但联苯-联苯醚导热油真的就是最适合槽式光热发电系统用的传热介质吗？传统槽式系统最高运行温度不超过400°C的缺陷事实上已经阻碍了槽式技术的进一步发展；联苯联苯醚导热油在400°C的长期运行环境下将发生裂解而导致变质，其12°C的高结晶点在中国西部的寒冷气候环境下也可能给电站运行造成一些麻烦。虽然这些缺憾并不足以影响槽式电站的实际运行，但我们依然希望能尽可能地弥补这些缺憾。
为提升槽式电站的效率，改变传热介质是最直接有效的方式，于是，熔盐槽式技术获得了一定程度的推广，但其商业化应用仍阻碍重重。那么，除了熔盐之外，有没有一种更合适的导热油产品可以在更广的温度区间内运行？从而提高槽式系统的运行效率，有没有一种更为稳定的导热油可以经受超过400°C的长期高温考验而不易发生变质？有没有一种结晶点更低的导热油产品能更适应中国西部特殊的光热电站开发环境？
答案到目前为止依然是未知的。但是，一种有机硅导热油或即将在中国进行其首次商业化应用尝试，国家首批20个光热发电示范项目之一的龙腾光热甘肃玉门50MW槽式光热电站拟采用新一代硅油作为传热介质，如若成功，或将成就槽式技术在传热介质创新型应用上的里程碑。
DLR对有机硅导热油的试验结论
在SolarPACES2014大会上，德国宇航中心（DLR）太阳能研究所对德国瓦克化学公司（Wacker Chemie AG）研发的一款名为Helisol®5的有机硅导热油作了一个专题报告，该报告基于一系列的实际实验结果给出了在理论上相对可信的数据和结论。
报告显示，DPO/BP（联苯联苯醚）和Helisol®5被同样加热到465°C，DPO/BP在数天内生成了相当数量的焦炭状物质，而Helisol®5仅仅从无色变成了黄色而没有生成任何的降解产物。这表明有机硅导热油的热稳定性和耐高温性有更佳表现。
图：两种导热油的测试结果对比
有机硅导热油的工作温度上限要比传统的联苯联苯醚导热油高出50摄氏度左右，约为450°C。工作上限温度的提高意味着其可以获得更高温度的蒸汽，汽轮机的发电效率也将随之提高，这也是有机硅导热油相对联苯联苯醚导热油的主要优势。
但在长期高温的运行环境下，无论是联苯联苯醚还是有机硅油，其都将出现不同程度的裂解，析出部分低沸点物质和部分气体。这种情况下我们需要考量的是哪种导热油的裂解程度更低。
DLR的实验结论是这样描述的，在1340小时的运行时间下，425摄氏度的Helisol®5与400摄氏度下的DPO/BP生成的氢气量相当。但在更长的运行时间后，Helisol®5生成的氢气量显著低于DPO/BP。（如下图）
高温运行环境下，析出的气体和低沸点物质在一定时间内必须与HTF分离。光热电站的HTF系统都包含一套再生系统用于分离降解导热油的析出物，补充新的导热油。DPO/BO必须去除苯气体等物质，有机硅油则需要移除有机硅烷等。尽管DPO/BO仅仅在400摄氏度下进行测试，但是其生成的析出物的量却是425摄氏度下的Helisol®5的8倍之多。DLR的实验结果表明，采用有机硅导热油，对于HTF系统的后续维护，要简单很多。
除了拥有更强的热稳定性，有机硅导热油的结晶点低至零下30摄氏度，凝固点为零下50摄氏度，这是其更适合中国光热电站开发环境的最大优势。中国西部的昼夜温差极大，有的地区的夜间最低温度甚至低于零下40摄氏度，而联苯联苯醚导热油的结晶点在零上12摄氏度，导热油在这种温度下极易发生结晶甚至凝固。虽然可以采用补燃或电伴热的方式来维持导热油的温度不至于跌至结晶点以下，但这又必然增加运维难度和费用。而采用有机硅导热油则不存在这样的问题。
另外值得关注的一个问题是，导热油是一种较易燃烧的物质，虽然在光热发电的历史上出现导热油燃烧导致系统遭受重大损毁的案例很少（目前经证实的仅有SEGS1电站因导热油燃烧导致导热油储热系统损毁），但其可能引发火灾的风险仍不得不防。
德国检测认证机构TüV NORD于2014年一月出具的一份关于Helisol®5有机硅导热油的燃烧测试报告显示，与DOWTHERMA导热油相比，Helisol®5导热油在燃烧后，其焰心周围会很快被析出的二氧化硅包围，形成一道防火墙，防止导热油爆炸导致整个系统损毁。而DOWTHERMA一旦局部燃烧，将很难控制其蔓延。
有机硅油的技术经济性评估
经济性是一种新产品取代旧产品必须面临的市场考量，更佳的产品性能并不足以改变市场，其同时需要更佳的经济性表现。
在有机硅导热油尚无商业化应用案例的当下，对其经济性的评估只能基于技术经济性的理论分析，这与实际的经济性表现可能会存在一些出入，但其仍可以作为指导我们是否可以试用有机硅导热油这种新产品的重要参考。
在DLR的分析中，其以Helisol®5、DPO/BP、HITEC（熔盐）为分析对象，模拟了采用三种不同的传热介质对电站经济性带来的影响。以一个采用标准Eurotrough的50MW槽式光热电站为例，使用DPO/BP和Helisol®5的电站在光场的具体投资成本（包括HTF系统）上是相同的，比使用熔盐的系统略低。但整体而言，由于Helisol®5的工作温度被设定为430°C，而DPO/BP为393°C，更高的温度带来了更大的集热量和储热能力，同等光场投资下，Helisol®5可以显著提升后端发电系统的效率和发电量，从而降低度电成本。
表：三种不同的传热介质对电站的技术经济性影响
最终结果表明，与使用联苯联苯醚导热油相比，使用Helisol®有机硅导热油将能够降低约5%的LCOE，这个值适用于不同地点和不同的电厂规模。虽然使用熔盐直接传热技术可以带来更大的LCOE削减，但直接熔盐技术目前还存在易冻堵、集热管技术瓶颈等难以商业化应用的壁垒。
DLR在上述报告中还称，对比Helisol®5、DPO/BP和HITEC熔盐三种不同介质的年度性能模拟已经在不同的地点展开。
有机硅导热油相对而言仍是一种新生产品，其虽然存在上述多个方面的优势，但也存在比热容过低、价格较高等缺点。虽然DLR给出了一个客观的基于技术经济性的分析结果，证明有机硅导热油可能是一种可行的替代选择。但仅仅靠这个结果还难以打开这种产品的商业化应用之门。
另外，有机硅油并非标准化产品，其分子结构不同导致不同的硅油的性能表现各不相同，除了瓦克化学外，如陶氏化学等公司也生产有机硅油，但都存在一定差别，本文所分析的仅仅针对瓦克化学的Helisol®5有机硅油产品。
在实际的工程应用上，瓦克化学的有机硅导热油目前已经在龙腾位于内蒙乌拉特中旗的600米槽式集热回路上进行了8个月左右的测试运行，这或许也是龙腾光热可能将有机硅导热油应用于其玉门商业化光热示范电站上的主要原因。
