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(fā)現(xiàn)油中氫氣超過電力設(shè)備預防性試驗規(guī)程注意值150mL/L規(guī)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(guī)定了油中氫和烴類氣體的注意值，并查明氣體產(chǎn)生原因。所以決定及時跟綜分析，同時考察產(chǎn)氣速率，根據(jù)設(shè)備運行歷史狀況、設(shè)備特點及外部環(huán)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(chǎn)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(xiàn)的H2超標極其相似，所以只對1101電流互感器進行分析。根據(jù)《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》相關(guān)條款判斷，油中H2超標，原因可能有三種：設(shè)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(shè)備預防性試驗規(guī)程》要求，絕緣電組不低于1000MW并且與初始和歷次數(shù)據(jù)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(shù)據(jù)沒有顯著變化的要求；絕緣油擊穿電壓為37kV,符合《規(guī)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(fā)現(xiàn)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(fā)現(xiàn)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(shù)據(jù)進行縱向?qū)Ρ龋^察變化趨勢，結(jié)合其他測試手段所得出的數(shù)據(jù)，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(xiàn)在油中CO和CO2含量上，一般沒有嚴格界限。經(jīng)驗證明，當懷疑設(shè)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(jié)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(shù)據(jù)的分析發(fā)現(xiàn)，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(huán)已烷在一定條件下會發(fā)生脫氫反應(yīng)，反應(yīng)是可逆的，鎳在這個反應(yīng)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(huán)已烷被電場激化后所呈現(xiàn)的極性在反應(yīng)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(huán)乙烷脫氫反應(yīng)，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(huán)乙烷脫氫所致。
僅僅根據(jù)分析結(jié)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(fā)展趨勢，也就是故障點的產(chǎn)氣速率，從色譜分析數(shù)據(jù)來看，H2產(chǎn)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(huán)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(huán)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。