JP2017520721A - 太陽エネルギ光熱及びｂｉｇｃｃ一体化結合型発電システム - Google Patents

太陽エネルギ光熱及びｂｉｇｃｃ一体化結合型発電システム Download PDF

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Abstract

【課題】 太陽エネルギの光及び熱とＢＩＧＣＣを一体化させた結合型発電システムを提供する。【解決手段】 システムは、太陽エネルギ集中熱回収システム(9)と、バイオマスガス化装置(1)と、ガス発電機(7)と、蒸気タービン(13)と、蒸気発電機(14)を含む。太陽エネルギ集中熱回収システム(9)は太陽エネルギ熱交換システム(11)と連結される。バイオマスガス化装置(1)は、ガス圧縮器(3)、燃焼室(5)、ガスタービン(6)を介して、ガス発電機(7)と連結される。ガスタービン(6)の出力は同時にガス排熱システム(8)に導入される。ガス排熱システム(8)の低圧蒸気出口は、蒸気タービン(13)の中−低圧シリンダに導入される。ガス排熱システム(8)の高圧蒸気出口及び太陽エネルギ熱交換システム(11)により生成される高圧蒸気はいずれも、蒸気混合調節システム(12)に導入される。蒸気混合調節システム(12)の出力は蒸気タービン(13)の高圧シリンダに導入される。蒸気混合調節システムにより、温度が異なる蒸気が混合され、混合蒸気の温度が調節、制御されることにより、蒸気タービンの可変パラメータ要件が満たされる。【選択図】図１

Description

本発明は、太陽エネルギの光及び熱、ならびにＢＩＧＣＣを一体結合させた発電システムに関し、再生可能エネルギ資源の分野において、太陽エネルギの光及び熱とバイオマスエネルギを組み合わせて発電に利用する技術に属し、特に、太陽エネルギ光熱、バイオマスガス化、燃料ガス蒸気結合サイクル（ＢＩＧＣＣ）を一体化させた新しい結合型発電システムに関する。
太陽エネルギ及びバイオマスエネルギは、広範囲に及ぶ再生可能なクリーンエネルギであり、その経済的かつ有効な利用が、エネルギ危機を解消する最も有効な方法である。
光熱発電及び一般的な熱発電は、作動原理は同じであるが、熱源が異なる。太陽エネルギ光熱発電は、太陽の放射エネルギを集中させるために集中システムを使用するとともに、光熱変換及び熱電変換に基づき、太陽エネルギの光熱発電が利用される。
主な太陽エネルギ集中方法は、トラフ型、タワー型、円板型、及びフレネル型である。トラフ型システムは、構造が単純であり、単軸トラッキングのみを必要とする。この技術は成熟しており、現実に産業化された光熱発電システムとなっている。タワー型では２軸トラッキングを必要とするとともに、トラッキング技術において高い要件が課されるので、技術の産業化におけるリスクが高い。円板型は構造が小型であるとともに取り付けが容易であり、分散的なエネルギシステムとなりやすいが、中心部のスターリンエンジンが技術的に極めて困難である。フレネル型は、小規模の中‐低温太陽エネルギ熱に唯一適用が可能である。したがって、トラフ型太陽エネルギ発電は、現段階では、最も信頼ができるより合理的な選択である。
しかし、トラフ型太陽エネルギ光熱発電技術の実用化には、問題がある。
投資が大きい：太陽エネルギのエネルギ密度は低く、太陽エネルギを集中させるために大きな面積が必要とされる。
熱集中度が低い：トラフ型システムでは熱媒油を熱集中媒体として採用しているが、熱媒油は４００℃の高温に耐え、また熱交換により生じる蒸気は約３９０℃に達するに過ぎないが、一方、一般的なタービンの主蒸気の最も低い温度は４３５℃以上に達する。
光熱供給が不安定：時間の経過に伴い、また昼夜の変動に伴い、光熱は変動しながら、断続的に供給される。
このような特性により、太陽エネルギ光熱発電は、効率が低く、生産コストが高くなる。発電所は昼間に作動し、夜間に停止するので、発電時間が短く、装置の利用率が低い。装置は頻繁に始動、停止することにより、装置は大きく影響を受け、装置の耐用寿命に影響する。
現在のところ、補助加熱装置を備えた純粋な太陽エネルギ熱発電モード、或いはＩＳＣＣ結合サイクルと一体化した天然ガス発電モードが、外国で採用されている。前者は非連続的に作動し、発電所の経済的効率が相対的に低い。後者では、同じものを採用した発電所を建設するための条件が厳しく、そのため従来の化石燃料に未だ依存しており、また、大きな投資を必要とすることから、大規模に採用することは難しい。
一般的な発電プラットフォームの精度を高め、高効率及び連続操作を実現させることは、現在のトラフ型太陽エネルギ熱発電システムにとって重要な研究目的である。
上記の課題に鑑み、本発明の目的の一つは、太陽エネルギ及びＢＩＧＣＣが一体化された結合型発電システムを提供することにある。本システムは、ＢＩＧＣＣの蒸気ランキンサイクルの変動パラメータの操作特性を利用して、太陽エネルギの光と熱をＢＩＧＣＣの蒸気のランキンサイクルと統合することにより、二つのエネルギ源と２つのサイクルの統合を利用する工程を含む発電システムが形成され、トラフ型光熱発電に存在する太陽エネルギ供給における低温、断続的、不安定さといった問題を効果的に解消する。
本発明の技術的方法は、次のとおりである。太陽エネルギ及びＢＩＧＣＣを一体化させた結合型発電システムであり、太陽エネルギ集中熱回収システムと、バイオマスガス化装置と、ガス発電機と、蒸気タービンと、蒸気発電機を含む。太陽エネルギ集中熱回収システムは、太陽エネルギ熱交換システムと連結される。バイオマスガス化装置は、ガス圧縮器、燃焼室、及びガスタービンを介してガス発電機と連結される。ガスタービンの出力はガス排熱システムと連結される。ガス排熱システムの低圧蒸気出口は蒸気タービンの中−低圧シリンダと連結される。ガス排熱システムの高圧蒸気出口及び太陽エネルギ熱交換システムの高圧蒸気出力は、蒸気混合調節システムと連結される。蒸気混合調節システムの出力は、蒸気タービンの高圧シリンダと連結される。
蒸気混合調節システムは混合ハウジングを含む。高圧蒸気注入管は、混合ハウジングの後端から混合ハウジングの空隙の前〜中央部分に突出する。高圧蒸気注入管の前端は封止され、蒸気ノズルは高圧蒸気注入管の管壁の上側部分に分配され、高圧蒸気入口は高圧蒸気注入管の後端に載置される。注水管は、高圧蒸気注入管の後部において、高圧蒸気入口の内部に装着される。水ノズルは、高圧蒸気注入管まで延出する注水管の一部に分配され、注水管の入口は注水管の外端でソレノイド弁と連結される。混合ハウジングの後部の外壁には蒸気入口が設けられており、太陽エネルギ熱交換システムからの蒸気が導入される。温度検出器は混合ハウジングの前部の外壁に載置される。温度検出器のプローブは混合ハウジングの空隙へ延出する。温度検出器の信号ワイヤは温度制御装置と連結される。温度制御装置の制御出力端子は、注水管の一端に載置されたソレノイド弁と連結される。混合ハウジングの前端は混合蒸気出口である。
ライナチューブは高圧蒸気注入管の中〜後部に載置される。ライナチューブは高圧蒸気入口と蒸気ノズルの分配領域の後部の間に載置される。ライナチューブの両端の外側リングは混合ハウジングから封止される。
太陽エネルギ熱交換システムは、加熱器と、蒸発器と、過熱器を含む。過熱器は太陽エネルギ集中熱回収システムの熱媒油システムと連結される。熱媒油管は蒸発器及び加熱器を通過する。加熱器の低温熱媒油出口は太陽エネルギ集中熱回収システムの熱媒油システムの油戻り口と連結される。熱交換水管は加熱器の内部に載置され、熱交換水管は蒸発器の内部に連結される。蒸気‐水分離器は蒸発器の上端に載置される。蒸気‐水分離器の蒸気出口は蒸気管と連結され、蒸気管は過熱器を通過し、過熱器の出口は蒸気混合調節システムと連結される。
ガス排熱システムの高圧蒸気のパラメータは、次のとおりである。10MPaの高圧、又は3.82MPaの中圧、及び485℃の蒸気温度。太陽エネルギ熱交換システムの蒸気のパラメータは、次のとおりである。10MPaの高圧又は3.82MPaの中圧、及び390℃の蒸気温度。また、蒸気タービンの主蒸気温度は435℃が選択され、蒸気タービンに供給される混合蒸気の温度は435℃である。
システムはまた、太陽エネルギ蓄熱システムを含み、太陽エネルギ蓄熱システムは、太陽エネルギ熱交換システム及び太陽エネルギ集中熱回収システムそれぞれと連結される。
従来技術と比較して、本発明の効果は次の通りである。
１．太陽エネルギの光と熱、バイオマスガス化、ガス‐蒸気結合サイクル（ＢＩＧＣＣ）が一体化された新しい結合型発電システムが確立されることにより、太陽エネルギの光と熱及びバイオマスの２つのエネルギ源によるガスのブラーデンサイクルと蒸気のランキンサイクルを重ね合わせた発電モードが実現される。
２．光及び熱をガスタービンの再生システムに補足する場合に比べて、本発明システムの光熱利用は、作用媒体の加熱、蒸発、過熱などの工程を効果的に多段階で利用する。
３．ＢＩＧＣＣシステムの熱源が利用され、光熱発電形態が簡素化され、また、光フィールドは、光熱蒸気やＢＩＧＣＣの排熱蒸気を採用する補助加熱装置、タービン又は電気発電機により構成されないことから、光熱発電装置への投資が少なくて済む。
４．蒸気混合調節システムが構成されることにより、温度が異なる蒸気が混合される。また、混合蒸気の温度は、パラメータが変動する蒸気タービンの蒸気要件を満たすように調節される。
５．蓄熱構成やシステム統合により、太陽エネルギ供給の断続的、不安定といった課題が効果的に解消される。
６．ＢＩＧＣＣのクリーンで効率のよいシステムに基づき、光熱発電効率が改善される。蒸気タービンや光熱発電の補助加熱装置、またそのシステムの調整が不要となり、光熱発電への投資が減少する。発電所近くのバイオマス資源を利用するので、ＩＳＣＣを天然ガス資源や供給ネットワークから独立させられる。また、光と熱が効果的に補足され、結合型発電所の設備容量、結合型発電所の経済的な利益や環境的な利益が改善される。
７．結合型発電所を天然ガス資源や供給ネットワークから独立させられる。
８．光と熱が補足され、結合型発電所の設備容量が拡大され、発電所の経済的、環境的利点が改善される。
本発明の太陽エネルギ光熱及びＢＩＧＣＣを一体化させた結合型発電装置及びシステムの主要部を示す図。 図１の太陽エネルギ熱交換システムの構造図。 図１の蒸気混合調節システムの構造図
本発明の目的を達成するために、以下の技術的方法を提供する。ＢＩＧＣＣのベースサイクルとしての蒸気ランキンサイクルと、蒸気タービンの変動パラメータの作用特性を組み合わせて、蒸気混合調節システムが確立される。トラフ型太陽エネルギ光熱蒸気とＢＩＧＣＣの排熱高圧蒸気を混合し、得られる混合蒸気の温度を調節し、次に、混合蒸気を主蒸気として利用して、蒸気タービンへ送り、膨張させつつ作用させることにより、発電機を駆動して発電を行い、太陽エネルギ光熱蒸気とＢＩＧＣＣの排熱高圧蒸気の両方での発電を実現する。
本発明の詳細な実施形態を、図面と合わせて、以下に詳細に説明する。
図1に示すように、太陽エネルギ光熱とＢＩＧＣＣを一体化させた結合型発電システムであって、本システムは、太陽エネルギ集中熱回収システム9と、バイオマスガス化装置1と、ガス発電機7と、蒸気タービン13と、蒸気発電機14を含む。太陽エネルギ集中熱回収システム9は太陽エネルギ熱交換システム11と連結される。バイオマスガス化装置1は、ガス圧縮器3、燃焼室5、ガスタービン6を介してガス発電機7と連結される。ガスタービン6の出力は、ガス排熱システム8と連結される。ガス排熱システム8の低圧蒸気出力は、蒸気タービン13の中‐低圧シリンダと連結される。ガス排熱システム8の高圧蒸気出力及び太陽エネルギ熱交換システム11の高圧蒸気出力は、蒸気混合調節システム12と連結される。蒸気混合調節システム12の出力は蒸気タービン13の高圧シリンダと連結される。2はガス浄化装置であり、4はガスタービン圧縮器である。太陽エネルギ蓄熱システム10が設けられ、太陽エネルギ蓄熱システム10は、太陽エネルギ熱交換システム11及び太陽エネルギ集中熱回収システム9それぞれと連結されるように構成される。
図3は、蒸気混合調節システムの構造図である。
蒸気混合調節システム12は混合ハウジング12aを含む。高圧蒸気注入管12bは、混合ハウジング12aの後端から、混合ハウジング12aの空隙の前〜中部分に突出する。高圧蒸気注入管12bの前端は封止され、蒸気ノズル12b1が高圧蒸気注入管12bの管壁の上側部分に分配され、高圧蒸気入口12b2は、高圧蒸気注入管12bの後端に載置される。注水管12dは、高圧蒸気注入管12bの後部において、高圧蒸気入口12b2の内部に取り付けられる。水ノズル12d1は、高圧蒸気注入管12bまで延出する注水管12dの一部に分配され、注水管12dの入口は、その外部においてその一端に載置されるとともに、ソレノイド弁12hと連結される。混合ハウジング12aの後部の外壁には、太陽エネルギ熱交換システムからの蒸気を導入するための蒸気入口12gが設けられる。温度検出器12eは混合ハウジング12aの前部の外壁に載置される。温度検出器12eのプローブは混合ハウジング12aの空隙まで延出する。温度検出器12eの信号ワイヤは温度制御装置12fと連結される。温度制御装置12fの制御出力端子は、注水管12dの端部に載置されるソレノイド弁12hと連結される。混合ハウジング12aの前端は混合蒸気出口である。
ライナチューブ12cは高圧蒸気注入管12bの中〜後側部分に載置される。ライナチューブ12cは高圧蒸気入口と蒸気ノズル12b1の分配領域後部の間に載置される。蒸気ノズル12b1の配置面積は、蒸気注入管12bの約三分の一である。ライナチューブ12cの配置面積は蒸気注入管12bの約三分の二であり、ライナチューブ12cの両端の外側リングは混合ハウジング12aから封止されている。
ガス排熱システム8の高圧蒸気のパラメータは、次のとおりである。10MPaの高圧又は3.82MPaの中圧、485℃の蒸気温度。太陽エネルギ熱交換システム11の蒸気パラメータは、次のとおりである。10MPaの高圧又は3.82MPaの中圧、390℃の蒸気温度。蒸気タービン13の蒸気温度は435℃が選択され、蒸気タービン13に供給される混合蒸気の温度は435℃である。
混合ガスは、次のとおりに調節される。通常の状況下では、混合蒸気の温度は450℃を超えず、タービンの入口蒸気としての条件を満たす。太陽光が弱く、或いは太陽光がない状況下では、太陽エネルギ光熱蒸気流は相対的に小さく、混合ガスの温度は450℃を超えるかもしれない。混合ガスの温度を測定するとともに、注水管の水流を自動調整することにより、混合ガスの温度が調節、制御される。
ガス排熱システムからの高圧蒸気は高圧蒸気注入管12bへ流入し、高圧蒸気注入管12bの内部を軸方向に流れ、その間、高圧蒸気は注水管12d及びライナチューブ12cを通過し、次に、高圧蒸気注入管12b上に径方向に配置された蒸気ノズル12b1を介して放出される。太陽エネルギ光熱蒸気は、太陽エネルギ熱交換システムからの蒸気を導入させるための蒸気入口12gを介して蒸気混合調節システムへ流入し、蒸気混合調節システム内を軸方向へ流れ、ガス排熱システムからの高温蒸気と混合される。混合蒸気の温度は温度検出器12eにより測定され、温度制御装置12fへ送られる。温度制御装置12fによる演算処理により、混合ガスの温度変動傾向が得られ、蒸気温度が高すぎるか、或いは低すぎるか判定される。その後、水制御用ソレノイド弁12hのオンオフ作用により、水流が増加又は減少するように調整される。
蒸気混合調節システムの効果は、次のとおりである。
１．蒸気混合調節システムは、太陽エネルギ光熱及びＢＩＧＣＣの蒸気ランキンサイクルの組み合わせを実現することにより、排熱ボイラ又は蒸気タービンは、組み合わせた目的をそれぞれ達成するには不安定であるといった問題を解決する。
２．温度が異なる２つの蒸気を、同じパラメータの蒸気に混合して、ガスタービンのガスパラメータの要件を満たす。
３．ガス入力システム及びガスタービンの構造が単純化されることで、タービン装置の製造コストを節約できる。
４．ガス温度の大きな変動によるタービンの衝撃が阻止されるので、タービンの安全且つ安定的な作動が可能となる。
図２は、太陽エネルギ熱交換システムの構造図である。
太陽エネルギ熱交換システム11は、加熱器11aと、蒸発器11bと、過熱器11cを含む。過熱器11cは太陽エネルギ集中熱回収システム9の熱媒油システムと連結される。熱媒油管11fは蒸発器11b及び加熱器11aを通過する。加熱器11aの低温熱媒油出口は、太陽エネルギ集中熱回収システム9の熱媒油システムの油戻り口と連結される。熱交換水管11gは加熱器11aの内部に載置され、また熱交換水管11gは蒸発器11bの内部と連結される。蒸気‐水分離器11dは蒸発器11bの上端に載置される。蒸気‐水分離器11dの蒸気出口は蒸気管11hと連結され、蒸気管11hは過熱器11cを貫通し、過熱器11cの出口は蒸気混合調節システム12と連結される。
太陽エネルギ熱交換システムの作用工程は次のとおりである。水供給ポンプ11eからの水は加熱器11aへ流入し、そこで、水は飽和状態に近づくまで熱量を吸収する。次に飽和水は蒸発器11bへ流入し、そこで加熱されて飽和蒸気に変換され、蒸気‐水分離器11dにより分離される。飽和蒸気は過熱器11cへ導入されてから戻され、蒸発が続けられる。飽和蒸気は過熱器11cにより加熱されて、温度約390℃の過熱蒸気とされ、過熱蒸気は次に、蒸気管11hから排出される。熱交換システムの熱源は太陽エネルギ集中熱回収システムからである。高温熱媒油は高温熱媒油管により過熱器11へ送られ、次に蒸発器11b及び加熱器11aそれぞれへ送られて、持っている熱量を蒸気及び水へ伝え、次に低温の熱媒油へ変換される。低温熱媒油は低温熱媒油管を通過し、光フィールド熱回収システムへ導入されて、更に加熱される。したがって、太陽エネルギの光と熱の熱交換工程は、このサイクルを繰り返すことにより完成する。
バイオマス原料のガス化は、粗ガスを生成するためのバイオマスガス化装置1内で完了する。粗ガスはガス浄化装置2へ送られ、洗浄、冷却、除塵、脱硫を含む浄化処理を行い、塵や硫化物などの不純物を粗ガスから除去し、次に、クリーンガスがガス圧縮器3により圧縮され、燃焼室5へ送られる。別の経路では、酸素調製装置により調製された酸素がガスタービン圧縮器4により圧縮され、燃焼室5へ送られることにより、燃焼室5の酸素ガスの中で燃料ガスが燃焼させられる。生成された高温高圧の燃料ガスはガスタービン6へ流入し、膨張により作用し、ガス発電機7が駆動されて発電が行われることにより、ガスタービンのブラーデンサイクルが達成されるとともに、ガスタービンの発電プロセスが実現される。
ガスタービン6から排出された高温排ガスはガス排熱システム8へ導入され、ガス排熱システム8の高温排ガスと高圧又は低圧の加熱面の間で熱交換を行う。高圧蒸気の温度は450〜485℃に達し、光熱蒸気と混合し、温度調節を行った後で、主蒸気として蒸気タービン13の高圧シリンダへ流入する。排熱低圧蒸気は補助蒸気として利用され、蒸気タービン13の低圧リンダへ流入して、膨張しつつ作用することにより、発電機14を駆動して発電を行い、蒸気のランキンサイクルの発電プロセスが実現される。
太陽エネルギ集中熱回収システム9は、ガスタービンの排熱システムと平行に配置されるとともに、パラボラ集光器、真空熱回収管、光フィールドブラケット、トラッキング駆動装置、及び熱媒油システムを含む。光源条件、設定光熱発電容量、エネルギ蓄積時間に応じて、集光器フィールド面積及び回収管数が決定され、光集中及び熱回収により、太陽放射エネルギが熱媒油の熱エネルギに変換される。昼間、高温熱媒油の一部が直接、太陽エネルギ熱交換システム11へ導入され、そこで、高温熱媒油と水及び蒸気の間で熱交換が行われて、390℃の中温蒸気が生成される。高温熱媒油の別の部分は太陽エネルギ蓄熱システム10と熱交換を行い、余剰熱エネルギを蓄熱システム10に保存する。夜間、日照がない時には、太陽エネルギ蓄熱システム10は、発電に必要な熱量が満たされるように熱を放出する。太陽エネルギ熱交換システム11内で冷却された熱媒油は、次に太陽エネルギ集中熱回収システム9に戻り、そこで熱媒油は次のサイクルに向けて再加熱される。
昼間、高温熱媒油の一部が太陽エネルギ熱交換システムへ直接導入され、水及び蒸気と熱交換を行う。タービンの排熱システムからの高温蒸気及び太陽エネルギ熱交換システムからの中温蒸気は、蒸気混合調節システム12内で混合される。混合蒸気温度の大幅な変動をなくすとともに、蒸気タービンへの熱応力の衝撃を回避するために、２つの蒸気経路の流れと混合温度が監視される。混合蒸気温度は、注水調節の支援を受けて、蒸気温度調節装置の作用下で、400〜450℃の範囲内に制御され、加えて、蒸気温度は徐々に増加又は減少しつつ安定した変化を示すことにより、蒸気タービン13への蒸気注入要件が満たされる。
太陽エネルギ蓄熱システムは主に、熱タンクと、冷タンクと、油−塩熱交換器と、溶融塩ポンプと、付随する配管システムを含む。昼間、或いは太陽光が強い間に、光及び熱の一部が発電のために直接供給されるのに加えて、ほとんどの光と熱が油‐塩熱交換器を通過し、冷タンク内の溶融塩媒体を所定温度に加熱し、次に溶融塩媒体が熱タンクへ運ばれて蓄えられる。夜間或いは太陽光が弱い間、光フィールドが発電に必要な熱量を満たすのに不安定な時には、蓄熱システムにより熱放出を介してエネルギが供給される。熱タンク内の溶融塩媒体が汲み上げられ、油‐塩熱交換器へ戻されることにより、光フィールドの熱媒油媒体が加熱される。発電のために熱媒油により熱量が送られ、冷却された溶融塩が冷タンクへ送られて蓄えられる。したがって、このサイクルを繰り返すことにより、光熱放出及び貯蔵作用が得られる。
１ バイオマスガス化装置
２ ガス浄化装置
３ ガス圧縮器
４ ガスタービン圧縮器
５ 燃焼室
６ ガスタービン
７ ガス発電機
８ ガス排熱システム
９ 太陽エネルギ集中熱回収システム
１０ 太陽エネルギ蓄熱システム
１１ 太陽エネルギ熱交換システム
１２ 蒸気混合調節システム
１３ 蒸気タービン
１４ 蒸気発電機

Claims (10)

  1. 太陽エネルギ光熱及びＢＩＧＣＣ一体化結合型発電システムであって、太陽エネルギ集中熱回収システム(9)と、バイオマスガス化装置(1)と、ガス発電機(7)と、蒸気タービン(13)と、蒸気発電機(14)を含み、前記太陽エネルギ集中熱回収システム(9)は、太陽エネルギ熱交換システム(11)と連結され、前記バイオマスガス化装置(1)は、ガス圧縮器(3)、燃焼室(5)、及びガスタービン(6)を介して前記ガス発電機(7)と連結され、前記ガスタービン(6)の出力はガス排熱システム(8)と連結され、前記ガス排熱システム(8)の低圧蒸気出口は前記蒸気タービン(13)の中−低圧シリンダと連結され、前記ガス排熱システム(8)の高圧蒸気出口及び前記太陽エネルギ熱交換システム(11)の高圧蒸気出力は、蒸気混合調節システム(12)と連結され、前記蒸気混合調節システム(12)の出力は、前記蒸気タービン(13)の高圧シリンダと連結される、ことを特徴とする太陽エネルギ光熱及びＢＩＧＣＣ一体化結合型発電システム。
  2. 前記蒸気混合調節システム(12)は混合ハウジング(12a)を含み、高圧蒸気注入管(12b)は、前記混合ハウジング(12a)の後端から前記混合ハウジング(12a)の空隙の前−中央部分に突出し、前記高圧蒸気注入管(12b)の前端は封止され、蒸気ノズル(12b1)が前記高圧蒸気注入管(12b)の管壁の上側部分に分配され、高圧蒸気入口(12b2)が前記高圧蒸気注入管(12b)の後端に載置され、注水管(12d)が前記高圧蒸気注入管(12b)の後部において、前記高圧蒸気入口(12b2)の内部に装着され、水ノズル(12d1)が、前記高圧蒸気注入管(12b)まで延出する前記注水管(12d)の一部に分配され、前記注水管(12d)の入口はソレノイド弁(12h)と連結されており、
    前記混合ハウジング(12a)の後部の外壁には蒸気入口(12g)が設けられており、太陽エネルギ熱交換システムからの蒸気が導入され、
    温度検出器(12e)が前記混合ハウジング(12a)の前部の外壁に載置され、温度検出器(12e)のプローブは前記混合ハウジング（12a）の空隙へ延出し、前記温度検出器（12e）の信号ワイヤは温度制御装置（12f）と連結され、前記温度制御装置（12f）の制御出力端子は注水管(12d)の外端でソレノイド弁(12h)と連結され、前記混合ハウジング（12a）の前端は混合蒸気出口である、請求項１の太陽エネルギ光熱及びＢＩＧＣＣ一体化結合型発電システム。
  3. ライナチューブ(12c)が前記高圧蒸気注入管(12b)の中−後部に載置され、前記ライナチューブ(12c)は前記高圧蒸気入口と前記蒸気ノズル(12b1)の分配領域の後部の間に載置され、前記ライナチューブ(12c)の両端の外側リングは前記混合ハウジング(12a)から封止される、請求項２の太陽エネルギ光熱及びＢＩＧＣＣ一体化結合型発電システム。
  4. 前記太陽エネルギ熱交換システム(11)は、加熱器(11a)と、蒸発器(11b)と、過熱器(11c)を含み、前記過熱器(11c)は前記太陽エネルギ集中熱回収システム(9)の熱媒油システムと連結され、熱媒油管(11f)は前記蒸発器(11b)及び加熱器(11a)を通過し、前記加熱器(11a)の低温熱媒油出口は前記太陽エネルギ集中熱回収システム(9)の熱媒油システムの油戻り口と連結され、
    熱交換水管(11g)は前記加熱器(11a)の内部に載置され、前記熱交換水管(11g)は前記蒸発器(11b)の内部に連結され、蒸気‐水分離器(11d)は前記蒸発器(11b)の上端に載置され、前記蒸気‐水分離器(11d)の蒸気出口は蒸気管(11h)と連結され、前記蒸気管(11h)は前記過熱器(11c)を通過し、前記過熱器(11c)の出口は前記蒸気混合調節システム(12)と連結される、請求項１乃至３のいずれか一項に記載の太陽エネルギ光熱及びＢＩＧＣＣ一体化結合型発電システム。
  5. 前記ガス排熱システム(8)の高圧蒸気のパラメータは、10MPaの高圧、又は3.82MPaの中圧、及び485℃の蒸気温度であり、前記太陽エネルギ熱交換システム(11)の蒸気のパラメータは、10MPaの高圧又は3.82MPaの中圧、及び390℃の蒸気温度であり、前記蒸気タービン(13)に供給される混合蒸気の温度は435℃である、請求項１乃至３のいずれか一項に記載の太陽エネルギ光熱及びＢＩＧＣＣ一体化結合型発電システム。
  6. 前記ガス排熱システム(8)の高圧蒸気のパラメータは、10MPaの高圧、又は3.82MPaの中圧、及び485℃の蒸気温度であり、前記太陽エネルギ熱交換システム(11)の蒸気のパラメータは、10MPaの高圧又は3.82MPaの中圧、及び390℃の蒸気温度であり、前記蒸気タービン(13)に供給される混合蒸気の温度は435℃である、請求項４の太陽エネルギ光熱及びＢＩＧＣＣ一体化結合型発電システム。
  7. 前記システムは更に太陽エネルギ蓄熱システム(10)を含み、前記太陽エネルギ蓄熱システム(10)は、太陽エネルギ熱交換システム(11)及び太陽エネルギ集中熱回収システム(9)それぞれと連結される、請求項1乃至３のいずれか一項に記載の太陽エネルギ光熱及びＢＩＧＣＣ一体化結合型発電システム。
  8. 前記システムは更に太陽エネルギ蓄熱システム(10)を含み、前記太陽エネルギ蓄熱システム(10)は、太陽エネルギ熱交換システム(11)及び太陽エネルギ集中熱回収システム(9)それぞれと連結される、請求項４に記載の太陽エネルギ光熱及びＢＩＧＣＣ一体化結合型発電システム。
  9. 前記システムは更に太陽エネルギ蓄熱システム(10)を含み、前記太陽エネルギ蓄熱システム(10)は、太陽エネルギ熱交換システム(11)及び太陽エネルギ集中熱回収システム(9)それぞれと連結される、請求項５に記載の太陽エネルギ光熱及びＢＩＧＣＣ一体化結合型発電システム
  10. 前記システムは更に太陽エネルギ蓄熱システム(10)を含み、前記太陽エネルギ蓄熱システム(10)は、太陽エネルギ熱交換システム(11)及び太陽エネルギ集中熱回収システム(9)それぞれと連結される、請求項６に記載の太陽エネルギ光熱及びＢＩＧＣＣ一体化結合型発電システム
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