煤气化技术中shell与GSP气化炉对比
Shell、Texaco和U-gas气化技术方案比较
Shell、Texaco、U-gas气化技术方案比较一、原料的适应性Shell和U-gas煤种的选择不是技术问题，而是经济问题，它能适应褐煤、次烟煤、烟煤、无烟煤等煤种以及石油焦等原料，也可以二者惨混的混煤，并可以气化高灰分（5.7~24.5%,shell最高35％，U-gas最高55％）、高水分（4.5~37%）和高硫分的劣质煤，在原料的选择上有很大的灵活性。
GE(Texaco)煤气化工艺也能使用很多煤，如烟煤、次烟煤、石油焦和煤液化残渣。
但在煤种选择上有以下要求：1、应选用含水低，尤其是内水低的煤种，否则不利于制成高浓度的水煤浆，对内水含量高的褐煤成浆性差，一般要求小于15％；对褐煤应用有限制。
2、选用灰熔点低和灰粘度适宜的煤种，灰熔点FT(T3宜低于1300℃)，否则会影响气化炉耐火砖的使用寿命。
对高灰熔点的煤应用有限制。
3、要求灰分小于20％。
二、备煤SHELL用煤需要将煤研磨到90％的粒度小于100um，然后用惰性气体的热风干燥，煤中含水量控制在2％以下，以利于气体输送干粉进料的要求。
GE通常采用湿磨工艺，小于10mm粉煤与水、添加剂同时加至磨煤机，过筛后制得高浓度水煤浆。
制浆要求煤粉的粗细颗粒要求有合理的比例：一般通过420um煤粉占90～95％，通过44um的占25～35％，研磨后加入稳定剂，可使水煤浆浓度提高1～2％，达到60～67％工业应用水平。
U-gas需要将煤粉碎到6mm以下，然后干燥外水在4％左右即可。
三、加煤方式和安全性SHELL和U-gas煤气化工艺均采用氮气或二氧化碳输送到缓冲仓，再又上述气体将煤输送到气化烧嘴或喷嘴，整个过程密封，运行稳定可靠，但锁斗系统操作相对复杂。
GE通过中间槽、低压泵、煤浆筛入煤浆槽，再由高压煤浆泵输送到气化炉，但高压煤浆泵的要求较高，需要定期更换内隔膜衬里。
四、气化系列配置SHELL不用备炉，并已经在2000t/d生产装置中得到验证，装置运转率达到95％以上。
“Shell”、“GSP”粉煤气化制甲醇变换反应
“Shell”、“GSP”粉煤气化制甲醇变换反应深度的控制、催化剂选型及动力学模拟计算纵秋云孙永奎（青岛科技大学山东青岛 266042）（兖矿国泰煤化工有限公司山东滕州 277527）0 前言甲醇是重要的基本有机化工原料，在化工、医药、染料方面都有着广泛的用途，特别是近年来受世界性石油紧张和短缺的影响，煤气化制甲醇作为汽油的替代品，倍受人们的青睐和关注，其市场潜力巨大。
我国贫油少气，但煤碳资源相当丰富，是世界上唯一以煤为主要能源的大国。
因此，以煤为原料制甲醇在我国的煤化工工业中占有十分重要的地位。
进入21世纪后，随着我国煤气化制甲醇项目的全面启动，煤气化制甲醇也由早期的单一的“德士古”气化工艺发展带目前的“Shell”、“GSP”和“常压固定床”气化等工艺。
与“德士古”水煤浆加压气化技术相比，尽管Shell和GSP粉煤气化工艺具有对煤质要求低，合成气中有效组分含量高（CO+H2>89%），原煤和氧气消耗低，环境污染小和运行费用低等特点，但由于制得的原料气中CO高达60%以上，如何控制一段炉反应深度和抑制甲烷化副反应的影响等问题，就成为这两种新气化工艺能否成功的用于甲醇生产的关键。
前期，曾以合成氨厂的工艺条件为计算基准，对选用Shell粉煤气化制氨工艺流程中，耐硫变换工序中第一段反应器反应深度的控制和甲烷化副反应的影响等问题进行了研究，结果发现：当水/气低，床层热点温度又高时，则容易发生甲烷化副反应，提高当水/气高，虽然可以抑制甲烷化副的反应，但由于CO浓度高，反应的推动力大，因此一段催化剂的装量只要少量的变化，就会对出口CO含量和床层热点温度造成很大的影响，因此催化剂的用量必须计算准确，否则也会造成床层“飞温”的不良结果。
由于甲醇合成变换的工艺条件与合成氨一段反应条件相类似，因此在“Shell”和“GSP”煤气化制甲醇的生产中，变换工段反应深度的控制与合成氨生产中一段反应条件的控制一样同等重要。
煤气化技术中shell与GSP气化炉对比
煤气化技术中shell与GSP气化炉对比煤气化技术中shell与GSP气化炉对比壳牌（Shell）干煤粉加压气化技术，属于气流床加压气化技术。
可气化褐煤、烟煤、无烟煤、石油焦及高灰熔点的煤。
入炉原料煤为经过干燥、磨细后的干煤粉。
干煤粉由气化炉下部进入，属多烧嘴上行制气。
目前国外最大的气化炉日处理2000t煤，气化压力为3.0MPa，国外只有一套用于商业化联合循环发电的业绩，尚无更高气化压力的业绩。
这种气化炉是采用水冷壁，无耐火砖衬里。
采用废热锅炉冷却回收煤气的显热，副产蒸汽，气化温度可以达到1400-1600℃，气化压力可达3.0-4.0MPa，可以气化高灰熔点的煤，但仍需在原料煤中添加石灰石作助熔剂。
该种炉型原设计是用于联合循环发电的，国内在本世纪初至今已签订技术引进合同的有19台气化炉装置，其最终产品有合成氨、甲醇，气化压力3.0-4.0MPa。
其特点是干煤粉进料，用高压氮气气动输送入炉，对输煤粉系统的防爆要求严格；气化炉烧嘴为多喷嘴，有4个对称式布置，调节负荷比较灵活；为了防止高温气体排出时夹带的熔融态和粘结性飞灰在气化炉后的输气导管换热器、废热锅炉管壁粘结，采用将高温除灰后的部分300-350℃气体与部分水洗后的160-165℃气体混合，混合后的气体温度约200℃，用返回气循环压缩机加压送到气化炉顶部，将气化炉排出的合成气激冷至900℃后，再进入废热锅炉热量回收系统。
返回气量很大，相当于气化装置产气量的80-85%，对返回气循环压缩机的操作条件十分苛刻，不但投资高，多耗动力，而且出故障的环节也多；出废热锅炉后的合成气，采用高温中压陶瓷过滤器，在高温下除去夹带的飞灰，陶瓷过滤器不但投资高，而且维修工作量大，维修费用高。
废热锅炉维修工作量也大，故障也多，维修费用也高。
据介绍碳转化率可达98-99%；可气化褐煤、烟煤、无烟煤、石油焦；冷煤气效率高达80-83%；合成气有效气（CO+H2）成分高达90%左右，有效气（CO+H2）比煤耗550-600Kg/Km3，比氧耗330-360M3/Km3（用河南新密煤时，比煤耗为709Kg/Km3。
浅谈煤气化工艺的优缺点
浅谈煤气化工艺的优缺点摘要：本文主要介绍了Texaco、Shell、GSP三个主要的煤气化工艺的原理及优缺点。
关键词：Texaco Shell GSP 原理优缺点一、引言我国煤炭资源相对丰富，而煤化工属“两高一资”产业，其发展必然受到资源、环境和产业政策等制约，因此煤化工发展必须采用新技术，开发新产品。
煤气化技术成熟，只需确定气化技术路线与气化炉配置。
本文主要介绍了Texaco、Shell、GSP三个主要的煤气化工艺。
二、反应原理Texaco气化工艺：采用两相并流型气化炉，氧气和煤浆通过特制的喷嘴混合喷入气化炉，在炉内水煤浆和氧气发生不完全反应产生水煤气，其反应释放的能量可维持气化炉在煤灰熔点温度以上，以满足液态排渣的需要。
Shell气化工艺：煤气化在高温加压条件下进行，煤粉、氧气及蒸汽并流进入气化炉，在极为短暂的时间内完成升温、挥发分脱除、裂解、燃烧及转化等一系列物理化学过程。
由于气化炉内温度很高，在有氧存在的条件下，以燃烧反应为主，在氧化反应完后进入到气化反应阶段，最终形成以CO和H2为主的煤气离开气化炉。
GSP气化工艺：GSP连续气化炉是在高温加压条件下进行，几根煤粉输送管均匀分布进入最外环隙，并在通道内盘旋，使粉煤旋转喷出。
给煤管末端与喷嘴顶端相切，在喷嘴外形成一个相当均匀的粉煤层，与气化介质混合后在气化室中进行气化，反应完后最终形成CO和H2为主的煤气进入激冷室。
三、主要工艺指标对比四、工艺技术优缺点4.1优点Texaco气化工艺：可用于气化的原料范围比较宽；工艺技术成熟，流程简单，过程控制安全可靠，运转效率高，操作性好，可靠程度高；碳转化率高，可达95%以上；合成气质量好，用途广；可供选择的气化压力范围宽（2.6-8.5Mpa），为满足多种下游工艺提供条件，即节省了中间压缩工序，也降低了能耗；单台炉投煤量选择范围大，根据气化压力等级及炉径的不同，单炉投煤量一般在400-2200t/d左右；气化过程污染少，环保性能好。
煤制合成气技术比较
煤制合成气技术比较煤制合成气技术比较Texaco水煤浆气化、Shell粉煤加压气化和GSP气化技术都是典型的洁净煤气化技术，各有特点，各企业在改造或新建时应根据煤种、灰熔点、装置规模、产品链设定和投资情况进行合理选择。
下面就上述气化技术及其选择和使用情况进行分析和评价，供大家参考。
1、Shell气流床加压粉煤气化该工艺在国外还没有用于化肥生产的成功范例。
中石化巴陵分公司是第一家引进该技术用于化肥原料生产的厂家。
到目前为止，国内已先后有18家企业引进了此项技术(装置)。
但该工艺选择的是废锅流程，由于合成原料气含有的蒸汽较少，3.0MPa下仅为14％；因此用于生产合成氨后续变换工序要补充大量的水蒸气，用于甲醇生产也要补充一部分水蒸气于变换工序，工艺复杂，也使系统能量利用不合理。
湖北双环科技股份有限公司是第一家正式投运的厂家，于2006年5月开始试车。
据反映，试车期间曾发生烧嘴处水冷壁烧漏，输煤系统不畅引发氧煤比失调、炉温超温，渣口处水冷壁管严重腐蚀，水冷液管内异物堵塞和烧嘴保护罩烧坏等问题。
引进该技术的项目投资大。
2006年5月贵州天福与Shell签约，气化岛规模为每小时17.05万m3CO+H2，投资9.7亿元人民币，为同规模水煤浆气化岛投资的1.8倍。
气化装置设备结构复杂，制造周期长。
气化炉、导管、废锅内件定点西班牙、印度制造，加工周期14～18个月，海运3个月；压力壳可国内制造，但材料仍需进口，周期也较长；设备、仪表、材料的国产化率与水煤浆气化相比差距比较大。
建厂时间长(3～5a)，将使企业还贷周期长，财务负担加重。
2001年与Shell签约的中石化巴陵分公司、湖北双环、柳州化工股份有限公司只有双环于2006年5月试车；2003年与Shell签约的中石化湖北化肥分公司、中石化安庆分公司、云天化集团公司、云维集团沾化分公司只有安庆于2006年10月开始煮炉。
Shell气化装置没有化工生产成熟应用为依托，消化掌握需要经历较长时间。
Texaco、Shell、GSP三种气化技术对比
• 即选用GSP煤气化技术！
各性能对比见下表：
五、主要工艺指标对比
• 经过以上学习和对比，我组认为：
• 德士古技术是单喷嘴，进料流向不均匀， 煤炭浪费较多。 • shell必须用干粉煤，且煤气中焦油及酚含 量高，污水处理复杂，难以大规模推广. • GSP没有工业化经验，因而没有竞争力，而 相同煤化工规模投资额度比较：Shell>德士 古
3、GSP气化反应原理
GSP 连续气化炉是在高温加压条件下进行的，属 气流床反应器，几根煤粉输送管均布进入最外环隙， 并在通道内盘旋，使煤粉旋转喷出给煤管线末端与喷 嘴顶端相切，在喷嘴外形成一个相当均匀的煤粉层， 与气化介质混合后在气化室中进行气化，反应完后最 终形成以 CO、H2为主的煤气进入激冷室。 以上 3 种气化炉其反应原理基本相同，其反应均 为不完全氧化还原反应生成粗合成气；不同之处是 前者采用的是水煤浆气化，而后两者采用干煤粉气 化。
3、GSP气化炉工艺流程
将预处理好的原料煤在磨煤机内磨碎到适于气化的粒度（对不同煤种有不 同的要求）并进行干燥用输气（N2 或CO2）从加料斗中将干煤粉送到气化 炉的组合喷嘴中。 加压干煤粉，氧气及少量蒸汽通过组合喷嘴进入到气化炉中。气化炉的操 作压力为2.5~4.0MP，根据煤粉的灰熔特性，气化操作温度控制在 1350~1750 ℃。高温气体与液态渣一起离开气化室向下流动直接进入激冷 室，被喷射的高压激冷水冷却，液态渣在激冷室底部水浴中成为颗粒状，定 期的从排渣锁斗中排入渣池，并通过捞渣机装车运出。从激冷室出来的达到 饱和的粗合成气经两级文氏管洗涤后，使含尘量达到要求后送出界区。 激冷室和文氏管排出的黑水经减压后送入两级闪蒸罐去除黑பைடு நூலகம்中的气体成 分，闪蒸罐内的黑水则送入沉降槽，加入少量絮凝剂以加速灰水中细渣的絮 凝沉降。沉降槽下部沉降物经过滤机滤出并压制成渣饼装车外送。沉降槽上 部的灰水与滤液一起送回激冷室作激冷水使用，为控制回水中的总盐含量， 需将少量污水送界区外的全厂污水处理系统。
Texaco-Shell-GSP煤气化技术比较
730 2200 小试厂
商业化装 压力 4.0MPa 1986 年 6
置，生产 温度 1500℃ 月建成，投
H2 和羰
资 2.2 亿马
基合成气
克
联合发电 压力 2.8-3.0 96 年 7 月 MPa，温度 投用，投资
1200-1500℃ 5.1 亿美元
小试装置 气化压力 1.4 小 试 厂 79
气化装 Φ2×10ft，二段反应
发电
年投运。 示 范 厂 83 年 7 月投运
1430 1832
商业化生 压力 2.1MPa 87 年 4 月 产装置， 一段温度 投运 联合循环 1316-1427 发电 ℃，二段
1038℃
中国水煤浆气化装置概况一览表
序 气化装 气化炉台数和形式
号置
煤浆制备
单炉干煤 用途
量（t/d）
主要工 艺条件
2、国内外水煤浆气化装置
到目前为止，国内外已建、在建和拟建德士古水煤浆加压气化装置，加上技 术上相似的道化学气化装置，已达 20 多座，如下表所示：
国外水煤浆气装置概况一览表
序 气化 气化炉台数和形式
号 装置
煤浆制备
单炉干煤 用途
量（t/d）
主要工 艺条件
备注
1 美国蒙 3 台，第 l 台为废锅 棒磨机，试烧评 15～20 中试装 第 1 台设计 3 台分别于
⑦、单台气化炉的投煤量选择范围大。根据气化压力等级及炉径的不同，单 炉投煤量一般在 400～1000t/d（干煤）左右，在美国 Tampa 气化装置最大气化能 力达到 2200t/d（干煤）。
一、Texaco 水煤浆纯氧加压气化技术
1、发展历史 鉴于在加压下连续输送粉煤的难度较大，1948 年美国德士古发展公司 （Texaco Development Corporation）受重油气化的启发，首先创建了水煤浆气化 工 艺 (Texaco coal gasification process) ， 并 在 加 利 福 尼 亚 州 洛 杉 矶 近 郊 的 Montebello 建设第一套投煤量 15t/d 的中试装置。当时水煤浆制备采用干磨湿配 工艺，即先将原煤磨成定细度的粉状物，再与水等添加物混合一起制成水煤浆， 其水煤浆浓度只能达到 50%左右。为了避免过多不必要的水分进入气化炉，采取 了将人炉前的水煤浆进行预热、蒸发和分离的方法。由于水煤浆加热汽化分离的 技术路线在实际操作中遇到一些结垢堵塞和磨损的麻烦，1958 年中断了试验。 早期的德士古气化工艺存在以下明显的缺点。如①、配置煤浆不会应用水煤 浆添加剂和未掌握粒级配比技术，煤浆浓度较低；②、水煤浆制备采用干磨湿配， 操作复杂，环境较差；③、煤浆在蒸发过程中易结垢和磨损；④、分离出的部分 蒸汽（约 50%）夹带少量煤粉无法利用，且在放空时造成污染。 由于在 20 世纪 50～60 年代油价较低，水煤浆气化无法发挥资源优势，再加 上工程技术上的问题，水煤浆气化技术的发展停顿了 10 多年，直到 20 世纪 70 年代初期发生了第一次世界性石油危机才出现了新的转机。德士古发展公司重新 恢复了 Montebello 试验装置，于 1975 年建设一台压力为 2.5MPa 的低压气化炉， 采用激冷和废锅流程可互相切换的工艺，由于水煤浆制备技术得到长足的进步， 水煤浆不再经过其他环节而直接喷人炉内。1978 年和 1981 年再建两台压力为 8.5MPa 的高压气化炉，这两台气化炉均为激冷流程，用于煤种评价和其他研究。 1973 年德士古发展公司与联邦德国鲁尔公司开始合作，于 1978 年在联邦德 国建成了一套德士古水煤浆气化工业试验装置(RCH/RAG 装置)，该装置是将德 士古发展公司中试成果推向工业化的关键性一步，通过实验获得了全套工程放大 技术，并为以后各套工业化装置的建设奠定了良好的基础。
各种气化炉工艺比较
煤制合成气技术比较作者/来源：陈英1，任照元2(1.兖矿鲁南化肥厂，山东滕州277527；2.水煤浆气化及煤化工国家工程研究中日期：2009-1-13Texaco水煤浆气化、Shell粉煤加压气化和GSP气化技术都是典型的洁净煤气化技术，各有特点，各企业在改造或新建时应根据煤种、灰熔点、装置规模、产品链设定和投资情况进行合理选择。
下面就上述气化技术及其选择和使用情况进行分析和评价，供大家参考。
1 Shell气流床加压粉煤气化该工艺在国外还没有用于化肥生产的成功范例。
中石化巴陵分公司是第一家引进该技术用于化肥原料生产的厂家。
到目前为止，国内已先后有18家企业引进了此项技术(装置)。
但该工艺选择的是废锅流程，由于合成原料气含有的蒸汽较少，3.0MPa下仅为14％；因此用于生产合成氨后续变换工序要补充大量的水蒸气，用于甲醇生产也要补充一部分水蒸气于变换工序，工艺复杂，也使系统能量利用不合理。
湖北双环科技股份有限公司是第一家正式投运的厂家，于2006年5月开始试车。
据反映，试车期间曾发生烧嘴处水冷壁烧漏，输煤系统不畅引发氧煤比失调、炉温超温，渣口处水冷壁管严重腐蚀，水冷液管内异物堵塞和烧嘴保护罩烧坏等问题。
引进该技术的项目投资大。
2006年5月贵州天福与Shell签约，气化岛规模为每小时17.05万m3CO+H2，投资9.7亿元人民币，为同规模水煤浆气化岛投资的1.8倍。
气化装置设备结构复杂，制造周期长。
气化炉、导管、废锅内件定点西班牙、印度制造，加工周期14～18个月，海运3个月；压力壳可国内制造，但材料仍需进口，周期也较长；设备、仪表、材料的国产化率与水煤浆气化相比差距比较大。
建厂时间长(3～5 a)，将使企业还贷周期长，财务负担加重。
2001年与Shell签约的中石化巴陵分公司、湖北双环、柳州化工股份有限公司只有双环于2006年5月试车；2003年与Shell签约的中石化湖北化肥分公司、中石化安庆分公司、云天化集团公司、云维集团沾化分公司只有安庆于2006年10月开始煮炉。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
煤气化技术中shell与GSP气化炉对比
来源：编辑：阿勇发布时间：2013-04-03访问量：44次字体大小：大中小壳牌（Shell）干煤粉加压气化技术，属于气流床加压气化技术。
可气化褐煤、烟煤、无烟煤、石油焦及高灰熔点的煤。
入炉原料煤为经过干燥、磨细后的干煤粉。
干煤粉由气化炉下部进入，属多烧嘴上行制气。
目前国外最大的气化炉日处理2000t煤，气化压力为3.0MPa，国外只有一套用于商业化联合循环发电的业绩，尚无更高气化压力的业绩。
这种气化炉是采用水冷壁，无耐火砖衬里。
采用废热锅炉冷却回收煤气的显热，副产蒸汽，气化温度可以达到1400-1600℃，气化压力可达3.0-4.0MPa，可以气化高灰熔点的煤，但仍需在原料煤中添加石灰石作助熔剂。
该种炉型原设计是用于联合循环发电的，国内在本世纪初至今已签订技术引进合同的有19台气化炉装置，其最终产品有合成氨、甲醇，气化压力3.0-4.0MPa。
其特点是干煤粉进料，用高压氮气气动输送入炉，对输煤粉系统的防爆要求严格；气化炉烧嘴为多喷嘴，有4个对称式布置，调节负荷比较灵活；为了防止高温气体排出时夹带的熔融态和粘结性飞灰在气化炉后的输气导管换热器、废热锅炉管壁粘结，采用将高温除灰后的部分300-350℃气体与部分水洗后的160-165℃气体混合，混合后的气体温度约200℃，用返回气循环压缩机加压送到气化炉顶部，将气化炉排出的合成气激冷至900℃后，再进入废热锅炉热量回收系统。
返回气量很大，相当于气化装置产气量的80-85%，对返回气循环压缩机的操作条件十分苛刻，不但投资高，多耗动力，而且出故障的环节也多；出废热锅炉后的合成气，采用高温中压陶瓷过滤器，在高温下除去夹带的飞灰，陶瓷过滤器不但投资高，而且维修工作量大，维修费用高。
废热锅炉维修工作量也大，故障也多，维修费用也高。
据介绍碳转化率可达98-99%；可气化褐煤、烟煤、无烟煤、石油焦；冷煤气效率高达80-83%；合成气有效气（CO+H2）成分高达90%左右，有效气（CO+H2）比煤耗550-600Kg/Km3，比氧耗330-360M3/Km3（用河南新密煤时，比煤耗为709Kg/Km3。
比氧耗为367.2Nm3/ Km3。
所以在这里要说明一点，无论那一种煤气化技术，资料上介绍的比煤耗和比氧耗都是在特定条件下的数据，确切的数据，应该在煤试烧后方能获得，在做方案比较的时候可以用气化工艺计算的方法求得，要在同一个煤种的数据上作评价的依据。
）；比蒸汽耗120-150Kg/Km3；可副产蒸汽880-900Kg/Km3。
我国采用Shell干煤粉加压气化工艺的装置自2006年开始，陆续投料试生产的，已有好几家，但是至今尚未达到长周期稳定正常生产。
主要的原因是系统流程长，设备结构复杂。
当采用高灰分、高灰熔点的煤进行气化时。
就会出现水冷壁能否均匀挂渣的问题、气化炉顶输气管和废热锅炉积灰问题、高温高压干法飞灰过滤器除尘效率和能力问题、每天产生的大量飞灰出路问题、激冷气压缩机故障多的问题、水洗冷却除尘的黑水系统故障问题。
该工艺第一次用于化工（尤其是制合成氨、制甲醇、制氢），其除尘净化、长周期稳定正常生产的要求程度，远高于发电，用于发电尚有燃油（或天然气）发电可作为备用发电，而现在用于化工生产，一个大型企业只设1套设备结构复杂、控制系统要求高的煤气化装置，不设备用炉，
生产上是没有保证的。
一套新装置投入生产到正常稳定生产，当然需要有一个磨合期，但是不能太长，否则企业很难承受。
本人认为可以首先在原料煤上做改进，改进多出故障的源头，采用低灰分、低灰熔点的煤为原料，摸索出长周期稳产高产的经验。
第二是增设采用激冷流程的备用气化炉，在现有Shell炉的基础上改激冷流程是很难的，应该采用多喷嘴下行制气的气化炉，比较容易实现。
GSP干煤粉加压气化技术，属于气流床加压气化技术，入炉原料煤为经过干燥、磨细后的干煤粉，干煤粉由气化炉顶部进入，属单烧嘴下行制气。
气化炉内有水冷壁内件，目前国外最大的GSP气化炉每天投煤量720t褐煤，操作压力2.8MPa，操作温度1400-1500℃，为调节炉温需向气化炉内输入过热蒸汽。
气化高灰熔点的煤时，可以在原料煤中添加石灰石作助熔剂。
因采用水激冷流程，所以投资比Shell炉要省得多，两者投资比是Shell炉比GSP炉=（1.43～1.56）:1，适用于煤化工生产。
据介绍，碳转化率可达到98～99%，可气化褐煤、烟煤、次烟煤、无烟煤、石油焦及焦油，冷煤气效率高达80-83%，合成气有效气（CO+H2）成分高达90%左右，有效气（CO+H2）比煤耗550-600 Kg/Km3 ，比氧耗330-360M3/Km3，比蒸汽（过热蒸汽）耗120-150 Kg/Km3。
正常时要燃烧液化气或其他可燃气体，以便于点火，防止熄火和确保安全生产。
有文献记载，如烧液化气，以一套日处理720t褐煤的气化装置为例，每小时要消耗777.7Kg液化气，即每天消耗19t液化气，以每吨液化气按5000元计价，每天要烧掉9.5万元，一年2850万元。
如只在开工时用液化气，正常生产时烧自产煤气，按热值折算，每小时要消耗自产煤气约3500Nm3,以煤价450元/t计，自产煤气成本价约0.45-0.5元/Nm3，每天要耗掉3.8-4.2万元，一年就是1140-1260万元，这笔费用很可观。
该气化炉水冷壁的盘管内用压力为4.0MPa、温度达250℃的水冷却，在盘管内不产生蒸汽，只在器外冷却水循环系统中副产0.5MPa的低压蒸汽。
GSP煤气化的技术优点：1、煤种适应性强：可以气化高灰熔点的煤，对煤种的适应性更为广泛，从较差的褐煤、次烟煤、烟煤、无烟煤到石油焦均可气化，也可以用两种煤掺烧；
2、技术指标优越：温度1350℃—1750℃，碳转化率99%，CH4<0.1%（V），CO+H2>90%,不含重烃,冷煤气效率80%(依煤种有所不同)；
3、氧耗低，煤耗低；
4、设备寿命长：水冷壁设计25年，烧嘴主体预计10年；
5、开、停车操作方便，且时间短：从冷态到满负荷约1小时；
6、操作弹性大；
7、自动化水平高：整个系统操作简单，安全可靠；
8、对环境影响小：无有害气体排放，污水排放量小，炉渣不含有害物质，可做建筑原料；
9、工艺流程短，设备尺寸小，投资少，建设周期短，运行成本低。
缺点：气化炉结构复杂，下部带辐射式废锅，投资高。
（来源：中国庆华集团王瑗整理）。