压缩空气储能是大规模长时间的新型物理储能形式。储气库是压缩空气储能系统中至关重要的组成部分。对常用储气装置特点进行分析与总结，针对地下人工硐室进行比较详细的讨论；对压缩空气储能系统地下人工硐室相对于其他类型储气库的优势进行了归纳；对地下人工硐室承载结构、密封系统、传热管理系统等自身设计因素进行了分析；分析讨论了影响地下人工硐室运行过程中的选址、埋深以及压力设计准则等关键技术；对影响人工硐室稳定运行的相关因素提出了评价方法以及评价指标。在此基础上，对压缩空气储能地下人工硐室未来发展方向进行了展望，为地下人工硐室的结构合理性设计与稳定性运行提供参考。

液流电池因其具有安全、循环寿命长、环境友好和扩容性强等优势，成为目前最有前途的大规模储能技术之一。电极作为液流电池的关键材料，其性能对电池性能有着重大影响。综述了静电纺丝碳纳米纤维电极在液流电池中的研究进展，介绍了静电纺丝碳纳米纤维的制备原理以及关键制备参数的影响，详细阐述了电纺碳纳米纤维电极结构和化学性质的调控方法及其对电池性能的影响，包括纤维微观结构的调控、杂原子掺杂和催化改性等；指出电极反应活性面积和化学性质影响的电化学活性与传质性能之间的协同是电极调控的关键，通过对纤维进行造孔或新型结构设计可以调控纤维的微观结构和表面性质，杂原子掺杂和引入催化剂可以提高电极的活性面积和亲水性，以促进电极的电化学活性；提出了电纺碳纳米纤维电极从实验室制备到规模化发展存在的问题及未来发展方向。

针对用户用电需求和可再生能源发电情况，建立以系统总运行成本最小为优化目标的并网型风-光-蓄电池-废弃矿井抽蓄联合发电系统优化调度模型，以等效负荷方差、联络线波动率、供电损失率为评价指标衡量优化调度结果，利用CPLEX求解器对调度模型进行最优求解。对3种不同储能形式的优化调度模型进行仿真对比，结果显示：储能形式为蓄电池和废弃矿井抽蓄的混合储能时的总成本相比蓄电池与废弃矿井抽蓄分别减少了62.21%与49.18%；利用组合熵权秩和比法对优化结果进行排序评价，风-光-蓄电池-废弃矿井抽蓄联合发电系统加权秩和比值为0.833，评分排序最优。所提模型在提升系统运行经济性的同时，提高了系统供电的可靠性，验证了所提模型的合理性与有效性。

针对目前液化空气储能系统往返效率偏低的问题，提出了操作更加灵活的新型耦合太阳能热的液化空气储能系统。该系统放电过程配备了串联双级空气加热器，可在提高往返效率的同时允许系统在低太阳辐照情况下以传统方式运行。对新系统进行了主要参数敏感性分析和㶲分析，结果表明：在允许范围内，液化温度越低，充电压力越低，放电压力越高，系统往返效率越高；系统最优往返效率可达72.4%，太阳辐射不足时系统仍能以53.6%的往返效率运行；系统㶲效率为38.0%，其中太阳能集热场的㶲损最大，占总㶲损的52.4%，其次是节流阀与热电发电机；在换热器中，冷箱和蒸发器㶲损较大。

基于风力发电与光热发电在时间特性上呈互补优势，且光热电站配备的储热系统能够有效缓解调峰压力，提高风电消纳能力，提出太阳能光热-风力联合发电系统。通过拉丁超立方抽样方法有效降低风电出力和太阳辐照强度的不确定性，并提出了一种两阶段双层优化配置方法合理配置储热容量。上层模型以系统综合运行投资成本最低和系统弃电量最低为目标，通过模糊多属性决策方案确定最优储热容量；下层模型以考虑场景内联合发电系统净效益最大为目标优化运行。结果表明：光热电站储热系统的最优储热容量为906 MW·h，最优储热容量配置下的综合运行成本为243万元；通过不同情形的结果对比，该配置方法下系统的弃电量相比之下降低了69.615 MW，系统净收益提高了7.7%。

光热发电中的二次反射塔式技术具有高聚光比、低泵耗和安装维护要求低等优点，依托玉门鑫能第一电力有限公司50 MW二次反射塔式电站建立了定日镜场、二次反射模、吸热器、熔盐储罐和发电循环等关键部件模型，并完成了模型验证。运行测试结果表明：当直射辐射为739.70 W/m²时，熔盐出口温度可以在559 ℃下维持50 min；12:00定日镜场的余弦效率、阴影与遮挡效率、二次反射阴影效率和大气透射率分别为0.856 8、0.999 7、0.994 1、0.974 6，二次反射镜照度和吸热器照度分别为11.3 kW/m²和400.5 kW/m²，同时电站在50 MW的额定发电功率下维持16 h。该研究内容对二次反射塔式电站运行和理论研究具有一定参考意义。

压缩空气储能技术由于其规模大、效率高、环境友好等特点受到广泛关注，其中非补燃式压缩空气储能技术成熟，在运行过程中没有碳排放产生，国内已有多座非补燃式绝热压缩空气储能电站投运、在建和在规划中。然而，目前压缩空气储能系统的设计参数尚未形成统一的标准化体系，使得压缩空气储能在系统设计和性能优化面临诸多挑战。为此，对200 MW等级的压缩空气储能系统进行中温、高温储热系统方案设计，确定了关键设备参数与系统边界条件，并对中、高温储热系统方案进行了性能以及技术经济性分析对比。结果表明：高温储热系统在性能指标上优于中温储热系统，但在投资成本上高于中温储热系统。这表明在选择大容量压缩空气储能系统的储热技术路线时，需要根据具体应用场景和经济预算综合考虑。

基于分时上网电价和风光储系统成本对源-网-荷-储系统的技术经济性开展了研究。首先，提出了一种集成可再生能源和储能的微电网系统模型，该系统包括光伏、风电、储能、电网和用户负荷；然后，在满足对负荷可靠供电的前提下，根据负荷数据、辐照数据、风速数据、分时电价数据以及系统各单元的成本，以系统经济性最优为目标建立了源-网-荷-储系统的优化模型；最后，通过算例详细分析了某地区配置风光储系统的最优容量以及系统的经济性。分析结果表明，储能系统通过在低电价时储能，在高电价时释能，从而避免用户在高电价时从电网购电，进而降低用户从电网的购电成本。

随着可再生能源发电的迅速发展，火电机组需要承担主要的调峰任务，熔盐储热技术作为主要的火电调峰方式之一，可以有效提高机组的调峰性能。采用Ebsilon软件对耦合熔盐储热系统亚临界300 MW机组进行建模，考虑机组对外供应工业蒸汽工况，对比研究了3种储/放热方案的储/放热热效率、负荷变化量和热电转化率等指标。结果表明：在储热过程中，当储热功率为80 MW时，储热方案3（储热热源为主蒸汽、再热蒸汽以及中压缸排汽，且放热后的中压缸排汽直接进入冷凝器）的负荷变化量最大，可达到102.63 MW；当储热功率为50 MW时，储热方案1（储热热源为主蒸汽和再热蒸汽）的储热热效率最高，为28.76%；在放热过程中，当放热效率为80 MW，放热方案2（高温熔盐的热量用于供应工业蒸汽和预热凝结水）的负荷变化量和放热热效率最大，分别为34.69 MW和46.14%；当放热效率为50 MW时，放热方案2的热电转化率最大，为59.07%。该研究可为耦合熔盐储热系统的火电机组调峰性能和热经济性研究提供理论指导。

储能系统辅助火电机组调频受到储能器件容量限制，其输出功率无法长时间跟踪指令功率，同时锂电池储能也存在安全隐患、循环寿命限制与提升机组调频收益增益有限等问题。为此，利用超级电容高循环寿命、高安全性的特性，在Matlab/Simulink中构建混合储能系统辅助燃煤火电机组调频的仿真模型。结合火电机组和储能系统运行状态，进而设计了一套基于指标计算与模糊控制协同的控制策略，实现了动态工况下混合储能系统出力的自适应调整。仿真验证表明该控制策略能够有效延长锂电池的使用年限并且高效利用混合储能的剩余电量。相比于传统的混合储能系统策略，该控制策略降低了锂电池60%的日均使用次数，调频性能综合指标提高34%，日均收益提高2万元，具有较高的工程应用价值。

为满足核电站提高蒸汽参数以获得更好的发电效率及经济性的发展需求，提出了一种适用于高温气冷堆超超临界参数下的孔道式蒸汽发生器。介绍了孔道式蒸汽发生器结构的主要特点，分析了该结构在换热性能、运行安全、生产成本等方面的优势。通过建立理论计算模型，对该蒸汽发生器采用直流逆流换热方式下的轴向、径向、准三维温度分布等参数进行了热工分析及换热性能研究。计算结果表明：该孔道式蒸汽发生器以对流传热及热传导的换热方式为主，温度分布分段明显，换热性能优异，符合相关换热要求。该研究可为核电站蒸汽发生器的设计及研发提供参考。

为提升超超临界燃煤发电机组变负荷过程关键参数控制效果及能效，以某600 MW等级超超临界燃煤发电机组为研究对象进行建模仿真，其关键热力参数偏差满足火电仿真标准规定，建立了燃煤发电机组热力系统内部蓄热分布模型，提出了前馈机组内部蓄热状态的水燃比和烟气挡板开度控制逻辑，将机组变负荷过程实时的蓄热状态前馈到给水、给煤流量和烟气挡板调控中。仿真结果表明：机组在40%THA~70%THA负荷段以1.0%Pe/min~ 3.0%Pe/min速率变负荷时，累计主蒸汽温度偏差率绝对值下降27%~31%，机组瞬态过程平均发电标准煤耗率下降0.37~0.65 g/(kW·h)。证明所提出的控制策略提升了超超临界燃煤发电机组变负荷瞬态过程关键热力参数控制精度和能量转化效率。

针对火电机组深度调峰变工况过程中蒸汽温度大幅变化，引起机组部分结构热应力大幅增加，结构加速损坏，安全事故频发的问题，以300 MW汽轮机调节级转子为对象，利用Ansys软件对叶片热应力、气动力和离心力进行分析。首先对叶根部位开展结构优化，大幅消除常规计算普遍存在的不合理局部应力集中现象；然后研究揭示了火电机组深度调峰过程稳态和瞬态等不同情况下调节级温度场、应力场的分布规律及其对机组安全性能的影响特性。研究结果表明：稳态工况不同喷嘴组温差50 ℃时，最大等效应力升高约24%；瞬态工况升负荷速率5%THA/min比2%THA/min引起转子低周疲劳损伤提升约3倍；相较于稳态工况，每天增加一次速率2%THA/min从半负荷到满负荷的升负荷过程，综合损伤提升38%左右。

为提高碳排放核算的准确性，使企业评估碳减排效果更加直观，提出将电厂发电量与碳排放强度相关联。首先，基于Aspen Plus对燃气-蒸汽联合循环机组进行建模分析，计算其碳排放绩效；然后，从机组负荷、环境温度、热网投入和天然气成分4个影响因素分别对碳排放绩效进行分析。结果表明，建立的Aspen Plus模型能准确模拟电厂运行，以某电厂S106FA多轴燃气-蒸汽联合循环机组为例，经计算碳排放绩效为342.66 g/(kW·h)。采用碳排放绩效对比实测法与排放因子法对碳排放进行计算，碳排放绩效核算碳排放量更贴近实测法计算结果，碳排放绩效法与实测法核算偏差在0.20%。排放因子法采用实测法低位发热量和省缺值低位发热量与实测法偏差分别为5.24%和19.66%；机组负荷对联合循环机组碳排放绩效影响最为显著，其次为热网投入、环境温度和天然气成分。为降低联合循环机组碳排放绩效，电厂需要合理安排调峰时间和热网供热，可以考虑使用可再生能源作为替代或补充燃料。

光伏、储能电池、燃煤热电联产机组组成的综合能源系统，其电力热力系统间孤立运营，为分析其热力电力系统间的信息交互与经济协调调度的关系，依据J.F.Benders混合变量目标分解法对热电联产光储热力电力系统的物理模型按照热力主系统和电力子系统进行分解，通过目标函数和系统边界条件分析子目标之间的信息交互情况，得出光电消纳储存与热电联产协调调度运行的数学模型，并对保护信息加以隔离重定向，以Gurobi求解器迭代计算混合整数规划多维变量问题。基于综合能源系统案例分析了电力热力不同负荷需求下的3种运行工况，发现热力电力运营系统间经济效益协同互补，且信息交互扩大了光电的消纳空间，系统净负荷平均降低了13.63%，交互功率损失每年减少了948.07万元，能源利用效率提高了4.48百分点，可见本模型可以服务于综合能源系统的经济协调调度优化和提高能效。

为消纳可再生能源大规模并网发电，燃煤发电机组的调峰调频任务剧增，长时间处于深度调峰和变负荷过程，导致湿法烟气脱硫系统的性能下降、厂用电率大幅上升。为此，建立了超超临界660 MW燃煤发电机组的动态模型及基于双膜理论的湿法脱硫系统动态模型；模拟了变负荷过程中不同工况点切换浆液循环泵时脱硫系统的性能，发现变负荷过程中浆液和烟气流量的精准匹配可使脱硫系统在满足SO₂排放的前提下实现最小的电能消耗；进一步，获得了变负荷过程中浆液循环流量阶跃变化时SO₂出口质量浓度的预测模型，提出了浆液循环泵定频运行优化控制策略，可实现变负荷过程中浆液与烟气流量的最佳匹配；最后，分析了优化控制策略的节能潜力。研究结果表明：75%THA~50%THA降负荷过程中，变负荷速率为1.0%、1.5%和2.0%Pe/min，分别可节能20.12%、21.52%和22.82%；而在升负荷过程中，分别可节能10.04%、9.90%和8.66%，变负荷过程中烟气流速变化的差异是造成降负荷和升负荷过程中节能潜力不同的根本原因。

火电行业的降碳工作直接关系到“双碳”目标的实现，而循环流化床炉具有燃料适用性广的优势，能够大比例掺烧可再生“零碳”能源-生物质燃料，大幅降低火电厂碳排放。在役循环流化床炉和燃煤条件，进行生物质混合掺烧试验，并对燃烧稳定性、污染物排放及热效率进行了综合评估。掺烧试验结果表明：生产单位蒸汽煤耗量随掺烧比增大显著降低，燃烧工况稳定；掺烧条件下单位石灰石耗量降至4.5 kg/t蒸汽左右，SO₂排放量达标；掺烧后炉内温度升高，排烟温度升高，而飞灰量增大，使热损失有所增大；通过调控风量配比、料层差压及过量空气系数，总体热效率接近设计值；长期运行条件下，生物质掺烧比达到约30%，SO₂和NO_x排放量合格，尾部受热面未受明显腐蚀，1 t蒸汽减排CO₂量约480 kg。

燃煤机组由于煤质及燃烧等原因，锅炉尾部烟道烟气中的粗飞灰颗粒易造成烟道及脱硝催化剂不同程度的磨损。以某300 MW等级机组省煤器出口至脱硝入口烟道为研究对象，建立“A型折流富集+V型高效收灰+T型粗灰通道”的“A-V-T”型脱硝前粗颗粒飞灰预脱除结构，布置于省煤器出口的大截面低流速烟道内，通过数值模拟研究了布置粗颗粒飞灰预脱除装置前后不同粒径分布轨迹、脱除效果、阻力等条件的影响规律，并进行了工程应用。模拟结果表明：采用粗颗粒脱除技术后对原系统烟气侧流场状态影响小；随着飞灰粒径的增大，飞灰脱除率越高，其中50、200、500、1 000 μm粒径的飞灰脱除率分别为12.15%、59.40%、87.01%、93.62%，对粒径200 μm及以上的粗颗粒脱除效率为85.15%，整体的收灰率为15.50%，新增阻力78 Pa。对某300 MW机组实施改造后，经试验，脱硝前对粒径200 μm及以上粗颗粒灰脱除率为83.96%，整体灰的脱除率为14.91%，净增阻力73 Pa，试验结果验证了数值模拟结果的合理性。