CN105324935B - 用于高效率定焦聚光式太阳能热发电厂的装置和方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种固定目标太阳能集热塔设计，利用少量，如5到30个安装在太阳能跟踪机构上的聚光器模块(32，172，191)。该聚光器模块可以是可转动的，以便反射入射到安装在塔(31，171)上的目标接收器(1200，192)上的太阳光，并且实质上用于一个给定的塔的所有的聚光器模块可以位于一个矩形区域，该区域从塔开始极向地延伸，延伸距离为大约目标接收器的高度h的三倍高度，和大约h的宽度。每个聚光器模块可具有多个成角度的反射器(42，43，194，201，202，203)，以便将入射光一般地朝向目标接收器上的公共点反射。多个这种太阳能热塔式发电厂可以搭配并组合在一起，以提供更高的总功率输出。

Description

用于高效率定焦聚光式太阳能热发电厂的装置和方法

相关申请的交叉引用

本申请要求2项美国优先权的利益，它们是美国临时专利申请61/814,765，申请日是2013年4月22日，以及美国临时专利申请61/892,660，申请日是2013年10月18日，在此通过引用并入它们的全部。

技术领场地

本发明涉及聚光式太阳能热发电厂。特别是，在某些实施方案中，本发明提出了新颖的带有跟踪机制的可变聚光比太阳能集热器和1-D或2-D模块化固定热接收器和它们的几何构型。这些配置提供了较高的热转换效率。

背景技术

太阳能热转换涉及对大区场地的太阳能辐射的重定向，使得重定向的太阳辐射照射到较小的热接收器。阳光的重定向最常见的就是用大量的反射器来实现。热接收器具有一个目标区场地，比所述反射器的总太阳能聚光面积小得多。这导致在热靶(热接收器和换热器)内，因此，黑体辐射热损失被减少(从而提高了效率)。

由于太阳在全天相对于地球表面的任何一个点做恒定的运动，可以提供跟踪机制以维持在白天的聚集效果。跟踪机制有两个基本设计：可移动目标设计和固定目标设计。抛物面和槽式分别为第一类型的2维和1维例子，并且塔和线性菲涅尔分别为第二类型的2维和1维例子。

固定目标设计的太阳能发电厂通常利用多个反射器，每个由单独的跟踪机构支承(也称为定日镜，术语“定日镜”在一些上下文中也可以用于指任何聚光型太阳能动力系统，其中目标保持静止，光束通过活动的反射器转向到目标上)，同时保持接收器(目标)固定在塔上。在过去的四十年里，固定目标太阳能热电厂在很大程度上专注于利用一个单一的大型目标塔，太阳跟踪反射器的大场分布在环形段的90度以上的弧形。例如，建于上世纪70年代的太阳能一号试验发电厂的功能在于，1818个相同的反射器分布在一个环形区场地，测量近0.5英里跨越，其中包括一个90米的塔。随后塔式太阳能聚光器包括太阳能二号(向最接近太阳能一号的圆的环形区场地的外周添加108个附加的较大的反射器)，SPP-5(乌克兰，1600个分布在环形区场地的反射器)，普兰塔太阳能10和普兰塔太阳能20(624个反射器和1255个反射器分别分布在各个塔的从圆的相反侧大约90°到180°的环形段)。太阳能热电厂的艾文帕群集在2013年和2014年开始发电，其特征是有三个塔，每个485英尺高，有超过173500个定日镜分布在他们之中(艾文帕的单位1具有53527个定日镜，而艾文帕的单位2和3分别有60000个定日镜)。

由于入射光不垂直于所述反射器的焦平面时反射器的旋转角度改变，每个反射器在常规塔设计的光学焦距发生改变，每个单独的反射器相对于所述目标的聚光比保持相对较低为常规太阳能热塔系统，即在1到3之间。聚光比之间是总反射面积用于通过接收器的目标面部区场地分割的反射器的比值。例如采用1：1的比例，来自平面镜的结果具有相同的反射表面面积和形状作为目标的面部区场地(在实践中，这样的反射器可能仍需要一个微小曲率的程度，以补偿的角分散阳光过距离-曲率的量依赖于目标表面和反射器之间的距离)。较高的聚光比可以通过利用凹反射来实现；然而，凹面反射单位反射光线沿方向比他们的焦点方向等时遭受大陡坡效率。为了弥补阳光的自然扩散角，常规塔系统通常利用较大的实质上是平面的反射器(有轻度弯曲度)具有约单独的太阳能聚光比为3：1或更小(以避免反射光的过去流溢目标和降低制造成本)；由于这样的聚光比当反射光线沿方向比他们的焦点方向等相关时的效率陡坡各1个跟踪反射，目前常规塔系统不超过太阳能聚光比大于3：1。

为了实现以补偿黑体辐射的损失需要的高聚光比，传统的塔式系统通常需要数百(有时超过1000个)跟踪反射器。由于每个跟踪反射器需要跟踪机制，因此大的反射器，例如，40平方米到120平方米，通常被用来保持降低成本。

在可动的目标系统，每个反射器具有被固定在相对于反射器的空间自身的接收器单位。跟踪器将导致跟踪太阳使得所述反射器单位总是引导太阳光到相应的接收器(其与反射器一起移动)的反射器。

在固定和可动目标的设计中，传热液体可以通过接收器泵送，加热，例如，以产生蒸汽，然后进入涡轮机或其他发电结构。

传统的固定目标系统相对于传统的移动目标系统有很多优点：1)由于减少了加速转矩，独立的反射器的跟踪器比带有可移动接收器的反射器的跟踪器便宜得多(即使这样的系统平衡消除了扭矩，该跟踪驱动电机仍必须克服在反射器与悬臂接收器的惯性效应)；2)固定目标系统不需要借道定日镜的多轴转动关节(其通常通过用于传热流体的设备需要昂贵的馈传热液体，并通常具有大大降低的热流体管路的长度在的2维的情况下)；和3)非常高的光学全聚光比可在目标面来实现。然而，与常规的可动目标系统相比，常规塔系统有一些缺点，：1)平均光余弦损失大，因为反射器和接收器都很少直列与太阳；这种损失可大如塔太阳能热电厂23％，并且甚至在线性菲涅尔发电厂大；2)在塔式太阳能热电厂的情况下，为了保持该太阳能聚光比大，整体成本足够低，大量反射器场是必要的，例如，通常数百或数千反射器，从而在使光衰减在空气中非常显著，这在大气浑浊的地方(或在大气中的微粒聚光)极为有害；3)在1维的情况下，相比于1维槽集光器(带有移动目标)，实际的光学聚光比大大减少。

在本发明中，我们提出了新颖的设计原理、设备和方法，以显着克服塔系统的缺点，同时保持塔系统的优点。

发明内容

本发明提供的各种实施例的一般方法和设备都用以以解决上述问题。

在一些实施方案中，用于塔式太阳能热系统的聚光器模块被限制在一个小的邻接于塔的矩形区场地内，以减少光学余弦损失。在一些实施方案中，太阳热能发电厂可包括大量的塔，每一个塔的峰值功率在大约20kW-1MW的范围内；每个塔可以依次具有数量相对较少的被限制于上面提到的相应的小的矩形区场地的聚光器模块。在一些实施例中，每个聚光器模块可以具有一个单独的比3大得多的聚光比。此外，为了最大限度地提高塔太阳能热系统的总聚光比，每个聚光器模块可以具有单独的聚光比，根据每个聚光器模块相对于塔和接收器的位置而变化。在一些实施例中，每个聚光器模块可以包括许多较小的反射器，有或没有曲率，具有相对于聚光器模块的旋转框架的某些预装的初始角度，以降低风压和成本。在一些其他实施方案中，聚光器模块可以是一个简单的单件式的抛物面反射器。在一些实施方案中，塔接收器可以利用真空绝热，以允许在塔接收器中使用“选择性吸收涂层”。除了在此讨论的实施例或实现方式中，下列实施例也本文所讨论的。

实施例1，一种具有太阳能发电厂的太阳能发电系统，包括：接收器模块，该接收器模块具有靶面，靶面配置成聚光入射到该靶面的太阳能，所述靶面具有靶面中心；一组聚光器模块，该组聚光器模块中的每个聚光器模块都配置为将日光重定向到接收器模块的靶面上，至少90％的聚光器模块位于一个矩形区场地，该矩形区场地的大致与地球经度方向对准的方向上的长度不超过10h，大致与地球纬度方向对准的方向上的宽度不超过h，该组聚光器模块中的所有聚光器模块的旋转轴实质上定义了平均中平面；以及塔，该塔将接收器模块维持在平均中平面上方的距离h处。在实施例1的替代方案中，90％的聚光器模块可以位于一个矩形区场地，该矩形区场地的大致与地球经度方向对准的方向上的长度不超过5h或3h，大致与地球纬度方向对准的方向上的宽度不超过h。

实施例2：实施例1的太阳能发电系统，其中，所述矩形区场地起始于塔且在大致经度方向上延伸以远离地球赤道。

实施例3：实施例1或2的太阳能发电系统，每个聚光器模块都包括：一个太阳跟踪机构，由太阳跟踪机构支撑的一个框架，以及多个反射器，其中，多个反射器包括中心反射器，每个反射器被框架支撑，并且每个反射器被配置成反射入射到反射器的光，使得当光从平行于一个矢量的方向到达反射器时从反射器反射出的光聚光在靶面中心，该矢量穿过靶面中心和中心反射器，中心反射器与该矢量垂直。

实施例4：实施例1至3的任一项的太阳能发电系统，其中所述聚光器模块包括反射器阵列，反射器阵列为X行Y列，其中X选自以下任意一个数字：5，6，7，8,9，和10，Y选自以下任意一个数字：5，6，7，8,9，和10。

实施例5：实施例1至4的任一项的太阳能发电系统，其中，配置为将日光重定向到接收器模块的靶面上的遍及所有聚光器模块的平均余弦效率为0.85或更高。

实施例6：实施例1至4的任一项的太阳能发电系统，其中，至少一个太阳跟踪机构具有两个相交的旋转轴。

实施例7：实施例1至6的任一项的太阳能发电系统，其中，至少一个聚光器模块中的至少一个反射器是平面镜。

实施例8：实施例1至7的任一项的太阳能发电系统，其中，至少一个聚光器模块中的至少一个反射器是凹面镜。

实施例9：实施例1至8中的任一项的太阳能发电系统，其中，h为5-10米。

实施例10：实施例1至8中的任一项的太阳能发电系统，其中，h为5-15米。

实施例11：实施例1至8中的任一项的太阳能发电系统，其中，h为5-25米。

实施例12：实施例1至9中的任一项的太阳能发电系统，其中，该组聚光器模块包括3-30个聚光器模块。

实施例13：实施例1至12中的任一项的太阳能发电系统，其中，在所述矩形区场地中，聚光器模块被布置成实质上经度定向的1-3列。

实施例14：实施例13的太阳能发电系统，其中，在每一列上聚光器模块被进一步布置成实质上纬度定向的3-10行。

实施例15：实施例1至14中的任一项的太阳能发电系统，其中，所述太阳能发电系统具有1列5行的聚光器模块。

实施例16：实施例1至15中的任一项的太阳能发电系统，其中，该组聚光器模块中的至少一个包括具有分布在整个框架的实质上矩形阵列的聚光器的至少一个聚光器模块。

实施例17：实施例16的太阳能发电系统，其中，具有分布在整个框架的实质上矩形阵列的聚光器的至少一个聚光器模块在实质上矩形阵列的四个最外拐角处不具有反射器。

实施例18：实施例16或17的太阳能发电系统，其中，具有分布在整个框架的实质上矩形阵列的聚光器的至少一个聚光器模块在最接近实质上矩形阵列的四个最外拐角中的每个拐角的三个阵列处不具有反射器。

实施例19：实施方案16至18的任一项的太阳能发电系统，其中，至少一个聚光器模块具有反射器的分布在整个框架的实质上的矩形阵列，矩形阵列具有在最靠近地球赤道的聚光器模块的第一部上的以及在与最远离地球赤道的聚光器模块的第二部上的反射器的行数相比的聚光器模块的旋转的俯仰轴的一侧的以及在聚光器模块的旋转的俯仰轴的另一侧的至少一个附加的水平行的反射器。

实施例20：实施例16至19的任一项的太阳能发电系统，其中，至少一个聚光器模块的中心反射器是平面镜，其它的反射器是凹反射器。

实施例21：实施例1至20的任一项的太阳能发电系统，其中，至少一个聚光器模块的至少90％的反射器在春分或秋分的上午8:00和下午4:00具有相对于靶面中心的水平方向上0-0，4米且垂直方向上0-0.4米的聚焦误差。

实施例22：实施例1至21的任一项的太阳能发电系统，其中，至少一个聚光器模块中的每个反射器是靶面的正交维度的大约50％，并且具有靶面表面区场地的大约25％的反射区场地。

实施方式23：实施例1至22中的任一项的太阳能发电系统，还包括：一个或多个附加的太阳能发电厂，每一个都具有接收器模块、塔、和实施例1中所述的一组聚光器模块，其中，所述一个或多个附加的太阳能发电厂被布置成使得每个附加的太阳能发电厂的矩形区场地的实质上的纵向边缘实质上邻接于任何邻近的太阳能发电厂的矩形区场地的实质上的纵向边缘。

实施例24：实施例1至23中的任一项的太阳能发电系统，其中，接收器模块包括：至少带有第一透明部的第一真空室、第一真空室的第一入口、第一真空室的第一出口、以及在第一真空室内跨过第一真空室的半径排列成线性阵列的多个第一管段，其中，第一管段排列在与靶面平行的平面上，第一管段通过第一真空室的第一透明部可照明，第一真空室被配置成提供围绕多个第一管段的真空环境，多个第一管段与所述第一入口和第一出口流体连通。

实施例25：实施例24的太阳能发电系统，还包括：至少带有第二透明部的第二真空室、第二真空室的第二入口、第二真空室的第二出口、以及在第二真空室内跨过第二真空室的半径排列成线性阵列的多个第二管段，其中，第二管段排列在与靶面平行的平面上，靶面是位于多个第一管段和多个第二管段之间的平面，第二管段通过第二真空室的第二透明部可照明，第二真空室被配置成提供围绕多个第一管段的真空环境，多个第二管段与所述第二入口和第二出口流体连通。

实施例26：实施例24或25的太阳能发电系统，其中，管段的部分被涂有选择性吸收涂层。

附图说明

图1A是说明将光学余弦效应(1减去百分比能量损失由于余弦角)作为反射器和塔之间的相对距离的函数表示为一个示例性场所的塔的高度的示意图。

图1B是将图1A所示的光学余弦效应曲线应用于太阳能一号/太阳能二号太阳能热电站的示意图。

图1C是将图1A所示的光学余弦效应曲线应用于艾文帕-1太阳能热电站的示意图。

图2是示出了用于一个示例性的塔式太阳能发电站的示例性的聚光器模块上的反射器的初始角度的图表，与本发明的相关方面一致。

图3A是示出的用于一个示例性的塔式太阳能发电站的聚光器模块场地布置的例子的示意图，与本发明的相关方面一致。

图3B是示出的用于一个示例性的塔式太阳能发电站的聚光器模块场地布置的例子的示意图，与本发明的相关方面一致。

图4是示出了用于一个示例性的塔式太阳能发电站的示例性的聚光器模块的布置的图表，与本发明的相关方面一致。

图5是示出聚光器模块上的反射器在地球坐标系上的一天不同时间的跟踪角的示意图，与本发明的相关方面一致。

图6是示出聚光器模块上的反射器的一天不同时间的跟踪太阳的普通单位矢量的旋转的示意图，每个反射器具有用于2维模组合式塔式太阳能发电厂的在笛卡尔坐标系上的初始角度α，与本发明的相关方面一致。

图7是示出了将用于二维组合式固定热靶型太阳能发电厂的反射器的追踪角作为在春分/秋分，夏至和冬至时的时间的函数的示意图，与本发明的相关方面一致。

图8是示出了一个示例性的塔式太阳热能发电厂的示例性的聚光器模块的示例性的聚焦误差的曲线图，与本发明的相关方面一致。

图9是示出了一个示例性的塔式太阳热能发电厂的示例性的聚光器模块的示例性的带有和不带有追踪角偏差的聚焦误差的曲线图，与本发明的相关方面一致。

图10是示出了将示例性的固定热靶型太阳能发电厂的聚光比作为塔的高度的函数的示意图，与本发明的相关方面一致。

图11A，图11C，图11E，图11G，和图11I是示出了一个示例性的塔式太阳热能发电厂的各种示例性的聚光器模块(底部)的每个反射器的示例性的聚焦误差(上部)和曲率半径的图表，与本发明的相关方面一致。图11B，图11D，图11F，图11H，和图11J是分别对应于图11A，图11C，图11E，图11G，和图11I的示例性的聚光器模块的示意图。

图12是示出了用于示例性的塔式太阳能发电站的平面几何接收器的视图，与本发明的相关方面一致(接收器包括真空室，已沿其长轴剖开，以使内部的特征可见)。

图13是图12中所示的平面上的示例性的平面几何接收器的剖视图。

图14是将图12的示例性的平面几何接收器安装在杆上的视图。

图15A和图15B是图12的示例性的平面几何接收器的面内视图。在图15A中，该组件已被部分地沿着所述真空室的长轴剖开，以允许观察内部部件。在图15B中，真空室和相关的外部管已被省略，以允许看到内部管道的导向。

图16提供了平面几何接收器的实施例的平面图(顶部)和侧面局部剖视图(底部)，与本发明的相关方面一致。

图17A示出了用于一个示例性的4塔式太阳能发电站的塔和聚光器模块的布局，与本发明的相关方面一致。

图17B示出了一个示例性的具有五个聚光器模块的塔式太阳能热电厂和类似于前述图中描述的接收器的三维视图。

图17C示出了一个示例性的具有五个聚光器模块的塔式太阳能热电厂在不同的高度和直线间距的侧视图，以便最小化跨聚光器阴影。

图17D是示出图17C的示例性的塔式太阳能热电厂的斜角视图。

图17E是示出了一个示例性的具有五个聚光器模块的塔式太阳能热电厂在相同高度和不同的直线间距的侧视图，以便最小化跨聚光器阴影。

图17F是示出图17E的示例性的塔式太阳能热电厂的斜角视图。

图17G是示出了一个示例性的具有五个聚光器模块的塔式太阳能热电厂在不同的高度的侧视图，以便最小化跨聚光器阴影。

图17H是示出图17G的示例性的塔式太阳能热电厂的斜角视图。

图17I是一个示例性的具有五个聚光器模块的塔式太阳能热电厂在相同高度且在检查器板分隔为三栏的侧视图，以便最小化跨聚光器阴影。

图17J是示出图17I的示例性的塔式太阳能热电厂的平面图。

图17K是示出图17I的示例性的塔式太阳能热电厂的斜角视图。

图17L是示出了一个示例性的具有五个聚光器模块的塔式太阳能热电厂在不同的高度且直线间距布置在五个聚光器模块的三栏的侧视图，以便最小化跨聚光器阴影。

图17M是示出图17L的示例性的塔式太阳能热电厂的平面图。

图17N是示出图17L的示例性的塔式太阳能热电厂的斜角视图。

图18是与用于一维固定目标太阳能热电站的示例性的聚光器模块的示例性的反射器的初始角度的讨论相关的图表，与本发明的相关方面一致。

图19A是示出了一维固定目标太阳能热电站的场地布置的示意图，与本发明的相关方面一致。

图19B是示出了一维固定目标太阳能热电站的接收器和聚光器模块之间的相对位置的示意图，与本发明的相关方面一致。

图20是示出了用于示例性的一维固定目标太阳能热电站的示例性的聚光器模块的布置的图表，与本发明的相关方面一致。

图21是与当在一整天的不同时间跟踪太阳时聚光器模块的反射器的旋转的讨论相关的参考框架的示意图，与本发明的相关方面一致。

图22是示出了用于一个示例性的一维固定目标太阳能热电站的示例性的反射器的跟踪角作为在春分/秋分，夏至和冬至的时间的函数的示意图，与本发明的相关方面一致。

图23是示出了用于一个示例性的一维固定目标太阳能热电站的示例性的反射器的在春分/秋分，夏至和冬至的示例性的聚焦误差的图表，与本发明的相关方面一致。

图24是示出聚光器模块的支持系统以及相关联的旋转轴的两个例子的示意图。

图25是示出如本文所述的太阳能热电厂的大阵列占用面积相同的常规的太阳能热电厂的反射器单位的示意图。

图26是示出如本文所述的太阳能热电厂的大阵列占用面积相同的另一个常规的太阳能热电厂的反射器单位的示意图。

图27是示出了艾文帕-1太阳能热塔与本发明的示例性的太阳能热塔的对比的示意图。

图11B，图11D，图11F，图11H，图11J，图12-16，图17B-17N，图25，图26，和图27都是比例图或图表，但是各个图的比例并不需要相同。

具体实施方式

可以参考贯穿本公开内容制成约1维和2维太阳能热电厂(或1维和2维固定目标的热太阳能发电厂)。但应该理解的是，一维的情况下是指针对于固定目标太阳能热电厂，其中阳光被聚焦在一个长而窄的接收器，即，其具有线的外观从远处观看时的接收器。在一维的情况下，太阳光通常聚光在由所用的聚光器模块的反射器的理论线(或由单个反射器，如果没有聚光器模块被使用)。理论线可通常与所使用的接收器的中心线对应。

应当进一步理解的是，2维的情况下指的是固定目标太阳能热电厂其中阳光被聚焦在二维目标区或面，例如，一个区场地，其典型地不在一个方向上相当大的比另一个垂直的方向。

首先，对二维固定目标发电厂各个示例实施例进行描述。图1绘出了光学余弦效应，即1减去正常的反射器，并从太阳光入射到反射器时，反射器朝向太阳能塔的接收器的方向之间的角度偏差的余弦，作为一个功能集电体的转动中心和在塔高度h投射在地平面塔架之间的相对距离。例如，位于距离小时到北部2h和东部h到太阳能热塔式的反射器可具有介于0.87和0.90，即一种光学余弦效应，反射器可以仅87％至90％之间的反射的朝向在塔的接收器的入射太阳能。光学余弦作用也可以被称为余弦效率或余弦损失(这是简单的角度偏差的余弦)，余弦效率或损失可以表示为十进制形式或者以百分比表示。

在图1A中，接收器目标靶面中心被投影到接地层并限定接地平面坐标系原点与水平和垂直轴分别指向东，北。实线用于表示的恒定余弦效应轮廓，例如，0.90，0.875，0.85，0.80，0.70，和0.65，如图1A。在本文所述的一些实施方案中，聚光器模块的小矩形区场地内局限于近塔，例如，如在图1A由虚线指示通过限制大部分聚光器模块的太阳能热塔交叉阴影线区场地到这样的区场地，平均光余弦损失为太阳能热塔可以被限制到非常低的值，例如，小于约12％，这是至少一半的典型电流的太阳能塔的发电厂。而示出的交叉阴影区场地是大约三塔的高度在长度上(测量相对于聚光器模块中心高度塔高度)，并在宽度略小于1塔的高度，进一步实现可放置聚光器模块内的更长和稍宽区场地，例如，在～10塔的高度，也许1到1.5塔高的宽度。在这样的实施，然而，聚光器模块仍然约束，使得相当大的比例，例如，～90％以上，则聚光器模块是这样的区场地内。在又进一步实施方式中，这样的区场地的长度可以是相对无界，虽然聚光器模块的～90％或更多个可以被放置在一个区场地内约1至2塔高的宽度。但是应该理解的是，参照放置一个聚光器模块的区场地内是指放置一个聚光器模块，使得所述聚光器模块的中心区场地内；个别的反射器，例如，如那些沿着聚光器模块的边缘，可以突出超过该区场地的边缘。

由于总的聚光器模块都聚光在一个比较小的，狭窄的区场地，在一些实施例中，多个这样的太阳能热塔电厂可以以相对密集堆积的阵列，以形成一个太阳能热塔发电厂系统中，每一个具有自己的领场地的位于一个区场地内的聚光器模块，例如，在图1A所描述。在一些这样的实施方案中，每个太阳能热塔可以具有目标的峰值功率，以在大约20kW到IMW的范围内。在一些实施例中，通过每个热太阳能塔的接收器中循环的热工作流体可以被路由到一个公共的电发电机厂(相比之下，现有的系统通常只用一个太阳能热塔提供热工作流体的发电机厂)。由于需要连接太阳能热塔式接收器在这样的太阳能热塔发电厂系统的管道绝热损失可能是内的太阳能热塔工厂的总功率容量1-2％，从而保持的倍数的好处太阳能热塔式发电厂。此外，与以往的相比，降低目标塔高度(这也减少矩形区场地，其中每个太阳能热塔的聚光器模块驻留的整体尺寸)显着降低了总太阳热塔为一个太阳能热塔工厂的建设成本大高太阳能热塔式发电厂。此外，每个塔聚光器模块的数量也可以被限制在一个小的值，以进一步降低成本。在一些实施例中，每个聚光器模块可以具有一个单独的聚光比的是，相对于传统的太阳跟踪的反射器通常用在2维太阳能热塔的发电厂，大于3。此外，为了最大限度地提高的总聚光比太阳能热塔发电厂，与太阳能热塔式发电厂相关联的每个聚光器模块可以具有可变的个体聚光比依赖于相对于该太阳能热塔设备的接收器的目标面部的位置的聚光器模块的位置。在一些实施例中，每个聚光器模块可以包括许多较小的反射器，有或没有曲率，与某些安装初始角相对于支持这样的反射器，该反射器为一个聚光器模块可被一致地由一个旋转的共同的支撑框架太阳跟踪装置。这种聚光器模块可用于降低聚光器模块上的风荷载的影响，以及减少成本。可替代地，聚光器模块可包括一个非菲涅耳抛物面反射器(其可以是单块或多段)，以便增加集电器模块的3以外的聚光比，大的总聚光比，可以实现一种用于太阳能热塔式发电厂同时保持黑体辐射损失小(由于接收器的小尺寸可在本文所描述的实施例中使用，与传统的太阳能热塔式系统中使用较大的接收器相比，黑体辐射损失可能相当小)。例如，由于小尺寸的接收器可以是在本文所述的实施方案中，可使用真空将接收器绝缘(因为在这种真空环境接收器必须能够接收太阳光时，真空环境，必须提供通过这样的结构，是透明的，光沿该反射光入射到接收器行进的方向，这样的结构是根本不可能在现有的太阳能热电厂接收器中使用的大的接收器)。真空绝缘可以大大减少或实际上消除来自接收器对流热损失，只留下导热损失(其可以使用进行管理，例如，绝缘材料，长导热路径长度，和导热性小的热截面彼此)和辐射热损失，例如，黑体辐射接触，以热损失的主要来源。这种真空绝缘措施可能还允许使用一个“选择性吸收涂层”可被施加到接收器，并用于增加接收器的效率(例如选择性吸收涂层可以在非真空绝热的环境中几乎没有实际用途由于对流热损失可相对于所述辐射热损失占主导地位)。这种选择性吸收涂层可以防止或阻止黑体辐射损失从接收器，从而有效地增加了被保留由组分与选择性吸收涂层，与组件不从这样的涂层获益相比入射太阳的能量的量。这具有相同的效果“聚光”在接收器上在更大程度上的太阳能(因为更多的太阳能由接收器保留并可用于加热热工作流体通过接收管道)。选择性吸收涂层可以具有的“有效聚光比”，例如，10(10倍之多的热量可以由涂有选择性吸收涂层的表面相比，相同的表面保留未经这样的涂层和在相同的太阳光曝光)。本文所讨论的实施例的光学聚光比通常可以在10至40的范围内，由于反射器的设计中，太阳跟踪器的布置中，与塔的尺寸。当选择性吸收涂层，例如，10的有效聚光比用在诸如太阳能热塔发电厂在与真空隔离一起使用时的接收器，将合并的聚光比可为(10-40)×10＝100-400。选择性吸收涂层为这样的例子中可以被调谐至具有峰值吸收在正常工作温度的热接收器，例如相关的，对于达到400℃的热接收器的黑体辐射的波长，选择性吸收涂层可被调谐为对于辐射的峰值吸收具有大约224微米的波长。

以下实施例描述的各种技术和设计选择，可能以远远超过现有的太阳能热塔式设备设计的限制增加或最大化的聚光器模块的聚光比在一个太阳能热塔式发电厂系统进行。还描述了方法和计算一个太阳能热塔发电厂的根据在此概括的概念的其他详细参数的例子。

在一个示例性的实施例中，可以使用若干聚光器模块结合在一个单一的太阳能热塔发电厂单个塔。每个单独的聚光器模块可包括一些小的反射器，可能形成，实际上，二维菲涅耳反射器。这种布置可以帮助减少风荷载超过替代方案中，单反射器聚光器模块，例如，那些具有单抛物面反射可以具有更大的深度比具有二维菲涅耳型反射器一个聚光器模块。在这样的多反射聚光器模块执行，光学元件，即，反射器，可以从各种各样的反射光学元件，包括平面镜，凹面镜，反射器，以及其它装置反射阳光入射聚光器模块上的能够选择的到靶面是大致相同的尺寸，反射器中的一个或聚焦入射的太阳光到的面积比所述反射器中的一个的尺寸小(假设每个反射器是基本相同的尺寸)。与设计的初始角支承底座可以支持用于一个聚光器模块的每个光学元件。模块化光学元件的二维阵列可以组装成一个聚光器模块，以形成由一个聚光器模块框架限定的模块化系统；模块化光学元件通常可限定的光学元件的平面。图2示出相对于所述聚光器模块的平面的个体例如反射器，例如聚光器模块的初始角度。笛卡尔坐标图描绘的系统图2示出X和Y轴对齐，在该例子中，与聚光器模块框架和具有原点在聚光器模块旋转中心(由支持的聚光器模块的太阳跟踪机构的定义)，和z轴线基本上垂直于平面，指向朝着接收器目标的靶面中心，并且可以位于所述聚光器模块的中心反射器的中间。图2的坐标系统可以在本文中称为聚光器坐标系(可能有多个聚光器坐标系对于给定的太阳能热塔发电厂，每个对应与太阳能热塔发电厂的不同聚光器模块)。聚光器模块旋转中心可以是从目标的靶面中心的距离d。初始角度α可以被定义为使得阳光落在上的聚光器模块的每个反射器被反射到目标的靶面中心时z轴是同轴的太阳光束和穿过目标面中心。在每个反射器的中心位置(x，y，0)，反射器/反射镜和沿从原点的径向方向上的聚光器模块的平面之间的初始角可以计算为：

初始角α用于在每个位置对于给定的聚光器模块单个反射器可以是不同的，并且共同以一个太阳能热塔发电厂但位于不同的距离d不同聚光器模块之间从接收器中，初始角度α可以是不同的，关于其各自的聚光器模块的起源共享相同的x和y定位不同聚光器模块的反射器。

如前所述，现代的或常规的太阳能热塔电厂设计都平行聚光在太阳跟踪，单反射块状场地(或多反射单位与反射器为每个跟踪单位彼此，即，不在不同的初始角度)，它们排列在关于单个热塔式接收器大的面积。这种现代太阳能塔设计通常阵列的反射器在大面积上，特别是当与图1A的矩形小区场地相比较。图1B描绘了应用于加州巴斯托的太阳能一号/太阳能二号太阳能热电厂余弦效应曲线。如可以看到的，在太阳能一号/太阳能二号太阳能热电厂的反射器场(黑色小方块)被相对均匀地分布在所有的半圆区场地是这样的塔(在图中心)的北的，这是近4h的半径。该太阳能一号/太阳能二号反射器的两个领场地也是通过最相似的半圆形区场地向南延伸。图1C适用于图1为艾文帕-1的太阳能热塔式发电厂的光学余弦效应曲线。与此相反的太阳能一号/太阳能二号(原建于1981年和1995年，它们分别不再运行)，艾文帕-1的太阳能热塔式厂是一个完全现代化的体系，已经在2013年后期完成。可以看出，艾文帕-1采用了更大的定日镜场(将近比太阳能一号/二号更宽2.5倍)，在目前是世界上最高的太阳能光热塔(比太阳能一号/二号高50％)。

应当理解，本文所用术语“聚光器模块”，指的是具有多个初始角度的多个反射器聚光器模块，具有一个单一的反射器的聚光比大于1聚光器模块，或者到聚光器模块具有的总聚光比大于1。

对于给定的聚光器模块的给定反射器，(除了聚光器模块的中心反射器，它可以具有与聚光器模块的平面的矢量对应正常单位矢量和具有的x，y坐标0,0)具有初始角α，在聚光器的坐标系的正常单位矢量被给出：

单位矢量和是光束入射和反射单位矢量，分别为中心在提供x和y位置中的聚光器的反射器坐标系。的角度γ为单位矢量和之间的角度：

一个例子聚光器模块和塔布局为一系列2维固定目标太阳能热塔的发电厂显示于图3A所述的与塔31和聚光器模块32(在图3A中，每个聚光器模块被示为具有XY坐标，其中第一坐标表示从塔中的聚光器模块中心沿大致纵向线和第二坐标的距离(如塔高度的函数)表示的距离(如塔高度的函数)的聚光器模块中心之间在课程的大致横向方向-即纵向线，其它图案也可以使用，以及和本发明并不限于所描绘的图案和指示坐标)。每个2维固定目标太阳能热塔发电厂可以具有是由聚光器模块的数量提供一个峰值功率。每个聚光器模块可以由一个太阳跟踪设备得到支持，并可以具有可变的个体聚光比依赖的聚光器模块的位置相对于相应的目标位置上。每个聚光器模块可以具有许多较小的反射器/反射镜是平坦的或弯曲的。

图3B示出了地球表面的坐标系为一个聚光器模块。地球表面的坐标系原点在塔接收器面中心投射在地球平面，即正下方的平面上的接收器目标面部中心相切地球的在该位置的公称表面，以x和y轴指向北部和东部，分别与z轴指向接收器的目标面中心。高度h定义了从平行于地球平面和大致重合与聚光器模块至目标面中心的旋转中心的平面的距离，并且可以代表标称塔的高度。每个聚光器模块可以被定位在一个位置(X，Y，0)相对于地球表面的坐标系，和聚光器模块的旋转中心可以是距离d远离目标面中心。

各个反射器/反射镜的例子太阳能聚光器模块的布局示于图4中一个直角坐标系是用来与x和y轴与模块框和与原点在模块转动中心41对准(在图2中这是相同的坐标系)。

下面的实施例描述了如何获得用于给定聚光器模块，以及如何确定每个聚光器模块的聚光比。

所述的跟踪系统和各模块的散焦效应所描述到地球表面的坐标系，其中x和y轴分别与北，东对准，并且与原点在模块旋转中心与z轴顶角。

所述的跟踪系统和散焦效应为2维的固定目标太阳能热塔发电厂相对于地球表面的坐标系进行了讨论。在下面的讨论中，XYZ坐标系是将被理解为与地球表面对准坐标系(x轴指向东部，Y轴指向北，和z轴朝上)。

当阳光，接收器靶面中心，以及一个聚光器模块的旋转中心不排在一条直线上，即落在聚光器模块的中心反射器的光束入射单位矢量可以在地球表面的坐标系被获得：

δ是定义为阳光和地球的赤道平面，其值范围之间的角度之间-23.5°至+23.5°，由下式给出的磁偏角：

δ＝arcsin{0.39795cos[0.98563(N-173)]} (5)

式中，和以前一样，余弦度和天数Ν开始于1月1日。

小时角ω被定义为描述绕其极轴地球的旋转位置的角度，并且增加了由每小时15度的值0在太阳正午一个值在太阳能热塔式发电厂的位置，ω的计算公式如下：

ω＝15(t_s-12) (6)

其中t_s是在小时的太阳时。

是聚光器模块面板的单位矢量，这也是聚光器模块的中心反射器的载体，一个聚光器模块在一天以跟踪太阳在不同时间可由下式获得：

其中一个聚光器模块的反射单位矢量由下式给出：

一个聚光器模块的正常单位矢量也可以通过一个跟踪旋转矩阵R如下求得：

其中角度B是从一个聚光器模块的单位法线矢量的投影在xy平面上以顺时针测量的y指向坐标轴和定义为集电体的单位法线矢量之间的角度的角度β是模块和聚光器的xy平面坐标系。图5绘出了模块跟踪角B和角度β。模块跟踪角B和角度β给出由以下等式获得的参数：

图6绘制了聚光器模块在一天跟踪太阳在特定时间的特定反射器的法线单位矢量。聚光器模块的一个特定反射器的正常单位矢量可以通过使用之前在本公开内容中讨论的相同的旋转矩阵R来获得。利用旋转矩阵R，要聚光器模块的特定反射器的正常单位矢量由下式给出：

矢量指向从聚光器单位来源，例如载体，中心反射器中心或聚光器模块的旋转中心，以具体的反射中心为和从在聚光器模块旋转后的反射器位置的接收器的中心的偏差由下式给出:

特定反射器的光束入射单位矢量为一个聚光器模块等效于入射单位矢量在下式的给定时间跟踪太阳：

反射单位矢量用于跟踪在一天太阳当聚光器模块的特定的反射器由下式给出：

根据用于一个聚光器模块的特定反射器的反射部矢量和聚光器模块旋转后，每个反射器的位置中，线可通过使用下式获得的：

接收面的公式因此可以由下式给出：

A(x'-x₀)+B(y'-y₀)+C(z'-z₀)+D＝0

其中r_Rx,r_Ry,r_Rz是在x，y和z的分量，R_rRx,R_rRy和R_rRz是在x，y和z的分量，X和Y是相对于塔的每个模块位置的x和y分量(见图3B)。同样地，X₀和Y₀是x和y分量为与模块中心并垂直于目标表面上的目标中心间的结线的聚光器模块。h是塔的靶面中心对于旋转的模块中心的相对垂直高度。

使用矢量计算，我们可能获得的散焦效果(Δχ，Δy，和Δz)的一个例子公式。再次，尽管跟踪模块期间正常单位矢量旋转可以确保聚光器模块的反射矢量总是指向接收器面中心，所述聚光器模块上不同的反射器的反射矢量可能偏离接收器面中心。在接收器表面平面这些偏差，Δχ，Δy，和Δz由下式给出：

在下面的详细实施例，其实例跟踪系统被描述，包括散焦利用地球表面坐标系统中给定聚光器模块的作用和聚光比。对于图2中描述的太阳位置，都在一个聚光器模块的反射器将反射朝向接收机靶面的中心的入射阳光。但是，当太阳在任何其他位置时，所述聚光器模块的法线单位矢量必须旋转远离图2中，以保持聚光器模块的反射矢量上的接收机目标脸部的中心所描述的位置。在这个例子中，聚光器模块的旋转中心是聚光器模块的中心反射器的中心。图7显示了跟踪角B和β为当地24小时计时功能，在春分/秋分，夏至和冬至。在图7的例子中，聚光器模块中心是从塔接收器靶面中心6米(d＝6米)，并且位置纬度是18°N.在一些实施方案中，聚光器模块的作为时间的函数的跟踪角在一天(上午8:00至下午4:00)在春分/秋分，夏至，和冬至分别是由直线，虚线，和虚线表示。以这种方式，如图7所示，随时随地可以得到跟踪角。

由于聚光器模块旋转中心是不聚光器模块中的所有反射器的中心(除中央反射器的)，聚光器模块旋转可导致对不同的反射器从接收器目标的中心偏离的反射矢量面对。图8是示出示例计算聚焦对于d＝6米的示例聚光器模块的误差。初始角度α的反射器为在本实施例的聚光器模块都与在18°的纬度在太阳能热塔植物获得；在本实施例的聚光器模块45具有反射器(省略了7×7阵列角反射器)。图8描述了在上午8:00和下午4:00春分/秋分，夏至，并冬至所有的反射器在这个例子中聚光模块的散焦点坐标。反射在上午8:00和下午4:00在春分/秋分的聚焦误差由黑色方块和白色方块，分别表明，反射的上午8:00和下午4:00的聚焦误差夏至是由黑色五角星和白色五角星，表示分别与反射器中的上午8:00和下午4:00在冬至聚焦误差由黑色三角形和白色三角形，分别表示。这个示例性的聚光器模块的布局(离开了反射器具有更大的误差，例如，在7×7阵列本实施例的角反射器)可通过仅包括反射器与一个特定的边界内密闭聚焦误差，例如，聚焦误差得到如图8所示的满足-0.4米≤Δx≤0.4米，-0.4米≤Δz≤0.4米。

在一个示例配置中，例如，诸如图4的示例聚光器模块，该聚光器模块可以被设计成使得在所述聚光器模块的每个反射器具有为40cm标称尺寸，并且接收器靶面具有的尺寸80厘米。这种例子中的配置可具有约10通过保留反射器42提供的聚光比(被去除的反射器43没有对聚光因子有贡献)。同样地，布局中的太阳塔发电厂其他聚光器模块可以以类似的方式来获得，例如，通过计算基于每个聚光器模块的X，Y，0位置每个聚光器模块，每个反射器的聚焦误差，然后省略来自每个聚光器模块在阵列位置已聚焦超出聚焦误差包络线误差，例如反射器，-0.4米≤Δx≤0.4米，-0.4米≤Δz≤0.4米。

在一些实现中，在一个聚光器模块为个人的反射器的聚光比可以是不同的，并且在一些其它或替代实施方式中，每个聚光器模块可以具有可变的个体聚光比取决于相对的聚光器模块的该位置为了在目标位置以最大化太阳能热塔发电厂的总聚光的比率。

一般而言，对于一个固定的目标太阳能热塔发电厂的聚光器模块场地布局可以如图3所述的与塔31和聚光器模块32如所讨论的，多个太阳能热塔发电厂可以组合在一起，并排列到提供一个总功率产量比任何单个太阳能热塔式发电厂更高(图3A示出了排列在的东西线的三个太阳能热塔的发电厂)。在一些实施例中，每个聚光器模块可以具有一个单独的聚光比3的聚光比是传统热的太阳能塔的发电厂的上实际限制大得多。此外，为了最大限度地提高的总聚光比，每个聚光器模块可以具有可变的个体聚光比取决于聚光器模块的位置相对于目标位置上的。每个聚光器模块可以具有一些较小的反射器是平面的或具有曲率。以这种方式，总聚光比超过200至300，纯粹由于对聚光器模块可以实现(聚光比率是在传统的热太阳塔发电厂的规模，但使用与比较的聚光器模块一个急剧减少数跟踪反射器在现有的太阳能热塔式发电厂使用)的数量。由于较小的尺寸在此讨论的太阳能热塔的发电厂，黑体辐射损失可以保持较小(与常规太阳能热塔式植株相比)。对于具有在10-30的聚光比范围内聚光器，较大功率的实施例(为200kW-500kW的)塔可以被实现，即使不使用选择性吸收涂层或真空绝热用的聚光器模块更大数目。

应当理解的是，通过限制放置聚光器模块对于给定的太阳能热塔到一个窄的北南条，其中余弦效率是高的，例如，处于90％和更高的范围内，有效地利用更高聚光比的聚光器模块，例如，聚光器模块有10-40的聚光比，可以容易。现有的太阳能热塔式发电厂包括聚光器模块分布在区场地具有低得多的余弦效率不能使用这样的高聚光比聚光器模块大场地，因为a)每聚光器模块将需要定制以考虑的光学条件在其中安装位置(并因此非常昂贵)，和b)这种定制聚光器模块的聚光比将由于余弦损失受到负面影响。其结果是，现有的太阳能热塔式发电厂通常只使用一种或两种不同类型的横跨聚光器模块的整个领场地镜；这样的镜子提供通常聚光比小于1，并从不超过3。

虽然限制安置高聚光比聚光器模块以高余弦效率的区场地可有助于最大化太阳能被引导在热接收器的数量，有可能仅是这样的聚光器模块的一个有限数量的可能适合这样的地理区场地内，例如5-10，限制由聚光器模块所提供的总太阳聚光。在这样的情况下，它是不希望的增加聚光器其它模块，例如，由于成本或放置在低级余弦效率区场地中，热接收器可以配备，如先前所讨论的，在某些形式的真空绝热和/或选择性吸收涂层为了增大总聚光比。

除了上述讨论的聚焦误差，聚焦误差的额外来源可以是太阳跟踪机构，例如，用于确定每个聚光器模块的旋转运动的角传感器的测量误差的转动准确度；对于这样的误差的共同价值为±0.02°。图9示出图8的聚焦误差(不春分/秋分或冬季/夏季至日区分)为黑三角，并且还包括白色三角形表示相同的数据点作为修改以考虑在+0.02°的误差对于B和β。如可以看到的，跟踪系统旋转位置误差的贡献可以被减少到使用当前可用的跟踪系统几乎可以忽略不计的水平。

应当注意的是，尽管由于定位系统不准确的聚焦误差是上述(在相对短的距离d＝6米)的条件下可以忽略不计，则聚焦误差影响可能是显著时，d是在一个更高的值。这可能会限制在塔的高度和所述聚光器模块的相对于该塔的相对定位。

下面进一步以详细的实施例来描述如何根据在给定的概念优化模块化太阳能热塔系统的布局。最优塔的高度和每个聚光器模块中的给定纬度的定位进行说明。

图10示出一个实施例的聚光比在不同纬度(18°和31°)，为的塔高度h的函数的模块化的太阳能热塔发电厂(以米为单位)。在一些实施方案中，多个太阳能热塔式发电厂系统的聚光比可以包括从不同高度的太阳能热塔发电厂聚光比。例如，一个太阳能热塔发电厂系统可包括太阳能热塔每个具有五个聚光器模块，但不同的塔架高度，从而减少对于一些聚光器模块的由相邻塔组件阴影阻挡的潜力。在一些实施方案中，可以通过计算的最短距离，允许与入射最大角的阳光相对于所述聚光器模块，例如，阳光在夏至得到与给定的塔高度的塔相关的聚光器模块之间的距离或冬至，在每个聚光器模块到达而不会被对方。如可以看到的，在不同纬度的聚光比最初迅速随塔高度增加，例如，增加5米至7米，然后饱和在较高塔架高度，例如，7米+。用于塔系统在高纬度地区的较高聚光的比率示出了模块化的太阳能热塔系统具有比在低纬度地区(例如，与槽系统比较，在较低通常具有较高的聚光比相同类型太阳能热电厂的更多的优点纬度)。

本文描述的可使用可从各种光学仪器，例如平面反射器，凹面镜，反射器，以及其它设备能够反射太阳光到一个领场地是大致相同的尺寸的选择的反射器来实现的各种聚光器模块反射元件或聚焦太阳光到的面积比反射元件较小的。甲支撑座或每一个聚光器模块的框架可包括支持硬件用于支承聚光器模块的每个反射器在一个设计初始角的相对于整体的聚光器模块的平面。反射在由聚光器模块的每个反射器的接收器靶面上的光点会有一些变化取决于反射器的定位以及太阳的方位和相对于塔的聚光器模块，这将影响到集热器模块的聚光度。这样的变化可以通过使用弯曲的反射器对于某些一个聚光器模块的反射器的被补偿的。曲率半径在产生高聚光的比率例如聚光器模块的反射器在下面相对于一特定的示例性实现中讨论。

图11A示出了示例聚焦误差(顶部)模拟为一个接收器对象面带聚光器模块如图示(下图)其中d＝6米。最初的角度α反射器的集热模块与18°N纬度获得。所示的聚光器模块的反射器可具有曲率可变个别半径取决于它们的位置相对于中心反射器。如可以看到的，中心40厘米x40厘米反射器是平面镜，而40厘米x40厘米反射器的5×5网格中心的中心反射镜是凹面并且具有8.5米的曲率半径和的20周曲率半径镜子对接的5x5的网格是13.75米。图11B示出了对应于图11A的聚光器模块的示例聚光器模块的立体图。所述聚光器模块被示出安装在基座和支撑柱。关于图11A的顶部的情节上描绘目标面的照射强度(W/平方米)由于太阳光通过所有上午8:00在夏至处所示底部的聚光器模块的反射器的反射。在图11A所示的太阳能集热器组件的布局可以通过使用与-0.4米≤Δx≤0.4米，-0.4米≤Δz≤0.4米，类似于前面所讨论的边界图8来获得。这样的一个例子的配置具有约10与保留的反射器42和反射器被删去43的聚光比(如我们可以从图4看到)。每个聚光器模块和曲率半径为每个聚光器模块上的每个反射器的布局可以通过如本文所述的模拟聚焦误差而获得。反射器的基本阵列是共同的所有聚光模块用于太阳能热电厂可以建立，然后决定可以由哪个基于每个聚光器模块在阵列位置可以是空的反射器都聚焦落在外的误差落在边界之外建立的边界的反射，可以从阵列和反射器的每个聚光器模块的模式被删去因此可确定。

类似地，图11C，图11E，图11G，和图11I分别示出了示例性的同尺寸模块的聚光器模块(尽管具有不同的反射器配置)的模拟聚焦误差，d＝8.4米，d＝11.5米，d＝15米，和d＝18.4米。与此相对应，图11D，图11F，图11H，和图11J分别与图11C，图11E，图11G，和图11I对应。

在一些实施方案中，为每个聚光器模块的聚焦误差可与具有其自己的曲率半径，它取决于其位置相对于目标位置(在所描绘的实施例的每一个反射器获得的，只有7独特反射曲率(包括无限曲率(平面))，用于减少必须被制造以完成所示的五个聚光器模块独特反射类型的数目，从而降低整体成本)。

图12是平面几何接收器为例塔太阳能发电站的一个例子的图，其中相关的和这里的创新方面一致(接收器包括已沿其长轴剖开，以使内部的功能，真空室可见)。接收器模块1200可设有多个，例如，在本实施例6，平面几何接收器1201每个平面几何接收器1201可以包括管状结构1203容纳在真空室1202内的真空室1202可以由制成的阵列透明材料，例如，石英，硅石等，即可以允许管结构1203内也可以通过太阳光入射的平面几何接收器1201。管结构1203可以被提供，例如在通过阵列照亮从共用增压空间平行馈送平行管(未示出)或通过用一系列的U形弯头形成串联连接的管段的线性阵列的单管(如图所示)。每个平面几何接收器1201可以被安装在一框架1204，其可又被安装在一个可旋转的方式可经由安装托架1206附连到提升管杆或桥塔(未示出)的支撑托架1205。每个平面几何接收器1201可以具有一个入口和一个出口。平面几何接收器1201的入口/出口，可以并行地连接(未示出)或串联(示出)。在平面几何接收器1201的串联连接，连接管的情况下，1209可以与另一个平面几何接收器的出口连接每个平面几何接收器1201的入口。这产生了链的流体连接端至端平面几何接收器。最后平面几何接收器1201和第一平面几何接收器1201在链的入口1207的出口1208可以分别连接到接收器模块出口和入口(未示出)。

图13是图12的示例平面几何接收器1200通过由图12中虚线所示的平面的截面图可以看出，所述平面几何接收器1201被布置在交错，沿两个交替方式平面(由虚线表示)。这两个平面定义了“平面几何”的接收模块1200；在实践中，它可能是方便的代表这两个不连续的平面作为两个平面之间的单一平面中途进行系统设计的目的(例如在本文中使用的近似)。通过在接收器模块1200的宽度错开平面几何接收器1201，该管结构1203可以以规则隔开的方式横跨从一个方向垂直于接收器平面观察时，接收器模块1200的几乎整个宽度排列。如由“阳光”，也就是在图13中所描绘的，大多数光的撞击接收器模块1200入射在管结构1203中的一个和将加热的流体内。虽然这并不撞击管结构1203的太阳光被示为通过接收器模块1200行进，在实践中，附加的结构可以被提供以填充这种间隙，例如，如在图16中所示(例如见部件162)。阳光撞击这种附加结构可能会引起这样的结构，然后可以进行到管结构1203选择性吸收涂层的局部加热(如本文别处所讨论的)可以施加到管结构1203(和潜在的相邻部件)，以促进吸收入射的太阳光。

图14是图12的示例平面几何接收器的视图安装在杆或桥塔。图15A和15B是在面内次图12的例子平面几何接收器在图15A的，该组件已被部分地沿着所述真空室的长轴剖开，以使内部部件进一步观察。在图15B中，真空腔室和相关的外部管已被省略，以允许看到内部管道的路由。

甲平面几何接收器而不是一个大的圆形或圆柱形的几何形状的接收器(或多个这样的接收器)，也可以以达到一个更小的黑体辐射损耗比普通槽式接收器中使用。

一个太阳能热塔发电厂的热接收器可包括若干平面几何接收器，各自如上面所讨论，可以外透明管内密封，以形成一个真空室的热工作流体可以通过所述平面几何接收器泵送。这种接收器提供了几个优点优于常规管-或圆形的几何形状的接收器，例如，如在槽式太阳能热电站使用。例如，相对于管的几何形状的热接收器(对于相同尺寸照射目标区场地)，这些通常是在抛物面槽式太阳能热发电厂的情况下使用的平面几何热接收器可具有一个较小的辐射区场地。在一些实施方案中，管状几何热接收器的辐射面积可以达到比一个平面几何接收器支持相同照明区场地(假设平面几何接收器的高3.14倍，对非光照侧的反射涂层帮助减少通过副作用黑体辐射损耗，而无需使用这种涂层的，该管的几何形状的辐射区的热接收器可以是最多比所述平面几何接收器的)更高1.57倍。由于热辐射，减少辐射面积减小，平面几何热接收器可以大大减少散热损失过非平面几何热接收器。为了进一步提高平面几何接收器的吸收，并减少辐射损失，同时，一个“选择性吸收涂层”可以被施加到平面几何接收器的管结构。选择性吸收涂层可被应用，在一些实现中，仅在平面几何接收器面对朝阳的部件的侧面上；这些成分的相对侧可以有高反射涂层涂覆，以进一步减少黑体辐射损失。在平面几何接收器中使用的选择性吸收涂层可以在原则上，具有大约10的有效聚光比，大约0.95吸收系数和大约0.1的发射系数。

由于使用的布置，如图15A多个平面几何接收器，每个平面几何接收器可以在尺寸远小于一个单一的，大的接收器。例如，在图15A中，六平面几何接收器被示出，并且每个都可以被容纳在一个真空室，其具有外径比平面几何接收器的总跨度的总宽度的六分之一稍大。其结果是，该被施加在真空室由于大气压力时，真空室抽成真空的力显著低于将是如果使用了相同的总宽度的单管几何接收器的情况。这使得真空被真空室中使用，以帮助绝缘平面几何接收器和还提供一种惰性环境，与可施加到平面几何接收器的选择性吸收涂层相容。利用真空中的常规的2维太阳能热塔的发电厂是不可行的，因为这种发电厂的接收器通常是巨大的，例如，跨5至20米，并且不可能在本领场地的当前状态以制造真空室这样一个大小是仍然足够透明的，以允许光线到达容纳在接收器和能够承受在接收器的附近产生的热环境。相应地，接收器用于以往的太阳能热塔式发电厂不能隔离它们的接收器在真空中，并且这不仅增加了热量损失，而且还通常使得它不可能使用选择性吸收涂层，因为这种涂层可以在非真空环境中迅速氧化。

例如，参考接收器模块1200，该真空室1202被描绘可能只有外径与3mm厚的壁150毫米。管结构1203各自是真空室1203内，可能具有大约600毫米直馏长度沿着每个平面几何接收器1201的长轴，并且，排列为12至15B示于图时，可能跨越的区场地800毫米宽(从而生产600毫米x800毫米接收器面积)。该管结构在本实施例可以具有10mm的外径约为壁厚1mm。当然，这样的尺寸可以根据特定的实现被设计和本公开内容应被理解为包括这样的替代的尺寸以及量身定做。

图16是一个示意图，示出一个平面几何接收器的其它方面。例如，而不是弯曲成一系列的U形弯头，多个管状结构1203可以并联连接到共同的入口和出口歧管/集气室，并且可以涂覆有选择性吸收涂层162或夹在单管结构涂有选择性吸收涂层，以改善平面几何接收器的热交换系数与在给定流体速度的传热或在管内循环的热工作流体与管壁之间的给定的温度梯度薄结构之间。因此，管结构1203可以用作热交换器，并且可以被看作是热交换管。

一个示例性的太阳能热塔式发电厂系统和布局示于图17A，带有塔171和聚光器模块172。在一些实施方案中，如所示，每个塔可以有五个聚光器模块与具有不同数量的一些聚光器模块反射器比其它的，以及可能具有反射器具有不同的曲率量。每个描绘聚光器模块可以具有如以上所提到的，真空保温和“选择性吸收涂层”可能在塔接收器来实现，以获得更高的聚光比为约10的个别聚光比。以这种方式，超过250至500的总聚光比，可以实现，如在常规的塔，但具有低得多的余弦损失和较低的成本(由于聚光器模块需要，以及较小规模的急剧减少数每个塔)。图17B示出了单个太阳能热塔发电厂的使用聚光器模块和本文上文所述的接收器的三维视图。在这个特定的发电厂，没有优化已经执行以考虑跨聚光器模块遮蔽/闭塞。然而，图17B确实提供一个例子塔太阳能热电设备的一般布置的相对紧凑和详细视图。各种另外的实例布局的塔式太阳能热电站被相对于下面的附图以及所讨论。

图17C示出了在不同的高度和直线间距的，以便最小化跨聚光器遮蔽的例子塔太阳能热电设备具有五个聚光器模块的侧视图。图17D描绘图17C的例子塔式太阳能热电站的斜角视图。

在图17C和17D的示例塔太阳能发电站，可以看出，示出的五个聚光器模块(这大致对应于通过图11A至图11J所述的五个聚光器模块)被布置成使得它们的线性间距和高度一般增加与从塔的距离增加。示出的尺寸是针对所描绘的例子，但其他尺寸也可以使用，以及根据不同的塔的高度，聚光器模块的大小，纬度，和其他特征的塔太阳能热塔工厂。由于日益增加的高度和模块间间距的聚光器模块的，遮蔽的模块从塔由模块靠近塔进一步的，可以减少或最小化。如可以看到的，聚光器模块仍然布置在大致线性的方式的大致矩形区场地内的宽度，它是塔的高度的数量级上。塔的高度，在这种情况下，大约为5米(聚光器旋转模块中心/中心以上)；考虑到聚光器模块的中心的高度，这导致具有约7米的总高度的塔。

图17E示出了一个例子塔太阳能热电设备具有五个聚光器模块中的相同的高度，但具有可变的线性间隔，以便最小化跨聚光器遮蔽的侧视图。图17F描述了图17E的例子塔式太阳能热电站的斜角视图。如可以看到的，在该示例塔太阳热能发电设施，五个聚光器模块(同样，一般对应于图11A至图11J中的聚光器模块)位于相同的高度，但具有增加的模块间的间隔为塔和聚光器模块之间的距离增加。这种布置可以降低风荷载和聚光器模块偏转从塔中的聚光器模块最远(例如与图17C和17D的示例性的塔太阳能热电站相比)。然而，这样的塔太阳热能发电设施，可能需要一个更大的区场地的足迹，降低塔太阳能热电站可聚集在一起在给定区场地，即数，降低塔太阳能热电站可位于的密度在该地区的。从塔的聚光器模块最远和塔之间的距离增加也可能会导致从这些塔反射的光，以受到在本地大气增加耗散效应。

图17G示出了一个例子塔太阳能热电设备具有五个聚光器模块中的不同高度，以尽量减少间聚光器遮蔽的侧视图。图17H描绘图17G的例子塔式太阳能热电站的斜角视图。本例中塔太阳能热电设备通常具有固定的间聚光器模块间隔(例如类似于在图17B所示的间隔)，但功能不同的聚光器模块的高度。

图17I示出了一个例子塔太阳热能发电设施与七个聚光器模块在同一高度的侧视图，但间隔开的三列在一检验器板的方式，以最小化跨聚光器遮蔽。图17J描述了图17I。图17K的例子塔式太阳能热发电站的平面图描绘图17I的例子塔式太阳能热发电站在这个例子中塔式太阳能热电站的斜角查看，有一个三栏由聚光器模块五行阵。聚光器模块的中心柱的中心位于塔，和最外列每个偏移一半从中心的列中的接收器(相对于近似聚光器模块中心高度测量)的高度。5米x5米的正方形网格被描绘得的，其中聚光器模块回落相对于矩形区场地是一样宽的接收器高度某种意义上。为了防止聚光器模块与另一个在这种配置碰撞并减少间聚光器模块遮蔽，聚光器模块从一些阵列单位被删去。例如，聚光器模块为第二和第四中间列的阵列单位被省略，并聚光器模块为第一，第三和第五的最外列阵列单位被省略。这仍然是一个相对紧凑的结构，使集热器模块中心全部位于在长宽高和四个塔的高度的矩形区场地中的一个塔的高度。

图17L示出了在不同的高度和直线间距的布置在五个聚光器模块的三列，以便最小化跨聚光器遮蔽的例子塔太阳热能发电设施与15聚光器模块的侧视图。图17M描绘图17L的例子塔式太阳能热发电站的平面图。图17N描绘图17L的例子塔式太阳能热电站的斜角视图。在本实施例中，聚光器模块根据一个三列，五列阵列图案布置。最外列沿从最内列长轴略有偏移，虽然其他的实现可能有没有这样的抵消。在这个特定的结构中，没有聚光器模块从任何所述阵列单位的省略，并且聚光器模块一般位于矩形区场地是一个塔的高度在宽度五个塔的高度在长度上(如图所描绘的网格)。在这种安排下，从塔的聚光器模块最远位于高海拔与较近的聚光器模块相比减少跨聚光器模块遮蔽。

应当理解，这些仅仅是代表性的例子，以及其它这里所描述的塔式太阳能热电站的实现可能拥有不同集热模块比那些描绘的安排。间聚光器模块遮蔽可减少或消除变化的高度，间聚光器模块间距，或其他因素，如所示在上述附图。在上述附图中显示的各种技术可以在各种排列组合，以达到所需的聚光比。

除了上述的2维的情况下，类似于上述那些聚光器模块可以以1维壳体固定目标发电厂使用。类似于2维的情况下，为了降低光学余弦损失，在一维固定目标发电厂一些实施方案中，更少的聚光器模块和一个较小的横截面场范围，即聚光器模块的南北方向现场，与沿东西方向直线每一个线性接收器可实现。对于每一个聚光器模块，可变聚光可以实现最大限度的总聚光比，以及太阳能聚光的20-40可以实现。在一些1维实施例中，一个平面几何接收器，而不是一个圆柱形或管状的几何接收器可以使用，如在2维的情况下，达到降低的黑体辐射损失，与该圆柱形或管状的几何形状的接收器通常用于比较与槽式太阳能热电站。在一些实施方案中，各线性聚光器模块可以包括许多较小的线性反射器有或没有曲率，并与相对于所述聚光器模块框架，以减小聚光器模块上的风荷载和降低成本的某些安装角度。在其他实现方式，然而，聚光器模块可以具有单件式抛物面反射器。

反射器可以相对于被安装成与初始角度一维聚光器模块一个(初始角度一个被计算出以不同的方式比在2维的情况下)的平面，允许太阳光到大约焦点上的接收器。图18是示意图，可帮助说明初始角度的反射器的计算一个对于一维聚光器模块。由于与2维的情况下，所使用的光学元件可以包括平面或曲面反射器以及其他反射器。每个光学元件可以由设计成保持所述支承光学元件的所需的初始角的该光学元件的支撑底座支撑。一维聚光器模块可以被固定在轴与轴承支撑，以允许聚光器模块被旋转以跟踪太阳。每个一维聚光器模块可以支持多个反射器的一个一维阵列(相对于在二维情况下使用的2维阵列)。

笛卡尔坐标如图18所示x和与原点在聚光器模块旋转中心(x和y轴分别指向东，北)的1维聚光器模块的帧对准y轴上的系统，并与z轴指向太阳和目标接收器在春分或秋分正午。初始角度α由这个坐标系统定义，使得该落在聚光器模块在每个反射器的阳光被反射到接收器对象面中心线所限定(在上春分/秋分而当阳光，接收器目标面部中心太阳能中午，和模块的旋转中心都排成沿着公共轴线/同轴的。在一些实现方式中，聚光器模块的中心可以大约在旋转轴的旋转中心，初始角α可以y轴之间测量并面对接收器靶面反射器的平面在每个反射器中心位置(0，y)，沿径向方向上的反射器的初始角度α由下式给出：

α＝(1/2)tan^-1(y/d) (18)

对于给定的聚光器模块单个反射器的初始角度α可以是不同的，并为在一个不同的距离d远离接收器靶面的不同聚光器模块，所述初始角一个也可以是用于与相同的反射器不同Y均从各自的聚光器模块的原点偏移。在一位聚光器模块的每个反射器的正常单位矢量的计算公式如下：

单位矢量和分别是反射器在(0，y，0)的入射光束和反射光束的单位矢量。角度γ是单位矢量和之间的夹角：

下面的详细的实施例描述如何最大化和确定的聚光比和其他详细参数。

对于1维固定目标太阳能热聚光发电厂的一个例子聚光器模块布局示于图19A。如图19A所示，以最大限度的总聚光比，每个聚光器模块可以具有可变的个体聚光比取决于聚光器模块的位置相对于接收器的目标面部位置上；每个聚光器模块可以具有一些较小的反射器(有或没有曲率)。在一些实施方案中，聚光器模块191对每个线性接收器192可以以大致线性方式沿东西向取向延伸。每个聚光器模块可以具有不同数目的小反射器194，包括中心反射器沿着中心旋转轴线193所在。

图19B示出了接收器中心和一个例子聚光器模块的中心之间的相对位置。在一些实施例中，地球表面的坐标系示出了x和y轴指着北和东，分别与原点在作为投射在地球表面上的接收器中心，并朝向接收器的目标面部中心z轴。高度h定义的接收器中心和示例聚光器模块中的转动中心(0，Y，0)之间的垂直距离塔的高度。

一个示例性的太阳能聚光器模块的一个一维模块化固定目标太阳能热聚光电厂布局示于图20。图20使用相同的笛卡尔坐标系如在图18与x和与原点在聚光器模块的旋转中心的聚光器模块的帧对准y轴上。每个聚光器模块可包括若干较小的反射器202和一个中心反射器201(基本上聚光在聚光器模块的旋转轴)；反射器可以是具有或不具有曲率可具有一定的初始角(α与聚光器模块框架相关，如图18。

下面的详细的实施例描述了如何获得用于给定一维散焦效应聚光器模块。聚光器模块的入射光束单位矢量(也是入射光束单位矢量的聚光器模块的中心反射器)的白天太阳光在不同的时间可通过相同的旋转矩阵R₀作为可以得到在使用二维型。聚光器模块入射光束单位矢量是由下式给出：

一个聚光器模块的正常单位矢量(也是中心反射器的法向矢量)跟踪在一天太阳由下式给出：

其中模块面板的反射光束单位矢量(也是聚光器模块的中心反射器的反射矢量)由下式给出：

类似地，聚光器模块的正常单位矢量(这也是中心反射器的法线单位矢量)为一个聚光器模块一天的过程期间跟踪太阳可以通过跟踪旋转矩阵R来获得：

其中在图18中角度β被定义为正常单位矢量和笛卡尔的Y轴之间的角度的坐标系。角度β由下式给出：

sinβ＝N_mz (25)

图21示出了正常的单位矢量的例子聚光器模块在一天跟踪太阳的一例反射器，并且可以使用而获得相同的旋转矩阵R使用跟踪旋转矩阵R，要聚光器模块的反射器的法线单位矢量由下式给出：

偏差的旋转矢量有关聚光器模块的旋转中心后反射器的载体，可以由下式给出：

聚光器模块的反射器的入射单位矢量等同于入射单位矢量跟踪太阳时在给定的时间由下式给出：

用于跟踪在一天太阳当聚光器模块的反射器的反射部矢量由下式给出：

反射单位矢量可以延伸到相交的接收器目标面平面(假设使用一个平面几何接收器)以形成新的矢量

使用矢量计算，可以得到对于散焦效应(Δχ，Δy)的一个例子的公式。对于在(0，y，0)时，聚焦误差(从靶面中心的偏差)Δχ和Δy为：

图22显示了跟踪角的时间在春分/秋分功能，夏至和冬至。跟踪角右上午8:00至下午4:00，在春分/秋分，夏至接收器下方的聚光器模块，以及冬至有3米的模块和位置纬度旋转中心接收距离远(高度)的15°。在一些实施方案中，集电器的跟踪角模块的在春分/秋分，夏至和冬至可以分别限制在虚线，直线，和虚线。以这种方式，如图22所示，跟踪角随时随地可以得到。

在一个示例配置中，聚光器模块可设计成具有几个反射器，每个100mm宽。

图23是表示实施例聚焦误差的图。图23说明在上午8:00，上午12:00和下午4:00在夏至和冬至，相对所有的反射器的散焦点坐标。反射器的早上8点，12：00分，下午4:00的焦点误差是由黑圈，黑方，黑三角，分别在夏至和反射在焦点误差指示上午8:00，上午12:00，下午4:00由白圈，白方块和白色三角形，分别在冬至表示。

正下方的接收器，并在3米(从聚光器模块到接收器的中心的旋转中心)的距离的太阳能聚光器模块的布局可以通过使用获得的，在本例中，用值的边界-0.03米<Δy<0.03米如图23(参照交叉阴影带)。这样的一个例子的配置具有约6的聚光比，并保留反射器202如图20。在一个实施移除/省略反射器203，个别的反射器的聚光比可以是不同的。在一些实施例中，每个聚光器模块可以具有可变的个体聚光比率，它取决于其位置相对于目标面部位置，以最大限度的总聚光的比率。同样，我们可以得到的任何其它聚光器模块与位于给定位置的反射器的中心的布局，并可以以这种方式获得的塔发电厂的布局。为与在一个东西方向对准的线性接收器相关联的每个聚光器模块，一个可变聚光可以最大限度地1维发电厂的总聚光比来实现，并且20-40光学聚光比可通过定制安装角度相对于所述聚光器模块框架的每个反射器的实现。

在某些方面，本文所描述的聚光器模块和反射器可以形成“复合”菲涅耳反射器相对于此处所讨论的太阳能热塔发电厂。在一个菲涅耳反射器，多个线性反射器一般排列上，使得它们聚焦入射光的平面上方的单个点时由光从特定方向拨动了共同的平面。每个本文所讨论的聚光器模块的可能，由于每个聚光器模块中的反射器的布置中，被看作是形成菲涅耳反射器，例如，一个菲涅耳光斑反射器。类似地，太阳能热塔可接收光，实际上，由多个聚光器模块(每个聚光器模块形成的菲涅耳反射器，在这种类比，被视为等同于线性反射器，虽然详细观察时，反射器构成每个聚光器模块可以在多种初始角度提供的单个聚光器模块内，从而提供了一种菲涅耳反射器内的菲涅耳反射器)。自固定到每个聚光器模块的“菲涅耳”反射器被转动整个一天的过程相对于由所述聚光器模块本身所形成的“菲涅耳”反射器，将得到的反射器系统提供了一个更为复杂(并能)太阳能聚集系统比利用非化合物菲涅尔透镜系统。

各种用语用于整个本申请。然而，这是可以理解的是，从这些约定出发实现也是本公开的范围之内。例如，在本文的讨论中，参考了一个聚光器模块的“旋转中心”。一些聚光器模块，根据所使用的跟踪机构，可以不具有真正的“旋转中心”，例如，单点围绕该聚光器模块的所有旋转发生。

例如，太阳跟踪机构通常必须能够沿着至少两个轴提供，以便旋转运动，以日期生效变桨轴线(其一般平行于切线的地球表面在聚光器的位置模块)和偏航轴线(它大致垂直的平面相切的地球表面在聚光器模块的位置)。图24示出了两种不同的实施例，简化的太阳跟踪系统。倾斜极跟踪系统2400是在左侧，而垂直极跟踪系统2401是在右边。在这两种追踪系统，一个聚光器模块2402支撑在其被配置以旋转聚光器模块2402绕着变桨轴线2412在垂直极跟踪系统2401的间距/倾斜机构2406，支撑在螺距/倾斜机构2406上的支撑柱2404，使得俯仰轴2412和横摆轴2410彼此相交和横摆轴是基本上垂直的。所述聚光器模块2402在垂直极跟踪系统2401的转动中心位于该交点。与此相反，在倾斜极跟踪系统2402，音调/倾斜机构可以在被定向在从本地地球垂直轴的角度的支撑柱2404支撑。横摆轴2410和轴2412的间距仍交叉并产生单个旋转中心在倾斜极跟踪系统的聚光器模块2402。这两种类型的但是跟踪机构，以及其他跟踪机制未示出或在这里讨论，可被用于实现此处所讨论的太阳能热塔发电厂。来定向这些其它实现的聚光器模块(和评价聚光器模块的聚焦误差)正确地相对于所述太阳所需的计算是一个人在本领场地的普通技术人员的能力范围内。相对于本公开内容，但是应当理解的是，参考到聚光器模块可以指聚光器模块的俯仰轴与聚光器模块的横摆轴的交点的“旋转中心”。

用于本公开内容的另一个用语是“中心反射器”。在这里所讨论的例子中，每个聚光器模块中的反射器被布置成阵列与奇数尺寸。其结果是，总是有一个单反射器位于所述聚光器模块的中心；该单个反射器形成用于该模块的中心反射，并大致平行于标称聚光器模块平面。然而，也可以利用一个阵列与一种或多种偶数尺寸，例如，反射器的一个8×8阵列。在这样的情况下，可能不存在任何反射器在所有的聚光器模块中心。然而，四个反射器是最接近模块的中心可被看作是形成一个理论上的“中心反射器”(近似理论中心反射器的性质的其他方法可以用于为好)。它是在本文中应当理解，提及一个聚光器模块的“中心反射器”可以指位于聚光器模块的中心的实际反射器，或者它可以指一个理论中心反射器具有的在中心评估属性聚光器模块。

所使用的“横向”和“纵向”方向应理解为分别是指地球的北南或南北方向和东西或西东方向。

为在本文使用的另一种用语是指反射器的“阵列”。在这里所讨论的例子中，所讨论的阵列是二维的矩形阵列。然而，也可以使用其他类型的阵列，以及，但是应当理解，使用术语“阵列”在相对于聚光器模块的反射器，而无需进一步的上下文，指的是任何一组坐标定义安装在聚光器模块上的一组反射器中的电势中心位置。在许多情况下，反射器可以实际上不被定位在所有的阵列单位，例如，角反射器等低聚光比反射器可以被省略，如果需要的话。为方便起见，此处所讨论的聚光器模块都被示出为具有于阵列即使同样大小，如图14D的聚光器模块中，一个或更多的行阵列的没有任何反射器中的一个或多个的聚光器模块。当然，一个太阳能热塔发电厂的聚光器模块可以具有不同的尺寸的反射器阵列这样的实现也在本公开的范围之内。此外，其他的排列图案也可以使用，例如，六边形阵列，以及非规则阵列的图案，例如，多个未布置有规则地反射的，但仍将其所有的特定区场地内密闭，如中，聚光器模块的边界。

下面提供一个例子的太阳能热塔系统的一些尺寸，得到一个例子太阳能热塔系统的与本发明一致典型尺寸的想法。这样的一个例子的太阳能热塔系统可以，例如，使用5个聚光器模块，每个为大约3平方米。每个实施例中聚光器模块可具有反射器占据阵列单位中7×7阵列(例如聚光器模块可以被布置，如图11A至图11J)的；反射器可以分别约为0.4平方米。一些反射器可以是凹面/弯曲的，例如，如在图11A至图11J所示的这种太阳能热塔系统的聚光器模块可以被分布在一个矩形区场地位于的极，和邻近于塔结构，其容纳到其上的聚光器模块被配置成反射太阳光入射到聚光器模块的接收器的目标。接收器的目标可以是，例如，可以通过对涂有选择性吸收涂层和容纳单个真空室内平面几何接收器的阵列提供。目标接收器的总的目标区场地可以更大的面积比在聚光器模块中使用的反射器的约0.8米平方，例如，大约4倍。接收器目标的中心可以由塔大约10米上述聚光器模块旋转中心点的支持。矩形区场地中这样的实施可以是大约长30米的南北方向和宽10米的东西方向。

太阳能热塔发电厂的其他实现可使用聚光器模块高达一样大10平方米，虽然这样的聚光器模块可以是相当昂贵。类似地，该塔可以是高达10米，15米，或在一些实施方式中，在高25米(目标面中心和聚光器模块的旋转中心之间的垂直距离)。在一些这样的实施方式中，塔可以大于5米的高度。

在一些实施方式中，矩形区场地，其中，聚光器模块对于给定塔主要位于可高达到3h的长度的南北方向和至多0.5h，0.8h，或h在宽度在东西方向，其中h是目标面部中心和聚光器模块的旋转中心之间的垂直距离。在许多实现中，所有的聚光器模块对于给定塔可以位于这个矩形区场地内。然而，在其他位置的聚光器模块的，许多，但不是全部，对于给定塔可位于矩形区场地内。一般说来，包括在矩形区场地的外部附加聚光器模块将预见的是，面朝然而引起靶接收器的附加加热，所有的聚光器模块为该塔的平均余弦效率将受到负面影响。其结果是，定位太多聚光器模块的矩形区场地的外侧可能导致平均余弦效率下降，例如，从87.5％至77％。如果所有的聚光器模块的位于矩形区场地内，如上所述，那么平均余弦效率可以是87.5％或更高，例如，90％。因此，可以被用于描述太阳能热电厂落入本公开的范围内的一个量度是所有都是针对共同的塔和接收器-这样的发电厂的平均余弦效率的聚光器模块的平均余弦效率可以是80％或更高，85％或更高，87.5％或更高，等等。

在一些实现中，反射器聚光器模块可以各自具有聚焦误差相对于目标面中心在8:00上午和下午4:00，在春分或秋分水平方向和垂直方向的0-X米之间，0-Y米之间，其中X为在东西方向的反射器的宽度和Y是在Y方向反射器的高度。例如，对于一个0.4平方米的反射器，X和Y可以都等于0.4米(以及因此的散焦误差可能是+/-0.4米)。在一些实现方式中，90％或更多的反射器，用于一个聚光器模块可满足这样的约束，而不是所有的反射器的聚光器模块的。

在一些实现方式中，聚光器模块可被布置在矩形区场地中沿南北方向大致延伸的一个或多个列，例如，一列，两列，三列，四列，五列等。在一些情况下，聚光器模块对于给定的太阳能热塔发电厂列数不得超过5列。在一些实现中，聚光器模块每个这样的塔可以具有多至10行的聚光器模块(在一个太阳能热塔发电厂的一些列的行的数目可以是从彼此不同的，并且行可以不必具有相同的间距或者排队列之间)。

当多个太阳能热塔发电厂组合在一起成一个太阳能热塔发电厂系统，如前面所讨论的，那么结果可能是一个太阳能热塔发电厂系统，其具有在该区场地一个显著更高的平均余弦效率，其中，聚光器模块分布比传统的单塔具有设计太阳跟踪分布在一个类似尺寸的面积的反射器。其结果是，本文详述的太阳能热塔发电厂设计可以提供产生太阳能热功率的相当多的有效手段。

例如，如果一个人使用相同的太阳跟踪反射分布面积采用的是现已不工作的太阳能一号/太阳能二号发电厂(其中分布在某种程度上圆面积约770米太阳跟踪反射横跨在其最宽的)较小太阳能热塔发电厂的系统如本文所述，每个具有大约10米×30米一个足迹，这将是可能的，以适应在850这种较小太阳能热塔发电厂变成相同的区场地，如图25(矩形区场地由间隙分隔的；如果它们直接彼此相邻，则更加可加入)。图25显示了在该太阳能一号/太阳两个反射器的排列外壳内摆着858个30米×10米的矩形区场地。外壳被示为与细交叉阴影的虚线；太阳能一号/太阳能二号的反射叠加在外壳上，并在858矩形区场地重叠在外壳上和太阳能一号/太阳能双的反射器。

在这样的联动系统可以具有聚光比为比得上一个更大的，传统的单塔系统的每个单独太阳能热塔工厂。然而，能量是受每个这样的单个太阳能热塔式发电厂产生的量可以是由于接收器的目标区场地相当小，并与现有的太阳能热相比单个反射器大小的单个太阳能热塔式发电厂的，可以是相当小的塔发电厂。然而，由于这样的联动太阳能热塔工厂系统的更高的效率，太阳能发电的一个较大的量可以提取从同一陆地面积的足迹与传统的太阳能热塔式发电厂比较。

图26显示了类似如图25的示意图，但表现出如本文所述与一个完全现代化的常规太阳能热塔式设计相比可提供卓越的动力，每个方面的表现太阳热能工厂系统如何。图26显示了定日镜场为艾文帕-1太阳能热塔的轮廓。在图26中还示出的10米×30米脚印为8550个模块化的太阳能热塔的发电厂，如本文讨论的那些阵列。如可以看到的，示出的8550个模块化太阳能热塔发电厂占据大致相同区场地作为艾文帕-1太阳能热塔发电厂的定日镜场(事实上，还太阳能热塔发电厂脚印可能在的上部被容纳描绘区场地，所以这是一个保守的估计)。如以上所讨论的，模块化的太阳能热塔的发电厂，如本文公开的那些可以是能够输出从20kW到1MW(和更高的，如果需要的话)。如果显示的8550个模块化太阳能热塔式发电厂在这些性能范围的低端执行，那么所显示的太阳能热塔式设备系统会产生超过170兆瓦的。相比之下，艾文帕-1太阳能热塔式工厂只生产了在同一个空间126兆瓦的电力。

相反，本文所述的避免使用这种大型结构，而是依赖更加低廉塔结构，是低几十高度米的量级上的太阳能热塔发电厂。这些塔可被预制并运送到它们的目的地和竖立，使它们能够实现大量生产带来的好处在生产成本，易于获得方面(与较大的，常规的塔架必须建立在站点相比)备件和其他福利。这种小规模的塔还可能优于较大规模的在几种意想不到的方式常规塔(除了以使用真空绝热的能力，如先前所讨论的)。例如，现有的太阳能热塔需要大量的基础，以便支持塔架重量(艾文帕的塔浇每个支持2100吨锅炉和由110吨重(未计数塔载体的重量是稳定的结构本身))。现有的太阳能热塔也可能由于它们的高度呈现给飞机显著风险(艾文帕塔包括另外10到15英尺的高度超出接收器，以提供对美国联邦航空局授权的照明)，而较短的塔如那些本文所述。然而，在较大的塔的另一个缺点是，更多的能量，需要以泵送工作流体向上进入塔，以便在接收器中被加热；这种能量降低现有的太阳能热塔式发电厂的整体效率。大型塔发电厂也更容易受到风荷载由于这一事实，它们是较高(由此允许每单位的端部装货的多个偏转)，并暴露于更强的风在更高的高度。本文所公开的太阳能热塔发电厂规避许多，如果不是全部，这些问题是由于它们的尺寸小得多。

通过示范的方式，图27示出了艾文帕-1太阳能热塔(136米高)和一些艾文帕-1定日镜；所有被描述在大致相同的尺度。一个人也显示在相同的比例只是以伊万帕塔的右侧。在同一图中，根据在此概括的概念的太阳能热塔示出随着2.8平方米聚光器模块(也以相同的比例；在这样的塔中的接收器是约5米以上的聚光器模块的示出的节距轴)。这样的塔可以在本文所描述的太阳能热塔工厂系统的一些实施中使用。很明显，在标度所不同的是巨大的。

此外，在传统的单塔太阳能热塔系统，存在如果接收器出现故障或需要从服务抽出单一接收器，那么整个太阳能热塔发电厂关闭。而同样的，在本文中所描述的太阳能热塔发电厂系统中使用的太阳能热塔发电厂，例如一个关机具有比常规太阳能热塔发电厂冲击少得多。这是因为有大量的被以联动太阳能热塔式发电厂系统中使用的单独的太阳能热塔发电厂。例如，如果图25的850+个的太阳能热塔发电厂的5-10个太阳能热塔的发电厂是由于维护不活动，故障，或者其他原因，这将仅降低大约1-2％功率输出(相对于100％)。此外，由于同样的接收器可以在联动的太阳能热塔式发电厂系统中使用的每个太阳能热塔发电厂，更换接收器的储存可以维持，以允许任何在系统中的太阳能热塔发电厂快速修复。

Claims (26)

1.一种太阳能发电系统，其特征在于，包括：

太阳能发电厂，该太阳能发电厂包括：

接收器模块，该接收器模块具有靶面，靶面配置成聚光入射到该靶面的太阳能，所述靶面具有靶面中心；

一组聚光器模块，该组聚光器模块中的每个聚光器模块都配置为将日光重定向到接收器模块的靶面上，至少90％的聚光器模块位于一个矩形区场地，该矩形区场地的大致与地球经度方向对准的方向上的长度不超过10h，大致与地球纬度方向对准的方向上的宽度不超过h，该组聚光器模块中的所有聚光器模块的旋转轴实质上定义了平均中平面，每个聚光器模块都包括：

一个太阳跟踪机构，

由太阳跟踪机构支撑的一个框架，以及

多个反射器，

多个反射器包括中心反射器，

每个反射器被框架支撑，

并且每个反射器被配置成反射入射到反射器的光，使得当光从平行于一个矢量的方向到达反射器时从反射器反射出的光聚光在靶面中心，该矢量穿过靶面中心和中心反射器，中心反射器与该矢量垂直，每个聚光器模块的框架被相应的太阳跟踪机构支撑；以及

塔，该塔将接收器模块维持在平均中平面上方的距离h处。

2.如权利要求1所述的太阳能发电系统，其特征在于，

所述矩形区场地起始于塔且在大致经度方向上延伸以远离地球赤道。

3.如权利要求1所述的太阳能发电系统，其特征在于，

所述聚光器模块包括反射器阵列，反射器阵列为X行Y列，其中X选自以下任意一个数字：5，6，7，8,9，和10，Y选自以下任意一个数字：5，6，7，8,9，和10。

4.如权利要求1所述的太阳能发电系统，其特征在于，

配置为将日光重定向到接收器模块的靶面上的遍及所有聚光器模块的平均余弦效率为0.85或更高。

5.如权利要求1所述的太阳能发电系统，其特征在于，

至少一个太阳跟踪机构具有两个相交的旋转轴。

6.如权利要求1所述的太阳能发电系统，其特征在于，

至少一个聚光器模块中的至少一个反射器是平面镜。

7.如权利要求1所述的太阳能发电系统，其特征在于，

至少一个聚光器模块中的至少一个反射器是凹面镜。

8.如权利要求1所述的太阳能发电系统，其特征在于，

h为5-10米。

9.如权利要求1所述的太阳能发电系统，其特征在于，

h为5-15米。

10.如权利要求1所述的太阳能发电系统，其特征在于，

h为5-25米。

11.如权利要求1所述的太阳能发电系统，其特征在于，

该组聚光器模块包括3-30个聚光器模块。

12.如权利要求1所述的太阳能发电系统，其特征在于，

在所述矩形区场地中，聚光器模块被布置成实质上经度定向的1-3列。

13.如权利要求12所述的太阳能发电系统，其特征在于，

在每一列上聚光器模块被进一步布置成实质上纬度定向的3-10行。

14.如权利要求1所述的太阳能发电系统，其特征在于，

所述太阳能发电系统具有1列5行的聚光器模块。

15.如权利要求1所述的太阳能发电系统，其特征在于，

该组聚光器模块中的至少一个包括具有分布在整个框架的实质上矩形阵列的聚光器的至少一个聚光器模块。

16.如权利要求15所述的太阳能发电系统，其特征在于，

具有分布在整个框架的实质上矩形阵列的聚光器的至少一个聚光器模块在实质上矩形阵列的四个最外拐角处不具有反射器。

17.如权利要求16所述的太阳能发电系统，其特征在于，具有分布在整个框架的实质上矩形阵列的聚光器的至少一个聚光器模块在最接近实质上矩形阵列的四个最外拐角中的每个拐角的三个阵列处不具有反射器。

18.如权利要求15所述的太阳能发电系统，其特征在于，

至少一个聚光器模块具有反射器的分布在整个框架的实质上的矩形阵列，所述矩形阵列具有至少一个附加的水平行的反射器，其中所述至少一个附加的水平行的反射器位于最靠近地球赤道且在聚光器模块的旋转的俯仰轴一侧的聚光器模块的第一部上，并且最靠近地球赤道且在聚光器模块的旋转的俯仰轴一侧的聚光器模块的第一部上的反射器行数相比于最远离地球赤道且在聚光器模块的旋转的俯仰轴的另一侧的聚光器模块的第二部上的反射器行数的行数差为所述至少一个附加的水平行。

19.如权利要求18所述的太阳能发电系统，其特征在于，

至少一个聚光器模块的中心反射器是平面镜，其它的反射器是凹反射器。

20.如权利要求1或2所述的太阳能发电系统，其特征在于，

至少一个聚光器模块的至少90％的反射器在春分或秋分的上午8:00和下午4:00具有相对于靶面中心的水平方向上0-0.4米且垂直方向上0-0.4米的聚焦误差。

21.如权利要求1或2所述的太阳能发电系统，其特征在于，

至少一个聚光器模块中的每个反射器的尺寸为靶面的正交维度的50％，并且每个反射器的反射区场地的大小为靶面表面区场地的25％。

22.如权利要求1或2所述的太阳能发电系统，还包括：一个或多个附加的太阳能发电厂，每一个都具有接收器模块、塔、和一组聚光器模块，其特征在于，

所述一个或多个附加的太阳能发电厂被布置成使得每个附加的太阳能发电厂的矩形区场地的实质上的纵向边缘实质上邻接于任何邻近的太阳能发电厂的矩形区场地的实质上的纵向边缘。

23.如权利要求1或2所述的太阳能发电系统，其特征在于，

接收器模块包括：

至少带有第一透明部的第一真空室、

第一真空室的第一入口、

第一真空室的第一出口、以及

在第一真空室内跨过第一真空室的半径排列成线性阵列的多个第一管段，

第一管段排列在与靶面平行的平面上，

第一管段通过第一真空室的第一透明部可照明，

第一真空室被配置成提供围绕多个第一管段的真空环境，

多个第一管段与所述第一入口和第一出口流体连通。

24.如权利要求23所述的太阳能发电系统，还包括：至少带有第二透明部的第二真空室、第二真空室的第二入口、第二真空室的第二出口、以及在第二真空室内跨过第二真空室的半径排列成线性阵列的多个第二管段，其特征在于，

第二管段排列在与靶面平行的平面上，

靶面是位于多个第一管段和多个第二管段之间的平面，

第二管段通过第二真空室的第二透明部可照明，

第二真空室被配置成提供围绕多个第一管段的真空环境，

多个第二管段与所述第二入口和第二出口流体连通。

25.如权利要求23所述的太阳能发电系统，其特征在于，管段的部分被涂有选择性吸收涂层。

26.如权利要求24所述的太阳能发电系统，其特征在于，管段的部分被涂有选择性吸收涂层。