白银供电公司会宁分公司110kV郭城变电站1101、1102电流互感器，1995年投入运行，运行正常；2004年3月加装金属膨胀器，2004年9月预防性试验时，发现油中氢气超过电力设备预防性试验规程注意值150mL/L规定，已达到170.7mL/L。
由于《变压器油中溶解气体分析和判断导则》（DL/T722-2000）中，规定了油中氢和烃类气体的注意值，并查明气体产生原因。所以决定及时跟综分析，同时考察产气速率，根据设备运行历史状况、设备特点及外部环境等因素进行综合判断，如负荷、温度、油中含水量等。同时为了对电流互感产生H2的原因准确判断，并和其它预防性试验进行比较分析。
由于1101和1102电流互感器出现的H2超标极其相似，所以只对1101电流互感器进行分析。根据《变压器油中溶解气体分析和判断导则》相关条款判断，油中H2超标，原因可能有三种：设备受潮；制造工艺差或维护不当，固体绝缘老化；油中含有水，与铁作用生成氢气。
1排除绝缘受潮的可能性
1101电流互感器电气试验时，高压绕组对地、低压饶组对地绝缘电阻为2500MW、末屏对地绝缘电阻为2000MW，符合《电力设备预防性试验规程》要求，绝缘电组不低于1000MW并且与初始和历次数据没有显著变化的要求；主绝缘A、B、C三相tgd均为0.1，且历年数据没有显著变化的要求；绝缘油击穿电压为37kV,符合《规程》要求35kV的要求。所以绝缘受潮的可能性可以排除。
2排除固体绝缘老化的因素
油色谱分析对发现油浸电流互感器潜伏故障是非常重要的，当通过油色谱分析发现油中溶解气体异常时，要以油色谱分析为主，并与历次测量数据进行纵向对比，观察变化趋势，结合其他测试手段所得出的数据，进行综合检测诊断。
当故障涉及到固体绝缘时，会引起CO和CO2的增长。固体绝缘的正常老化过程与故障情况下的劣化分解，表现在油中CO和CO2含量上，一般没有严格界限。经验证明，当怀疑设备固体绝缘材料老化时，一般CO2/CO＞7，1101电流互感器A、B两项的CO2/CO比值为2.6左右，小于7，故不涉及固体绝缘。
3排除油中含水量的可能性
油中含有水，可以与铁作用生成氢气，从简化分析结果来看，油中水含量为0，这种可能性可以排除。以上几种可能性都可以排除。
4安装膨胀器导致H2超标
通过对历年色谱分析数据的分析发现，该电流互感器油中H2含量增加以至超标，是从互感器加装膨胀器后开始的。金属膨胀器由不锈钢制成，合金中的镍是一种著名的加氢、脱氢催化剂。变压器油中的环已烷在一定条件下会发生脱氢反应，反应是可逆的，镍在这个反应中具有双向催化，在催化作用过程中，物理吸附能明显降低，其后进行的化学吸附的活化能。由于油在运行中受到电场的作用，中性分子环已烷被电场激化后所呈现的极性在反应中有利于极性吸附，降低了化学吸附的活化能，即提高了镍的催化活性，使通常要在较高温度下才能进行的环乙烷脱氢反应，在常温下也能缓慢进行。
所以电流互感器油中H2超标的主要原因是由环乙烷脱氢所致。
仅仅根据分析结果的绝对值是很难对故障的严重性做出正确判断，必须考虑故障的发展趋势，也就是故障点的产气速率，从色谱分析数据来看，H2产气速率较小。
综上所述认为，电流互感器油中H2含量超标主要是由环乙烷脱氢所致。2004年10月对1101、1102电流互感器换油，换进的新油中含有较多的环乙烷，尽管当时油中H2浓度很小，但电流互感器运行一段时间后，H2浓度又逐渐升高。2005年3月对互感器油进行真空脱气，采用真空脱气处理后，H2浓度的幅度减小。所以在电流互感器上装金属膨胀器的电流互感器运行一段时间后，要进行换油或真空脱气处理，H2才会合格。
