技术创新、产业规模化和学习曲线是降低太阳能热发电成本的三种途径。其中技术创新和创新的推广能为大幅降低成本打开大门。对于太阳能热发电而言，通过创新进一步降低度电成本的巨大潜力是显而易见的。
自上个世纪80年代以来，商业化运行的槽式太阳能热发电站几乎都采用了联苯-联苯醚有机热载体（俗称导热油）为传热介质。然而，在首批太阳能热发电示范项目中，常州龙腾光热科技股份有限公司（下文简称龙腾光热）则另辟蹊径，采用了Wacker（瓦克化学）新一代产品HELISOL® 5A作为传热介质。此外，龙腾光热也在研发新一代大开口槽式集热器，并采用新一代的集热管。
在由国家太阳能光热联盟发起主办的第三届中国太阳能热发电大会上，龙腾光热总经理俞科对这些技术创新进行了介绍。
图：俞科出席第三届中国太阳能热发电大会并作大会报告
一、新的传热介质——硅油
玉门龙腾50MW槽式光热示范电站采用了瓦克化学HELISOL® 5A 硅油，主要目的是为了提升整个集热岛的温度、后端的参数，以及储热效率。
据介绍，新型硅油主要有以下特点：
1、运行温度范围增大，能适应更大的温差
HELISOL® 5A导热介质可在零下40℃的环境下让电站正常运行。现在普遍使用的导热油介质，在冬季极寒气温下注油程序比较烦琐，如果控制不好还会出一些凝固堵塞情况；而HELISOL® 5A导热介质不需要防凝系统，不需要解决调试期防冻问题，相关的管道阀门也不需要另行采取电伴热措施。此外，运行温度比常规导热油更高一些，带来更高的效率和发电量。由于允许更大的温差，在同样储热时长条件下，对熔盐的使用量降低，同时储罐的体积也会相应减小。
2、介质在高温下物性更稳定
该导热介质在德国DLR进行了老化测试，测试结果表明，HELISOL® 5A产品在高温下物性更稳定，长期运行环境下，能最大程度上避免了传统导热油在高温运行下分解，导致氢气渗出的问题，更能保证真空集热管的吸热效率。
图：HELISOL® 5A导热介质老化测试
此外，通过差示扫描量热法分别测试BP/DPO、硅油与熔盐反应发现，与BP/DPO相比，HELISOL® 5A发生分解反应的开始温度更高，有更好的热稳定性。
图：BP/DPO、硅油与熔盐反应测试结果
3、安全性更高，比较可靠。
应用安全性是对光热电站的重要考量。我们在TUV NORD&DMT做了一系列安全性测试，包括与热表面接触的可燃性测试、加热炉燃烧测试、阻燃测试、喷火测试、模拟管路泄露测试@430℃、有火源的情况下模拟管路泄露测试@430℃等，泄露到熔盐中等测试，结果表明产品具备较好的使用安全性。
另外，有机硅主要是二氧化硅，有机硅类介质不会加快燃烧，这也是一个比较好的优点。接近火焰点燃的测试，明火点燃的测试，这些测试基本上还原了标准的电站在各种情况下可能出现的泄露的情况。目前这些检测证明介质还是提供了相对比较好的安全性。
4、达到非限制的标准，储运更方便。
储运也是一个大问题。Wacker通过对HELISOL® 5A导热介质各方面的检测认定，目前该导热介质无危险品识别内容，在空运情况下可以按照非限制性货物条件办理，将来在储运过程中比较容易处理。
目前国际上没有任何一个商业化太阳能热发电站采用这种新型的传热介质。为了验证其可行性，龙腾光热在内蒙古的槽式示范回路上对HELISOL® 5A导热介质进行了改造应用和试验。试验于2016年4月开始进入425℃高温运行。目前运行已有1年多时间，运行的温度为425℃，在期间双方对运行中的介质进行了十多次采样和检测，到目前为止介质的情况良好。
从上面三个时段的回路进出口温度、导热油体积流量及DNI曲线图可以看出，该导热介质可以在中国及其他的一些低温地区广泛应用。
在试验示范的基础上，龙腾光热也邀请专家对HELISOL® 5A导热介质的应用可行性进行了评审。经过国内外与会专家审查，取得一致意见：“Helisol 5AHELISOL® 5A 工作温度范围是零下 40°C 至 425°C，相对于联苯-联苯醚导热油，高温热稳定性好，工作温度范围宽，可以作为线聚焦太阳能热发电系统的传热介质”。
二、新一代大开口槽式集热器
在玉门龙腾50MW槽式光热示范电站厂址中，龙腾光热预留了一片场地主要用来示范下一代的槽式集热器。这是在示范电站200条标准回路外单独立项研发项目，将由龙腾光热单独投资2000万兴建的大开口槽式示范回路，项目已增设相关场地。示范回路的成本目标是：实现在当前集热场总成本基础上（含土建基础、管道阀门、集热器安装等）每平米集热场面积投资降低15%-20%； 计划2018年6月开始建设，2018年10月并入主回路参与联合调试。
新一代大开口槽式集热器的开发与应用，将能够：
加大聚光器开口宽度增加光学效率；
采用新一代集热管提升集热效率；
增加LOOP介质流量、减少整场泵功耗；
增加SCE集热面积、减少安装成本；
增加SCE长度、减少土建基础成本；
增加LOOP面积、减少跟踪系统和柔性接头；
减少集热场总面积、节约主管道及阀门成本；
优化结构设计、减少结构件重量和成本。
目前，龙腾光热已经推出了适用于大槽集热器的更大尺寸集热管，最大镀膜长度5400mm，最大镀膜内径110mm。
三、新一代槽式电站的相关计算
对于新一代的槽式技术应用，龙腾光热采用德国Fraunhofer ISE的ConsoYeild软件对100MW槽式电站进行了仿真模拟，对比了采用5.8m槽式+70mm 集热管+传统导热油与7.5m大槽+90mm 集热管+新一代介质的方案，仿真结果表明：
1）在接近的集热面积和储热时长的情况下，采用大槽新介质方案净发电量增加约13%，同时由于实现了更高的储热温度，熔盐量减少约30%，回路数量减少了将近一半，这也有利减少管路、阀门和基础的数量。
2）在净发电量接近的情况下，采用大槽新介质的方案集热场面积可以减少约16%，加上大槽本身单位面积投资的降低，将快速推动造价下降和度电成本的降低。
总结来说，我们认为槽式光热电站未来成本下降有以下途径：
1、装备与材料制造产业规模化。一是各关键设备的国产化，获得规模化效益降低成本；二是充分竞争价格由供需关系导向趋向成本加合理利润。
2、技术与材料进步。一是新型高效槽式集热器运用，二是传热储热介质的发展，三是低成本耐候钢材等新材料的应用。
3、电站整体设计方案与工程优化。一是单机大容量先进电站方案推进，比如摩洛哥NOOR II 200MW电站；二是设计院和工程建设单位对设计方案与施工方案的优化 。
龙腾光热长期以来致力于技术创新和产业化，注重携手产业链各环节合作伙伴进行联合研发与技术示范，以持续的新技术应用推动度电成本的下降，提升光热发电产业的整体竞争力。（董清风 整理报道）
