電流互感器為何氫氣超標

白銀供電公司會寧分公司110kV郭城變電站1101、1102電流互感器，1995年投入運行，運行正常；2004年3月加裝金屬膨脹器，2004年9月預防性試驗時，發現油中氫氣超過電力設備預防性試驗規程注意值150mL/L規定，已達到170.7mL/L。

由于《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》（DL/T722-2000）中，規定了油中氫和烴類氣體的注意值，并查明氣體產生原因。所以決定及時跟綜分析，同時考察產氣速率，根據設備運行歷史狀況、設備特點及外部環境等因素進行綜合判斷，如負荷、溫度、油中含水量等。同時為了對電流互感產生H2的原因準確判斷，并和其它預防性試驗進行比較分析。

由于1101和1102電流互感器出現的H2超標極其相似，所以只對1101電流互感器進行分析。根據《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》相關條款判斷，油中H2超標，原因可能有三種：設備受潮；制造工藝差或維護不當，固體絕緣老化；油中含有水，與鐵作用生成氫氣。

1排除絕緣受潮的可能性

1101電流互感器電氣試驗時，高壓繞組對地、低壓饒組對地絕緣電阻為2500MW、末屏對地絕緣電阻為2000MW，符合《電力設備預防性試驗規程》要求，絕緣電組不低于1000MW并且與初始和歷次數據沒有顯著變化的要求；主絕緣A、B、C三相tgd均為0.1，且歷年數據沒有顯著變化的要求；絕緣油擊穿電壓為37kV,符合《規程》要求35kV的要求。所以絕緣受潮的可能性可以排除。

2排除固體絕緣老化的因素

油色譜分析對發現油浸電流互感器潛伏故障是非常重要的，當通過油色譜分析發現油中溶解氣體異常時，要以油色譜分析為主，并與歷次測量數據進行縱向對比，觀察變化趨勢，結合其他測試手段所得出的數據，進行綜合檢測診斷。

當故障涉及到固體絕緣時，會引起CO和CO2的增長。固體絕緣的正常老化過程與故障情況下的劣化分解，表現在油中CO和CO2含量上，一般沒有嚴格界限。經驗證明，當懷疑設備固體絕緣材料老化時，一般CO2/CO＞7，1101電流互感器A、B兩項的CO2/CO比值為2.6左右，小于7，故不涉及固體絕緣。

3排除油中含水量的可能性

油中含有水，可以與鐵作用生成氫氣，從簡化分析結果來看，油中水含量為0，這種可能性可以排除。以上幾種可能性都可以排除。

4安裝膨脹器導致H2超標

通過對歷年色譜分析數據的分析發現，該電流互感器油中H2含量增加以至超標，是從互感器加裝膨脹器后開始的。金屬膨脹器由不銹鋼制成，合金中的鎳是一種著名的加氫、脫氫催化劑。變壓器油中的環已烷在一定條件下會發生脫氫反應，反應是可逆的，鎳在這個反應中具有雙向催化，在催化作用過程中，物理吸附能明顯降低，其后進行的化學吸附的活化能。由于油在運行中受到電場的作用，中性分子環已烷被電場激化后所呈現的極性在反應中有利于極性吸附，降低了化學吸附的活化能，即提高了鎳的催化活性，使通常要在較高溫度下才能進行的環乙烷脫氫反應，在常溫下也能緩慢進行。所以電流互感器油中H2超標的主要原因是由環乙烷脫氫所致。
僅僅根據分析結果的絕對值是很難對故障的嚴重性做出正確判斷，必須考慮故障的發展趨勢，也就是故障點的產氣速率，從色譜分析數據來看，H2產氣速率較小。

綜上所述認為，電流互感器油中H2含量超標主要是由環乙烷脫氫所致。2004年10月對1101、1102電流互感器換油，換進的新油中含有較多的環乙烷，盡管當時油中H2濃度很小，但電流互感器運行一段時間后，H2濃度又逐漸升高。2005年3月對互感器油進行真空脫氣，采用真空脫氣處理后，H2濃度的幅度減小。所以在電流互感器上裝金屬膨脹器的電流互感器運行一段時間后，要進行換油或真空脫氣處理，H2才會合格。