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。

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。

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。

多台机组联合供热时，机组间的热电负荷分配对全局能耗有重要影响。针对某电厂1号、3号机组为低压缸零出力、抽汽的双模式耦合供热，2号、4号机组为高背压、热泵、抽汽的三模式耦合供热的热电厂，使用EBSILON软件建立了变工况模型，通过调整主蒸汽流量、低压缸零出力汽量、热泵供热功率、高背压供热流量等参数，分析其热电特性和能耗特性，采用最小二乘法拟合电负荷和热负荷的运行边界以及煤耗量与热电负荷的关系，在全厂供热负荷和供电负荷固定的边界条件下通过粒子群算法优化热电负荷分配。结果表明：安排大容量高背压热泵机组提供热负荷，小容量高背压热泵机组提供电负荷时总煤耗量更低；优化后的全厂总煤耗量比优化前降低0.6~10.0 t/h，优化程度为0.3%~3.9%。

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。

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。

碳酸氢铵固体是一种潜在的脱硝还原剂，可以通过固体直接热解高效制取氨气。通过数值计算模拟了碳酸氢铵固体热解反应，并设计了适用于燃煤电厂的热解制氨系统，分析了碳酸氢铵热解制氨过程的经济性。模拟结果显示，碳酸氢铵热解过程适宜在常压下进行，反应温度在100 ℃以上时热解转化率迅速提高。对660 MW机组的碳酸氢铵热解系统进行了设计计算，采用外热式热解反应器以实现余热利用和固体稳定进料，利用燃煤电厂蒸汽或烟气作为热解热源，在110 ℃时碳酸氢铵进料在10 min内可以达到95%转化率。相比尿素水解制氨工艺，碳酸氢铵固体热解工艺的设备成本、占地面积和运行费用均显著降低，具有良好的推广应用前景。

卡诺电池（CB）具有储能密度高、投资成本低的优点。基本有机朗肯循环CB（B-CB）的单级热泵（HP）在高储能密度情况下热泵系数（COP）较低，存在热量的高质低用现象，为解决这一问题，提出了一种采用级联热泵（CHP）、超临界有机朗肯循环的CB，通过建模分析，得到了CHP-CB的最佳工质组合，探讨了余热源温度、高低温储热罐温度、CHP中间温度对系统COP、能量转换效率（PTP）、储能密度（E_D）的影响以及系统的㶲损。在高储能密度条件下，低温储罐温度分别为50、32 ℃时CHP-CB较基本CB，热泵系数分别提高约23.5%和26.9%，低温储罐温度为30 ℃时能量转换效率可达63.11%。在高低温储罐温度相差93 ℃时系统E_D可达13.9 kW·h/m³，且能够对储热工质进行梯级加热。

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。