图3-3和图3-4的低温分离器在一定压力和低温下进行三相分离，使烃类凝液和含抑制剂的水溶液从低温分离器中分离出来。尽管通常将低温分离器内视为一个平衡的气液分离过程，即认为其分离温度等于分离出的干气在该压力下的水、烃露点，但是实际上干气的露点通常均高于此分离温度，分析其原因除与测定方法本身准确度有关外，主要还有以下影响因素。
(1) 取样、样品处理、组分分析和工艺计算误差以及组成变化和运行波动等造成的偏差。
天然气取样、样品处理、组分分析和工艺计算误差，以及组成变化和运行波动等因素均会造成偏差，尤其是天然气中含有少量碳原子数较多的重烃时，这些因素造成的偏差就更大。
此外，所测定的天然气中有无干扰物质(例如，固体杂质、油污、雾状液滴、甲醇等)也会影响测定结果。
必须指出的是，露点线上的临界冷凝温度取决于天然气中最重烃类的性质，而不是其总量。因此，在取样分析中如何测定最重烃类的性质，以及进行模拟计算时如何描述最重烃类的性质，将对露点线上的临界冷凝温度影响很大。
(2) 低温分离器对气流中微米级和亚微米级雾状液滴的分离效率不能达到1OO%。
由于低温分离器对气流中微米级和亚微米级雾状水滴和烃液滴的分离效率不能达到100%，这些雾状液滴将随干气一起离开分离器，经换热升温后或成为气相或仍为液相进入输气管道或下游生产过程中。气流中这些液烃雾滴多是原料天然气中的重烃，即使其量很少，但却使气流的烃露点明显升高，并将在输气管道某管段中析出液烃。低温分离器分出的冷干气实际烃露点与其分离温度的具体差别视原料气组成和所采用的低温分离器分离条件和效率而异。如果低温分离器、预过滤器及聚结过滤器等的内部构件在运行中发生损坏，则分离效率就会更差。
同样，气流中所携带的雾状水滴也会使其水露点升高。
当加入水合物抑制剂例如甲醇时，气流中除含气相甲醇外，还会携带含有抑制剂的水溶液雾滴。气相甲醇和水溶液雾滴中的抑制剂对水露点(或水含量)的测定值也有较大影响。而且，由于测定方法不同，对测定值的影响也不相同。当采用测定水露点的绝对法(即冷却镜面湿度计法)测定水露点时，如果测试样品中含有甲醇，由此法测得的是甲醇和水混合物的露点。
此外，目前现场测定高压天然气中水含量时常用P205法。该法是将一定量的气体通过装填有P205颗粒的吸收管，使气体中的水分被P2O5吸收后成为磷酸，吸收管增加的质量即为气体的水含量。此法适用于压力在1MPa以上且水含量≥10mg/m3的天然气，但由于天然气中所含的甲醇、乙二醇、硫醇、硫化氢等也可与P2O5反应而影响测定效果。
一般来说，在平稳运行时由低温分离器、预过滤器及聚结过滤器分出的冷干气实际水露点与其分离温度的差值约为3～7℃甚至更高，具体差别则视所采用的抑制剂性质及低温分离器等的分离效率等而异。
根据GB 50521《输气管道工程设计规范》规定，进入输气管道的气体水露点应比输送条件下最低环境温度低5℃，烃露点应低于最低环境温度，这样方可防止在输气管道中形成水合物和析出液烃。因此，在考虑上述因素后的低温分离器实际分离温度通常应低予气体所要求的露点温度。
正是由于上述原因使得低温分离器的实际分离温度应该低于气体所要求的露点温度。为了降低获得更低温度所需的能耗，无论是采用膨胀制冷还是冷剂制冷法的低温法脱油脱水工艺，都应采用分离效率较高的气液分离设备，从而缩小实际分离温度与气体所要求露点温度的差别。例如，低温分离器采用旋流式气液分离器，在低温分离器后增加聚结过滤器等以进一步除去气体中雾状液滴等。
必须指出的是，采用多低的分离温度、多高分离效率的气液分离和捕雾设备等，应在进行技术经济综合论证后确定。
(3) 一些凝析气或湿天然气脱除部分重烃后仍具有反凝析现象，其烃露点在某一范围内随压力降低反而增加。
天然气的水露点随压力降低而降低，其他组分对其影响不大。但是，天然气的烃露点与压力关系比较复杂，先是在反凝析区内的高压下随压力降低而升高，达到最高值(临界冷凝温度)后又随压力降低而降低。
客服1