1、存在的问题及原因
经过一段时间的生产运行，发现气化器后续管道中的气态液化石油气经常存在带液问题，管道、设备排污时经常排出棕黑色的黏稠状物质。这些现象直接导致高压器、管道及混气机混气喷嘴处积液、堵塞，造成调压器以及混气机失灵甚至损坏，以致无法进行正常混气生产，严重威胁着市区用气高峰时燃气供应。
依据液化气汽化器技术操作说明，采用蒸汽加热时，为保证液化石油气充分气化，要控制气化器内的温度为50~70OC，如温度过低，会影响气化器内液化石油气充分气化，使气化器气化能力下降；温度过高，会使液化石油气中的C5及以上的重组分随轻组分（C3、C4等）一起气化。由于是液化石油气强制气化，气态液化石油气导出后，后续管道或系统温度稍有降低(温度差为5～8℃)，气态重组分就会重新冷凝成液态，即出现气态液化石油气带液现象。
经过初步分析认为：造成气化器后气态液化石油气带液的主要原因是气化器控制温度过高，使液态液化石油气中的C5，以上重组分、杂质与轻组分一起气化，进人后续管道；其次是气化器后续管道保温不力，致使气化器后续管道降温较快，气态液化石油气中的C5，以上重组分、杂质等因温度降低而析出形成黏稠状凝析物。关于黏稠状凝析物，我们对其进行分析研究，最终确认是液化石油气中C5，以上重组分及杂质在高温、强制气化条件下的产物。
通过对国产和进口液化石油气组分比较可以得知，我公司目前使用的国产液化石油气成分多元，杂质较多，C5以上的重组分质量分数平均达到4.5％左右，而进口液化石油气主要成分只有丙烷和丁烷，基本不含其他杂质。我公司分析认为，液化气汽化器是国内燃气设备制造企业生产，其技术参数及相关配置是按照国产液化石油气组成要求确定的，理论上按技术说明操作不应该产生后续管道气态液化石油气带液情况，出现此种情况应该是由于温度控制参数选择有误或者是后续管道或系统保温效果不理想而造成的。
2、解决措施
由于该混气站主要功能是为我公司用气高峰时提供调峰气源，因此平时生产任务不是很紧急，这就为我公司技术人员分析、调整操作参数提供了有利条件。经过对现场实际操作参数的试验、追踪、分析，我们认为：虽然操作技术说明上要求控制气化器内温度为50～70℃，但是这只是理论值，针对我公司使用的液化石油气成分应采用何种温度范围进行控制，需要更加精确的温度范围。为此我公司将温度控制参数分成4组(50～55℃、56～60℃、6l～65℃、66～70℃)进行对比试验运行，同时气化器后续管道进行了保温处理，并持续临测温降，最后保证气化器出口与混气机进口温差不超过1℃。
这样经过4个月的试验，我们发现气化器在56～60℃范围内运行气化效果最佳，这进一步验证了我们当初的分析判断，即必须进行温度控制，防止温度过高。虽然降低操作温度会使气化器的生产效率下降，但是可以使液化石油气中的C5，以上重组分、杂质等无法与轻组分一起气化(达不到其强制气化温度)，C5以上重组分、杂质等大多沉积于气化器底部，伴随排残操作统一排放处理。气化器后续管道(设备)保温效果明显，始终保证管道(设备)内的液化石油气保持气体状态。通过以上措施使得气化效果明显改善，即使在冬季操作条件下也没有出现带液现象，调压器、混气机等后续设备运行状况良好，从而保证了混气生产的稳定、正常。
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