温室气体的排放给全球气候带来了巨大灾难，而燃煤发电所造成的CO₂排放量巨大，因此，对燃煤发电系统进行CO₂减排刻不容缓。对燃煤电厂进行CO₂捕集，目前面临的最大困难就在于，由于CO₂捕集装置所带来的巨大的能耗和投资成本的增加。对减排CO₂的燃煤发电系统进行详细的系统热力性能分析和经济性分析，是进一步对系统进行技术和经济优化设计的关键，开展这部分研究工作具有实际意义，但是目前相关研究还较少。首先对一国内典型的600MW燃煤机组的传统发电系统、燃烧后捕集改造系统和氧/燃料燃烧改造系统进行了模拟仿真计算，搭建了三种发电系统的仿真模型，对系统的能量平衡和质量平衡进行计算，获得系统的主要能耗模拟结果和详细的热力学参数，为进一步的火用分析提供基础。研究结果表明，在燃烧后MEA捕集发电系统中，再生塔的再沸器能耗是能耗增加的主要部分，可以通过抽取低品位的热能来对其进行供热，有效降低该能耗。氧/燃料燃烧发电系统中，空分系统的能耗占系统发电量的18%左右，是能耗增加的主要原因。CO₂压缩系统消耗的能量仅次于再沸器热耗和空分系统，其压缩过程中每一级压缩气体的温度可达到120℃左右。氧燃料方式的系统发电效率略高于燃烧后捕集方式。其次基于热力学第二定律对减排CO₂的燃煤发电系统进行详细的火用分析计算和比较。分析了减排CO₂的燃煤发电系统与传统燃煤发电系统中能量的利用状况，损失发生的部位和各个子系统的能量利用效率。研究结构表明，燃烧后CO₂捕集整合系统的火用效率为35.59%，氧/燃料燃烧系统的火用效率为37.75%，相较传统燃煤发电系统均有大幅度下降，锅炉设备在燃烧后捕集系统与传统燃煤系统中，均为火用损失最大的设备，这是由于燃烧和传热的不可逆造成的。通过对汽水循环系统的火用分析研究，发现汽水循环系统与MEA捕集系统整合时，除了要考虑合理的抽汽温度和压力，还要考虑尽可能利用低压缸排汽对再沸器供热，这样有利于低品质热源的利用，减少系统的火用损失，在减排CO₂的燃煤发电系统中，CO₂压缩系统的火用损失比较较小，但有较大的热能浪费，可以用于加热给水以减少系统火用损失。然后运用矩阵模式的热经济学方法对传统燃煤发电系统、燃烧后捕集发电系统和氧/燃料燃烧发电系统进行热经济性分析，分析其发电成本的形成过程和系统中各个子系统的热经济性优劣。研究结果表明，传统燃煤发电系统为0.28￥/KWh，燃烧后捕集发电系统为0.53￥/KWh，氧燃料发电系统为0.40￥/KWh，矩阵模式热经济学对减排CO₂的燃煤发电系统有良好的适应性，能够科学合理的对其进行成本核算。在三种燃煤发电系统中，凝汽器的热经济学产品—燃料成本差值最大，其火用经济性较好，虽然能量损失很大，但是其能量品味很低，所以损失的燃料火用并不大。锅炉换热系统的火用经济系数均较小，应考虑对锅炉及换热系统进行合理优化。燃烧后捕集和氧/燃料燃烧系统中CO₂压缩装置的非能量成本较高，应考虑如何降低其非能量费用。氧/燃料燃烧系统中空分系统的产品—燃料热经济学成本相差巨大，火用损失巨大，火用效率很低，具有优化潜力。最后基于夹点分析技术对燃烧后捕集发电系统和氧/燃料燃烧系统与CO₂多级压缩系统进行了热能分析与整合，提出了合理的换热器网络设计，达到了热能回收降低系统能耗的目的。通过对燃烧后捕集发电系统的夹点优化改造，节约了42.55%的加热工程用量和70.15%的冷却工程用量。通过对氧/燃料燃烧发电系统的夹点优化改造，节约了约58.15%的外加热公用工程和88.93%的外加冷却公用工程量。优化设计之后的CO₂多级压缩与CCS发电系统的整合系统，间接增加发电产量约为10.8MW左右，提高系统发电效率约为0.78%。