1 引言

电力变压器是电能传输与变换的核心枢纽，其运行可靠性直接决定电网的供电安全与稳定水平。据统计，油浸式电力变压器占在运变压器总量的九成以上，绝缘油既是变压器的主要绝缘介质，又是绕组与铁芯的冷却媒介。当变压器内部发生过热、放电或绝缘老化时，绝缘油与绝缘纸在热、电场作用下发生裂解，产生氢气（H₂）、甲烷（CH₄）、乙烷（C₂H₆）、乙烯（C₂H₄）、乙炔（C₂H₂）、一氧化碳（CO）、二氧化碳（CO₂）等特征气体并逐步溶解于油中。油中溶解气体分析（Dissolved Gas Analysis, DGA）通过检测特征气体组分及含量，能够在不解体设备的前提下揭示内部潜伏性故障的性质与严重程度，被誉为变压器状态评估的"血液检测"手段，是迄今公认的发现变压器早期故障最有效的技术路径。

近年来，随着"双碳"战略深入实施与新型电力系统加快构建，特高压交直流输电工程密集投运，单台变压器容量与电压等级持续提升，变压器故障一旦演变为燃爆事故，将造成设备损毁、电网解列乃至人员伤亡等严重后果，安全监测需求急剧上升。然而，传统DGA技术体系长期存在"检测周期长、响应滞后、维护负担重、交叉干扰大"等结构性短板，行业亟需一种高灵敏、高选择性、免维护、可实时连续监测的技术路线。激光光声光谱（Laser Photoacoustic Spectroscopy, LPAS）技术凭借其在痕量气体检测领域的独特优势，近年来在电力行业快速实现产业化应用，成为变压器油中气体在线监测领域的技术制高点。本文系统论述该技术的行业背景、演进路线、物理原理、工程实现与应用成效，以期为电力设备状态监测技术选型与智能化运维体系建设提供参考。

2 能源电力行业安全监测背景与技术痛点

2.1 行业安全监测背景

截至"十四五"末期，我国电网已形成以特高压交直流为骨干网架的全国互联格局。1000kV交流、±800kV及以上直流特高压工程在新疆、宁夏、山东、山西、四川、湖北等地规模化投运，单站变压器（含换流变）单台容量普遍达到1000MVA以上，设备造价动辄数亿元。特高压大型变压器内部绝缘裕度相对紧张、运行场强高，对潜伏性缺陷极为敏感；一旦发生内部放电或严重过热，故障发展速率快、波及范围广，留给运维人员的处置窗口极为有限。

从故障统计看，变压器内部故障多具有"潜伏期长、突发性强"特征。局部放电、匝间短路、铁芯多点接地等缺陷从萌生到发展为不可逆故障，往往经历数月至数年的演变期；而油中特征气体浓度与产气速率恰是反映这一演变过程最灵敏的物理化学量。国际电工委员会IEC 60599、我国电力行业标准DL/T 722-2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》均将DGA列为变压器状态评估的核心手段。行业普遍认识到：提升DGA监测的时间分辨率与数据连续性，是从"定期体检"走向"全时监护"、从"事后检修"走向"状态检修"的关键前提。

2.2 变压器故障产气机理与特征气体

变压器油为矿物绝缘油，主要成分为烷烃、环烷烃与芳香烃的复杂烃类混合物。在热性故障与电性故障作用下，烃分子中的C—C键与C—H键发生断裂，生成低分子烃类气体与氢气。不同故障类型对应的热点温度与能量密度差异，决定了特征气体的生成种类与相对比例，由此形成DGA故障诊断的物理基础。各特征气体与故障类型的对应关系如表1所示。

其中，乙炔（C₂H₂）是唯一仅在700℃以上高温或电弧放电条件下大量生成的气体，其存在几乎可以作为放电性故障或严重过热故障的"指纹"指标；氢气是绝大多数早期故障的共性产物，灵敏度高但特异性不足；CO/CO₂比值可反映固体绝缘（纤维素）的劣化状态。DL/T 722-2014对各组分给出了明确的运行注意值（见表2），并规定当气体浓度超过注意值或产气速率异常时应缩短检测周期、加强跟踪分析。

同时，DL/T 722-2014要求对产气速率进行跟踪：密封式变压器总烃绝对产气速率注意值为12mL/d、氢气为10mL/d、乙炔为0.2mL/d；总烃相对产气速率大于10%/月即认为设备存在异常。值得注意的是，乙炔即使未超注意值，只要"首次检出"或呈现持续增长趋势，即应引起高度警惕——例如330kV及以上变压器乙炔注意值低至1μL/L，且实际工程中常以"0.5μL/L级净增量"作为停运研判依据。这意味着检测技术必须达到亚ppm级乃至ppb级的痕量分辨率，方能满足"早发现"的要求。

2.3 传统检测技术痛点分析

DGA检测技术历经数十年发展，形成了离线气相色谱、在线气相色谱、单组分氢传感器、半导体气敏传感器、红外光谱及光声光谱等多条技术路线，但传统方案均存在难以回避的结构性缺陷，主要体现在以下五个方面：

• 检测周期长、时效性差。传统离线色谱需现场取样、送检实验室分析，从取样到出具报告通常耗时数天；按预防性试验规程，330~500kV变压器DGA检测周期为3个月、220kV为6个月，故障在检测间隔内持续发展的风险难以管控，短寿命气体（如乙炔）可能在取样前已逸散，甚至出现"故障爆发早于检测报告出具"的极端情况。
• 在线色谱依赖载气与耗材，维护负担重。在线色谱装置以高纯氦/氮气作载气，载气瓶约一年即需更换；色谱柱长期运行后固定相流失、油污污染导致柱效下降甚至失效，需频繁标定与更换，运维成本高企，现场反馈"更换载气频率高、维护量大、使用成本高"，部分站点甚至因维护缺位导致装置失效。
• 单组分监测信息量不足。早期氢气单组分在线监测虽响应快、成本低，但氢气会在变压器钢结构与油中滞留缓释形成背景干扰，且部分过热故障以甲烷为最先产物，单测氢易漏检，无法支撑故障类型判别。
• 半导体/电化学传感器交叉敏感、长期漂移。以SnO₂为代表的金属氧化物半导体传感器对还原性气体广谱响应，选择性差，且恢复时间长（可达30s以上）、信号拖尾严重，长期油浸环境下材料退化导致零点漂移，需频繁标定。
• 传统红外与宽谱光声方案存在固有缺陷。傅里叶红外光谱（FTIR）对H₂无红外吸收、无法检测，且仪器体积大、环境敏感、维护成本高；采用宽谱红外光源+滤光片+机械斩波器的传统光声光谱，因宽谱光源频带较宽、组分吸收峰重叠而产生交叉干扰，滤光盘与机械调制盘的长期磨损亦引入测量误差。

综合来看，行业痛点集中于"灵敏度-选择性-免维护性"的三角矛盾：高灵敏度要求痕量检出能力，高选择性要求对多组分混合气体的精准分辨，免维护性要求无载气、无耗材、无机械磨损。传统技术路线难以同时满足，这正是激光光声光谱技术得以快速兴起的内在逻辑。

3 行业解决方案发展过程与技术路线探究

3.1 技术发展演进脉络

变压器油中气体监测技术发展大致可划分为四个阶段，其演进本质是监测手段从"离线向在线、单组分向多组分、粗放向精准"不断跃迁的过程：

第一阶段（离线色谱主导）：20世纪80年代以前，变压器健康评估依赖定期取样送实验室进行气相色谱分析。该技术分离能力强、精度高，被IEC 60567、IEEE C57.104等国际标准确立为基准方法，但流程复杂、周期以天计，无法实时反映设备状态。

第二阶段（在线单组分监测兴起）：20世纪90年代末，基于钯栅场效应管、燃料电池等原理的在线氢监测装置问世，首次实现变压器"不停电、连续监测"。氢气对多数早期故障灵敏，但单组分信息不足以判别故障类型，且存在背景干扰与漏检风险，属于过渡性方案。

第三阶段（多组分在线监测多路线竞争）：21世纪初，在线气相色谱、半导体气敏传感器阵列、红外光谱等多元路线并行发展。在线色谱可测多组分但受困于载气与色谱柱维护；半导体传感器集成度高但选择性差；FTIR精度高却无法测氢。各路线各有短板，行业进入"技术路线收敛前的多峰竞争期"。

第四阶段（激光光声光谱崛起与智能化融合）：2010年前后，光声光谱技术凭借"零背景、高灵敏、宽动态范围"优势进入变压器油气监测领域；随后半导体激光器技术成熟，窄线宽分布反馈（DFB）激光器与量子级联激光器（QCL）的引入使光声光谱摆脱宽谱光源与滤光片限制，形成激光光声光谱技术路线。近年来，该技术进一步与物联网组网、大数据分析、专家诊断系统（三比值法、大卫三角形法）及人工智能算法融合，构建起"感知-传输-诊断-决策"一体化的智能监测体系，并在特高压工程中实现规模化应用。

3.2 主要技术路线对比分析

为客观评估各技术路线的适用性，表3从检测原理、可测组分、检测限、响应速度、维护成本与适用场景六个维度对主流DGA在线监测技术进行对比。

对比可见，激光光声光谱在检测限、选择性、免维护性等核心指标上全面优于传统路线：其乙炔工程检测限可达0.1μL/L（特殊工况0.05μL/L），满足DL/T 722对330kV及以上变压器乙炔1μL/L注意值的"亚注意值级"跟踪要求；单色激光波长精准匹配目标组分吸收线，从根源上消除宽谱光声的交叉干扰；电调制替代机械斩波，全光路无运动部件，配合免标定自校准机制，实现了真正意义上的"少维护、长周期稳定运行"。

3.3 从宽谱到激光：光声光谱的技术跃迁

光声光谱并非新技术，其物理基础——光声效应由贝尔于1880年发现，但受限于光源与探测手段，长期停留在实验室研究阶段。应用于变压器油气监测的宽谱光声光谱采用红外宽谱光源，须经滤光盘过滤为数十至数百纳米带宽的单色光，并以机械斩光器调制，存在两大先天性缺陷：其一，宽谱波段内不同组分气体的红外吸收峰相互重叠，造成交叉干扰，测量精度受限；其二，滤光盘与调制盘为机械结构，长期运行磨损后引入测量误差与故障隐患。

激光光声光谱的核心跃迁在于"光源革命"：以单色性极佳、线宽极窄（DFB激光器典型线宽小于10MHz）的半导体激光器替代宽谱光源，无需滤光即可精准锁定目标气体吸收线；以电调制替代机械斩光，彻底消除运动部件。这一跃迁使光声光谱从"原理可行"走向"工程可靠"，检测精度、长期稳定性与免维护性得到数量级提升，为其在电力行业规模化应用扫清了障碍。

4 激光光声光谱技术原理

4.1 光声效应的物理基础

激光光声光谱检测建立在光声效应与比尔-朗伯定律两大物理基础之上。光声效应的基本过程为：当波长与目标气体分子特定吸收线相匹配的调制激光照射气体时，分子吸收光子能量跃迁至激发态；随后激发态分子主要通过分子间碰撞等无辐射弛豫过程返回基态，将吸收的光能转化为局部热能的周期性涨落；密闭气室中温度周期性变化经理想气体定律转化为压力周期性波动，即产生声波。声波由高灵敏微音器拾取并转换为电信号，其幅值与气体浓度成正比。整个"光—热—声—电"的间接检测链路由于本质上测量的是吸收能量而非透射光强，背景趋近于零，因而具有极高的灵敏度与抗干扰能力。

比尔-朗伯定律描述了光在气体介质中的衰减规律：

式中，I₀为入射光强，I为透射光强，α(λ)为气体在波长λ处的吸收系数，L为光程，C为气体浓度。在光声检测中，光声信号幅值满足如下关系：

式中，S_m为微音器灵敏度，C_cell为光声池常数（由池体几何结构与材料决定），P_λ为入射光功率，α为吸收系数，C为目标气体浓度。可见在系统参数恒定时，光声信号与气体浓度严格线性相关，这正是定量检测的基础。实际工程中，由于碰撞展宽与多普勒展宽并存，气体吸收线型通常以Voigt线型（Lorentzian与Gaussian线型的卷积）描述，检测系统通过波长扫描与线型拟合实现精准定量。

4.2 激光光源选型

光源是激光光声光谱系统的核心器件，其选型直接影响检测灵敏度与组分覆盖范围，主要包括两类：

• 分布反馈（DFB）半导体激光器：工作于近红外波段（1.3~2.6μm），线宽窄（<10MHz）、单模输出、波长可通过驱动电流与温度快速调谐，是CH₄、CO、CO₂、C₂H₂、C₂H₆、C₂H₄等烃类与碳氧化物检测的主流光源。其波长扫描方式通过周期性调制驱动电流，使激光波长在目标吸收线附近往返扫描，产生周期性光声信号，谱形即反映吸收线型，抗干扰能力强。C₂H₂在1.53μm附近存在特征吸收带（C₂H₂与H₂O吸收谱线区域），工程装置常选用1532~1534nm波段DFB激光器实现乙炔高灵敏检测。
• 量子级联激光器（QCL）：1994年由贝尔实验室实现，通过量子阱子能带间电子跃迁发光，可覆盖3~12μm中红外"分子指纹区"，该波段分子吸收强度较近红外高1~2个数量级，理论上可获得更高灵敏度，适用于部分强吸收组分与多组分拓展场景。

H₂、N₂、O₂等双原子同核分子无红外吸收，无法用光声光谱直接检测，工程上通常采用专用氢传感器（电化学/热导式）与激光光声光谱模块组合的方式实现全组分覆盖。此外，光声信号与入射光功率成正比，光纤激光放大（如掺铒光纤放大器EDFA）等功率增强手段可将激光功率从毫瓦级提升至百毫瓦级，进一步将检测限推至ppb级。

4.3 光声池与信号检测

光声池是光声信号产生与放大的关键部件，其性能决定了系统灵敏度上限。按工作模式可分为非谐振式与谐振式两类：非谐振式光声池响应频带宽但信号弱；谐振式光声池利用声学驻波共振增强效应，使光声信号放大数十倍，是工程装置的主流选择。通过有限元仿真优化池体谐振腔长度、半径与微音器耦合通道尺寸，可获得最佳共振频率与信噪比。先进设计中采用多谐振腔对称结构、双微音器差分拾音等技术，进一步抑制环境噪声、提升灵敏度。

信号检测环节通常采用微音器（电容式/驻极体式）配合锁相放大器实现：锁相放大器以激光调制频率为参考，从强噪声背景中提取同频光声信号，大幅改善信噪比；亦可用石英音叉（QEPAS，石英增强光声光谱）替代传统微音器，利用音叉高品质因数实现极高灵敏度的微型化检测。实验室研究中，基于悬臂梁法布里-珀罗（F-P）光纤声学传感器的方案已实现C₂H₂检测限15nL/L（即0.015μL/L），浸入式光声系统（iPAS）直接置于油浴中检测C₂H₂可达47nL/L，展示了该技术的巨大潜力。

4.4 系统架构与工作流程

工程化激光光声光谱油中气体在线监测装置由油气分离模块、光声检测模块、数据处理模块与通信接口模块四大部分构成。典型工作流程为：

• 油气分离：采用恒温真空脱气技术，对脱气罐抽真空实现油中气体高效脱出。相比传统顶空法与膜渗透法，真空脱气效率高、重复性好，且脱气全程油样不与空气接触，实现"油样零污染、零损耗"，脱气后油样回注变压器油箱，保证设备安全。双油路隔离设计可同时监测主变与有载开关两组油样。
• 光声检测：依据目标组分特征吸收波长逐一切换/扫描激光器，依次测定各组分浓度。全组分（7~9种气体+微水）检测周期通常为1小时以内，乙炔单项快速检测可缩短至10~30分钟，满足紧急工况下的快速复核需求。
• 数据处理与诊断：内置符合IEC 60599标准的专家诊断软件，支持三比值法、大卫三角形法、产气速率判据等多种故障分析方法，结合趋势分析输出故障性质与严重程度判据。
• 通信与集成：通过IEC 61850、Modbus等电力规约接入变电站综合自动化系统与电网设备状态监测平台，支持RS485、RJ45、光纤、无线等多方式组网，实现7×24h连续监测与远程集中监控，支持无人值守。

4.5 关键性能指标

综合工程化装置实测数据与公开文献，激光光声光谱油中气体监测装置典型性能指标如表4所示。

表4数据表明，激光光声光谱在乙炔这一"最危险特征气体"的检测上优势尤为突出：工程装置0.1μL/L的检测限显著优于DL/T 722对330kV及以上变压器1μL/L注意值的跟踪需要，实验室研究更已将检测限推进至ppb乃至nL/L量级，为超早期故障感知提供了充分的技术余量。装置重复性可达±5%，设计寿命10年以上，检测指标符合国家电网企业标准Q/GDW 10536-2021及IEC 60599国际标准要求。

5 应用实现与成效意义

5.1 工程部署与分级预警体系

激光光声光谱油中气体监测装置适用于35kV及以上电压等级油浸式电力变压器、直流换流变压器、电抗器、互感器及大型电厂升压变压器。装置可就地安装于变压器本体（壁挂式/落地式），通过取油口直接取样、监测后回油，安装过程无需停电。站端监测数据经物联网组网汇集至运检部门后台系统与电网监控管理平台，与电气试验、在线局放、红外测温等多源数据融合，形成设备状态精细化分析与差异化运检决策能力。

在预警策略上，工程实践逐步形成"浓度-速率-趋势"三维分级预警体系：

• 关注级：任一特征气体浓度接近注意值（如乙炔≥0.5μL/L）或相对产气速率超过10%/月，启动加密监测与趋势跟踪；
• 预警级：特征气体超过DL/T 722注意值或产气速率超限（如乙炔绝对产气速率>0.2mL/d），结合三比值法判定故障性质，组织专家会诊；
• 停机级：乙炔快速增长至危险水平（如24h净增量≥0.5μL/L，特高压工程实战研判值）或出现电弧放电特征，启动停运检修与应急处置。

5.2 典型应用案例

激光光声光谱技术在电力行业已形成大量成功应用案例，表5列举了其中具有代表性的工程实践。

上述案例表明，激光光声光谱监测装置能够在故障气体尚处痕量阶段即捕捉异常信号，为运维决策争取宝贵的处置窗口。以特高压换流变为例，乙炔从"首次检出"到"超注意值"往往仅数日，若无连续在线监测，按传统3个月检测周期几乎必然错过最佳处置时机；而基于激光光声光谱的连续监测配合"净增量停运研判值"策略，实现了对放电性故障的精准拦截。

5.3 成效意义分析

激光光声光谱技术在油浸式变压器油中气体监测领域的规模化应用，带来了安全、经济、管理三个维度的显著成效：

（1）安全效益：防线前移，从"事后处置"到"事前预防"。装置可提前3~6个月发现局部放电或过热趋势，将故障识别从"检测报告出具时"提前至"故障萌生期"，从根本上改变传统模式下"故障发展到不可逆阶段方才暴露"的被动局面。以变压器燃爆事故"三道防线"（主动停运、保护跳闸、紧急释压排油灭火）为框架，激光光声光谱技术显著强化了首道防线——通过更早、更准的状态感知，在故障升级为爆燃事故前完成主动干预，大幅降低变压器恶性事故发生率。

（2）经济效益：降低运维成本，避免重大损失。一方面，免载气、免标气、免色谱柱维护的设计使装置全生命周期运维成本大幅低于在线色谱与宽谱光声方案，减少了检修人员对监测装置本身的维护消缺工作量；另一方面，通过早期预警避免的非计划停运、设备损毁、电网损失等间接效益极为可观——准东—皖南工程单起预警即避免直接经济损失超2000万元，特高压换流变单台停运更换的综合损失更达数千万元量级，监测装置的投资回报率极高。同时，连续监测数据支撑状态检修替代定期检修，可延长变压器有效运行寿命，优化检修资源投入。

（3）管理效益：数据驱动，支撑智能化运检转型。长期连续、高时间分辨率的DGA数据为设备状态评估、故障趋势分析、差异化运检策略制定乃至设备退役决策提供了坚实的数据基础。装置通过IEC 61850等标准规约接入电网设备状态监测平台，实现"站端感知—平台汇聚—诊断分析—决策下发"的闭环管理，推动运维模式从"人工经验驱动"向"数据智能驱动"转型，是智能变电站与新型电力系统"设备智能化、运检数字化"建设的重要技术支撑。

5.4 发展趋势展望

面向未来，激光光声光谱DGA监测技术将沿以下方向持续演进：一是智能化融合，基于长期监测数据构建深度学习故障诊断模型，将三比值法、大卫三角形等传统判据与数据驱动方法结合，实现故障类型自动识别与严重程度精准评估；二是免维护与全自主运行，通过自校准机制、自诊断功能与冗余设计进一步提升装置可靠性，支撑无人值守变电站场景；三是多场景拓展，从大型主变向配电变压器、电抗器、互感器等更广泛设备延伸，推动"高可靠、低成本"型装置规模化部署；四是国产化替代，国内企业已实现全国产化光声光谱油气监测技术产业化，打破国外技术壁垒，关键性能指标在国网集中检测中获"优+"评级，将为电网核心装备安全提供自主可控的监测保障。

6 结语

油浸式变压器油中溶解气体监测是电力设备状态感知体系的关键环节。本文系统梳理了能源电力行业安全监测背景下传统DGA技术的五大痛点，回顾了监测技术从离线色谱到激光光声光谱的演进历程，深入剖析了激光光声光谱"零背景、高灵敏、免耗材"的技术原理及其工程实现路径。应用实践证明，激光光声光谱技术以0.1μL/L级的乙炔检测能力、免维护的运行特性和与智能诊断体系的无缝融合，有效破解了"灵敏度-选择性-免维护性"的技术矛盾，已在特高压交直流工程中发挥出"安全哨兵"的关键作用，为防范变压器燃爆事故、保障电网安全稳定运行提供了有力支撑。随着智能化、国产化进程的深入推进，激光光声光谱技术必将在新型电力系统建设中发挥更为重要的作用。

参考文献

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