阅读说明：本技术 用于能量生产的太阳能系统 (Solar energy system for energy production ) 是由 J·卡尼 利昂·卡尼 于 2018-03-07 设计创作，主要内容包括：本发明涉及利用太阳能能量生成电力和/或生产清洁燃料或其他化学品,作为天性间歇式太阳能能量的长期、可运输储存手段。提供了一种能量生成系统,包括：太阳能收集装置,其被配置并可操作用于收集和反射集中的阳光辐射；太阳能接收器,其被配置用于接收来自太阳能收集装置的集中的阳光辐射；热能储存单元,其包括被配置并可操作用于储存热能的至少一个热能储存模块；充热管路装置,其连接在太阳能接收器至热能储存单元之间,并且被配置并可操作用于：携带将热量从太阳能接收器转移到至少一个热能储存单元的第一工作流体,从而能够用热能对至少一个热能储存单元充热,以及在第一工作流体离开热能储存单元之后,携带第一工作流体回到太阳能接收器；电力转换单元,其被配置并可操作用于容纳第二工作流体并将由第二工作流体传递的热量转换成电力；以及散热管路装置,其连接在热能存储单元至电力转换单元之间,并且被配置并可操作用于：携带用于将热量从至少一个热能储存模块转移到电力转换单元的第二工作流体,以及在第二工作流体离开电力转换单元之后,携带第二工作流体回到至少一个热能储存模块。(The present invention relates to the utilization of solar energy to generate electricity and/or produce clean fuels or other chemicals as a long-term, transportable means of storage of solar energy on an intermittent basis. There is provided an energy generation system comprising: a solar energy collection device configured and operable for collecting and reflecting concentrated solar radiation; a solar receiver configured to receive concentrated solar radiation from a solar collection device; a thermal energy storage unit comprising at least one thermal energy storage module configured and operable to store thermal energy; a charging conduit arrangement connected between the solar receiver to the thermal energy storage unit and configured and operable for: carrying a first working fluid that transfers heat from the solar receiver to the at least one thermal energy storage unit, thereby enabling charging of the at least one thermal energy storage unit with thermal energy, and carrying the first working fluid back to the solar receiver after the first working fluid exits the thermal energy storage unit; a power conversion unit configured and operable to contain a second working fluid and convert heat transferred by the second working fluid into electrical power; and a heat dissipation pipe arrangement connected between the thermal energy storage unit to the power conversion unit and configured and operable to: carrying a second working fluid for transferring heat from the at least one thermal energy storage module to the power conversion unit, and carrying the second working fluid back to the at least one thermal energy storage module after the second working fluid exits the power conversion unit.)

具体实施方式

参考图1A，其表示用于全天候或按需求进行太阳能-电力生成的能量生成系统的新颖配置。系统100包括：太阳能收集装置102，其在图中被示为定位在倾斜地面上的定日镜场，并且被配置并可操作用于收集和反射集中的阳光辐射；太阳能接收器106，其被配置用于接收来自太阳能收集装置102或来自可选的次级反射器104的集中的阳光辐射，次级反射器104用于附加地集中阳光辐射。太阳能接收器106还被配置用于将太阳能辐射转换成工作流体中的热能，工作流体将热能传输到热能储存(TES)单元108。TES单元108包括一个或多个热能储存模块，这些模块经由充热管道装置(即，热充入回路122)连接到太阳能接收器106。TES单元108被配置用于储存热能，并且包括热量储存材料和管道的布置。热充入回路122包括连接在太阳能接收器106至TES单元108之间的管道布置，并且被配置用于容纳由太阳能接收器106加热的第一工作流体，并且用于将热量从太阳能接收器106转移到TES单元108。系统100还包括电力转换单元(PCU)110，PCU 110经由容纳第二工作流体的管道装置(即，热排放回路124)连接到TES单元108。PCU 110被配置并可操作用于接收第二工作流体并将从TES单元108转移到其上的热量转换成电力。热排放回路124包括被配置用于容纳第二工作流体的管道装置，用于将热量从TES单元108转移到PCU 110。第一工作流体和第二工作流体可以是相同的物质(例如，空气)或者是具有不同化学成分(例如，空气和CO₂)的物质，并且可以在相同的压力下或在不同的压力下操作。

太阳能收集装置102可以包括用于例如使用太阳跟踪聚光器(例如碟形聚光器或定日镜阵列)来集中太阳能辐射的任何合适的装置。在图1A和图2A所示的示例中，太阳跟踪聚光器是定日镜阵列。然而，本发明不限于任何特定的配置。太阳能收集装置102被配置为在所要求的聚光比(例如，大约1000倍)下实现足够高的光学效率。太阳能收集装置102被配置用于使年度光学效率最大化，即，使一年中到达反射器表面(定日镜)的太阳能辐射中进入接收器106的部分最大化。

太阳能接收器106可以是但不限于转让给本专利申请的受让人的美国专利号US8,960,184中描述的太阳能接收器。太阳能接收器106被配置成使集中的阳光中被热充入回路122(即，热充入工作流体)吸收的辐射能量最大化，并使能量损失最小化。太阳能接收器106可以是被指定用于将热量从集中的太阳能辐射转移到工作流体的任何合适的太阳能接收器。太阳能辐射可以集中在任何合适的太阳能收集装置中。

TES单元108被配置成可在相对高的温度(400℃-1000℃)下操作，并且在较高温度和较低温度之间具有足够的范围(ΔT>300℃)，以达到高的总体系统效率。它可以全天候操作，也可以根据客户的需求操作。

在特定且非限制性的示例中，PCU 110可以包括使用涡轮机、发电机、压缩机、回热器等的超临界CO₂(sCO₂)涡轮机组发动机。图5C-5D示出了这个特定且非限制性的示例。典型地，诸如空气、蒸汽、CO₂或其他气体的工作流体在被供应到涡轮机之前被压缩和加热，工作流体在涡轮机中膨胀，并且热的、压缩的工作流体的能量含量中的一些被转换成机械功，然后通过发电机的使用，该机械功被转换成电力。涡轮机被配置成接收离开热能储存单元的第二工作流体。在特定且非限制性的示例中，加热后的第二工作流体被引入涡轮机，从而经由轴驱动发电机。可以提供至少一个回热器(即，用于回收未使用的热能的热交换器)，用于用流出涡轮机的膨胀工作流体来加热流出压缩机的压缩工作流体。PCU 110被选择为提供高效率(>50％)，并且被配置成在相对高的压力下操作。超临界CO₂(sCO₂)涡轮机组的典型的较高上限压力和较低上限压力分别是250巴和80巴(即3.125的压力比)。通常，增加压力比和/或上限温度会提高PCU效率。这些部件被设计为使总体系统效率最大化，并且使整个系统的平准化能量成本(LEC)最小化。

在一些实施例中，系统100可以包括可选的光学部件104，用于附加地集中阳光辐射。次级光学部件104可以是次级反射器，如果系统分析表明该次级反射器将降低系统的平准化能量成本(LEC)，则使用该次级反射器。次级反射器104被配置成在集中的太阳能辐射进入太阳能接收器106之前增加太阳能辐射的集中。

应当理解，本发明的系统100被配置成在工作流体的传输期间使工作流体的热损失和压力损失最小化。为此，系统100包括用于将热量从太阳能接收器106转移到TES单元108的热充入回路122和用于将热量从TES单元108转移到PCU 110的热排放回路124。工作流体在高温高压下流动。

下表1分别列出了如图1A所示的热充入回路122和热排放回路124的典型操作温度和压力：

表1.系统操作条件范围

图1B示出了图1A的系统配置的放大的局部视图，其中热能储存单元108被划分成多个互连的热能储存模块108A。这种配置使储存和整体系统操作具有灵活性。每个热能储存模块可以包括显热储存材料(例如熔盐、有机热转移流体、蒸汽、填充床(即，高热容量固体材料))或相变材料。单个储存模块可以具有这些材料的组合。例如，储存显热的填充床材料可以与储存潜热的相变材料结合使用。注意，热能储存模块可以包括用于提供热能储存的任何合适的装置。

参考图1C，其示意性地示出了本发明的实施例，其中热能储存单元108直接连接到太阳能接收器106，并且位于非常靠近太阳能接收器106的位置，例如，接收器安装在热能储存模块上。在该特定且非限制性的示例中，热能储存单元108包括被配置为竖直管的多个储存模块108A，该竖直管的典型的纵横比(即，管的长度和其直径之间的比率)大于10且小于30。太阳能接收器106被放置在管状储存模块108A的顶部上。这种配置有几个优点：(i)TES单元108的管状储存模块108A有效地消除了对塔结构的需要，以其他方式则需要塔结构来架高接收器；(ii)将热的工作流体从接收器106转移到TES的模块108的热充入管道的长度被最小化；(iii)电力转换单元(PCU)110和可选地邻接的热交换器也可以放置在TES的模块108A的顶部上，使得从TES的模块108A向PCU 110上游的热交换器排放热量的管道的长度被最小化。该图示意性地示出了如何可以将储存器充热/散热管路装置、接收器和其他系统元件集成在一起，从而不需要专门设计的塔。这些元件可以集成在一起来形成生产热量或电力的系统。

在这方面，应当注意，在现有的太阳能中央接收器(SCR)系统中，接收器通常安装在钢或混凝土塔上，而储存罐(如果有的话)放置在塔基附近的地面上，使得它们的垂直尺寸比直到塔顶部附近的接收器位置的塔的高度短得多。通常，SCR系统具有将阳光聚焦到位于塔顶附近的接收器的孔径上的定日镜场。接收器通常将辐射能量转换成工作流体中的热能。有必要将接收器架高到高于地面水平，以减少相邻定日镜对来自给定定日镜的反射光的遮挡。根据系统的大小和设计，塔的高度可以在30到200m之间，这通常是一个很大的成本项目。

参考图2A，其表示用于全天候或按需求进行太阳能驱动的燃料生产的系统的另一可能的配置。系统200包括太阳能收集装置102、太阳能接收器106、TES单元108、热充入回路122、PCU 110、热排放回路124、可选的次级光学部件104和化学反应器112，化学反应器112可以由与TES单元108流体连通的电力转换单元110激励。化学反应器112被配置并可操作用于通过利用来自TES单元108的热量和由PCU 110生成的电力中的一种或两种来生产合成气体或其他燃料或化学品。因此，在特定且非限制性的示例中，可以通过添加化学反应器112来修改图1的系统，用于从CO₂和水生产合成气。在这方面，应当注意，下面示出的所有示例都可以在具有或不具有化学反应器的情况下被实施用于燃料或电力生产。系统100可用于全天候或按需求生成电力。通过添加化学反应器112，系统100被转换成系统200，系统200可以全天候用于太阳能驱动的燃料生产或电力生成。化学反应器112可以将CO₂和H₂O分解成CO、H₂和O₂，化学反应器112被配置并且可操作以经由热排放回路124从TES单元108接收热量。化学反应器112可以是但不限于转让给本专利申请的受让人的美国专利号US 8,268,138中描述的化学反应器。

图2B示出了图2A的系统配置的放大的局部视图，其中热能储存单元108被划分成多个互连的热能储存模块108A。这种配置使储存和整体系统操作具有灵活性。

参考图2C，其示出了本发明的实施例，其中热能储存单元108直接连接到太阳能接收器106，并且位于非常靠近太阳能接收器106的位置，例如，接收器安装在热能储存单元上。图2B示意性地示出了系统的不同元件如何可以与反应器112一起配置以产生化学反应。除了结合图1B所讨论的优点，图2B所示的配置还能够使利用回路124中的工作流体向反应器112提供热量的管道的长度最小化。

图3A示出了本发明的系统300的一种可能配置的局部放大视图，其中从TES单元108返回到接收器106的热充入回路122的至少一部分被***TES单元108的绝缘体中。这种配置能够减少热损失并提高系统的效率。注意，每个热能储存模块可以包括外壳、热绝缘体以及热储存材料和管道的布置。因此，热充入回路122的一段可以***热能储存单元的绝缘体部分(即，热能储存模块的(例如，在模块的外壳内部的)绝缘体)内，或者***模块之间的绝缘体中。

图3B示出了根据本发明的一个实施例的系统310的示意性说明，其中回路124中的第二工作流体流过反应器112或围绕反应器112流动。如图3B示意性示出的，这种系统配置能够交替使用于燃料或电力生产。应当注意，在任何给定时间，由电力转换单元110生成的电力中的全部或部分用在化学反应器112中，和/或电力中的全部或部分被分配给一个或多个电力消费者。为此，系统310包括开关连接114(例如，阀装置)，开关连接114被配置为在电力生产和燃料生产之间交替。这种配置既能生产电力又能生产燃料。例如，当电力需求低于系统能够生产的电力时(例如，在漫长的夏季白天期间)，这可能是有用的。

参考图4A，其表示本发明的热能储存模块408的示意图，其中充热和散热是独立的。在该特定且非限制性的示例中，充热流体在填充床中流动，即，流体与构成填充床的元件(例如，卵石)直接接触。散热流体在被安装在同一填充床中的管道内流动。充热流体和散热流体可以同时流动，或者彼此独立地流动，而与另一种流体无关。热能储存模块408的这种新颖配置使得能够在一个封闭容积中使用不同的流体，这些流体针对充热和散热分别具有相同或不同的压力。热能储存模块408可以包括两个入口管道I₁和I₂，它们被放置在储存模块的相对侧用于引入充热和散热流体，以及两个出口管道O₁和O₂，它们也被放置在热能储存模块的相对侧，用于移除充热和散热流体。应当注意，每个热能储存单元可以包括根据模块408配置的至少一个热能储存模块。如本文所述或如本领域已知的，热能储存模块的这种配置可以在具有或不具有化学反应器的任何能量生产系统中实现。

还应当注意，热能储存模块108A和408通常被配置为热交换器。

参考图4B，其表示根据本发明的一些实施例的太阳能接收器106的部分示意图，太阳能接收器106尤其包括烟囱502，烟囱502使得流体能够在接收器的腔504和外部环境空气之间流动。烟囱502被配置用于将由自然对流热损失生成的热流从接收器的腔504引导至周围空气。烟囱壁或***烟囱的管吸收的热量可以被利用并用于各种应用。可选地，至少一个热电阵列506可以安装在烟囱502的壁上，从烟囱中的流中吸收热量，并将其用于生产电力。另一种选择是经由热交换器将热量从烟囱流转移至另一种工作流体，并将该热量用于系统中的另一种功能，例如，在热驱动的冷却方法中生产(约10-15℃)冷水。冷水可用于冷却在冷却模块(例如，图4C所示的水冷却器518)中的低压超临界CO₂流，而不是使用通过环境空气进行冷却的水冷却器。这种配置降低了压缩所需的电力，并提高了PCU效率。来自烟囱的热量可以同时用于多于一种的选择。如本文所述或如本领域已知的，太阳能接收器的这种配置可以在具有或不具有化学反应器的任何能量生产系统中实现。

参考图4C，其表示根据本发明的一些实施例的子系统510的示意图，该子系统包括超临界CO₂(sCO₂)PCU 110A和热能储存单元108。在该特定且非限制性的配置中，热量由热能储存单元108提供。PCU 110A尤其包括涡轮机511和发电机513，并且被配置且可操作用于接收第二工作流体并将从热能储存单元108转移到其上的热量转换成电力。子系统510还包括回热器512，在流出涡轮机的耗尽的膨胀工作流体进入热交换器516之前，回热器512用该工作流体的热量来加热离开压缩机514的工作流体。在到达压缩机514之前，被烟囱流加热的工作流体可以用在热驱动的冷却方法中，以在水冷却器518中产生(约10-15℃)冷水。冷水可用于冷却回热器512下游的低压sCO₂流，而不是使用通过环境空气进行冷却的水冷却器。这种配置降低了压缩所需的电力，并提高了PCU效率。如本文所述或如本领域已知的，超临界CO₂(sCO₂)PCU和热能储存单元的这种配置可以在具有或不具有化学反应器的任何能量生产系统中实现。

在一些实施例中，当(由于流控制要求)回路124的管道中没有流并且填充床的很大部分的上方储存温度相对高时，输送热能储存单元108中的第二工作流体的回路124的管道装置中的压力可以被降低。这可以与上面讨论的热能储存模块中的温度升高协调完成。在这一点上，应该理解，当管道内部流动很少或没有流动时，将输送高压第二工作流体的管道暴露在高温下，会导致管道壁的温度升高超过管道材料在其内部流体的给定压力下的允许操作温度。压力降低能够维持管道装置中的较高温度。当使用两级涡轮机时，这尤其有效，因为在这种情况下，被转向的气体可以被引导至温度和压力低于第一级的第二涡轮机级。在这方面，参考图4D，其表示根据本发明的一些实施例的子系统520的示意图。子系统520与图4C的子系统510的不同之处在于，在该配置中，使用了两级涡轮机522(级1)和524(级2)。阀526和附加管道使得流在离开热能储存单元108时能够选择绕开选定的管，从而使得流绕过高压涡轮机级524并直接流入低压涡轮机522。由于当使用该选择时，热能储存单元上游的阀528部分或完全关闭，所以在低压涡轮机522上游，在放置在热能储存(TES)单元108内的一些或所有管中，选定管中的压力降低，直到阀528打开且阀526被调节以使经过热能储存模块中的选定管的流流向高压涡轮机级524。如本文所述或如本领域已知的，具有两级涡轮机的超临界CO₂(sCO₂)PCU的这种配置和热能储存单元的这种配置可以在具有或不具有化学反应器的任何能量生产系统中实施。

在一些实施例中，TES单元的模块508A装置的至少一部分具有如图5A所示的倾斜管道节段，或者是U形。与如果TES模块具有直的圆柱形形状所要求的管路相比，这些热能储存模块形状被配置成减少输送各种工作流体进出它们的管路的长度。如本文所述或如本领域已知的，热能存储模块的这种配置可以在具有或不具有化学反应器的任何能量生产系统中实现。

在一些实施例中，热充入回路122和/或热排放回路124的管道装置可以包括形成有热绝缘体的管(duct)和/或导管(conduit)，以防止工作流体在其流动期间损失热量。这种管道可以布置在现有技术中已知的管中管(pipe-in-pipe)管线配置中。作为示例，在一些实施例中，如图5B所示，热充入回路122的管道装置中连接在太阳能接收器106和TES单元108之间的相对热的管道节段可以放置在热充入回路122的管道装置中的另一相对冷的管道内部，该相对冷的管道往回连接在TES单元108和太阳能接收器106之间，从而形成环形配置600。这种配置能够减少从接收器106到热能储存单元108的管道节段中热流的热损失。如本文所述或如本领域已知的，这种环形配置可以在具有或不具有化学反应器的任何能量生产系统中实施。

作为示例，图5C示出了图5B的环形配置的可能的横截面，该环形配置被配置用于减少热管道流的热量损失。Rii、Rio等术语表示各种环形管道各自的内半径和外半径。

在一些实施例中，热能储存模块包括含有相变材料(PCM)的胶囊，用于储存潜热并增加储存容量。图5D表示热能储存模块508B中的一个，其包含用于储存潜热的相变材料(PCM)的胶囊610，以及用于储存显热的填充床620。

在一些实施例中，系统包括热能储存单元(TES)108上游的外部燃料燃烧器，用于加热工作流体122，以确保在具有很少的太阳能输入或没有太阳能输入的情况下，长时间段(例如，连续几天)内不间断地供电。这种燃烧方法不同于与太阳能驱动的PCU一起使用的普通混合设计，后者的燃烧器是PCU的一部分。在这方面，参考图5E，其表示根据本发明的一些实施例的系统620的示意性说明。系统620与图1A的系统100的不同之处在于，它包括燃烧器622，燃烧器622在热能储存单元108的上游位于将热充入回路122的工作流体从接收器106输送到热能储存单元108的管道装置上，并且被配置用于当太阳能辐射不足以提供所要求的热量并确保不间断的电力供应时加热热充入回路122的工作流体。替代地，类似的燃烧器也可以放置在储存单元108下游和PCU 110上游的散热回路124(工作气体2)上。

参考图6A，其示意性地示出了本发明的系统700A的可能配置的局部视图。系统700A被配置用于确保高压PCU工作流体基本上总是被加热到PCU要求的特定上限温度(例如800℃)，而不管太阳能能量的间歇输入和储存器的充热水平。系统700A还被设计用于使携带PCU工作流体的(昂贵的)高压/高温管路的数量和长度最小化，并且用于使得热储存器两端的温差(相差100-200℃)显著大于涡轮机入口温度和涡轮机出口温度之间的温差。热能储存器温度范围的这种增加使得储存器尺寸减小，从而也降低了成本。

系统700A尤其包括多个(例如，4至24个)热能储存模块708，这些模块被配置用于储存由充热回路702、中间回路704和散热回路706传递的大部分热能。充热回路702包括第一工作流体(例如，空气)，并且被配置用于利用来自太阳能接收器106的热量对热能储存模块708充热。它在相对低的压力(例如，1-10巴)下操作。中间回路704包括另一工作流体(例如，空气)，并且被配置用于将热量从热能储存模块708转移到热交换器或热储存单元710A，热交换器或热储存单元710A使用回路706中的工作流体向PCU 110供热。如本领域已知的，热交换器可以被配置成包括两个隔室，用于携带由传热壁隔开的工作流体。中间回路704可以使用与充热回路702中的第一工作流体相同类型的流体(例如，空气)，并且在相同或相似的压力下操作。

在一些实施例中，充热回路702和/或中间回路704的管道中的至少一些管道延伸进入热能储存模块708中的至少一些热能储存模块并容纳在其中。这使得能够同时充热/散热。替代地，工作流体直接在储存材料(例如，填充床)内流动。在这种情况下，提供交替的充热和散热模式。

参考图6B，其示意性地示出了本发明的系统700B的可能配置的局部视图。在一些实施例中，散热回路706中的第二工作流体包括相对高压(例如，100-300巴)的CO₂。图6B所示的配置提供了对加热PCU的工作流体的控制，即使在(例如，来自太阳能接收器的)热能的不规则、间歇供应和热能储存的不同充热水平下也是如此。这种配置还能够将相对昂贵的管路使用限制为仅在PCU中使用。在这方面，应当理解，高温热交换器(T<600℃)配置中的最大挑战之一是由交换热量(“较热”的流体通过热交换壁将热量转移至“较冷”的流体)的两种流体之间的压力差造成的。如果(i)温度升高；(ii)两种流体的压力之间的差增加；(iii)这两种流体是不同类型的(例如，空气与蒸汽、空气与CO₂等)，则挑战增加。在一些实施例中，中央储存器710B(即，附加的热能储存单元或热交换器)包括多个热交换器单元，这些热交换器单元被配置用于向PCU流体供热。将一个模块分成两个或更多个单元能够减小传热壁上的压力差，传热壁例如是在热交换器内隔开较热和较冷流体的壁，或者是在类似于储存器的容器内的管道壁；这降低了高温热交换器配置的成本，并增加了它们的耐用性和寿命。

如图6B所示，可以使用多于一个的热交换器710B。在图6B所示的非限制性配置中，回路704中的第一中间工作流体在热储存模块708和710B的第一热交换器之间流体连通；第二中间工作流体在710B的第一热交换器和第二热交换器之间流体连通，并且散热回路706在710B的第二热交换器和PCU 110之间流体连通。这种配置减轻了在高温下从回路704中相对低压的流体向PCU中相对高压的工作流体转移热量的问题，因此在回路706中也是如此。在一个可能但非限制性的示例中，回路704中的压力可以是5巴，而PCU工作流体在热交换点处的压力可以是250巴。这意味着如果只使用一个热交换器，传热壁上的压力差约为245巴。正如本发明的应用中所预期的那样，特别是当操作温度高于600℃时，这种大的压力差造成了非常具有挑战性的材料和机械设计问题。例如，使用串联的两个热交换器能够使传热壁上的压力差减半。在第一(上游)热交换器中，回路704中5巴的流体将加热大约130巴的另一(中间)流体，因此传热壁上的压力差为125巴。在第二(下游)热交换器中，130巴的流体将加热250巴的PCU工作流体，因此传热壁上的压力差为120巴。因此，这种配置能够显著减小热交换器中的压力差，增加它们的耐用性和寿命，并降低它们的成本，因为构造材料可能便宜得多。

应当理解，图6A-6B所示的配置700A-700B能够实现以下功能：增加热能储存器温度范围(热能储存器的热能储存温度范围越大，储存设施越小越便宜)；无论热能储存器的充热水平如何，始终将在加热管中流动的加压CO₂加热到所要求的PCU上限操作温度；使携带高压CO₂的相对昂贵的管道的长度和数量最小化，并使热能储存器中的热损失最小化。

系统700B可以可选地包括上面参考图5E描述的燃烧器622。系统700B还可以如图2A-2C所示包括化学反应器712，化学反应器712连接在热能储存模块708和热交换器710B之间，或者连接在热交换器710B和PCU 110之间。注意，鼓风机(或泵)714A和714B可以被提供来循环充热回路702中的流和中间回路704中的流，而散热回路706中的流由PCU压缩机循环。

发电系统的平准化能量成本(LEC)是给定系统的发电成本。通常使用等式1来计算。

其中：

是构造和安装中投入的总资金

是年度操作和维护

是年度燃料成本

E_elec,yr是净年度电力产量

fcr是年化固定费率(或年金系数)，定义为：

其中，k_d是实际债务利率；N是按年折旧期(即系统设计寿命)；k_insurance是年度保险费用率。

图7示出了选定的现有发电系统和本发明的系统之间的比较。在这个特定且非限制性的示例中，假设年直接太阳能辐射能量为大约2000kWh/m2/年(5.5kWh/m2/天)。组合循环(CC)的LEC不依赖于太阳能辐射。这在很大程度上取决于天然气的成本，当天然气的成本从$2.5/MMBtu(曲线D)增加到$7.0/MMBtu(曲线E)时，这一数字大约翻了一番。应该注意的是，液化天然气(LNG)的成本通常大于$10/MMBtu。在这个示例中，当增加电池储存器时，没有储存器装置的光伏(PV)系统的LEC(曲线B)增加了大约65％(曲线C)。应该注意的是，电池储存器的成本假定为$100/kWh，电池寿命等于系统寿命(30年，或～10,000次循环)，而如果电池24小时不充电，则允许放电90％。目前的电池成本为$200/kWh-$400/kWh，因此随着电池的增加，实际成本的增加可能要比图7所示的高得多。此外，在PV电站中，在具有很少的太阳能输入或者没有太阳能输入的情况下，没有低成本、简单的方法来保证连续几天不间断供电。因为太阳能热系统(槽式、SCR和碟形)的LEC大于$100/MWh，所以未在图7中示出它们。如曲线A所表示的，本发明的系统的LEC不受燃料成本或储存器增加的影响。它明显低于以曲线C表示的具有储存器的PV系统的LEC，并且如果fcr很低且天然气成本高于大约$8.0/MMBtu，则它与组合循环相比具有竞争力(例如，当使用LNG时，非常具有竞争力)。现代燃煤电厂(其必须包括硫洗涤器和除灰设施)的LEC类似于本发明的系统的LEC。考虑到消除碳排放的成本效益，进一步提高了本发明的系统的吸引力。