太阳能超白玻璃的选择对光热电站运营的影响几何?
来源:CSPPLAZA光热发电网 | 0评论 | 612查看 | 2018-07-10 19:37:00    
  CSPPLAZA光热发电网报道:作为光热电站集热的重要设备,反射镜的质量和性能意义重大,而作为反射镜的重要原料,超白玻璃的选择无疑是大家关注的话题。那么,如何选择优质的超白玻璃,超白玻璃的选择对光热电站运营的影响又如何呢?

  6月20日至22日,在中国国际光热电站大会暨CSPPLAZA第五届年会上,旭硝子特种玻璃(大连)有限公司(简称“AGC大连”)副总经理杨继宏就“超白玻璃的选择对光热电站运营的影响”进行主题发言。

  据杨继宏介绍,光热电站对反射镜的能量反射率、耐候性、聚光精度和后期维护有相应的要求。在能量反射方面,选取对应技术路线的高反射率的反射镜,进行收益和成本投资优化;在耐候性方面,反射镜要克服恶劣的自然条件的考验,反射率衰减越小越好;在聚光精度方面,提高反射镜面型精度,提高聚光质量(另外需要考虑支撑结构稳定性、面型控制及和反射镜的配合公差);在后期维护方面,要求维护成本低,破损、破碎率低,对其他附属设备损伤小,损坏后对电站运营冲击小。


  杨继宏指出,玻璃反射镜的反射率是玻璃厚度越薄反射率越高,但是,一般水平的反射率与较好水平的反射率通常情况下会有0.5-2%的差距。对应技术路线的高反射率的反射镜可以提高电站的发电量和收益,同时降低初期投资的成本。以50兆瓦槽式电站为例,按照年发电量5000小时、1.15元电价计算,在不考虑设备的运转、传热储热介质的选择的情况下,反射镜的反射率每提高1%,该槽式电站在25年运行寿命中可获得的额外收益可以达到约7200万。

  他表示,影响光热发电反射镜性能的因素:一个是银层能量反射,另一个是玻璃能量反射。银层反射最高是0.97,这是一个极限值,而银层不断增加会增加反射率,但是,增加到一定水平后,就不能够再增加了,反过来有可能降低反射率,同时,也可能会造成银层与玻璃的脱离。所以,银层厚度要适度。

  AGC研究结果是透过率每提高1%,反射率可以提高1.5%。中科院计量所所做的透过率差异样品光谱反射率曲线证明了透过率提高,反射率提高的理论。

  那么,生产高透过率的反射镜需要经过哪些工艺呢?我们需要实现从白玻到超白的转换,在正常情况下,白玻到超白在两三天之内完全可以达到150PPM,但是从150PPM再到光热用的90PPM又需要八九天,整个过程需要约12天的时间。因此,生产高透过率的玻璃需要长周期置换玻璃熔窑内的玻璃熔液、精细的熔化工艺控制及独特的窑炉设计。

  众所周知,中国的光热电站基本建在西北和华北地区,气候条件相对恶劣,如何使超白玻璃经受UV辐照、湿热、高低温循环、湿冻、清洗维护和盐雾各种考验呢?以华强兆阳15兆瓦的数据,在项目地正常资源条件下,平均每日灰尘污染造成的镜面直射光反射率下降远超2%,常规的沙尘天气一次可以造成50%的反射率下降,每日一次镜面清扫成为光热电站运行的必要条件。由于超白玻璃随着户外使用时间增加以及环境因素破坏,耐候性差的超白玻璃透过率会发生衰减,反射镜的反射率会降低,进而严影响集热效率!因此,太阳能超白玻璃要获得高耐候性,需要精细的熔化工艺控制、独特的窑炉设计和创新的料方设计等。

  此外,反射镜的后期维护涉及到机械强度、抗冲击强度与支撑系统的匹配以及自爆钢化镜。在50MW的电站中,钢化镜镜场会有1500~2000平方米的镜子处于高自爆风险中!这种自爆一般情况下发生在玻璃钢化后的3个月、5个月、1年、2年甚至3年、4年、5年,是渐进的过程。自爆率方面,行业标准是千分之三到千分之四,AGC生产的玻璃可以达到十万分之二到十万分之三,该公司有非常严格的质量管理文件,并在生产过程中有极其严格的控制。同时,其正在采取一些工艺逐渐做一些改进,并希望倾听光热产业同仁的建议。

  截至目前,AGC集团光热太阳能超白玻璃产品广泛应用于全球商业及示范电站项目,服务于全球光热发电领域。截至2017年底,全球已完成的CSP项目装机容量约5.13GW,使用AGC太阳能超白玻璃的聚光反射镜至少占60%,而AGC大连公司在已建成、在建和已承接的国内外光热项目中获得的超白玻璃总订单量已经超过890MW!

更多精彩的内容请观看本次演讲的完整视频,视频总时长约24分钟,推荐观看:

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