有机硅导热油可用作槽式光热发电系统中的传热介质

　　20世纪30年代，陶氏化学（DOW）在全球首次生产出联苯-联苯醚导热油，这种由73.5%的联苯醚和26.5%的联苯组成的导热油最早被商业化应用于1980年代美国开发的SEGS槽式光热电站上。而直到30年后的今天，以Dowtherm A和首诺Therminol VP-1为代表的联苯-联苯醚导热油依然是槽式光热发电系统中最常用的传热介质。

　　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Solar PACES2014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）

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