根据GB/T 10184—2015，构建了高炉煤气锅炉炉效计算模型，分析了高炉煤气锅炉炉效计算方法。结果表明：燃气基准的差异导致高炉煤气水分及低位发热量的计算方法不同，并列出了2种燃气基准下高炉煤气水分的计算方法及低位发热量的换算方法；提出了3种适用于高炉煤气锅炉的过量空气系数、实际烟气量及烟气中CO₂含量的求解方法，并提出了适用于含煤气加热器的高炉煤气锅炉排烟温度的修正方法；GB/T 10184—2015对部分公式的计算有待于进一步探讨，并可作适当修改。

为应对燃煤电站低碳转型需求，氨作为零碳燃料及高效储氢载体，其与煤混烧技术为火电行业碳减排提供了新路径。从“制-储-输-用”全产业链角度，系统综述了绿氨合成、存储运输及氨煤混烧的研究进展与关键技术，并评估其经济性。研究发现，绿氨合成以第二代低温低压技术（铁/钌催化剂）最具工业化潜力，该技术需要突破催化活性提升与可再生能源制氢-合成氨系统动态匹配技术；并提出开发10万吨级低温储罐与长输液氨管道，建设“西氨东输”网络以支撑绿氨规模化应用；氨煤混烧可通过优化掺氨位置（低氧区后掺）、空气分级（主燃区当量比1.1~1.3）及掺氨比例，以及设计低氮氨煤混烧燃烧装置，实现NO_x排放与纯煤相当，且需考虑掺烧后炉内辐射传热减弱、对流增强，以及锅炉汽水系统兼容性。当绿电成本降至0.10元/(kW·h)且碳价大于370元/t，或利用弃风/光电制氨时，绿氨将比燃煤具备竞争力，未来需通过绿氨降本、碳价机制与政策支持推动技术落地。该研究为燃煤电站绿氨掺烧技术规模化应用提供了全链条技术参考与经济性优化方向。

地热发电作为地热资源开发利用的主要方式之一，其发展对于促进能源结构低碳清洁、推动“双碳”目标的实现意义重大。在明确世界及中国地热能发电发展历程，以及干蒸汽发电技术、闪蒸式发电技术、双循环（双工质）发电技术、全流发电技术等主要地热发电技术概况的基础上，详细阐述了干热岩发电技术、热伏发电技术、超临界CO₂循环发电技术、联合发电技术，以及地热-太阳能、地热-风能、地热-生物质能、地热-海洋能等多能互补发电技术等新兴地热发电技术及其研究进展，结合我国地热发电现状及存在问题，提出了我国地热发电发展的建议，以期对我国地热发电的未来发展提供参考借鉴。

磷酸酯抗燃油作为汽轮机调速系统液压工作介质，对汽轮机正常运转起着至关重要的作用。目前，国内发电机组汽轮机调速系统用磷酸酯抗燃油被进口产品垄断，为打破电力行业高度依赖进口抗燃油的局面，需开展磷酸酯抗燃油国产化研制及应用工作。通过对不同种类国产三芳基磷酸酯性能评价分析，确定适用于国产抗燃油研发的三-（二甲基苯基）磷酸酯；采用氧化和吸附工艺对国产三-（二甲基苯基）磷酸酯进行精制处理，显著提升了三-（二甲基苯基）磷酸酯稳定性能，研制出高性能磷酸酯抗燃油基础油；通过多种添加剂研究，确定添加剂复配方案，得到满足《电厂用磷酸酯抗燃油运行维护导则》（DL/T 571—2014）中新油要求的高性能磷酸酯抗燃油；国产抗燃油静态和动态模拟老化实验研究表明，国产磷酸酯抗燃油抗老化性能优于市售抗燃油；国产磷酸酯抗燃油在发电机组开展1年的工业示范应用期间，油质长期处于新油水平，发电机组调速系统运行正常。

随着储能产业快速发展和储能电站装机容量的持续增长，电化学储能电站安全事故频发，其安全问题已逐渐成为制约行业大规模发展的关键因素。首先，系统梳理了国内外电化学储能电站安全风险评估的相关政策和标准现状；其次，基于对典型安全事故的分析，归纳出电化学储能电站的安全风险点，研究从电池本体、电站工作环境、外部刺激及人为因素等方面总结了电化学储能电站安全风险评价相关理论与评估方法的研究进展；最后，针对行业未来发展，提出了健全储能电站安全评估政策与标准、强化储能电站安全评估体系建设、完善储能电站安全与运行管理系统及加强储能领域专业人才培养等建议，旨在为电化学储能电站的安全可持续发展提供理论参考和实践指导。

随着光伏发电行业规模扩张和持续发展，未来几年光伏组件将迎来大规模退役，组件回收利用已成为全球能源可持续发展和循环经济体系的重要议题。退役的光伏组件富含硅、银、铝等高价值的贵金属元素，也存在铅、氟化物等有毒物质，若处理不当将对环境和人类健康产生巨大的危害。总结了光伏发电行业发展现状和退役现状、光伏组件结构和主要构成材料及价值，分析比较了物理法、热处理法、化学法等回收技术的应用原理、优缺点，并调研了我国目前的回收技术进展；最后，对废弃光伏组件回收进行系统总结与展望，为光伏发电行业的低碳发展和资源循环利用提供科学依据与决策支持。

为实现燃煤电厂（CFPP）与压缩空气储能（CAES）的高效耦合，提出了一种CFPP烟气侧与CAES耦合的系统。该耦合系统释能阶段利用CFPP烟气加热进入膨胀机前的高压空气，避免了引入额外的热源增加成本或从汽轮机侧抽取蒸汽加热高压空气影响火电机组出力。随后为减小引出烟气对单台火电机组运行的影响，建立共享2台火电机组烟气的CAES耦合系统。基于以上系统热力学模型，通过EBSILON软件建模并进行性能分析，提出厂级耦合系统经济性最优运行策略。结果表明：满负荷时烟气耦合方案相对于蒸汽耦合方案标准煤耗率降低2.15 g/(kW·h)，热耗率增加37.06 kJ/(kW·h)，能量利用系数提升0.33百分点，厂用电率下降0.20百分点；烟气侧耦合的总电效率、往返效率和CAES运行效率都高于蒸汽侧耦合方式；厂级耦合系统在经济性优化后，4个典型日的净收益较原始机组分别上涨了14.37万元、15.76万元、18.81万元和20.87万元。

随着电力系统向低碳化转型，新能源装机容量占比逐年增长。可再生能源发电具有间歇性的特点，主要发电时段和高峰用电时段错位，存在供需不平衡，电力电量平衡对灵活性的要求加剧。长时储能电站成为破解问题的有效有段。针对长时储能技术发展概况，首先分析抽水蓄能、压缩空气、锂离子电池、液流电池、熔盐储热、氢储能的技术特性、优势及目前瓶颈，统计以上储能技术的典型应用工程；然后从电源侧、电网侧和用户侧分析了储能的典型场景应用，阐述了多种储能技术在能量转移、辅助服务、黑启动、平滑新能源出力等多场景下的应用对比；总结分析了化学储能示范工程、储热示范工程、机械储能示范工程的技术参数、系统接线、能量管理等问题；最后对未来储能电站技术进行了展望。

火电机组作为传统电力供应的主要来源，在发电过程中会产生大量废热，这些热量如果得不到有效利用，不仅造成能源浪费，还会增加环境负担。如何高效回收并利用火电机组的余热，成为提升能源利用率和降低碳排放的关键问题。深入挖掘火电机组各循环组件的节能降碳潜力，基于参数匹配开展火电机组不同品位余热的高效综合利用，对我国火电行业深度节能减排具有重大意义。首先，介绍了火电机组余热的主要来源与特点；其次，分别阐述了低压缸排汽余热、锅炉排烟余热、锅炉定排和连排余热等多种余热的利用方法及其具体工艺原理，并对不同余热利用方法的系统构型、应用现状、经济效益以及环境效益进行了探讨，总结了各种余热利用方法的优势与不足；最后，对火电机组余热利用技术未来的应用前景及发展趋势进行了展望。