3 故障检查处理及原因分析
    根据上述判断结果，红外测温主变套管引线夹件等部位未发现异常。当年8月29日，停电该主变进行钻芯检查，未发现明显的发热故障点。在紧固设备内部相关部件，过滤变压器油后，投运变压器，并每周开展1次跟踪分析。当年9月3日～次年3月20日，对变压器油进行了18次跟踪分析，总烃含量从20μL/L上升至986. 34μL/L，油中总烃含量仍呈上升趋势。
    次年4月2日，吊罩检查、大修该主变，对主变所有接头、引线、铁芯、绝缘件、高一中一低压升高座、分接开关进行全面检查，均未发现异常。在拆除35kV侧套管时，发现导电杆下部有少量黑色粉末，A相导电杆与引线接线片连接处有明显发黑痕迹。
    综合数据分析及吊芯检查结果判断，该起故障为35kV侧套管导电杆与引线接线片导电接触面积较小，负荷电流增加引起发热。改造处理后，该主变油色谱跟踪分析正常。

    4 应对措施
    此类故障在变压器运行中较为少见，通过试验、带电检测等技术手段很难准确判断故障点。为了防止此类故障的再次发生，建议从以下几方面采取措施。
   （1）加强变压器前期技术监督，在技术协议中及设计联
络会议上明确导电回路各部件连接方式，满足载流要求。
   （2）加强变压器各阶段的技术监造工作。在生产过程中，要严格控制制造工艺，确保各环节工艺满足规程要求。做好变压器现场安装施工阶段的监督，确保施工工艺质量符合要求，施工队必须有施工资质。
   （3）变压器投运后，需做好日常维护工作，并按规程要求开展带电检测工作，一旦发现异常就及时处理。同时，需做好变压器油温、油位日常巡视记录，为异常分析提供数据依据。

   5 结束语 
    本文变压器异常故障通过变压器在线监测技术得到了及早发现并处理。近年来，变压器在线监测技术得到了广泛应用，目前已基本覆盖110KV变电站。通过在线监测变压器，能及早发现变压器运行异常，有效降低变压器故障跳闸次数，从而提高供电可靠性。
 

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