受资源及技术方面的制约,电力行业以燃煤发电为主的状况在以后相当长的时期都难以改变,预计到2050年,全国发电所需一次能源至少仍有60%为火力发电。而当今环境局势日趋紧张,雾霾、煤雨等极端气候层出不穷,各行业节能减排标准日益提高,火电行业的发电煤耗与污染物排放更是重中之重,对传统燃煤机组深层次结构重整和精尖技术优化的需求已经亟不可待。在各类减排技术中,利用太阳能与燃煤互补从源侧降低煤耗和污染物排放已经成为一个新的技术热点。现有的光煤互补技术主要是指通过利用槽式太阳能的高温导热油替代燃煤机组高温加热器中的高品质汽轮机抽汽,使更多的高品质抽汽可用于汽轮机做功发电。槽式辅助燃煤技术耦合工质温度较低,因此太阳能利用效率也较低。与此相比,塔式太阳能热发电技术具有高参数、高聚光和高效率的优点,塔式太阳能-燃煤耦合发电技术潜力巨大。本文以塔式太阳能-燃煤双热源耦合发电机组为研究对象,分别针对双热源燃煤锅炉模型、定日镜场聚光模型、吸热器热损失模型、堆积床储热罐模型及盐水换热器模型等子系统展开研究,深入讨论了燃煤热源端耦合锅炉方案设计及优化和耦合锅炉太阳能吸纳极限、太阳能热源端定日镜场聚光效率改进算法与分布方式优化以及整体系统端辐照强度、储热容积、耦合温度等参量对机组太阳能年均发电效率和总节煤量的影响。以中国西北宁东660MW电站为原型,基于热力学准则及传热学经验公式,成功构建太阳能-燃煤双热源锅炉热力模型。基于锅炉内部过热器与水冷壁的运行参数,提出两类耦合方案。通过热力分析发现,直接在锅炉中耦合太阳能热源与燃煤热源会破坏尾部烟道的热力平衡,加剧屏式过热器超温现象,威胁锅炉的安全运行。基于直接双源耦合的安全危害,提出在炉膛出口处增设旁路烟道可重新恢复过热段与再热段的热负荷分布平衡,同时可缓解屏式过热器与末级过热器的超温现象并提高耦合锅炉热效率。以PS10塔式电站聚光集热系统为参考,在设计工况下,两类耦合方案的太阳能发电效率分别比PS10电站高6.1%和2.44%;以Solar Two电站为例,过热蒸汽方案的热电转换效率比Solar Two电站高5.25%。根据660MW双源锅炉运行特性,以锅炉出口主蒸汽参数为标准,对耦合锅炉太阳能吸纳极限进行分析。其中,过热蒸汽耦合方案的太阳能吸纳极限为119MW,最大标准节煤率为23.78g/kWh,太阳能发电最大贡献度为7.13%;过冷水耦合方案太阳能吸纳极限为90MW,节煤潜力为17.89g/kWh,太阳能发电最大贡献度为4.9%。根据吸纳极限影响因素敏感度分析,增加屏式过热器灰污系数或减小末级过热器灰污系数均可增加太阳能吸纳极限;对于过冷水方案,增加屏式过热器出口汽温也可增加太阳能吸纳极限。通过讨论蒙特卡洛射线追踪方法与平板投影法的优缺点,提出高预测精度、高计算精度与高计算速度的阴影和遮挡改进算法。该算法预测阴影现象准确率为90%~98%,预测遮挡现象准确率为80%~85%,同时该算法的计算速度还可随优化进程不断提高。基于改进后阴影和遮挡计算模型,提出塔式太阳能聚光场效率整体计算模型,并利用PS10镜场数据进行有效验证。基于镜场分布最优解的搜索问题,提出组合式优化算法,以此分别分析了不同镜场分布型式对北部镜场和周向镜场聚光效率的影响。对于北部镜场,仿生螺旋分布效果最佳;对于周向镜场,径向阶梯镜场整体占优,但最外围混合仿生螺旋分布后聚光效率表现更佳。通过编译逻辑算法程序组合塔式聚光集热系统、储热系统、盐水换热系统与双源锅炉等分系统,实现660MW双源耦合发电机组年仿真运行。仿真结果显示太阳辐照强度与辐照质量分别主要影响年省煤量与太阳能发电效率。若太阳辐照强度充足,当太阳倍数为1.33时,增加1小时额定功率储热容积约可提高耦合系统太阳能年均发电效率0.4~0.8%。储热罐超低流量运行时,根据传热特性分析,堆积床斜温层厚度增加,储热罐释热效率降低。对于不同储热容积和DNI分布,过热蒸汽方案太阳能年均发电效率变化范围为16%~20%,而过冷水方案太阳能年均发电效率较低,约为14.7%~17.6%。两类方案的年省煤总量均超过9千吨,最高可达1.4万吨。对比两类方案发现,耦合温度平均温度降低,塔式聚光集热效率增加,但储热罐释热效率不发生明显变化。