Abstract The application of Li‐S batteries is hindered by low sulfur utilization and rapid capacity decay originating from slow electrochemical kinetics of polysulfide transformation to Li 2 S at the second discharge plateau around 2.1 V and harsh shuttling effects for high‐S‐loading cathodes. Herein, a cobalt‐doped SnS 2 anchored on N‐doped carbon nanotube (NCNT@Co‐SnS 2 ) substrate is rationally designed as both a polysulfide shield to mitigate the shuttling effects and an electrocatalyst to improve the interconversion kinetics from polysulfides to Li 2 S. As a result, high‐S‐loading cathodes are demonstrated to achieve good cycling stability with high sulfur utilization. It is shown that Co‐doping plays an important role in realizing high initial capacity and good capacity retention for Li‐S batteries. The S/NCNT@Co‐SnS 2 cell (3 mg cm −2 sulfur loading) delivers a high initial specific capacity of 1337.1 mA h g −1 (excluding the Co‐SnS 2 capacity contribution) and 1004.3 mA h g −1 after 100 cycles at a current density of 1.3 mA cm −2 , while the counterpart cell (S/NCNT@SnS 2 ) only shows an initial capacity of 1074.7 and 843 mA h g −1 at the 100th cycle. The synergy effect of polysulfide confinement and catalyzed polysulfide conversion provides an effective strategy in improving the electrochemical performance for high‐sulfur‐loading Li‐S batteries.

Reservoir fracturing stimulation is the key to constructing an enhanced geothermal system (EGS) for geothermal development in hot dry rock (HDR) reservoir. To clarify the crack propagation law of HDR fracturing, a 3D thermo-hydro-mechanical coupling simulation model of fracture propagation is produced based on the continuum–discontinuum element method (CDEM-THM3D). The correctness of the CDEM-THM3D model is validated by the theoretical solution of the nonisothermal soil consolidation model and Penny fracture model. Then, hydraulic fracturing numerical simulations are performed to analyse the influence of controlling variables on fracture propagation. The results indicate that the thermal tensile stress induced by injecting cold water can decrease reservoir fracture pressure and fracture extension pressure, causing an increasement in fracture width and a reduction in fracture length. Increasing thermal expansion coefficient and temperature difference enhances the effect of thermal stresses and even creates new branch fractures. A large elastic modulus favours an increase in fracture length, while large rock tensile strength and minimum horizontal stress lead to a decrease in fracture length. With increasing injection flow rate and fracturing fluid viscosity, the reservoir fracture pressure and the fracture width rise significantly, and the fracture easily breaks through the barrier of the high-stress compartment.