によって接続されている。ＣＯ_２配管２１と２２は、蓄熱部２０内部に設けられたＣＯ_２伝熱管２０ｂを介して接続されており、蓄熱部２０とＣＯ_２ガスタービンシステム３０との間をＣＯ_２ガス２９が循環するように構成されている。このため、蓄熱部２０に伝わった熱エネルギーは、さらにＣＯ_２伝熱管２７内を流れるＣＯ_２ガス２９に伝わり、ＣＯ_２ガスタービンシステム３０に送られる。そして、ＣＯ_２ガスタービンシステム３０に送られたＣＯ_２ガス２９は、タービンを回転させ、発電を行うのに使用される。

このように、本実施形態の太陽熱ガスタービン発電システム１００の特徴は、従来技術においては蒸気タービン発電であったところをＣＯ_２ガスタービン発電（つまり、ＣＯ_２ガスタービンシステム３０）にし、また、従来技術においては溶融塩によって熱輸送をしていたところをナトリウム１９によって熱輸送する構成とし、さらに従来技術では溶融塩による顕熱蓄熱をしていたところをアルミニウムからなる蓄熱部２０によって潜熱（融解熱、気化熱など、相変化のためだけに費やされる熱）および顕熱蓄熱する構成としたところである。以下、本実施形態の太陽熱ガスタービン発電システム１００の構成について、さらに詳述する。

図２は、本実施形態の太陽熱ガスタービン発電システム１００のヘリオスタットフィールド（つまり、ヘリオスタット１１が配置される領域）、集光タワー１２及び集熱部１３の位置関係を説明する図である。図２に示すように、本実施形態のヘリオスタット１１は、例えば直径３ｍ程度の鏡板であり、数万枚のヘリオスタット１１が、集光タワー１２を中心とする内径Ｄ１（例えば、６０ｍ）、外径Ｄ２（例えば、８００ｍ）の環状のフィールドに、それぞれ所定の角度で傾斜して並べられている。各ヘリオスタット１１に入射する太陽光線はヘリオスタット１１によって上焦点ＵＦに向けて反射されるが、上焦点ＵＦの位置が低すぎると、反射光線は隣接するヘリオスタット１１の影に入ってしまい遮られてしまうといった問題がある。そこで、本実施形態においては、かかる問題を防止するために、上焦点ＵＦをかなり高い位置（例えば、地表面から高さ１２０ｍの位置）に設けている。そして、これに伴い、集熱部１３も非常に高い位置（例えば、地表面から高さ１００ｍの位置）に設けている。そして、ヘリオスタットフィールドの最外周に配置されたヘリオスタット１１からの反射光線（つまり、最外周の太陽光線）も、ヘリオスタットフィールドの最内周に配置されたヘリオスタット１１からの反射光線（つまり、最内周の太陽光線）も、全て集熱部１３に入射するように構成されている。なお、図２から明らかなように、集熱部１３の外径Ｄ３と集熱部１３の有効高さＨとの間には一定の関係があり、一方の値を決めれば他方も決まることになる。

図３は、本実施形態の集熱部１３の構成を説明する断面図である。図３に示すように、本実施形態の集熱部１３は、中空円筒状のステンレス鋼からなる部材である。集熱部１３の円筒内周面と円筒外周面との間は中空となっており、内部に環状のナトリウム流路１３ａが形成されている。また、集熱部１３の軸方向下端部には、複数のナトリウム配管１６が接続される入口管寄せ１３ｂが形成され、集熱部１３の軸方向上端部には、複数のナトリウム配管１５が接続される出口管寄せ１３ｃが形成されており、ナトリウム配管１６から供給されるナトリウム１９がナトリウム流路１３ａを通り、ナトリウム配管１５から流出するように構成されている。上述したように、集熱部１３の外壁面（つまり、円筒外周面）には各ヘリオスタット１１によって反射された太陽光が入射するため、集熱部１３が加熱され、ナトリウム流路１３ａ内のナトリウム１９が熱せられる。

なお、図３に示すように、ヘリオスタット１１から集熱部１３の外壁面に入射する太陽光ＳＬは、集熱部１３の外壁面で反射され、一部が反射太陽光ＲＬとして失われる。また、集熱部１３の外壁面の温度が上昇すると、放射熱損失Ｇ及び対流熱損失Ｆとして熱が失われるため、残りの熱がナトリウム流路１３ａ内を流れるナトリウム１９に伝達されることとなる。

なお、集熱部１３の外壁面の表面積（＝円周率π×外径Ｄ３×有効高さＨ）を小さくすると太陽エネルギーの熱密度が上がり、表面積を大きくすると太陽エネルギーの熱密度が低下する。従って、集熱部１３を小さくする方が設備費を減少させることができるが、反面、熱密度が上がると、外壁面の表面温度が上がり、外壁面自身が発する放射熱損失Ｇ及び対流熱損失Ｆも増加するため、集熱部１３の各寸法は、設備費、放射熱損失Ｇ、対流熱損失Ｆ等を考慮して適宜決定される。

図４及び図５は、集熱部１３に入射する太陽エネルギー量を１２５ＭＷと仮定し、この熱量を従来の溶融塩を用いて輸送する場合とナトリウム１９を用いて輸送する場合とで、必要とされる集熱部１３の外径Ｄ３（ｍ）と、太陽熱利用率（％）を計算した結果を示すグラフである。図４の縦軸は必要とされる集熱部１３の外径Ｄ３（ｍ）を示し、横軸はＣＯ_２ガスタービンシステム３０の入口温度を示している。また、図５の縦軸は太陽熱利用率（％）を示し、横軸はＣＯ_２ガスタービンシステム３０の入口温度を示している。なお、本計算においては、溶融塩またはナトリウム１９の集熱部１３の入口温度は、ＣＯ_２ガスタービンシステム３０の入口温度よりも約２０℃程高くとってある。

図４に示すように、溶融塩の熱伝導率が０.５６６Ｗ／ｍ／Ｋであるのに対して、ナトリウム１９の熱伝導率が６５.５Ｗ／ｍ／Ｋと１００倍以上高性能であるため、ナトリウム１９を用いて輸送する場合の方が、集熱部１３の外径Ｄ３（ｍ）を小さくできることがわかる。ＣＯ_２ガスタービンシステム３０の入口温度を６５０℃とした場合には、熱媒としてナトリウムを使用すると、集熱部１３の外径Ｄ３（ｍ）は約８ｍであるのに対して、溶融塩を使用すると集熱部１３の外径Ｄ３（ｍ）は約１２ｍと大きくする必要があることがわかる。

また、図５に示すように、太陽熱利用率で比較すると、ナトリウム１９を用いた場合には約７５％の太陽熱利用率が得られるのに対して、溶融塩を用いた場合には太陽熱利用率は６１％と非常に低い値となってしまうことがわかる。

このように、集熱部１３の熱量を、ナトリウム１９を用いて輸送すると、集熱部１３のサイズを小さくすることができ、また太陽熱利用率を上げることができることから、本実施形態においては、従来の溶融塩に代えて、ナトリウム１９を用いている。なお、ナトリウム１９の沸点は８８１℃であり、本実施形態の太陽熱ガスタービン発電システム１００で想定する最高使用温度約７００℃に比べて十分に高いものとなっており、またナトリウム１９の融点は９８℃であり、溶融塩（融点：２２０℃）に比べて非常に低いものとなっているため凝固の恐れもない。

図６は、本実施形態の蓄熱部２０の概略構造を説明する図である。図６（ａ）は蓄熱部２０の平面透視図であり、図６（ｂ）は蓄熱部２０の正面透視図であり、図６（ｃ）は蓄熱部２０の右側面透視図である。図６に示すように、本実施形態の蓄熱部２０は、升形形状の内側容器２６と、直方体形状の外側密閉容器２３と、複数のナトリウム伝熱管２５と、複数のＣＯ_２伝熱管２７等から構成されている。

内側容器２６は、内部にアルミニウム２８が充填されたステンレス鋼の容器であり、外側密閉容器２３は、内側容器２６を覆うように形成されたステンレス鋼の密閉容器である。内側容器２６の上部は開放されており、アルミニウム２８は、内側容器２６と外側密閉容器２３の間の空間に充填されたアルゴンガス２４に曝されている。なお、本実施形態においては、アルゴンガス２４は、外側密閉容器２３の頂部に配設された不図示の吸気ノズルより供給され、外側密閉容器２３の底部近くに配設された不図示の排気ノズルより排出されるようになっている。また、排気ノズルには必要に応じてアルミニウム微粒子除去フィルターが設置される。

ナトリウム伝熱管２５は、直管部と曲り管部とから構成されるＵ字管を上下方向（高さ方向）に直列に複数接続して形成した蛇行形状のパイプ部材であり、奥行方向に一定の間隔をおいて、複数設けられている。図６（ｂ）に示すように、本実施形態の各ナトリウム伝熱管２５は、内側容器２６を貫通するように、鉛直方向（高さ方向）に所定の間隔をおいて幅方向に水平に配置された２Ｎ本（Ｎは１以上の整数）の直管部と、各直管部を順に接続する２Ｎ−１本の曲り管部と、から構成され、Ｕ字状の曲り管部が内側容器２６と外側密閉容器２３の間の空間に露出するように配置されている。各ナトリウム伝熱管２５の上側端部（つまり、最上段の直管部）は、正面視したときに、外側密閉容器２３の左側に引き出されており、ナトリウム入口ヘッダ２５ａに連結されている。また、各ナトリウム伝熱管２５の下側端部（つまり、最下段の直管部）は、正面視したときに、外側密閉容器２３の左側に引き出されており、ナトリウム出口ヘッダ２５ｂに連結されている。ナトリウム入口ヘッダ２５ａは、ナトリウム配管１５（図６おいて不図示）に接続され、ナトリウム出口ヘッダ２５ｂは、ナトリウム配管１６（図６おいて不図示）に接続されており、ナトリウム伝熱管２５内をナトリウム１９が移動するように構成されている。ナトリウム１９がナトリウム伝熱管２５内を移動すると、ナトリウム伝熱管２５の直管部を介して、ナトリウム１９の熱エネルギーが蓄熱部２０のアルミニウム２８に伝導する。

ＣＯ_２伝熱管２７は、直管部と曲り管部とから構成されるＵ字管を上下方向（高さ方向）に直列に複数接続して形成した蛇行形状のパイプ部材であり、各ナトリウム伝熱管２５に隣接するように、奥行方向に一定の間隔をおいて、複数設けられている。図６（ｂ）に示すように、本実施形態の各ＣＯ_２伝熱管２７は、ナトリウム伝熱管２５と同様、内側容器２６を貫通するように、鉛直方向（高さ方向）に所定の間隔をおいて幅方向に水平に配置された２Ｎ本（Ｎは１以上の整数）の直管部と、各直管部を順に接続する２Ｎ−１本の曲り管部と、から構成され、Ｕ字状の曲り管部が内側容器２６と外側密閉容器２３の間の空間に露出するように配置されている。各ＣＯ_２伝熱管２７の下側端部（つまり、最下段の直管部）は、正面視したときに、外側密閉容器２３の右側に引き出されており、ＣＯ_２入口ヘッダ２７ａに連結されている。また、各ＣＯ_２伝熱管２７の上側端部（つまり、最上段の直管部）は、正面視したときに、外側密閉容器２３の右側に引き出されており、ＣＯ_２出口ヘッダ２７ｂに連結されている。ＣＯ_２入口ヘッダ２７ａは、ＣＯ_２配管２１（図６おいて不図示）に接続され、ＣＯ_２出口ヘッダ２７ｂは、ＣＯ_２配管２２（図６おいて不図示）に接続されており、ＣＯ_２伝熱管２７内をＣＯ_２ガス２９が移動するように構成されている。ＣＯ_２ガス２９がＣＯ_２伝熱管２７内を移動すると、アルミニウム２８の熱エネルギーがＣＯ_２伝熱管２７の直管部を介して、ＣＯ_２ガス２９に伝導する。

なお、本実施形態においては、集熱部１３からナトリウム１９によって輸送される太陽熱は、約７００℃で内側容器２６に入り、アルミニウム２８を加熱しつつＣＯ_２伝熱管２７内を流れるＣＯ_２ガス２９に伝えられ、約６２６℃の温度で内側容器２６を出て集熱部１３に戻るように構成されている。一方、ＣＯ_２ガス２９は約４６８℃で内側容器２６に入り、約６５０℃に昇温されて内側容器２６を出て、ＣＯ_２ガスタービンシステム３０に送られる。

このように、本実施形態においては、アルミニウム２８を介して、ナトリウム１９の熱エネルギーがＣＯ_２ガス２９に移動するように構成されている。本実施形態の太陽熱ガスタービン発電システム１００においては、夜間は、アルミニウム２８に熱エネルギーが伝わらないため、早朝のアルミニウム２８は全て固体であり、日照に伴い、上部より溶融し始める。なお、ナトリウム１９に伝わる太陽熱の一部は、融解熱として使われるため、その残りがＣＯ_２ガス２９に伝達されることとなる。日暮れになると、太陽熱が供給されなくなるため、ナトリウム１９からアルミニウム２８への熱エネルギーの移動がなくなるが、アルミニウム２８が多量の凝固熱を出して固体化するまで、アルミニウム２８の温度は融点（約６６０℃）以上に保たれる。更にアルミニウム２８の温度が下がると、凝固熱は利用できなくなるが、比較的大きな比熱（０.８９７ｋＪ/ｋｇ/Ｋ）により２００℃程度温度降下する間は顕熱が利用できるため、引き続きＣＯ_２ガスタービンシステム３０の運転により発電が可能になっている。つまり、本実施形態の太陽熱ガスタービン発電システム１００においては、アルミニウム２８の潜熱と顕熱の利用により夜間の蓄熱運転が可能となっている。

図７は、本実施形態の内側容器２６内部の主要部の代表的な温度分布を示すグラフである。図７の縦軸は温度（℃）を示し、横軸は内側容器２６の上部からのメッシュ位置（内側容器２６を高さ方向に１０分割したときの各分割位置）を示している。なお、本温度分布計算は過渡計算ではなく定常計算の結果であるが、最も溶融が進んだ段階での温度分布と考えて差支えない。図７に示すように、アルミニウム２８の熱伝導率は非常に大きいので、太陽熱はナトリウム伝熱管２５からアルミニウム２８を経由して、ナトリウム入口及びＣＯ_２出口の最高温部では５０℃程度の少ない温度降下でＣＯ_２伝熱管２７に伝えられる。ここで、メッシュ位置：４までのアルミニウム２８の温度が６６０℃以上になっていることから、内側容器２６充填されているアルミニウム２８の約３０％が融解していることが分かる。従って、本実施形態のアルミニウム２８の量が約４０００ｔｏｎであるとすると、アルミニウム２８の総量の約３０％に相当する約１２００ｔｏｎの融解熱が蓄えられていることとなる。

なお、上述したように、本実施形態においては、複数のＵ字管を上下方向（高さ方向）に直列に接続して形成したナトリウム伝熱管２５とＣＯ_２伝熱管２７を近接して配置する構成としている。このため、ナトリウム伝熱管２５及びＣＯ_２伝熱管２７は、圧力損失が小さく、また熱膨張を容易に吸収できる。また、図６に示すように、本実施形態においては、ナトリウム伝熱管２５の端部を正面視左側に引き出し、ＣＯ_２伝熱管２７の端部を正面視右側に引き出すことで、ナトリウム入口ヘッダ２５ａ及びナトリウム出口ヘッダ２５ｂとＣＯ_２入口ヘッダ２７ａ及びＣＯ_２出口ヘッダ２７ｂを蓄熱部２０の四隅に配置し、互いに干渉しないように配置している。また、多数本のナトリウム伝熱管２５及びＣＯ_２伝熱管２７を同一条件で配置しているため、ＣＯ_２加熱器としてのみならず、２分割してＣＯ_２再熱器とすることも容易であり（図１１参照）、また構造的に無理なく、サイクル熱効率を向上させることも可能となっている。

また、上述したように、本実施形態の蓄熱部２０においては、内側容器２６と外側密閉容器２３の間の空間にアルゴンガス２４が封入されており、アルミニウム２８の表面、ナトリウム伝熱管２５の曲り管部及びＣＯ_２伝熱管２７の曲り管部がアルゴンガス２４に覆われる構成となっている。従って、通常、アルミニウム２８は７００℃以上の温度では空気と反応して燃焼するが、本実施形態においては、不活性気体であるアルゴンガス２４に覆われているため、仮にアルミニウム２８の温度が予定の温度を大幅に超えるようなことがあっても、化学反応を起こす（つまり、燃焼する）心配は無い。なお、アルミニウム２８の表面が溶融した際に蒸発するのを防止するため、アルゴンガス２４の圧力を大気圧よりも高く設定しておくのが望ましい。

また、本実施形態の蓄熱部２０においては、頻繁に温度上昇及び下降を繰り返すため、熱膨張を容易に吸収できるような構造が求められるところ、アルミニウム２８は溶融すると１４％の体積膨張を伴うが、溶融が始まる上部表面が開放されているため、これによって溶融による体積膨張が吸収される。また、アルミニウム２８の凝縮は下部より始まり、体積が収縮するが、凝固が終了するまでは柔らかいので、ナトリウム伝熱管２５及びＣＯ_２伝熱管２７を損傷するような荷重が加わることもない。また、ナトリウム伝熱管２５及びＣＯ_２伝熱管２７は水平方向（幅方向）に内側容器２６を貫通しているが、この部分では金属ワイヤーメッシュカラーなどの適切な摺動構造を施工することにより、水平方向に無理なく膨張または収縮できるように配慮されている。

次に、本実施形態のＣＯ_２ガスタービンシステム３０について説明する。図８は、本実施形態のＣＯ_２ガスタービンシステム３０の基本系統図である。本実施形態のＣＯ_２ガスタービンシステム３０は、ＣＯ_２ガス２９を作動流体とするガスタービンサイクルである。ＣＯ_２ガスタービンシステム３０のガスタービンサイクルはブレイトンサイクルとも呼ばれ、加熱器としてのＣＯ_２伝熱管２７、タービン３１、圧縮機３２、前置冷却器３３及び再生熱交換器３４を基本構成要素とする閉サイクルであり、高温でのタービン仕事から低温での圧縮仕事を差し引いた仕事を発電機４０の駆動に利用する。本サイクルのタービン入口条件（６５０℃、８ＭＰａ）でのサイクル熱効率は４４．６２％である。なお、本実施形態のＣＯ_２ガスタービンシステム３０には、様々なタイプのシステムを適用することができ、例えば、圧縮機３２での圧縮を出来る限り低温で行うために中間冷却器３５を用いてもよく、また、タービン３１での膨張を出来る限り高温で行う方法として再熱タービン（後述）を用いてもよい。

なお、ガスタービンサイクルの作動ガスとしては、一般に、ヘリウムガス、窒素ガスなどが利用されるが、本実施形態においては、熱効率の観点からＣＯ_２ガスを用いている。図９は、各作動ガスにおける、タービン入口温度（℃）とサイクル熱効率（％）との関係を示すグラフである。図９に示すように、本サイクルのタービン入口条件（６５０℃）において、ＣＯ_２ガスタービンサイクルは他のガスタービンサイクルよりも高い熱効率を達成できている。これは、ＣＯ_２の臨界点が利用に適した温度及び圧力（３１℃、７．４ＭＰａ）であり、この近傍において圧縮機３２に要する仕事が小さくなるためである。このように、本実施形態の太陽熱ガスタービン発電システム１００にＣＯ_２ガスタービンシステム３０を用いると、サイクル熱効率（％）が改善される。なお、図９のＣＯ_２ガスタービンサイクルのプロットは、超臨界ＣＯ_２ガスタービンサイクルのサイクル熱効率をプロットしたものであるが、２０ＭＰａレベルの超臨界でなくとも、他のガスと比べると高いサイクル熱効率が得られる。

なお、図８に記載のＣＯ_２ガスタービンシステム３０においては、臨界点近傍での圧縮仕事が小さくなる一方、低温高圧側と高温低圧側の熱容量に差が生じるために、再生熱交換器３４の有効利用が妨げられるといった問題が発生する。そこで、かかる問題を解決するため、図１０に示すように、前置冷却器３３の手前でガスを分岐して、再生熱交換器３４の高圧側の途中に入れる方法（超臨界ＣＯ_２ガスタービンサイクル）を採用することもできる。本サイクルでは、２０ＭＰａレベルの高圧を必要とし、低圧圧縮機３６及び高圧圧縮機３７と、バイパス圧縮機３８とが並列運転となり、再生熱交換器３４も２基必要となるなど、システム構成や運転制御が複雑となるなどの課題があるが、非常に高いサイクル熱効率を達成できる。本サイクルのタービン入口条件（６５０℃、２０ＭＰａ）でのサイクル熱効率は４８．９１％である。

また、再熱タービンは、加熱器容器（つまり、蓄熱部２０）内部に２種類の伝熱管束を設置しなければならないといった問題があるが、本発明の蓄熱部２０の構造においては、これを容易に実現できるため、サイクル熱効率を向上させる方法として有力である。図１１は、図８のＣＯ_２ガスタービンサイクルに再熱タービンを適用した場合の基本系統図である。高圧タービン３１ｂで膨張して仕事をし、温度降下したＣＯ_２ガス２９は蓄熱部２０内の再熱器ＣＯ_２伝熱管２７Ａで加熱されて再び高温となり、低圧タービン３１ａで仕事をする。これにより低圧タービン３１ａ及び高圧タービン３１ｂは高温で膨張できるので仕事が増加してサイクル熱効率が向上する。本サイクルのタービン入口条件（６５０℃、１１ＭＰａ）でのサイクル熱効率は４６．９０％である。なお、この再熱システムは、図１０の超臨界ＣＯ_２ガスタービンサイクルに適用することも可能である。

次に、実施例を挙げ、本実施形態の太陽熱ガスタービン発電システム１００の太陽熱利用率およびサイクル熱効率について説明する。

（実施例）
以下、本実施形態の太陽熱ガスタービン発電システム１００に図１０に示した超臨界ＣＯ_２ガスタービンを適用した場合の実施例について説明する。なお、集められる太陽エネルギーに関しては、直径８００ｍの円形の敷地内に直径３．４ｍの円形のヘリオスタット１１を４２，０００枚配置し、集熱部１３に入射する太陽熱が１２５ＭＷである場合について計算した。なお、集熱部１３の受熱面の放射率εは０．９であるとし、集熱部１３に入射する太陽熱のε（εは放射率）（１１２．５ＭＷ）が集熱部１３内に吸収され、１−εは反射して失われるものとした。

評価指標として、熱利用率、全ての熱をＣＯ_２加熱に利用する場合の発電の最大熱効率、一定割合で夜間発電も行う場合の発電の熱効率を示す。これらの定義は下記の通りである。
・熱利用率＝（ナトリウムに伝達される熱量）／（集熱部に入射する熱量）×１００％
・発電の最大熱効率＝（最大発電量）／（ナトリウムに伝達される熱量）×１００％
・昼間発電の熱効率＝（昼間発電量）／（ナトリウムに伝達される熱量）×１００％

なお、ＣＯ_２ガスタービンサイクルとして、図８や図１１のサイクルを接続する場合は、熱効率はやや劣るが、比較的低圧であることから設備費が低減される利点がある。

（実施例１）
本実施例は、図１の太陽熱ガスタービン発電システム１００に図１０に示した超臨界ＣＯ_２ガスタービンを適用した場合の実施例であり、構成は以下のとおりである。なお、図１２に本実施例のエネルギー収支を示す。

１）集熱部
・集熱方式 タワートップ方式
・集熱部形状 円環外側加熱式
・集熱容器寸法 外径７ｍ×板厚５ｍｍ
・集熱流路部寸法 外径６．９９ｍ×内径６．９３ｍ×高さ１２．８１ｍ
・集熱部シェル ステンレス鋼（熱伝導率１６．３Ｗ／ｍ・ｈｒ・Ｋ）
・集熱部冷却流体 ナトリウム（熱伝導率６５．４５Ｗ／ｍ・ｈｒ・Ｋ）
・ナトリウム入口温度 ６２６℃
・ナトリウム入口圧力 ０．１２ＭＰａ
・ナトリウム流量 １０００ｋｇ／ｓ
・ナトリウム出口温度 ７００℃
・ナトリウム環状部圧力損失 １０８ｋＰａ
・ナトリウム配管 内径１ｍ
・ナトリウム配管圧力損失 ３．０ｋＰａ
・ナトリウムポンプ動力 ０．２ＭＷｅ
・大気温度 ４０℃
・放射率 ０．９
・大気への熱伝達率 １０Ｗ／ｍ^２・Ｋ
・放射熱損失量 １７.０ＭＷ
・対流熱損失量 ２.１ＭＷ
・ナトリウムに伝達される熱量 ９３．４ＭＷ
・ナトリウムが受取る熱量（伝達される熱量＋ポンプ動力） ９３．６ＭＷ

２）蓄熱部
・形式 アルミニウム直方体充填槽
・アルミニウム充填槽 幅７ｍ×奥行１００ｍ×高さ２.５ｍ
・伝熱管形式 Ｕ字管連結式
・ナトリウム伝熱管寸法 外径６０．５ｍｍ×板厚３５ｍｍ×ピッチ３０３ｍｍ
・ＣＯ_２伝熱管寸法 外径６０．５ｍｍ×板厚１４.５ｍｍ×ピッチ３０３ｍｍ
・ナトリウム伝熱管とＣＯ_２伝熱管の奥行き方向ピッチ １５８ｍｍ
・充填槽（内側容器）シェル ステンレス鋼（熱伝導率１６．３Ｗ／ｍ／Ｋ）
・充填媒体 アルミニウム（熱伝導率２３７Ｗ／ｍ／Ｋ）
・ナトリウム入口温度 ７００℃
・ナトリウム入口圧力 ０．１ＭＰａ
・ナトリウム出口温度 ６２６℃
・ナトリウム配管ポンプ動力 ３７ｋＷ
・ＣＯ_２配管ポンプ動力 ５０３ｋＷ
・ナトリウムから受け取る熱量 ９３.６ＭＷ×（１０ｈｒ＋０.５×２ｈｒ）
ここで、日の出から１ｈｒと日没前１ｈｒは太陽熱量が２分の１となるものとする。
・昼間ＣＯ_２に伝達される熱量 ５７.２ＭＷ（×１２ｈｒ）
・アルミニウムに蓄えられる夜間発電用熱量 ２８．６ＭＷ（×１２ｈｒ）

３）ＣＯ_２ガスタービンサイクル（図１０参照）
・サイクル形式 中間冷却部分冷却（バイパス圧縮機）方式
・タービン入口温度 ６５０℃
・タービン入口圧力 ２０ＭＰａ
・前置冷却器出口温度 ３５℃
・タービン断熱効率 ９２％
・圧縮機断熱効率 ８８％
・再生熱交換器温度効率 ９１％（高温側と低温側の平均値）
・機器圧力損失（接続配管を含む）
ＣＯ_２伝熱管：１．２％、前置冷却器：１．０％、中間冷却器：０．８％
再生熱交換器高温側：０．４％、再生熱交換器低温側：１．２％
・サイクル熱効率 ４８．９１％
・伝熱管入口ガス温度 ４６８℃

４）エネルギー収支
・熱利用率＝（９３．４ＭＷ）／（１２５ＭＷ）×１００％
＝７４.７％
・最大発電量＝（９３.６ＭＷ）×（４８．９１％）×（９８％）―０.２ＭＷｅ
＝４４.６６ＭＷｅ（９３.６ＭＷの４７．７％の熱効率となる）
ここで、９８％は発電機効率、０.２ＭＷｅはナトリウムポンプ動力
・最大発電時の発電熱効率＝（４４.６６ＭＷｅ）／（１２５ＭＷ）×１００％
＝３５.７％
・昼間発電量＝（５７．２ＭＷ）×（４７.７％）＝２７.３ＭＷｅ
・昼間発電時の発電熱効率＝（２７.３ＭＷｅ）／（１２５ＭＷ）×１００％
＝２１.８％

実施例１によれば、従来技術の場合と比較して、発電熱効率が総じて高いと言える。例えば、最大発電時の発電熱効率について、従来技術の場合は２０％程度とされているが、本実施例では３５．７％と２倍近い高い値となっている。

（既存システムと本実施形態の太陽熱ガスタービン発電システム１００（以下、「本システム」とも称する。）との比較）
・既存システムでは蒸気タービン発電でサイクル熱効率が上限４０％程度であるのに対して、本システムでは４８．９％のサイクル熱効率を達成できる。
・既存システムでは熱伝導率（０．５６６Ｗ／ｍ・Ｋ）の溶融塩を用いるのに対して、本システムでは熱伝導率（６５．５Ｗ／ｍ・Ｋ）のアルミニウムを用いるため、集熱部表面の熱損失を低減して、高い太陽熱利用率を達成できる。
・既存システムで用いられる溶融塩の安定な使用限界は５５０℃程度（高々６００℃）であり、更に溶融塩からタービン流体に熱を伝えるために少なくとも２０℃の温度差を必要とするので、本システムのようなクローズドサイクルガスタービンは効率よく適用できない。
・既存システムでは、溶融塩が顕熱のみの蓄熱であるため、蓄熱容積が巨大となる。
・本システムでは、重量物である蓄熱部２０を地上に配置することができる。
・以上の特性を考慮すると、本システムの場合、最大発電熱効率３５．７％（実施例）という既存システムと比較して非常に高い値を達成できるので、発電コストの大幅な低減を期待できる。

（まとめ）
このように、本実施形態の太陽熱ガスタービン発電システム１００によれば、特に、ＣＯ_２ガスタービンシステム３０を採用したことと、熱伝達・熱輸送媒体として熱伝導率の高い液体金属ナトリウム（ナトリウム１９）を使用し、潜熱蓄熱材としてアルミニウム２８を使用することにより、太陽熱発電において、太陽熱利用率及びガスタービンサイクルの熱効率を向上させるとともに、蓄熱の経済性を向上させることができる。

また、重量物である蓄熱部２０を特許文献２の技術では不可能であった地上に配置するように構成したため、集光タワー１２上の集熱部１３を比較的軽量に構成することができ、建設コストの大幅な低減も期待できる。

以上が本実施形態の説明であるが、本発明は、上記の構成に限定されるものではなく、本発明の技術的思想の範囲内において様々な変形が可能である。例えば、本実施形態においては、熱伝達・熱輸送媒体として熱伝導率の高い液体金属ナトリウム（ナトリウム１９）を使用する構成としたが、このような構成に限定されるものではなく、少なくともナトリウムを含む液体状の熱媒（例えば、ＮａＫ（ナトリウムカリウム合金））であればよい。

また、本実施形態の蓄熱部２０においては、潜熱蓄熱材としてアルミニウムを用いたが、アルミニウム混合物（例えば、アルミニウムとＳｉＣの混合物）を用いることも可能である。

また、本実施形態の太陽熱ガスタービン発電システム１００は、タワートップ方式のシステムであるものとして説明したが、本発明は、ビームダウン方式のシステムに適用することも可能である。

なお、今回開示された実施の形態は、全ての点で例示であって、制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は、上記した説明ではなく、特許請求の範囲によって示され、特許請求の範囲と均等の意味及び範囲内での全ての変更が含まれることが意図される。

１ ヘリオスタット
２ 集光タワー
３ 集熱部
４ 溶融塩タンク
４ａ 高温溶融塩貯蔵タンク
４ｂ 低温溶融塩貯蔵タンク
５ 融塩循環用配管
６ 蒸気タービンシステム
６ａ 蒸気発生器
６ｂ 蒸気タービン
１０ 太陽熱発電システム
１１ ヘリオスタット
１２ 集光タワー
１３ 集熱部
１３ａ ナトリウム流路
１３ｂ 入口管寄せ
１３ｃ 出口管寄せ
１５、１６ ナトリウム配管
１７ ナトリウムポンプ
１９ ナトリウム
２０ 蓄熱部
２１、２２ ＣＯ_２配管
２２ 内側容器
２３ 外側密閉容器
２４ アルゴンガス
２５ ナトリウム伝熱管
２５ａ ナトリウム入口ヘッダ
２５ｂ ナトリウム出口ヘッダ
２６ 内側容器
２７ ＣＯ_２伝熱管
２７ａ ＣＯ_２入口ヘッダ２７ａ
２８ アルミニウム
２９ ＣＯ_２ガス
３０ ＣＯ_２ガスタービンシステム
３１ タービン
３２ 圧縮機
３３ 前置冷却器
３４ 再生熱交換器
３５ 中間冷却器
３６ 低圧圧縮機
３７ 高圧圧縮機
４０ 発電機
１００ 太陽熱ガスタービン発電システム

Claims (8)

1. 太陽光を反射する複数のヘリオスタットと、
   前記複数のヘリオスタットによって反射された太陽光を受光して加熱される集熱部と、
   前記集熱部を冷却すると共に、前記集熱部の熱を輸送する、少なくともナトリウムを含む液体状の第１の熱媒と、
   潜熱蓄熱材として使用されるアルミニウム又はアルミニウム混合物を有し、前記第１の熱媒から熱を受け取って蓄熱する蓄熱部と、
   前記蓄熱部の熱を輸送する、少なくとも二酸化炭素ガスを含むガス状の第２の熱媒と、
   前記第２の熱媒から熱を受け取り、タービンを動かして発電する二酸化炭素ガスタービンサイクルと、
   を備えることを特徴とする太陽熱ガスタービン発電システム。
2. 前記集熱部と前記蓄熱部とに接合され、前記第１の熱媒を前記集熱部と前記蓄熱部との間で循環させる第１の配管と、
   前記蓄熱部と前記二酸化炭素ガスタービンサイクルとに接合され、前記第２の熱媒を前記蓄熱部と前記二酸化炭素ガスタービンサイクルとの間で循環させる第２の配管と、
   を備え、
   前記蓄熱部は、前記第１の配管に接続され、前記第１の熱媒の熱を前記蓄熱部に伝達する第１の伝熱管と、前記第２の配管に接続され、前記第２の熱媒の熱を前記蓄熱部に伝達する第２の伝熱管と、を有することを特徴とする請求項１に記載の太陽熱ガスタービン発電システム。
3. 前記蓄熱部は、前記アルミニウム又は前記アルミニウム混合物が充填された升形の内側容器を備え、
   前記第１の伝熱管及び前記第２の伝熱管は、それぞれ、前記内側容器を貫通するように、鉛直方向に所定の間隔をおいて第１方向に水平に配置された２Ｎ本（Ｎは１以上の整数）の直管部と、各直管部を順に接続する２Ｎ−１本の曲り管部と、から構成され、
   前記第１の伝熱管と前記第２の伝熱管は、前記第１方向及び鉛直方向と直交する第２方向に互いに近接して配置され、
   前記第１の伝熱管の上から第１番目及び第２Ｎ番目の直管部と、前記第２の伝熱管の上から第１番目及び第２Ｎ番目の直管部とが、前記内側容器を挟んで前記第１方向反対側に引き出され、
   前記第１の伝熱管の上から第１番目及び第２Ｎ番目の直管部が、前記第１の配管に接続され、
   前記第２の伝熱管の上から第１番目及び第２Ｎ番目の直管部が、前記第２の配管に接続される
   ことを特徴とする請求項２に記載の太陽熱ガスタービン発電システム。
4. 前記蓄熱部は、前記内側容器を覆うように形成された外側密閉容器と、前記内側容器と前記外側密閉容器との間に充填されたアルゴンガスと、を備え、
   前記アルミニウム又は前記アルミニウム混合物と、前記曲り管部とが、前記アルゴンガスに曝されていることを特徴とする請求項３に記載の太陽熱ガスタービン発電システム。
5. 前記第１の熱媒は、前記第１の伝熱管の上から第１番目の直管部に供給され、第２Ｎ番目の直管部から排出され、
   前記第２の熱媒は、前記第２の伝熱管の上から第２Ｎ番目の直管部に供給され、第１番目の直管部から排出される
   ことを特徴とする請求項３又は請求項４に記載の太陽熱ガスタービン発電システム。
   
6. 前記第１の伝熱管及び前記第２の伝熱管を、それぞれＭ個（Ｍは２以上の整数）備え、
   前記第１の伝熱管及び前記第２の伝熱管が、前記第２方向に交互に配置されていることを特徴とする請求項２から請求項５のいずれか一項に記載の太陽熱ガスタービン発電システム。
7. 前記複数のヘリオスタットにより集光する方式は、タワートップ方式、または、ビームダウン方式のいずれかであることを特徴とする請求項１から請求項６のいずれか一項に記載の太陽熱ガスタービン発電システム。
8. 前記二酸化炭素ガスタービンサイクルシステムは、超臨界ＣＯ_２ガスタービンサイクルであることを特徴とする請求項１から請求項７のいずれか一項に記載の太陽熱ガスタービン発電システム。