为了利用市场机制减少二氧化碳排放和推动绿色低碳转型，世界各国相继建设碳排放权交易市场。二氧化碳排放监测技术是实现碳排放精准计量的主要技术手段，是辅助碳排放核算体系的重要技术支撑。重点分析了发电行业二氧化碳排放监测与核算现状，详细介绍了发电行业的二氧化碳排放监测技术，包括排放因子法、在线监测法、碳平衡法、软测量法、卫星监测法。针对这些监测技术，系统综述了国内外二氧化碳排放监测技术研究，阐述不同监测技术的优缺点，并从准确性、时效性、可靠性和监测成本对其进行对比分析，为发电行业二氧化碳排放监测提供可靠的技术方案，并对未来研究方向和实际应用做出展望。

化学吸收法是处理燃煤电厂尾气CO₂最有希望大规模应用的重要途径，然而传统以乙醇胺为吸收剂的化学吸收法由于再生能耗过高限制了其广泛应用。结合新型CO₂捕集溶剂阐述了捕集工艺改进的研究进展，概述了包含吸收塔中间冷却及溶剂再循环的吸收过程工艺改进、闪蒸压缩及蒸汽/戊烷直接吹扫的再生过程工艺改进，并指出结合烟气实际组分开展新型溶剂的中试规模验证、捕集溶剂降解物性及挥发性有机物的处理工艺的研究为碳捕集技术的研发方向，为未来工业碳捕集的研究指明了方向。

“双碳”目标的提出为我国能源电力行业带来了深刻变革，五大发电集团作为我国电力龙头企业更要发挥示范引领作用，分析评价其低碳转型成效，对我国发电行业如期实现“双碳”目标具有重要意义。运用熵权-TOPSIS法，对我国五大发电集团2017—2021年的指标数据进行了实证研究与分析。实证结果表明：从纵向维度来看，在2017—2021年，五大发电集团的低碳转型均取得了良好的成绩，各发电集团的低碳转型绩效均有逐年提高的趋势，这说明五大发电集团调结构、促减排、重转型等有关政策的实施，取得了积极显著的效果；从横向维度来看，2017—2021年五大发电集团的排名一直在变动，表明各发电集团在低碳转型方面都有不同程度的进展。

为了研究燃煤电厂实施碳捕集、利用与封存技术（CCUS）的可行性和经济效益，基于西北某省提供的火电装机规划和发电数据，提出2023年、2025年和2030年3种不同的CCUS时间改造方案，对其进行经济性分析，发现方案1需投资12 202.93亿元，折算为发电成本约上涨0.076 3元/（kW·h）；方案2需投资11 231.9亿元，折算为发电成本约上涨0.076 9元/（kW·h）；方案3需投资8 601.2亿元，折算为发电成本约上涨0.069 0元/（kW·h）。针对CCUS改造方案的成本过高问题，提出了一种将CCUS和甲烷干重整相结合的技术路线，将捕集的CO₂用于制合成气，发现1 t CO₂因为消耗天然气制取合成气带来的支出和收益分别为1 520.7元和3 247.2元。综合碳捕集系统分析，方案2和方案3可实现零成本脱碳。

氨作为一类技术成熟、储运成本低廉的零碳燃料，部分替代煤可以成为“双碳”目标下火电机组前端减碳的有效途径。针对氨作为替代燃料开展研究，利用一维火焰炉和着火炉等试验设备研究了氨与典型烟煤混合燃料的燃料特性，详细研究并分析了氨/煤混合燃料着火性能变化、不同比例氨混合燃料强化燃烧与污染物控制技术，发现氨与煤预混燃烧不利于NO_x控制，通过燃料分级、燃烧过量空气系数或氧量控制、空气分级燃烧，可以实现氨掺混时较低的NO_x生成和较好的燃烧效果，试验得出热值比例25%氨分别与典型烟煤混合燃烧时运行控制建议。

电力行业是能源系统核心，也是碳排放大户，其低碳发展是我国碳中和进程的关键。从碳排放情况、能源资源禀赋、行业现状、存在的问题、发展趋势等角度分析了美国和欧盟中德国、法国、英国等国家电力行业的概况、低碳发展路径及成效，并结合我国的电力行业现状总结了几点启示，以期为我国电力行业的低碳发展提供借鉴。

生物质燃烧不会增加二氧化碳排放量，发展生物质与燃煤耦合发电技术是加快电力转型升级的可行途径。采用压型后的生物质与煤粉在不同的磨煤机中磨制且不掺混，由不同的燃烧器分别送入炉膛，该方式不需要增加额外的生物质处理设备和设置生物质燃料处理车间，可大大节省投资和厂区空间。其关键限制性技术因素在于电厂的磨煤机是否能够有效研磨生物质颗粒燃料，以及如何评估现有磨煤机对新型耦合燃料的适应性。为此，搭建了中速磨煤机实验台，分析中速磨煤机磨制生物质颗粒的适应性。结果表明：中速磨煤机碾磨木屑生物质颗粒时碾磨出力降低，有效出力修正系数为0.65~0.70；ZGM型中速磨煤机碾磨木屑成型颗粒时，加载力特性、分离器特性均在料粉粒径0.2 mm分界下变化明显，可考虑将筛分细度R₂₀₀和R₅₀₀定为磨煤机研磨生物质颗粒料粉均匀性指标的衡量标准；相对于磨制煤粉，磨制成型生物质颗粒加载力的增加或现行分离器转速的提升对细度分布影响规律有较大差异，亟待进一步的深入研究。

锅炉飞灰含碳量是衡量锅炉燃烧效率的重要指标之一，基于机器学习构建了一套能够准确预测飞灰含碳的模型。首先，借助随机森林算法解决了飞灰含碳实测值与其他输入特征频率不一致的问题；其次，采用基于随机森林的递归特征消除方法，从30个原始输入特征中提取出9个输入特征，在降低模型计算量的同时提高了预测准确度；最后，以某电厂330 MW机组锅炉实际运行数据，建立了线性回归、决策树、KNN、随机森林、Catboost、XGBoost 6个机器学习模型对飞灰含碳量进行预测。预测结果发现：决策树、KNN、随机森林和XGBoost模型预测效果较好，均方误差分别为0.010、0.009、0.006和0.006，线性回归模型表现最差；构建的预测模型在锅炉低、中、高负荷下均保持稳定。

燃煤机组智能化改造是提升机组能效和工业绿色转型的必然选择，从实际需求和工程视角出发，对湿式脱硫系统智能化改造的总体框架和关键技术进行设计。首先，对智能控制系统（ICS）网络框架的结构组成进行阐述。其次，基于ICS框架，设计了信息物理融合模型与先进控制算法相结合的优化控制策略，并基于直接能量平衡（DEB）策略设计吸收塔pH值优化控制策略；同时，使用信息物理融合优化结果指导分析智能评价系统；利用数据孪生技术和机理模型结合实现系统智能预警和故障诊断；统计典型故障，建立专家系统且结合数据驱动实现及时故障追踪。最后，采用可视化人机交互系统对脱硫系统指标实时展示，构建ICS+数字孪生+机器学习+可视化一体化脱硫系统，为实现自趋优、自学习、自恢复、自组织、自适应的智慧脱硫系统提供依据。

常规工业汽轮机通常配置快速关闭进汽阀，以实现汽轮机紧急停机。某负压进汽凝汽式汽轮机进汽参数低，进汽蒸汽容积流量大，且汽轮机进汽端和排汽端的压差小。为减小进汽压力损失，不设置新汽速关阀，而是在汽轮机排汽端采用冗余的大通径快速真空破坏阀。当汽轮机需要紧急停机时，打开快速真空破坏阀，使大气快速进入汽轮机排汽端，汽轮机排汽端的压力迅速上升。针对所研究的进排汽压差为40 kPa的汽轮机组，最短可在4 s内实现汽轮机进汽端和排汽端压差为0，使汽轮机刹停，达到汽轮机紧急停机的目的。

快速准确地对入炉煤发热量进行检测是指导电厂经济安全运行的关键，然而煤炭成分复杂，其发热量与元素组成和分子结构都有一定的相关性，单一分析技术快速准确测量入炉煤发热量比较困难。基于激光诱导击穿光谱（LIBS）技术和近红外光谱（NIRS）技术，提出联用2种技术检测入炉煤发热量的方法。同步采集输送带上煤炭的LIBS和NIRS光谱信号，进行光谱数据预处理后融合2种光谱信息，并结合偏最小二乘（PLS）建模方法定量分析煤炭发热量。将该方法用于搭建煤样测量系统，得出煤样发热量定标集的决定系数为0.98，预测集均方根误差为0.37 MJ/kg，平均绝对误差为0.26 MJ/kg，平均相对误差为1.09%。表明所提出的在输送带上LIBS和NIRS信号同步采集方法可快速准确测量入炉煤发热量。

高碱煤在燃烧过程中释放的碱金属导致炉膛受热面的沾污、结渣问题，影响锅炉运行的安全性，开展炉内结渣趋势的判断研究具有重要意义。采用煤灰成分分析的结渣趋势判别方法与火焰发射光谱技术结合，在锅炉上安装了一套火焰发射光谱系统用于检测炉内气相碱金属质量浓度，使用气冷式取样枪在炉膛出口区域开展结渣试验以获得沉积样的沉积趋势。根据在线监测结果，开发了一种动态预测炉内沾污结渣预报系统。试验结果表明，系统能够实时反映燃烧工况下各参数的监测结果，可以对当前燃烧状态下的结渣趋势进行提示，为预防结渣和进行燃烧调整提供参考。

锅炉受热面管壁超温严重影响电厂的安全运行，对锅炉受热面壁温进行预测，提前做出针对性的运行调整，避免管壁超温，对锅炉的安全运行具有重要意义。提出一种基于数据驱动的锅炉受热面壁温预测模型。首先，采用灰色关联分析选取影响受热面壁温的关键特征变量，构建基于长短时记忆（LSTM）神经网络的壁温预测模型；然后，定义历史相似工况下的关联特征系数，对由LSTM神经网络得到的预测壁温进行修正，提高模型预测精度；最后，以某在役超临界600 MW直流锅炉为研究对象进行分析，结果表明，所提出的锅炉受热面壁温预测模型的相对误差在（−2.5%，2.5%），平均相对误差为0.40%，平均壁温预测误差2.24 ℃。可见该预测模型可实现复杂工况下锅炉受热面壁温的准确预测。

构建以新能源为主体的新型电力系统对于煤电机组深度调峰提出了更高的要求，通过对电网需求的分析以及各种储能技术的对比，以燃煤发电机组的系统特征为出发点，提出了一种基于熔盐储热辅助煤电机组深度调峰的系统，并给出了其运行方式。通过理论分析，给出了熔盐系统加热、储热、换热3个子系统的主要参数计算方法；以某660 MW燃煤机组为例，在分析其热力边界和调峰需求的基础上，依照提出的计算方法，计算得到了熔盐系统电加热模块的功率以及连接方式；选定了熔盐的种类以及换热系统的进出口参数；确定了熔盐储热的容量、用盐量和储罐容积，为准确核算项目投资和项目占地提供了可靠的数据支撑。该系统以及计算方法可为同类型工程项目前期设计提供参考。

传热传质过程的分析对传热传质工作设备的性能改善有重要的指导意义。通过对边界层内热阻的分析，探索管道层流内部对流热阻与导热热阻在边界层内的发展，建立了符合宏观表征的机理模型（R-P模型）。使用该模型分析了在不同雷诺数Re和普朗特数Pr条件下的热阻分布规律，探究了管内层流强化换热的内在机理，并指导扰流结构的优化设计。结果表明，入口段导热作用占主导，完全发展后对流作用占比逐渐增大。Re和Pr影响换热的机理不同：Re增大，换热一定加强；Pr增大，只是增大了对流作用的占比，且在Pr小于1.8范围内，导热热阻始终占主要作用。同时发现，在管道层流添加扰流结构反而会降低换热效果。

直接空冷系统普遍存在凝结水下降管振动问题，振动严重时危及空冷系统安全运行。基于流固耦合方法建立管道振动模型，采用流致振动和流体空化理论对凝结水管的两相流特性进行分析，对某超超临界660 MW机组凝结水管进行模型解析计算和数值模拟。结果表明：饱和或近饱和的凝结水从空冷平台沿凝结水下降管采用重力自流的方式流到排汽装置热井，在水的势能释放过程中，产生两相流激振和空化的现象，这是产生凝结水振动和空化噪声的原因；在电厂凝结水管道中采用多级文丘里管＋多孔孔板的措施消除凝结水势能，并避免产生管道振动和噪声超标，消除了管道振动的隐患。

在“碳达峰、碳中和”的大背景下，西北地区火力发电在我国电力行业中的重要性进一步提升。该地区高碱煤占比高，锅炉燃用高碱煤过程中极易出现严重结渣和沾污问题，解决高碱煤安全燃用问题对保证我国电力安全有重要意义。对国内外高碱煤燃用技术发展现状进行了介绍，通过十余年的研究，我国高碱煤燃烧技术取得了显著的进步，相关成果已经在电力行业得到了推广应用，锅炉高碱煤掺烧比例由60%以下提高到了90%以上，但目前仍未能完全实现全烧高碱煤。对实现全烧高碱煤的几种技术路线进行了介绍，同时对目前燃用高碱煤典型锅炉的设备参数及运行情况进行了介绍分析。总体而言，煤粉锅炉、流化床锅炉、液态排渣锅炉在对高碱煤适应性方面各有优缺点，都还有技术瓶颈需要进一步研究和突破。为最终破解高碱煤安全燃用难题，还需要引入更多的新技术。

电站锅炉高比例掺烧高碱煤，会造成受热面严重结渣沾污，威胁电厂安全稳定生产。对比了甘肃某电厂3种不同类型锅炉掺烧新疆淖毛湖高碱煤炉况劣化前后的烟气温度变化，并对受热面沾污的灰渣进行了XRD物相分析和化学成分分析。分析结果表明：短时间粘结发展而成的灰块成分与煤灰成分接近，质地疏松，可通过优化吹灰保持受热面清洁；长时间沾污形成的管壳状渣块中富集SO₃、Na₂O，烧结程度高、质地坚硬，控制受热面入口烟气温度可有效缓解管屏沾污结渣；管屏间距50 mm左右的对流受热面，入口烟气温度应控制在800 ℃以下；管屏间距200 mm以上的对流受热面，入口烟气温度应控制在1 000 ℃以下。研究结果可为同类型锅炉掺烧高碱煤提供参考。

为解决电站锅炉掺烧煤气、褐煤、煤泥等多元燃料时的安全和经济性问题，提出了一种针对多元燃料掺烧的评估方法。首先结合燃料特性和机组安全运行各方面要求，建立不同负荷下入炉燃料水分、挥发分、热值和硫分的约束条件，然后通过掺烧试验确定最低综合供电成本，提出不同负荷时的多元燃料最佳掺配方案，并在一台300 MW电站锅炉上开展了掺烧试验。结果表明，在满足入炉燃料约束条件的前提下，以综合供电成本最低为原则提高经济煤种掺配比例，可降低电厂燃料成本。本研究将为我国电站锅炉多元燃料掺烧研究提供重要参考。

准东煤储量大、开采成本低，是新疆准东地区最经济的动力煤种。但准东煤结渣、沾污性极强，严重制约锅炉安全稳定运行。准东地区锅炉通常需要掺烧20%以上低碱煤，而该地区低碱煤储量少、价格贵，发电厂降本增效受到严重制约。为了促进企业降本增效，在五彩湾电厂350 MW机组锅炉上开展了高比例燃用准东高碱煤试验研究。采用燃料燃烧全过程协同优化策略防控锅炉受热面结渣沾污，向煤中添加高岭土调控煤灰成分，对制粉系统、燃烧系统、吹灰系统的运行参数进行了深度优化。现场试验结果显示：协同优化策略解决了该型锅炉长期存在的水冷壁大面积流渣、燃烧器喷口结渣堵塞、对流受热面严重沾污的难题，锅炉运行安全性和带负荷能力大幅度提高，入炉煤结构可长期保持为92.5%准东高碱煤+7.5%高岭土，综合经济效益显著。

为解决现阶段常规垃圾焚烧电站污染物排放高、能量利用率低、初始投资成本高等问题，结合燃煤电站机组绿色转型发展需求，提出了燃煤锅炉耦合垃圾发电技术思路，搭建了30 t/d燃煤锅炉耦合垃圾发电中试试验系统，采用热风、烟气及汽水3种耦合方式实现了垃圾在大型燃煤锅炉上的高效清洁处置，并针对系统运行对燃煤锅炉效率、污染物排放的影响以及垃圾处理能量利用效率进行了分析研究。研究结果表明：3种耦合方式对于实现垃圾的高效、清洁燃烧是完全可行的；热风耦合可提高垃圾焚烧处置效果，降低飞灰及大渣含碳量；烟气耦合能够保证常规污染物SO₂、NO_x及粉尘达到燃煤电站机组排放水平，且不会增加锅炉机组二噁英排放；汽水耦合能够提高垃圾焚烧能量利用效率。该技术的提出为我国垃圾等有机固废的处置提供了新的技术路线，具有广泛的应用前景。

为探索富氧燃烧高效低氮燃烧的途径，在东方锅炉试验中心下行炉上开展神府烟煤、云南劣质烟煤的富氧分级燃烧特性试验研究，探索2种煤在富氧分级燃烧条件下的燃尽特性及氮氧化物排放特性。试验结果表明：在富氧燃烧条件下，采用燃尽风分级燃烧，合理控制氧气分级送入，神府烟煤燃烧效率可达99%以上，烟气中NO_x排放可控制在19.10 mg/MJ以内；云南劣质烟煤因着火延迟，燃尽需要足够长的停留时间，其燃烧效率略低，通过合理氧分级，燃烧效率最高可达90%以上，烟气中NO_x排放可控制在16.83 mg/MJ内；富氧燃烧炉膛温度对NO_x累积生成释放曲线的影响与空气燃烧一致，炉膛温度越高，煤粉颗粒升温速率越快；采用富氧分级燃烧，合理控制氧分级送入时机和位置，可寻找到较高的燃烧效率和较低的NO_x排放，实现富氧燃烧高效低氮排放。

火电机组锅炉炉管失效爆管，会造成机组非停和一定的经济损失。炉管内沉积物是其失效的重要原因，减少炉管内沉积物的产生对机组的安全稳定运行具有重大意义。研究发现，沉积物的形成与炉管过热、高热负荷、水汽品质不佳、出现水汽相变、工质扰动和管材表面缺陷等多种因素有关。结合目前机组灵活性和深度调峰运行、环保改造等情况，用实际沉积物事故案例对各种类型沉积物的形成机理和影响因素进行了分析；进一步论述了炉管内沉积物带来的过热、盐类富集浓缩和对垢下腐蚀的影响；提出了对给水水质、停炉保护、机组启动水汽净化、机组调峰、锅炉换管、锅炉改造和检修时的应对措施，以有效减少锅炉受热面沉积物的产生和降低锅炉炉管失效的风险。

为有效缓解某电厂660 MW机组前后墙对冲燃烧锅炉两侧墙水冷壁高温腐蚀及煤粉颗粒冲刷磨损问题，结合高温腐蚀的原因及机理，并根据现场设备情况，提出将靠近两侧墙的旋流燃烧器角度向炉内中心偏转3.5°。对燃烧器偏转前后的锅炉燃烧进行数值模拟，对比分析了燃烧器角度偏转前后的温度场、速度场、浓度场以及颗粒轨迹的变化，并将方案进行了工程应用。数值模拟和工程应用结果表明：燃烧器角度偏转后，炉内气流向炉膛中心集中，贴近侧墙的煤粉颗粒减少，对侧墙冲刷磨损减弱；同时，侧墙附近区域炉温下降，还原性气氛降低，高温腐蚀风险下降，锅炉燃烧效率基本持平。研究结果可为同类型锅炉高温腐蚀及水冷壁磨损防治提供借鉴。