WO2012057120A1 - 集熱管、集熱器及び集光型太陽熱発電システム - Google Patents

集熱管、集熱器及び集光型太陽熱発電システム Download PDF

Info

Publication number
WO2012057120A1
WO2012057120A1 PCT/JP2011/074526 JP2011074526W WO2012057120A1 WO 2012057120 A1 WO2012057120 A1 WO 2012057120A1 JP 2011074526 W JP2011074526 W JP 2011074526W WO 2012057120 A1 WO2012057120 A1 WO 2012057120A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
heat
collecting tube
heat collecting
coating layer
main body
Prior art date
Application number
PCT/JP2011/074526
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
馬嶋　一隆
将隆 加藤
Original Assignee
イビデン株式会社
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by イビデン株式会社 filed Critical イビデン株式会社
Priority to CN201180046008.6A priority Critical patent/CN103124883B/zh
Priority to EP11836253.2A priority patent/EP2634505A1/en
Publication of WO2012057120A1 publication Critical patent/WO2012057120A1/ja
Priority to US13/860,600 priority patent/US20130219890A1/en

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F24—HEATING; RANGES; VENTILATING
    • F24S—SOLAR HEAT COLLECTORS; SOLAR HEAT SYSTEMS
    • F24S70/00—Details of absorbing elements
    • F24S70/20—Details of absorbing elements characterised by absorbing coatings; characterised by surface treatment for increasing absorption
    • F24S70/225—Details of absorbing elements characterised by absorbing coatings; characterised by surface treatment for increasing absorption for spectrally selective absorption
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03G—SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS; MECHANICAL-POWER PRODUCING DEVICES OR MECHANISMS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR OR USING ENERGY SOURCES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03G6/00—Devices for producing mechanical power from solar energy
    • F03G6/06—Devices for producing mechanical power from solar energy with solar energy concentrating means
    • F03G6/065—Devices for producing mechanical power from solar energy with solar energy concentrating means having a Rankine cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F24—HEATING; RANGES; VENTILATING
    • F24S—SOLAR HEAT COLLECTORS; SOLAR HEAT SYSTEMS
    • F24S10/00—Solar heat collectors using working fluids
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F24—HEATING; RANGES; VENTILATING
    • F24S—SOLAR HEAT COLLECTORS; SOLAR HEAT SYSTEMS
    • F24S23/00—Arrangements for concentrating solar-rays for solar heat collectors
    • F24S23/70—Arrangements for concentrating solar-rays for solar heat collectors with reflectors
    • F24S23/74—Arrangements for concentrating solar-rays for solar heat collectors with reflectors with trough-shaped or cylindro-parabolic reflective surfaces
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F24—HEATING; RANGES; VENTILATING
    • F24S—SOLAR HEAT COLLECTORS; SOLAR HEAT SYSTEMS
    • F24S70/00—Details of absorbing elements
    • F24S70/10—Details of absorbing elements characterised by the absorbing material
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F24—HEATING; RANGES; VENTILATING
    • F24S—SOLAR HEAT COLLECTORS; SOLAR HEAT SYSTEMS
    • F24S70/00—Details of absorbing elements
    • F24S70/10—Details of absorbing elements characterised by the absorbing material
    • F24S70/12—Details of absorbing elements characterised by the absorbing material made of metallic material
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F24—HEATING; RANGES; VENTILATING
    • F24S—SOLAR HEAT COLLECTORS; SOLAR HEAT SYSTEMS
    • F24S70/00—Details of absorbing elements
    • F24S70/30—Auxiliary coatings, e.g. anti-reflective coatings
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02B—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO BUILDINGS, e.g. HOUSING, HOUSE APPLIANCES OR RELATED END-USER APPLICATIONS
    • Y02B10/00—Integration of renewable energy sources in buildings
    • Y02B10/20—Solar thermal
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/40—Solar thermal energy, e.g. solar towers
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/40—Solar thermal energy, e.g. solar towers
    • Y02E10/44—Heat exchange systems
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/40—Solar thermal energy, e.g. solar towers
    • Y02E10/46—Conversion of thermal power into mechanical power, e.g. Rankine, Stirling or solar thermal engines

Definitions

  • the present invention relates to a heat collecting tube, a heat collector, and a concentrating solar thermal power generation system.
  • concentrating solar power generation As a power generation method using the sun, concentrating solar power generation is known.
  • concentrating solar power generation condenses sunlight and converts it into heat, heats the heat medium with this heat, and uses the steam produced thereby to rotate the steam turbine to generate electricity. is there.
  • Such concentrating solar thermal power generation is being developed because it does not emit greenhouse gases during power generation, and can generate power even when it is cloudy or at night by storing heat.
  • a trough type, a Fresnel type, a tower type, a parabolic dish type, and the like are known.
  • a trough type solar thermal power generation will be described as an example.
  • Trough type solar thermal power generation is a method of collecting solar heat through a horizontally long reflecting mirror (trough) having a substantially arc-shaped cross section (see, for example, Patent Document 1).
  • a heat collecting tube such as a glass tube is disposed in the central portion of the reflecting mirror along the axial direction of the reflecting mirror (the direction connecting the concave portions of the reflecting mirrors).
  • the reflecting surface of the reflecting mirror is arranged to be inclined toward the sun, and the sunlight is condensed toward the heat collecting tube, and the heat medium contained in the heat collecting tube is heated by the collected heat. Is adjusted.
  • some reflecting mirrors are configured so that the reflecting surface can continue to face the sun even if the sun moves by rotating the shaft with a motor.
  • the heated heat medium in the heat collecting tube is supplied to the steam turbine, and power is generated by turning the steam turbine.
  • the maximum temperature of the heat medium in the heat collecting tube is about 400 ° C., and it is desired that the heating medium can be heated to a higher temperature.
  • the present invention has been made in view of the above situation, and provides a heat collecting tube, a heat collecting device, and a concentrating solar thermal power generation system capable of heating a heat medium accommodated in the heat collecting tube to a higher temperature with improved thermal efficiency. It is intended to provide.
  • the present inventors have studied various types of trough solar power generation with high thermal efficiency, and one of the reasons for the poor thermal efficiency is the reflection of sunlight generated on the outer surface of the heat collecting tube or the scattering of sunlight by the heat collecting tube. Focused on that. Then, reflection on the outer surface of the heat collecting tube containing the heat medium or scattering by the heat collecting tube is greatly reduced, solar heat is absorbed by the heat collecting tube itself, and heat is efficiently transferred from the heat collecting tube that has absorbed heat to the heat medium. It has been found that the amount of heat required for power generation can be obtained efficiently by transmitting the above, and the present invention has been achieved.
  • the heat collecting tube according to claim 1 condenses sunlight using a reflecting mirror, converts the collected light into heat with a heat collector provided with the heat collecting tube, and uses the heat.
  • a heat collecting tube used for concentrating solar power generation for generating electric power the heat collecting tube including a main body portion that contains a heat medium, and radiation at a wavelength of 1 to 15 ⁇ m at room temperature formed on the outer surface of the main body portion. And a coating layer having a rate of 0.70 to 0.98.
  • the heat collecting tube has a coating layer formed on the outer surface of the main body portion and having an emissivity of 0.70 to 0.98 at a wavelength of 1 to 15 ⁇ m at room temperature (25 ° C.), reflection or scattering of sunlight. Can be greatly reduced, and sunlight can be efficiently absorbed and converted into heat. Moreover, the heat radiation of the condensed sunlight can be reduced by covering the outer surface of the main body with a coating layer. Furthermore, the heat of the heated and sufficiently heated body part can be efficiently transmitted to the heat medium, compared to the conventional heat collection tube where the heat medium is directly heated by the concentrated sunlight, The heat medium can be heated and heated more efficiently. In the present invention, room temperature means 25 ° C.
  • the coating layer having such a composition is excellent in adhesion with the main body, and is difficult to peel even when the main body is in a high temperature state.
  • the thickness of the coating layer is preferably 0.2 to 50 ⁇ m.
  • a coating layer having such a thickness a coating layer having a uniform thickness can be formed relatively easily by applying a coating liquid (coating material) to the outer surface of the main body.
  • a low-melting-point, high-expansion glass composed of at least one selected from silicate glass, potash lead glass, soda lead glass, soda zinc glass, soda barium glass, barium glass, boron glass, strontium glass, high lead glass and potash soda lead glass Preferably there is. With such a configuration, a heat collecting tube having a black coating layer having excellent adhesion to the main body can be obtained.
  • the thermal conductivity of the coating layer is preferably 0.1 to 2.8 W / mK.
  • a difference in coefficient of thermal expansion between the coating layer and the main body of the heat collecting tube is preferably 1 ⁇ 10 ⁇ 5 / ° C. or less.
  • the heat collector according to claim 9 condenses sunlight using a reflecting mirror, converts the collected sunlight into heat with a heat collector provided with a heat collecting tube, and uses the heat.
  • a heat collector used for concentrating solar power generation The heat collector includes a heat collection tube and a heat medium accommodated in the heat collection tube, and the heat collection tube is any one of the heat collection tubes of the present invention described above. Since the heat collector according to the present invention uses the above-described heat collector tube according to the present invention, the heat transfer efficiency can be improved, thereby efficiently transferring heat to the heat medium accommodated in the heat collector tube.
  • the heating medium can be heated to a desired temperature more quickly and reliably.
  • the concentrating solar power generation system condenses sunlight using a reflecting mirror, converts the collected light into heat with a heat collector provided with a heat collecting tube, and converts the heat into A concentrating solar thermal power generation system that generates steam by using steam and drives a steam turbine with the steam to generate electric power, wherein the heat collector is the above-described heat collector of the present invention.
  • the heat collector is the above-described heat collector of the present invention.
  • FIG. 1 is a perspective view showing a configuration of a heat collecting tube according to the first embodiment of the present invention.
  • FIG. 2 is an explanatory view schematically showing a concentrating solar thermal power generation system according to the third embodiment of the present invention.
  • 3A is a perspective view for explaining a heat collector constituting the concentrating solar thermal power generation system shown in FIG. 2, and
  • FIG. 3B is a diagram showing the collector shown in FIG. It is sectional drawing which follows the AA line of a heater.
  • FIG. 1 is a perspective view showing a configuration of a heat collecting tube according to the first embodiment of the present invention.
  • the heat collecting tube 100 according to the present embodiment includes a main body 101 and a coating layer 102 formed on the outer surface thereof.
  • the coating layer 102 is formed on the entire outer surface of the main body portion 101. .
  • the main body 101 has a horizontally long shape and is configured to accommodate a heat medium therein. Specifically, it is a tube having a circular tube shape or an elliptic tube shape.
  • the material of the main body 101 is glass such as quartz glass.
  • the size of the main body 101 is not particularly limited, and a desired shape, size, and the like can be appropriately selected depending on the application.
  • An example is a glass tube having a diameter (outer diameter) of 1 cm to 90 cm. When the diameter (outer diameter) is less than 1 cm, there is not enough volume to accommodate the heat medium, and when the diameter of the glass tube exceeds 90 cm, the temperature of the glass tube is difficult to be uniform. It tends to be destroyed due to temperature non-uniformity.
  • the coating layer 102 is formed on the entire outer surface of the main body 101.
  • the outer surface of the main body 101 is a portion irradiated with reflected sunlight.
  • the coating layer 102 preferably has an emissivity of 0.70 to 0.98, more preferably 0.92 to 0.98 at a wavelength of 1 to 15 ⁇ m at room temperature (25 ° C.).
  • the region with a wavelength of 1 to 15 ⁇ m is a so-called near-infrared region and far-infrared region, and is a region where large heat is likely to be generated.
  • this emissivity is less than 0.70, sufficient heat transfer efficiency cannot be obtained, and it is difficult to produce a product with this emissivity exceeding 0.98. Therefore, when the emissivity is 0.70 to 0.98, the heat transfer efficiency from the coating layer 102 to the inside of the main body 101 by the reflected light can be increased.
  • the emissivity may be measured on the outer surface of the coating layer 102 or may be measured by separately adjusting a measurement sample. As a method for measuring emissivity, measurement by a known spectrophotometric method can be used.
  • the emissivity at a wavelength of 1 to 15 ⁇ m at room temperature (25 ° C.) of a glass tube on which the coating layer 102 is not formed is 0.56.
  • the radiant heat transfer rate per unit area from the object is proportional to the product of the fourth power of the temperature of the object and the emissivity of the object, according to Stefan-Boltzmann law. Therefore, it can be considered that the higher the emissivity, the higher the heat transfer rate (thermal conductivity).
  • the thermal conductivity at room temperature (25 ° C.) of the coating layer 102 according to this embodiment is preferably 0.1 to 2.8 W / mK, more preferably 1.2 to 2.8 W / mK. More preferably, it is 2 to 2.0 W / mK.
  • the color of the coating layer 102 is black, the reflected light of sunlight can be reduced and sunlight can be absorbed efficiently.
  • the black coating layer 102 includes an infrared emitter (crystalline inorganic material) mainly composed of an oxide of a transition element and an inorganic compound (amorphous inorganic material) having a softening temperature of 400 to 1000 ° C. What consists of an infrared blackbody coating composition is mentioned.
  • the transition element oxide is, for example, at least one selected from manganese dioxide, manganese oxide, iron oxide, cobalt oxide, copper oxide and chromium oxide, and manganese dioxide is particularly desirable. These may be used alone or in combination of two or more.
  • Such an oxide of a transition metal has a high emissivity in the infrared region, so that the coating layer 102 having a high emissivity can be formed.
  • a low-melting high-expansion glass is preferable. Specifically, alumina silicate glass, potash lead glass, soda lead glass, soda zinc glass, soda barium glass, barium glass, At least one selected from boron glass, strontium glass, high lead glass and potash soda lead glass is preferable.
  • These low-melting-point high-expansion glasses are easily melted on the outer surface of the main body portion 101 because they are well melted (applied) with the main body portion 101 when applied to the outer surface of the main body portion 101 and heat-fired.
  • the coating layer 102 can be formed firmly.
  • the softening temperature of the inorganic compound is less than 400 ° C., after the coating layer 102 is formed, if the temperature of the main body 101 of the heat collecting tube 100 becomes high, the coating layer 102 tends to flow and easily peel off. When the softening temperature exceeds 1000 ° C., it becomes difficult to melt the material of the coating layer 102 and apply it to the outer surface of the main body 101.
  • an infrared radiator mainly composed of a transition metal oxide having an emissivity of 0.75 to 0.98 at a wavelength of 1 to 15 ⁇ m at room temperature (25 ° C.).
  • the coating layer 102 is formed using an inorganic compound having an emissivity of 0.65 to 0.96 at a wavelength of 1 to 15 ⁇ m at room temperature (25 ° C.) and a softening temperature of 400 to 1000 ° C.
  • the emissivity of the layer 102 can be in the range of 0.70 to 0.98.
  • the thermal expansion coefficient of an infrared radiator mainly composed of an oxide of a transition metal is as low as 8 ⁇ 10 ⁇ 6 to 9 ⁇ 10 ⁇ 6 / ° C., and the softening temperature is 400. Since the thermal expansion coefficient of the inorganic compound at ⁇ 1000 ° C. is as high as 8 ⁇ 10 ⁇ 6 to 25 ⁇ 10 ⁇ 6 / ° C., the coating layer 102 can be coated by adjusting the blending ratio of the infrared radiator and the inorganic compound. The coefficient of thermal expansion can be controlled.
  • the coating layer can be adjusted by adjusting the blending ratio of the crystalline inorganic material and the amorphous inorganic material.
  • the coefficient of thermal expansion between the main body portion 101 made of glass 102 and glass can be made closer, and the adhesion between them can be improved.
  • the desired coefficient of thermal expansion of the coating layer 102 varies depending on the combination with the metal material constituting the main body 101, but the difference in the coefficient of thermal expansion between the coating layer 102 and the main body 101 of the heat collecting tube 100 is 1 ⁇ 10 ⁇ 5 / It is preferable that it is below °C.
  • the blending ratio of the crystalline inorganic material in the coating layer 102 can be determined in relation to the control of the thermal expansion coefficient as described above, but the desirable lower limit is 10% by weight, and the more desirable lower limit is 30% by weight.
  • the desirable upper limit is 90% by weight, and the more desirable upper limit is 70% by weight. If the blending ratio of the crystalline inorganic material is less than 10% by weight, the emissivity cannot be sufficiently increased, the heat dissipation at high temperature is lowered, and the blending ratio of the crystalline inorganic material is 90% by weight. This is because the adhesiveness with the main body 101 of the heat collecting tube 100 is reduced.
  • the thermal conductivity of the coating layer 102 at room temperature (25 ° C.) is preferably 0.1 to 2.8 W / mK.
  • the thermal conductivity can be measured by a known measuring method such as a fine wire heating method, a hot wire method, or a laser flash method.
  • a known measuring method such as a fine wire heating method, a hot wire method, or a laser flash method.
  • the thermal conductivity is measured in a state where the coating layer 102 is formed on the main body 101 of the heat collecting tube 100, the thermal conductivity of the entire heat collecting tube 100 including the main body is measured, and the heat of the coating layer 102 itself is measured. Since the conductivity cannot be measured, the measurement sample must be prepared separately.
  • the thermal conductivity at room temperature (25 ° C.) of the coating layer 102 is less than 0.1 W / mK, the thermal conductivity of the coating layer 102 is too low to transfer heat to the heat medium well, On the other hand, when the thermal conductivity of the coating layer 102 at room temperature (25 ° C.) exceeds 2.8 W / mK, it is difficult to form the coating layer 102.
  • the crystalline inorganic material and the amorphous inorganic material were pulverized and mixed at a predetermined ratio, and then heated to a temperature equal to or higher than the melting point of the amorphous inorganic material to melt the amorphous inorganic material. Knead in the state, solidify by cooling to produce a solid. By processing the solid into a shape suitable for each measurement method, the thermal conductivity can be measured by a known measurement method.
  • the thermal conductivity of the coating layer 102 at room temperature (25 ° C.) is 0. .1 to 2.8 W / mK.
  • the thermal conductivity of the coating layer 102 at room temperature (25 ° C.) is 0.1 to 2.8 W / mK
  • heat is conducted from the coating layer 102 to the heat medium through the main body 101.
  • Heat transfer speed can be increased. It is difficult to make the coating layer 102 having a conductivity of less than 0.1 W / mK with the composition of the coating material described above.
  • the thickness of the coating layer 102 is not particularly limited, but is preferably 0.2 to 50 ⁇ m, and more preferably 0.2 to 1.5 ⁇ m.
  • the thickness of the coating layer 102 is less than 0.2 ⁇ m, the antireflection effect of sunlight on the outer surface of the heat collecting tube 100 tends to be low, and when the thickness of the coating layer 102 exceeds 50 ⁇ m, the coating with a uniform thickness Formation of the layer 102 becomes difficult.
  • the coating layer 102 has a high thickness, which leads to an increase in manufacturing cost, a thinner one is preferable.
  • a coating liquid (coating material) for forming the coating layer 102 is prepared.
  • the coating liquid is prepared by wet-mixing the above crystalline inorganic material and amorphous inorganic material.
  • the powder of the crystalline inorganic material and the powder of the amorphous inorganic material are prepared so as to have a predetermined particle size, shape, etc., and each powder is dry-mixed at a predetermined blending ratio and mixed powder
  • a slurry is prepared by adding water and wet mixing with a ball mill.
  • the mixing ratio of the mixed powder and water is not particularly limited, but is preferably about 100 parts by weight of water with respect to 100 parts by weight of the mixed powder. This is because it is necessary to have an appropriate viscosity in order to apply to the main body 101. Moreover, you may use an organic solvent as needed.
  • the adjusted coating liquid is applied to the entire outer surface of the main body 101.
  • the method for applying the coating liquid to the main body 101 is not particularly limited as long as the coating layer 102 having a uniform thickness can be obtained.
  • spray coating, curtain coating, dipping, transfer, brush coating, etc. The method can be used.
  • the applied coating solution is dried and baked to form a coating layer having a thickness of 0.2 to 50 ⁇ m.
  • the firing temperature is set so that the adhesion between the coating layer 102 and the main body 101 is enhanced. Thereby, the heat collecting tube 100 which concerns on this embodiment is obtained.
  • a coating layer having an emissivity of 0.70 to 0.98 at a wavelength of 1 to 15 ⁇ m at room temperature (25 ° C.) is formed on the outer surface. Heat from the reflected light can be efficiently transferred to the inside of the heat collecting tube. Therefore, when used in a heat collector used for concentrating solar thermal power generation, a heat collecting tube capable of heating the heat medium accommodated in the heat collecting tube more efficiently.
  • the coating layer is black, it becomes a heat collection tube that can enhance the absorption of sunlight reflected light to further increase the heat transfer efficiency of sunlight.
  • the coating layer is an infrared blackbody paint composition containing an infrared emitter mainly composed of an oxide of a transition element and an inorganic compound having a softening temperature of 400 to 1000 ° C. Therefore, even if the heat collecting tube is in a high temperature state, the heat collecting tube is hardly peeled off from the main body portion of the heat collecting tube.
  • the thickness of the coating layer is 0.2 to 50 ⁇ m, so that the coating liquid (coating material) can be uniformly applied to the outer surface of the main body, and the desired thickness The heat collecting tube in which the coating layer is formed.
  • the coating layer is formed on the entire outer surface of the heat collecting tube, the heat transfer efficiency can be further improved and the heat radiation can be suppressed.
  • the oxide of the transition element forming the coating layer is at least one selected from manganese dioxide, iron oxide, cobalt oxide, copper oxide, and chromium oxide
  • the inorganic compound is Since it is a low-melting-point high-expansion glass composed of at least one selected from alumina silicate glass, potash lead glass, soda lead glass, soda zinc glass, soda barium glass, barium glass, high lead glass and potash soda lead glass, It becomes a heat collecting tube which has a coating layer excellent in adhesiveness.
  • Example 1 A glass tube made of quartz glass was used as the main body 101.
  • the glass tube is obtained by cutting a cylinder having a thickness of 2 mm and a diameter of 100 mm into a length of 100 mm.
  • the slurry was coated by spray coating on the outer surface of the glass tube. Thereafter, the glass tube on which the coating layer has been formed by spray coating is dried at 100 ° C. for 2 hours, and then subjected to a baking process in which heat and baking is performed at 700 ° C. for 1 hour in air to form the coating layer 102, thereby collecting the glass tube.
  • a heat tube 100 was produced.
  • the emissivity of the formed coating layer 102 at a wavelength of 1 to 15 ⁇ m at room temperature (25 ° C.) was measured with a spectrophotometer (measurement apparatus: manufactured by Perkin Elmer: system 200 type). Further, the thickness of the formed coating layer 102 was measured. The thickness of the coating layer 102 was measured by cutting a glass tube and measuring the cut surface with a scanning electron microscope (SEM). Table 1 shows the results of the emissivity and thickness of the coating layer 102 obtained.
  • the crystalline inorganic material and the amorphous inorganic material having the above composition are pulverized and mixed, and then heated to a temperature equal to or higher than the melting point of the amorphous inorganic material.
  • the mixture was kneaded in a melted state, cooled and solidified to produce a solid, and the thermal conductivity ⁇ was measured with a rapid thermal conductivity meter (QTM-500, manufactured by Kyoto Electronics Industry Co., Ltd.). Further, the thermal expansion coefficient ⁇ was measured with a TMA (Thermo Mechanical Analysis) apparatus (manufactured by Rigaku Corporation: TMA8310) in the range of room temperature (25 ° C.) to 100 ° C. Table 1 shows the results of thermal conductivity ⁇ and thermal expansion coefficient ⁇ of the obtained slurry.
  • TMA Thermo Mechanical Analysis
  • the heat collecting tube 100 is heated from a distance of 50 mm from the sample surface using four RPS-500WB, 100V, 150W spot photographic lamps manufactured by Panasonic, and the temperature is increased from room temperature (25 ° C) to 100 ° C. The warm time was measured. Table 1 shows the measurement results of the heating time.
  • Example 2 As the material of the coating layer 102, the ratio of the amorphous inorganic material and the type of the crystal material are as shown in Table 1, respectively. That is, in Example 2, MnO 2 and Fe 3 O 4 were 30 wt%, in Example 3, MnO 2 and CuO were 70 wt%, in Example 4, MnO 2 and Fe 3 O 4 were 10 wt%, and Example 5 Then, mullite was 30 wt%, in Example 6, MnO 2 and CuO were 90 wt%, and in Example 7, Al 2 O 3 was 30 wt%. Using these materials, the heat collecting tube 100 was produced in the same manner as in Example 1.
  • the ratio of the crystal material is a ratio obtained by removing the ratio of the amorphous inorganic material shown in Table 1 from 100%.
  • MnO 2 : Fe 3 O 4 65 wt%: 5 wt%.
  • the same amorphous inorganic material as in Example 1 was used.
  • the thermal conductivity ⁇ , the thermal expansion coefficient ⁇ , the emissivity, and the thickness of the coating layer 102 were measured in the same manner as in Example 1. The results are shown in Table 1.
  • coating process was performed so that the conditions which spray-coat a slurry may be changed and it may become the coating layer thickness shown in Table 1.
  • Example 1 shows the compositions of the main body 101 and the coating layer 102. The evaluation results are also shown in Table 1.
  • Example 1 A glass tube was produced in the same manner as in Example 1 except that no coating layer was formed on the glass tube. The temperature rising time was measured in the same manner as in Example 1. The evaluation results are shown in Table 1.
  • the heat collection tubes produced in Examples 1 to 7 had a temperature rise time from room temperature (25 ° C.) to 100 ° C. of 155 to 205 seconds, and the temperature rise time of Comparative Example 1 was 250 seconds. You can see that it is shorter. Therefore, in Examples 1 to 7, the temperature rise time is short, and the desired temperature can be achieved in a short time. This is presumably because the heat collecting tubes of Examples 1 to 7 have good endothermic properties due to the coating layer. Moreover, since the emissivity of Examples 1 to 7 is 0.92 to 0.98, which is higher than 0.56 of Comparative Example 1, the heat collecting tubes of Examples 1 to 7 were used as a solar power collector.
  • the temperature rise time is as long as 250 seconds, and it takes time to obtain a desired temperature.
  • the emissivity is as low as 0.56 and the temperature of the metal tube itself is high, when this heat collecting tube is used as a solar power collector, it is inferior in thermal conductivity and accommodated in the metal tube. It is considered that heat cannot be efficiently transferred to the heat medium that is formed.
  • metals such as steel, iron, copper, nickel base alloys, such as Inconel, Hastelloy, and Invar, alloys, such as stainless steel, etc. can be used. . Since these metal materials have high thermal conductivity, when used as the main part of a heat collecting tube, the conduction heat transfer rate to the contained heat medium can be increased, and the temperature rise time to a predetermined temperature can be increased. It can be shortened.
  • the heat collecting tube 100 of the present invention can be a relatively inexpensive heat collecting tube excellent in thermal shock resistance, workability, mechanical properties, and the like. it can.
  • the thickness of these heat collecting tubes is preferably 0.2 to 10 mm, and more preferably 0.4 to 4 mm. If the thickness of the heat collecting tube 100 is less than 0.2 mm, the strength is insufficient for use as a heat collecting tube for concentrating solar power generation, and if the thickness of the heat collecting tube 100 exceeds 10 mm, the heat capacity of the metal material becomes too large. For this reason, the time required to raise the temperature of the accommodated heat medium becomes longer.
  • the coating layer formed on the outer surface of the heat collecting tube 100 is an infrared blackbody paint composition comprising an infrared emitter mainly composed of an oxide of a transition element and an inorganic compound having a softening temperature of 400 ° C. to 1000 ° C. Therefore, the coating layer is excellent in adhesiveness with the main body 101 of the heat collecting tube 100 and becomes a heat collecting tube that is difficult to peel off from the main body 101 even when the heat collecting tube is in a high temperature state.
  • the softening temperature of the inorganic compound is less than 400 ° C., after the coating layer 102 is formed, if the temperature of the main body 101 of the heat collecting tube 100 becomes high, the coating layer 102 tends to flow and easily peel off.
  • the softening temperature exceeds 1000 ° C., it becomes difficult to melt the coating and apply it to the outer surface.
  • the thermal expansion coefficient of an infrared radiator mainly composed of an oxide of a transition metal is as low as 8 ⁇ 10 ⁇ 6 to 9 ⁇ 10 ⁇ 6 / ° C., and the softening temperature is 400. Since the thermal expansion coefficient of the inorganic compound at ⁇ 1000 ° C. is as high as 8 ⁇ 10 ⁇ 6 to 25 ⁇ 10 ⁇ 6 / ° C., the coating layer 102 can be coated by adjusting the blending ratio of the infrared radiator and the inorganic compound. The coefficient of thermal expansion can be controlled.
  • the thermal expansion coefficient of the main body 101 made of metal for example, stainless steel is 1 ⁇ 10 ⁇ 5 to 18 ⁇ 10 ⁇ 6 / ° C.
  • the mixing ratio of the crystalline inorganic material and the amorphous inorganic material is adjusted.
  • the thermal expansion coefficient between the coating layer 102 and the main body 101 made of a metal material can be made closer, and the adhesion between the coating layer 102 and the main body 101 can be improved.
  • the desired coefficient of thermal expansion of the coating layer differs depending on the combination with the metal material constituting the main body 101, but the difference in coefficient of thermal expansion between the coating layer 102 and the heat collecting tube 100 (the metal material of the main body 101) is 1 ⁇ 10 ⁇ . 5 / ° C. or less is preferable.
  • the surface treatment of the main body portion 101 of the heat collection tube 100 is performed before the coating layer 102 is formed on the outer surface of the main body portion 101 of the heat collection tube 100 made of a metal material.
  • the surface treatment of the main body portion of the heat collecting tube 100 is a step of removing impurities on the main body portion.
  • the surface treatment method is not particularly limited, and a general cleaning method can be used. For example, a method of ultrasonic cleaning in an alcohol solvent, a cleaning method using an acid, and the like can be given.
  • the main body 101 is baked to fix the coating layer 102 on the main body 101.
  • Example 8 to 15 A heat collecting tube 100 was produced in the same manner as in Examples 1 to 7, using the main body 101 formed of a metal material. Other than that, various physical properties of the coating layer 102 were measured in the same manner as in Example 1. Further, in the same manner as in Example 1, the measurement of each heating time and the evaluation of the adhesion of the coating layer 102 (the presence or absence of peeling) were performed. Table 2 shows the compositions of the main body 101 and the coating layer 102. The evaluation results are also shown in Table 2.
  • the main body 101 has a thermal conductivity ( ⁇ ) of 25 W / mK at room temperature (25 ° C.) and a thermal expansion coefficient ( ⁇ ) measured in the range of room temperature (25 ° C.) to 100 ° C. of 10.4 ⁇ 10 ⁇ 6.
  • ⁇ room temperature
  • ⁇ thermal expansion coefficient
  • the main-body part 101 performed the surface treatment process which wash
  • the sand blasting process was performed for 10 minutes using # 600 SiC abrasive grains. Here, it was 1.5 micrometers when RzJIS of the outer surface of the main-body part after a surface treatment process was measured.
  • Example 2 A coating layer was not formed on the main body portion 101 formed using the same metal material as in Example 8. Using the heat collecting tube consisting only of the main body 101, the temperature raising time was measured in the same manner as in Example 1. Table 2 shows the composition and evaluation results of the main body 101.
  • the heat collection tubes produced in Examples 8 to 15 have a heating time of 155 to 205 seconds, which is shorter than the heating time of 250 seconds of Comparative Example 2. This is presumably because the heat collecting tubes of Examples 8 to 15 have good endothermic properties due to the coating layer.
  • the emissivity of Examples 8 to 15 is 0.92 to 0.98, which is higher than 0.30 of Comparative Example 2, the heat collecting tubes of Examples 8 to 15 are used as a solar power collector. In this case, it is considered that heat can be transferred from the coating layer 102 to the heat medium accommodated in the main body 101 efficiently.
  • the temperature rise time is as long as 250 seconds, and it takes time to obtain a desired temperature.
  • the emissivity is as low as 0.30 and the temperature of the metal tube itself is high, when this heat collection tube is used as a solar power collector, it has poor thermal conductivity and is housed in the metal tube. It is considered that heat cannot be efficiently transferred to the heat medium that is formed.
  • the heat collecting tube according to the first embodiment of the present invention is used as the heat collector.
  • a trough solar thermal power generation system will be described as an example.
  • FIG. 2 is an explanatory view schematically showing a concentrating solar thermal power generation system according to the third embodiment of the present invention.
  • 3A is a perspective view for explaining a heat collector constituting the concentrating solar thermal power generation system shown in FIG. 2
  • FIG. 3B is a diagram showing the collector shown in FIG. It is sectional drawing which follows the AA line of a heater.
  • a concentrating solar thermal power generation system 200 shown in FIG. 2 collects solar heat in a heat collector 220 via a plurality of reflecting mirrors 210, and uses this heat to generate water vapor in a water vapor generator 230, thereby producing a steam turbine. 240 is driven to generate power.
  • the concentrating solar thermal power generation system according to the present embodiment is broadly divided into two regions: a heat medium circulation region A for circulating a heat medium and a water vapor circulation region B for circulating water vapor.
  • the heat medium circulation area A In the heat medium circulation region A, a plurality of reflecting mirrors 210 and a heat collector 220 are provided.
  • the reflecting mirror 210 has a horizontally long shape having a substantially arc-shaped cross section, and a plurality of reflecting mirrors 210 are arranged in the vertical direction (longitudinal direction) and the horizontal direction.
  • the reflecting mirrors 210 arranged in the longitudinal direction are connected by a common axis (not shown), and the reflected light 311 of the sunlight 310 is applied to the central portion of the reflecting surface, that is, the heat collector 220 arranged on the focal line. It has been adjusted to hit. Further, as the sun moves on the horizon, the tracking motor (not shown) rotates the shaft to follow the sun's orbit.
  • the heat collector 220 accommodates the heat medium 221 in the heat collecting tube 100 which concerns on 1st embodiment of this invention.
  • the heat medium 221 is heat conduction oil (oil) that absorbs the heat of the sunlight 310.
  • the heated heat medium 221 passes through the pipe 251.
  • the heat is further supplied to the steam generator 230 while supplying heat to the reheater 292 and the superheater 260.
  • the water vapor generator 230 water vapor is generated by the heat supplied from the heat medium 221, and the operation in the water vapor circulation region B described later is performed. Since the temperature of the heat medium 221 that has passed through the steam generator 230 is lowered, the heat medium 221 is supplied again to the heat collector 220 by the circulation pump 271 provided in the pipe 253, and the above processing is repeated. As described above, the heat medium 221 circulates between the heat collector 220 and the water vapor generator 230.
  • the reheater 292 is for suppressing the temperature fluctuation of the heat medium 221 during the daytime.
  • the reheater 292 is provided with a heat accumulator (not shown), and the heat supplied from the heat medium 221 is stored in the heat accumulator as described above.
  • the stored heat is used, for example, for heating the heat medium 221 whose temperature has decreased after sunset. In this way, when the heat medium 221 is supplied to the heat collector 220 while being heated to some extent by the reheater 292, the operation in the heat medium circulation region A after sunrise can be quickly started up.
  • the water vapor circulation region B will be described.
  • water exchanged with the heat medium 221 becomes steam.
  • This steam is in a saturated state, and is supplied to the superheater 260 through the pipe 254.
  • the saturated steam is further heated to become superheated steam having a higher temperature.
  • the superheated steam is supplied to the steam turbine 240 through the pipe 255 and drives the steam turbine 240.
  • the generator 280 is operated to generate power.
  • the steam that has passed through the steam turbine 240 passes through a pipe 256 to a cooling tower 291 having a condenser 290 and is condensed, and then passes through a pipe 257 to the preheater 231 and the steam generator 230 through a circulation pump 272. Supplied with. If necessary, a part of the water is supplied to the auxiliary boiler 410 through the pipe 258 by the circulation pump 273, heated, and then supplied to the steam turbine 240 through the pipe 259.
  • the auxiliary boiler 410 is connected to the pipe 251 in the heat medium circulation region A described above via the heat accumulator 411.
  • a part of the heat medium 221 heated by sunlight is supplied from the pipe 251 to the heat accumulator 411, and excess heat is stored in the heat accumulator 411.
  • the heat medium 221 that has supplied heat to the heat accumulator 411 returns to the heat medium circulation region A again and repeats the same operation as described above.
  • the heat stored in the heat accumulator 411 does not supply water vapor from the heat medium circulation area A to rainy weather, cloudy weather, etc. after sunset.
  • the steam is supplied and supplied to the steam turbine 240 through the pipe 259.
  • the concentrating solar power generation system using the heat collecting tube of the first embodiment of the present invention has been described, the same effect can be obtained even if the heat collecting tube of the second embodiment of the present invention is used.
  • the heat medium 221 In the conventional trough solar power generation, the heat medium is heated to about 400 ° C., but the concentrating solar power generation system according to the present embodiment uses the heat collecting tube according to the first embodiment of the present invention. Therefore, the heat medium 221 can be heated to about 500 ° C.
  • the auxiliary boiler can generate water vapor using a fuel such as natural gas. Power can be supplied.
  • the coating layer 102 is formed on the entire outer surface of the main body 101, but the coating layer 102 is at least on the outer surface of the main body 101 that is irradiated with the reflected light. It may be formed in a part.
  • the main body 101 may have a multilayer structure.
  • a vacuum double tube type main body may be mentioned.
  • the main body of the vacuum double tube type has a double structure, and an inner tube containing a heat medium is inserted into an outer tube arranged outside, and a vacuum state is maintained between the outer tube and the inner tube. It is a thing.
  • a vacuum double tube type it is possible to suppress the release of heat stored in the heat medium.
  • the concentrating solar power generation system shown in FIG. 2 is an example of the concentrating solar power generation system according to the third embodiment of the present invention, and members and the like constituting the power generation system are the same as those shown in FIG. It is not limited and can be set as needed.
  • the concentrating solar thermal power generation system shown in FIG. 2 may include a plurality of reheaters, superheaters, heat accumulators, and the like.
  • the auxiliary boiler 410 is not necessarily required, and the number and arrangement positions of the circulation pumps 271, 272, and 273 can be appropriately changed.
  • region B in the water vapor circulation area
  • the heat storage material in a heat storage device is not specifically limited, For example, sand, molten salt, etc. can be used.
  • the trough-type concentrating solar power generation system has been described.
  • the heat collecting tubes according to the first and second embodiments of the present invention are used in other concentrating solar power generation systems. Is also applicable.
  • Other concentrated solar power generation systems include Fresnel, tower, and parabolic dish-type concentrated solar power generation systems, or trough-type concentrated solar power generation systems and thermal power generation combined with ISCCS (Integrated Solar). It can also be applied to a power generation system called Combined Cycle System. That is, any concentrating solar power generation system using a reflecting mirror and a heat collecting tube can be applied to other types of concentrating solar power generation systems.
  • the heat medium is not only oil, but water, a low-viscosity organic solvent, water vapor, air, argon, or the like. Can also be applied.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Spectroscopy & Molecular Physics (AREA)
  • Other Surface Treatments For Metallic Materials (AREA)

Abstract

本発明の集熱管は、反射鏡を用いて太陽光を集光し、集光した光を集熱管を備えた集熱器で熱へと変換し、上記熱を利用して発電を行う集光型太陽熱発電に用いられる集熱管であって、熱媒体を収容する本体部と、該本体部の外表面に形成された室温での波長１～１５μｍにおける放射率が０．７０～０．９８であるコーティング層とを有することを特徴とする。

Description

集熱管、集熱器及び集光型太陽熱発電システム
本発明は、集熱管、集熱器及び集光型太陽熱発電システムに関する。
太陽を利用した発電方法として、集光型太陽熱発電が知られている。集光型太陽熱発電は、一般に、太陽光を集光して熱へと変換し、この熱により熱媒体を加熱して、これにより製造した蒸気を利用して蒸気タービンを回して発電するものである。このような集光型太陽熱発電は、発電中に温室効果ガスを出さないうえ、蓄熱することで曇天や夜間でも発電できることから、その開発が進められている。
集光型太陽熱発電の方式としては、トラフ型、フレネル型、タワー型、パラボラ・ディッシュ型等が知られている。以下、トラフ型の太陽熱発電を例に挙げて説明する。
トラフ型の太陽熱発電は、断面が略円弧状に形成された横長の反射鏡（トラフ）を介して太陽熱を集める方式である（例えば、特許文献１参照。）。反射鏡の中央部には、反射鏡の軸方向（複数の反射鏡の凹部を結んだ方向）に沿ってガラス管等の集熱管が配置されており、集熱管内には、オイル等の熱媒体が入っている。反射鏡の反射面は、太陽の方に傾けて配置され、集熱管に向けて太陽光を集光して、集光した熱で集熱管に入っている熱媒体を加熱するように、その位置が調整される。また、反射鏡には、モータで軸を回転させることにより、太陽が移動しても反射面が太陽の方向に向き続けることができるように構成されているものもある。加熱された集熱管内の熱媒体は、蒸気タービンに供給され、蒸気タービンを回す事で発電が行われる。
特開２００８－３９３６７号公報
トラフ型の太陽熱発電において効率的に発電を行う為には、集光した熱を集熱管内の熱媒体に効率的に吸収させる必要がある。しかしながら、トラフ型の太陽熱発電では、反射鏡で集光した光が集熱管を通る際、散乱又は反射が生じて熱損失が大きくなるという問題がある。そのため、集熱管内の熱媒体の最高温度は４００℃程度であり、より高い温度に加熱できることが望まれている。
本発明は、上記現状に鑑みてなされたものであり、熱効率を高めて、集熱管内に収容された熱媒体をより高い温度に加熱できる集熱管、集熱器及び集光型太陽熱発電システムを提供することを目的とするものである。
本発明者らは、熱効率の高いトラフ型の太陽熱発電について種々検討し、熱効率が悪くなる一因は、集熱管の外側表面で生じる太陽光の反射、又は、集熱管による太陽光の散乱にあることに着目した。そして、熱媒体を収容している集熱管の外側表面の反射、又は、集熱管による散乱を大きく低減させ、集熱管自体に太陽熱を吸収させ、熱を吸収した集熱管から熱媒体に効率良く熱を伝達することにより、発電に必要な熱量を効率良く得る事ができることを見いだし、本発明に到達したものである。
すなわち、請求項１に記載の集熱管は、反射鏡を用いて太陽光を集光し、集光した光を集熱管を備えた集熱器で熱へと変換し、上記熱を利用して発電を行う集光型太陽熱発電に用いられる集熱管であって、該集熱管は、熱媒体を収容する本体部と、該本体部の外側表面に形成された室温での波長１～１５μｍにおける放射率が０．７０～０．９８であるコーティング層とを有することを特徴とする。
上記集熱管は、本体部の外側表面に形成された室温（２５℃）での波長１～１５μｍにおける放射率が０．７０～０．９８であるコーティング層を有するので、太陽光の反射又は散乱が大きく低減し、効率的に太陽光を吸収し、熱に変換することができる。また、本体部の外側表面をコーティング層で覆うことで、集光された太陽光の熱の放熱を低減することもできる。さらに、加熱され、充分に昇温した本体部の熱を効率よく、熱媒体に伝達することができ、集光された太陽光によって熱媒体が直接に加熱される従来の集熱管に比べて、より効率良く熱媒体を加熱、昇温させることができる。なお、本発明において、室温とは、２５℃のことをいうこととする。
請求項２に記載の集熱管において、上記コーティング層は、遷移元素の酸化物を主成分とする赤外線放射体（以下、結晶性無機材とも称す。）と、軟化温度が４００～１０００℃である無機化合物（以下、非晶質無機材料とも称す。）とを含む赤外線黒体塗料組成物からなることが好ましい。このような組成を有するコーティング層は、本体部との密着性に優れ、本体部が高温状態となっても、剥離しにくいものとなる。
請求項３に記載の集熱管において、上記コーティング層の厚みは、０．２～５０μｍであることが好ましい。このような厚みを有するコーティング層であれば、コーティング液（コーティング材料）を本体部の外側表面に塗布することにより、比較的容易に均一な厚みのコーティング層を形成することができる。
請求項４に記載の集熱管において、上記コーティング層は、上記本体部の外側表面全体に形成されていることが好ましい。このような構成であると、伝熱効率を高めるとともに、熱の放熱をより確実に低減できる。
請求項５に記載の集熱管において、上記遷移元素の酸化物は、二酸化マンガン、酸化マンガン、酸化鉄、酸化コバルト、酸化銅及び酸化クロムから選ばれる少なくとも１種であり、上記無機化合物は、アルミナ珪酸ガラス、ポタッシュ鉛ガラス、ソーダ鉛ガラス、ソーダ亜鉛ガラス、ソーダバリウムガラス、バリウムガラス、ボロンガラス、ストロンチウムガラス、高鉛ガラス及びポタッシュソーダ鉛ガラスから選ばれる少なくとも１種からなる低融点高膨張ガラスであることが好ましい。このような構成であると、黒色で本体部との密着性に優れたコーティング層を有する集熱管とすることができる。
請求項６に記載の集熱管において、上記コーティング層の熱伝導率は、０．１～２．８Ｗ／ｍＫであることが好ましい。
請求項７に記載の集熱管において、上記コーティング層と上記集熱管の本体部との熱膨張率の差は、１×１０－５／℃以下であることが好ましい。
請求項８に記載の集熱管において、上記集熱管の本体部は、ガラス管であることが好ましい。
請求項９に記載の集熱器は、反射鏡を用いて太陽光を集光し、集光した太陽光を集熱管を備えた集熱器にて熱へと変換し、前記熱を利用して発電を行う集光型太陽熱発電に用いられる集熱器であって、
上記集熱器は、集熱管と、上記集熱管に収容された熱媒体とを備え、上記集熱管は、上記した本発明のいずれかの集熱管であることを特徴とする。
本発明に係る集熱器は、上記した本発明に係る集熱管を用いているので、伝熱効率を高めることができ、これにより集熱管内に収容された熱媒体に効率的に熱を伝えて、熱媒体をより早く、確実に所望の温度へ加熱することができる。
請求項１０に記載の集光型太陽熱発電システムは、反射鏡を用いて太陽光を集光し、集光した光を集熱管を備えた集熱器にて熱へと変換し、上記熱を利用して水蒸気を発生させ、上記水蒸気により蒸気タービンを駆動して発電を行う集光型太陽熱発電システムであって、上記集熱器は、上記した本発明の集熱器であることを特徴とする。
本発明に係る集光型太陽熱発電システムは、上記した本発明に係る集熱器を用いているので、太陽光をより効率的に集熱器に吸収及び蓄熱することができ、発電効率の向上が図れる。
図１は、本発明の第一実施形態に係る集熱管の構成を示す斜視図である。 図２は、本発明の第三実施形態に係る集光型太陽熱発電システムを模式的に示す説明図である。 図３（ａ）は、図２に示した集光型太陽熱発電システムを構成する集熱器を説明するための斜視図であり、図３（ｂ）は、図３（ａ）に示した集熱器のＡ－Ａ線に沿う断面図である。
（第一実施形態）
以下、本発明の一実施形態である第一実施形態について図面を参照しながら説明する。
図１は、本発明の第一実施形態に係る集熱管の構成を示す斜視図である。
図１に示すように、本実施形態に係る集熱管１００は、本体部１０１と、その外側表面に形成されたコーティング層１０２とを備える。
図１は、集熱管１００の構造をわかり易く説明するために、本体部１０１とコーティング層１０２の位置をずらしており、厳密には、本体部１０１の外側表面全体にコーティング層１０２が形成されている。
本体部１０１は、横長の形状であって、内部に熱媒体を収容できるように構成されている。具体的には、円管形状又は楕円管形状等の管である。
本体部１０１の材料は、石英ガラス等のガラスである。
本体部１０１のサイズは、特に限定されるものではなく、用途に応じて所望の形状、サイズ等を適宜選択できる。一例としては、直径（外径）１ｃｍ～９０ｃｍのガラス管が挙げられる。直径（外径）が１ｃｍ未満では、熱媒体を収容するのに充分な容積がなく、ガラス管の直径が９０ｃｍを超えるものは、ガラス管の温度が均一になりにくく、ガラス管の各部分の温度の不均一性に起因して破壊され易くなる。
コーティング層１０２は、本体部１０１の外側表面全体に形成されている。本体部１０１の外側表面とは、太陽光の反射光が照射される部分である。
コーティング層１０２は、室温（２５℃）での波長１～１５μｍにおける放射率が０．７０～０．９８であることが好ましく、０．９２～０．９８であることがより好ましい。
波長１～１５μｍの領域は、いわゆる近赤外線と遠赤外線領域であり、大きな熱を発生しやすい領域である。この放射率が０．７０未満であると、充分な伝熱効率を得ることができず、この放射率が０．９８を超えるものは作製が難しい。そのため、放射率が０．７０～０．９８であると、反射光によるコーティング層１０２から本体部１０１内部への伝熱効率を高めることができる。
放射率の測定は、コーティング層１０２の外側表面について測定を行っても良く、測定試料を別途調整して測定しても良い。放射率の測定方法としては、既知の分光光度法による測定を用いることができる。
なお、コーティング層１０２が形成されていないガラス管の室温（２５℃）での波長１～１５μｍにおける放射率は、０．５６である。
また、物体からの単位面積あたりの放射伝熱速度は、ステファン・ボルツマンの法則に従い、物体の温度の４乗と物体の放射率との積に比例する。したがって、放射率が高い程、伝熱速度（熱伝導率）が高いと考えることができる。
本実施形態に係るコーティング層１０２の室温（２５℃）での熱伝導率は、０．１～２．８Ｗ／ｍＫであることが好ましく、１．２～２．８Ｗ／ｍＫがより好ましく、１．２～２．０Ｗ／ｍＫがさらに好ましい。
コーティング層１０２の色は、黒色であるため、太陽光の反射光を低減させ、太陽光を効率良く吸収できる。
黒色のコーティング層１０２としては、遷移元素の酸化物を主成分とする赤外線放射体（結晶性無機材）と、軟化温度が４００～１０００℃である無機化合物（非晶質無機材料）とを含む赤外線黒体塗料組成物からなるものが挙げられる。
遷移元素の酸化物とは、例えば、二酸化マンガン、酸化マンガン、酸化鉄、酸化コバルト、酸化銅及び酸化クロムから選ばれる少なくとも１種であり、なかでも二酸化マンガンが特に望ましい。これらは、単独で用いてもよく、２種以上を併用してもよい。このような遷移金属の酸化物は、赤外線領域における放射率が高いため、放射率の高いコーティング層１０２を形成することができる。
軟化温度が４００～１０００℃である無機化合物としては、低融点高膨張ガラスが好ましく、具体的には、アルミナ珪酸ガラス、ポタッシュ鉛ガラス、ソーダ鉛ガラス、ソーダ亜鉛ガラス、ソーダバリウムガラス、バリウムガラス、ボロンガラス、ストロンチウムガラス、高鉛ガラス及びポタッシュソーダ鉛ガラスから選ばれる少なくとも１種が好ましい。
これらの低融点高膨張ガラスは、融解させて本体部１０１の外側表面に塗布して加熱焼成処理する際に本体部１０１とのなじみ（密着性）が良いため、本体部１０１の外側表面に容易にしかも強固にコーティング層１０２を形成することができる。
無機化合物の軟化温度が４００℃未満では、コーティング層１０２を形成した後、集熱管１００の本体部１０１の温度が高くなるとコーティング層１０２が流動し易くなって剥がれ落ちやすくなり、一方、無機化合物の軟化温度が１０００℃を超えると、コーティング層１０２の材料を融解させて本体部１０１の外側表面に塗布するのが難しくなる。
なお、コーティング層１０２を構成する材料のうち、室温（２５℃）での波長１～１５μｍにおける放射率が、０．７５～０．９８である遷移金属の酸化物を主成分とする赤外線放射体及び室温（２５℃）での波長１～１５μｍにおける放射率が０．６５～０．９６である軟化温度が４００～１０００℃である無機化合物を用いてコーティング層１０２を形成した場合には、コーティング層１０２の放射率を０．７０～０．９８の範囲内とすることができる。
また、コーティング層１０２を構成する材料のうち、遷移金属の酸化物を主成分とする赤外線放射体の熱膨張係数は８×１０－６～９×１０－６／℃と低く、軟化温度が４００～１０００℃である無機化合物の熱膨張係数は８×１０－６～２５×１０－６／℃と高いため、上記赤外線放射体と上記無機化合物との配合比を調整することによりコーティング層１０２の熱膨張係数を制御することができる。ガラスからなる本体部１０１の熱膨張率は、例えば、５×１０－７／℃であるため、上記結晶性無機材と上記非晶質無機材との配合比とを調整することにより、コーティング層１０２とガラスからなる本体部１０１との熱膨張係数を近づけることができ、両者の密着力を向上させることができる。
コーティング層１０２の望ましい熱膨張率は本体部１０１を構成する金属材料との組み合わせによって異なるが、コーティング層１０２と集熱管１００の本体部１０１との熱膨張率の差は、１×１０－５／℃以下であることが好ましい。
コーティング層１０２中の結晶性無機材の配合比率は、上述のとおり熱膨張係数の制御との関係で決定することができるが、その望ましい下限は１０重量％、より望ましい下限は３０重量％であり、望ましい上限は９０重量％、より望ましい上限は７０重量％である。結晶性無機材の配合比率が１０重量％未満であると放射率を充分に高めることができず、高温での放熱性が低下してしまい、また、結晶性無機材の配合比率が９０重量％を超えると集熱管１００の本体部１０１との密着性が低下するためである。
上記コーティング層１０２の室温（２５℃）での熱伝導率は、０．１～２．８Ｗ／ｍＫであることが好ましい。上記熱伝導率は、細線加熱法、熱線法、レーザーフラッシュ法等の既知の測定方法によって測定することができる。
しかしながら、コーティング層１０２を集熱管１００の本体部１０１に形成した状態で熱伝導率を測定すると、本体部を含んだ集熱管１００全体の熱伝導率を測定することとなり、コーティング層１０２自体の熱伝導率を測定することができないので、その測定試料は別途調製する必要がある。
上記コーティング層１０２の室温（２５℃）での熱伝導率が、０．１Ｗ／ｍＫ未満では、コーティング層１０２の熱伝導率が低すぎて熱媒体に良好に熱を伝達することができず、一方、上記コーティング層１０２の室温（２５℃）での熱伝導率が、２．８Ｗ／ｍＫを超える場合は、コーティング層１０２を形成することが困難となる。
具体的には、結晶性無機材と非晶質無機材を所定の割合で粉砕混合し、次に、非晶質無機材の融点以上の温度に加熱して非晶質無機材を融解させた状態で混錬し、冷却固化して固形物を作製する。
この固形物を、各測定方法に適した形状に加工することにより、既知の測定方法によって熱伝導率を測定することができる。
室温（２５℃）での熱伝導率が、０．５～２．８Ｗ／ｍＫである結晶性無機材としての遷移金属の酸化物、及び室温（２５℃）での熱伝導率が０．１～１．２Ｗ／ｍＫである非晶質無機材としての低融点高膨張ガラスを用いて、コーティング層１０２を調製した場合には、コーティング層１０２の室温（２５℃）での熱伝導率を０．１～２．８Ｗ／ｍＫとすることができる。
本発明の集熱管において、コーティング層１０２の室温（２５℃）での熱伝導率が０．１～２．８Ｗ／ｍＫであると、コーティング層１０２から本体部１０１を経て熱媒体に熱が伝導伝熱される速度を速くすることができる。伝導率が０．１Ｗ／ｍＫ未満のコーティング層１０２とすることは、上記したコーティング材料の組成では困難である。
コーティング層１０２の厚みは、特に限定されるものではないが、０．２～５０μｍであることが好ましく、０．２～１．５μｍであることがより好ましい。コーティング層１０２の厚みが０．２μｍ未満であると、集熱管１００の外側表面における太陽光の反射防止効果が低くなる傾向にあり、コーティング層１０２の厚みが５０μｍを超えると、均一な厚みのコーティング層１０２の形成が難しくなる。また、コーティング層１０２の厚みは、厚いと作製コストの上昇につながるため、薄い方が好ましい。
以下、本実施形態の集熱管の製造方法について説明する。
まず、コーティング層１０２を形成するためのコーティング液（コーティング材料）を調製する。
コーティング液の調製は、上記した結晶性無機材及び非晶質無機材を湿式混合することで行う。具体的には、結晶性無機材の粉末と、非晶質無機材の粉末とをそれぞれ所定の粒度、形状等になるように調製し、各粉末を所定の配合比率で乾式混合して混合粉末を調製し、さらに水を加えて、ボールミルで湿式混合することによりスラリーを調製する。混合粉末と水との配合比は、特に限定されるものでないが、混合粉末１００重量部に対して、水１００重量部程度が望ましい。本体部１０１への塗布を行うために適度な粘度とする必要があるためである。また、必要によっては、有機溶剤を使用してもよい。
続いて、調整したコーティング液を、本体部１０１の外側表面全体に塗布する。コーティング液の本体部１０１への塗布方法は、均一な厚みのコーティング層１０２が得られるものであれば特に限定されるものではないが、例えば、スプレーコート、カーテンコート、ディッピング、転写、ハケ塗り等の方法により行うことができる。
次に、塗布したコーティング液を乾燥させて、焼成することにより厚さ０．２～５０μｍのコーティング層を形成する。焼成温度は、コーティング層１０２と本体部１０１との密着性が高まるような温度設定とする。これにより、本実施形態に係る集熱管１００が得られる。
以下、本実施形態の集熱管の作用効果について列挙する。
（１）本実施形態の集熱管においては、外側表面に室温（２５℃）での波長１～１５μｍにおける放射率が０．７０～０．９８であるコーティング層が形成されているので、太陽光の反射光による熱を集熱管の内部へ効率良く伝熱することができる。したがって、集光型の太陽熱発電に用いられる集熱器に用いると、集熱管に収容された熱媒体をより効率よく加熱できる集熱管となる。
（２）本実施形態の集熱管では、コーティング層は、黒色であるので、太陽光の反射光の吸収を高めてより太陽光の伝熱効率を高めることができる集熱管となる。
（３）本実施形態の集熱管では、コーティング層は、遷移元素の酸化物を主成分とする赤外線放射体と、軟化温度が４００～１０００℃である無機化合物とを含む赤外線黒体塗料組成物からなるので、集熱管の本体部との密着性に優れ、集熱管が高温状態となっても、集熱管の本体部から剥離しにくい集熱管となる。
（４）本実施形態の集熱管では、コーティング層の厚みは、０．２～５０μｍであるので、コーティング液（コーティング材料）を本体部の外側表面に均一に塗布することができ、所望の厚みのコーティング層が形成された集熱管とすることができる。
（５）本実施形態の集熱管では、コーティング層は、集熱管の外側表面全体に形成されているので、より伝熱効率を高めることができるとともに、熱の放熱を抑制できる。
（６）本実施形態の集熱管では、コーティング層を形成する遷移元素の酸化物は、二酸化マンガン、酸化鉄、酸化コバルト、酸化銅及び酸化クロムから選ばれる少なくとも１種であり、無機化合物は、アルミナ珪酸ガラス、ポタッシュ鉛ガラス、ソーダ鉛ガラス、ソーダ亜鉛ガラス、ソーダバリウムガラス、バリウムガラス、高鉛ガラス及びポタッシュソーダ鉛ガラスから選ばれる少なくとも１種からなる低融点高膨張ガラスであるので、本体部との密着性に優れたコーティング層を有する集熱管となる。
以下、本発明の第一実施形態をより具体的に開示した実施例を示すが、本発明はこれらの実施例のみに限定されるものではない。
（実施例１）
本体部１０１として、石英ガラスからなるガラス管を用いた。ガラス管は、厚み２ｍｍ、直径１００ｍｍの円筒を長さ１００ｍｍに切断したものである。
（コーティング層の形成）
次に、結晶性無機材料としてＭｎＯ２粉末６５ｗｔ％、ＣｕＯ粉末５ｗｔ％と、非晶質無機材料としてＢａＯ－ＳｉＯ２ガラス粉末３０ｗｔ％を乾式混合して混合粉末を調製し、混合粉末１００重量部に対して水を１００重量部加えて、ボールミルで湿式混合することによりスラリー（コーティング材料）を調製した。
このスラリーを、上記ガラス管の外面表面に向けてスプレーコートすることによって塗布する塗布工程を行った。
その後、スプレーコートにより塗布層が形成された上記ガラス管を、１００℃で２時間乾燥した後、空気中７００℃で１時間加熱焼成する焼成工程を行ってコーティング層１０２を形成し、これによって集熱管１００を作製した。
形成したコーティング層１０２について、室温（２５℃）での波長１～１５μｍにおける放射率を分光光度計（測定装置：Ｐｅｒｋｉｎ　Ｅｌｍｅｒ社製：ｓｙｓｔｅｍ２００型）によって測定した。また、形成したコーティング層１０２の厚みを測定した。コーティング層１０２の厚みは、ガラス管を切断し、切断面を走査型電子顕微鏡（ＳＥＭ）で測定することにより行った。
得られたコーティング層１０２の放射率及び厚みの結果を表１に示す。
なお、上記スラリーの調製に際し、上記組成の結晶性無機材と非晶質無機材とを粉砕混合し、次に、非晶質無機材の融点以上の温度に加熱して非晶質無機材を融解させた状態で混錬し、冷却固化して固形物を作製して、熱伝導率λを迅速熱伝導率計（京都電子工業社製：ＱＴＭ－５００）により測定した。また、熱膨張係数αを室温（２５℃）から１００℃の範囲についてＴＭＡ（Ｔｈｅｒｍｏ　Ｍｅｃｈａｎｉｃａｌ　Ａｎａｌｙｓｉｓ）装置（リガク社製：ＴＭＡ８３１０）により測定した。得られたスラリーの熱伝導率λ及び熱膨張係数αの結果を表１に示す。
（昇温時間の評価） 
集熱管１００を、パナソニック社製でＲＰＳ－５００ＷＢ、１００Ｖ、１５０Ｗのスポット写真用ランプを４つ用いてサンプル表面より５０ｍｍの距離から加熱し、室温（２５℃）から１００℃に到達するまでの昇温時間を測定した。昇温時間の測定結果を表１に示した。
（コーティング層１０２の密着性の評価）
集熱管１００を電気炉を用いて８００℃まで上昇させ、自然放冷により室温（２５℃）まで冷却する工程を１サイクルとして、１０サイクルの繰り返し試験を行い、繰り返し試験後にコーティング層１０２が本体部１０１から剥がれているか否かを目視で観察した。コーティング層１０２の密着性の評価結果（剥がれの有無）を表１に示した。
（実施例２～７）
コーティング層１０２の材料として、非晶質無機材料の割合、結晶材料の種類をそれぞれ表１に示す通りとした。すなわち、実施例２では、ＭｎＯ２、Ｆｅ３Ｏ４を３０ｗｔ％、実施例３では、ＭｎＯ２、ＣｕＯを７０ｗｔ％、実施例４では、ＭｎＯ２、Ｆｅ３Ｏ４を１０ｗｔ％、実施例５では、ムライトを３０ｗｔ％、実施例６では、ＭｎＯ２、ＣｕＯを９０ｗｔ％、実施例７では、Ａｌ２Ｏ３を３０ｗｔ％とした。これらの材料を用いて実施例１と同様にして集熱管１００の作製を行った。
ここで、結晶材料の割合は、表１に示す非晶質無機材料の割合を１００％から除いた割合とし、結晶材料が２種の材料よりなる場合、その組成はそれぞれＭｎＯ２：ＣｕＯ＝６５ｗｔ％：５ｗｔ％、ＭｎＯ２：Ｆｅ３Ｏ４＝６５ｗｔ％：５ｗｔ％とした。なお、非晶質無機材料は、実施例１と同様のものを使用した。
各実施例においては、実施例１と同様にしてコーティング層１０２の、熱伝導率λ、熱膨張係数α、放射率及び厚みを測定した。その結果を表１に示した。
また、各実施例においては、スラリーをスプレーコートする条件を変更して、表１に示すコーティング層厚みとなるように、塗布工程を行った。
各実施例においては、実施例１と同様にそれぞれの昇温時間の測定及びコーティング層１０２の密着性の評価（剥がれの有無）の評価を行った。
本体部１０１及びコーティング層１０２の組成を表１に示す。また、その評価結果を合わせて表１に示す。
（比較例１）
ガラス管にコーティング層を形成しない他は実施例１と同様にして、ガラス管を作製した。
実施例１と同様に昇温時間の測定を行った。
その評価結果を表１に示す。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000001
表１から明らかなように、実施例１～７で作製した集熱管は、室温（２５℃）から１００℃までの昇温時間が１５５～２０５秒となり、比較例１の昇温時間２５０秒に比べて短いことがわかる。そのため、実施例１～７は、昇温時間が短く、短時間で所望の温度とすることができる。これは、実施例１～７の集熱管は、コーティング層により吸熱性が良いためと考えられる。また、実施例１～７の放射率は０．９２～０．９８と比較例１の０．５６に比べて高いため、実施例１～７の集熱管を太陽熱発電の集熱器として使用した場合には、コーティング層１０２から放熱して、本体部１０１に収容された熱媒体に効率良く熱を伝えることができると考えられる。
比較例１は、昇温時間が２５０秒と長く、所望の温度とするのに時間がかかる。また、放射率が０．５６と低く、金属管自体の温度が高くなっているため、この集熱管を太陽熱発電の集熱器として使用した場合には、熱伝導性に劣り、金属管内に収容された熱媒体に効率良く熱を伝えることができないと考えられる。
（第二実施形態）
以下、本発明の一実施形態である第二実施形態について説明する。本実施形態では、本発明の第一実施形態に係る集熱管において、集熱管１００の本体部が金属で構成された集熱管について説明する。なお、本体部以外の構成は、本発明の第一実施形態と同じであるので、ここでは、本体部を中心に説明する。
本実施形態において、集熱管１００の本体部１０１を構成する金属としては、鋼、鉄、銅等の金属、インコネル、ハステロイ、インバー等のニッケル基合金、ステンレス等の合金等を使用することができる。これらの金属材料は熱伝導率が高いため、集熱管の本体部として使用した場合には、収容された熱媒体への伝導伝熱速度を速くすることができ、所定温度までの昇温時間を短縮することができる。
また、これらの金属材料は耐熱性が高いため、５００～１０００℃の温度領域で好適に使用することができる。集光型太陽熱発電での使用を考慮すると、５００℃未満では、太陽光を吸収した際の温度が充分に高いとは言えず、１０００℃を超えると、金属材料の耐久性に問題が生じる。
また、これらの金属材料を集熱管１００の本体部１０１とすることにより、本発明の集熱管１００を耐熱衝撃性、加工性、機械的特性等に優れた比較的安価な集熱管とすることができる。
なお、これらの集熱管の厚さは０．２～１０ｍｍが好ましく、０．４～４ｍｍがさらに好ましい。
集熱管１００の厚みが０．２ｍｍ未満であると集光型太陽熱発電の集熱管として使用するには、強度が不足し、集熱管１００の厚みが１０ｍｍを超えると金属材料の熱容量が大きくなりすぎるため、収容した熱媒体の昇温に要する時間が長くなる。
集熱管１００の外側表面に形成されるコーティング層は、遷移元素の酸化物を主成分とする赤外線放射体と、軟化温度が４００℃～１０００℃である無機化合物とを含む赤外線黒体塗料組成物からなるので、コーティング層は、集熱管１００の本体部１０１との密着性に優れ、集熱管が高温状態となっても、本体部１０１から剥離しにくい集熱管となる。無機化合物の軟化温度が４００℃未満では、コーティング層１０２を形成した後、集熱管１００の本体部１０１の温度が高くなるとコーティング層１０２が流動し易くなり、剥がれ落ちやすくなり、一方、無機化合物の軟化温度が１０００℃を超えると、コーティングを融解させて外側表面に塗布するのが難しくなる。
なお、コーティング層１０２を構成する材料のうち、遷移金属の酸化物を主成分とする赤外線放射体の熱膨張係数は８×１０－６～９×１０－６／℃と低く、軟化温度が４００～１０００℃である無機化合物の熱膨張係数は８×１０－６～２５×１０－６／℃と高いため、上記赤外線放射体と上記無機化合物との配合比を調整することによりコーティング層１０２の熱膨張係数を制御することができる。金属からなる本体部１０１、例えばステンレスの熱膨張率は１×１０－５～１８×１０－６／℃であるため、上記結晶性無機材と上記非晶質無機材との配合比とを調整することにより、コーティング層１０２と金属材料からなる本体部１０１との熱膨張係数を近づけることができ、コーティング層１０２と本体部１０１との密着力を向上させることができる。
コーティング層の望ましい熱膨張率は本体部１０１を構成する金属材料との組み合わせによって異なるが、コーティング層１０２と集熱管１００（本体部１０１の金属材料）との熱膨張率の差が１×１０－５／℃以下であることが好ましい。
本実施形態においては、金属材料からなる集熱管１００の本体部１０１の外側表面にコーティング層１０２を形成するに先立って、集熱管１００の本体部１０１の表面処理を行うことが望ましい。集熱管１００の本体部の表面処理は、本体部上の不純物を除去する工程である。表面処理方法は、特に限定されるものでなく、一般的な洗浄方法を使用することができる。例えば、アルコール溶媒中で超音波洗浄する方法、酸を用いた洗浄方法等を挙げることができる。
また、集熱管１００の本体部１０１の外側表面にコーティング層１０２を形成した後には、本体部１０１を焼成してコーティング層１０２を本体部１０１上に定着させることが好ましい。
以下、本発明の第二実施形態に係る集熱管の作用効果について列挙する。
本実施形態においては、本発明の第一実施形態の（１）～（６）の作用効果を奏するほか、下記の効果を奏する。
（７）本実施形態の集熱管では、本体部が金属で形成されているので、強度の高い集熱管が得られる。
以下に、本発明の第二実施形態をより具体的に開示した実施例を示すが、本発明はこれらの実施例のみに限定されるものではない。
（実施例８～１５）
金属材料にて形成された本体部１０１を用いて、実施例１～７と同様にして集熱管１００を作製した。そしてそれ以外は、実施例１と同様にして、コーティング層１０２の各種物性を測定した。さらに、実施例１と同様にして、それぞれの昇温時間の測定及びコーティング層１０２の密着性の評価（剥がれの有無）の評価を行った。
本体部１０１及びコーティング層１０２の組成を表２に示す。また、その評価結果を合わせて表２に示す。
なお本体部１０１は、室温（２５℃）における熱伝導率（λ）が２５Ｗ／ｍＫ、室温（２５℃）から１００℃の範囲で測定した熱膨張係数（α）が１０．４×１０－６／℃であるＳＵＳ４３０材であって、厚み２ｍｍ、直径１００ｍｍの円筒を長さ１００ｍｍに切断したものを用いた。
また、本体部１０１は、アルコール溶媒中で超音波洗浄して、その後にサンドブラスト処理することによって、その外側表面を洗浄及び粗化する表面処理工程を行った。
サンドブラスト処理は、♯６００のＳｉＣ砥粒を用いて１０分間行った。
ここで、表面処理工程後の本体部の外側表面のＲｚＪＩＳを測定したところ、１．５μｍであった。
（比較例２）
実施例８と同様の金属材料を用いて形成された本体部１０１に、コーティング層を形成しなかった。この本体部１０１のみからなる集熱管を用いて、実施例１と同様にして、昇温時間の測定を行った。
本体部１０１の組成及び評価結果を表２に示す。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000002
表２から明らかなように、実施例８～１５で作製した集熱管は、昇温時間が１５５～２０５秒と、比較例２の２５０秒という昇温時間に比べて短いことがわかる。これは、実施例８～１５の集熱管は、コーティング層により吸熱性が良いためと考えられる。また、実施例８～１５は、放射率が０．９２～０．９８と比較例２の０．３０に比べて高いため、実施例８～１５の集熱管を太陽熱発電の集熱器として使用した場合には、コーティング層１０２から放熱して、本体部１０１に収容された熱媒体に効率良く熱を伝えることができると考えられる。
比較例２は、昇温時間が２５０秒と長く、所望の温度とするのに時間がかかる。また、放射率が０．３０と低く、金属管自体の温度が高くなっているため、この集熱管を太陽熱発電の集熱器として使用した場合には、熱伝導性に劣り、金属管内に収容された熱媒体に効率良く熱を伝えることができないと考えられる。
（第三実施形態）
以下、本発明の集光型太陽熱発電システムの一実施形態である第三実施形態について説明する。
本実施形態に係る集光型太陽熱発電システムでは、集熱器として、本発明の第一実施形態に係る集熱管が用いられている。また、集光型太陽熱発電システムとしては、トラフ型の太陽熱発電システムを例に挙げて説明する。
図２は、本発明の第三実施形態に係る集光型太陽熱発電システムを模式的に示す説明図である。図３（ａ）は、図２に示した集光型太陽熱発電システムを構成する集熱器を説明するための斜視図であり、図３（ｂ）は、図３（ａ）に示した集熱器のＡ－Ａ線に沿う断面図である。
図２に示す集光型太陽熱発電システム２００は、複数の反射鏡２１０を介して集熱器２２０に太陽熱を集め、この熱を利用して水蒸気発生器２３０で水蒸気を発生させ、これにより蒸気タービン２４０を駆動して発電を行うように構成されている。
本実施形態に係る集光型太陽熱発電システムは、熱媒体を循環させる熱媒体循環領域Ａと、水蒸気を循環させるための水蒸気循環領域Ｂの２つの領域に大別される。
まず、熱媒体循環領域Ａについて説明する。
熱媒体循環領域Ａには、複数の反射鏡２１０及び集熱器２２０が設けられている。
図３（ａ）、（ｂ）に示すように、反射鏡２１０は、断面が略円弧状に形成された横長の形状であり、縦方向（長手方向）及び横方向に複数配置されている。長手方向に配置された反射鏡２１０は、共通の軸（図示せず）で連結されており、反射面の中央部、すなわち焦線上に配置された集熱器２２０に太陽光３１０の反射光３１１が当たるように調整されている。また、太陽が地平線を移動するにつれて、追跡用モータ（図示せず）で軸を回転させて太陽の軌道を追いかけるよう構成されている。
集熱器２２０は、図３（ｂ）に示すように、本発明の第一実施形態に係る集熱管１００内に熱媒体２２１を収容したものである。熱媒体２２１は、太陽光３１０の熱を吸収する熱伝導油（オイル）である。
図２に示すように、複数の反射鏡２１０によって太陽光３１０が集光され、集熱器２２０に集光された太陽光の熱が蓄えられると、加熱された熱媒体２２１は、配管２５１を通って再熱器２９２及び過熱器２６０に熱を供給しつつ、さらに水蒸気発生器２３０へと供給される。
水蒸気発生器２３０では、熱媒体２２１から供給された熱により水蒸気が発生し、後述する水蒸気循環領域Ｂでの動作が行われる。
水蒸気発生器２３０を通過した熱媒体２２１は、温度が下がった状態となっているため、配管２５３に設けられた循環ポンプ２７１によって再び集熱器２２０へと供給され、上記処理が繰り替えされる。このように熱媒体２２１は、集熱器２２０と水蒸気発生器２３０との間を循環するものである。
なお、再熱器２９２は、熱媒体２２１の日中の温度変動を抑制するためのものである。
再熱器２９２には、蓄熱器（図示せず）が備えられており、上記のように熱媒体２２１から供給された熱を蓄熱器に蓄熱する。蓄熱された熱は、例えば、日没後に温度低下した熱媒体２２１の加熱に用いられる。このように再熱器２９２によってある程度加熱された状態で集熱器２２０に熱媒体２２１が供給されると、日の出後の熱媒体循環領域Ａにおける動作を迅速に立ち上げることができる。
次に、水蒸気循環領域Ｂについて説明する。
上記のように、加熱された熱媒体２２１により水蒸気発生器２３０に熱が供給されると、熱媒体２２１と熱交換した水が水蒸気となる。この水蒸気は飽和状態であり、配管２５４を通って過熱器２６０に供給される。過熱器２６０において飽和状態の水蒸気はさらに加熱され、より温度の高い過熱水蒸気となる。過熱水蒸気は、配管２５５を通って蒸気タービン２４０に供給され、蒸気タービン２４０を駆動する。これにより発電機２８０が稼働して発電が行われる。
蒸気タービン２４０を通過した水蒸気は、配管２５６を通ってコンデンサ２９０を備えた冷却塔２９１に導かれて復水した後、配管２５７を通って、循環ポンプ２７２により予熱器２３１及び水蒸気発生器２３０へと供給される。また、必要に応じて一部の水は、循環ポンプ２７３により配管２５８を通って、補助ボイラ４１０へと供給され、加熱された後、配管２５９を通って蒸気タービン２４０へと供給される。
補助ボイラ４１０は、蓄熱器４１１を介して、上記した熱媒体循環領域Ａの配管２５１と接続されている。太陽光により温められた熱媒体２２１は、その一部が配管２５１から蓄熱器４１１へと供給され、過剰な熱は蓄熱器４１１で蓄えられる。蓄熱器４１１に熱を供給した熱媒体２２１は、再び上記した熱媒体循環領域Ａへ戻り、上記と同様の動作を繰り返す。
蓄熱器４１１で蓄えられた熱は、日没後、雨天、曇天等には、熱媒体循環領域Ａからの水蒸気の供給がなくなることから、このような状態となったときに補助ボイラ４１０に熱を供給して、蒸気タービン２４０に配管２５９を介して水蒸気を供給するように構成されている。
なお、本発明の第一実施形態の集熱管を用いた集光型太陽熱発電システムについて説明を行ったが、本発明の第二実施形態の集熱管を用いても同様の効果が得られる。
以下、本発明の第三実施形態に係る集光型太陽熱発電システムの作用効果について列挙する。
（１）本実施形態の集光型太陽熱発電システムにおいては、本発明の第一実施形態に係る集熱管が集熱器として用いられているので、照射された太陽光を、効率よく熱に変換することができ、効率よく発電を行うことが出来る。
（２）従来のトラフ型太陽熱発電では、熱媒体は４００℃程度に加熱されていたが、本実施形態の集光型太陽熱発電システムにおいては、本発明の第一実施形態に係る集熱管を用いた集熱器２２０を用いているため、熱媒体２２１を５００℃程度にまで加熱することが可能となる。
（３）本実施形態の集光型太陽熱発電システムにおいては、蓄熱器と接続された補助ボイラが設けられているので、夜間の発電も可能となる。
（４）本実施形態の集光型太陽熱発電システムにおいて、補助ボイラは、天然ガスなどの燃料を用いて水蒸気を発生させることもできるため、曇天時などにおいても発電を行うことができ、安定して電力を供給できる。
（その他の実施形態）
本発明の第一、第二実施形態では、コーティング層１０２は、本体部１０１の外側表面全体に形成されていたが、コーティング層１０２は、反射光が照射される少なくとも本体部１０１の外側表面の一部に形成されていればよい。
本体部１０１は、多層構造であってもよい。一例としては、真空二重管型の本体部が挙げられる。真空二重管型の本体部は、二重構造であり、外側に配置される外管内に熱媒体が収容される内管が挿入され、外管と内管との間が真空状態に保たれたものである。真空二重管型とすることで、熱媒体に蓄熱した熱の放熱を抑制できる。
また、図２に示した集光型太陽熱発電システムは、本発明の第三実施形態に係る集光型太陽熱発電システムの一例であって、発電システムを構成する部材等は図２に示すものに限定されるものではなく、必要に応じて適宜設定できる。例えば、図２に示す集光型太陽熱発電システムには、再熱器、過熱器、蓄熱器等を複数設けてもよい。また、補助ボイラ４１０は必ずしも必要ではなく、循環ポンプ２７１、２７２、２７３の数、配置位置等も適宜変更可能である。
また、本発明の第三実施形態では、水蒸気循環領域Ｂにおいて、蓄熱器を備えた補助ボイラを有する例を挙げて説明したが、蓄熱器と補助ボイラとが別々に設けられた構成としてもよい。蓄熱器における蓄熱材は、特に限定されるものではないが、例えば、砂、溶融塩等を用いることができる。
また、本発明の第三実施形態では、トラフ型の集光型太陽熱発電システムについて説明したが、本発明の第一、第二実施形態に係る集熱管は、その他の集光型太陽熱発電システムにも適用できる。その他の集光型太陽熱発電システムとしては、フレネル型、タワー型、パラボラ・ディッシュ型の集光型太陽熱発電システム又はトラフ型の集光型太陽熱発電システムと火力発電とを結合した、ＩＳＣＣＳ（Ｉｎｔｅｇｒａｔｅｄ　Ｓｏｌａｒ　Ｃｏｍｂｉｎｅｄ　Ｃｙｃｌｅ　Ｓｙｓｔｅｍ）と呼ばれる発電システムにも適用できる。すなわち、反射鏡と集熱管とを用いた集光型太陽熱発電システムであれば、他の型式の集光型太陽熱発電システムにも適用することができる。
本発明の第三実施形態では、熱媒体としてオイルを用いた例を挙げて説明したが、熱媒体としては、オイルだけでなく、水、低粘度の有機溶媒、水蒸気、空気、又は、アルゴン等も適用することができる。
１００　集熱管
１０１　本体部
１０２　コーティング層
２００　集光型太陽熱発電システム
２１０　反射鏡
２２０　集熱器
２２１　熱媒体
２３０　水蒸気発生器
２３１　予熱器
２４０　蒸気タービン
２５１、２５２、２５３、２５４、２５５、２５６、２５７、２５８、２５９　配管
２６０　過熱器
２７１、２７２、２７３　循環ポンプ
２８０　発電機
２９０　コンデンサ
２９１　冷却塔
２９２　再熱器
３１０　太陽光
３１１　反射光
４１０　補助ボイラ
Ａ　熱媒体循環領域
Ｂ　水蒸気循環領域

Claims (10)

  1. 反射鏡を用いて太陽光を集光し、集光した光を集熱管を備えた集熱器で熱へと変換し、前記熱を利用して発電を行う集光型太陽熱発電に用いられる集熱管であって、
    該集熱管は、熱媒体を収容する本体部と、該本体部の外側表面に形成された室温での波長１～１５μｍにおける放射率が０．７０～０．９８であるコーティング層とを有することを特徴とする集熱管。
  2. 前記コーティング層は、遷移元素の酸化物を主成分とする赤外線放射体と、軟化温度が４００℃～１０００℃である無機化合物とを含む赤外線黒体塗料組成物からなる請求項１記載の集熱管。
  3. 前記コーティング層の厚みは、０．２～５０μｍである請求項１又は２記載の集熱管。
  4. 前記コーティング層は、前記本体部の外側表面全体に形成されている請求項１～３のいずれかに記載の集熱管。
  5. 前記遷移元素の酸化物は、二酸化マンガン、酸化マンガン、酸化鉄、酸化コバルト、酸化銅及び酸化クロムから選ばれる少なくとも１種であり、
    前記無機化合物は、アルミナ珪酸ガラス、ポタッシュ鉛ガラス、ソーダ鉛ガラス、ソーダ亜鉛ガラス、ソーダバリウムガラス、バリウムガラス、ボロンガラス、ストロンチウムガラス、高鉛ガラス及びポタッシュソーダ鉛ガラスから選ばれる少なくとも１種からなる低融点高膨張ガラスである請求項２～４のいずれかに記載の集熱管。
  6. 前記コーティング層の熱伝導率は、０．１～２．８Ｗ／ｍＫである請求項１～５のいずれかに記載の集熱管。
  7. 前記コーティング層と前記集熱管の本体部との熱膨張率の差は、１×１０－５／℃以下である請求項１～６のいずれかに記載の集熱管。
  8. 前記集熱管の本体部は、ガラス管である請求項１～７のいずれかに記載の集熱管。
  9. 反射鏡を用いて太陽光を集光し、集光した光を集熱管を備えた集熱器にて熱へと変換し、前記熱を利用して発電を行う集光型太陽熱発電に用いられる集熱器であって、
    前記集熱器は、集熱管と、前記集熱管に収容された熱媒体とを備え、
    前記集熱管は、請求項１～８のいずれかに記載された集熱管であることを特徴とする集熱器。
  10. 反射鏡を用いて太陽光を集光し、集光した光を集熱管を備えた集熱器にて熱へと変換し、前記熱を利用して水蒸気を発生させ、前記水蒸気により蒸気タービンを駆動して発電を行う集光型太陽熱発電システムであって、
    前記集熱器は、請求項９に記載の集熱器であることを特徴とする集光型太陽熱発電システム。
PCT/JP2011/074526 2010-10-25 2011-10-25 集熱管、集熱器及び集光型太陽熱発電システム WO2012057120A1 (ja)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201180046008.6A CN103124883B (zh) 2010-10-25 2011-10-25 集热管、集热器及聚光型太阳能热发电系统
EP11836253.2A EP2634505A1 (en) 2010-10-25 2011-10-25 Thermal collector tube, thermal collector and concentrated solar power system
US13/860,600 US20130219890A1 (en) 2010-10-25 2013-04-11 Thermal collector tube, thermal collector and concentrated solar power generation system

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2010239010A JP5743487B2 (ja) 2010-10-25 2010-10-25 集熱管、集熱器及び集光型太陽熱発電システム
JP2010-239010 2010-10-25

Related Child Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
US13/860,600 Continuation US20130219890A1 (en) 2010-10-25 2013-04-11 Thermal collector tube, thermal collector and concentrated solar power generation system

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2012057120A1 true WO2012057120A1 (ja) 2012-05-03

Family

ID=45993827

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2011/074526 WO2012057120A1 (ja) 2010-10-25 2011-10-25 集熱管、集熱器及び集光型太陽熱発電システム

Country Status (5)

Country Link
US (1) US20130219890A1 (ja)
EP (1) EP2634505A1 (ja)
JP (1) JP5743487B2 (ja)
CN (1) CN103124883B (ja)
WO (1) WO2012057120A1 (ja)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2014024415A1 (ja) * 2012-08-07 2014-02-13 株式会社 東芝 発電システム
WO2014076858A1 (ja) * 2012-11-16 2014-05-22 千代田化工建設株式会社 太陽熱発電用集光装置
WO2014076859A1 (ja) * 2012-11-16 2014-05-22 千代田化工建設株式会社 太陽熱発電用集光装置
EP2955460A4 (en) * 2013-02-05 2016-11-02 Zhongying Changjiang Int New Energy Invest Co Ltd AUTOMATIC HEATING AND HEAT COLLAR FOR SOLAR ENERGY, GROUND ARRANGEMENT AND HEAT ENERGY GENERATION SYSTEM AND METHOD
CN113623874A (zh) * 2021-07-18 2021-11-09 武汉大学深圳研究院 一种光热电站聚光玻璃表面人工模拟污染物及其制备方法和设备

Families Citing this family (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2676940A1 (en) 2012-06-22 2013-12-25 Siemens Concentrated Solar Power Ltd. Method of coating a glass sleeve and coated glass sleeve
ES2455815B1 (es) * 2012-10-16 2015-01-20 Fundación Tekniker Dispositivo captador solar térmico
SE537326C2 (sv) * 2013-09-30 2015-04-07 Symcel Sverige AB Provvial
US20150128558A1 (en) * 2013-11-11 2015-05-14 Bechtel Power Corporation Solar fired combined cycle with supercritical turbine
JP6293540B2 (ja) * 2014-03-20 2018-03-14 一般財団法人ファインセラミックスセンター 太陽熱レシーバの集熱効率測定用の擬似太陽光照射装置及びそれを利用した集熱効率測定方法
CN103953402B (zh) * 2014-04-11 2015-07-29 武汉凯迪工程技术研究总院有限公司 一种太阳能与生物质能联合发电的优化集成系统
JP6450134B2 (ja) * 2014-10-03 2019-01-09 イビデン株式会社 集熱管
JP6450133B2 (ja) * 2014-10-03 2019-01-09 イビデン株式会社 集熱管
EP3222931A1 (en) * 2016-03-22 2017-09-27 POLYCSP ApS Solar selective coating
KR101940805B1 (ko) * 2018-02-21 2019-04-10 김춘동 태양광과 태양열을 이용한 복합 발전 시스템
US11167375B2 (en) 2018-08-10 2021-11-09 The Research Foundation For The State University Of New York Additive manufacturing processes and additively manufactured products

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS57152567U (ja) * 1981-03-20 1982-09-25
JPS5956661A (ja) * 1982-09-27 1984-04-02 Toshiba Corp 太陽熱コレクタ−の製造方法
JP2005283092A (ja) * 2004-03-03 2005-10-13 Showa Denko Kk 太陽熱集熱兼放射器およびその製造方法
JP2006214654A (ja) * 2005-02-03 2006-08-17 Nippon Electric Glass Co Ltd 太陽熱集熱板、選択吸収膜及び太陽熱温水器
JP2007333295A (ja) * 2006-06-14 2007-12-27 Sekisui Chem Co Ltd 蓄熱システム
JP2008025516A (ja) * 2006-07-24 2008-02-07 Naomi Kikuchi 太陽光熱発電装置
JP2010181045A (ja) * 2009-02-03 2010-08-19 Mitaka Koki Co Ltd 太陽集光装置用の受光管

Family Cites Families (32)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3176678A (en) * 1963-04-02 1965-04-06 Engelhard Ind Inc Solar energy collector
US3968786A (en) * 1974-05-15 1976-07-13 Universal Oil Products Company Solar heat absorbing tubing
LU72932A1 (ja) * 1975-07-08 1977-03-18
JPS6014275B2 (ja) * 1975-09-22 1985-04-12 矢崎総業株式会社 太陽熱利用集熱器の選択吸収面およびその製法
US4098956A (en) * 1976-08-11 1978-07-04 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Interior Spectrally selective solar absorbers
US4211210A (en) * 1977-02-02 1980-07-08 Exxon Research & Engineering Co. High temperature solar absorber coating and method of applying same
US4286009A (en) * 1978-02-16 1981-08-25 Corning Glass Works Composite solar absorber coatings
US4233957A (en) * 1978-02-16 1980-11-18 Corning Glass Works Solar energy collector
US4249514A (en) * 1978-03-09 1981-02-10 Westinghouse Electric Corp. Tracking solar energy concentrator
US4228220A (en) * 1978-06-28 1980-10-14 Garrison John D Selective absorber on glass and method for its production
US4198466A (en) * 1978-09-28 1980-04-15 Corning Glass Works Glasses and glass-ceramics with metal alloy surfaces
BR8001557A (pt) * 1979-03-16 1980-11-11 Thomson Csf Dispositivo coletor de energia solar e processo de fabricacao desse dispositivo
US4554908A (en) * 1979-08-29 1985-11-26 Alpha-Omega Development Inc. Electromagnetic energy absorber
US4356815A (en) * 1980-08-19 1982-11-02 Owens-Illinois, Inc. Solar energy collector having an absorber element of coated foil
US4321300A (en) * 1980-11-12 1982-03-23 Engelhard Minerals & Chemicals Corp. Thin film solar energy collector
US4416916A (en) * 1982-03-04 1983-11-22 Engelhard Corporation Thin film solar energy collector
US4437455A (en) * 1982-05-03 1984-03-20 Engelhard Corporation Stabilization of solar films against hi temperature deactivation
DE3239090A1 (de) * 1982-10-22 1984-04-26 Bayer Ag, 5090 Leverkusen Schwarz-metallisierte substratoberflaechen
US4579107A (en) * 1984-03-16 1986-04-01 David Deakin Solar energy collector and method of making same
CN1011817B (zh) * 1988-01-16 1991-02-27 江西省科学院能源研究所 廉价太阳能真空集热管及其制造方法
US4894125A (en) * 1988-05-20 1990-01-16 Martin Marietta Corporation Optically black pliable foils
CN2037452U (zh) * 1988-09-30 1989-05-10 江西省科学院能源研究所 高效真空管太阳能热水器
DE10102825C1 (de) * 2001-01-23 2002-10-31 Schott Rohrglas Gmbh Röhrenkollektormodul
US20040126594A1 (en) * 2002-06-06 2004-07-01 Carlo Rubbia Surface coating for a collector tube of a linear parabolic solar concentrator
JP2004205184A (ja) * 2002-12-20 2004-07-22 Sagae Shoji Kk 園芸用施設の加温装置及び加温方法
US7296410B2 (en) * 2003-12-10 2007-11-20 United Technologies Corporation Solar power system and method for power generation
DE102004038233A1 (de) * 2004-08-05 2006-03-16 Schott Ag Solarabsorber
US20070134501A1 (en) * 2005-12-13 2007-06-14 Mcmaster Alan J Self-cleaning coatings applied to solar thermal devices
JP5137362B2 (ja) * 2006-09-12 2013-02-06 イビデン株式会社 金属基材と無機材料表面層とからなる構造体
WO2009051595A1 (en) * 2007-10-18 2009-04-23 Midwest Research Institue High temperature solar selective coatings
ES2316321B2 (es) * 2008-10-20 2010-12-14 Abengoa Solar New Technologies, S.A. Recubrimiento absorbente selectivo solar y metodo de fabricacion.
DE102009049471B3 (de) * 2009-10-15 2011-04-07 Schott Solar Ag Strahlungsselektive Absorberbeschichtung und Absorberrohr mit strahlungsselektiver Absorberbeschichtung

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS57152567U (ja) * 1981-03-20 1982-09-25
JPS5956661A (ja) * 1982-09-27 1984-04-02 Toshiba Corp 太陽熱コレクタ−の製造方法
JP2005283092A (ja) * 2004-03-03 2005-10-13 Showa Denko Kk 太陽熱集熱兼放射器およびその製造方法
JP2006214654A (ja) * 2005-02-03 2006-08-17 Nippon Electric Glass Co Ltd 太陽熱集熱板、選択吸収膜及び太陽熱温水器
JP2007333295A (ja) * 2006-06-14 2007-12-27 Sekisui Chem Co Ltd 蓄熱システム
JP2008025516A (ja) * 2006-07-24 2008-02-07 Naomi Kikuchi 太陽光熱発電装置
JP2010181045A (ja) * 2009-02-03 2010-08-19 Mitaka Koki Co Ltd 太陽集光装置用の受光管

Cited By (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2014024415A1 (ja) * 2012-08-07 2014-02-13 株式会社 東芝 発電システム
JPWO2014024415A1 (ja) * 2012-08-07 2016-07-25 株式会社東芝 発電システム
US9903344B2 (en) 2012-08-07 2018-02-27 Kabushiki Kaisha Toshiba Power generation system including wind power generation and solar thermal power generation
WO2014076858A1 (ja) * 2012-11-16 2014-05-22 千代田化工建設株式会社 太陽熱発電用集光装置
WO2014076859A1 (ja) * 2012-11-16 2014-05-22 千代田化工建設株式会社 太陽熱発電用集光装置
JP2014102013A (ja) * 2012-11-16 2014-06-05 Chiyoda Corp 太陽熱発電用集光装置
JP2014102012A (ja) * 2012-11-16 2014-06-05 Chiyoda Corp 太陽熱発電用集光装置
CN104919255A (zh) * 2012-11-16 2015-09-16 千代田化工建设株式会社 太阳能热发电用聚光装置
EP2921797A4 (en) * 2012-11-16 2016-03-16 Chiyoda Corp LIGHT COLLECTION DEVICE FOR SOLAR ENERGY PRODUCTION
EP2955460A4 (en) * 2013-02-05 2016-11-02 Zhongying Changjiang Int New Energy Invest Co Ltd AUTOMATIC HEATING AND HEAT COLLAR FOR SOLAR ENERGY, GROUND ARRANGEMENT AND HEAT ENERGY GENERATION SYSTEM AND METHOD
CN113623874A (zh) * 2021-07-18 2021-11-09 武汉大学深圳研究院 一种光热电站聚光玻璃表面人工模拟污染物及其制备方法和设备

Also Published As

Publication number Publication date
EP2634505A1 (en) 2013-09-04
JP5743487B2 (ja) 2015-07-01
CN103124883A (zh) 2013-05-29
US20130219890A1 (en) 2013-08-29
CN103124883B (zh) 2015-08-12
JP2012093005A (ja) 2012-05-17

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP5743487B2 (ja) 集熱管、集熱器及び集光型太陽熱発電システム
ES2685544T3 (es) Miembro de conversión solar-térmica, pila de conversión solar-térmica, dispositivo de conversión solar-térmica y dispositivo de generación de energía solar térmica
JP2008130801A (ja) 太陽光・熱発電装置
WO2009133883A1 (ja) 太陽光集熱装置
US20160010895A1 (en) Optically transparent single-crystal ceramic receiver tubes for concentrated solar power
US11085424B2 (en) Solar power collection system and methods thereof
CN105229392A (zh) 阳光-热转换部件、阳光-热转换层叠体、阳光-热转换装置及太阳热发电装置
JP5687043B2 (ja) 太陽光集熱装置
JP6450133B2 (ja) 集熱管
WO2012063838A1 (ja) 太陽熱蓄熱方法およびシステム
Chichghare et al. Applications of nanofluids in solar thermal systems
CN109848551A (zh) 一种超快激光加工碳化物基金属陶瓷表面微纳结构降低光反射率的方法
JP6450134B2 (ja) 集熱管
KR102358978B1 (ko) 집광형 태양전지가 결합된 ptc형 태양열 시스템
KR200457036Y1 (ko) 전기 및 온수 생산을 위한 태양열 발전 시스템
CN207333115U (zh) 太阳能槽式集热装置与低温斯特林发电机组联合发电系统
JP2017015306A (ja) 太陽熱集熱管及び太陽熱発電装置
JP2018091554A (ja) 蓄熱装置
JP2024121897A (ja) 熱吸収構造体および温度差発電装置
Sarifudin et al. Recent Material Research Advances for Photothermal Absorbers
Bibin et al. Progress and advancements in solar collectors for water heating purpose: A comprehensive review
CN107208934A (zh) 太阳能集热管、太阳光‑热转换装置以及太阳能发电装置
Chidambaranathan Bibin et al. Progress and advancements in solar collectors for water heating purpose: A comprehensive review
WO2019058148A2 (en) HIGH EFFICIENCY APPARATUS AND METHOD FOR UTILIZING SOLAR ENERGY, ESPECIALLY FOR WATER TANK
CN109883064A (zh) 一种太阳能集热器

Legal Events

Date Code Title Description
WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 201180046008.6

Country of ref document: CN

121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 11836253

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2011836253

Country of ref document: EP

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE