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。

提高燃煤发电机组灵活运行能力对保障电力系统可靠稳定运行具有重要意义。深入分析了循环流化床（CFB）锅炉炉内热质传递过程，发现当负荷变化时，进入炉膛的风量快速响应，驱动稀相区颗粒悬浮浓度改变，从而引发燃烧侧向工质侧传热率的快速变化；与煤粉锅炉不同，CFB锅炉平均床温随负荷变化较小，变负荷过程中尽管热容很大，但热惯性没有充分表现出来，对变负荷速率不产生消极影响。因此，CFB锅炉的负荷调节过程是基于近恒温条件下传热系数的快速响应，与煤粉锅炉变负荷机制存在本质区别。此外，床料中相当数量的未燃尽碳在升负荷时可作为潜在的燃料供应源，当氧量供应提高时，燃烧率能够迅速提高。结合床料及浇注料蓄热，CFB锅炉可视为自带“储能”功能，为提高出力提供长期能量支持。降低平均床料粒度、减小给煤粒径，添加粉煤和循环灰等措施，能够进一步提高CFB锅炉的变负荷速率。300 MW亚临界CFB煤电机组的试验结果显示，负荷升降速率可达4%~9% Pe/min，接近燃气轮机组的变负荷能力。研究表明CFB锅炉具备快速变负荷潜力，将在新型电力系统中发挥更关键的作用。

随着新能源发电装机量增加导致电网调峰压力增大，火电机组要承担更多调峰任务，但目前火电机组的灵活性和调峰能力都较差。针对某亚临界300 MW燃煤机组，进行熔盐储能改造，提出了6种储热策略和2种放热策略，分析了3种工况下储-放热过程对机组调峰能力及热力性能的影响，并用净现值法进行了技术经济分析。结果表明：抽再热蒸汽储热可行性高，调峰深度能到58.9%，但会增加煤耗；放热时，加热给水产生蒸汽做功的发电增量最大，能到额定发电量的11.3%，但对熔盐的温度水平要求高；高温熔盐代替低压加热器预热给水可行性高，但发电增量低；储-放热全过程中，循环电效率最高可达0.987；进行了储热改造经济性分析，计算得动态投资回收期为11.65年，净现值为4 911.8万元，改造方案可行。

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%。

自然通风直接空冷排烟塔在低温低负荷工况下塔内空气流场分布特性尚不明确，亟需研究其变化规律并提出有效措施以保障排烟性能与防冻安全。基于计算流体动力学（computational fluid dynamics，CFD）数值模拟，分析了环境温度–21、–30 ℃及不同风速下塔内流场与温度场分布。研究结果表明：在对称操作蒸汽隔离阀进行空冷凝汽器扇区投撤的基础上，采用百叶窗旁通对隔离扇区进行调风，可有效优化塔内空气流场，提升低温条件下排烟顺畅性，并显著降低局部结冰风险。现场试验验证了该措施可使机组背压降低约2 kPa，并改善烟气偏流。

为了解决圆柱孔在低吹风比下冷却裕度不足、高吹风比下冷流脱离壁面的技术难题，基于圆柱形孔的尖端覆盖涡流发生器（TCVG），提出了一种新型涡流发生器（VG）设计，即瓦片形涡流发生器（TVG）。对传统圆柱孔与带有TVG的圆柱形孔进行数值模拟，模拟结果表明：采用TVG时，气膜冷却效率比传统圆柱孔提高200%左右，并且解决了传统圆柱气膜孔在高吹风比下冷流从壁面脱离的情况；随着TVG宽度的增加，气膜冷却效率增加，当宽度达到2倍气膜孔直径时气膜冷却效率趋于稳定；随着TVG高度的增加，TVG对冷流的压制作用减弱，且在高吹风比下近场区出现未冷却的间隙，气膜冷却效率呈现下降趋势。TVG扩张角对气膜冷却效果的影响较小，最优扩张角为7.5°。

介绍了华能北方电力达拉特发电厂五期扩建工程（1×1 000 MW）9号机组采用的首台国产化全容量给水泵的优化设计，利用ANSYS Workbench软件建立给水泵三维结构模型，对给水泵筒体进行热应力分析、叶轮强度有限元计算，并给出了汽动给水泵（汽泵）组试运情况及优化建议。给水泵在机组各负荷工况下运行时，给水流量及泵出口压力能满足运行要求，汽泵组各轴承温度及振动指标达到优良范围。通过给水泵性能考核试验数据，计算给水泵效率为84.32%，高于效率保证值。该国产化全容量汽泵组在1 000 MW级燃煤机组的成功应用，可为计划或新建的机组提供经验。

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。

针对某1 000 MW双切圆燃煤锅炉在高灰熔点煤与低灰熔点煤混烧过程中出现的结渣问题，开展了现场试验与数值模拟研究。试验研究表明：随着低灰熔点煤掺烧比例的增加，炉内结渣呈现明显加剧趋势；当低灰熔点煤掺烧比例为50%时，炉内出现轻微结渣；掺烧比例提升至67%时，大屏底部受热面出现大面积结焦；当掺烧比例达到83%时，结渣情况显著恶化，炉渣中渣块占比超过40%。结渣数值模拟结果表明：结渣主要集中在前墙和后墙区域；各受热面结渣程度随低灰熔点煤比例增加而加重；低灰熔点煤的掺入虽未显著改变近壁面温度，但混煤灰熔点大幅降低是结渣恶化的根本原因；低灰熔点煤在燃烧器中投运方式对结渣影响显著，其中D、C层掺烧低灰熔点煤时结渣趋势尤为明显；建议优先在A、B层布置低灰熔点煤，其次考虑F层，应避免在D、C层掺烧低灰熔点煤。结渣数值模拟与现场运行试验结果趋势吻合良好。

超临界水煤气化制氢发电技术是一种高效清洁的发电技术。基于熵产理论，对末级叶栅内H₂O/CO₂混合工质的非平衡凝结流动开展数值研究。通过划分出叶栅内不同损失产生的区域并计算各区域内熵产从而量化损失。分析了背压及混合工质中CO₂质量分数变化对各类损失及熵产来源的作用机理，并探究其影响规律。结果表明：作为总损失的关键组成部分，壁面损失、尾迹损失和边界层损失在不同工况下的占比始终超过90%。熵产的主要来源包括壁面耗散、直接耗散和湍流耗散。当背压升高了5.03 kPa时，总损失减少了31.73%；而当混合工质中CO₂质量分数增加了40%，总损失增加了4.71%。尾迹损失中湍流耗散熵产变化是总损失变化的主要原因，且与流场中的速度梯度密切相关。研究结果可为混合工质汽轮机湿蒸汽区损失分析及气动优化提供参考。