气体分析检测技术论文

三比值法气体分析在变压器故障判断中的应用论文

摘要： 变压器故障条件下在绝缘油中产生大量气体，三比值法气体分析能根据各组分的含量、比值、产气速率判断变压器的故障原因及性质，在解决各类变压器故障中发挥了十分重要的作用。本文对三比值法气体分析在变压器故障判断中的应用做了介绍，供广大电力人员作参考。

关键词： 三比值法 气体分析变压器故障判断应用

电力变压器内部故障主要有过热性故障、放电性故障及绝缘受潮等多种类型。据有关资料介绍，对359台故障变压器统计表明：过热性故障占63％；高能量放电故障占18.1％；过热兼高能量放电故障占10％；火花放电故障占7％；受潮或局部放电故障占1.9％。电气测量不能发现以上很多隐性故障，如何找到一种能早期发现这些隐性故障的检测手段和方法以快速判断变压器故障的原因、性质和发展趋势是十分必要的。而三比值法气体分析就是在变压器故障分析中被大量采用的有效的化学测量方法。

一、绝缘油产气原理

1、 产品老化及故障条件下温度上升与放电导致绝缘油分解并产生气体

绝缘油是由许多不同分子量的碳氢化合物分子组成的混合物，分子中含有CH3、CH2和CH化学基团并由C-C键键合在一起。由于电或热故障的结果可以使某些C-H键和C-C键断裂，伴随生成少量活泼的氢原子和不稳定的碳氢化合物的自由基如：CH3*、CH2*CH*，或C*（其中包括许多更复杂的形式），这些氢原子或自由基通过复杂的化学反应迅速重新化合，形成氢气和低分子烃类气体，如甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等，也可能生成碳的固体颗粒及碳氢聚合物（X-蜡）。

故障初期，所形成的气体溶解于油中；当故障能量较大时，也可能聚集成自由气体。碳的固体颗粒及碳氢聚合物可沉积在设备的内部。 低能量故障，如局部放电，通过离子反应促使最弱的键C-H键（338 kJ／mol）断裂，大部分氢离子将重新化合成氢气而积累。对C-C键的断裂需要较高的温度（较多的能量），然后迅速以C-C键（607 kJ／mol）、C＝C键（720 kJ／mol）和C 三C（960 kJ／mol）键的.形式重新化合成烃类气体，依次需要越来越高的温度和越来越多的能量。 乙烯是在大约为500℃（高于甲烷和乙烷的生成温度）下生成的。乙炔的生成一般在800℃～1200℃的温度。因此，大量乙炔是在电弧的弧道中产生的（低于800℃也会有少量的乙炔生成）。油起氧化反应时伴随生成少量的CO和CO2。油碳化生成碳粒的温度在500℃～800℃。

2、 固体绝缘材料分解产生气体

纸、层压纸板或木块等固体绝缘材料分子内含有大量的无水右旋糖环和弱的C-O键及葡萄糖甙键，它们的热稳定性比油中的碳氢键要弱，并能在较低的温度下重新化合。聚合物裂解的有效温度高于105℃，完全裂解和碳化高于300℃，在生成水的同时生成大量的CO和CO2以及少量烃类气体和呋喃化合物，同时油被氧化。CO和CO2的形成不仅随温度而且随油中氧的含量和纸的湿度增加而增加。

二、产气与故障关系

故障气体的组成和含量与故障的类型及其严重程度有密切关系。在变压器里，当产气速率大于溶解速率时，会有一部分气体进入气体继电器或储油柜中。当变压器气体继电器内出现气体时，分析其中的气体，同样有助于对设备的状况做出判断。

不同的故障类型产生的主要特征气体和次要特征气体可归纳为表1。

变压器内部是否正常或存在故障，常用气相色谱分析结果的三项主要指标（总烃、已炔、氢）来判断。油中气体含量正常值和注意值见表2。

仅根据表3所列气体含量的绝对值很难对故障的严重程度作出正确判断，还必须考察故障的发展趋势，这与故障的产气速率密切相关。产气速率分为绝对产气速率和相对产气速率两种。规范规定对于密封式（隔膜式）变压器，总烃产气速率的注意值为0.5mL/h；总烃的相对产气速率大于10%时应引起注意。

三、判断故障性质的三比值法

三比值法是利用气相色谱分析结果中五种特征气体含量的三个比值（C2H2 /C2H4、CH4/ H2 、C2H4 /C2H6）来判断变压器内部故障性质。实践表明，这一方法判断故障性质的准确率相当高。由于当采用不完全脱气方法脱气时，各组分的脱气速率可能相差很大；但三比值法中，每一对比值之两种气体脱气速率之比都接近于1。所以采用三比值法克服了因脱气速率的差异所带来的不利影响。

三比值法按照比值范围，把三个比值以不同的编码来表示，编码规则如表4。

四、故障判断的步骤

1、气相色谱分析结果的三项指标（总烃、乙炔、氢）与规程的注意值进行比较，并分析CO、CO2的含量。

2、当主要指标达到或超过注意值时，应进行追踪分析、查明原因，结合产气速率估计是否存在故障或故障严重程度及发展趋势。有一项或几项主要指标超过注意值时，说明设备存异常情况，要引起注意。但规程推荐注意值是指导性，它不是划分设备是否异常唯一判据，不应当作强制性标准执行；而应进行跟踪分析，加强监视，注意观察其产生速率变化。有设备特征气体低于注意值，但增长速度很高，也应追踪分析，查明原因；有设备因某种原因使气体含量超过注意值，能立即判定有故障，而应查阅原始资料，若无资料，则应考虑一定时间内进行追踪分析；当增长率低于产气速率注意值，仍可认为是正常。判断设备是否存故障时，不能只一次结果来判定，而应多次分析以后，将分析结果绝对值与导则注意值作比较，将产气速率与产气速率参考值作比较，当两者都超过时，才判定为故障。当确定设备存潜伏性故障时，就要对故障严重性作出正确判断。判断设备故障严重程度，除分析结果绝对值外，必须用产气速率来考虑故障发展趋势，计算故障产气速率可确定设备内部有无故障，又可估计故障严重程度。当有意识用产气速率考察设备故障程度时，必须考察期间变压器不要停运而尽量保持负荷稳定性，考察时间以1～3个月为宜。考察期间，对油进行脱气处理或较短运行期间及油中含气量很低时进行产气速率考察，会带来较大误差。

3、可能发生故障时，用特征气体法或三比值法对故障类型作初步判断，一般用三比值法更准确。但用三比值法应注意有关问题有：

(1)采用三比值法来判断故障性质时必须符合条件：

1)色谱分析气体成分浓度应不少于分析方法灵敏度极根值10倍。

2)应排除非故障原因引入数值干扰。

3)一定时间间隔内(1～3个月)产气速率超过10％／月。

(2)注意三比值表以外比值应用，如122、121、222等组合形式表中找不到相应比值组合，对这类情况要进行对应分析和分解处理。如有认为122组合可以分解为102+020，即说明故障是高能放电兼过热。另外，追踪监视中，要认真分析含气成分变化规律，找出故障类型变化、发展过程，例如三比值组合方式由102—122，则可判断故障是先过热，后发展为电弧放电兼过热。当然，分析比值组合方式时，还要结合设备历史状况、运行检修和电气试验等资料，最后作出正确结论。

(3)注意对低温过热涉及固体绝缘老化正确判断。绝缘纸150˙C以下热裂解时，主要产生CO2外，还会产生一定量CO、乙烯和甲烷，此时，成分三比值会出现001、002、021、022等组合，这样就可能造成误判断。这种情况下，必须首先考虑各气体成分产气速率，CO2始终占主要成分，产气速率一直比其他气体高，则对001--002及021--022等组合，应认为是固体绝缘老化或低温过热。

(4)注意设备结构与运行情况。三比值法引用色谱数据是针对典型故障设备，而不涉及故障设备各种具体情况，如设备保护方式、运行情况等。如开放式变压器，应考虑到气体逸散损失，特别是甲烷和氢气损失率，引用三比值时，应对甲烷、H2比值作些修正。另外，引用三比值是各成分气体超过注意值，特别是产气速率，有理由判断可能存故障时才应用三比值进一步判断其故障性质，用三比值监视设备故障性质应故障不断产气过程中进行。设备停运，故障产气停止，油中各成分能会逐渐散失，成分比值也会发生变化，，不宜应用三比值法。

(5)目前对尚没有列入三比值法某些组合判断正研究之中。例如121或122对应于某些过热与放电同时存情况，202或212装有载调压开关变压器应考虑开关油箱油可能渗漏到本体油中情况。

4、气体继电器内出现气体时，应将其中气体分析结果与油中气体分析结果作比较。比较时应将气、液两相气体进行换算。若故障气体含量均很少，说明设备是正常的。若溶解气体略高于气体继电器，说明设备存在产气较慢的潜伏性故障；若气体继电器明显超过油内气体含量，则说明设备存在产气较快的故障。

5、结合其他检查性试验（直流电阻、空载试验、绝缘试验、局部放电试验和测量微量水分、外部检查等）及设备结构、运行、检修等情况作综合性分析，可相应采取红外检测、超声波检测和其它带电检测等技术手段加以综合诊断判断故障的性质和部位，采取相应措施如缩短试验周期、加强监视、限制负荷、近期安排内部检查或立即停运检查等。综合分析诊断应注意问题：

1)变压器内部故障形式和发展是比较复杂，往往与多种因素有关，这就特别需要进行全面分析。首先要历史情况和设备特点以及环境等因素，确定所分析气体究竟是来自外部还是内部。所谓外部原因，包括冷却系统潜油泵故障、油箱带油补焊、油流继电器接点火花，注入油本身未脱净气等。排除外部可能，分析内部故障时，也要进行综合分析。例如，绝缘预防性试验结果和检修历史档案、设备当时运行情况，包括温升、过负荷、过励磁、过电压等，及设备结构特点，制造厂同类产品有无故障先例、设计和工艺有无缺陷等。

2)油中气体分析结果，对设备进行诊断时，还应从安全和经济两方面考虑。某些过热故障，一般不应盲目建议吊罩、吊心，进行内部检查修理，而应首先考虑这种故障是否可以采取其他措施，如改善冷却条件、限制负荷等来予以缓和或控制其发展，有些过热性故障吊罩、吊心也难以找到故障源。这一类设备，应采用临时对策来限制故障发展，油中溶解气体未达到饱和，不吊罩、吊心修理，仍有可能安全运行一段时间，观察其发展情况，再考虑进一步处理方案。这样处理方法，既能避免热性损坏，又能避免人力、物力浪费。

3)油脱气处理必要性，要分几种情况区别对待：当油中溶解气体接近饱和时，应进行油脱气处理，避免气体继电器动作或油中析出气泡发生局部放电；当油中含气量较高而不便于监视产气速率时，也可考虑脱气处理后，从起始值进行监测。但需要明确是，油脱气并非处理故障必须手段，少量可燃性气体油中并不危及安全运行，监视故障过程中，过分频繁脱气处理是不必要。

4)分析故障同时，应广泛采用新测试技术，例如电气或超声波法局部放电测量和定位、红外成像技术检测、油及固体绝缘材料中微量水分测定，以及油中金属微粒测定等，以利于寻找故障线索，分析故障原因，并进行准确诊断。

五、按国家规定的气体分析检测周期对变压器加强检测，保障变压器的正常稳定运行，减少故障的发生。

1、 出厂设备的检测

220KV变压器在出厂试验全部完成后要做一次色谱分析。制造过程中的色谱分析由用户和制造厂协商决定。

2、 投运前的检测

定期检测的新设备及大修后的设备，投运前应至少做一次检测。如果在现场进行感应耐压和局部放电试验，则应在试验后停放一段时间再做一次检测。

3、投运时的检测

新的或大修后的变压器至少应在投运后4天、10天、30天各做一次检测，若无异常，可转为定期检测。

4、运行中的定期检测

220 kV及以上定期检测 6个月一次。

5、特殊情况下的检测

当设备出现异常情况时（如气体继电器动作，受大电流冲击或过励磁等），或对测试结果有怀疑时，应立即取油样进行检测，并根据检测出的气体含量情况，适当缩短检测周期。

结语： 变压器油气体色谱分析是预防性试验和故障分析判断的重要方法，已得到广泛应用。在用气体特征值和注意值及产气速率估计已存在故障的条件下，三比值法分析能较准确地做出故障分析、判断故障类型、性质和严重程度，采用三比值法时要注意结合其他检测试验和新式先进在线监测工具及设备结构、运行、检修情况，经综合分析和判断后对故障准确定位并采取相应措施。变压器故障原因可能十分复杂，往往同时有多种故障存在，并在发展中。加强预防性试验和定期分析检测对保障变压器的正常运行十分必要。三比值法也在实践中被人们不断探索中，必将在电力应用中发挥更大作用。

张 卫 陆黄生

（中国石化石油工程技术研究院，北京 100101）

摘 要 针对钻井液气测录井脱气不定量、分析成分少的问题，设计了一种新型的钻井液油气分析系统。系统脱气单元采用半透膜分离原理，脱气器可直接插入钻井液中提取分析成分，摆脱了传统电动脱气方式定量化弱的局限；系统分析单元采用了MEMS微型色谱，缩小了体积，扩展了在线分析的组分范围，可在线分析钻井液中油气成分。现场实验证明新型钻井液油气分析系统提高了油气检测的定量性和评价的准确性。

关键词 钻井液 油气 分析 半透膜 在线色谱

Development of a New Kind of Gas logging System

ZHANG Wei，LU Huangsheng

（Research Institute of Petroleum Engineering，SINOPEC，Beijing 100101，China）

Abstract In light of non－quantitative degasification and few components for analysis in current traditional gas logging，a new type of gas logging system developed.The system adopts the semi－permeable membrane separation principle to make a pertinent degasification of hydrocarbon gases.The degasser can be inserted directly into drilling fluid to extract the analysis component.The analysis component of the system adopts the method of online －GC technology.The wellsite test showed that the new system can raise the level of gas logging and improve the assessment exactness of oil and gas.

Key words drilling fluid；oil－gas；analysis；semi－permeable membrane；online chromatogram

油气勘探钻井过程中，地层轻烃含量直接关联着地层油气储量［1］，传统测定方法是将钻井液引入脱气器中进行搅拌脱气，分离出轻烃气体，再将其送入在线气相色谱进行分析，从而得到钻井液中的轻烃含量［2］。这种测定方法脱气不定量、检测不连续、信号延迟时间长，制约了气测录井服务质量。

本文结合国外气测录井行业的发展趋势［3～7］，提出了一种测定钻井液中轻烃含量的新方法，在此基础上开发了新型气测系统。

1 系统原理

系统的结构原理如图1所示，分为样品脱气环节、样品处理环节、分析检测环节和评价解释环节。钻头在钻开地层后，井下油气被钻井液从井下循环到地面，脱气环节中的半透膜脱气器直接插入泥浆中，通过它把钻井液中的烃类油气定量提取出来；提取出来的样品进入样品处理环节，进行脱水、干燥、稳压、稳流处理；之后样品进入分析检测环节，通过在线的分析仪器将烃类样品成分检测出来；随后气体样品排出系统，检测的信息进入评价解释环节，通过工作站完成样品标定、数据处理和油气水的评价。

图1 油气检测系统原理

新型气测系统与常规气测录井系统分离—检测—评价的功能流程基本一致，但关键功能的实现手段有着显著区别。新型气测系统对脱气和气体检测两个关键环节进行了重新设计，新设计的系统脱气环节使用插入式半透膜定量脱气替代了传统的电动脱气，而新的气体检测环节将油气分析范围由常规系统的C1—C5扩展到C1—C8，并包括苯和甲苯。

2 技术关键

2.1 半透膜脱气器设计

样品脱气要充分考虑钻井液中烃类气体的模态变化和钻井液的循环工艺。首先要让钻井液尽量少接触空气，其次是减少因为钻井液的流量、温度等因素变化造成的影响。综合各种样品萃取的利弊，选用半透膜方式脱气具有很好的针对性。

半透膜是由高分子聚合物材料制备的薄膜，其具有选择性透过功能，可针对性地分离液体中特定组分，在化工分离工程中应用广泛。目前Schlumberger 、Halliburton等公司正应用半透膜分离技术开展研究，并取得了一定成果。适合钻井液油气脱出的半透膜应只允许检测所需的烃类及苯类分子以气体状态通过，并完全禁止泥浆通过，以保护后续检测单元。利用半透膜从钻井液中直接分离组分的原理如图2所示。

图2 半透膜工作原理

在膜的内外两侧，由于烃类组分存在不同的渗透压力，使钻井液中的烃类气体穿过半透膜，并以气体的形式通过载气输送至气相色谱仪等检测仪器进行分析，达到分离—检测的目的。利用半透膜作为定量分析手段，检测结果能够真实反映钻遇地层流体的油气组成比例及性质。

由于半透膜需直接接触钻井液进行油气组分分离，其工作环境恶劣，并且工作温度高，普通膜材料难以达到要求，因此半透膜选择上既要保证油气组分透过，又要重点考虑膜的强度和耐温性。初步选择PE（聚乙烯）、PTFE（聚四氟乙烯）及PDMS（硅橡胶）为膜材料，通过化学聚合反应制备了中空纤维聚合物复合膜。PE膜在实验温度为40℃、80℃时无检测信号，在温度升至100℃时熔化，耐温性能差。PTFE膜在40℃、80℃ 、100℃、120℃有检测信号，但检测信号很小，说明PTFE的透过性不好。PDMS膜在温度高于50℃时的谱图均有信号。因此，选用PDMS膜作为钻井液中轻烃气体的分离膜。通过性能测试，制备的PDMS复合半透膜强度、耐温性及透过性适合钻井液泥浆工作条件，脱出油气组分能够满足后续检测单元需求。表1为PDMS复合膜对气体组分的渗透系数。

表1 气体组分的PDMS膜渗透系数

考虑到钻井液的化学性质及恶劣的工作环境，半透膜脱气器封装采用了图3所示的设计结构，脱气器整体为全不锈钢插头式，长度为15cm，使用的中空纤维膜膜管外径为0.8mm，内径为0.5mm，中空纤维膜覆盖部分即有效探头长度为10cm，中空纤维膜置于探头表面的凹槽内，凹槽起到一定的保护和固定作用。脱气器内置温度计凹洞接口，插入热电阻即可在执行测量任务的同时监控温度，帮助校正半透膜的渗透效率。

图3 钻井液半透膜脱气器结构

2.2 在线油气分析单元设计

气体检测单元是系统核心模块之一。传统的气体检测一般采用FID ＋色谱的检测方式，使用氢火焰离子化检测器需要配备氢气和氧气，这样既增加了气相色谱仪的使用成本，而且使用氢气具有一定的危险性。仪器房一般离脱气环节几十米远，样品气输送存在滞后的问题且受温度影响。因此新气测系统设计关键是解决样品快速分析问题、样品气输送问题。同时，仪器也要体积较小，可以现场安装。

本文设计继续选用了在线气相色谱分析原理，但是在仪器上选用了Agilent的490 Micro GC便携式气相色谱仪。490 Micro GC使用的微型热导检测器（μTCD）比传统的热导检测器灵敏度高10倍，能够精确地分析出项目所需要参考的指标气体，整个系统具有速度快、便携、适应野外工作的优点。

本设计主要是规划了在线色谱的分析流程和优化了色谱柱的性能。在线色谱的分析采用模块化组合，设计了双分析通道，为了克服C5之后样品液化的问题，在进样口、色谱柱、检测器都进行了保温设计，以保证样品分析的准确性。每个通道流程如图4所示。

图4 检测通道原理

气体检测可同时进行两个通道样品分析，每个通道包括微电子气体控制（EGC）、进样器（Injector，包括样品加热装置和样品定量管）、气体分离柱（Column）、微热导检测器（μTCD）。色谱柱选用不同填料用于不同成分的针对性分析，以提高分析实效及精度。其中分离柱一采用10m PoraPLOT Q色谱柱，用于分析CH4；分离柱二采用8m Sil 5CB色谱柱，用于分析高碳数烃类及苯类。色谱柱类型及系统运行参数见表2。

表2 通道类型及参数

由于设备气路比较精密，在设计中采用干燥过滤器对样品气进行干燥、过滤，过滤器采用5μm粉末冶金过滤片，另外本身色谱仪配有一个专用的可换过滤器作为最后的净化保证。为保证样品气输送的定量，保障后续检测单元测量精度，样品气流量使用质量流量阀定量控制。

2.3 系统软件设计

系统软件设计采用模块化设计，设计语言采用C＃完成，软件主要功能为实现数据的实时采集、分析和解释评价，并将成果进行数据或图形输出。此系统功能模块包括控制模块、数据采集、显示模块、解释模块、模板建立、数据管理、成果输出等。整体架构如图5所示。此外，软件可以实现与综合录井仪的通讯，将采集的气体成分数据送到综合录井仪中，也可以将综合录井仪的参数提取到工作站，单独进行油气分析及解释。

图5 软件功能架构图

3 实验与指标

3.1 现场实验

2011年9月，新型气测系统在中国石化中原油田胡XXX井和卫XXX井分别进行了现场气测录井测试。整套系统在胡XXX井连续进行了251h、281m进尺的录气测录井工作。在卫XXX井，系统连续进行了223h、1012m进尺的气测录井。同时由于卫XXX井在钻井过程中进行了混油钻进，系统完成了在混油状态下的气测录井测试。

整个测试期间，系统整体工作性能稳定，C1—C8的检测周期小于90s（图6），在钻井液混油的状态下，气测异常发现率为100％。现场测试证明了系统工作的可靠性，获得了现场第一手的数据。

图6 现场色谱分析

3.2 系统指标

新型钻井液油气含量检测系统的技术指标如表3所示。

表3 新型气测系统技术指标

4 结束语

新型气测录井系统使用膜分离脱气和多通道检测，具有检测范围扩大、定量化程度高、检测周期快速的优点。系统整体运行正常，现场实验达到了预期设计目的。系统的开发研制对提高油气评价的准确性，解决弱油气储藏发现的难题有着重要意义。

参考文献

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