本发明涉及核能应用和煤化工技术领域，特别是涉及一种核能-煤生产燃料化学品的零碳排放系统及方法。
背景技术：
煤化工是我国工业部门的重要组成部分，2014年我国煤化工行业碳排放量约为4.95亿吨，占工业部门总碳排放量的7.2％左右。若不计入电石和煤焦化行业，2014年其碳排放量为2.64亿吨，碳排放强度13.6tco2/万元gdp，是工业部门碳排放强度的4.5倍，远远高于我国单位gdp碳排放强度。根据《中国煤化工产业中长期发展规划》，未来十五年，我国新型煤化工产业将迎来快速发展阶段，由煤化工引起的碳排放量将在2020年将达到8.9亿吨，2030年将接近17亿吨，碳排放强度上涨至14.2tco2/万元gdp。基于我国政府已明确提出控制温室气体排放行动目标，到2020年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年降低40％～45％，2030年左右实现二氧化碳排放达到峰值，未来高碳排放强度的煤化工行业如何顺利完成碳减排目标，实现低碳化发展尤为重要。
煤化工行业的高碳排放，一方面是由于系统供热供电引起的间接碳排放；另一方面的co2排放来源于工艺过程的直接碳排放，由于煤炭中氢气含量的不足，为了实现下游燃料化学品生产所需要的合适的氢碳比，需要水煤气变换过程来弥补氢的不足，水煤气变换过程的主要反应为：
co+h2o→h2+co2
在该过程中超过50％的碳转化为二氧化碳排放。以煤制甲醇为例，每生产1吨甲醇消耗原料煤1.9吨，由此引起的直接碳排放为3.5吨co2/甲醇，2015年我国甲醇产量4720万吨，其中煤制甲醇比例为70％，合计煤制甲醇行业的co2排放量为1.2亿吨，占当年工业部门总碳排放量的2％。
核能作为一种安全、清洁、经济、可靠的能源，在未来能源的发展占着举足轻重的地位，发展核能是解决能源供应和改善环境的有效途径。目前我国的核能主要用于供电，截至2012年底，我国在运核电机组17台，装机规模达到1476.4万千瓦，占我国总发电装机规模的1.0％左右；年发电量为94.57twh，占我国年总发电量的1.9％；在建机组达27台，装机规模达2949万千瓦，是全球核电在建规模最大的国家。为了进一步优化电力结构，我国有关部门制订了《核电发展专题规划(2005-2020年)》，提出到2020年我国核电运行装机容量争取达到4000万kw；核电年发电量达到2600-2800亿kwh，核电占全部电力装机容量的比重从现在的不到2％提高到4％。
核电作为清洁零碳的电力来源，除并网发电外，本发明针对高碳排放量的煤化工行业，使用核能提供零碳排放的大部分氢，与来自煤气化的低氢碳比的煤气混合后调节合成气的氢碳比以适应下游生产燃料化学品合成气的要求，从而取消水煤气变换系统，减少系统直接二氧化碳的排放。
技术实现要素：
鉴于以上所述现有技术的缺点，本发明的目的在于提供一种核能-煤生产燃料化学品的零碳排放系统及方法，用于解决现有技术为了实现下游燃料化学品生产所需要的合适的氢碳比，所利用的煤化工生产中水煤气变换系统的二氧化碳排放量高等问题。
为实现上述目的及其他相关目的，本发明提供一种核能-煤生产燃料化学品的零碳排放系统，所述系统至少包括：
高温气冷堆换热系统，用于加热经过预热的原水；
固体氧化物电解槽，设置在所述高温气冷堆换热系统的下游，经过所述高温气冷堆换热系统加热后的所述原水在所述固体氧化物电解槽中发生电解反应生成氢气和氧气；
煤气化炉，与所述固体氧化物电解槽的氧气出口相连，所述氧气与所述煤气化炉中的粉煤发生气化反应生成粗煤气；
粗煤气净化装置，与所述煤气化炉相连，用于将所述粗煤气净化成为净粗煤气；
脱硫净化装置，与所述粗煤气净化装置相连，用于将所述净粗煤气进行脱硫净化处理；
混合器，与所述固体氧化物电解槽的氢气出口及所述脱硫净化装置相连，用于将所述氢气和经过脱硫净化处理的所述净粗煤气混合；
燃料化学品合成塔，与所述混合器相连。
优选地，所述高温气冷堆换热系统包括循环相连的高温气冷堆、过热器及蒸汽发生器，从所述高温气冷堆出口出来的氦气依次经过所述过热器和所述蒸汽发生器后降温，再返回至所述高温气冷堆入口；
所述经过预热的原水依次通过所述蒸汽发生器和所述过热器，通过与所述氦气换热实现加热。
优选地，所述经过预热的原水所利用的预热装置包括与所述高温气冷堆换热系统相连且并联设置的第一热交换器和第二热交换器；
所述原水包括第一原水和第二原水，所述第一原水经过所述第一热交换器预热，所述第二原水经过所述第二热交换器预热，分别预热后汇合进入所述高温气冷堆换热系统进行加热。
优选地，所述固体氧化物电解槽的氧气出口与所述煤气化炉之间连接所述第一热交换器，从所述固体氧化物电解槽出来的所述氧气进入所述第一热交换器对所述第一原水进行预热；
所述固体氧化物电解槽的氢气出口与所述混合器之间连接所述第二热交换器，从所述固体氧化物电解槽出来的所述氢气进入所述第二热交换器对所述第二原水进行预热。
优选地，所述固体氧化物电解槽的氢气出口与所述第二热交换器之间还设置有第一废热锅炉；
所述固体氧化物电解槽的氧气出口与所述第一热交换器之间还设置有第二废热锅炉。
优选地，所述第二热交换器和所述混合器之间还设置有第一压缩机；
所述第一热交换器和所述煤气化炉之间还依次设置有分配器和第二压缩机。
优选地，所述粗煤气净化装置包括旋风分离器和与所述旋风分离器出口相连的水洗塔，所述旋风分离器的入口与所述煤气化炉的粗煤气出口相连，所述水洗塔的出口与所述脱硫净化装置相连。
优选地，所述旋风分离器的入口与所述煤气化炉的粗煤气出口之间还设置有第三废热锅炉；
所述水洗塔的出口和所述煤气化炉的入口之间还设置有循环气压缩机。
优选地，所述混合器和燃料化学品合成塔之间依次设置有合成气压缩机和预热器。
优选地，所述燃料化学品合成塔包括甲醇合成塔、费-托合成塔、烯烃合成塔、乙二醇合成塔中的一种或多种的组合。
本发明还提供一种利用上述系统进行核能-煤生产燃料化学品的零碳排放方法，所述方法至少包括：
1)提供原水，预热所述原水，之后采用所述高温气冷堆换热系统加热预热的所述原水；
2)加热后的所述原水进入所述固体氧化物电解槽发生电解反应生成氢气和氧气；
3)所述氧气进入所述煤气化炉，与所述煤气化炉中的粉煤发生气化反应生成粗煤气，所述粗煤气再经过所述粗煤气净化装置净化成为净粗煤气，之后在所述脱硫净化装置中进行脱硫净化处理；
4)将所述氢气和经过脱硫净化处理的所述净粗煤气在所述混合器中混合成为混合净化气，将所述混合净化气输入所述燃料化学品合成塔进行反应。
优选地，所述步骤1)中，所述高温气冷堆换热系统包括循环相连的高温气冷堆、过热器及蒸汽发生器，从所述高温气冷堆出口出来的氦气依次经过所述过热器和所述蒸汽发生器后降温，再返回至所述高温气冷堆入口，所述高温气冷堆出口温度介于900～1100℃之间，入口温度介于180-300℃之间；
所述经过预热的原水依次通过所述蒸汽发生器和所述过热器，通过与所述氦气换热实现加热，加热后的所述原水温度介于750～950℃之间。
优选地，所述步骤1)中，预热所述原水的步骤包括：将所述原水分为第一原水和第二原水，所述第一原水经过第一热交换器预热，所述第二原水经过第二热交换器预热，分别预热后汇合进入所述高温气冷堆换热系统进行加热，预热后的所述原水温度介于60～80℃之间。
优选地，所述步骤2)中，所述固体氧化物电解槽出口的氢气和氧气压力介于1-5mpa之间，温度介于750-950℃之间。
优选地，所述步骤3)中，所述氧气进入所述煤气化炉之前，先经过第二废热锅炉回收热量，再进入所述第一热交换器对所述第一原水进行预热；
所述步骤4)中，所述氢气在和所述净粗煤气混合之前，先经过第一废热锅炉回收热量，再进入所述第二热交换器对所述第二原水进行预热；
对所述第一原水和第二原水进行预热后，所述氧气和所述氢气的温度降至80℃以下。
优选地，所述氧气对所述第一原水进行预热后，进入分配器，通过所述分配器，使一部分所述氧气作为氧气产品输出，另一部分所述氧气经过第二压缩机压缩至2～4mpa后进入所述煤气化炉；
所述氢气对所述第二原水进预热后，经过第一压缩机压缩至3～9mpa，再进入所述混合器与经过脱硫净化处理的所述净粗煤气混合。
优选地，所述步骤3)中，所述粉煤由煤炭经过备煤装置粉碎干燥处理后获得，所述粉煤的粒径低于90μm，含水量低于5％；
所述粉煤与所述氧气以及蒸汽发生气化反应，所述气化反应的温度介于1400～1700℃之间，压力介于2～4mpa之间，反应生成的所述粗煤气的氢碳比介于0.3-0.6之间。
优选地，所述步骤3)中，反应生成所述粗煤气后，先通过第三废热锅炉回收热量，再经过所述粗煤气净化装置净化成为所述净粗煤气，一部分所述净粗煤气进行脱硫净化处理，一部分所述净粗煤气通过循环气经循环压缩机加压至2～4mpa后返回所述煤气化炉。
优选地，所述步骤4)中，将所述氢气和经过脱硫净化处理的所述净粗煤气在混合器中混合并调节氢碳比，再将所述混合净化气增压至3～9mpa，并加热至200～400℃后进入所述燃料化学品合成塔进行反应。
如上所述，本发明的核能-煤生产燃料化学品的零碳排放系统及方法，具有以下有益效果：
1、本发明采用核能耦合煤生产燃料化学品，采用核能发电电解水工艺特别是采用高温气冷堆驱动的固体氧化物电解槽制氢工艺为煤气化后低氢碳比的粗合成气提供清洁零碳的氢气，取消了传统煤化工中的水煤气变换过程，降低了系统碳排放量。
2、本发明采用核能发电电解水特别是采用高温气冷堆驱动的固体氧化物电解水工艺生产的氧气作为煤气化过程中气化炉的氧气来源，取消了传统煤化工中高能耗的空分装置，降低了系统生产能耗。
3、本发明通过混合器装置来调节粗煤气和来自核能电解水装置的氢气的比例从而达到适合下游燃料化学品生产的合成气的氢碳比要求，工艺控制灵活，适应性强。
附图说明
图1为本发明核能-煤生产燃料化学品的零碳排放系统示意图。
图2为本发明核能-煤生产燃料化学品的零碳排放系统的具体实施例示意图。
图3为本发明核能-煤生产燃料化学品的零碳排放方法的流程示意图。
元件标号说明
1高温气冷堆换热系统
101高温气冷堆
102过热器
103蒸汽发生器
2固体氧化物电解槽
3煤气化炉
4粗煤气净化装置
401旋风分离器
402水洗塔
5脱硫净化装置
6混合器
7燃料化学品合成塔
8预热装置
801第一热交换器
802第二热交换器
9第一废热锅炉
10第二废热锅炉
11第一压缩机
12分配器
13第二压缩机
14第三废热锅炉
15循环气压缩机
16合成气压缩机
17预热器
18硫回收装置
19备煤装置
具体实施方式
以下通过特定的具体实例说明本发明的实施方式，本领域技术人员可由本说明书所揭露的内容轻易地了解本发明的其他优点与功效。本发明还可以通过另外不同的具体实施方式加以实施或应用，本说明书中的各项细节也可以基于不同观点与应用，在没有背离本发明的精神下进行各种修饰或改变。
请参阅附图。需要说明的是，本实施例中所提供的图示仅以示意方式说明本发明的基本构想，遂图式中仅显示与本发明中有关的组件而非按照实际实施时的组件数目、形状及尺寸绘制，其实际实施时各组件的型态、数量及比例可为一种随意的改变，且其组件布局型态也可能更为复杂。
如图1所示，本发明提供一种核能-煤生产燃料化学品的零碳排放系统，所述系统至少包括：高温气冷堆换热系统1、固体氧化物电解槽2、煤气化炉3、粗煤气净化装置4、脱硫净化装置5、混合器以6及燃料化学品合成塔7。
所述高温气冷堆换热系统1用于加热经过预热的原水；
所述固体氧化物电解槽2设置在所述高温气冷堆换热系统1的下游，经过所述高温气冷堆换热系统1加热后的所述原水在所述固体氧化物电解槽2中发生电解反应生成氢气和氧气；
所述煤气化炉3与所述固体氧化物电解槽2的氧气出口相连，所述氧气与所述煤气化炉3中的粉煤发生气化反应生成粗煤气；
所述粗煤气净化装置4与所述煤气化炉3相连，用于将所述粗煤气净化成为净粗煤气；
所述脱硫净化装置5与所述粗煤气净化装置4相连，用于将所述净粗煤气进行脱硫净化处理；
所述混合器6与所述固体氧化物电解槽2的氢气出口及所述脱硫净化装置5相连，用于将所述氢气和经过脱硫净化处理的所述净粗煤气混合；
所述燃料化学品合成塔7与所述混合器6相连。
本发明采用高温气冷堆换热系统1为原水加热提供驱动，在所述固体氧化物电解槽2中制备获得氢气，为煤气化后低氢碳比的粗煤气提供清洁零碳的氢气，取消了传统煤化工中的水煤气变换过程，降低了系统碳排放量；另外，本发明采用高温气冷堆换热系统1为原水加热提供驱动，在所述固体氧化物电解槽2中制备获得氧气，作为煤气化过程中气化炉的氧气来源，取消了传统煤化工中高能耗的空分装置，降低了系统生产能耗；再者，本发明通过混合器6装置来调节粗煤气和来自固体氧化物电解槽2的氢气的比例从而达到适合下游燃料化学品生产的合成气的氢碳比要求，工艺控制灵活，适应性强。
作为示例，如图2所示，所述高温气冷堆换热系统1包括循环相连的高温气冷堆101、过热器102及蒸汽发生器103，从所述高温气冷堆101出口出来的氦气依次经过所述过热器102和所述蒸汽发生器103后降温，再返回至所述高温气冷堆101入口；
所述经过预热的原水依次通过所述蒸汽发生器103和所述过热器102，通过与所述氦气换热实现加热。
需要说明的是，所述高温气冷堆101是用氦气作冷却剂，出口温度高的核反应堆。
作为示例，如图2所示，所述经过预热的原水所利用的预热装置8包括与所述高温气冷堆换热系统1相连且并联设置的第一热交换器801和第二热交换器802；
所述原水包括第一原水和第二原水，所述第一原水经过所述第一热交换器801预热，所述第二原水经过所述第二热交换器802预热，分别预热后汇合进入所述高温气冷堆换热系统1进行加热。
再需要说明的是，所述原水是来自供水系统的去矿物质后的原水，经水泵压缩后，分为两股，一股为所述第一原水，另一股为所述第二原水。
进一步地，所述固体氧化物电解槽2的氧气出口与所述煤气化炉3之间连接所述第一热交换器801，从所述固体氧化物电解槽2出来的所述氧气进入所述第一热交换器801对所述第一原水进行预热；
所述固体氧化物电解槽2的氢气出口与所述混合器6之间连接所述第二热交换器802，从所述固体氧化物电解槽2出来的所述氢气进入所述第二热交换器802对所述第二原水进行预热。通过所述氧气和氢气的温度分别对所述第一原水和第二原水进行预热，可以实现能源的充分利用。
作为示例，所述固体氧化物电解槽2的氢气出口与所述第二热交换器802之间还设置有第一废热锅炉9；
所述固体氧化物电解槽2的氧气出口与所述第一热交换器801之间还设置有第二废热锅炉10。
通过所述第一废热锅炉9和第二废热锅炉10，从所述固体氧化物电解槽2的出来的氢气和氧气可以初步降温，通过所述第一废热锅炉9和第二废热锅炉10可以回收热量产生蒸汽。
作为示例，所述第二热交换器802和所述混合器之间还设置有第一压缩机11；所述第一热交换器801和所述煤气化炉3之间还依次设置有分配器12和第二压缩机13。通过所述第一压缩机11和第二压缩机13对所述氢气和氧气进行压缩升压，所述分配器12对所述氧气进行分配，一部分作为氧气产品，一部分经第二压缩机13压缩后作为煤气化炉3用氧。
作为示例，所述粗煤气净化装置4包括旋风分离器401和与所述旋风分离器401出口相连的水洗塔402，所述旋风分离器401的入口与所述煤气化炉3的粗煤气出口相连，所述水洗塔402的出口与所述脱硫净化装置5相连。
所述旋风分离器401用于脱除粗煤气中含有的灰分颗粒，所述水洗塔402用于进一步冷却所述粗煤气，出水洗塔402成为净粗煤气，一部分净粗煤气作为循环气经循环压缩机15加压返回煤气化炉3，剩余的净粗煤气去脱硫净化装置5，除去合成气中残留的h2s和cos，经过净化后的净粗煤气中h2s含量低于1ppm。脱除的富h2s气体去克劳斯硫回收装置18进一步回收硫产品。
进一步地，所述旋风分离器401的入口与所述煤气化炉3的粗煤气出口之间还设置有第三废热锅炉14。所述煤气化炉3的一部分热量通过煤气化炉壁通入冷却水进行回收，而大部分热量由所述第三废热锅炉14回收，将粗煤气冷却降温，同时产生高压蒸汽。
作为示例，所述混合器6和燃料化学品合成塔7之间依次设置有合成气压缩机16和预热器17。通过所述合成气压缩机16可以对出混合器6的混合净化气进行升压，所述预热器17则对升压后的混合净化气加热。
作为示例，所述燃料化学品合成塔7包括甲醇合成塔、费-托合成塔、烯烃合成塔、乙二醇合成塔中的一种或多种的组合。
本发明还提供一种利用上述系统进行核能-煤生产燃料化学品的零碳排放方法，如图3所示，所述方法至少包括如下步骤：
首先执行步骤s1，如图1所示，提供原水，预热所述原水，之后采用所述高温气冷堆换热系统1加热预热的所述原水。
作为示例，如图2所示，本步骤中，所述高温气冷堆换热系统1包括循环相连的高温气冷堆101、过热器102及蒸汽发生器103，从所述高温气冷堆101出口出来的氦气依次经过所述过热器102和所述蒸汽发生器103后降温，再返回至所述高温气冷堆101入口，完成一次循环，所述高温气冷堆101出口温度介于900～1100℃之间，入口温度介于180-300℃之间；
提供的原水来自供水系统的去矿物质后的原水，经水泵压缩至1-5mpa后进行预热，所述经过预热的原水依次通过所述蒸汽发生器103和所述过热器102，通过与所述氦气换热实现加热，加热后的所述原水温度介于750～950℃之间。
作为示例，本步骤中预热所述原水的步骤包括：将来自供水系统的去矿物质后的原水，经水泵压缩至1-5mpa后，分为两股：第一原水和第二原水，所述第一原水经过第一热交换器801预热，所述第二原水经过第二热交换器802预热，分别预热后汇合进入所述高温气冷堆换热系统1进行加热，预热后的所述原水温度介于60～80℃之间。
然后执行步骤s2，加热后的所述原水进入所述固体氧化物电解槽2发生电解反应生成氢气和氧气。
作为示例，所述固体氧化物电解槽2出口的氢气和氧气压力介于1-5mpa之间，温度介于750-950℃之间。
接着执行步骤s3，所述氧气进入所述煤气化炉3，与所述煤气化炉3中的粉煤发生气化反应生成粗煤气，所述粗煤气再经过所述粗煤气净化装置4净化成为净粗煤气，之后在所述脱硫净化装置5中进行脱硫净化处理。
作为示例，所述氧气进入所述煤气化炉3之前，先经过第二废热锅炉10回收热量，产生蒸汽，再进入所述第一热交换器801对所述第一原水进行预热。通过所述氧气对所述第一原水进行预热，可以实现能源的充分利用。
进一步地，所述氧气对所述第一原水进行预热后，进入分配器12，通过所述分配器12，使一部分所述氧气作为氧气产品输出，另一部分所述氧气经过第二压缩机13压缩至2～4mpa后进入所述煤气化炉3。
作为示例，所述粉煤由煤炭经过备煤装置19粉碎干燥处理后获得，所述粉煤的粒径低于90μm，含水量低于5％；
所述粉煤与所述氧气以及蒸汽发生气化反应，所述气化反应的温度介于1400～1700℃之间，压力介于2～4mpa之间，反应生成的所述粗煤气的氢碳比介于0.3-0.6之间。
更进一步地，反应生成所述粗煤气后，一部分热量通过气化炉壁通入冷却水进行回收，另一部分通过第三废热锅炉14回收热量，将粗煤气冷却至240℃，同时产生高压蒸汽。再经过所述粗煤气净化装置4净化成为所述净粗煤气(具体可以先利用旋风分离器401脱除其中含有的灰分颗粒后进入水洗塔402被进一步冷却，出水洗塔402的净粗煤气温度降至40℃)，一部分所述净粗煤气进行脱硫净化处理，一部分所述净粗煤气通过循环气经循环压缩机15加压至2～4mpa后返回所述煤气化炉3。
所述净粗煤气经脱硫净化装置5进一步除去合成气中残留的h2s和cos，经过净化后的净粗煤气中h2s含量低于1ppm。脱除的富h2s气体去克劳斯硫回收装置18进一步回收硫产品。
最后执行步骤s4，将所述氢气和经过脱硫净化处理的所述净粗煤气在所述混合器6中混合成为混合净化气，将所述混合净化气输入所述燃料化学品合成塔7进行反应。
作为示例，所述氢气在和所述净粗煤气混合之前，先经过第一废热锅炉9回收热量，再进入所述第二热交换器802对所述第二原水进行预热。通过所述氢气对所述第二原水进行预热，可以实现能源的充分利用。对所述第一原水和第二原水进行预热后，所述氧气和所述氢气的温度降至80℃以下。
进一步地，所述氢气对所述第二原水进预热后，经过第一压缩机11压缩至3～9mpa，再进入所述混合器6与经过脱硫净化处理的所述净粗煤气混合。
作为示例，根据下游燃料化学品生产对合成气的要求，将所述氢气和经过脱硫净化处理的所述净粗煤气在混合器6中混合并调节氢碳比，再通过合成器压缩机16将所述混合净化气增压至3～9mpa，并利用与预热器17加热至200～400℃后进入所述燃料化学品合成塔7(甲醇合成塔、费-托合成塔、烯烃合成塔、乙二醇合成塔等一种或多种合成塔的组合)进行反应生产燃料化学品。
下面通过具体步骤和参数来说明本发明的能-煤生产燃料化学品的零碳排放系统及方法步骤。
实施案例一：
以600mw的高温气冷堆耦合煤炭生产甲醇产品为例：
来自水供应系统的原水45.85吨，经回收固体氧化物电解槽2出口的氢气和氧气的余热后温度升至80℃后进入高温气冷堆换热系统1进一步加热至850℃后进入固体氧化物电解槽2发生电解反应，生产氢气5.11吨，氧气40.36吨。
出固体氧化物电解槽2的氧气经废热锅炉10副产高压蒸汽和热交换器801预热原水后温度降至120℃后进入分配器12，其中24％的氧气(1.33万标方)经压缩至3.5mpa后作为煤气化炉3的氧气来源，其余氧气作为产品输出。出固体氧化物电解槽2的氢气经回收热量后增压至3～5mpa后去混合器6装置。
原煤23.05吨经备煤装置19粉碎干燥处理后成为符合气化炉要求的粉煤22.16吨，与氧气一起进入煤气化炉3发生气化反应，反应温度1550～1600℃，反应压力为3.5mpa，出煤气化炉3的粗煤气中氢碳比为0.439，经粗煤气净化装置4脱除煤气中夹杂的飞灰后净粗煤气流量为5万标方。
净粗煤气经脱硫净化装置5将气体中的h2s含量降至1ppm以下，同时副产硫产品58.87kg。出脱硫净化装置5的净粗煤气与来自固体氧化物电解槽2的氢气(5.11吨)一起进入混合器6，出混合器6的净化气流量为10万标方，净化气满足(h2-co2)/(co+co2)＝2.10，经预热后压力升至7.4mpa，温度升至217℃后进入甲醇合成塔，在铜基催化剂的催化作用下合成甲醇42.78吨。
该系统与传统煤制甲醇相比取消了空分装置和水煤气变换装置，减少原料煤消耗54％，降低直接碳排放量98％。
实施案例二：
以600mw的高温气冷堆耦合煤炭生产合成油产品为例：
来自水供应系统的原水45.85吨，经回收固体氧化物电解槽2出口的氢气和氧气的余热后温度升至80℃后进入高温气冷堆换热系统1进一步加热至850℃后进入固体氧化物电解槽2发生电解反应，生产氢气5.11吨，氧气40.36吨。
出固体氧化物电解槽2的氧气经废热锅炉10副产高压蒸汽和热交换器801预热原水后温度降至120℃后进入分配器12，其中42％的氧气(2.33万标方)经压缩至3.5mpa后作为煤气化炉3的氧气来源，其余氧气作为产品输出。出固体氧化物电解槽2的氢气经回收热量后增压至3mpa后去混合器6装置。
原煤28.24吨经备煤装置19粉碎干燥处理后成为符合气化炉要求的粉煤26.72吨，与氧气一起进入煤气化炉3发生气化反应，反应温度1550～1600℃，反应压力为3.5mpa，出煤气化炉3的粗煤气中氢碳比为0.439，经粗煤气净化装置4脱除煤气中夹杂的飞灰后净粗煤气流量为8.76万标方。
净粗煤气经脱硫净化装置5将气体中的h2s含量降至1ppm以下，同时副产硫产品72.1kg。出脱硫净化装置5的净粗煤气与来自固体氧化物电解槽2的氢气(5.11吨)一起进入混合器6，出混合器6的净化气流量为15.73万标方，净化气满足氢碳比为2-2.2，经压缩预热后压力为2.7～3mpa，温度为200～220℃，进入费托反应器。费托合成采用钴基浆态床工艺，反应产物经分离后生成重质馏分、中间馏分和轻质馏分，分别去蜡精制单元、合成油蒸馏单元和柴油加氢单元精制后，输出合成油18.35万吨。
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