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富氧燃烧烟气中CO2的浓度可达90%以上,无需进行分离就可直接液化回收,避免了复杂的分离工艺过程,在火力发电C02捕集领域具有明显的优势,但是常压富氧燃烧方式下的空气分离制氧、CO2净化压缩过程的电耗很大,为了克服常压富氧燃烧发电系统厂用电大幅度增加的缺点,本文对6-8MPa下增压富氧燃烧与CO2捕集整体化发电系统进行集成优化研究。在富氧燃烧和流化床锅炉燃烧技术的基础上,构建了增压富氧流化床燃煤发电与C02捕集整体化发电系统。从空气分离制氧、燃烧与换热,直至烟气压缩捕集C02的全过程均在6～8MPa下完成,利用高压烟气冷凝器回收锅炉排烟烟气中水蒸汽的汽化潜热,加热锅炉给水,部分替代汽轮机抽汽,增加汽轮机的输出电功率,同时可在常温下液化回收CO2,简化了CO2的液化工艺,大幅度降低了C02压缩过程的电耗。传统的基于理想气体假设的烟气热焓的计算方法不再适用于增压富氧燃烧烟气热焓的计算,本文基于实际气体维里状态方程推导了高温高压三原子混合气体的余焓方程,对增压富氧燃煤烟气的热焓值进行了编程计算,并与商业软件的模拟结果进行了比较,表明基于维里方程的余函数法计算增压富氧燃煤烟气的热焓是准确可靠的。由于烟气的再循环,锅炉流通烟气中水蒸汽的含量大大提高,基于Nusselt凝结理论,建立了高压下含非凝气体的混合气体凝结换热的修正膜模型,计算并分析了冷却壁面的温度、混合气体的流速、水蒸汽的含量以及混合气体的压力对凝结换热的影响；对不同再循环方式下烟气中水蒸汽的平衡进行了计算比较,论证分析了不同烟气再循环方式的利弊和经济性。以300MW燃煤发电机组为例,与常压富氧燃烧相比,系统压力提高到6-8MPa后,增压富氧燃煤烟气中水蒸汽的饱和温度上升到167～188℃,由于烟气中水蒸汽的汽化潜热得以回收利用,汽轮机的毛输出功率增加6.3%左右；同时利用电厂常温循环冷却水将CO2烟气液化后再压缩,C02烟气压缩电耗下降两个数量级；但是,由于供氧压力的提高,空分制氧装置的电耗增加。当供氧纯度为100%时,6-8MPa富氧燃烧与CO2捕集整体化发电系统的整体净效率达到30.1%-30.7%,比常压富氧燃烧发电系统提高了4.2-4.8个百分点。增压富氧燃烧系统各辅机设备的电耗中,空分制氧装置的电耗最大,其制氧电耗与制氧纯度密切相关,对6MPa不同氧气纯度下增压富氧燃烧整体系统的经济性优化结果表明,当供氧纯度为95%时,空分装置的电耗相对较低,系统整体净效率可达30.8%。