行的。
[0034]作为本实用新型的一种优选实施方式，所述的聚光集热系统I包括多组串联在一起的抛物面槽式太阳能聚光器101。
[0035]抛物面槽式太阳能聚光器101包括抛物面聚光镜、吸收器、跟踪装置、一端与地面相固定的集热器支架和固定在集热器支架上的吸收器支杆，抛物面聚光镜固定在集热器支架上，是一种表面上涂有聚光材料的抛物面镜面，作用是将分散的低密度阳光聚焦到吸收器上以产生高温。吸收器固定在吸收器支杆上，采用双层管结构，设置在抛物面聚光镜焦线上，内侧为热载体，外侧为真空，以防热流失。热载体可以为水蒸气、热油或熔盐。跟踪装置采用单轴跟踪方式，使得抛物面对称平面围绕南北方向的纵轴转动，与太阳照射方向始终保持0.04°夹角，以便在任何情况下都能有效的反射太阳光。抛物面聚光镜将太阳光聚焦在一条线上，通过这条焦线上安装的管状吸收器吸收聚焦后的太阳辐射能。吸收器内冲装有用于吸收天阳能辐射的流体热载体(热油)，通过管线将被加热的热油送到蒸汽发生器(太阳能锅炉)，产生热蒸汽送入汽轮发电机系统发电，从而完成太阳能到电能的转换。
[0036]作为本实用新型的一种优选实施方式，所述的传热介质系统还包括依次连接的冷却系统3、膨胀系统5、循环泵系统6和电加热系统7，所述的换热系统2的进口端连接聚光集热系统1，出口端连接冷却系统3，所述的电加热系统连接聚光集热系统I。
[0037]作为本实用新型的一种优选实施方式，所述的传热介质为导热油。导热油是一种低熔点共晶混合物，具体的可选为聚二甲基硅氧烷。
[0038]本实用新型在设计和运行时需要采取特别的措施，以防凝结、防火和防污染。为防止这些情况发生，系统中需设置氮封系统4。
[0039]如图1及图2所示，本实用新型的一种光煤互补太阳能热发电系统的太阳能集热系统包括用于加热传热介质的聚光集热系统I和用于驱动传热介质循环的传热介质系统，传热介质系统包括依次连接的换热系统2、冷却系统3、膨胀系统5、循环泵系统6和电加热系统7，所述的聚光集热系统I的出口端连接换热系统2，进口端连接电加热系统7 ;所述的膨胀系统5并联连接氮封系统4。
[0040]本实用新型所述的膨胀系统5包括膨胀罐501，所述的氮封系统4包括氮气瓶401，所述的氮气瓶401连通膨胀罐501，用于将氮气瓶401内的氮气注入膨胀罐501内。
[0041]本实用新型所述的氮气瓶401与膨胀罐501之间的管路上设置减压器402，减压器402与氮气瓶401之间的管路上设置高压截止阀403，减压器402与膨胀罐501之间的管路上设置低压截止阀404。
[0042]本实用新型所述的膨胀罐501设置在传热介质系统的最高位置处。
[0043]本实用新型膨胀罐501主要功能是用于吸收导热油因温度变化而产生的体积膨胀量。膨胀罐501设置在系统最高点，对处于下游的导热油泵入口造成一个正压头，使泵吸入口充满流体，保证导热油泵的持续稳定运行。
[0044]本实用新型所述的膨胀罐501的下方设置溢流罐，溢流罐内设置溢流回油泵；所述的溢流罐下方设置储油槽，储油槽内设置排油泵。
[0045]当抛物面槽式太阳能聚光器101跟踪太阳时，导热油开始升温、体积膨胀，部分导热油膨胀至膨胀罐501中，如果膨胀罐501中的导热油液面高度达到其设计值，额外增加的量将溢出到溢流罐中。当抛物面槽式太阳能聚光器101收集的热量减少时，导热油开始降温、体积减少，膨胀罐501内液面将下降；溢流回油泵将溢流罐中导热油输送至膨胀罐501，以维持膨胀罐501内有足够的导热油。膨胀罐501高位布置，以便可以倒灌循环泵。溢流罐布置在膨胀罐501的下方，溢流膨胀区域下方设置储油槽，当导热油罐不能容纳全部导热油时，储油槽可以容纳系统内全部导热油。油槽内壁面涂阻油剂，同时设置排油泵。
[0046]本实用新型所述的冷却系统3包括空气冷却器301，空气冷却器301并联安装在换热系统2的出口与膨胀系统5的入口之间的管路。
[0047]正常运行工况下，空气冷却器301不工作，从聚光集热系统I出来的高温导热油在换热器201中换热降温后经由空气冷却器301旁路直接进入膨胀系统5。
[0048]在特殊情况下，如换热器201由于某种原因关闭，高温导热油流经换热器旁路而不与水发生热交换，此时，必须启动空气冷却器301，切断其旁路，使高温导热油进入空气冷却器301进行冷却降温。根据空气冷却器301出口处导热油温度调节风机转速，从而调节通风量使导热油出口温度维持系统要求的温度范围内。
[0049]本实用新型所述的循环泵系统6包括循环泵601。
[0050]本实用新型所述的循环泵601为离心泵，离心泵将导热油由膨胀罐501输送到传热介质系统设备的各个点，作为循环内建立传热介质工作压力的起始点，给系统循环提供所需的最低压力。
[0051]本实用新型电加热系统7主要包括电加热器701和控制器，主要功能是防止传热介质温度低于设定的安全温度。
[0052]在防冻工况下，当导热油温度接近15°C时，系统将启动电加热器，对管路中循环导热油进行加热，使其逐渐升温，到设定加热温度后即可关闭，加热上限为不超过60°C。在正常运行时，为保证导热油在进入光场前达到指定温度(268°C )，也可以开启电加热器对导热油进行加热，其它工况条件导热油流经加热器旁路管道。
[0053]作为本实用新型的一种优选实施方式，所述的循环泵系统还包括与循环泵601连接的防凝泵。为防止导热油低温凝结，在夜间或寒冷天气时启动太阳能集热场的循环泵和(或)防凝泵保证导热油循环流动，必要时启动防凝加热装置对导热油进行防凝加热。部分管道和容器都配备电子温度监视器和浸泡式加热器，所有导热油管道及容器均配备伴热系统。
[0054]如图1所示，作为本实用新型的一种优选实施方式，本实用新型所述的太阳能集热系统还包括回收系统8，回收系统8分别连接聚光集热系统I和传热介质系统。
[0055]本实用新型传热介质系统包括依次连接的换热系统2、冷却系统3、膨胀系统5、循环泵系统6和电加热系统7，所述的聚光集热系统I的出口端连接换热系统2，进口端连接电加热系统7 ;所述的回收系统8分别与聚光集热系统1、换热系统2、冷却系统3、膨胀系统
5、循环泵系统6和电加热系统7连接。
[0056]作为本实用新型的一种优选实施方式，本实用新型所述的回收系统8包括排放罐801，所述的聚光集热系统1、换热系统2、冷却系统3、膨胀系统5、循环泵系统6和电加热系统7分别与排放罐801连接。
[0057]作为本实用新型的一种优选实施方式，本实用新型所述的排放罐801设置在光煤互补太阳能热发电系统的最低位置处。
[0058]本实用新型所述的排放罐801与聚光集热系统1、换热系统2、冷却系统3、膨胀系统5、循环泵系统6和电加热系统7的连接管路分别倾斜一定角度设置。
[0059]本实用新型所述的排放罐801与聚光集热系统1、换热系统2、冷却系统3、膨胀系统5、循环泵系统6和电加热系统7的连接管路上分别设置安全阀。
[0060]本实用新型的回收系统主要由排放罐801及与其它设备安全阀相连的管道系统组成，用于系统回收导热油。排放罐801设置在整个传热介质系统的最低点，所有与排放罐801相连的管道都必须以一定倾斜角度安装，以保证排空回收干净。
[0061]如图4所示，本实用新型的一种光煤互补太阳能热发电系统，还包括热工控制系统，热工控制系统包括用于控制太阳能集热系统的光电DCS控制系统和用于控制燃煤电站集成系统的火电DCS控制系统，所述的光电DCS控制系统与火电DCS控制系统之间进行通讯连接。
[0062]本实用新型的光电DCS控制系统与火电DCS控制系统之间通讯连接主要是实现将光电DCS控制系统的一些控制参数上传给火电DCS控制系统，但光电DCS控制系统与火电DCS控制系统之间为独立工作，相互之间不能实现相互控制或者干扰。
[0063]另外，对于光电DCS控制系统的传