温室气体排放引起的全球气候变化,是本世纪人类面临的最严重的环境问题,其中CO₂年排放量约占人类活动排放温室气体总量的80%左右,是主要的温室气体源。我国是CO₂排放大国,且火力发电CO₂排放量占全国总排放量的一半以上,可见其CO₂捕集与封存对我国乃至全世界温室气体减排意义重大。因此,本论文以大型火力发电机组为研究对象,针对其进行燃烧后脱碳能耗较高的问题开展研究。首先,在单元层面,分析脱碳单元能耗特性,总结凝练热力集成原则;其次,在系统层面,分别以燃煤机组和天然气联合循环（NGCC）机组为例,应用上述集成原则对火电机组进行全面的脱碳集成优化;最后,对比分析传统单乙醇胺（MEA）脱碳法与钙基脱碳法在热力性能,技术经济性能上对发电系统的影响,进行综合评价。具体而言:针对典型的MEA脱碳过程,进行能量分析。分析可知,脱碳过程能耗巨大主要是由于以下几方面原因:再沸器能耗巨大,抽汽供热量更大;脱碳用抽汽能级与再沸器所需能级不匹配;脱碳单元废热未合理利用等。因此,当脱碳过程与能源动力系统集成时,减少脱碳用抽汽量、合理优化抽汽能级以及有效回收脱碳单元废热对降低脱碳能耗则至关重要。针对煤基发电机组,提出一种基于脱碳单元能量输入侧优化的新型脱碳集成系统,即采用蒸汽引射器形成新型抽汽方案,以解决脱碳抽汽参数与再沸器需求不匹配带来的能量浪费。结果表明,经能量输入侧优化后,新系统在抽汽余压、余热处理以及脱碳单元散热三方面?损明显降低,从而使系统?效率由25.6%提高至30.8%,脱碳能效惩罚降低5.3个百分点。发电成本（COE）和CO₂减排成本（COA）分别降低20.9%和40.0%,机组性能得到显著改善。针对NGCC电站烟气CO₂浓度较低,蒸汽循环无回热系统,且进入脱碳单元的烟气温度较高的特点,提出一种基于脱碳过程余热梯级利用的新型脱碳集成系统。该系统采用烟气再循环（EGR）提升烟气CO₂浓度,降低单位CO₂捕集能耗;利用超临界CO₂循环回收低温烟气显热增加机组出功;通过解析塔出口CO₂预压缩回收部分CO₂冷却热用于吸收剂再生。结果表明,新集成系统的电厂净出功由445.92MW增至474.77MW,脱碳能效惩罚相较无集成脱碳电厂降低2.9个百分点,COE比无集成脱碳系统降低9.9%。针对NGCC电站,提出一种供热,脱碳,发电一体化系统。该系统将NGCC电厂与供热系统相结合,充分利用脱碳单元释放的低品位大流量废热,即吸收剂冷却热,CO₂冷却热和多级压缩间冷热。结果表明,新系统的净效率比无集成脱碳系统高2.0个百分点。考虑供热后,247.59MW热量被回用,其能源利用效率相应提高27.0个百分点。从技术经济分析角度可知,新系统的COE和COA分别降低到82.61$/MWh和76.67$/t CO₂,比无集成脱碳NGCC电厂COE和COA降低了9.8%和27.3%。为了全面评价MEA脱碳性能,本文最后进行MEA脱碳和钙基脱碳对比研究。结果表明,当NGCC电厂与MEA脱碳单元进行耦合时,NGCC电厂的净效率由56.0%下降到48.6%,采用EGR使得机组净效率仅提升0.31个百分点。对于钙基脱碳而言,在相同脱碳率下,其脱碳效率惩罚比MEA脱碳法高0.84个百分点。采用EGR后,其净效率略低于采用EGR的MEA脱碳NGCC电厂净效率。最终采用烟气再循环的钙基脱碳NGCC电厂COE为78.70$/MWh,比采用烟气再循环的MEA脱碳NGCC电厂低3.44$/MWh。