典型的干煤粉加压气流床煤气化技术见表 2。

相对于水煤浆气流床煤气化技术，干煤粉加压气流床煤气化技术具有以下优点：①由于采用干煤粉进料，不受煤炭成浆性影响，煤种适应性更强，对煤的灰熔点适应范围更宽，对于高灰分、高水分和高硫含量的煤种同样适应；②采用膜式水冷壁结构，无耐火砖衬里，维护量较小，使用寿命长，消除了传统水煤浆气化工艺需频繁检修和更换炉内耐火衬里的弊端；③由于不受耐火砖限制，气化温度更高，一般在1 350~1 650 ℃，碳转化率可达99%以上，热效率高，冷煤气效率优于水煤浆气化工艺；④煤耗、氧耗等工艺指标优于水煤浆气化工艺，配套的空分装置投资可相应下降；⑤烧嘴使用寿命更长，仪表及控制系统安全可靠。

2001年，湖北双环公司与Shell公司签订SCGP专利技术许可合同，是我国首次采用干煤粉加压气流床煤气化技术，并于2006年实现了首套Shell煤气化装置的成功开车。截止到目前为止，我国已有8种不同的干煤粉加压气流床煤气化技术投入使用，其中包括在引进、消化和充分吸收国外先进技术的基础上再创新开发而成的航天炉、五环炉等5种干煤粉气化技术^[3-4]。除此之外，目前国内还有单喷嘴热壁式粉煤气化技术、七一一所煤气化技术、新型余热回收式粉煤气化技术、晋煤炉、沈鼓炉等多种自主开发的干煤粉加压气流床煤气化技术正在寻求工业化应用。

典型的水煤浆加压气流床煤气化技术如表 3所示。

相对于干煤粉气流床煤气化技术，水煤浆加压气流床煤气化技术具有以下优点^[6-7]：①气化压力在2.8~8.7 MPa(表压)，灵活可调，最高压力比干煤粉气化技术高1倍以上，且可根据后续产品需要选择合适的气化压力，对于高压力合成气要求的产品更具优势，可省去合成气压缩机，合成气净化系统规模也相应减小，电耗和能耗相应下降；②水煤浆制备在常温、常压下操作，磨煤系统较为稳定，安全可靠性较高；③水煤浆可用隔膜泵来输送，操作安全稳定，且便于计量和调节控制，计量精确度较高，气化炉炉温波动较小，操作稳定性好；④水煤浆的制浆和输送系统简单，设备少，控制系统较干煤粉技术简单，整个煤气化装置投资比干煤粉技术低。

水煤浆加压气流床煤气化技术早于干煤粉加压气流床煤气化技术在我国得到引进和应用。以GE水煤浆加压气化技术为代表，我国于1987年便开始引进该技术，1993年国内首套GE水煤浆加压气化装置在原鲁南化肥厂成功投运。其后10年，我国又先后在上海焦化厂、渭河化肥厂、安徽淮南化工集团引进建成4套水煤浆气化工业装置，目前均已稳定运行多年。目前，我国已有超过30家单位共引进超过100台GE水煤浆加压气化炉投入运行或在建。除GE水煤浆加压气化技术外，我国从2010年开始引进E-gas水煤浆加压气化技术，目前已有2个项目共6台E-gas气化炉在建。除此之外，我国还自主研究开发了多喷嘴水煤浆气化技术、多元料浆气化技术和清华炉3种不同的水煤浆加压气流床煤气化技术，其中清华炉气化技术有耐火砖和水冷壁2种不同炉型，水煤浆水冷壁气化技术(即第2代清华炉)开创了世界首套水煤浆水冷壁气化工业装置的先河。截止到目前为止，我国共采用了5种不同的水煤浆加压气流床煤气化技术，建设了200多套水煤浆气流床煤气化装置^[3-4]。

从上述统计分析可知，目前已在我国工业化应用的气流床煤气化技术多达13种，建设的气化炉超过300台。典型的干煤粉(Shell废锅流程和GSP激冷流程)与水煤浆加压气流床煤气化技术(E-gas废锅流程和GE激冷流程)的特点分析与比较见表 4。

由表 4可知，以Shell和GSP为代表的干煤粉气化技术气化反应温度高、煤种适应性更强，比煤耗、比氧耗、碳转化率、热效率和冷煤气效率等工艺技术指标均优于水煤浆气化技术；由于采用膜式水冷壁结构，无耐火砖衬里，具有维护量较少、使用寿命长等优点。而以E-gas和GE为代表的水煤浆气化技术，气化反应压力范围宽且最高气化反应压力比干煤粉气化技术高，可根据后续产品需要选择合适的气化压力；由于水煤浆的制备是在常温、常压下操作，磨煤系统较为稳定，安全可靠性较高；原料采用煤浆泵输送，操作稳定可靠。

在煤气化装置投资方面，干煤粉气化装置投资比水煤浆气化装置高，废锅流程投资比激冷流程高。为了保证整个化工生产装置的连续稳定运行，水煤浆气化装置往往需设置备用炉，因此在规模不大的项目中，干煤粉气化装置的投资未必高于水煤浆气化装置。从目前已工业化运行的气流床煤气化技术来看，干煤粉气化技术单台气化炉生产规模大于水煤浆气化技术。

典型的干煤粉与水煤浆加压气流床煤气化技术工业应用及运行情况分析比较见表 5。

由表 5可知，目前以GE激冷流程气化技术为代表的水煤浆气化技术工业运行情况优于干煤粉气化技术，已投运和在建的气化炉台数多于干煤粉气化技术。其原因：①GE水煤浆气化技术于20世纪50年代开始研发，早于以Shell为代表的干煤粉气化技术(20世纪70年代开始研发)；②GE水煤浆气化技术从1987年开始引进我国，而以Shell为代表的干煤粉气化技术从2001年才开始引进我国；③GE水煤浆气化技术的投资明显低于以Shell为代表的干煤粉气化技术，使其更容易为用户所接受和使用。

近年来，以Shell为代表的干煤粉气流床气化技术的发展和应用日益成熟，装置的稳定性、可靠性和在线率逐步提高，使得干煤粉气流床气化技术获得了长足的发展。特别是随着优质煤炭资源的日益匮乏和对使用劣质煤的迫切要求，也进一步促进了干煤粉气流床气化技术的发展和应用。

以600 kt/a煤制烯烃项目为例，典型的干煤粉与水煤浆加压气流床煤气化技术的投资、技术经济和能效比较见6。

由表 6可知，由于水煤浆气流床气化装置需要考虑设置备用炉，使得其气化炉的配置数量比干煤粉气流床气化技术多，从而使煤气化装置的占地、人员配置、复杂程度等相应增加；尽管如此，水煤浆气化装置的投资仍比同种流程的干煤粉气化装置低。

在技术经济指标方面，由于干煤粉气化技术的比煤耗、比氧耗、水耗等指标均优于水煤浆气化技术，使得干煤粉气化技术的项目财务收益高于水煤浆气化技术。同时，由于激冷流程技术比废锅流程技术投资低，使得在同种技术中，激冷流程技术的项目财务收益优于废锅流程技术，其中，GSP激冷流程方案的项目财务收益最高，Shell废锅流程方案次之，而GE激冷流程方案项目财务收益最低。

在项目综合能效方面，由于废锅流程技术可最大限度地回收粗煤气中的显热，副产蒸汽用于大功率机组的透平驱动或直接用于发电，使得废锅流程技术的综合能效高于同种进料方案的激冷流程技术。同样，由于干煤粉气化技术的比煤耗、比氧耗、水耗等指标优于水煤浆气化技术，使得干煤粉气化技术的综合能效比同种流程的水煤浆气化技术高，其中，Shell废锅流程方案的综合能效最高，E-gas废锅流程方案次之，而GE激冷流程方案综合能效最低。

因此，在现代大型煤化工项目中，单从降低煤气化装置投资方面考虑，水煤浆激冷流程气化技术具有明显优势；单从综合能效方面考虑，干煤粉废锅流程气化技术具有明显优势。而若从投资、技术经济和综合能效等多方面综合考虑，干煤粉激冷流程气化技术和水煤浆废锅流程气化技术具有较好的优势。

综上所述，无论是干煤粉气化技术还是水煤浆气化技术，无论是废锅流程技术还是激冷流程技术，都具有其相应的特点和优势。在技术特点方面，干煤粉气化技术气化反应温度高、煤种适应性更强，比煤耗、比氧耗、碳转化率、热效率、冷煤气效率等技术指标优于水煤浆气化技术；但水煤浆气化技术的气化反应压力范围宽，最高气化反应压力高于干煤粉气化技术，可根据后续产品需要选择合适的气化压力，同时水煤浆采用煤浆泵输送，操作更加安全、稳定和可靠。在工业化应用及运行情况方面，典型的干煤粉气化技术与水煤浆气化技术均具有较好的工业化应用业绩，目前基本上都能实现“安、满、长、稳、优”连续运行。在装置投资方面，干煤粉气化装置投资高于水煤浆气化装置，废锅流程技术高于激冷流程技术。在项目的技术经济指标方面，干煤粉气化技术优于水煤浆气化技术，激冷流程技术优于废锅流程技术。在项目的综合能效方面，废锅流程技术优于激冷流程技术，干煤粉技术优于水煤浆技术。