用专用工具检查切换开关的切换顺序不正常（选择器分开→开关芯子切换→选择器合位），正确的顺序应为选择器分开→选择器合位→开关芯子切换。
    为进一步查找原因，拆除有载调压开关进行吊芯、解体，发现选择开关中绝缘传动轴内三相共6根单、双引线（选择开关引到切换开关上的引线）发黑，表层有大量碳化物。将选择开关与切换开关脱开，拆除6根引线发现三相引线有明显的放电熔蚀痕迹，同时相间引线也有明显的对应放电点。A相导电环上固定引线（双数）的紧固螺丝有明显熔蚀痕迹，无法直接拆除。
    变压器吊罩后，检查选择器所有触头是否都到位，结果发现开关在10档，选择器静触头“K”合位正常，选择器静触头“9”和牵引件动触头没有完全合上。经检查，所有齿轮、凹凸花盘外观正常无损伤，机械连接可靠。开关油室的传动定位大小头不在初始位置（如图1所示），开关油室筒底齿轮大小头方向不对，筒底传动齿轮没有停在初始位置上，和正常的初始位置偏差约100°。

    3 故障分析处理
    3.1原因分析
    该变压器已经运行17年，绝缘处于半老化状态，原开关内三相引线可能存在绝缘缺陷，在断开中压35kV回路时操作电压致使引线薄弱点击穿放电，造成相间电弧放电短路，短路电流产生的电动力使选择开关与切换开关的连接部位产生约100°的偏差，致使选择开关触头不到位。虽然触头没有到位，但是各触头未发现放电迹象，说明1-9档开路是在变压器重瓦斯动作后产生的，此时变压器已退出运行。

    3.2处理措施
    针对此故障，将有载调压开关按原位置复装后，将筒底传动齿轮调整100°，复位到初始位置（如图2所示）。然后再进行切换操作，此时发现切换程序正常。

    4 存在问题及改进建议
    4.1存在问题
    （1）设备资产全寿命管理不到位，设备更新改造不及时。事故变电站综自系统运行至今已13年，属于早期技术，运行过程中误发信息较多，本次跳闸事件中“重瓦斯动作”信号等重要信息也不能正常上传后台。
    （2）运行维护管理不到位，缺陷消除不及时。变压器高压三相引线存在的绝缘缺陷问题没有及时发现。
    （3）对变电站时钟管理不到位、信息掌控不足。在本次事故分析数据时，后台机、五防机、保护装置、故障录波器时钟不一致，导致变电站后台机、五防机、保护装置、故障录波器时间不一致，影响分析事故、异常的速度和准确性。
    （4）对变压器油在线监测装置运行条件和数据管理粗放。变压器在线监测装置安装位置不符合要求（安装在主变压器放油阀处），且管路迂回较长，不能正确和快速反映变压器实际运行工况。
    4.2改进建议
    （1）有计划、有步骤地开展老旧变电站监控系统技术改造。
    （2功口强变电站“四遥”信息规范管理，组织调度监控、自动化、保护专业及运维人员，核查变电站保护自动化信息规范性、缺陷等问题。
    （3）组织专业人员梳理变电站GPS对时装置、故障录波器的运行工况，排查统计存在的问题，定期开展GPS、故障录波器隐患整治工作。
    （4）加强对变电站主变压器的带电和在线监测工作，数据收集纵横向以及在线与离线的对比分析工作。
    （5）依据《输变电设备状态检修试验规程》，缩短重要试验项目周期，对于重要变电站、重要负荷区应增加检测次数。完善安装在110KV变压器放油阀处的监测装置，积极开展设备带电检测工作，应用在线油分析、红外线测温等实时掌握设备运行状况，及早发现设备安全隐患，避免同类事故的再次发生。

    5 结束语
    本次事故为在运110KV变压器的国内首次偶发事故，经制造、运行、检修等多方面查找，排除了故障，为同类故障的查找和排除积累了经验。
 

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